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Capítulo 4. Resultados
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TABLA DE CONTENIDOS
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 3
2. PARÁMETROS DE DISEÑO .............................................................................................. 4
3. CAMPO SOLAR ......................................................................................................................... 6
3.1. JUSTIFICACIÓN DEL MULTIPLO SOLAR ..................................................................... 11
4. RECEPTOR ............................................................................................................................... 14
5. BALANCES DE LA PLANTA ................................................................................................. 15
6. DÍAS DE OPERACIÓN ............................................................................................................ 21
6.1 DÍA 8 DE AGOSTO .................................................................................................................. 21 6.2 DÍA 21 DE JUNIO .................................................................................................................... 25 6.3 DÍA 16 DE MARZO .................................................................................................................. 28
7. SIMULACIÓN ANUAL ........................................................................................................... 31
Capítulo 4. Resultados
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1. INTRODUCCIÓN
En este capítulo se recogen los diseños obtenidos para el campo solar y el receptor
así como los resultados de la simulación anual del comportamiento de la planta.
En el diseño del campo solar se determina la altura de la torre, la distribución de
heliostatos, el área ocupada y su rendimiento óptico. En el caso del receptor los
parámetros que determinan el diseño serán el área de apertura de la cavidad y las
dimensiones de la superficie absorbedora, sobre la que se tendrá una distribución
de flujo.
La simulación de un año completo a partir del modelo desarrollado proporciona
una valiosa información que permitirá el análisis de la configuración estudiada. Al
tratarse de un modelo que simula el comportamiento de la planta a lo largo de las
8760 horas anuales, con un paso de cinco minutos, se obtiene una ingente
cantidad de resultados. Para hacer manejable este volumen de información se
organiza según diferentes conceptos.
Por un lado se ofrece una visión global de la evolución del fluido de trabajo a lo
largo de su ciclo de operación, mostrando los resultados para diferentes regímenes
de carga. También es interesante observar la evolución diaria de los parámetros
más significativos de operación, como son los valores del recurso solar
disponible, caudales de vapor, y potencias tanto térmicas como eléctricas. Para
ello, en este capítulo, se han seleccionado tres días representativos de las
diferentes posibilidades de operación.
Finalmente se obtienen los valores de producción bruta y neta, objetivo final del
presente trabajo, así como los autoconsumos y demás parámetros que caracterizan
el comportamiento anual de la planta (rendimiento anual, factor de capacidad,
horas equivalentes de operación, etc.).
Capítulo 4. Resultados
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2. PARÁMETROS DE DISEÑO
Antes de comenzar con los resultados se hace un breve resumen de los principales
parámetros de diseño de los diferentes componentes de la planta (Tabla 1).
Tabla 1. Parámetros de diseño de la planta
Potencia eléctrica bruta 20 MWe
Punto de diseño 21 Junio 12:00
Emplazamiento Sevilla (37.37º, -7.17º)
DNI nominal 850 W/m2
Múltiplo solar 1.1
Área heliostatos 121.42 m2
Numero heliostatos 661
Área captación 80264 m2
Tipo Campo norte
Fluido de trabajo Agua-vapor
Evaporador Receptor de Cavidad
Irradiancia mínima técnica 300 W/m2
Sobrecalentador Caldera fuelgas
PCI fuelgas 16916 kJ/kg
Tipo almacenamiento Acumulador de vapor
Los parámetros referentes al ciclo de potencia se recogen en una tabla aparte
(Tabla 2), donde se detallan las condiciones e hipótesis consideradas para la
turbina, condensador, precalentadores y bombas que componen el bloque de
potencia.
Todos estos parámetros han sido presentados previamente en el capítulo anterior.
Capítulo 4. Resultados
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Tabla 2. Parámetros nominales del ciclo de potencia
TURBINA
Tipo
Condensación sin
recalentamiento con tres
extracciones
Capacidad bruta 20 MW
Temperatura vapor vivo 550ºC
Presión vapor vivo 100 bar
Presión condensación 80 mbar
Rendimiento interno 81.3%
Rendimiento
electromecánico del
alternador
98%
EXTRACCIONES
Presión 1 75.78 bar
Caudal 1 (tanto por uno) 0.2364
Presión 2 15.79 bar
Caudal 2 (tanto por uno) 0.0283
Presión 3 2.448 bar
Caudal 3 (tanto por uno) 0.0996
INTERCAMBIADORES
DTT Economizador 35ºC
DTT Sobrecalentador 70ºC
DTT Precalentadores 5ºC
BOMBAS
Rendimiento interno
bombas alimentación 85%
Rendimiento interno
bomba condensado 75%
Capítulo 4. Resultados
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3. CAMPO SOLAR
A continuación se muestra el diseño del campo solar (tipo Norte) obtenido a
través de WinDelsol 1.0, considerando una central de 20 MWe de potencia
eléctrica bruta con sobrecalentamiento de vapor en la que se emplea el recurso
solar exclusivamente para la evaporación del fluido de trabajo.
