Diseño de una Planta Solar Térmica con concentrador tipo fresnel para la generación de energía eléctrica

ÍNDICE

RESUMEN

INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

CAPÍTULO I: JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
1.1. Energías renovables
1.1.1. La energía solar
1.2. Conversión de la radiación solar en energía eléctrica
1.3. Situación actual de la energía solar termoeléctrica
1.4. Posibilidades de desarrollo en Chile
1.5. El concentrador lineal Fresnel
1.5.1. Historia
1.5.2. Ventajas

CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL DISEÑO A REALIZAR
2.1. Descripción general del proceso global. ¿Cómo funciona la planta?

CAPÍTULO III: ESTUDIO DE LA ENERGIA SOLAR
3.1. Generalidades de la energía solar
3.1.1. El sol como fuente de energía
3.1.2. La Constante solar
3.1.3. Espectro electromagnético
3.1.4. Distancia aparente del sol
3.2. Movimientos y coordenadas de la tierra
3.2.1. Generalidades
3.2.3. Excentricidad de la órbita terrestre
3.2.4. Ecuación del tiempo
3.2.5. Coordenadas geográficas
3.2.5.1. Latitud
3.2.5.2. Longitud
3.2.6. Hora solar y hora civil
3.2.7. Angulo horario
3.3. Movimiento aparente del sol
3.3.1. Angulo cenital
3.3.2. Angulo de azimut
3.4. Radiación solar
3.4.1. Radiación extra-atmosférica
3.4.2. Efectos de la atmosfera en la radiación
3.4.3. Radiación global
3.4.3.1. Radiación global horizontal
3.4.4. Calculo de los componentes de la radiación global
3.4.4.1. Índice de claridad
3.4.4.2. Fracción difusa de la radiación global
3.4.4.3. Cálculo de la radiación directa

CAPITULO IV: DISEÑO DEL SISTEMA REFLECTOR
4.1. Modelación del sistema de seguimiento solar
4.1.1. Orientación de los espejos
4.1.2. Dirección de los rayos solares reflejados
4.1.3. Angulo de giro de los espejos
4.2. Dimensionamiento del sistema
4.2.1. Separación entre espejos
4.2.1.1. Sombra en los espejos
4.2.1.2. Apantallamiento
4.2.1.3. Separación optima
4.2.2. Dimensiones finales
4.3. Factor de concentración
4.3.1. Área de captación de los rayos solares
4.3.1.1. Efecto de giro del espejo
4.3.1.2. Efecto de la distancia aparente del sol
4.3.2. Factor de concentración por espejo
4.4. Eficiencia en la reflexión
4.5. Programación del seguimiento solar
4.6. Cálculo de radiación solar
4.6.1. Radiación directa horizontal
4.6.2. Radiación con seguimiento
4.6.2.1. Radiación con seguimiento para el sistema Fresnel
4.6.3. Radiación recibida por el concentrador

CAPITULO V: DISEÑO DEL CONCENTRADOR SOLAR
5.1. Diseño geométrico del concentrador
5.1.1. Diámetro de las tuberías
5.1.2. Dimensionamiento del concentrador
5.1.3. Radiación concentrada
5.1.4. Pérdidas ópticas en el concentrador
5.1.4.1. cubierta de vidrio
5.1.4.2. Superficie interna
5.2.1. Pérdida de calor por convección
5.2.2. Pérdida de calor por radiación
5.2.3. Balance de energía del sistema
5.2.3.1. Balance de energía en el vidrio
5.2.4. Flujo de calor absorbido por el agua

CAPITULO VI: DISEÑO GENERAL DE LA PLANTA
6.1. Sistema reflector
6.1.1. Espejo individual
6.1.2. Configuración de espejos
6.1.3. Apoyo para espejos
6.1.4. Costanera para apoyos
6.1.5. Eje
6.1.6. Rodamiento
6.1.7. Cojinete
6.1.8. Sistema soportante del reflector
6.1.9. Soporte rótula
6.2. Sistema de seguimiento
6.2.1. Estructura
6.2.2. Sistema motriz
6.3. Sistema concentrador
6.3.1. Estructura
6.3.2. Superficie de vidrio
6.3.3. Sistema receptor
6.3.3.1. Tuberías de cobre
6.3.3.2. Sistema de sujeción de tuberías

CAPITULO VII: PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD
7.1. Funcionamiento de una planta Termoeléctrica
7.1.1. El ciclo Rankine
7.2. Producción de electricidad a baja potencia
7.2.1. Análisis de resultados
7.3. Análisis geográfico de la Región
7.3.1. Condiciones climáticas
7.3.1.1. Clima desértico con nublados abundantes
7.3.1.2. Clima desértico normal
7.3.1.3. Clima desértico Frío
7.3.1.4. Clima de estepa de altura
7.4. Producción de Electricidad a gran escala

8. CAPITULO VIII: COSTOS DEL PROYECTO
8.1. Análisis para un modulo
8.2. Análisis para la planta a baja potencia (10[kWe])
8.3. Análisis para la planta de 10[kWe]

CONCLUSIONES

REFERENCIAS

ANEXOS

AGRADECIMIENTOS

En este momento que termina un gran ciclo de mi vida, para comenzar uno totalmente nuevo y desafiante no puedo dejar de agradecer a todos los que han estado presente en este largo camino

A mi madre, porque sea en la distancia o en la cercanía siempre me dio el apoyo y la motivación para seguir adelante

A mis hermanos y hermana, por el apoyo incondicional

A todos mis amigos del hogar universitario Balmaceda, los residentes actuales y a los antiguos, a los que han sido parte de este gran hogar

A la Universidad por darme las herramientas y el apoyo necesario

A la escuela de mecánica y en especial a los profesores, que siempre han tenido la mejor disposición tanto dentro como fuera de las aulas

A mi compañero de memoria por haber afrontado este desafío y por el esfuerzo desplegado para poder realizarlo

Enzo Castro

En el largo camino que me ha llevado a la conclusión de esta memoria, he aprendido múltiples cosas acerca de la vida, mi vida y del mundo. Cada paso que he dado en el último año me ha llevado un poco más cerca de la culminación de mi vida de estudiante y un paso más cerca de mi naciente vida profesional. En todo este camino de altos y bajos no puedo olvidar que no lo podría haber hecho sin la ayuda de muchas personas que han estado a mí alrededor

A mis padres Gladys Mérida y Rubén Messina que me han brindado el apoyo necesario para que mi ánimo nunca decayese

A mis hermanos Carolina y Rubén que con su esfuerzo en sus respectivos estudios me han brindado un ejemplo a seguir

A mis amigos por siempre mantenerme de buen ánimo y con energías para continuar

A mi compañero de memoria Enzo Castro por esforzarse junto a mí para ver finalizado este trabajo

A la música por mantener mi espíritu despierto y glorioso

A la Universidad de Tarapacá por darme las herramientas para poder poner el punto final de este libro

Y a Dios por tenerme siempre en su pensamiento

Manuel Messina

RESUMEN

En la presente memoria se diseñara una planta solar térmica usando un concentrador lineal tipo Fresnel para la generación de energía eléctrica, la cual se caracteriza por tener un menor costo constructivo comparado con otras tecnologías que aprovechan la energía solar.

Este sistema utiliza una serie de espejos planos, los cuales reflejan la radiación solar incidente concentrándola en tuberías por las cuales circula un flujo de agua, con éste, se producirá el vapor necesario para hacer funcionar el sistema turbogenerador y producir así energía eléctrica.

La planta se diseñará en forma modular, esto significa que primero se diseñará un módulo de concentración, cuyas dimensiones se establecerán según factores geométricos derivados del movimiento del sol. Los resultados obtenidos para este módulo se extrapolaran para cubrir las necesidades energéticas de la planta en cuestión. Se diseñará un prototipo para instalar en la ciudad de Arica que servirá para estudiar la viabilidad de construir una planta de concentración solar de grandes dimensiones dentro de la ciudad o si ésta debe ubicarse en otro lugar de la región.

Se realizará un estudio económico para un módulo de concentración solar y en función de éste, el de una planta completa.

INTRODUCCION

Actualmente la matriz energética en Chile depende de Energías convencionales. A nivel mundial existe una dependencia del petróleo, el cual es la base del modelo económico mundial. El pick de producción de este combustible ya se estaría alcanzando según predicciones basadas en el modelo de Hubbert [1], después de esto la producción declinará tan rápido como creció, resaltando el hecho de que el factor limitante en la extracción de petróleo es la energía requerida y no su coste económico, puesto que en cuanto la energía requerida para la extracción de un barril de petróleo sea mayor que la energía que se puede extraer de este, dejará de ser negocio para las empresas petroleras, viéndose necesaria la búsqueda de otras fuentes de energía.

Dentro de las fuentes energéticas existentes se pueden identificar cuatro grandes tipos: otros Combustibles Fósiles, Energía Nuclear, Energía Hidráulica y las Energías Renovables. Los Combustibles Fósiles como el Petróleo, el carbón y el gas natural se usan actualmente de forma masiva alrededor del mundo (incluido nuestro país), pero éstos se encuentran restringidos por su cantidad finita, debido a que no son energías renovables en el corto plazo y por ende alcanzarán su pick de producción, además éstos se encuentran sometidos al clima político del país distribuidor, pudiendo traer problemas en el suministro, como lo ocurrido en el pasado con la distribución de gas natural. La Energía Nuclear, si bien tiene la ventaja de no emitir gases contaminantes a la atmósfera, posee un alto riesgo de contaminación en caso de accidente, además se producen residuos radiactivos que son difíciles de almacenar y su costo de implementación y mantención es muy alto, además existe el riesgo que sea usada para fines bélicos. La energía Hídrica tiene bajos costos de explotación y no produce contaminación, pero los costos económicos, ambientales y sociales en su construcción son altos, necesitando inundar áreas geográficas extensas, debiendo así, trasladar comunidades enteras y causar un impacto ambiental en casos irreversible, además, necesita lluvias constantes y causes naturales para poder explotarlos, limitando así su capacidad de producción a escala Nacional y mundial.

Por ésto resulta imprescindible la investigación e implementación de las energías renovables no convencionales, puesto que la diversificación de la matriz energética evitaría la dependencia de una sola fuente de energía, disminuyendo así el impacto que tienen las crisis mundiales sobre el precio y la disponibilidad de las fuentes de energía.

OBJETIVOS

Objetivo General

- Diseñar una planta solar térmica con concentración solar tipo Fresnel para la generación de energía eléctrica.

Objetivos específicos

- Estudiar la forma en que la energía solar incide sobre la superficie de la tierra.
- Diseñar el sistema reflector de la radiación solar.
- Diseñar el sistema concentrador.
- Diseñar un módulo de concentración solar.
- Diseñar una planta solar mediante varios módulos.
- Realizar una evaluación económica.

CAPITULO I JUSTIFICACION DEL PROYECTO.

En este capítulo se analizarán las posibilidades de desarrollo de la energía solar Termoeléctrica en Chile, se estudiará la situación en la que se encuentra esta tecnología y su desarrollo a nivel mundial, se analizará el consumo de energía en el país, las fuentes de producción de electricidad y su proyección de crecimiento. Se estudiará el sistema de concentración lineal Fresnel, el desarrollo que éste ha tenido en el tiempo y sus ventajas respecto de otras alternativas de concentración solar.

1.1. Energías renovables.

De entre las distintas fuentes de energía son aquellas que se producen de forma continua y son virtualmente inagotables a escala humana, debido a que son capaces de regenerarse por medios naturales.

El Sol es el origen de todas las energías Renovables, puesto que al calentar la atmósfera provoca diferencias de presión que dan lugar a las corrientes marinas (energía mareomotriz) y los vientos (energía eólica), ordena el ciclo del agua causando la evaporación de la misma, la formación de nubes y lluvias (energía hidráulica), permite la vida de la materia vegetal y su crecimiento (energía biomasa) y permite aprovechar la radiación solar para la producción de energía (energía solar).

1.1.1. La energía Solar.

La energía solar es la que se obtiene directamente del Sol en forma de radiación y es una de las más importantes dentro del grupo de las energías Renovables. Consiste en captar, por medio de diferentes tecnologías de conversión, la radiación solar que llega a la Tierra con el objetivo de emplear esa energía para diferentes usos.

Nuestro país cuenta con condiciones particularmente favorables para la explotación de fuentes de energía renovables, destacando el gran potencial que tiene la energía solar, debido al vasto desierto del norte grande, el norte de nuestro país se encuentra entre las zonas con los más altos índices de radiación solar a nivel mundial.

En el mundo existe radiación solar suficiente como para satisfacer la demanda energética mundial. Esto según un estudio realizado por el departamento de Física de la Universidad de California [2], en el cual se concluyó que si se gestionaran debidamente seis mega parques solares en puntos estratégicos del planeta, que en total cubran 910.019 kilómetros cuadrados, se podría obtener suficiente energía para abastecer el consumo energético mundial, estos puntos que corresponden a desiertos de los distintos continentes se encuentran en la figura 1.1, en la cual se especifica la superficie total de cada desierto, irradiación y área requerida para la concentración. Aunque en la actualidad esté muy lejos de ser una realidad, es interesante conocer estos cálculos, porque nos dan una visión del potencial de la energía solar tanto a nivel nacional como a nivel mundial.

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Figura 1.1 Mapa solar térmico mundial.

Tabla 1.1: Lugares y superficies necesarias para abastecer la demanda energética mundial.

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1.2. Conversión de la radiación solar en energía eléctrica.

Para aprovechar la abundante radiación solar se debe transformar en otro tipo de energía, tales como térmica y eléctrica. La energía eléctrica se puede lograr ya sea de forma directa por medio de paneles fotovoltaicos, o de forma indirecta, por medio de Centrales termosolares. En esta última se produce vapor a partir del calentamiento de un fluido mediante radiación, el cual es usado en un ciclo termodinámico convencional para la generación de energía eléctrica. Este proceso funciona en esencia igual que una central termoeléctrica convencional, pero reemplaza la caldera por un concentrador solar evitando así, el uso de combustibles fósiles.

1.3. Situación actual de la energía solar termoeléctrica.

Desde hace 20 años se han ido instalando en el mundo un gran número de plantas solares termoeléctricas que utilizan las distintas tecnologías de concentración solar con el objetivo de producir energía eléctrica (figura 1.2). Se puede apreciar que la concentración de proyectos solares se encuentra en Europa y África.

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Figura 1.2: Zonas que desarrollan proyectos solares termoeléctricos[3].

En la tabla 1.2 se detalla que tipo de tecnología se usa en estos proyectos y en qué ciudad se desarrollan.

Tabla 1.2: Proyectos termoeléctricos en el mundo. [3]

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Se observa que de los actuales proyectos, más del 25% son de origen Español, esto llama la atención puesto que en España existe un bajo índice de radiación solar, lo que no ha sido impedimento para que se conviertan en los líderes mundiales en la investigación y desarrollo de esta tecnología.

1.4. Posibilidades de desarrollo en Chile.

Según datos de la comisión nacional de energía (CNE), entre 1980 y 2006 el consumo final de energía en Chile aumentó casi 3 veces, pasando de 79.791 [Teracalorías] a 227.188 [Teracalorías]. Se observa un aumento de la importancia relativa de la energía eléctrica, que parte en 1980 con un 11% de participación en el consumo final y alcanza un 19% en 2006. En la figura 1.3 se aprecia el comportamiento del consumo de energía nacional entre 1982 y 2006 y las fuentes de energía empleadas.

