Mejora del almacenamiento de torre CSP frente a los transitorios
Los aprendizajes a escala mundial sobre las repercusiones de los riesgos "transitorios" en los sistemas de torre CSP impulsan la mejora de las tuberías de los depósitos de almacenamiento y las técnicas de soldadura, según contaron los expertos a New Energy Update.
En una tentativa de acelerar el despliegue, el 12 de junio el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) de los Estados Unidos publicó el primer informe sobre buenas prácticas a escala mundial para las centrales CSP.
Los investigadores del NREL examinaron los datos y los análisis del 80 % de las centrales de CSP que operan en todo el mundo, con los que abarcaron los sistemas cilíndrico-parabólicos y las tecnologías menos probadas de torre y almacenamiento CSP.
El informe expone una serie de aprendizajes fundamentales sobre la gestión de proyectos, el diseño de centrales y el funcionamiento.
Uno de los principales motivos de preocupación de los inversores de CSP es la eficiencia y la fiabilidad de las torres CSP de alta temperatura, que utilizan sistemas de sales fundidas para proporcionar un almacenamiento de energía de bajo coste. Los promotores están deseosos de superar los principales problemas de rendimiento que se han observado en Crescent Dunes, la primera torre CSP con almacenamiento a gran escala del mundo, los cuales han mermado la confianza de los inversores.
Las temperaturas elevadas utilizadas en los diseños de torre CSP han aumentado la importancia de las fluctuaciones térmicas, las cuales pueden reducir la eficiencia y deteriorar los distintos componentes. En particular, las condiciones 'transitorias' de la central debidas a la intermitencia de la luz solar o a la necesidad de arrancar y apagar con rapidez suponen un riesgo fundamental para los operarios, dijo el NREL en su informe.
Los operarios deben prestar mayor atención a los riesgos transitorios durante las fases de diseño y funcionamiento en el desarrollo de la CSP con el fin de evitar daños en los componentes y pérdidas en la producción, según dijeron los expertos a New Energy Update.
Los aprendizajes sobre estos riesgos transitorios están propiciando mejoras en las estructuras de los depósitos de sal, por lo que los futuros diseños de las centrales podrían cambiar aún más a fin de aumentar la eficiencia, según afirmaron los expertos.
Nuevas referencias
El fallo de la central de torre de 110 MW Crescent Dunes de SolarReserve, en Nevada, puso de relieve el impacto que tienen los fluidos de transferencia de alta temperatura en las estructuras del sistema. Crescent Dunes se puso en funcionamiento en octubre de 2015, pero la central no cumplió en ningún momento con los objetivos de rendimiento, con lo que hubo de cerrarse. La central hubo de cerrar durante ocho meses debido problemas como una fuga en el sistema de almacenamiento de sales fundidas.
En los documentos judiciales consta que SolarReserve culpó a ACS Cobra, diseñador de los depósitos de almacenamiento de sales, por la fuga. ACS se negó a hacer comentarios cuando New Energy Update contactó a la empresa el mes pasado.
Coste medio teórico de CSP y tendencias de los precios de las subastas
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Fuente: Informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables “Costes de generación de energías renovables en 2019” (junio de 2020).
Recientemente el foco de atención se ha dirigido a la central de torre Noor 3 de ACWA Power, ubicada en Marruecos, la segunda central de torre construida con almacenamiento en sales fundidas. Puesta en marcha en el verano de 2018, la central la suministró la española SENER y la instaló esta última junto con la china SEPCO Electric Power Construction Corporation en una asociación al 50/50.
Noor 3 ha mostrado niveles de rendimiento alentadores y ha generado más de 200 GWh en los primeros seis meses de funcionamiento. La central se paró debido a algunos problemas no previstos en este período, principalmente relacionados con la construcción más que tecnológicos, según explicó ACWA Power en una presentación en 2019.
La estructura del depósito de sales calientes de Noor 3 presenta un diseño de cimentación "de última generación" que aprovecha los aprendizajes de la española Gemasolar, la anterior central de torre de 20 MW de SENER con almacenamiento, según explicó Sergio Relloso Lassa, experto en CSP de la unidad de negocios de renovables de SENER, a New Energy Update.
Se necesitaba una comprensión profunda del comportamiento de las sales y de las características locales del suelo, y una atención especial a la soldadura de las placas de base, explicó Relloso.
"La clave del éxito en este caso es lograr un diseño que pueda acomodar el enorme peso del tanque con sales a 565 °C sin transferir tensiones excesivas a los cimientos y, al mismo tiempo, seguir los procedimientos correctos durante la construcción, la puesta en marcha y el funcionamiento", dijo Relloso.
Avances con los depósitos
Un diseño y unos controles adecuados pueden limitar el impacto de las condiciones transitorias, pero el diseño de los depósitos de almacenamiento de frío y calor y de los intercambiadores de calor pueden también mejorar en mucho dicho impacto, dijo Bruce Kelly, ingeniero superior de Solar Dynamics y coautor del informe de buenas prácticas del NREL, a New Energy Update.
Algunas empresas de ingeniería están proponiendo nuevas configuraciones para las tuberías internas de los depósitos de almacenamiento, dijo Kelly.
Los lubricantes sólidos entre el suelo del depósito y los cimientos también podrían mejorarse con objeto de controlar las tensiones locales en el suelo debidas a una mezcla incompleta, dijo.
Los intercambiadores de calor deben construirse con la técnica de soldadura completa, así como la soldadura de los cabezales y las bobinas o la soldadura de los orificios internos, a fin de evitar problemas en las conexiones entre los tubos y las placas tubulares, dijo Kelly.
Hasta la fecha, solo un "número limitado" de proyectos comerciales han construido los generadores de vapor completamente soldados, dijo.