Tabla 3. Parámetros del campo solar
Nº de heliostatos 661
Área de captación 80264 m2
Área de ocupación 0.452 km2
Factor de ocupación 17.76 %
Altura de la torre 83.33 m
WinDelsol proporciona la disposición de los heliostatos sobre el terreno. En este
caso no existen restricciones sobre el terreno que limiten el diseño del campo
solar. La Figura 1 muestra la posición de los heliostatos (círculos) sobre el mapa
de rendimiento óptico medio anual del campo solar.
Figura 1. Disposición de los heliostatos y mapa de eficiencia media anual
Capítulo 4. Resultados
7
Como se observa en la figura anterior, los heliostatos ubicados en la zona central
y en los emplazamientos más cercanos a la torre tienen un mayor rendimiento
óptico en el punto de diseño. La selección del emplazamiento de cada uno de ellos
se realiza eligiendo aquellos que poseen un mayor ratio de rendimiento óptico
anual frente al coste del heliostato. Por este motivo la densidad de heliostatos en
las zonas centrales cercanas a la torre es mayor frente al resto de ubicaciones.
El campo solar obtenido tiene 625 m de radio y un ángulo de apertura de 165o.
Como se observa en la Figura 1 no todo el área está ocupada por heliostatos, esto
se debe a que existe un valor de rendimiento óptico a partir del cual no resulta
rentable ubicar heliostatos en dicha zona. Este valor de rendimiento óptico
dependerá de la potencia térmica que sea necesario alcanzar en el receptor. En
este diseño el mínimo rendimiento óptico en valor medio anual, que posee un
heliostato está en el entorno del 43%.
El rendimiento óptico está compuesto por una serie de factores diferentes. La
definición de estos factores se encuentra detallada ampliamente en el capítulo
anterior, y a modo de recordatorio son: factor coseno, factor de sombras y
bloqueos, reflectividad, factor de atenuación atmosférica, y factor de
desbordamiento.
La reflectividad de los heliostatos considerada es del 90% en valor medio anual.
Este valor será constante para todos los heliostatos del campo solar. No ocurre lo
mismo con el resto de factores que variarán en función de la posición concreta de
cada uno de ellos. La variación de estos factores (factor coseno, sombras y
bloqueos, atenuación atmosférica y desbordamiento) se muestra en la Figura 8.
En la Figura 2(a) se observa cómo el efecto del factor coseno aumenta en las
zonas que no están enfrentadas con el receptor, resultando en valores hasta del
79% para algunos heliostatos. En el caso de sombras y bloqueos (Figura 2(b)) son
los heliostatos más cercanos a la torre los que incurren en mayores pérdidas de
este tipo. En cambio el efecto de la atenuación atmosférica es al contrario, son los
más alejados de la torre los que tienen una menor eficiencia. Por último, los
heliostatos que poseen mayores pérdidas por desbordamiento sobre la apertura de
la cavidad son aquellos que se encuentran en el perímetro sur del terreno.
Capítulo 4. Resultados
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(a) (b)
(c) (d)
Figura 2. Factores del rendimiento óptico. (a) Factor coseno; (b) Sombras y bloqueos; (c) Atenuación atmosférica; (d) Desbordamiento
Capítulo 4. Resultados
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El factor de desbordamiento mínimo se sitúa ligeramente por encima del 60%.
Las pérdidas asociadas a los diferentes factores del rendimiento óptico se obtienen
como 1-ηi, siendo ηi el factor correspondiente. Así las pérdidas por
desbordamiento máximas debidas a un heliostato serán aproximadamente del
40%.
