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CAPÍTULO 4

RESULTADOS

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


3

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.).


4

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.


5

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





INTERCAMBIADORES

DTT Economizador 35ºC

DTT Sobrecalentador 70ºC

DTT Precalentadores 5ºC

BOMBAS

Rendimiento interno

bombas alimentación 85%

Rendimiento interno

bomba condensado 75%


6

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


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.


8

(a) (b)

(c) (d)

Figura 2. Factores del rendimiento óptico. (a) Factor coseno; (b) Sombras y bloqueos; (c) Atenuación atmosférica; (d) Desbordamiento


9

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.


10

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.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

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0.8

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Re

nd

imie

nto

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tico

Hora GMT

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:00

Re

nd

imie

nto

óp

tico

Hora GMT


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.


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


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.


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.


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


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

17

Figura 7. Balance de la planta al 100% de carga nominal


18



19



20



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.


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.


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

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

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


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


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.


26

Figura 13. Irradiancia multiplicada por rendimiento óptico, potencias térmicas y potencia eléctrica bruta para el 21 de junio

0

100

200

300

400

500

600

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

W/m

2

MW

DNI*Rend. optico, Potencias térmicas absorbidas y Potencia eléctrica 21 Junio



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



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.


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



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



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.


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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CAPÍTULO 4 RESULTADOS - Servidor de la Biblioteca de ...bibing.us.es/proyectos/abreproy/70337/fichero/4.RESULTADOS.pdf · En este capítulo se recogen los diseños obtenidos para