2 Análisis del Estado del Arte: Tecnologías Solares.

2 Análisis del Estado del Arte: Tecnologías Solares.
Aunque existen distintos tipos de aplicaciones, las diferentes tecnologías solares pueden
dividirse en dos grupos, fotovoltaicas y de concentración, atendiendo al principio físico
que aplican.
2.1 Tecnología Solar Fotovoltaica.
El efecto fotovoltaico fue descubierto por el físico francés Edmound Becquerel en 1839
al observar que ciertos materiales producían cantidades pequeñas de corriente eléctrica
cuando se exponían a la luz. Media década después Willoughby Smith descubrió el
efecto fotovoltaico en sólidos y W. G. Adams y R.E. Day produjeron la primera célula
fotovoltaica de selenio. Sin embargo no es hasta el principio del siglo XX cuando el
fenómeno es explicado por Einstein, basando su concepto de fotoelectricidad en los
trabajos previos sobre cuantos de energía formulada por Max Planck.
Entre 1955 y 1975 surgen las primeras empresas que comercializaron células basadas en
semiconductores de silicio para aplicaciones destinadas principalmente al ámbito
espacial o militar. En esta época se evoluciona en los procesos de fabricación y
tratamiento de los materiales pero el rendimiento de cada célula era muy bajo (alrededor
del 10%) y por tanto el coste del kW/h muy elevado. A partir de 1975 la tecnología
fotovoltaica es suficientemente madura para su aplicación en la industria y,
paulatinamente al ámbito doméstico. Se experimenta con distinto tipo de material
semiconductor, como el arseniuro de galio aislado o en combinación con germanio. En
1980 la producción de paneles fotovoltaicos fue de 1500 kW anuales y en 2007 de más
de 2000 MW. Aun así, el rendimiento de la célula ronda en el mejor de los casos el 30%
y el coste del kW/h sigue siendo elevado.
En la actualidad, la energía fotovoltaica se utiliza de forma aislada para generar
pequeñas cantidades de electricidad en zonas alejadas de la red de transporte, o
directamente como elementos de generación de energía eléctrica inyectada a red.
Dependiendo del tipo de aplicación, se utilizan distintos materiales como el silicio
amorfo o monocristalino, el teluro de cadmio o CIGS, y se sigue investigando en
materiales y configuraciones que aumenten el rendimiento de la célula.
Típicamente las células se suelen agrupar por paneles que se emplazan en el lugar
deseado. Existen distintas configuraciones en función del emplazamiento y la ubicación.
Para instalaciones domésticas, se suele utilizar una configuración fija orientada en
dirección norte-sur. Para aplicaciones industriales o de generación, se puede mantener
esta configuración. Sin embargo existen cada vez más, disposiciones de paneles sobre
una estructura que rota alrededor de uno o dos de sus ejes. De esta forma se intenta
aumentar el rendimiento de cada panel, maximizando la incidencia normal de la
radiación solar sobre la célula.
Figura 1. Campo solar de placas fotovoltaicas.
Desde el punto de vista de la producción, además de las células de silicio, los
componentes fundamentales de una planta fotovoltaica suelen considerar:
Inversores: convierten la corriente continua proveniente de los módulos
fotovoltáicos, en corriente alterna.
Transformadores: elevan el voltaje de la corriente alterna proveniente de los
inversores, al adecuado para su conexión a una subestación de distribución
Protecciones y aparellaje eléctrico: necesario para llevar la alimentación a cada uno
de los elementos de la planta y para entregar la energía producida a la red.
El rendimiento de la instalación dependerá de los rendimientos de cada uno de sus
componentes así como de su correcto acoplamiento eléctrico.
Figura 2. Cabina de inversores en central fotovoltáica.
2.2 Tecnologías Solares de Concentración.
Los dispositivos de concentración solar están formados por lentes o elementos
reflectantes de gran área para colimar la radiación solar sobre un receptor. Esto permite
obtener rendimientos térmicos elevados en una región del espacio y poder transformar
esta energía en trabajo.