En vista de estos resultados, si nos fijamos en heliostatos concretos, se observa
que el factor que más penaliza la eficiencia óptica es el desbordamiento. En la
Figura 2(d) se observa que para algunos heliostatos, la menor eficiencia debido al
desbordamiento se sitúa en el entorno del 60%, aunque es muy reducido el
número de heliostatos que poseen un valor inferior al 70%. El siguiente parámetro
que más penaliza de modo puntual el rendimiento óptico es el factor coseno
(Figura 2(a)) siendo inferior al 80% para algunos de los heliostatos.
A partir de la distribución del rendimiento óptico medio anual se obtiene un valor
medio para el campo de heliostatos. La Tabla 4 recoge los valores medios de los
diferentes factores así como el total.
Tabla 4. Desglose rendimiento óptico medio anual
Factor
coseno
Sombras
y
bloqueos
Atenuación
atmosférica Desbordamiento Reflectividad Total
84.8% 96% 95.9% 90% 90% 64%
Se observa que en cómputo total es el factor coseno el factor que más penaliza el
rendimiento óptico, asimismo el valor medio anual del mismo se sitúa en el 64%.
A continuación se muestra la evolución diaria del rendimiento óptico para dos
días concretos, el equinoccio de primavera (21 de marzo) y el solsticio de verano
(21 de junio). Se observa que el 21 de marzo el rendimiento óptico del campo
solar alcanza valores superiores a los correspondientes al 21 de junio. Esto es
debido a que el rendimiento óptico máximo se alcanza para una altura solar de 45º
aproximadamente, la cual se asemeja a la altura solar alcanzada al mediodía solar
del 21 de marzo. En cambio la altura solar máxima del 21 de junio toma un valor
superior a los 70º.
Capítulo 4. Resultados
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Figura 3. Evolución del rendimiento óptico para el 21 de marzo
Figura 4. Evolución del rendimiento óptico para el 21 de junio
Por último se muestra la matriz de rendimiento óptico del campo solar en función
de la posición solar, expresada con los ángulos de elevación y azimut, cuyo origen
se sitúa en el sur.
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Hora GMT
Capítulo 4. Resultados
11
Tabla 5. Matriz de rendimiento óptico en función de la posición solar
Elevación 0.01o 5o 15o 25o 45o 65o 89.5o
Azimut
0o 28.9 39.2 65.2 74.9 77.1 74.2 66.8
30o 24.5 36.2 64.2 73.1 75.2 73 66.8
60o 15.2 26 56.7 66.2 70.1 69.9 66.7
75o 17.1 27 53.3 62.2 66.7 67.7 66.7
90o 15 24.6 48.5 56.8 62.6 65.2 66.6
110o 14 20.9 41.2 49.1 56.6 61.9 66.6
130o 13.2 18.2 34 41.4 50.9 59 66.5
En el modelo de producción se emplean valores horarios anuales para el
rendimiento óptico del campo solar.
3.1. JUSTIFICACIÓN DEL MULTIPLO SOLAR
El múltiplo solar de un campo de helióstatos representa el sobredimensionado de
una instalación respecto al punto de funcionamiento nominal, así un múltiplo solar
igual a uno indica que la central ha sido diseñada para proporcionar la potencia
nominal en el punto de diseño. Valores superiores a uno supondrán un excedente
de energía en el punto de diseño. Este exceso de energía permite hacer uso del
sistema de almacenamiento, permitiendo una mayor gestionabilidad de la planta
ya que de este modo se puede hacer un uso diferido de la energía térmica
absorbida. La gestionabilidad de la instalación es un aspecto muy relevante en
este tipo de centrales, a mayor múltiplo solar, y por tanto gestionabilidad, mayor
será la independencia entre la generación de energía eléctrica y la disponibilidad
del recurso solar.
Otro factor que interviene en la selección del múltiplo solar es la energía
rechazada. Este concepto se refiere al exceso de energía captado por el campo
solar que no es posible almacenar al encontrarse saturada su capacidad de
almacenamiento.
Por estas razones existe un óptimo entre el aumento de producción que supone
incrementar el múltiplo solar y los costes asociados al mayor tamaño del campo
de helióstatos. A continuación se realiza la discusión para la seleccionar el
múltiplo solar.
Capítulo 4. Resultados
12
Los valores estudiados para el múltiplo solar son: 1, 1.1 y 1.2, para ello se han
estimado los siguientes parámetros:
Costes directos
Energía eléctrica total generada anualmente por la central híbrida diseñada
en el presente trabajo.
Energía rechazada por el sistema de almacenamiento debido a la
saturación del mismo.