Introducir un control de flujo de rango dividido mediante válvulas múltiples ayudaría también a reducir la fatiga de los componentes. Ya en uso en las centrales de sistema cilíndrico-parabólico, el planteamiento de las válvulas múltiples permite un mayor control sobre un espectro más amplio de requisitos de flujo.
"El control preciso del flujo con válvulas de rango dividido protege los equipos más caros, como los intercambiadores de calor, de las grandes perturbaciones transitorias durante el arranque y la parada. La mejora en la vida útil de los intercambiadores de calor debido a la fatiga compensa con creces el coste marginal de la segunda válvula", dijo Kelly.
Mayor eficiencia
La obstrucción intermitente de la luz debido a las nubes exige que los operarios de las torres ajusten continuamente el flujo del receptor con objeto de adaptarse a los niveles cambiantes de energía solar transferida desde los helióstatos.
A fin de lograr una eficiencia óptima, los receptores están diseñados para funcionar a 565 °C. Para evitar que el receptor se sobrecaliente debido a un aumento repentino de la radiación solar, las temperaturas de salida del fluido de transferencia de calor se reducen normalmente a entre 520 y 540 °C. Una temperatura inferior puede reducir la eficiencia del bloque de potencia.
La empresa china Supcon Solar está implantando sus sistemas contra el impacto de las nubes en la central de torre Delingha CSP, de 50 MW, ubicada en la provincia de Qinghai, a fin de mejorar la eficiencia.
Producción en los primeros seis meses de Delingha CSP
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Fuente: Supcon Solar
"Lo ideal sería que la central se diseñara no con la temperatura teórica de salida del receptor de 565 °C, sino con una temperatura inferior (digamos, 540 °C) que refleje las temperaturas medias anuales de las sales a largo plazo en el depósito caliente", dijo Kelly.
Mayor control
La intermitencia del sol en torno a la típica fase de arranque de la mañana afecta también a la eficiencia de la central.
En el arranque matutino, el precalentamiento, el llenado y la ventilación del receptor pueden requerir hasta 45 minutos. Si la radiación solar varía poco después de la salida del sol, el proceso de arranque se prolonga, con lo cual las horas de funcionamiento diario se reducen, dijo Kelly.
SENER se sirvió de los aprendizajes con la central Gemasolar para crear una fase de aceleración más rápida en Noor 3, según explicó Relloso.
Durante la primavera y el verano, Noor 3 debe dejar de funcionar a medianoche y volver a empezar por la mañana.
"Esto suma una puesta en marcha por día durante este período del año, la cual debe tenerse en cuenta tanto en el diseño como en el funcionamiento de la central", dijo.
SENER ha desarrollado una herramienta de simulación de rendimiento que tiene en cuenta todo tipo de condiciones transitorias, como la obstrucción de la luz por las nubes, el arranque y la parada del receptor, el arranque y la parada de la turbina y las instrucciones de la red. El sistema utiliza sensores para obtener datos analíticos y lograr mayores niveles de eficiencia, dijo Relloso.
SENER también transfirió al personal de operación y mantenimiento de Gemasolar a Noor III a fin de garantizar que los aprendizajes se aplicaran con máximo detalle.
La formación integral de los operarios es clave para minimizar las pérdidas, dijo Kelly.
"La formación sobre los riesgos en el equipo debido a las perturbaciones transitorias térmicas, junto con la permisividad en la lógica [del sistema de control distribuido] se traducirá directamente en mejoras considerables en la vida útil ante la fatiga del ciclo bajo de los depósitos de almacenamiento y los generadores de vapor", dijo.
Modelado avanzado
A medida que aumenta la capacidad de las torres instaladas, el modelado del rendimiento debe incorporar los últimos aprendizajes sobre las condiciones transitorias para evitar sobrestimar la producción.
"En general, los modelos de rendimiento tienden a sobreestimar la capacidad de la central y la capacidad de los operarios de modo que puedan captar cada julio de energía que llega al campo de helióstatos", dijo Kelly.
"Como mínimo, la comunidad financiera empezará a insistir en recibir previsiones de rendimiento realistas", dijo.
El modelado avanzado de la dinámica de fluidos computacional y el análisis de elementos finitos debería permitir una mejor comprensión de la fatiga de los componentes, señaló Kelly.
"Una vez que se comprenda la magnitud de los efectos transitorios, podrá ponerse en marcha la mejora de los diseños de los equipos (como las tuberías de distribución de los depósitos de almacenamiento) y la revisión de los controles de los procesos (como el control de flujo de rango dividido) con objeto de proteger adecuadamente el equipo de las tensiones excesivas", dijo.
Un futuro más claro
Las mejoras específicas de los diseños de torres CSP contribuirán a ampliar la vida útil de sus elementos, señaló Kelly.
"La clave para lograr una vida útil prolongada de la central es disponer de diseños de equipos que tengan en cuenta el arranque y las paradas diarias y la formación integral de los operarios. Esto último es al menos tan importante como lo primero", dijo.
La aplicación más extendida de las buenas prácticas y el éxito de las operaciones en Noor 3 en los próximos años deberían contribuir a aumentar la confianza de los inversores en la tecnología de torre y a permitir que el sector se olvide de Crescent Dunes.
SENER confía en haber minimizado los riesgos de las condiciones transitorias en los diseños de sus centrales y ha pasado a analizar nuevas áreas de mejora, dijo Relloso.
Entre los proyectos clave de SENER se encuentran la reducción del coste del campo solar, una mayor digitalización de la central y el ahorro gracias al aumento de la eficiencia en los diseños híbridos de las centrales que integran la energía fotovoltaica, el almacenamiento en baterías o la producción de hidrógeno, dijo.
Robin Sayles
Traducido por Vicente Abella Aranda