Desde época antigua diferentes culturas conocían la forma de concentrar la luz del sol
sobre superficies reflectantes curvas de metal pulimentado para quemar objetos. En la
china antigua y en la Grecia de Arquímedes ya se conocían estas técnicas. Leonardo de
Vinci y Galileo realizaron estudios sobre la geometría y el área de los espejos a la vez
que proponían aplicaciones para calentar agua o con fines bélicos. Durante los siglos
XVII y XVIII se intentaron diseñar espejos de mayor área para conseguir temperaturas
más altas en el foco de la superficie curva. Entre 1860 y 1880 el matemático francés
Augustín Mouchot desarrolló prototipos propios de horno, motor y bombas de riego
solares, contando con el apoyo de los gobiernos francés y argelino. En paralelo el
ingeniero sueco John Ericsson inventó el concentrador cilindro parabólico, basado en
sus conocimientos sobre discos parabólicos. El avance de estos prototipos es frenado
por la llegada de la revolución industrial que utiliza para las máquinas de vapor
combustibles fósiles con alto rendimiento y valor energético. A principios del siglo XX
el ingeniero estadounidense Frank Shuman desarrolló el primer motor solar práctico.
Entre 1920 y 1970 se sustituyen los combustibles fósiles basados en el carbón por los
derivados del petróleo y el gas natural. En esta época se avanza de forma esporádica en
la mejoras de los elementos existentes. Aparecen estudios y se construyen proyectos
prototipos que analizan sistemas de seguimiento con grupos de helióstatos inclinados,
con receptor o caldera central. A esta época corresponden los proyectos desarrollados
entre 1965 y 1969 en Genoa (Italia). También se construyeron varios hornos solares
tanto en Estados Unidos como en Europa, como el horno de Odrillo en el Pirineo
Francés. Es a partir del comienzo de la crisis energética, con el aumento de los precios
del petróleo de principio de los años 70 del siglo XX, cuando distintos tipos de
tecnologías, y entre ellas la solar, experimentan un fuerte auge. Desde mediados de los
70 hasta principio de los 90 se han realizado la mayoría de los trabajos y diseños
industriales en proyectos solares de concentración tal como se conocen hoy en día. Los
gobiernos, en colaboración con la industria privada, trabajaron juntos financiando
proyectos para evaluar el rendimiento y la utilidad de las aplicaciones de las distintos
tipos de tecnología. En esta época se desarrollan varios proyectos de plantas de torre
(Solar One y Solar Two en EEUU, CESA-1 y TSA en España o Themis en Francia) y
de cilindro parabólico (SEGS I a SEG IX en EEUU o DCS en España) [13]
En la actualidad existen 4 tecnologías viables de concentración que comparten el mismo
nicho de mercado que la fotovoltáica y las plantas de generación de electricidad de gas
y carbón.
Plantas de Torre o Receptor Central: Compuestas por un campo de helióstatos de
forma circular con movimiento continuo. El campo concentra la radiación solar en un
receptor situado en lo alto de una torre, que actúa como caldera. La recirculación de
un fluido caloportador que absorbe la radiación, permite generar vapor que es
inyectado a una turbina para generar electricidad. El campo de helióstatos suele
moverse en dos de sus ejes (típicamente azimut y elevación) respecto al sol.
Figura 3. Planta termosolar de receptor central: Solar 1.
Figura 4. Esquema de funcionamiento típico para una planta termosolar de receptor central.
Plantas de Colectores Cilindro Parabólicos (CCP): Compuestas por varios metros
de espejos con forma parabólica que consiguen concentrar la radiación solar en su
foco. En este lugar se suele situar un tubo por el que circula un fluido térmicamente
eficiente que absorbe la radiación colimada. Típicamente suele ser aceite sintético en
que alcanza temperaturas cercanas a los 400º C. Bombeando el fluido a tanques
intercambiadores se consigue energía suficiente para mover una turbina. El campo
suele pivotar sobre su eje central moviéndose de forma continua con el sol.
Figura 5. Campo de colectores cilindro parabólicos para planta termosolar de CCP.
Figura 6. Esquema típico de funcionamiento para una planta termosolar de colectores.