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Figura 1.3: Evolución de Consumo Final de Energía 1982-2006 [4]

El CNE ha realizado un modelo para proyectar la demanda energética en el país, el cual está basado en un enfoque sectorial que combina un análisis económico por sector de consumo, siguiendo con ello la práctica creciente en el mundo para proyectar consumos energéticos en el largo plazo y hacer planificación estratégica del sector. En la figura 1.4 se observa los resultados de esta proyección por tipo de combustible.

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Figura 1.4: Proyección del consumo nacional por tipo de combustible. [4]

Se observa que el consumo nacional de combustibles presenta una tendencia general al alza, con un aumento promedio anual de 5.4%, respecto a la energía eléctrica si bien el consumo relativo de ésta tiende a la baja, sigue siendo mayoritaria. Por lo que las fuentes de las que provenga su generación tendrán un alto impacto económico, político y ambiental en el desarrollo del país. En la tabla 1.3 se aprecia las fuentes de generación de energía y hasta el año 2007 según estadísticas de la CNE.

Tabla 1.3: Fuentes de generación de energía eléctrica. Año 2007. [4]

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En la tabla 1.3 se observa que la mayor parte de la producción de electricidad proviene de la energía Térmica en sus distintas fuentes (60.2%; 33.688,2[GWh]), seguida por la energía Hidráulica (39.7%; 22.223,5[GWh]), después viene la energía Eólica con un porcentaje despreciable de participación, (2,8 GWh), la cual es la única energía renovable no convencional usada actualmente para la producción de electricidad. Podemos observar que aun no se han desarrollado proyectos solares termoeléctricos en el país.

En Chile se define como fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la eólica, la pequeña hidroeléctrica (centrales hasta 20 MW), la biomasa y el biogás, la geotérmica, la solar y la mareomotriz. El bajo porcentaje de éstas en la matriz energética nacional contrasta con el gran potencial de desarrollo en el país, situación que se explica por la baja competitividad económica que tenían respecto de las energías convencionales y a la ausencia de un marco regulatorio que permitiese eliminar las barreras que su desarrollo tenía en Chile. Ambos aspectos han cambiado en el país, con lo cual se prevé que este tipo de energías aumentarán su contribución a la generación eléctrica de los próximos años, además, si consideramos los índices de radiación solar en Chile, especialmente en el norte grande y la proyección en la demanda de energía eléctrica en el país, la oportunidad de desarrollo en esta área es enorme.

En la actualidad según datos de la CNE existen tres estaciones con seguimiento solar en operación en el norte del país, estas se ubican en:

- Pozo Almonte, desde Septiembre del 2008
- San Pedro de Atacama, desde Mayo del 2009
- Crucero, desde Agosto del 2009

1.5. El Concentrador Lineal Fresnel.

Los sistemas de concentración comúnmente utilizados en las plantas de generación de potencia son los de discos parabólicos, de receptor central y de concentrador cilindro parabólico. Un concepto más nuevo es el concentrador lineal tipo Fresnel (CLF) que se caracteriza por la sencillez constructiva y por su bajo costo. Los CLF (figura 1.5) utilizan espejos planos como reflectores, estos se construyen con espejos de vidrio normales, por lo tanto su construcción es más económica. La forma curvada de los espejos cilindro parabólicos hace que sean un 15% más eficientes que los espejos Fresnel, pero con el ahorro de costes de construcción y diseño se compensa el precio. [5].

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Figura 1.5 Esquema del funcionamiento de un (CLF).

1.5.1. Historia.

En 1999 la compañía Belga Solarmundo construyó un prototipo de colector Fresnel, con un colector de 24 metros de ancho y un área de reflector de 2500[m2]. Posteriormente, en Munich, la empresa Solar Power Group Gmbh, construyó un sistema Fresnel con capacidad de generación directa de vapor en colaboración con el Centro Aeroespacial Alemán.

En mayo de 2004 comenzó a funcionar en Australia, el primer colector solar comercial, diseñado y construido para ser utilizado como parte de una planta de energía termoeléctrica convencional, produciendo agua caliente para ingresar a la caldera de una planta convencional y así reducir el consumo de combustible [6]

Este año (2010) comenzaron los trabajos para la construcción de la planta de energía solar termoeléctrica ‘Puerto Errado 2’, en la ciudad de Murcia, España. Esta tendrá una potencia de 30MWe y es desarrollada por la compañía Novatec Biosol [7].

La construcción de esta planta fue posible gracias a la experiencia que adquirió esta empresa en la construcción y puesta en marcha de la planta ‘Puerto Errado 1’ (figura 1.6), la cual necesito de 3 años de investigación ‘sin llegar a buen puerto’, pero que actualmente se encuentra conectada a la red eléctrica Española, produciendo 1,4MWe.

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Figura 1.6. Planta Solar Puerto Errado 1 en Murcia, España.

Según Martin Selig [8], Jefe ejecutivo de Novatec Biosol, ‘la tecnología usada permite un considerable ahorro en el uso del terreno, pues las plantas actuales utilizan unas 10 hectáreas mientras nosotros requerimos entre 2.5 y 3.5 hectáreas por MWe, según la radiación solar. Al ser plana no requiere tanto terreno y puede ser montada en terrenos en pendiente con lo que se reduce el impacto visual, pues la estructura principal mide 1,2 metros, mientras que el segundo tubo reflector tiene casi 8 metros de altura, siendo éste el punto más alto. Otros sistemas son habitualmente mucho más altos’.

Si bien en Sudamérica esta tecnología aun no se desarrolla comercialmente, en la Universidad de Tarapacá se construyó un prototipo para la investigación enmarcado en el proyecto ‘Implementation de un Centro Demostrativo de Energías Renovables (CEDER)’ cuyo objetivo es ‘Implementar un Centro Demostrativo, para desarrollar, fomentar y difundir el uso de energías renovables que contribuyan al progreso socioeconómico de la región de Arica y Parinacota. Y asimismo, desarrollar investigación aplicada que contribuya a la innovación tecnológica en el área’.

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Figura 1.7: Prototipo construido en la Universidad de Tarapaca, proyecto CEDER.

También en Sudamérica se debe resaltar el trabajo realizado en la Universidad de Salta, Argentina [9], donde se construyó un prototipo de concentrador lineal Fresnel de 8 [m2] (figura 1.8).

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Figura 1.8: Prototipo construido en la Universidad de Salta, Argentina.

1.5.2. Ventajas.

Una característica de la tecnología Fresnel es que el concentrador está separado de los espejos reflectores, se mantiene fijo y no tiene partes móviles. Además en estos sistemas el vapor se genera directamente, por lo que no se requiere de intercambiadores de calor.

Al ser los espejos reflectores planos, no requieren una manufacturación especial, además estos se encuentran a nivel del piso, lo que reduce la carga del viento y facilita su mantención.

Si bien este sistema tiene menor rendimiento térmico que otros tipos de concentración, al ser tan económica en su construcción, materia prima y mantenimiento la inversión inicial es mucho menor que en otros sistemas de concentración; puesto que al ser la fuente de energía gratuita lo importante más que la eficiencia del sistema es el costo a igual nivel de producción.

CAPITULO II DESCRIPCION DEL FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA.

En este capítulo se explicará brevemente como funciona una planta solar termoeléctrica Fresnel, describiendo los procesos necesarios para concentrar la radiación solar y luego convertirla en energía eléctrica.

2.1. - Descripción general del proceso. ¿Cómo funciona la planta?

Una planta de concentración solar Fresnel es en esencia una planta Termoeléctrica, la diferencia con una planta térmica convencional es que en vez de quemar combustible esta obtiene la energía a través de la concentración de energía solar.

El sistema de concentración solar Fresnel sigue una serie de pasos antes de lograr su objetivo, el cual es capturar energía solar y convertirla en energía eléctrica. En la figura 2.1 se muestra el esquema del funcionamiento de una planta de concentración solar Fresnel desde la energía proveniente del sol hasta que se obtiene el producto final (energía eléctrica).

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Figura 2.1: Esquema de la planta de generación electrica a partir de concentración solar.

A continuación se describirán los procesos enumerados en la figura 2.1.

0. El sol

Como punto de inicio se debe conocer la radiación proveniente del sol, la cual atraviesa el espacio exterior hasta llegar al planeta tierra, esta sufre alteraciones al atravesar la atmósfera terrestre y en función de estas se cuantifica la radiación incidente en el sistema de espejos.

1. Sistema Reflector

Consta de un arreglo de espejos, los cuales siguen la dirección de los rayos del sol en un ángulo tal que la radiación reflejada por estos sea dirigida hacia el concentrador.

2. Concentrador

Este posee una superficie interna reflectante que re-direcciona la radiación reflejada por los espejos hacia las tuberías internas, por las que circula un flujo de agua que recibe la radiación solar.

3. Sistema de absorción

La radiación reflejada por el sistema concentrador es recibida por el sistema de absorción, donde toda la energía se traspasa a una serie de tuberías, las cuales transportan un flujo de agua a alta presión, el cual se calienta cambiando de fase y saliendo como vapor sobrecalentado. Este sistema puede contar con una o varias tuberías dependiendo del diseño final.

4. Turbina de vapor

La turbina es el elemento mecánico que convierte la energía cinética del flujo de vapor en energía mecánica.

5. Condensador

El vapor sobrecalentado después de ser usado en la turbina es descargado en el condensador, el cual transfiere el calor excedente del flujo en su condensación a un foco frio, puesto que se necesita que el flujo vuelva a su fase líquida antes de entrar en la bomba.

6. Bomba de agua

Ahora que el fluido se encuentra en su fase líquida se podrá ingresar a la bomba. La función de esta es elevar la presión del flujo de agua hasta la presión de trabajo del sistema para poder hacerlo circular nuevamente por las tuberías del sistema receptor de calor.

7. Generador Eléctrico

El generador eléctrico es el sistema que transforma la energía mecánica suministrada por la turbina en energía eléctrica por medio de la F.E.M. (fuerza electromotriz) resultado del campo magnético del generador.

8. Subestación y red eléctrica

Con la energía mecánica convertida en energía eléctrica se deberá dirigir esta hacia la subestación la cual modificará y establecerá los niveles de tensión para luego transportar y distribuir la energía por la red eléctrica.

Los procesos anteriormente descritos son los que realizan una planta termoeléctrica con concentrador solar tipo Fresnel para producir energía eléctrica, independiente si es una planta de grandes o pequeñas dimensiones.

En los capítulos siguientes se estudiarán y diseñarán los efectos que ocurren en el concentrador solar, puesto que el resto del sistema corresponde a una planta termoeléctrica convencional, la cual es una tecnología madura y probada, por lo que diseñar estos sistemas no tiene sentido, estos se seleccionarán y cotizarán para complementar al sistema de concentración solar que se diseñara en esta memoria.

CAPITULO III ESTUDIO DE LA ENERGIA SOLAR.

En este capítulo se estudiarán los aspectos teóricos de la energía solar, se determinará la radiación emitida por el sol y se analizará los aspectos geométricos de ésta. Se estudiará el movimiento aparente del sol en el cielo y se determinarán las ecuaciones necesarias para conocer la dirección de la radiación solar que incide sobre la superficie terrestre. También se analizarán los efectos de la atmósfera sobre la radiación solar y cómo influyen éstos sobre su dirección y magnitud.

3.1. Generalidades de la energía solar.

3.1.1. El Sol como fuente de Energía.

El Sol es una más entre las millones de estrellas que hay en el cielo. Su diámetro es de 1.400.000 kilómetros y su masa es 333.000 veces mayor que la de la Tierra. Se encuentra a una distancia de 149 millones de kilómetros.

El Sol es un cuerpo esférico de naturaleza gaseosa que genera energía debido a las reacciones nucleares de fusión que tienen lugar en su zona central. El núcleo se comporta como un gigantesco reactor nuclear, en el que la masa se convierte en energía radiante continuamente. Saliendo del núcleo, que es donde se producen las reacciones nucleares, se atraviesa una zona intermedia y disminuye la densidad y temperatura. La capa exterior, con una densidad muy baja, se llama zona convectiva porque el calor se transmite por convección hasta la superficie. Su temperatura se estima en unos 5.600 [°C].

3.1.2. La Constante solar.

Las reacciones nucleares que se producen en el Sol, consisten en la transformación del hidrógeno en helio. Cuatro átomos de hidrógeno se convierten en uno de helio. En esta transformación se produce una pequeña pérdida de masa y liberación de energía, de acuerdo con la ecuación 3.1.

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El Sol pierde cada segundo 4,2 millones de toneladas de materia que se transforman en energía. Esto representa una energía de.

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Esta energía se irradia al espacio en todas direcciones con simetría esférica. La tierra se encuentra a una distancia promedio del Sol de 1,496*108 [kilómetros], este valor se denomina Unidad astronómica. Para calcular la cantidad de energía que recibe una superficie orientada perpendicularmente al Sol, basta con dividir la potencia que este genera por la superficie de una hipotética esfera que contenga al Sol y cuyo radio sea igual al de la distancia del Sol a la Tierra, así se obtiene un valor de:

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Este valor varía durante el año debido a la excentricidad de la órbita terrestre y su consecuencia en el cambio de la distancia tierra-sol durante el año, esta variación es mínima, pero se asume un valor estándar de 1367 [W] para cualquier época del año. Es decir, una superficie de 1 [m2] situada en la órbita terrestre y orientada perpendicularmente al Sol, recibe una potencia de 1367 [W]. Este valor es lo que se conoce como constante solar.

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3.1.3. Espectro electromagnético.

La Luz solar, es el espectro total de radiación electromagnética proveniente del Sol. Este puede dividirse en tres grupos dependiendo de su longitud de onda: Ultravioleta, el espectro visible y el infrarrojo. El espectro visible abarca las longitudes de onda desde 380[nm] hasta 780[nm], la radiación ultravioleta es la que abarca todas las longitudes de onda menores a 380[nm] y las infrarrojas mayores a 780[nm]. En la figura 3.1 se observa la distribución espectral de la radiación solar extraterrestre y a nivel del mar, ésta última varía debido a los efectos de la atmósfera terrestre.

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Figura 3.1: Espectro de la radiación solar.

Se observa que la mayor parte de la radiación solar que ingresa a la atmósfera se encuentra en el espectro visible (47%), otra gran parte en el infrarrojo (46%) y solo una pequeña parte en el ultravioleta (7%).

3.1.4. Distancia aparente del sol.

La distancia aparente entre dos astros está dada por la distancia angular entre ambos, en el caso del sol, por su distancia angular sobre la tierra. Su valor es de 32 minutos, esto significa que el ángulo que se forma entre la distancia de la tierra al sol y el diámetro de este es 32 minutos. Este representa al ángulo con el que un observador en la tierra ve el sol, como se ve en la figura 3.2.

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Figura 3.2: Distancia aparente del sol.

3.2. Movimientos y coordenadas de la Tierra.

3.2.1. Generalidades.

La Tierra en su desplazamiento por la órbita solar realiza dos movimientos principales, el de rotación sobre su propio eje y el de traslación alrededor del Sol, que determinan la cantidad de luz y radiación que llega a cada lugar de la superficie terrestre a lo largo del día y del año. Además, son causantes de la sucesión de los días y noches, de la alternancia de las estaciones del año, y han servido a los seres humanos para poder medir el tiempo y confeccionar el calendario.

