Boletín de Información Semanal

Generación directa de vapor: Una oportunidad de mejora en plantas cilindro-parabólicas

30 de octubre 2009

La generación directa de vapor podría reducir costes de forma dramática al eliminar la necesidad de caros líquidos de transferencia de calor reduciendo pérdidas de eficiencia. No obstante, aún existe un cierto grado de volatilidad.

Por Toby Price

“Es interesante destacar que el primer sistema commercial cilindro-parabólico en el mundo, inaugurado a las afueras del Cairo en 1913, se basaba en la generación directa de vapor,” dice Samer Zureikat, fundador de MENA Cleantech.

Hoy, sin embargo, ninguna planta cilindro-parabólica (PTPs) genera vapor de forma directa, sino que, fluidos de transferencia de calor (HTF) circulando a través de tubos absorbedores acumulan el calor de la luz solar y lo liberan en el ciclo de vapor de la planta a través de intercambiadores de calor .

El coste y desventajas termodinámicas de los aceites sintéticos e intercambiadores de calor tiene un efecto negativo en los beneficios de las instalaciones, y con una capacidad acumulada PT que se espera ascienda a alrededor de 2250 MW para el 2020 (Informe global sobre la industria CSP 2010–2011), muchas compañías están analizando si la tecnología DSG podría impulsar la competitividad PTP.

Menor coste, mayor eficiencia

“La viabilidad técnica de DSG en PTPs se ha demostrado con el sistema DISS”, un prototipo construido en Plataforma Solar de Almeria (PSA) como explica Eduardo Zarza, cabeza visible en sistemas de concentración solar de CIEMAT. “DSG resulta muy atractivo porque permite la reducción de costes de inversión al poder prescindir del equipamiento asociado con HTF,” añade Zarza.

Debido a que la configuración de la planta se simplifica, Nikolaus Hurt del departamento de comunicación corporativa de Solar Millennium cree que “junto con las sales fundidas, DSG es la solución más prometedora para la reducción de costes en un futuro cercano”.

En un informe reciente, Altran Technologies calculó que los costes de inversión en campos solares se podrían ver reducidos en un 15%. De forma silmilar, Zarza explica: “Para una planta CSP de 50 MW, se espera una reducción del 10-13% en los costes de producción de electricidad”.

La investigación también demuestra que DSG permite al campo solar operar a altas temperaturas, lo que resulta en eficiencias de ciclo más altas. Juan Manuel Martín, consultor de negocio de Altran Technologies afirma que DSG podría suponer un incremento del 4% en la capacidad de producción de las PTPs.

La eliminación de los peligrosos HTFs hace que DSG presente un riesgo medioambiental menor. Además, debido a que el calor puede ser almacenado sin usar HTFs e intercambiadores de calor, podrían usarse acumuladores de vapor (en el momento en el que sean comercialmente viables) para ampliar la capidad de almacenamiento de las plantas PT.

Considerando estas ventajas, Martín afirma que, “es muy probable que esta tecnología esté completamente lista para ser comercializada en unos 2 ó 3 años”. ¿Pero, cuánto costará aplicar esta tecnología en la práctica?

No sin dificultades

Resultados de investigación sugieren que varios aspectos técnicos todavía necesitan ser perfeccionados. Zarza explica que dos de los principales problemas de esta tecnolgía son el control de la corriente bifásica agua/vapor y los gradientes de temperatura dentro de los tubos absorbedores.
 
Fuertes variaciones en la radiación solar pueden dificultar el mantenimiento de la temperatura del vapor ya que se necesita garantizar un flujo de alimentación mínimo para evitar gradientes de temperatura elevados que podrían producirse cuando se recuperara el nivel de radiación solar. Además, los tubos absorbedores están sujetos a altas presiones cuando se emplea DSG.

Sin embargo, como Zarza señala: “El proyecto DISS mostró que los gradientes de temperatura son menores de lo esperado y las presiones en los tubos absorbedores no superan el 47% del máximo permitido.” Zarza también añade que los límites de operatividad fueron definidos para garantizar la estabilidad del proceso DISS, al mismo tiempo que se están estudiando modelos de control para mitigar la inestabilidad.

El control de un campo solar DSG es más complicado que en sistemas HTF y podría suponer una mayor complejidad de diseño y la necesidad de colectores inclinados. Sin embargo, Zarza puntualiza que el obstaculo principal para el despegue de esta tecnología es la falta de sistemas de almacenamiento de calor adecuados. “Los sistemas de almacenamiento de calor deberían usar materiales que puedan absorber la energía térmica cedida en la condensación de vapor de agua,” explica Zarza.

Ensayos pre-comerciales fundamentales

Mientras que estos factores técnicos pueden ser superados, el principal obstáculo para la utilización de sistemas DSG a gran escala se encuentra en la falta de financiación que permita construir una planta de prueba.

Cinco años atrás, CIEMAT, IDEA, Abengoa, Sener e Iberdrola se unieron para construir una planta piloto de 3 MW en España con el fin de demonstrar su viabilidad comercial. El consorcio reunió una cantidad equivalente al 70% del coste del proyecto, pero ningún inversor aportó el 30% restante. Por lo que la planta aún no ha sido construida.

El centro aeroespacial alemán (DLR) está planificando el desarrollo de una planta piloto de 5 MW como parte del proyecto INDITEP. No obstante, la falta de ensayos pre-comerciales está perjudicando el lanzamiento de la tenología DSG. “Es esencial que se construya una planta DSG de pequeño tamaño antes de que la tecnología pueda ser impulsada comercialmente,” afirma Zarza.

Sin embargo, Martín destaca que, “DSG constituye todavía una de las posibilidades más prometedoras para la reducción de costes”. Y añade que el futuro de DSG dependerá del impulso que el sector dé a la inversion en I+D. Sin embargo, también enfatiza que los proyectos en I+D se impulsan normalmente gracias a los beneficios generados por las plantas en operación, “de ahí la importancia en la continuación del apoyo a las tecnologías CSP”.

La mayoría opina que DSG representa el futuro en el sector, pero algunos no están convencidos de que llegue a consolidarse en PTPs. “No creo que las PTPs, ya sea usando HTF o DSG, se mantengan como la vanguardia de la industria,” opina Samer Zureikat de MENA Cleantech. “Los costes, las limitaciones en la cadena de distribución, y problemas de O&M podrían impedir la expansión de la tecnología PTP”.

Su compañía está desarrollando la planta JOAN1 de 100 MW en Jordania, que después de ser terminada en el 2013, se convertirá en el mayor poyecto mundial CSP usando tecnología DSG. La diferencia radica en que esta planta emplea los recibidores Fresnel de Ausra. “La industria experimentará un cambio tecnológico necesario y muy importante una vez se financie y desarrolle un proyecto comercial Fresnel,” opina Zureikat.

Martín entre otros permanence convencido, sin embargo, de que DSG se convertirá en una tecnología estándar para las PTPs en el futuro: “A medida que la I+D reduzca los costes y se acumule experiencia en la operación y mantenimiento de estos sistemas, la tecnología DSG se afianzará gracias a la posibilidad de generar elevadas temperaturas, altas eficiencias y mayores capacidades de producción”.