Plantas de Reflectores Lineales de Fresnel (LFR)
El diseño considera un sistema de foco en línea similar a los concentradores CCP,
donde la radiación solar se concentra en un captador lineal invertido, elevado mediante
una serie de reflectores casi planos. Con las ventajas de bajos costes estructurales de
apoyo, juntas de fluido fijas, receptor separado del sistema reflector, y largas longitudes
de foco que permiten el uso de cristal convencional, los colectores LFR han atraído una
creciente atención. Se considera como una alternativa tecnológica de coste inferior a la
tecnología CCP. Los diseños recientes consideran materiales de reflector menos caros y
componentes de captador que reducen el rendimiento óptico. Sin embargo, este
rendimiento inferior se compensa por los bajos costes de inversión y de operación y
mantenimiento.
Figura 7. Reflector lineal de Fresnel
Figura 8. Principio de funcionamiento para el reflector lineal de Fresnel.
Plantas de Discos Stirling: Formados por pequeñas unidades que componen una
superficie en forma de disco que se mueve en dos ejes respecto al sol. El disco
concentra la luz sobre un receptor situado en su foco en donde se alcanzan
temperaturas cercanas a 750 º C. Recirculando un fluido se realiza una transferencia
térmica que se utiliza para generar electricidad en microturbinas o motores Stirling
colocados en el receptor.
Figura 9. Campo solar de discos Stirling.
Figura 10. Principio de funcionamiento para el disco de Stirling.
En la actualidad sólo las plantas de torre y las basadas en colectores son tecnologías
suficientemente probadas y maduras implantadas a nivel comercial. Las plataformas
basadas en discos necesitan un mayor desarrollo tecnológico para terminar de ser
competitivas. En España existen proyectos industriales de plantas de torre: PS10 y PS20
en Sanlúcar la Mayor (España) y de cilindro parabólico: Andasol en Guadix (España) o
la planta solar de Nevada (EEUU). En el futuro se prevé una bajada de los precios de los
componentes a medida que aumente la demanda con el número de complejos en
explotación.
Un factor fundamental a reseñar es que todas estas tecnologías están formadas por un
conjunto de elementos de gran superficie (helióstatos o colectores) que trabajan de
forma coordinada utilizando únicamente la componente directa de la radiación solar.
Esta es la razón de que se necesiten dispositivos mecánicos con un alto grado de
precisión en su seguimiento aparente del sol. El tipo de movimiento y la actualización
de las consignas variarán en función de la tecnología y el rendimiento que se desee
conseguir. Imprecisiones en el posicionamiento implican una disminución de eficiencia
térmica y por tanto, de penalizaciones en la generación.
2.3 Tecnología y Componentes en Plantas de CCP
Como se ha comentado, las plantas termosolares de cilindro parabólico están
compuestas por líneas de espejos curvados en forma de parábola que consiguen
concentrar la radiación solar en su foco. En este lugar se suele situar un tubo por el que
circula un fluido térmicamente eficiente que absorbe la radiación concentrada. Se suele
utilizar aceite sintético que alcanza temperaturas cercanas a los 400º C, aunque también
se han realizado pruebas con otro tipo de fluidos, como el agua. Este tipo de fluido
presenta gran variación de densidad con la temperatura, de forma que se pueden
almacenar en tanques de expansión al mismo tiempo el aceite frío, junto con el aceite
caliente proveniente del campo, estratificados a diferentes alturas (efecto de termoclina).
El aceite frío se bomba desde la base del tanque y el caliente se almacena en la parte
superior. Si los tanques están aislados correctamente y considerando el poder calorífico
del aceite, la temperatura en el interior se puede mantener durante varios días.
Figura 11. Elementos básicos de una planta solar de CCP con almacenamiento en tanque de sales.