Ratio entre el coste total asociado a la parte solar, expresado en euros
actuales y la fracción de energía generada a partir del recurso solar durante
la vida útil de la planta, estimada en 15 años de operación.
A partir de WinDelsol se obtienen los costes directos para los diferentes valores
de múltiplo solar (Tabla 6). El desglose de los costes directos obtenidos con
WinDelsol incluye los costes relativos a tuberías, sistema de bombeo y ciclo de
potencia. Estos costes sólo consideran la parte proporcional de cada uno de ellos
que corresponde la parte solar. Para obtener los costes totales de la central sería
necesario incluir los costes relativos a la caldera de fuelgas y los equipos
necesarios para la obtención del mismo, entre otros. El cómputo de estos costes
queda fuera del alcance del presente trabajo.
Tabla 6. Desglose de costes directos para diferentes valores de múltiplo solar
Como es de esperar, a medida que aumenta el valor del múltiplo solar los costes
directos totales también aumentarán.
El coste total expresado en euros actuales para cada una de las opciones
anteriores, también obtenido con WinDelsol, se muestra en la Tabla 7.
M€ Porcentaje M€ Porcentaje M€ Porcentaje
COSTES DIRECTOS TOTALES 45.11 100.0% 47.85 100.0% 51.17 100.0%
TERRENO 3.36 7.4% 3.65 7.6% 4.04 7.9%
CABLEADO 0.44 1.0% 0.49 1.0% 0.56 1.1%
CAMPO SOLAR 14.16 31.4% 15.37 32.1% 17.24 33.7%
TORRE 1.76 3.9% 1.76 3.7% 1.76 3.4%
RECEPTOR 3.98 8.8% 4.17 8.7% 4.17 8.2%
TUBERIAS 1.76 3.9% 1.85 3.9% 1.94 3.8%
SIST. BOMBEO 0.50 1.1% 0.50 1.0% 0.50 1.0%
ALMACENAMIENTO 0.00 0.0% 0.91 1.9% 1.81 3.5%
CICLO DE POTENCIA 19.13 42.4% 19.13 40.0% 19.13 37.4%
COSTES FIJOS 0.01 0.02% 0.01 0.02% 0.01 0.02%
MS=1.2MS=1 MS=1.1
Capítulo 4. Resultados
13
Tabla 7. Costes totales para diferentes valores del múltiplo solar expresado en € actuales
MS Coste Total (M€ actuales)
1 60.08
1.1 63.73
1.2 68.16
Por otro lado, la energía eléctrica generada anualmente por la central así como la
energía rechazada por el sistema de almacenamiento se estiman a partir del
modelo de comportamiento anual desarrollado en el presente trabajo. El valor de
electricidad así calculado corresponderá a la generación total de la planta, es decir
la electricidad proviene tanto de origen solar como del fuelgas.
En cuanto al ratio entre el coste total asociado a la parte solar, expresado en euros
actuales, y la fracción de origen solar de la energía generada durante la vida útil
de la planta hay que destacar que para su cálculo se considera únicamente la que
corresponde a la parte solar. Este prorrateo se realiza de un modo proporcional a
la energía térmica obtenida a través del sol frente a la total necesaria.
Tabla 8. Comparación resultados múltiplo solar
MS E. Producida
(GWh/año)
E. Rechazada
(GJ/año)
Ratio coste/producción
(c€/kWh)
1 52.61 4.41 13.39
1.1 55.31 1226 13.35
1.2 57.02 13205 13.80
En esta tabla se observa cómo la generación de electricidad aumenta con el valor
del múltiplo solar. Igualmente ocurre con la energía rechazada por el sistema de
almacenamiento que será mayor a medida que aumente el múltiplo solar. Por este
motivo, la selección final del múltiplo solar se realiza en base al menor ratio
coste/producción que corresponde a un valor de 13.35 c€/kWh obtenido para un
múltiplo solar de 1.1.
Capítulo 4. Resultados
14
4. RECEPTOR
WinDelsol realiza la optimización conjunta del campo solar, altura de la torre,
receptor y apertura de la cavidad de manera que el coste normalizado de la energía
(LEC) sea el menor posible. En la Figura 5 se muestra el diseño obtenido para el
receptor, de 5.4 m de radio y 9.44 m de alto, y el diseño de la apertura de la
cavidad, de 8x8 m.
(a) (b)
Figura 5. Dimensiones del receptor y apertura de la cavidad
(a) Vista lateral; (b) Planta
La Figura 6 recoge la distribución de flujo sobre el receptor para el punto de
operación nominal.