El planeta Tierra en su movimiento anual entorno al sol, describe en trayectoria elíptica un plano que está inclinado aproximadamente 23,45° respecto al plano ecuatorial. Esta inclinación es responsable por la variación de la elevación del sol en el cielo respecto a la misma hora a lo largo de los días, dando origen a las estaciones del año, como se ve en la figura 3.3.

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Figura 3.3: Orbita de la tierra alrededor del sol, con su eje inclinado en un ángulo de 23,45°.

3.2.2. Declinación Solar.

La posición angular del sol respecto al plano ecuatorial se llama declinación solar (δ). Este ángulo varía durante el año dentro de los siguientes límites.

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La declinación solar es cero el día que comienza la primavera y el otoño (equinoccios) y máxima en el comienzo del verano e invierno (solsticios), lo cual está representado por la ecuación 3.2.

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3.2.3. Excentricidad de la órbita terrestre.

La órbita que describe la tierra alrededor del sol corresponde a una elíptica, cuya excentricidad es muy pequeña, solo 0,017; esta se puede expresar en función de la distancia tierra-sol, la cual viene dada por la ecuación 3.3.

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Donde dn es el número del día dentro del año, tomando como 1 el primero de enero y 365 el 31 de diciembre, r0 es la distancia promedio entre la tierra y el Sol. Se obtiene la excentricidad a partir de la ecuación 3.4.

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3.2.4. Ecuación de tiempo.

Es la diferencia entre el tiempo solar medio (tomando un dia promedio de 24 horas) y el tiempo solar aparente (tiempo medido por un reloj de sol). Esta diferencia varía a lo largo del año debido a que la velocidad de rotación de la tierra disminuye a medida que este se aleja del sol por efecto de la excentricidad de la órbita terrestre, por lo que los días son más largos en ese período, este desfase solo afecta en un par de segundos por día, pero su efecto acumulativo produce un desfase de más 16 minutos durante el año. Son iguales el tiempo solar medio y el tiempo solar aparente en cuatro instantes del año: el 15 de abril, 14 de junio, 1 de septiembre y el 25 de diciembre (coinciden aproximadamente con los equinoccios y solsticios). La ecuación del tiempo se representa gráficamente con un diagrama denominado analema (figura 3.4).

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Figura 3.4: Analema, gráfica de la ecuación del tiempo.

De esta figura se obtiene el desfase que ocurre entre la hora solar verdadera y la hora solar media, su valor para cada día se encuentra tabulado en el anexo 1.

3.2.5. Coordenadas geográficas.

El sistema de coordenadas geográficas (Figura 3.5) es un sistema de referencia que utiliza las dos coordenadas angulares, latitud (norte-sur) y longitud (este-oeste) para determinar las posiciones de la superficie terrestre. Estas coordenadas angulares medidas desde el centro de la tierra representan un sistema de coordenadas esféricas que está alineado con su eje de rotación. Estas coordenadas se suelen expresar en grados sexagesimales.

3.2.5.1. Latitud.

La latitud es la distancia angular entre el ecuador y un punto determinado del planeta medida a lo largo del meridiano que pasa por ese punto, se define al ecuador como el meridiano que coincide con el plano perpendicular al eje de rotación del planeta y que pasa por su centro, este se considera como la latitud 0°.

3.2.5.2. Longitud.

La longitud expresa la distancia angular entre un punto dado de la superficie terrestre y el meridiano 0°, tomando como centro angular el centro de la Tierra, el cual es denominado como meridiano de Greenwich.

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Figura 3.5. Coordenadas geográficas de la tierra.

3.2.6. Hora solar y Hora Civil.

La hora solar es una medida del tiempo fundamentada en el movimiento aparente del Sol sobre el horizonte del lugar. Toma como origen el instante en el cual el Sol pasa por el Meridiano local, este instante se denomina mediodía solar.

Para evitar problemas debido a que localidades cercanas tuvieran diferencias horarias debido a que poseen meridianos locales distintos, se dividió la tierra en 24 partes iguales, cada una con una longitud de 15°, y con una hora de diferencia a la más cercana, a estas divisiones se les llamó Husos Horarios (figura 3.6). Todas las localidades dentro de un huso horario deben regirse por la misma hora, esta es la llamada hora civil, y es la que marcan los relojes convencionales.

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Figura 3.6. Husos Horarios.

Para los cálculos de equipos solares debe usarse la hora solar, puesto que esta indica la posición relativa del sol en el cielo, para esto debe establecerse una relación entre la hora solar y la hora civil, puesto que esta última es por la cual se rigen los relojes comunes. La hora solar se puede calcular a partir de la hora civil por medio de la siguiente ecuación:

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Donde

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En el caso de Chile debido a lo largo y angosto de nuestro país, todo el territorio nacional se encuentra dentro del mismo huso horario, el cual corresponde a ET -4, y cuenta con un desfase de una hora en invierno.

3.2.7. Ángulo Horario.

El ángulo horario (w) se define como el ángulo de giro de rotación de la tierra respecto del meridiano local, es nulo al medio día solar, negativo antes del mediodía solar y positivo después, varía en 15° por hora, debido a que esta es la velocidad angular media de la tierra, 360° en 24 horas (sin considerar la ecuación del tiempo). Se calcula con la ecuación 3.6, considerando que Hs varía entre 1 y 24.

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3.3. Movimiento aparente del sol.

Cabe recordar que no es el sol el que se mueve alrededor de la tierra sino que la tierra es la que gira alrededor de este, pero para poder simplificar el análisis de los efectos de este movimiento en la dirección de la radiación solar se describe esta interacción como un movimiento aparente del sol sobre el cielo terrestre, esto que en principió es falso permite modelar la dirección de los rayos del sol.

Una forma clásica de representar el cielo consiste en imaginar una esfera con la tierra fija en su centro, como se ve en la figura 3.7. Cada punto sobre esta esfera representa una dirección del cielo vista desde la tierra. En esta representación se describe el movimiento aparente del sol siguiendo un círculo máximo, el que forma un ángulo de 23,45° con el ecuador celeste, y que recibe el nombre de Eclíptica, porque el sol y la luna se sitúan sobre él en los eclipses. De esta forma el sol describe diariamente un círculo alrededor del eje polar.

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La posición del sol en esta esfera puede representarse por medio de un vector unitario s [L1], el cual coincide con la dirección de los rayos solares como se muestra en la figura 3.8.

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Figura 3.8. Posición del sol relativa a un lugar de la tierra

Donde el eje x corresponde a la dirección este-oeste y el eje Y a la dirección norte-sur. Al descomponer el vector s en sus coordenadas (x, y, z), queda definido por la siguiente ecuación:

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La ecuación 3.7 representa la orientación del sol, depende exclusivamente de dos ángulos (figura 3.8), los que varían dependiendo de la posición geográfica, hora y día del año, por ende se definen en función de estas tres condiciones, las cuales están representadas por la latitud del lugar (λ), el ángulo horario (ω) y el ángulo de declinación (δ) respectivamente. Estos se conocen como ángulo cenital y ángulo de azimut.

3.3.1. Angulo cenital(05).

Es el ángulo formado por la dirección del sol y la vertical del lugar, queda representado por la siguiente expresión:

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3.3.2. Angulo de azimut(ß5).

Es el ángulo formado por la proyección de la dirección del sol en la superficie terrestre y el meridiano local (Norte-sur). Se define como negativo hacia el este (por la mañana) y positivo hacia el oeste (en la tarde), debido a esta conversión el ángulo de azimut varía entre 0° y -180° antes del medio día solar y entre 0° y 180° después de este. Queda representado por la siguiente expresión:

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Con estos ángulos definidos se puede obtener la posición del sol en cualquier instante y lugar.

3.4. Radiación Solar.

El fenómeno de la radiación consiste en la propagación de energía en forma de ondas electromagnéticas o partículas subatómicas a través del vacío o de un medio material. En el caso de la energía solar, la radiación solar se refiere al conjunto de radiaciones electromagnéticas emitidas por el Sol hacia el espacio.

De ahora en adelante el término radiación se usará en sentido genérico. Para distinguir entre potencia y energía se utilizarán definiciones más precisas.

Irradiancia.

Se refiere a la potencia instantánea recibida. Se mide en [W/m2] o similar en otro sistema de unidades.

Irradiación.

Se refiere a la cantidad de energía solar recibida durante un determinado periodo de tiempo. Se mide en [Wh/m2] o similar.

3.4.1. Radiación Extra-atmosférica.

La radiación extra-atmosférica (B0) corresponde a la radiación recibida por una superficie horizontal perpendicular a la dirección de la radiación en la parte externa de la atmosfera terrestre. Esta experimenta variaciones debidas al movimiento aparente del sol, las que son perfectamente predecibles y se pueden calcular teóricamente con meras consideraciones geométricas, por ende, la Irradiancia extra-atmosférica sobre una superficie horizontal es.

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La ecuación 3.10 representa la Irradiancia extra-atmosférica, para conocer la Irradiación a lo largo de un día debemos calcular su integral a lo largo de este [L2], esta se encuentra con la ecuación 3.11.

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Donde T es la longitud del día, es decir, 24 horas, y ω5 el ángulo de salida del sol, expresado en grados.

3.4.2. Efectos de la atmosfera en la Radiación.

La radiación solar que alcanza la parte superior de la atmosfera terrestre es la denominada Constante Solar, como se vio en la sección 3.1.2. Esta sufre alteraciones al atravesar la atmosfera terrestre debido a la interacción con sus componentes. Algunos como las nubes reflejan una parte de esta radiación, otros como el ozono, oxígeno, vapor de agua, dióxido de carbono, etc. absorben radiación en algunas longitudes de onda, otros como las gotas de agua y el polvo en suspensión dispersan radiación. Esto produce que la radiación que ingresa a la atmósfera se divida en tres componentes bien diferenciados.

Radiación Directa.

Es la que se recibe directamente desde el sol en línea recta, sin que se desvíe en su paso por la atmósfera.

Radiación Difusa.

Es la que se recibe del sol después de ser desviada por dispersión atmosférica. Esta proviene tanto de las nubes, como del cielo azul. De no haber radiación difusa, el cielo se vería negro, aún de día, como sucede por ejemplo en la luna.

Radiación de Albedo.

Es la radiación que se recibe por reflexión en el suelo u otras superficies próximas.

La radiación total (directa + difusa + albedo) incidente en una superficie se denomina radiación global. Las componentes de la radiación global y los efectos que la originan se encuentran en la figura 3.9.

3.4.3. Radiación Global.

Como se mencionó anteriormente, es la radiación total que incide en un cuerpo que se encuentra sobre la superficie terrestre. Esta puede obtenerse teóricamente para días muy claros, sin embargo, en un día normal las variaciones de la radiación dependen de fenómenos aleatorios, por lo que los diseños de equipos solares deben apoyarse en parámetros estadísticos derivados de medidas experimentales a lo largo del tiempo. La información más ampliamente disponible es, la constituida por los 12 valores medios mensuales de la irradiación global Horizontal, estos representan la irradiación total en un mes promedio, hay que recordar el carácter aleatorio de la radiación solar, por lo que un análisis diario de esta no tiene ningún valor práctico.

3.4.3.1. Radiación Global horizontal.

Es la radiación que recibe un equipo situado de manera horizontal en la superficie terrestre, se calcula a partir de la siguiente ecuación[L3].

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Donde

GH: Radiación Global Horizontal B : Radiación Directa D : Radiación Difusa γ : Angulo de elevación solar

3.4.4. Cálculo de los componentes de la radiación global.

Como se mencionó anteriormente la radiación solar se divide en tres componentes: directa, difusa y albedo. Las propiedades direccionales de la radiación difusa resultan muy influenciadas por la posición, forma y composición de las nubes, como consecuencia, su distribución angular es una función complicada y variable en el tiempo, por ende la radiación difusa es, esencialmente anisotrópica. Debido a esta propiedad se hace impredecible su comportamiento, es más, aunque fuera predecible no sería viable construir un equipo para direccionarla debido a que esta llega a la superficie terrestre en todas direcciones, por lo que los equipos de concentración solar se diseñan para aprovechar la radiación directa cuyo comportamiento es predecible utilizando las ecuaciones solares previamente desarrolladas.

Para poder cuantificar la radiación directa se debe descomponer la radiación global, en este proceso se omite el cálculo de la componente de albedo, debido a que esta depende de la naturaleza del suelo, lo que hace que su valor sea difícil de estimar, además es una componente muy pequeña de la radiación global, por lo que considerarla simplifica considerablemente los cálculos y su omisión no afecta los resultados. Dada esta simplificación se considera que la radiación global está compuesta por la radiación directa y difusa.

Para obtener la radiación directa es necesario entonces estimar la radiación difusa, cuantificando el efecto de la atmósfera terrestre en la radiación. Esto se realizara por medio del Modelo de Liu y Jordan [L2], en el cual se determina la radiación difusa por medio del índice de claridad, este cuantifica el efecto de la atmosfera sobre la radiación y con esto, la fracción difusa de la radiación global, al omitir la componente albedo se encuentra la radiación directa como la diferencia entre la radiación global y difusa. Este modelo se desarrolla a continuación.

3.4.4.1 Índice de claridad.

Como se mencionó anteriormente es una medida de la transparencia de la atmosfera, se define como la relación entre la radiación solar global que llega a un punto de la tierra y la radiación extra-atmosférica.

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Este índice está físicamente relacionado no solo con el camino de la radiación a través de la atmosfera, sino también con la composición y contenido de las nubes y partículas en suspensión en la atmosfera. Representa entonces, el clima solar de un lugar concreto.

3.4.4.2. Fracción difusa de la radiación global.

Corresponde a la relación entre la radiación difusa y la radiación global horizontal.

La idea básica, propuesta originalmente por Liu y Jordan, consiste en establecer una relación entre la fracción difusa de la radiación solar (F) y el índice de claridad (K). Cuanto más clara es la atmosfera, mayor es la radiación global y a la vez, menor su contenido de difusa, por lo que F y K deben estar correlacionados negativamente. La correlación de F y K es independiente de la latitud y tiende a tener valides universal debido que al definir K por medio de la división por la radiación extra-atmosférica se elimina las variaciones de la radiación debidas al movimiento aparente del sol.

Existen diversas fórmulas empíricas. Page [L2] analizó datos de diez localidades situadas entre 40°N y 40°S y propuso una ecuación lineal que es ampliamente aceptada.

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Existen otras fórmulas empíricas de diversos investigadores, pero cuando se trata de predicciones a largo plazo, como es el caso de los diseños termosolares, las implicaciones de utilizar una correlación u otra son muy modestas, por lo que utilizará la ecuación 3.15 en capítulos posteriores.

3.4.4.3. Cálculo de la radiación Directa.

Una vez conocido F se puede calcular la componente difusa de la radiación global Horizontal.

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Una vez conocida la componente difusa de la radiación solar se puede calcular la radiación directa Horizontal usando la ecuación 3.17.

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Esta es la radiación directa en un plano horizontal, es distinta a la radiación directa (B), la que se obtiene a partir de la ecuación 3.12. En la sección 4.6 se realizará un análisis más profundo sobre la relación entre ambas y el cálculo de radiación directa en el sistema de concentración lineal Fresnel.

CAPITULO IV DISEÑO DEL SISTEMA DE REFLEXION.