Una vez se extrae el aceite frío de entrada al campo desde el tanque de expansión se
sigue un circuito cerrado en el que el campo de colectores va aportando la radiación
suficiente para elevar progresivamente la temperatura del fluido. Cuando se ha
alcanzado el nivel de temperatura adecuado se bombea hacia tanques intercambiadores,
donde se genera vapor. Conforme la temperatura del aceite va subiendo, la presión del
vapor en el generador sube también, hasta alcanzar las condiciones mínimas admisibles
a la entrada de la turbina. Así la válvula de admisión comienza a abrir, dejando pasar
vapor a la turbina, empezando esta a girar a velocidad creciente hasta alcanzar su
velocidad de sincronismo. En ese momento se acopla el generador eléctrico a la red y se
comienza a ceder energía eléctrica al exterior. La energía eléctrica generada es función
de la cantidad de vapor con que se alimenta la turbina. El caudal de vapor a la turbina
viene determinado por la energía térmica entregada por el campo de colectores, la cual,
a su vez, es función de la energía solar disponible. En régimen permanente, el calor que
se cede al intercambiador es aportado de nuevo por el campo solar.
En las plantas actuales, los diseños consideran sistemas de almacenamiento auxiliares.
De esta forma el exceso de energía que se produce durante la operación diaria se puede
aprovechar en situaciones de transitorios de nubes o para conseguir una operación en
continua durante la noche. Para ello se están utilizando tecnologías de tanque de
almacenamiento agua-vapor o sistemas de sales con punto alto de fusión.
Un campo solar de CCP está compuesto por un conjunto de lazos de tubos y espejos. El
aceite más frío entra por el extremo de cada lazo y sale por el extremo contrario. Los
lazos están dispuestos de forma paralela y están unidos entre sí, de forma que a la salida
del campo cada uno aporta el volumen de aceite que ha calentado.
Figura 12. Vista general de la planta Nevada Solar One.
La unidad fundamental del campo es el colector de concentración. Los elementos
principales que constituyen un colector suelen ser:
Cimentación y estructura metálica: soporta los colectores y los fija al suelo de
forma que el conjunto soporta todas las cargas. A su vez permite una rotación
alrededor de su eje de giro.
Espejos con forma parabólica: Son la parte reflectante del colector. Reflejan la
radiación solar que incide sobre ellos y la proyectan sobre el foco de la parábola
donde se sitúa un tubo absorbedor.
Figura 13. Componentes principales de un colector cilindro parabólico.
Tubo absorbedor: es el receptor en este tipo de tecnología. Está soportado mediante
una parte de la estructura en el foco de la parábola, y es el encargado de convertir la
energía solar en energía térmica que transmite al fluido caloportador. Básicamente
está formado por dos tubos concéntricos: uno interior metálico, por el que circula el
fluido a calentar, y otro exterior, de vidrio. Al espacio entre ambos tubos se le hace el
vacío para evitar las pérdidas por convección hacia el exterior. Las superficies de
ambos están recubiertas por capas selectivas que aumentan la absorción de calor y
evitan las pérdidas.
Figura 14. Tubo absorbedor para tecnología de CCP
Mecanismo de movimiento: posibilita el giro de la estructura respecto a su eje. Se
suelen utilizar motores o pistones hidráulicos.
Desde el punto de vista de las comunicaciones y control del sistema, la arquitectura de
una planta de gran producción, suele estar basada en un sistema de control distribuido
en varias capas. Una primera capa comprende los sistemas relacionados con cada uno de
los colectores de la instalación. Aglutina la electrónica, la lógica de control y la
instrumentación que controlan el estado y permiten el movimiento de los mecanismos.
Entre otras, se suelen recoger las señales de los encoders de posicionamiento angular,
finales de carrera, señales de termopares para medidas de temperaturas, etc. A nivel
local, el dispositivo puede generar sus propias consignas de posición y transmite las
alarmas y datos de gestión a niveles superiores. En este nivel se incluye la información
de parte la instrumentación de proceso asociada al lazo: estado de las válvulas,
caudalímetros, bombas, etc.
Figura 15. Arquitectura de control distribuida para planta industrial
Una segunda capa agrupa generalmente a varios lazos de colectores, pero también a
instrumentación común a toda la planta: imágenes de cámaras para control del campo,
sensores meteorológicos (pirheliómetros, piranómetros, anemómetros, etc.).