Capítulo 4. Resultados
15
Figura 6. Distribución de flujo concentrado sobre el receptor
5. BALANCES DE LA PLANTA
En los esquemas que se recogen en este apartado se muestran cinco balances en
los que la planta opera a diferentes porcentajes de carga. Cada porcentaje de carga
corresponderá a unas condiciones concretas de radiación y rendimiento óptico.
En los balances se representa el caudal del agua-vapor y su estado termodinámico
en diferentes elementos de la planta, representando los siguientes puntos:
- Salida del calderín.
- Entrada a la turbina.
- Extracción 1
- Extracción 2
- Extracción 3
- Salida de la turbina.
- Salida del condensador
- Salida extracción 3 del precalentador 3
- Entrada al precalentador 2
- Entrada al precalentador 1
Capítulo 4. Resultados
16
- Salida extracción 1 del precalentador 1
- Entrada al economizador
- Entrada al calderín
En la Figura 7, correspondiente al 100% de carga, se observa el valor del caudal
nominal, 23.7 kg/s, así como los caudales de las extracciones: 5.62, 0.67 y 2.37
kg/s respectivamente. El rendimiento neto del ciclo de potencia en condiciones
nominales será del 37.83%.
En las figuras posteriores se muestra como el caudal de vapor vivo se reduce a
medida que baja la carga, alcanzando un valor de 6 kg/s para el 25% de carga. El
caudal de las extracciones, como es lógico, seguirán esta misma tendencia.
En cuanto al rendimiento neto, éste también se reducirá al disminuir el régimen de
carga. Esta disminución no sigue una tendencia lineal, entre el 100% y el 75% la
diferencia es de unos 0.5 puntos porcentuales, al igual que entre el 75% y el 50%,
en cambio entre el 50% y el 25% la reducción es mucho más drástica alcanzando
los 2.5 puntos porcentuales.
Capítulo 3. Resultados de simulación
21
6. DÍAS DE OPERACIÓN
Para analizar el comportamiento de la instalación en detalle se ha representado la
evolución diaria de una serie de parámetros para tres días característicos. Estos
parámetros son:
- Irradiancia multiplicada por el rendimiento óptico (DNI*ηopt)
- Potencia térmica absorbida en el receptor (Pt Receptor)
- Potencia térmica absorbida en el sobrecalentador (Pt Sobrecalentador)
- Potencia térmica absorbida en el sistema de apoyo fósil (Pt Gas)
- Potencia eléctrica bruta (Pe bruta)
- Caudal de vapor producido en el receptor (Receptor)
- Caudal de vapor que atraviesa el sobrecalentador (Sobrecalentador)
- Caudal de vapor producido en el sistema de apoyo fósil (Gas)
- Caudal de vapor del sistema de almacenamiento (Almacenamiento).
Valores positivos y negativos de caudal representan, respectivamente, carga y
descarga del sistema de almacenamiento.
Los días seleccionados representan tres tipos diferentes de días característicos. El
primero de ellos corresponde a un día totalmente despejado, en el segundo se
alternan nubes y claros, y por último, el tercero de ellos presenta una elevada
inestabilidad en la radiación.
6.1 Día 8 de Agosto
Este día representa un claro ejemplo de operación de la central en día despejado.
La radiación solar a lo largo del día no se ve reducida por el paso de nubes, su
evolución se muestra en la Figura 11, donde aparece multiplicada por el
rendimiento óptico, representando así lo que se denomina radiación efectiva.
También en la Figura 11 se muestra la evolución de la potencia térmica en el
receptor, el sobrecalentador y la caldera de gas. En el caso del receptor la potencia
térmica sigue la tendencia de la radiación efectiva, la diferencia entre ambas
vendrá determinada por las pérdidas térmicas en el receptor. En el sobrecalentador
la potencia térmica será constante una vez alcanzadas las condiciones nominales
de generación de electricidad.
Capítulo 3. Resultados de simulación
22
Al final del día, la descarga del sistema de almacenamiento permite mantener la
central en operación a mínimo técnico durante veinte minutos aproximadamente
antes de la parada nocturna. La descarga del almacenamiento se representa por
valores negativos del caudal que atraviesa el sistema (Figura 12).
Por otro lado, no será necesaria la operación desde combustible fósil. Esto es
debido a que no se presentan bajadas de radiación por debajo del mínimo técnico
(300 W/m2).
