El tamaño idóneo del helióstato está en función de la capacidad total que se
pretenda obtener, en un inicio los helióstatos se construyeron hasta tener más de
cien metros de área de reflexión, lo que aumentaba considerablemente los
requerimientos estructurales, pero permita disminuir el número de mecanismos y
electrónica para el seguimiento solar. Sin embargo, los actuales desarrollos en la
tecnología electrónica, en comunicación y en metrología de localización, permiten
proyectar una era de helióstatos medianos o pequeños, de fácil instalación, con
controles más sencillos de instrumentar, de menor mantenimiento y por lo tanto
más baratos. Todos estos aspectos mejoran la posibilidad de una participación
importante de empresas nacionales en la producción de helióstatos ya que no se
requerirá de sofisticadas tecnologías para su funcionamiento.
En la parte de desarrollo de receptores térmicos destacan los que funcionan con
sales fundidas como fluido de trabajo y los volumétricos que utilizan el aire
atmosférico. El receptor que es un dispositivo que es diseñado para recibir una
gran concentración de fotones con la finalidad de convertirlos, ya sea en calor útil
para un proceso, o para ser aprovechados en una reacción química. Los receptores
son diseñados particularmente para cada aplicación. La ingeniería requerida para la
optimización de los receptores se encuentra en etapa de desarrollo.
Un grupo industrial europeo, el consorcio PHOEBUS, está llevando a cabo un
sistema basado en aire como fluido térmico. Los receptores para el paso de aire
permiten la operación a temperaturas y presiones perceptiblemente más altas,
pero presentan mayores pérdidas de calor comparadas con los receptores de aguavapor. Por estas razones, el consorcio de PHOEBUS desarrolló un nuevo receptor
solar operado con aire (technology solar air, TSA), que es un receptor de aire
volumétrico que distribuye la superficie para el intercambio de calor sobre un
volumen tridimensional y funciona a presión ambiente. Las ventajas más grandes
de este sistema son su relativa simplicidad y seguridad. Esto lo hace ideal para los
usos en países en vías de desarrollo.
Unidad
Solar
Receptor
Planta de Ciclo
Combinado
Gas
Campo de
Heliostatos
Turbina
de Gas
Ciclo de Vapor
Project SOLAIR
Reference: ERK6-CT-1999
Duration: 54 months
Total cost: 3.312.110 €
EC funding: 1.497.092 €
Status: In Progress
Partners:
- Instalaciones Abengoa (ES), Co-ordinator
- Inabensa Solucar (ES)
- CIEMAT (ES)
- Deutsches Zentrum für Luft- und
Raumfahrt (DE)
- Heliotech Aps (DK)
- Center for Research and
Technology–Hellas/Chemical Process
Project SOLGATE
Engineering Research Institute (EL)
Reference: ENK5-CT-2000-00333
- IBERESE (ES)
Duration: 33 months
Total cost: 3.156.120 €
EC funding: 1.498.772 €
Status: To be finalized
Partners:
- Ormat Industry Ltd (IL),
- Instalaciones Abengoa (ES)
- Inabensa Solucar (ES)
- CIEMAT (ES)
- Deutsches Zentrum
für Luft- und Raumfahrt (DE)
Project SOLGATE
3
2
1
Figure 1. Result picture and calibrated fluxmap out of a sequence of single moving bar images
Las plantas de Torre Central de Sanlúcar (La Mayor) en Sevilla, España, con
capacidades instaladas de 10 MWe, (inaugurada el 30 de marzo de 2007) y 20
MWe (esta última se puso en funcionamiento la segunda semana de Mayo de
2009).
Una planta de 17 MW está bajo construcción en Andalucía, España. La planta se
llama SOLAR TRES y será la primera planta comercial de torre central de sal
fundida en el mundo, es decir, la sal fundida será circulada en el receptor. Con un
sistema del almacenaje de la sal fundida de 15 horas y un ciclo térmico de alta
temperatura y alta eficacia, la planta generará 110.6 GWh/anulaes, equivalentes a
6500 h de la operación a carga plena o de un factor de planta de 74%. La planta
tendrá un receptor central cilíndrico situado en una torre 130 m en altura. El área
total del espejo es 298,000 m2 e incorporará un campo de 2590 helióstatos, cada
uno con una área de 115 m2.
5. Sistemas de plato parabólico
Los sistemas de plato parabólico utilizan los espejos parabólicos con forma de
plato, para concentrar y enfocar los rayos del sol sobre un receptor, que se monta
sobre el plato del punto focal del plato. El receptor absorbe la energía y la
convierte en energía térmica. Esta energía se puede utilizar directamente como
calor para aplicarse para la producción de vapor en un ciclo termodinámico para
producción de energía eléctrica o bien se puede transportar en electricidad en un
generador local situado en el receptor.
Un sistema del plato-Stiling es una unidad independiente integrada por un colector,
un receptor, y un generador Stirling. Trabaja recogiendo y concentrando la energía
del sol con una superficie continua o de facetas, tiene un receptor que absorbe la
energía y la transfiera al generador. El generador eléctrico convierte la energía
mecánica en corriente eléctrica.
Los sistema de plato-Stirling utilizan comúnmente un sistema de seguimiento en
dos ejes. Las razones de conentración se encuentran entre 600 y 30000, y alcanzan
temperaturas superiores a 1500°C.
Estos sistemas se pueden acoplar a un ciclo Rankine, a un ciclo de Brayton, y
sistemas Stirling(Schwarzbözl et al., 2000; Chavez et al., 1993).
5.1 Descripción sistemas de plato parabólico
Project EURODISH
Reference: JOR3-CT98-0242
Duration: 38 months
Total cost: 1.665.531 €
EC funding: 750.000 €
Status: Completed
Partners:
- Schlaich Bergermann und
Partner (DE),
Co-ordinator
- Instalaciones Abengoa (ES)
- CIEMAT (ES)
- Deutsches Zentrum für Luftund
Raumfahrt (DE)
- SOLO Kleinmotoren GmbH (DE)
- MERO GmbH & Co. KG (DE)
- Klein + Stekl GmbH (DE)
6. Sistemas de espejo tipo Fresnel
Linear Fresnel reflector
67 < T < 267 OC
10 < C < 40
Sistema de concentración solar tipo reflector Fresnel (Bélgica)
1
0.1
0.8
60
Pumped Storage (300 m)
Pr. Air (100 bar) 10
Rotating Wheels
35
100
120
100
300
THERMAL
Water
Glauber´s Salt
Steam (100 bar)
Bricks / Pebbles Bed
MgO
500 - 700
2380
CHEMICAL
Molten Salts
50 - 100
300
Hydrogen (100 bar)
Batteries
5800
4300
1000
10
Natural Gas
Liquid Hydrogen
Methanol
Liquid Natural Gas
12000
9000 - 11000
100
Fuel Oil, Gasoline
Bituminous coal
Volumespecific energy content (kWh/m3)
6. Sistemas de almacenamiento
100000
MECHANICAL
10000
Solar TRES
PS-10
Air Tech.
1000
6. Comparación entre sistemas
Power
Operation temperature
Annual capacity factor
Peak efficiency
Net annual efficiency
Commercial status
Technical risk
Storage availability
Hybrid designs
Cost kW installed
EURO/kW
Concentration Ratio
Parabolic troughs
30-320 MW
390-500 ºC
23-50 %
20 %
11- 16 %
Commercial
Low
Limited
Yes
Central Receiver
10-200 MW
565-800 ºC
20-77 %
18-23 %
15- 20 %
Construction
Low/Medium
Yes
Yes
Dish-Stirling
5-25 kW
750 ºC
25 %
29.4 %
12 - 25 %
Prototypes- demonstration
High
Batteries
Yes
2 300- - 2 500
2 500- - 2 900
5 000 - 8 000
~75 suns
~200-1000 suns
~1000-3000 suns
STPP or Concentrating Solar Power:
Applications and Features
F
o
s
s
i
l
H
y
b
r
i
d
i
z
a
t
i
o
n
Distributed
Power