Figura 16. Integración de elementos en niveles superiores del SCD
Por último, el tercer nivel recibe la información de cada uno de los niveles secundarios
y permite realizar labores de gestión y de control de capa superior.
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 2
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 2
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 3
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 2
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 2
Nivel 1
Nivel 1
Nivel 1
Figura 17. Propuesta de topología de comunicaciones en una planta de colectores.
A medida que se avanza hacia niveles superiores, aumenta la capacidad de supervisión y
gestión y disminuye la de instrumentación de campo.
Normalmente las comunicaciones se establecen punto a punto y se utiliza como medio
físico cable coaxial o fibra óptica si el entorno es ruidoso (por ejemplo si existen
motores conmutando continuamente). En función de la solución adoptada, se suelen
utilizar tarjetas electrónicas para las capas inferiores, PLC’s industriales de gama media
para los niveles intermedios y estaciones de operación para la gestión desde el nivel
superior. Continuamente se están supervisando los sistemas críticos mediante
instrumentación de proceso. Estos transmiten las distintas señales del proceso y los
sistemas de campo, lo que permite realizar actuaciones e implementar estrategias
predefinidas, a medida que lo requieran las condiciones de operación. Los operadores de
campo suelen recibir la información a través de sistemas HMI (Human Machin
Interfaz). Además existen sistemas automáticos de vigilancia que lanzan señales de
emergencia o disparo para proteger tanto la operación como la instrumentación de la
planta.
Como en el resto de tecnologías termosolares, en general las condiciones
meteorológicas de la planta suelen ser distintas a las condiciones de diseño. La radiación
solar depende de la hora del día, del tipo de nubosidad, de la temperatura ambiente y de
un cúmulo de perturbaciones que afectan a todo el sistema. Desde el punto de vista del
proceso, la dinámica de la planta de colectores viene determinada por los siguientes
factores:
Imposibilidad para realizar una actuación directa sobre la fuente de calor: en
otros sistemas clásicos de regulación de temperatura la estrategia de control se centra
en regular la fuente que proporciona la energía. Por ejemplo este es el caso de una
caldera convencional de gas. Sin embargo, en las plantas termosolares no es posible
actuar directamente sobre la fuente ya que esta es el sol.
La intensidad de la radiación solar no es constante a lo largo del día: Esto lleva
asociado la consideración de una perturbación intrínseca dentro de la propia dinámica
del proceso.
Dinámica con grandes retardos: existe una diferencia de tiempo considerable desde
que se da la orden de control hasta que se observan cambios significativos en la
temperatura de salida del lazo de aceite. Esta diferencia de tiempo suele ser variable y
está asociada a retardos de transportes en el fluido.
Dinámica cambiante del proceso: Existen otros factores externos que influyen en el
proceso, sobre todo el paso de nubes y las condiciones meteorológicas particulares de
cada día. Desde el punto de vista del control estos factores pueden ser considerados
como perturbaciones, que influyen de forma directa sobre la temperatura final a la
salida del lazo de colectores.
En función de si el día es claro o de si los transitorios de nubes son rápidos o lentos, la
radiación directa que llega al campo puede variar en gran medida. El objetivo de diseño
es mantener una temperatura constante a la salida del campo, cercana al punto de
trabajo del aceite. Esto obliga a variar continuamente el flujo de entrada a cada lazo,
provocando que el tiempo de residencia del aceite en el campo sea variable.
La estrategia de operación habitual se suele divide en 3 fases principales a lo largo del
día:
Arranque: temperatura de entrada al campo, irradiancia y factor coseno solar,
pequeños. Al comienzo del día es necesario aumentar de la forma más rápida posible
la temperatura del aceite a la salida del lazo, sobre todo en época invernal. Un buen
arranque a primera hora permite tener unos mejores niveles de rendimiento y facilita
la operación en lo que resta de jornada.