Para este día, a excepción del inicio y el final del mismo, la turbina mantiene una
operación estable en 22 MWe, al permitirse un 10% de sobrecarga.
La Figura 12 muestra la evolución diaria de los caudales en diferentes elementos
(receptor, sobrecalentador, almacenamiento y caldera de gas). Al tratarse de una
central con un múltiplo solar mayor que uno, se tendrá un exceso de energía
cuando las condiciones de radiación sean iguales o superiores a las nominales
(850 W/m2). Este exceso se traduce en un aumento de caudal de vapor que es
posible producir por encima del caudal nominal de la turbina. Todo el vapor
producido que sobrepase el 10% de sobrecarga que se admite en la operación de la
turbina será enviado al sistema de almacenamiento para un uso posterior, ya sea
en transitorios o al final de día. . En la Figura 12 se observa cómo el exceso de
caudal que circula por el receptor respecto al nominal se emplea para la carga del
sistema de almacenamiento.
En este día concreto el vapor almacenado se emplea, como ya se ha comentado
anteriormente, para prolongar la operación de la central al final del día.
A través del sobrecalentador solo circulará el caudal que se vaya a emplear en el
ciclo de potencia, por ello una vez que se alcanza el 10% de sobrecarga de la
turbina el caudal se mantiene en dicho valor, 25 kg/s aproximadamente.
Capítulo 3. Resultados de simulación
23
Figura 11. Irradiancia multiplicada por rendimiento óptico, potencias térmicas y potencia eléctrica bruta para el 8 de Agosto
0
100
200
300
400
500
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00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
W/m
2
MW
DNI*Rend. optico , Potencias térmicas absorbidas y Potencia eléctrica 8 Agosto
Pt Sobrecalentador Pt Receptor Pt Gas Pe Bruta DNI*ηopt
Capítulo 3. Resultados de simulación
24
Figura 12. Caudales de vapor para el 8 de Agosto
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
kg/s
Caudales Vapor 8 Agosto
Receptor Sobrecalentador Gas Almacenamiento
Capítulo 3. Resultados de simulación
25
6.2 Día 21 de junio
Este caso representa un día denominado intermedio, donde la evolución de la
irradiancia representa un día claro con el paso de algunas nubes.
La turbina, tras un primer periodo de operación con cambios de carga, alcanza un
régimen de operación estable a 20 MWe hasta el mediodía solar a partir del cual se
mantendrá en parada durante algo más de una hora para volver a operar
nuevamente de modo variable hasta el final del día.
Al corresponder este día con el punto de diseño, mediodía solar del 21 de junio, se
puede comprobar la potencia térmica absorbida tanto en el receptor como en el
sobrecalentador en dicho punto, que será de unos 39 y 20 MWt respectivamente
(Figura 13).
En este día es destacable el uso de gas natural para evitar cinco paradas de la
turbina, manteniéndola en operación a mínimo técnico. Sin embargo se producirán
dos paradas intermedias. Se trata de dos transitorios de más de veinticinco
minutos por lo que no se le permite a la caldera de gas entrar en operación. Para
cubrirlos sería necesario disponer de energía suficiente en el sistema de
almacenamiento, pero las condiciones hasta ese momento han permitido que se
cargue sólo parcialmente sin alcanzar la energía mínima para su descarga.
Capítulo 3. Resultados de simulación
26
Figura 13. Irradiancia multiplicada por rendimiento óptico, potencias térmicas y potencia eléctrica bruta para el 21 de junio
0
100
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300
400
500
600
0
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30
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50
60
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
W/m
2
MW
DNI*Rend. optico, Potencias térmicas absorbidas y Potencia eléctrica 21 Junio
Pt Sobrecalentador Pt Receptor Pt Gas Pe Bruta DNI*ηopt
Capítulo 3. Resultados de simulación
27
Figura 14. Caudales de vapor para el 21 de junio
0
5
10
15
20
25
30
35
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
kg/s
Caudales Vapor 21 Junio
Receptor Sobrecalentador Gas Almacenamiento
Capítulo 3. Resultados de simulación
28
6.3 Día 16 de marzo
Este día es representativo de un día con una elevada variabilidad de radiación
solar como se observa en la Figura 15. La central comienza a operar a las 12:00
horas, manteniéndose durante algunos minutos a plena carga, a partir de aquí la
irradiancia fluctúa obligando a reducir el régimen de carga de la turbina. En
ciertas ocasiones es necesario operar desde la caldera de gas natural para evitar en
la medida de lo posible la parada de la turbina (Figura 16).