En este Capítulo se diseñará el sistema reflector. Para ésto se modelará el sistema de seguimiento para que los rayos solares se reflejen a cada instante del día hacia el concentrador solar, también se determinará las dimensiones del módulo de concentración solar. Se determinará además, el área de apertura del sistema concentrador y la radiación total reflejada por el sistema de espejos.

Los cálculos se realizarán para un módulo de 10 metros de largo, los resultados obtenidos se extrapolarán posteriormente para obtener la radiación concentrada en una planta compuesta por una cantidad a determinar de módulos.

4.1. Modelación del sistema de seguimiento solar.

4.1.1. Orientación de los espejos.

El primer paso consiste en definir la orientación de los espejos, ésta debe ser de norte a sur respecto a su largo. Debido a que el sol se mueve de este a oeste, el orientar el sistema en esta dirección permite el seguimiento del sol en un solo eje.

Una vez determinada la dirección del sistema, se modela el comportamiento de los espejos para que reflejen la radiación hacia el concentrador solar, el movimiento de éstos durante el día queda determinado por el ángulo de giro de cada espejo, para determinar este parámetro se realizará un análisis vectorial del comportamiento de éste en relación al movimiento del sol.

4.1.2. Dirección de los rayos solares reflejados.

Se representa por medio de un vector unitario t (figura 4.1), el cual coincide con la dirección de los rayos reflejados, desde el centro del espejo hasta el centro del área de apertura del concentrador solar. El concentrador se analizará en este capítulo como un punto situado a una altura h, al que llamaremos Foco.

El vector t se encuentra determinado por la altura del foco (h) y la distancia desde el centro hasta el espejo (x), estos valores son constantes para cada espejo, por lo que la posición del espejo dentro del sistema determina la dirección de los rayos reflejados.

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Figura 4.1: Dirección de los rayos reflejados.

La dirección de los rayos reflejados queda representada por ecuación 4.1.

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La componente ¡ no se considera porque el espejo gira en torno a este eje, por lo que t queda definido solo en estas 2 dimensiones.

4.1.3. Ángulo de giro de los espejos.

Las relaciones fundamentales que regulan la dirección de cada uno de los espejos tienen que satisfacer las leyes de la reflexión, por lo tanto, los ángulos de los rayos solares incidentes y reflejados respecto a la normal a cada espejo tienen que ser iguales como se observa en la figura 4.2. La orientación de cada espejo se encuentra determinada por su ángulo de inclinación, el cual está relacionado con la dirección de su normal. Este ángulo puede determinarse vectorialmente considerando que la dirección de los rayos incidentes en el espejo tienen la misma dirección que el vector ( s), definido en el punto 3.3, el cual sale desde el centro del espejo en dirección hacia la posición del sol en el cielo. La dirección de los rayos reflejados está representada por ( t), los ángulos de reflexión de ambos vectores deben ser iguales. Si se considera un vector normal al espejo (V ), éste debe ser bisectriz a los vectores s y t.

En este análisis se debe considerar el hecho que cada espejo gira en torno al eje Y (norte-sur), por lo que se redefine s para que represente un vector unitario bidimensional (x, z), de tal forma que el ángulo que se obtenga corresponda al ángulo de giro en torno al eje Y, para ésto se elimina la segunda componente (Y) de t, con lo que se obtiene un nuevo vector del movimiento solar en dos dimensiones (ecuación 4.2), el que se designará S' (figura 4.2). Este vector deja de ser unitario, puesto que al quitarle una componente queda menor que la unidad, por lo que se debe redefinir como un vector unitario, por medio de la ecuación 4.3.

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De la figura 4.2 se obtiene que la suma vectorial de s' y t da por resultado V.

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El ángulo de V con respecto a la horizontal se designará a, este corresponde geométricamente al complemento del ángulo del espejo, al que se designará ß, de esta forma se obtiene el ángulo de giro del espejo, para cualquier hora, día del año, y posición geográfica.

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Figura 4.3: Angulo de giro de los espejos (ß).

De la figura 4.3 se obtiene.

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A partir de la ecuación 4.5 se obtiene el ángulo de giro de cada espejo del sistema reflector a cada instante del día.

Para cálculos posteriores es conveniente expresar ß en función de γ. De la figura 4.3 se obtiene.

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Donde

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Al reemplazar en 4.5 se obtiene

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Mediante este proceso se obtiene el ángulo de giro de los espejos dependiendo de las variables de entrada.

Para evaluar y graficar esta variable y las que desarrollarán en el resto del capítulo se realizaron los cálculos en una planilla excel, cuyo funcionamiento se explicará en la sección 4.6, de este programa se obtendrán los gráficos presentados en este capítulo.

El comportamiento del ángulo de giro de los espejos se puede apreciar a modo de ejemplo para el espejo E3 el día 200 del año, el cual corresponde al 18 de julio, como se puede ver en la figura 4.4.

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Figura 4.4: Ángulo de giro del espejo en función de la hora solar.

Se observa que el ángulo de giro del espejo oscila entre +45°, dependiendo de la posición del espejo, la hora solar se encuentra en decimales, esto significa que 0 corresponde a las 0:00; 0,5 corresponde al medio día y 1 a media noche. Este varía linealmente a lo largo del día, puesto que depende de del ángulo de elevación solar (y) el cual también es lineal, por lo que la velocidad de giro de los espejos es constante.

4.2. Dimensionamiento del sistema.

Para diseñar el sistema de reflexión modular se debe decidir sus dimensiones finales, considerando como factor de diseño las medidas de cada espejo, las cuales son 0,4[m] de ancho y 10[m] de largo. Las medidas que deben determinarse son: altura del foco, separación entre centros de espejos y la cantidad de espejos que tendrá el sistema reflector. Este último depende de la distancia máxima a la que se puede poner un espejo desde el centro (x), la cual depende a su vez de la separación mínima entre espejos, lo que se verá en el punto 4.2.1.3. Probando para distintas posiciones y dimensiones geométricas usando el programa definido en el punto 4.6 se aprecia que el valor límite de x corresponde a la posición en la cual el ángulo de elevación de la radiación solar reflejada (τ) es 45°, puesto que si este ángulo es mayor se dificulta la concentración de la radiación solar reflejada por dicho espejo. En la figura 4.5 se muestra un esquema del sistema con las dimensiones a determinar.

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Figura 4.5: Dimensiones del concentrador Fresnel.

4.2.1. Separación entre espejos.

Para encontrar la separación óptima entre espejos se debe analizar las variables que influyen en éste, es decir, las que producen algún tipo de obstrucción a la radiación solar. Estas corresponden a las sombras y apantallamiento.

4.2.1.1.Sombra en los espejos.

Se considera cuando la sombra generada por un espejo cubre parcial o totalmente la superficie del espejo vecino.

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Figura 4.6: Esquema de la sombra entre espejos.

De la figura 4.6 se obtiene la separación mínima entre centros de espejos para que no se produzca sombra, ésta es:

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Donde

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4.2.1.2. Apantallamiento.

El apantallamiento afecta cuando la radiación reflejada por un espejo es interceptada por el espejo vecino.

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Figura 4.7: Esquema del apantallamiento entre espejos

De la figura 4.7 se obtiene la separación mínima entre centros de espejos para que no se produzca apantallamiento, ésta es:

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Donde Da es la separación mínima entre centros de espejos por apantallamiento.

4.2.1.З. Separación óptima.

Estos dos efectos (sombras y apantallamiento) se producirán en algún momento del día, a partir de las ecuaciones 4.6 y 4.7 se encuentra la separación mínima entre centros de espejos, en el caso que se produzcan ambos efectos, se debe seleccionar el mayor de ellos como la separación mínima, puesto que de esta forma se asegura que no se produzca ninguno de los dos, lo que se determina a partir de la ecuación 4.9.

(ec. 4.9)

Este valor cambia a cada instante del día, pero no se puede modificar la separación entre espejos a cada hora, por lo que se debe encontrar la separación óptima entre espejos que entregue los mejores resultados globales, para eso hay que analizar el comportamiento de esta variable.

En las horas extremas de la mañana y en la puesta de sol, la sombra que se produce entre espejos es extremadamente grande mientras que la producción de calor decrece, por lo que en esos horarios debe admitirse un cierto apantallamiento para no exacerbar la separación entre espejos y con esto el área que ocupará el equipo, en contraste con lo que ocurre en las horas peaks, en las que la separación necesaria es mínima y la producción de calor es máxima, por lo cual en ésta se necesita la menor separación posible entre espejos para aprovechar de mejor manera el terreno disponible y concentrar así mayores cantidades de radiación. Para poder resolver esta contradicción se debe encontrar el punto óptimo de separación para aprovechar mejor las horas peaks sin perjudicar en demasía la producción en horas extremas. Esto se analiza graficando la ecuación 4.9 para distintas distancias, lo que se realiza en la figura 4.8.

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Figura 4.8: Separación mínima entre centros de espejos en función de la hora solar.

En el gráfico de la figura 4.8 se encuentra la separación mínima necesaria para que no se produzca obstrucción a la radiación reflejada por espejos ubicados a distintas distancias del centro (x), la hora solar al igual que en el gráfico anterior se encuentra en decimales. Se observa que en las horas centrales la separación que se requiere es mínima, mientras que al principio o al final de las horas del día crece rápidamente. Además a medida que el espejo se aleja del centro del concentrador la separación que se requiere en la mañana es menor, mientras que en las horas de la tarde el límite en el cual la separación es máxima se acerca al medio día.

Si se observa la curva del espejo situado a 6 metros del centro, se puede ver que en esta el límite ya alcanza al medio día solar, lo que significa que pasado el medio día la separación que se requiere es muy grande para que no se produzca obstrucción de la radiación reflejada en comparación con los puntos anteriores, por lo que a esta distancia ya no es rentable poner un espejo, observando la gráfica se encuentra que la distancia máxima a la que se puede poner un espejo es a 5[m] del centro, además, se concluye también que la separación óptima entre centros de espejos es 0,6[m], puesto que éste es el punto de ‘inflexión’ de la curva, en el cual se obtendría el mayor rendimiento del área disponible. Una separación menor provocaría obstrucción de la radiación reflejada en las horas peaks, mientras que una separación mayor sería provechosa sólo en las horas extremas (muy temprano en la mañana y en la tarde), en las que la radiación solar es menor. El primer espejo interactúa con el primero del lado contrario (-0,3[m]), por lo que éste se encontrará a un 0,1 [m] del centro, puesto que de esta forma completará la separación de 0,6[m] entre centros con el primer espejo del lado contrario.

Estos efectos son simétricos, es decir un espejo ubicado a -1[m] del centro (un metro hacia el oeste) tendrá el mismo gráfico que para 1, puesto que los efectos de sombra y apantallamiento que afectan a un espejo situado hacia el este en horas de la mañana son los mismos que le ocurren a un espejo situado a la misma distancia pero hacia el oeste (puesta de sol) y viceversa.

4.2.2. Dimensiones Finales.

En conclusión para el sistema reflector el foco estará ubicado a una altura de H=5[m], la separación real entre espejos será D=0,6[m], además contará con 9 espejos por lado, completando una separación máxima de 5,1[m] hasta el centro del espejo. Los espejos quedarán designados en función de la distancia de éstos al centro, siendo positiva para los espejos ubicados hacia el este (salida del sol) y negativa para los ubicados hacia el oeste (puesta de sol) bajo la nomenclatura que se ve en la tabla 4.1.

Tabla 4.1: Designación de los espejos, positivo hacia el este y negativo hacia el oeste.

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Por lo tanto el ancho total del sistema es 10,6 [m], al usar espejo de 10 [m] de largo, el área necesaria para un modulo de concentración solar Fresnel de estas características es 106 [m2]. La radiación recibida por los espejos así como las pérdidas y efectos geométricos sobre estos son simétricos para los espejos, por lo que de ahora en adelante se presentarán solo los resultados de los espejos ubicados al lado este del concentrador, es decir, desde E1 hasta E9.

4.3. Factor de Concentración.

El factor de concentración es el parámetro que mide la capacidad de un sistema de concentración solar, es la relación entre el área de captación de los rayos solares (Ac) y el área donde se reflejan dichos rayos (Ar).

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4.3.1. Área de captación de los rayos solares.

Es el área de reflexión de los rayos solares sobre el foco, se debe considerar que éstos se proyectan con un ángulo de apertura de 32 minutos, debido a la distancia aparente del sol definida en el punto 3.1.4, además hay que considerar el efecto que produce el giro del espejo sobre la proyección del rayo solar, una vez considerados ambos se obtendrá el área efectiva del rayo solar reflejado sobre el concentrador.

4.З.1.1. Efecto del giro del espejo.

En la figura 4.9 se observa el efecto que produce el ensanchamiento del rayo reflejado debido al giro del espejo durante el día.

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Figura 4.9: Ensanchamiento del rayo reflejado por giro del espejo.

De la figura 4.9 la proyección del rayo solar reflejado por efecto del giro del espejo (we ) es

El resultado de la ecuación 4.11 es un valor puntual, se debe obtener un valor promedio que represente el efecto de este incremento en la concentración, para esto se integra la ecuación a lo largo del día, tomando en cuenta que en promedio el giro de los espejos varía entre +-45°.

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Donde we es el promedio de we, por lo que se considera constante. Resolviendo la integral se obtiene

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4.З.1.2. Efecto de la Distancia aparente del sol.

Para cuantificar este efecto se debe considerar que el rayo solar reflejado se ancha en un ángulo de 32’, esto quiere decir que cada lado del rayo reflejado se abrirá en un ángulo de 16’ (figura 4.10), haciendo las consideraciones geométricas pertinentes se encuentra que el ancho del rayo reflejado por un espejo horizontal hacia el concentrador es

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Donde

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Figura 4.10: Efecto de la distancia aparente del sol en la reflexion del espejo.

4.3.2. Factor concentración por espejo.

Reemplazando la ecuación 4.13 en 4.12.

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Se obtiene la ecuación 4.14 que es la proyección del rayo solar reflejado por los espejos sobre el concentrador. Calculando la ecuación 4.14 para cada espejo se obtienen los resultados que se encuentran en la tabla

Tabla 4.2: Ancho del rayo reflejado por cada espejo (wr).

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Se selecciona para el ancho de apertura del concentrador un valor de wc = 0,5[m], aunque es menor que el valor medio, de éste depende la concentración solar hacia la sección absorbente, por lo que debe ser lo menor posible para permitir la concentración.

El factor de concentración de cada espejo se calcula usando la ecuación 4.10. Esto se calcula en la tabla 4.3.

Tabla 4.3: Ancho del rayo reflejado por cada espejo.

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4.4. Eficiencia en la reflexión.

Para conocer la eficiencia con la que refleja radiación cada espejo, se debe considerar los efectos de las sombras que se producen sobre estos, puesto que al decidir una distancia intermedia para la separación de los estos, habrá instantes del día donde se obstruirá parte de la radiación solar ya sea por sombra o apantallamiento.

Para calcular las pérdidas por obstrucción de la radiación reflejada se debe conocer en qué instante se producen, esto es, cuando la separación mínima entre espejos (ecuación 4.9) es mayor que la separación real (0,6[m]), además se debe saber que superficie del espejo es la que se encuentra obstruida, como se ve en la figura 4.11.