Operación a Carga Parcial: temperatura de entrada al campo, irradiancia y factor
coseno solar con valores crecientes. En este caso se recircula el aceite por el circuito
sin pasar por los intercambiadores-evaporadores. En una operación normal se suele
empezar con caudales bajos, fijando un escalón de temperatura de referencia
intermedio a la salida del campo de colectores. Cuando la temperatura de salida se
aproxima a la de referencia, se cambia a un nuevo valor de set point, a la vez que se
aumenta el caudal de aceite en el circuito, ya que en este momento el nivel de
irradiancia también será mayor. De esta manera el sistema va aumentando de forma
progresiva y controlada la temperatura a la salida del campo hasta alcanzar la
temperatura de operación que permite el paso por los intercambiadores.
Operación Nominal: temperatura de salida del campo suficiente para transferir calor
a los intercambiadores. Debe ser el estado de régimen permanente en un día normal
de trabajo. En esta fase, se puede realizar una regulación de la temperatura del aceite
en el circuito, de forma que siempre se intente mantener una referencia fija de
temperatura a la salida de cada lazo.
El campo está provisto con un sistema de seguimiento del sol que mueve los espejos
alrededor del eje en el que se sitúa el tubo absorbedor. La correcta orientación de los
colectores en cada instante es uno de los factores que determinan el rendimiento general
de la planta. Durante el transcurso del día la posición del Sol varía conforme al
movimiento de translación de la Tierra, por lo que para distintos instantes de tiempo se
tienen distintos ángulos de orientación del vector solar. Por tanto, la posición angular
del CCP debe variar de manera dinámica a lo largo del día, durante todos los días del
año. Pequeñas imprecisiones en la posición del colector hacen que el tubo absorbedor
no se sitúe de forma correcta en el foco de la parábola. De esta manera, se pierde parte
de la radiación solar colimada por los espejos, disminuyéndose el rendimiento del lazo.
Existen tres formas típicas de controlar la posición del colector:
En bucle abierto a partir de un modelo de ecuaciones: conociendo la ubicación
geográfica del lazo, se calcula la posición del sol en cada instante a partir de un
modelo de ecuaciones celestes.
En bucle cerrado a partir de un sensor: se suelen utilizar células fotovoltaicas o
fotodiodos situados en eje de giro del mecanismo y paralelos a la superficie de
apertura del colector. Situando una banda de sombra sobre los sensores, se puede
determinar la mejor orientación en cada instante.
En bucle cerrado basado en modelo con realimentación de sensor: es la opción
más robusta para seguimiento y considera las ventajas de las dos anteriores. Se realiza
un seguimiento grueso utilizando el modelo de ecuaciones para llevar al colector a
una posición muy cercana a la ideal. Las imprecisiones mecánicas y de montaje son
absorbidas por el sensor que estima el error entre la posición actual y la deseada. El
sistema genera la consigna adecuada para corregir el error, cerrando de esta manera el
bucle de control.
En la concepción de la planta, se suelen considerar tres modos predefinidos de
orientación para el campo de colectores:
Seguimiento: las estructuras varían dinámicamente la posición en cada instante para
que los espejos apunten sobre el tubo absorbedor. Es el modo de funcionamiento
normal del sistema.
Seguridad: el mecanismo lleva al colector a una posición más baja de la horizontal
sobre el terreno, como forma de protección. En este caso no se enfoca sobre los tubos.
Se suele llegar a este estado al finalizar el día o tras una alarma (condiciones
meteorológicas como el viento, incidencias en el proceso, etc.) o enclavamiento de la
planta.
Desfasado: el colector realiza un seguimiento con un offset angular configurable
respecto de la posición de foco. De esta manera no se transmite toda la energía sobre
el tubo absorbedor.
El objetivo de control en este trabajo es mantener la temperatura a la salida del campo
de colectores a su valor máximo de diseño (unos 400 ºC) evitando las perturbaciones
causadas por fenómenos típicos de variación de la radiación solar, efecto de las nubes,
variación de la temperatura de aceite a la entrada o suciedad en los espejos. Estas
perturbaciones obligan a variar dinámicamente el flujo de entrada a cada lazo, lo que
provoca un tiempo de residencia del fluido variable. De todo lo anterior se deduce que
el sistema a controlar es un proceso no lineal con retardo variable en el tiempo y
dinámica cambiante en el punto de trabajo.