También en la Figura 16 se observa la carga del almacenamiento en aquellos
instantes en que el caudal de vapor producido en el receptor es superior al caudal
máximo de vapor vivo admitido en la turbina. En este caso, al igual que en el
anterior, la energía almacenada a lo largo del día no es suficiente para operar la
central desde el sistema de almacenamiento.
Se ha escogido representar este día porque permite observar cómo a pesar de
tratarse de un día con una variabilidad de la radiación solar muy elevada es
posible operar en numerosas ocasiones a potencia nominal.
Gracias al sistema de apoyo fósil se evitan dos paradas de la turbina, mientras que
en otras dos ocasiones no es posible evitarlas al tratarse de transitorios superiores
a veinticinco minutos y no disponer de energía suficiente en el sistema de
almacenamiento.
Capítulo 3. Resultados de simulación
29
Figura 15. Irradiancia multiplicada por rendimiento óptico, potencias térmicas y potencia eléctrica bruta para el 16 de marzo
0
100
200
300
400
500
600
700
0
10
20
30
40
50
60
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00
W/m
2
MW
DNI*Rend. optico, Potencias térmicas absorbidas y Potencia eléctrica 16 Marzo
Pt Sobrecalentador Pt Receptor Pt Gas Pe Bruta DNI*ηopt
Capítulo 3. Resultados de simulación
30
Figura 16. Caudales de vapor para el 16 de marzo
0
5
10
15
20
25
30
35
40
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00
kg/s
Caudales Vapor 16 Marzo
Receptor Sobrecalentador Gas Almacenamiento
Capítulo 3. Resultados de simulación
31
7. SIMULACIÓN ANUAL
Una vez caracterizada la operación de la central, se realiza la simulación anual
empleando el año tipo meteorológico 5-minutal de Sevilla, presentado en el
Capítulo 3.
La producción bruta anual será de 55.31 GWh, lo cual corresponde a 54.3 GWh
de energía neta y un total de autoconsumos de 1.01 GWh en cómputo anual.
En la Figura 17 se muestran los valores mensuales de energía bruta generada,
tanto el total como su reparto según el origen (solar, biogás, y gas natural).
Este reparto se realiza en base a la potencia térmica aportada en cada uno de los
elementos frente a la total necesaria para que el agua alcance las condiciones de
vapor vivo desde las condiciones de salida del tren de precalentadores.
En los meses centrales del año, de mayo a septiembre, la planta acumula 25.8
GWh de producción bruta lo cual supone un 46.65% del total. El mes de mayor
producción es el mes de julio donde se producen 7.20 GWh seguido muy de cerca
por junio y agosto con valores superiores a los 6 GWh.
En el caso de combustible fósil, su uso es alternativo a la presencia de radiación
solar. En el presente estudio su uso se ajusta al límite del 10% establecido por el
RD661/2007, a pesar de que en la actualidad no se encuentre en vigor. Esto se
debe a que en España es una referencia de producción para los SRC que se
encuentran en operación en la actualidad.
Es importante cuantificar el porcentaje procedente de biogás para confirmar que
se encuentra por debajo del límite establecido por el RD661/2007. En el presente
caso alcanza el valor del 33.12%, inferior al 50% permitido. Para aumentar la
producción, y por tanto los ingresos, sería interesante procurar ajustar el
porcentaje de biogás empleado al máximo permitido, pero el uso de biogás está
ligado a la disponibilidad del recurso solar. La razón se debe a que se emplea el
biogás para sobrecalentar el vapor que es previamente evaporado en el receptor
solar.
Capítulo 3. Resultados de simulación
32
Figura 17. Distribución mensual de generación de energía bruta
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
TOTAL (GWh) 3.37 3.25 3.87 4.69 5.72 6.26 7.20 6.62 4.70 3.49 3.34 2.80
Gas 0.25 0.39 0.33 0.46 0.79 0.49 0.34 0.42 0.54 0.35 0.36 0.44
Biogás 1.15 1.01 1.27 1.50 1.77 2.18 2.58 2.30 1.52 1.12 1.10 0.81
Solar 1.97 1.85 2.27 2.73 3.16 3.59 4.28 3.90 2.64 2.02 1.89 1.54
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
Ene
rgia
bru
ta/
GW
h
Gas
Biogás
Solar
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