distributed, on-grid (e.g., line
support)
stand-alone, off-grid (e.g.,
1
2
a
4
a
8
a
n
o
o
n
4
p
8
p
1
2
a
water pumping,
village
electrification)
kW's to MW’s
6
h
o
u
r
s
o
f
s
t
o
r
a
g
e
Dispatchable
Power


utility peak and
intermediate
high-value, green
markets
1
2
a
4
a
8
a
n
o
o
n
4
p
8
p
1
2
a
10's to 100’s of MW's
Dispatchability:
hybridization with gas or
liquid fuels for extended
Stirling or Brayton engine
Manufacturing:
operation


 hybrid gas combined
cycle
 coal, fuel oil, or gas
steam cycle

thermal storage for
peaking, load
following, or extended
operation
Relatively conventional technology (glass, steel, gears, heat engines, etc.)
allows rapid manufacturing scale-up, low risk, conventional maintenance
Update of STPP initiatives
KJC
BECHTEL
BOEING
World Bank
DukeSolar
CFE
EHN
ABENGOA
Ghersa
Solar Millennium
FICHTNER
KfW
ENEA
ONE
Solel
EEA/NREA
NIROO
RSCPL
CEPEL
ESKOM
LOCATION
Egypt
India
Mexico
Australia
South Africa
USA
Israel
Spain
Spain
Spain
Italy
Argelia ..
Marruecos ..
Cycle
Combined Cycle
Combined Cycle
Combined Cycle
Combined Cycle
Steam Cycle
Steam Cycle
Steam Cycle
Steam Cycle
Steam Cycle
Steam Cycle
Steam Cycle
Solar Technology
Trough
Trough
Investor’s Choice
CFLR
Tower
Trough
Trough
Trough (Andasol)
Tower (PS10)
Tower (Solar Tres)
Trough (Molten salt)
Solar Cap. MW
35
35
>25
25
100
50
100
50
10-11
15-17
40
SOLAR HEAT&POWER
Aperture [m²]
200’000
200’000
200’000
120’000
?
?
500’000
549’360
88’290
240’000
451’215
Update of
STPP
projects
under
development
Referencias
Chavez, J.M., Kolb, G.J., Meineck, W., In: Becker, M., Klimas, P.C. (Eds.), 1993.
Second Generation Central Receiver Technologies—A Status Report. Verlag C.F.
Müller GmbH, Karlsruhe, Germany.
De Laquil, P., Kearney, D., Geyer, M., Diver, R., 1993. Solar-Thermal Electric
Technology. In: Johanson, T.B., Kelly, H., Reddy, A.K.N., Williams, R.H. (Eds.)
Renewable energy: Sources for fuels and electricity. Earthscan, Island Press,
Washington DC, pp. 213–296.
Muller-Steinhagen, H., Trieb, F., 2004. Concentrating solar power: a review of
the technology. Ingenia 18, 43–50.
Romero, M., Buck, R., Pacheco, J.E., 2002. An update on solar central receiver
systems projects and technologies. J. Solar Energy Engin. 124 (2), 98–108.
Schwarzbözl, P., Pitz-Paal, R., Meinecke, W., Buck, R., 2000. Cost-optimized solar
gas turbine cycles using volumetric air receiver technology. Proceedings of the
Renewable Energy for the New Millennium, Sydney, Australia, pp. 171–177.
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