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En esta figura se observa la superficie obstruida en los casos que la separación entre centros de espejos sea menor que la separación mínima. Con simples consideraciones geométricas se obtiene la ecuación 4.15.

Donde AD es la diferencia entre la separación mínima y la separación real entre centros de espejos.

Este resultado se puede graficar para ver el comportamiento de la variable, en la figura 4.12 se encuentra a modo de ejemplo el gráfico del comportamiento de las sombras sobre los espejos a lo largo del día 200 para el espejo E2.

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Figura 4.12: Grafica del comportamiento de la sombra en el espejo.

En la figura 4.12 se encuentra graficada la superficie obstruida en un espejo (a) durante el día, podemos observar la variación de ésta a lo largo del día representado de color azul, la línea roja representa el caso ideal, en el cual no se producirían estas sombras, si se calcula la relación entre el área

de ambas curvas, se obtiene el factor de pérdidas por obstrucción de la radiación reflejada, ya sea por sombra o apantallamiento, si se multiplica éste por el factor de concentración de cada espejo se obtendrá la eficiencia total del espejo, es decir, la fracción de la radiación directa reflejada por cada espejo que efectivamente llega al concentrador. Los resultados se muestran en la tabla 4.4.

Tabla 4.4: Eficiencia de cada espejo del sistema

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4.5. Programación del seguimiento solar.

Se realizó el algoritmo necesario para evaluar todas las variables desarrolladas hasta el momento en el capítulo, el que fue realizado en una planilla Excel donde se obtuvo los gráficos necesarios para evaluar el comportamiento de las diversas variables involucradas. En la tabla 4.5 se encuentra un resumen con todas las variables analizadas hasta el momento, en la figura 4.13 se encuentra el Fluxograma del algoritmo usado en el programa de cálculo.

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Tabla 4.5: Listado de Variables usadas en el Fluxograma de Procesos.

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Figura 4.13: Fluxograma del programa de cálculo desarrollado.

En el Fluxograma de la figura 4.13, se pueden apreciar variados procesos de cálculo estudiados en el desarrollo del capítulo IV, en el Fluxograma se desglosan los procesos para los cálculos de la Separación entre espejos, Angulo de giro de los espejos, Factor de concentración, Fracción reflejada y Eficiencia de la reflexión la simbología usada para las variables de entrada y salida se encuentra en la tabla 4.5.

4.6. Cálculos de Radiación Solar.

Como se mencionó anteriormente, la única componente de la radiación que se puede aprovechar para la concentración solar, es la radiación directa. Esta se calculará usando el modelo de Liu y Jordan desarrollado en la sección 3.4. La radiación extra atmosférica (B0) se desarrollará en función del día típico mensual, este corresponde a un día del año en el cual la radiación incidente es igual al promedio de la radiación mensual. Por ende, se realizarán los cálculos en función de ese día para extrapolarlos a promedios mensuales.

4.6.1. Radiación Directa Horizontal.

El valor de la radiación global se obtiene del registro solarimétrico [10], en el cual se encuentran tabulados los valores de la radiación global mensual en un plano horizontal para las distintas localidades de la república de Chile.

Los cálculos correspondientes para encontrar la radiación directa mensual se calcularon usando las ecuaciones desarrolladas en la sección 3.4 (modelo de Liu y Jordan), los resultados se encuentran en la tabla 4.6.

Tabla 4.6: Calculo de la Radiación Directa Horizontal.

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De esta tabla se obtiene el valor de la Irradiación directa mensual en un plano horizontal, es decir, la Irradiación directa que recibe una superficie horizontal en la ciudad de Arica, pero el sistema de concentración solar Fresnel tiene seguimiento solar, por lo que se debe encontrar una relación entre la radiación directa horizontal y la que reciben los espejos por efecto de este seguimiento solar.

4.6.2. Radiación con seguimiento.

La radiación directa que recibe un equipo horizontal depende del ángulo de elevación del sol, puesto que la energía que recibe una cierta superficie es solo una fracción de la que recibiría si esta se encontrara horizontal, como se observa en la figura 4.14.

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Figura 4.14: Radiación sobre una superficie horizontal.

La energía que recibe un área de lado p es máxima cuando la dirección de los rayos solares es perpendicular a ésta, pero cuando éstos son oblicuos (у Φ 90°) la misma energía se extiende sobre un área mayor (lado q), por esta razón la radiación concentrada en un área horizontal es.

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Realizando el mismo análisis geométrico se puede encontrar la radiación concentrada por un equipo con seguimiento a partir de B, pero la base de datos del registro solarimètrico solo cuenta con valores de radiación Horizontal o para un plano inclinado fijo. Para medir В se necesita equipos con seguimiento cuya Normal es paralela a s, estos reciben el total de la radiación directa, a la que se le denomina radiación track (con seguimiento). Los equipos que miden esta radiación tienen sistemas de seguimiento solar para permanecer perpendiculares a la dirección de los rayos del sol, por lo que absorben el total de la radiación directa В, ésta es distinta a la radiación directa horizontal Вн, como se observa en la figura 4.15. [11]

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Figura 4.15: Radiación global, directa y difusa horizontal (hor) y con seguimiento ( track).

La gráfica de la figura 4.15 corresponde a las mediciones de radiación horizontal y con seguimiento realizadas durante el día 19-09-2008 por el CNE en Pozo Almonte. En ésta se observa que la radiación con seguimiento crece rápidamente en la mañana y tiende a ser constante a lo largo del día, luego decrece drásticamente antes de oscurecer, se comporta casi como una constante, varía por efectos atmosféricos puntuales, los que se traducen en radiación difusa, en cambio la radiación horizontal describe claramente una curva seno, debido a lo explicado anteriormente (ecuación 4.16).

Al no contar con mediciones experimentales de radiación con seguimiento para la ciudad de Arica, se calculará ésta en función de la radiación horizontal usando la ecuación 4.16. Al considerar la radiación directa constante, se calcula su valor en función de BH, tomando en cuenta que γ varía entre 0° y 180°, al integrar la ecuación 4.16.

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De esto se obtiene:

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De esta manera se calcula la radiación directa con seguimiento a partir de la radiación horizontal mensual, la que es una aproximación usada debido a la falta de datos experimentales, pero para realizar modelos más precisos se debe utilizar la radiación con seguimiento experimental, puesto que se consideró la radiación directa constante, pero en la práctica esta varia debido a factores atmosféricos que son difíciles de modelar, pero debido al excelente clima de la región estos factores son poco relevantes.

Según un informe de la CNE del año 2009 el mismo mes en el que se redactó debería haberse instalado una estación con seguimiento solar en Arica y Caldera, lo que obviamente no ocurrió, pero se espera que con las medidas anunciadas por el gobierno en esta materia durante el presente año se implemente esta estación prontamente en la ciudad. Una vez se encuentren estas mediciones realizadas se pueden utilizar en este mismo modelo para obtener resultados más precisos.

Los resultados de la radiación directa estimados con el método de aproximación desarrollado se encuentran en la tabla 4.7.

Tabla 4.7: Radiación directa con seguimiento perpendicular.

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4.6.2.1. Radiación con seguimiento para el sistema Fresnel.

Esta se calcula a partir de la siguiente figura.

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Figura 4.16: Radiación directa incidente en un espejo.

De la figura 4.16 se obtiene la radiación incidente sobre un espejo en sistema de concentración Fresnel análogamente a la radiación horizontal. Se calcula con la ecuación 4.18.

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Donde BF es la radiación directa que recibe un espejo del sistema Fresnel en función del ángulo de elevación del sol y del ángulo de giro del espejo.

Para obtener la energía que recibe el espejo se debe integrar esta ecuación a lo largo del día. Debido a que ß depende de γ (ecuación 4.6), BF es función del ángulo de elevación del sol (γ).

De esto se obtiene

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Donde f es el factor de corrección de la radiación directa para cada espejo, este se define como

Al desarrollar la integral se obtiene

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Debido que τ es constante para cada espejo se obtendrá para cada uno un f distinto, en la tabla 4.8 se encuentra este factor para cada espejo.

Tabla 4.8: Factor de corrección de la radiación por espejo.

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4.6.3. Radiación recibida por el Concentrador.

La radiación recibida por el concentrador es la suma de la radiación reflejada por cada espejo, considerando la eficiencia del espejo y las perdidas ópticas de estos debido a la reflexión en el espejo. Son provocadas por características ópticas de los materiales, impurezas y rugosidad de la superficie reflectante.

Los espejos comunes están formados por una película de plata protegida por una superficie de vidrio, la plata es altamente reflectante, pero sometida al ambiente pierde sus propiedades ópticas, por lo que se cubren con la placa de vidrio, de esta depende el índice de reflexión del espejo.

Para espejos cubiertos de vidrio de bajo espesor, con bajos niveles de oxido de Hierro se tienen índices reflexión (reflectividad) teóricos sobre el 95%, esto en la práctica no se logra por diversos factores, se asumirá entonces una reflectividad de 90%, lo cual es el valor estándar para espejos comerciales [L3].

La radiación reflejada por cada espejo al concentrador se calcula a partir de la ecuación 4.21, esta considera todos los efectos estudiados en este capítulo.

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Donde

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Los resultados para cada espejo y el total reflejado por el sistema hacia el concentrador se encuentran en la tabla 4.9.

Tabla 4.9: Irradiación mensual que entrega cada espejo al concentrador.

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De esta tabla se obtiene la Irradiación que entrega cada espejo al concentrador por mes y el total mensual, considerando tanto las perdidas ópticas como geométricas, para un modulo de 10x10 metros.

Se puede apreciar que la radiación entregada por cada espejo decrece mientras más alejado se encuentre el espejo del centro, en la tabla 4.10 se encuentra el porcentaje de la radiación que entrega cada espejo respecto del total recibido por el concentrador.

Tabla 4.10: Porcentaje de radiación aportada por espejo al concentrador.

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CAPITULO V DISEÑO DEL CONCENTRADOR SOLAR.

En este capítulo se diseñará el concentrador solar, desde el punto de vista geométrico y termodinàmico. Se determinará su forma geométrica para maximizar la concentración de radiación solar. Se determinará la posición y diámetro de las tuberías de absorción. Se determinará las pérdidas ópticas, térmicas y geométricas del sistema, en función de éstas se determinará el flujo de calor absorbido por el agua.

Al igual que en el capítulo anterior se realizarán los cálculos en función de un módulo de 10 metros de largo, para luego extrapolar los resultados obtenidos a una planta compuesta por una cantidad a calcular de módulos.

5.1. Diseño Geométrico del concentrador.

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Figura 5.1. Esquema del sistema concentrador.

Como se observa en la figura 5.1, la forma geométrica del concentrador solar es la de dos curvas simétricas que se interceptan en un punto, esto para poder direccionar la radiación siempre hacia las tuberías de absorción, las que se encuentran en el centro de este a una altura por determinar, esta puede ser una o varias tuberías. La forma de la curva necesaria para lograr la concentración así como las dimensiones de esta dependen tanto del área de apertura del concentrador (0,5 [m]) determinada en el capitulo anterior, como del área y posición que ocupen las tuberías.

5.1.1. Diámetro de las Tuberías.

Para seleccionar el diámetro de las tuberías se considera que el flujo de agua debe ingresar con una baja velocidad, alrededor de un centímetro por segundo, puesto que durante el cambio de fase la densidad de ésta disminuirá drásticamente, aumentando en la misma proporción la velocidad del flujo. La velocidad se obtiene a partir de la ecuación 5.1.

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Donde

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La densidad y el flujo másico dependen de las características de operación de la turbina, se diseñará el concentrador tomando como referencia una potencia producida de 10[kWe]. En el anexo 2 se encuentra el catálogo de la turbina seleccionada para este caso, ésta necesita que el vapor ingrese a una presión de 10[bar] y temperatura entre 190 y 250[°C], descarga el vapor hacia el condensador a 0.9 [bar]. Bajo estas condiciones se encuentra que la densidad del agua a la entrada del concentrador es 960[kg/m3]. Además la turbina tiene un consumo de vapor promedio de 25[Kg/Hora] por cada [kWe] a producir, es decir, para producir en promedio una potencia de 10[kWe] se debe suministrar a la turbina un flujo másico de 250[kg/Hora].

Bajo estas condiciones de operación se determina la velocidad a la que ingresa el agua líquida al sistema a partir de la ecuación 5.1.

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Debido a que las tuberías comerciales se miden en pulgadas se calculará la velocidad para un diámetro de una pulgada.

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Debido a que el área está en función del cuadrado del diámetro, cada vez que éste aumente la velocidad disminuirá en el cuadrado de esa cantidad. Si se utiliza más de una tubería el flujo másico se distribuye en partes iguales, mas adelante en este capítulo en la sección 5.1.2. se determina que el sistema debe contar con tres tuberías de 2 pulgadas, por lo que la velocidad en cada una es

Si bien es una velocidad baja está en el rango de operación de la turbina, puesto que es la expansión del vapor en la tobera la que proporciona la energía cinética al flujo. Considerando una temperatura media de 220°C y 10 [bar] la densidad del vapor a la entrada de la turbina es 4.6 [kg/m3], 208 veces más baja que la densidad del agua a la entrada, esto significa que la velocidad del vapor a la salida de las tuberías será 208 mayor que la de la entrada, por lo que se justifica el diámetro seleccionado.

5.1.2. Dimensionamiento del concentrador.

Este debe diseñarse geométricamente para que todos los rayos solares que no intercepten directamente las tuberías de absorción se reflejen en el área interna de éste y se redireccionen a las tuberías. En superficies curvas el efecto de reflexión es el mismo que para superficies planas, es decir, el ángulo de reflexión debe ser igual al ángulo de incidencia, pero sobre la tangente en el punto.

El ángulo de incidencia de cada rayo solar se determina en base a la altura del concentrador (5 metros) y la separación hasta el centro del espejo, cuyo valor se encuentra en la tabla 5.1.

Tabla 5.1: Angulo del rayo solar reflejado por cada espejo.

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Si se dibuja una recta cuya pendiente sea la del rayo solar, que se desplace por el área de apertura interceptando a la curva del concentrador en un punto se puede simular el comportamiento de cada rayo solar en el concentrador, el ángulo de reflexión después de rebotar en el concentrador es igual al ángulo de incidencia de esta recta imaginaria sobre una tangente en el punto de intersección con la elipse (concentrador), el ángulo de esta tangente es igual a la derivada de la curva evaluada en ese punto.

Debido a que este proceso es engorroso y poco visible al realizarlo algebraicamente, se graficó cada una de estas curvas usando el programa Geogebra[S1] en este se simuló la curva del concentrador, la posición de las tuberías y el porcentaje de radiación que efectivamente se concentra para cada configuración, se corrigió la posición de la curva y de las tuberías en las que existieran problemas de concentración y se repitió este proceso hasta encontrar la configuración más optima. En la figura 5.2 se encuentra un ejemplo de cómo funciona este programa, en éste se aprecia la dirección de los rayos reflejados, en la parte izquierda se encuentra la ecuación de cada curva, además de la posición de cada punto.

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Figura 5.2: Simulación usada para predecir el comportamiento de los rayos solares.

Probando distintas configuraciones se encontró que la forma geométrica que mejor cumple la función de concentración solar es la que se encuentra en la figura 5.3.

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Figura 5.3: Diseño del concentrador solar.

En esta se observa las dos elipses que interceptadas forman el concentrador solar y la posición de las tuberías. Para el sistema de coordenadas se sitúo el origen en el centro del área de apertura, se consideró cada 10 centímetros una unidad, esto para tener una mejor resolución en el programa de simulación, bajo estas condiciones se encontró que la ecuación que representa cada elipse es

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Las tuberías se encuentran situadas en forma simétrica al eje y, pero a distinta altura, esto para tener mayor área de concentración, la posición de éstas tomando los puntos de la figura 5.3 es

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Estas posiciones se encuentran de acuerdo al sistema de referencia usado en la simulación, es decir, las medidas están en decímetros.

5.1.3. Radiación concentrada.

En la tabla 5.2 se encuentra el rendimiento geométrico del concentrador por cada espejo, este varía debido a que en muchos puntos de la curva interceptan la mayoría o todos los rayos solares, por lo que al ser una gama tan amplia de ángulos en algún momento uno de estos no logra interceptar las tuberías.

Tabla 5.2: Rendimiento del concentrador por espejo.

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El rendimiento afecta a la radiación dentro del concentrador, para simplificar los cálculos se considerará esta sobre la radiación reflejada por los espejos calculada en el capítulo 4, los resultados se encuentran en la tabla 5.3.

Tabla 5.3: Radiación concentrada por espejo y total mensual.

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Para calcular el rendimiento total del sistema concentrador se debe comparar la radiación total mensual obtenida en cada mes con la obtenida en el capítulo 4, por ejemplo en enero:

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Al repetir este procedimiento para todos los meses se observa que este es constante, por lo que el rendimiento del concentrador es 96,3%.

Para cálculos posteriores se necesita la radiación solar en términos de Irradiancia, esta conversión se realiza en la tabla 5.4.

Tabla 5.4: Irradiancia concentrada mensualmente.

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5.1.4. Perdidas ópticas en el concentrador.

Estas se producen tanto en la cubierta de vidrio del concentrador solar como en la superficie reflectante del concentrador, se cuantifica a partir de las propiedades ópticas de los materiales seleccionados para su fabricación.

5.1.4.1. Cubierta de vidrio.

Esta se fabricará con vidrio comercial, se considerara las siguientes propiedades ópticas [L3].

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5.1.4.2. Superficie interna.

Para el concentrador solar, es importante que el material de la superficie interna tenga una reflexión altamente especular.

Las superficies reflectantes son usualmente placas de metal altamente pulidas o sustratos con recubrimientos metálicos. En la tabla 5.5 se encuentran los valores medidos de reflexión especular de algunas aleaciones brillantes de aluminio [12], se seleccionó este material porque pese a tener menor reflectividad que el espejo, es más fácil de curvar.

Tabla 5.5: Reflectividad especular para diferentes aleaciones de aluminio.

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De esta se selecciona el aluminio anódico Aluflex-V, al cual tiene un índice de reflectividad (pAl) de 82%.

5.2. Radiación recibida por las tuberías de absorción.

Para obtener la radiación que recibe el flujo de agua se debe calcular las pérdidas que se producen antes que la radiación intercepte las tuberías, éstas ocurren, tanto por convección del viento como por radiación debido a la diferencia de temperatura entre el vidrio y el ambiente. Además se debe considerar que una parte de la radiación se pierde al atravesar la superficie de vidrio que separa al sistema del ambiente, y otra parte al reflejarse la radiación en la superficie interna. Estos efectos se observan en la figura 5.4.

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Figura 5.4: Radiación absorbida por el flujo de agua.

5.2.1. Pérdida de calor por convección.

Se produce convección forzada debido a la velocidad del viento que circula por el equipo, sólo se considera que existe convección en la superficie de vidrio del área de apertura del concentrador, puesto que la parte superior se encuentra aislada térmicamente. Para modelar este efecto se considera la cubierta de vidrio como una placa plana por la que circula un flujo de viento a una cierta velocidad, la perdida de calor por convección se obtiene mediante la siguiente ecuación.

Donde

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Donde Nu corresponde al número de Nusselt, el cual representa la relación que existe entre el calor transferido por convección a través del fluido (viento) y el que se transferiría si sólo existiese conducción, K es el coeficiente de conducción del aire y Lc es la longitud característica, la cual en el caso de una placa plana se calcula como el área sobre el perímetro.

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Considerando la cubierta de vidrio del sistema receptor como una placa plana de 10x0,8 metros, se obtiene la longitud característica del sistema:

Para determinar Nu primero se debe calcular el número de Reynolds, este representa la relación que existe entre las fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas que actúan sobre un elemento de volumen de un fluido. Es un indicativo del tipo de flujo, si es laminar o turbulento.

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Donde V es la velocidad del fluido, en este caso el viento y υ es la viscosidad cinemática.

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La velocidad del viento promedio anual a 10 metros de altura en la ciudad de Arica según [14] es V = 3 . [L4, capitulo 6], propone una relación para extrapolar el cálculo de la velocidad del viento a distintas alturas, la que se encuentra en la ecuación 5.6.

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De la ecuación 5.6 se puede calcular la velocidad (V) para cualquier altura (h) teniendo la velocidad de referencia a 10 metros de altura, z0 es un parámetro de rugosidad del terreno entorno al punto de medición. En la mayoría de las estaciones, incluyendo Arica, no se dispone de suficiente información para estimar en forma confiable el valor de z0, en estos casos se le asigna un valor de 0,01m. Usando esta relación se obtiene la velocidad del viento a 5 metros de altura.

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Considerando una temperatura ambiente promedio de 20°C se obtiene las propiedades del aire.

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Por lo que se trata de un flujo laminar, el valor de Nu para flujo laminar sobre placa plana [L3] corresponde a

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Reemplazando:

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Ahora es posible calcular h a partir de la ecuación 5.3.

Con lo que se obtiene

Con este valor se obtiene la pérdida de calor por convección entre el vidrio y el ambiente (ecuación 5.2), se calculará para cada mes en la tabla 5.6.

5.2.2. Pérdida de Calor por Radiación.

Esta se produce debido a la diferencia de temperatura entre el vidrio y el ambiente, la cual se representa por ecuación 5.8.

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Donde σ es la constante de Boltzmann, [Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]

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5.2.3. Balance de Energía del sistema.

En el interior del sistema concentrador se produce intercambio de energía tanto en forma de convección como de radiación, sin embargo éstas no salen del sistema, puesto que las tuberías siempre se encontrarán a mayor temperatura que el vidrio, por lo que no se producirá convección entre éstos, además en el interior del concentrador se genera un efecto invernadero, puesto que la transferencia de calor por radiación se produce en el espectro electromagnético infrarrojo, con una longitud de onda mayor que la solar, por lo cual no puede atravesar el vidrio puesto que las superficies transparentes son reflectantes para la radiación infrarroja, estas se mantienen dentro del sistema y no se pierden hacia el exterior. Debido a esto solo se consideraran como perdidas de Calor las descritas en los puntos 5.2.1. y 5.2.2. Quedando definidas las pérdidas térmicas del sistema por la ecuación 5.9.

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Entonces la radiación incidente en la superficie de vidrio es.

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También se debe considerar las pérdidas ópticas del sistema, debido que no toda la energía incidente en el vidrio se transmite a través de él. Además la radiación que no intercepte directamente a las tuberías será reflejada por la superficie de aluminio y redireccionada nuevamente hasta las tuberías, por lo que se debe considerar estas pérdidas ópticas en función de la transmitancia del vidrio y la reflectividad del aluminio, especificados en la sección 5.1.4, por lo que el flujo de calor recibido por las tuberías de absorción es.

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5.2.З.1. Balance de Energía en el vidrio.

El valor de las pérdidas depende de la temperatura de la superficie de vidrio, para calcular ésta se debe realizar un balance de energía en el vidrio, el cual se realiza a partir de la figura 5.3.

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Donde

[Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]Radiación emitida por el tubo hacia el vidrio, se considera la mitad de ésta, puesto que sólo la superficie inferior interactúa con el vidrio.

Análogamente

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At: Área de las tuberías

ev — 0.9: Emisividad de la pintura negra del tubo absorbente.

El área de las tuberías es

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Al reemplazar la ecuación 5.10 en 5.12 se obtiene

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Al reordenar usando las ecuaciones 5.2, 5.8 y 5.13, se obtiene

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De la ecuación 5.14 se obtiene la temperatura del vidrio Tv[K]. La temperatura del tubo absorbente Tt se puede considerar igual a la temperatura de saturación del agua a la presión del ciclo, puesto que en la mayor parte de la longitud de éste ocurre el cambio de fase, el cual es un fenómeno a temperatura constante.

5.2.4. Flujo de calor absorbido por el agua.

El vapor debe ingresar a la turbina a 10[Bar] de presión, lo que implica que temperatura de saturación es 180°C, por lo que ésta es la temperatura media del tubo absorbente. Con esta calcula la temperatura del vidrio a partir de la ecuación 5.14. Las pérdidas y la energía total absorbida por el flujo de agua para un modulo de 106[m2] se calculan en la tabla 5.6 usando las ecuaciones 5.9 y 5.11.

Tabla 5.6: Pérdidas de calor del sistema y flujo de calor absorbido por el agua.

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De esta tabla se obtiene el flujo de calor absorbido promedio por el flujo de agua por un modulo de concentración de 10 metros de largo y 106[m2] ubicado en la ciudad de Arica para cada mes del año.

CAPITULO VI DISEÑO GENERAL DE UN MODULO DE CONCENTRACION.

En el presente capítulo se realizará el diseño de un módulo de concentración solar Fresnel y el sistema motriz de este, el cual consta del sistema de reflexión y concentración analizados en los capítulos anteriores, se diseñará los componentes estructurales y se determinará sus dimensiones.

Diseño de un módulo.

Hasta el momento se han realizado los cálculos en función de un módulo, según la necesidad de energía eléctrica que se tenga este puede conectarse con otros para concentrar más energía. El módulo de concentración solar y todas sus partes se dimensionara a continuación.

6.1. Sistema Reflector.

El sistema reflector consta de los componentes que reflejarán la radiación directa del sol hacia el sistema concentrador.

6.1.1. Espejo Individual.

Las dimensiones de un espejo son las que indica la figura 6.1.

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6.1.2. Configuración de espejos.

La configuración de la totalidad de los espejos dentro del módulo sigue las siguientes dimensiones.

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6.1.3. Apoyo para espejos.

El apoyo para los espejos es una estructura de acero laminado cuya superficie interna se encuentra recubierta por caucho para proteger los espejos, el cual tiene las siguientes dimensiones.

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6.1.4. Costanera para apoyos.

Los apoyos anteriormente especificados serán soldados sobre la siguiente costanera.

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Figura 6.4: Dimensiones Costanera para apoyos.

6.1.5. Rodamiento.

Para permitir el libre giro del eje, este se montara sobre un rodamiento de bolas de las siguientes dimensiones (Anexo 4.5).

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6.1.6. Cojinete.

Para unir el rodamiento a la estructura principal se usara un cojinete que tendrá las siguientes dimensiones.

Figura 6.6: Dimensiones del cojinete.

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6.1.7. Rotula.

La rotula cumplirá el mismo propósito que el rodamiento, pero en la parte media del eje que soporta los espejos, permitiendo el libre giro de los espejos sobre su eje imaginario para no cambiar el ángulo de giro de ellos.

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Figura 6.7: Rotula.

6.1.8. Sistema soportante del reflector.

Para soportar todo el peso del sistema reflector compuesto por el parque de espejos, sus apoyos y ejes se dimensiona el siguiente sistema:

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Figura 6.8: Dimensiones sistema soportante.

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6.1.9. Soporte rótula.

Para ayudar a soportar el peso de los espejos y su estructura se colocara un perfil a la mitad de la longitud del eje que gira a los espejos, el cual actuara como una columna soportante que en su extremo superior tendrá soldada una rotula (especificada en el punto 6.1.7)

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Figura 6.9: Dimensiones Soporte de la rotula.

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Considerando el peso y dimensiones de los elementos del sistema reflector se encuentra que el peso total por espejo, considerando sus apoyos y soportes corresponde a: We = 130,14 [kg]. Este es el peso total de un espejo y sus componentes del sistema reflector, en base a este valor se seleccionara el sistema motriz.

6.2. Sistema de seguimiento.

Sera el encargado de posicionar los espejos, de manera que siempre mantengan el seguimiento solar, constara de una estructura compuesta por perfiles conectados a los espejos que transmitirán el movimiento desde un motor guiado por un sistema de control que entregará las coordenadas exactas para cada momento del día.

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6.2.1. Estructura.

El sistema de seguimiento constara con los siguientes componentes.

Brazo Menor.

Estos se encontraran conectados directamente a la base del espejo, cada uno tendrá un pasador (ojo de gato), debido a que el largo de este variará para coda posición a lo largo del día.

Alto del perfil

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Este conectará el brazo menor al sistema motor. Sus dimensiones son las siguientes.

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6.2.2. Sistema motriz.

Este constará con un motor paso a paso (PaP), puesto que estos se caracterizan por tener una mayor precisión que un motor convencional, y repetitividad en cuanto al posicionamiento. El PaP es un es un dispositivo electromecánico que convierte una serie de impulsos eléctricos en desplazamientos angulares discretos, lo que significa es que es capaz de avanzar una serie de grados (paso) dependiendo de sus entradas de control.

Conociendo el peso total del sistema (55 Kg por espejo) se determinó el torque necesario para mover el sistema, por lo que se selecciono que el motor paso a paso debe generar un torque minimo de 6000 [Kg-cm].

Para automatizar el sistema se controlará con un microprocesasor, el cual constara con las funciones solares para indicarle el comienzo del día y la velocidad de rotación al motor, en forma de pulsos eléctricos. Los microprocesadores trabajan por lo general con 5[V], por lo que debe contar con un amplificador para aumentar este voltaje al necesario para alimentar al motor, en el anexo 3 se encuentra las cotizaciones para el sistema de control del seguimiento solar, en la figura 6.10 se encuentra el esquema del funcionamiento del sistema completo.

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Figura 6.11: Esquema del sistema de control.

El motor necesita dos datos de entrada:

1) La hora de salida del sol, que será el punto de partida del sistema.
2) La velocidad de giro del motor, que se entregara en forma de pulsos.

Estos datos se deben programar en el microcontrolador a partir de la hora de salida del sol, que es el instante cuando el ángulo cenital (ecuación 3.8) es igual a 90°.

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De la ecuación 6.1 se obtiene el ángulo horario de la salida del sol, por ende, la hora de la salida del sol (hora solar), esta debe ajustarse con la ecuación del tiempo, puesto que el seguimiento debe ser exacto, por lo que un desfase de 15 minutos puede provocar un error angular de 15/4= 3,75°, suficientes para provocar que la radiación no intercepte las tuberías.

La velocidad de los pulsos se encontrará a partir de la duración del día, por lo que.

(ec. 6.2)

Donde Tá es la duración del día, bajo estas condiciones la velocidad de los pulsos que el microcontrolador debe entregar al motor es.

(ec. 6.3)

Donde n es el número de pasos que debe realizar el motor para completar el giro necesario.

El numero de pasos es constante, puesto que el ángulo de giro recorrido por cada espejo es el mismo todos los días, lo que cambia es la velocidad de giro, por lo que n es constante. Se debe programar entonces el microprocesador con las ecuaciones 6.1 y 6.2, estas son las que regirán el movimiento de los espejos, además al terminar el día el motor debe volver a su posición inicial. Los microprocesadores pueden programarse casi en cualquier lenguaje, siendo los más usados C y Basic, se necesita un programador para Microcontroladores [anexo 1], cuya función es grabar el programa en el microcontrolador, este se conecta al computador por un puerto USB. En la figura 6.11 se encuentran resumidos los pasos que se deben realizar para controlar el sistema de seguimiento solar, en base a estos se debe realizar el programa que se ingresará en el microcontrolador.

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Figura 6.12: Programa de control del motor paso a paso.

6.3. Sistema Concentrador.

6.3.1. Estructura.

La estructura se construirá de acero, sus dimensiones serán las especificadas en la sección 5.1.2.

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6.3.3. Sistema Receptor.

6.3.3.I. Tuberías de cobre.

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Figura 6.14: Dimensiones tuberías de cobre.

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6.3.3.2. Sistema sujeción de tuberías.

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6.3.4. Sistema soportante del concentrador.

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En el anexo 4 se encuentra las cotizaciones del material estructural del módulo de concentración solar Fresnel diseñado. En la contratapa se encuentra el plano de diseño.

CAPITULO VII PRODUCCION DE ELECTRICIDAD.

Hasta el momento se ha centrado el análisis en un módulo de concentración solar, en este capítulo se diseñará una planta solar térmica de concentración tipo Fresnel en base a ese módulo, se extrapolará los resultados obtenidos en función de las necesidades energéticas de la planta.

En primer lugar se diseñará un prototipo de una planta pequeña para instalar en la ciudad de Arica, se diseñará una planta que pueda producir como máximo 10[kWe], se calculará cuántos módulos se necesitan y se seleccionarán los elementos del sistema turbogenerador, una vez obtenidos los resultados se analizará si es viable instalar una planta termosolar a gran escala en Arica o si se debe buscar otra ubicación dentro de la región, en función de esto se diseñará una planta termoeléctrica para generar 10[MWe].

7.1. Funcionamiento de una planta Termoeléctrica.

El funcionamiento de una planta Termosolar es similar al de una planta Termoeléctrica convencional, por lo que primero se debe conocer los principios básicos de funcionamiento de una Central Termoeléctrica convencional de ciclo Rankine para poder aplicarlos al sistema de concentración lineal de Fresnel.

7.1.1 El ciclo de Rankine.

La figura 7.1.a muestra el esquema simplificado de una central termoeléctrica y la figura 7.1.b el ciclo termodinámico de Rankine con sobrecalentamiento (ciclo Hirn). En este la energía térmica que necesita la central es aportada en la caldera, esta se emplea para producir vapor sobrecalentado, el que al expandirse posteriormente en la turbina, produce la energía mecánica necesaria para mover el generador, que suministra la energía eléctrica que se inyecta en la red de distribución.

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Figura 7.1: a. Esquema de una central Termoeléctrica. b) Ciclo ideal de Rankine.

La central tiene un consumo de energía térmica en la caldera y eléctrica al alimentar las bombas de agua, produce energía mecánica en la

Las ecuaciones anteriores describen un ciclo ideal, en ciclo real en cambio se debe considerar las pérdidas debido a que las expansiones y compresiones no son isoentrópicas, esto lleva a que un ciclo real sea como el que se ve en la figura 7.2.

En este el trabajo está definido en función del trabajo isoentrópico por lo que.

El calor absorbido por el vapor (proceso 2-3) es

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Donde el rendimiento de la turbina es

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Por lo que el rendimiento total del ciclo es

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La potencia eléctrica producida es

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Además se calcula el consumo de vapor del ciclo

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7.2. Producción de electricidad a baja potencia.

A continuación se modelará una planta termoeléctrica a pequeña escala que pueda producir como máximo 10[kW] en la ciudad de Arica usando los cálculos realizados en los capítulos anteriores. Con esto se busca determinar el tamaño de un concentrador solar de baja potencia y analizar la factibilidad de producir a gran escala en la ciudad o si se debe buscar otra zona en la región con mejores condiciones.

Considerando la potencia eléctrica que se pretende conseguir se seleccionó una micro turbina fabricada por la Empresa Vaman, cuyo catalogo se encuentra en el anexo 2. Esta produce una línea de micro turbinas capaz de generar energía eléctrica entre un rango de potencia de 1 a 100[kWe]. Esta línea de turbinas necesita que el vapor de entrada se encuentre a 10[Bar] de presión y una temperatura entre 190 y 250[°C]. La descarga de vapor se produce a 0,9 [Bar] y 100°C.

Tomando un valor medio se seleccionó la temperatura de entrada a la turbina de 220[°C], encontrando así el ciclo termodinàmico asociado a este sistema. El ciclo termodinàmico bajo estas condiciones de operación se encuentra resumido en la tabla 7.1.

Tabla 7.1: Ciclo termodinàmico, propiedades del agua en sus diferentes estados.

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Si el rendimiento de la bomba 0,9 entonces el trabajo en esta es

El calor necesario para que el agua alcance las condiciones de entrada a la turbina es

El trabajo producido por la turbina es

El calor cedido por el ciclo al condensador

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El trabajo neto producido por el ciclo es

Por lo que el rendimiento del ciclo termodinàmico es

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Este rendimiento es bajo, debido a la baja diferencia de presiones. El rendimiento de la turbina es

El rendimiento total del ciclo es

Este es el rendimiento total, considera tanto el rendimiento del ciclo termodinàmico como el de la turbina, el cual si bien es bajo, se debe a que las turbinas de baja potencia tienen mal rendimiento, por trabajar a tan baja presión de entrada.

Considerando el rendimiento del ciclo termodinàmico, se necesita más de 10 módulos para obtener 10[kW] promedio, se limitará el tamaño de la planta a 10 módulos para no exacerbar el tamaño de esta. En la tabla 7.2 se encuentra la producción máxima por mes para 10 módulos en Arica.

Tabla 7.2: Potencia Eléctrica producida con 10 módulos en Arica.

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7.2.1. Análisis de resultados.

De la tabla 7.2 se obtiene la potencia eléctrica promedio mensual que se puede obtener en Arica usando aproximadamente 1000[m2] de espejos no se alcanza a producir 10[kW]. El mes de Febrero es el que alcanza la mayor producción este resultado se puede atribuir a los siguientes factores:

a) Bajo rendimiento de la turbina: La turbina que se está usando para producir electricidad tiene un rendimiento de 46,2%, pero trabaja a baja presión, por lo que el ciclo termodinámico solo alcanza un rendimiento de 17%, esto produce un rendimiento total de 7,98%, el cual está asociado a esta turbina y seria el mismo si se usara otra fuente de energía, por lo que es independiente del proceso de concentración solar y se puede remediar usando una mejor turbina, pero las turbinas de baja potencia suelen tener bajo rendimiento, por lo que se debería aumentar la potencia a producir y con esto, el dimensionamiento de la planta.
b) Nivel de Radiación Directa: Si se analiza los resultados obtenidos en el punto 4.5.1, el índice de claridad alcanza en promedio 47%, esto quiere decir que el porcentaje de radiación difusa basándose en el modelo de Liu y Jordan (sección 3.4.4) es alto, por lo que se debe analizar las causas de este alto porcentaje de radiación difusa y buscar una mejor ubicación dentro de la región para instalar una planta de concentración solar.

7.3. Análisis geográfico de la Región.

Se analizará si estos resultados son propios de la ciudad de Arica o si se repiten en la Región, además se analizarán las causas de estos resultados en Arica para poder especificar en qué zona puede ser viable instalar un concentrador solar Si se analiza la tabla E del registro solarimétrico [10] la cual entrega el porcentaje de radiación difusa horaria con respecto a la radiación total para distintas orientaciones, se observa que en las ciudades costeras por lo general el porcentaje de radiación difusa es alto, a modo de ejemplo se presenta en la tabla 6.3 los resultados del mes de Enero para las ciudades de Arica y Calama, en el registro solarimétrico se encuentra los resultados completos.

Tabla 7.3: Tabla E del registro solarimètrico (extracto del original).

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En esta se puede observar la diferencia entre una ciudad interior y una costera. Si se analiza con el modelo de Liu y Jordan (sección 3.4.4.) se obtiene un comportamiento similar, en la figura 7.3 se encuentra graficado el índice de claridad calculado para ciudades de la XV y I región, en el grafico 7.4 para la II región. En la figura 6.5 se ubica en un mapa las localidades estudiadas.

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Figura 7.3: Índice de claridad en la XV y I región.

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Figura 7.4: Índice de claridad en la II región.

En el gráfico 7.3 se observa que en Arica e Iquique el desarrollo a lo largo del año es similar, mientras que en localidades alejadas de la costa el índice de claridad es mayor, solo se diferencian las localidades interiores de la XV región (Parinacota, Murmuntani) a Pica en los meses de verano. En la II región se observa un comportamiento similar, el índice de claridad en las ciudades costeras (Tocopilla, Antofagasta) es menor que en las ciudades interiores, se observa en ambos gráficos un comportamiento similar a pesar de la distancia. Para entender mejor estos fenómenos se analizará las condiciones climáticas en la región.

7.3.1. Condiciones Climáticas.

Al estudiar el clima del norte grande de Chile se observa que éste se encuentra dominado por el clima desértico, el que a su ver se divide en varios micro climas determinados por la altura del terreno y por la influencia del mar y las corrientes marinas. Estos microclimas influyen directamente en la claridad de la atmosfera, por lo que es indispensable entenderlos y conocer sus efectos para saber en qué lugar existe menor porcentaje de radiación difusa, el factor más influyente en el Clima del país es el océano, por lo que se estudiara el efecto de este en el clima de la región.

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Figura 7.5: Corriente de Humboldt.

En la figura 7.5 se observa la corriente de Humboldt [L5] esta se siente en las costas occidentales de América del Sur y se produce debido a la rotación de las corrientes originadas debido a un centro de altas presiones que se genera en el pacifico frente a las costas Chilenas llamado anticiclón del Pacifico, estas corrientes arrastran el agua superficial haciendo emerger aguas profundas, y por tanto muy frías, las que enfrían la atmosfera elevando los niveles de humedad del aire produciendo neblinas (camanchaca), este efecto se sienten en toda la costa Chilena, pero es detenido por la cordillera de la Costa, quedando exento de este aumento en la humedad del aire la depresión intermedia. A su vez la cordillera de los Andes sirve de escudo para los efectos climáticos procedentes del oeste, pero en las zonas altiplánicas se producen lluvias estivales, producto de masas de aire provenientes del Amazonas, el denominado Invierno Boliviano. La combinación de estos efectos atmosféricos divide el Clima desértico de la zona Norte del país en varios microclimas, con influencia directa en los niveles de radiación difusa, estos se describen a continuación [13].

7.3.1.1. Clima desértico con nublados abundantes.

Se localiza entre Arica e Illapel, en la angosta faja costera que corre entre el mar y la cordillera de la Costa. Las precipitaciones son muy escasas y las temperaturas relativamente bajas y homogéneas debido a la influencia del mar y de la corriente de Humboldt. Característico de este clima es la alta humedad relativa, presencia de nieblas, baja oscilación térmica diaria y leve amplitud térmica anual.

7.3.1.2. Cima desértico normal.

Se localiza en la depresión intermedia entre el límite norte del país y la III Región y se presenta sobre 1.000m de altitud. Se distingue por sus cielos limpios y su gran sequedad atmosférica, así como por sus fuertes oscilaciones térmicas entre el día y la noche. Característico de este clima es su baja humedad relativa, gran sequedad atmosférica, fuertes oscilaciones térmicas y carencia de precipitaciones.

7.3.1.3. Clima desértico marginal de altura (Desértico Frío).

Se sitúa sobre los 2.000 m de altitud, en la zona cordillerana del Norte Grande. Se distingue por sus bajas temperaturas y por la presencia de lluvias estivales debido al fenómeno conocido como "invierno boliviano", la que da origen a precipitaciones durante casi todos los veranos. Si bien no son tan abundantes como para eliminar la característica desértica, crean condiciones para la existencia de una incipiente vegetación estacional. Las temperaturas en promedio no superan a los 10° C.

7.З.1.4. Clima de estepa de altura (Tundra).

Se presenta por sobre los 3.500m de altura, la temperatura medias no sobrepasa los 5° C y existe una gran amplitud térmica entre el día y la noche. Las precipitaciones más importantes ocurren en las tardes de verano, provenientes de nubosidad debido al ascenso de masas de aire cargadas de humedad por la ladera oriental de los Andes, provenientes de la cuenca amazónica y del Atlántico. La humedad relativa en general es baja.

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Figura 7.6: Zonas Climáticas del Norte grande de Chile.

En esta figura 7.6 se encuentra el mapa climático del Norte grande de Chile. Se observa que el clima desértico con nublados abundantes es el que rige en la ciudad y se divide desde Iquique hasta Arica en Desértico cálido con Nublados abundantes.

Después de analizar las condiciones climáticas en el Norte de Chile se puede concluir que los altos niveles de Radiación difusa encontrados para la ciudad de Arica se producen por la influencia del mar sobre las condiciones climáticas dentro de la zona costera, por lo que una planta de concentración solar no debe ubicarse dentro de este microclima, tampoco es conveniente la zonas de alturas (tundra), debido a sus altas oscilaciones térmicas, estas pueden dañar la calidad de los espejos, además de los equipos del sistema turbogenerador, por lo que la zona seleccionada para ubicar una planta de concentración solar es dentro de la zona delimitada por el Clima desértico normal, correspondiente a todas las zonas del norte grande ubicadas entre 1.000 y 2.500m de altura, puesto que este cuenta con bajos niveles de humedad debido a la influencia de la cordillera de la costa, además tiene baja oscilación térmica.

El problema es que la cordillera de la costa desciende 20 kilómetros al sur de Arica, hasta el morro de Arica llega solo con un altura de 150 metros, insuficientes para detener la influencia costera, por esta razón se observa en el mapa de la figura 7.6 una mayor superficie afectada por el clima costero en la ciudad, puesto que para detener la influencia marina se necesita una altura de 1000 metros sobre el nivel del mar, provocando que las zonas ubicadas detrás del morro se mantengan dentro de este microclima. Por esta razón se debe buscar esta cota, la que se produce aproximadamente a 50 kilómetros al interior de Arica, después de esto se alcanza la altura necesaria para entrar al clina desértico normal, es en esta zona donde se debe instalar una planta de concentración solar y por ende los cálculos para una planta termosolar que produzca 10[kWe] se realizaran para alguna localidad dentro de esta zona.

7.4. Producción de Electricidad a gran escala.

En base a los resultados obtenidos se modelará una planta que produzca 10[MW] de energía eléctrica usando un concentrador lineal Fresnel en una localidad dentro del clima desértico normal, pero en el registro solarimétrico no se encuentra datos de radiación dentro de este clima en la región, por esta razón se utilizará como referencia la localidad de Murmuntani, puesto que es la más cercana a Arica, además, como se observa en la figura 7.3 pese a pertenecer al Clima desértico Frio los niveles de radiación y el índice de claridad es similar al de las demás zonas no costeras de la I región, diferenciándose en verano debido a la influencia del invierno Boliviano, por lo que a la falta de datos más precisos se utilizará los de esta localidad para modelar el comportamiento de la zona desértica normal en la I región.

Al igual que en el caso anterior se realizaran los cálculos para un módulo de las mismas dimensiones y se extrapolaran los resultados para obtener dimensiones finales para poder producir 10[MWe]. Usando el procedimiento empleado en el capítulo 4 se encuentra la radiación directa horizontal para esta localidad, cuyos resultados mensuales se encuentran en la tabla 7.3.

Tabla 7.3: Calculo de la radiación directa para la localidad de Murmuntani.

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En base a la radiación horizontal de la tabla anterior se obtiene la radiación directa con seguimiento.

Tabla 7.4: Radiación conseguimiento.

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Las turbinas para producir altas potencias eléctricas se diseñan a pedido, no fue posible conseguir catálogos técnicos ni cotizaciones, por esta razón se diseñará la planta tomando como referencia un ejemplo sacado de los apuntes del curso ‘Plantas de Fuerza’, en éste se calcula una turbina de acción mixta cuya potencia efectiva es de 10[MW], El vapor a la entrada tiene una presión de 20[Bar] y una temperatura de 500[°C], a la salida la presión es de 0,1[Bar], la que cuenta con un escalonamiento de velocidad y 4 de presión, encontrando que el rendimiento de la turbina es 72,88%, tomando en cuenta que el rendimiento del ciclo termodinàmico bajo esas condiciones es 34,2%, el rendimiento global de la turbina es

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En base a este resultado se calculará la planta. El ciclo termodinàmico de esta turbina con escalonamiento se encuentra en la figura 7.7.

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La turbina tiene un consumo específico de vapor de 4,82 [kg/Hora] por cada kWe, bastante menor que el de la turbina de baja potencia, esto da un consumo total para 10[MW] de

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En base a los parámetros de la turbina, se obtiene el flujo de calor necesario para obtener esta potencia:

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Al trabajar a 20[Bar] se asume entonces que la temperatura de las tuberías de absorción es 212[°C], puesto que es la temperatura de saturación a esta presión. En la tabla 7.5 se calcula la radiación que se puede concentrar por cada modulo análogamente a como se calculó en la sección anterior para el caso de Arica.

Tabla 7.5: Radiación concentrada por espejo y total para un módulo.

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A partir de este resultado se calcula la Irradiancia mensual promedio, esta se en la tabla 7.6.

Tabla 7.6: Irradiancia concentrada mensualmente por un módulo.

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Para calcular las pérdidas térmicas del sistema se asumió que la velocidad del viento es igual a la de zapahuira (18°18’S 69°16’W), por ser la localidad más cercana a Murmuntani con datos sobre la velocidad del viento [L4], la que corresponde a 2,6[m/s] esta se midió a 6 metros de altura, por lo que usando la ecuación 5.6

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Ahora se puede calcular análogamente a la tabla 5.6 la temperatura del vidrio y con ésta, las pérdidas del sistema para así obtener el flujo de calor absorbido por el fluido en un módulo, este proceso se realiza en la tabla 7.7, en la figura 7.8 se compara este con el resultado obtenido para Arica.

Tabla 7.7: Pérdidas de calor del sistema y flujo de calor absorbido por el agua en un módulo.

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Si se considera que el consumo interno de la planta destinado para iluminación, sistemas de control, etc. es del 2,5% de la energía producida, la potencia efectiva a producir es 10,26[MWe], para poder obtener 10[MWe] neto de producción eléctrica. En la tabla 7.8 se calcula la potencia eléctrica promedio mensual producida por módulo y la cantidad de módulos necesarios para obtener 10,26Mw; es decir, 10[MWe] neto de producción.

Tabla 7.8: Módulos necesarios para producir 10[MW] solo usando energía solar.

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Analizando los resultados obtenidos en la tabla 7.9 se decide que la planta se diseñara con 2500 módulos, puesto que este resultado se determinó usando promedios mensuales de radiación solar, lo que no significa que se alcance esta producción de igual manera durante todos los días del mes, incluso en los meses de mayor radiación solar habrá instantes durante el mes en que la radiación solar sea menor que el promedio mensual, también habrá días en los cuales las condiciones climáticas aumenten los índices de radiación difusa, a pesar de las excelentes condiciones climáticas con la que cuenta esta zona de la región se debe considerar esta posibilidad.

Para cubrir las necesidades energéticas durante el mes se necesitará una caldera auxiliar que mantenga la producción constante, por lo que se diseñara la planta con 2500 módulos y una caldera auxiliar. En la tabla 7.9 se calcula cuanta energía se obtendrá a partir de la radiación solar y cuanta se deberá suministrar a partir la combustión en la caldera auxiliar.

Tabla 7.9: Energía obtenida a partir de Radiación Solar y energía auxiliar necesaria.

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De esta tabla se obtiene la energía auxiliar necesaria para producir 10[MWe] neto usando 2500 módulos, los que ocuparán un área total de 265.000[m2] o 26,5 hectáreas. Esta energía auxiliar debe suministrarse de tal forma que cubra los días nublados durante el mes y los instantes del día en los que la radiación directa es insuficiente, por lo que se debe realizar un modelo en base a datos climatológicos y radiación medida en el lugar que se construya la planta, para ver de esta forma en que instantes se debe suministrar esta energía auxiliar.

En la tabla 7.9 se observa que los meses más críticos corresponden a la temporada de verano, esto se debe al invierno boliviano, puesto que Murmuntani se encuentra en la pre-cordillera (clima desértico frio), por lo que una planta ubicada en la zona desértico normal no debería sufrir estos efectos, de igual manera se mantuvo los datos de la localidad de Murmuntani, puesto que intentar una estimación del efecto del invierno Boliviano en los meses de verano implica un riesgo muy alto, debido a que se tendrían que realizar suposiciones sobre datos teóricos y contrastarlos con los pocos datos empíricos con los que se cuenta, por lo que no se podría asegurar la precisión del modelo. Al mantener los datos de la localidad de Murmuntani se está usando una radiación solar menor que la real en la zona dominada por el clima desértico normal, pero debido a la falta de datos más precisos se prefirió incluir esta subestimación que arriesgar a obtener resultados de producción mayores a los reales.

En la figura 7.9 se encuentra un esquema de cómo se ubicarán los módulos de concentración Fresnel dentro de la planta, la ubicación del sistema turbogenerador y la conexión entre estos.

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Figura 7.9: Esquema de la planta.

La planta contará con 2500 módulos, estos estarán conectados en filas de 50 formando un solo sistema, estas filas se ordenaran en 2 corridas de 25 filas, En el centro se encontrara el sistema turbogenerador.

Se estimo una separación entre filas de módulos de un metro, tomando en cuenta que cada modulo tiene un ancho de 10,3 metros se encuentra que se necesita 290 metros de ancho, se consideró el ancho del terreno 350 metros para no tener problemas de espacio con las dependencias que deban construirse, oficinas, estacionamientos, etc.

Se considero el largo del terreno de 1200 metros, puesto que las dos filas de módulos son 1000 metros, los 200 restantes son para la instalación del sistema turbogenerador.

CAPITULO VIII COSTOS DEL PROYECTO.

En el presente capítulo se indicará el valor de cada elemento constituyente a un modulo de concentración solar y los cálculos para cada planta, todo respaldado por valores de cotizaciones o del comercio en general.

8.1. - Análisis para un modulo.

A continuación se realizará un análisis económico para un módulo de concentración solar (capítulo 6), los precios han sido cotizados a empresas fabricantes y distribuidoras, las cotizaciones se encuentran en el anexo.

Tabla 8.1: Análisis de precios para la construcción de un módulo.

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En la tabla 8.1 se calculó el precio total para la construcción de un módulo, tomando en cuenta que muchos de estos precios se han cotizado con empresas intermediarias (Homecenter, Easy, etc.) y no directamente con los fabricantes, por lo que el valor total será menor en ese caso.

* Se necesitan 9 coplas cada 20 metros (cada dos módulos).

** Significa que su precio fue consultado con empresas en conversación y sin conseguir una cotización oficial o vía web.

8.2. Análisis para la planta a baja potencia (10[KWe]).

A continuación se determinara la inversión necesaria para la construcción de la planta a baja potencia, definida en la sección 7.2.

Tabla 8.2: Análisis de precios para la construcción de la planta pequeña.

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Se estimo el costo de la construcción y elementos adicionales en 10%, puesto que no se logró conseguir una cotización oficial ni información de una empresa constructora o metalúrgica.

El sistema de condensación opera a un bar, este viene incluido en la turbina, se le debe suministrar la cantidad de agua fría indicada en el catalogo, esta puede ser agua sanitaria de uso residencial, lo cual permitiría aprovechar esta energía pensando en un equipo pequeño de uso residencial o en una instalación en dependencias de la Universidad.

8.3. Análisis para la planta de 10[MWe].

Para este caso solo se estudió el campo de concentración solar, puesto que el sistema turbogenerador a esta escala de producción se construye a pedido y no se cuenta con un valor referencial de los elementos que lo constituyen. El diseño de esta planta se estipuló en la sección 7.4.

Tabla 8.3: Análisis de precios para la construcción de la planta de 2500 módulos.

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Se obtiene que la inversión necesaria para construir un campo de concentración solar constituida por 2500 módulos de 106 [m2] cada uno es de $CLP 16.525.000.000, aproximadamente 33 millones de dólares.

CONCLUSIONES

La primera conclusión que se obtiene de este trabajo es que la ciudad de Arica no ofrece las condiciones necesarias para la concentración de radiación solar debido a su condición de zona costera y las implicancias que eso tiene sobre los índices de radiación difusa, al estudiar el clima del Norte de Chile se determinó que el lugar apropiado para la instalación de una planta es en la zona dominada por el clima desértico normal, esto es, entre 1000 y 2500 [msnm]. Esta ubicación es la que ofrece las mejores condiciones para la concentración solar y permite explotar al máximo el potencial que tiene el norte de Chile para estos efectos.

Pese a los resultados obtenidos se siguió adelante y se presentaron los resultados para la ciudad de Arica, puesto que la idea de esto es poder construir un prototipo para el estudio de esta tecnología en la ciudad o poder analizar el ya existente, por lo que él no ser competitivo económicamente no es una limitante en este sentido.

Se concluyó que el sistema de concentración solar Fresnel es capaz de producir 10[MWe] en un área de 26,5 hectáreas de módulos de concentración, se puede mejorar este rendimiento usando una turbina más eficiente, pero esto se debe analizar desde el punto de vista económico.

Con una inversión inicial de 33 millones de dólares es posible construir un campo de concentración solar basado la tecnología lineal de Fresnel.

REFERENCIAS

Libros e informes.

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[L2] Fernández Diez Pedro. ‘Procesos termosolares en baja, media y alta temperatura. Universidad de Cantabria, España.

[L3] Cengel Yunus. ‘Transferencia de Calor’.

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[8] La Razon.es, noticia de la puesta en marcha planta ‘Puerto Errado’. http://www.larazon.es/noticia/entra-en-operacion-la-primera-central-termosolar-plana

[9] Luis Saravia, Universidad de Salta, Argentina. Proyecto: Concentrador lineal Fresnel para la generación directa de vapor de agua. http://www.cricyt.edu.ar/lahv/asades/averma/2007/3-14.pdf

[10] Irradiación solar en territorios de la república de Chile, Registro Solarimètrico. http://www.labsolar.utfsm.cl/index.php?option=com content&view=categorv&id=11&lavo ut=blog&Itemid=11

[11] Informe sobre radiación directa del CNE. http://www.cne.cl/cnewww/opencms/03 Energias/Otros Niveles/renovables noconvencio nales/Tipos Energia/energia solar.html

[12] Manual del Aluminio, pagina 121. http://books.google.cl/books?id=BQncbMz-uzAC&da=reflexion+especular+aluminio&source =gbs navlinks s

[13] Dirección meteorológica de Chile. http://www.meteochile.cl/climas/climas primera region.html Softwares:

[S1] Geogebra: Software de geometría dinámica, permite abordar problemas geométricos y de dibujo lineal en el plano, a través de la experimentación y la manipulación de diferentes objetos que intervienen en una construcción. Permite diseñar, construir, explorar y resolver problemas de manera interactiva. Página oficial: http://www.geogebra.org/cms/index.php?lang=es

[S2] CorelDraw: Potente programa de diseño y dibujo vectorial. Usado para realizar la mayoría de las figuras en esta memoria. Página oficial: http://www.corel-latam.com/mod site/index.php

[53] SketchUp: Programa de diseño y modelaje en 3D para entornos arquitectónicos, usado para realizar modelo de la planta de las cuales se extrajeron las figuras 4.5, 4.9, 4.10, y 5.1. Página oficial: http://sketchup.google.com/

[54] kerkythea: Programa de renderizado, es usado en conjunto con otros programas de modelado, en este caso SketchUp; en la figura 4.5. Página oficial: http://www.kerkvthea.net/ioomla/

[55] Autocad: Programa de diseño para dibujo en 2D y 3D. Usado para dibujar las figuras del capítulo 6 y los planos.

ANEXO

1.- Ecuación del tiempo.

Tabla: Estimación del valor de la ecuación del tiempo en minutos (EcT) para los diferentes días del año El día del año se computa desde el uno de Enero,

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Fuente: http://ocw.upm.es/inaenieria-aaroforestal/climatoloaia-aplicada-a-la- Inaeniería-v-medioambiente/contenidos/radiacion/Calculohorasolarhoraoficial.pdf

Terms of Business

The Prices for different capacity Steam Turbine Generator explained above are

Turbine Model

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(*) without Alternator and Automatic Voltage Regulator

Extracto del original, el que cuenta con 6 páginas, en este cuadro se ve el precio dependiendo de la potencia máxima que puede producir cada modelo de turbina. Se contactó a la empresa por medio de la siguiente página: http://spanish.alibaba.com/product-free/Micro Steam Turbine Generators from 1- 108351168.html

3.-Sistema de seguimiento.

3.1. - Microprocesador.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

http://cl.rs-online.co m/web/search/ searchBrowseAction.ht ml?method=getProdu ct &R =4671404

3.2. - Amplificador.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

http://www.electronicaaranda.com/store/product info.php?products id=14675&osCsid=8 92dfcf4d1b17bf3be4fd1be0a53be61

Programador Usb Para Microcontroladores Pic's

Precio: $ 23.000 c/u (Artículo nuevo)

Ubicación: Los Jagos (Pto Montt)

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http://articulo.mercadolibre.cl/MLC-30034135-programador-usb-para-microcontroladores- pics- JM

Anexo 4.- Material estructural.

4.1. - Cotización de espejos.

CODIGO DESCRIPCION

450200 AISLANTE FISITERM ESP ROL 36M2 619752 CAÑERIA COBRE L 2X6MT 389382 COPLA BR 2 SO/SO..

1046918 AISLAN GLASS L 40MM 1.20X24MT ьи 155853 PL LISA 0,35X1000X3000 ZINCALU PL

Tot.Kilos Doc. : 39.0 Kls.

Tot.Kilos Despacho : . 0 Kl

* Los precios INCLUYEN I.O.A.

* Cotización valida por TRES (3) dias

* Cotización NO ASESURA disponibilidad del producto y

se solicita confirmar existencia al momento de la compra.

* Despacho Normal: Se efectúa dentro de las siguientes 48 hrs. desde que usted

paga el servicio en caja. ^ "

Horario de entrega 9:00 a 21:00 hrs.

Cotizado por : CAROLINA HERRERA

P. Sodimac S. A.