Capítulo 6. Descripción del programa SAM...
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Pablo Manuel González Llanes
CAPÍTULO 6: DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA SAM 2009 (Solar Advisor Model)
El Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos (NREL:
National Renewable Energy Laboratory), en relación con el Sandia National Laboratory
y en colaboración con el Departamento de Energía de EE.UU (DOE), desarrolló el
programa Solar Advisor Model (SAM) a partir de 2004, con las consiguientes
actualizaciones y avances que se han continuado hasta el día de hoy.
En SAM se representan la mayoría de las tecnologías solares, desde las de
concentración de energía, como son las basadas en captadores de canal parabólico,
Disco-Stirling, y sistemas de concentración de torre, hasta las tecnologías fotovoltaicas
(conversión directa de radiación en energía eléctrica mediante células solares).
Fundamentalmente, nuestro uso se va a limitar al análisis de las distintas simulaciones
que vamos a realizar, dentro del campo de la tecnología CP, sólo atendiendo a su
propio aspecto técnico y de funcionamiento, sin considerar aspectos financieros.
Así pues, en la explicación detallada que voy a realizar a continuación, me voy a
centrar únicamente en la explicación de los distintos pasos en el proceso de
simulación y de obtención de resultados de plantas termosolares de concentradores
de canal parabólico, y una vez obtenido tales resultados, llevar a cabo la comparación
con los logrados mediante EOS, para así obtener, de forma clara, unos parámetros
que me permitan determinar si el simulador desarrollado por el GTER es totalmente
válido para la simulación de plantas con captadores de canal parabólico.
A continuación voy a describir los pasos a seguir en la simulación, analizando las
distintas páginas que van apareciendo, teniendo en cuenta las variables más
importantes asociadas a cada una de ellas.
6.1 PANTALLA DE BIENVENIDA
En esta pantalla inicial que aparece al abrir el programa, nos permite
seleccionar entre tres grandes opciones:
� Start from a simple template (comenzar desde la plantilla de opciones
mostradas).
Mediante esta opción podemos iniciar el proceso de simulación, otorgándonos la
posibilidad de elección entre una plantilla de opciones, cada una haciendo referencia a
un tipo de tecnología distinta o alguna variante dentro de una misma. En nuestro caso
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nos vamos a centrar en “Sample Parabolic Trough Systems ”, que hace referencia a
sistemas termosolares de captadores parabólicos, siendo éste nuestro objeto de
estudio.
� Create a new Project (crear un nuevo proyecto)
Mediante esta opción podemos crear un nuevo proyecto, independiente del que
hayamos realizado, pudiendo elegir la tecnología solar de la que se quiera un estudio,
ya sea termosolar de concentración o fotovoltaica, y en la que cada página adquiere
sus propios valores por defecto.
� Open a recent file (abrir un archivo/trabajo reciente)
Con esta opción se puede recuperar un trabajo que estemos llevando a cabo, con las
últimas modificaciones que hayan sido guardadas.
A continuación se muestra esta pantalla inicial, con la opción que vamos a seleccionar,
y con la cual comenzaremos el proceso de simulación.
Figura 6.1.1 Pantalla de bienvenida SAM 2009.
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6.2 PANTALLA DE TECNOLOGÍA Y FINANZAS
En esta pantalla se puede realizar la elección de la tecnología, que
anteriormente habíamos considerado de sistemas de captadores parabólicos, y que
por tanto ésta será la opción que inicialmente aparecerá por defecto. Sin embargo
podemos incluir análisis y modelos financieros, o considerar sólo el aspecto técnico de
funcionamiento, caracterizando los distintos bloques que componen la central
termosolar.
En nuestro caso el aspecto financiero no lo vamos a tener en cuenta, centrándonos
solamente en la propia tecnología.
Además esta pantalla nos permitiría cambiar la elección de la tecnología solar que
vamos a estudiar, ya que, a pesar de haber hecho una elección primera, podemos
modificarla, y por lo tanto, variar nuestro sistema solar de estudio.
Todo lo que se ha comentado se puede ejecutar haciendo desplegar una pestaña que
aparece en la pantalla “Select Technology and Market ”.
A continuación muestro una gráfica de la pantalla donde se verá más claramente todo
lo definido, situándose tal pestaña en la parte superior izquierda.
Figura 6.2.1. Pantalla inicial de selección de tecnología y finanzas.
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Una vez pulsada esta pestaña se abre la pantalla (Figura 6.2.2) en la que, como
dijimos antes, podemos cambiar de tecnología (select a technology), o dentro de la
seleccionada elegir o no análisis financiero (select a financing option). En nuestro
estudio vamos a tomar la elección “No financials ”.
Figura 6.2.2. Pantalla continuación de selección de tecnología y finanzas
6.3 PANTALLA DE DISEÑO DE LA CENTRAL Y OBTENCIÓN DE RESULTADOS
Una vez que ya hemos seleccionado la tecnología que vamos a estudiar, en
nuestro caso la planta de concentración solar mediante captadores parabólicos tipo
CP, aparece la siguiente pantalla (Figura 6.3.1), en la que ya nos centramos en la
tecnología con la que vamos a trabajar.
Inicialmente, en la parte superior, aparecen tres pestañas que definen tres casos
distintos dentro del mismo tipo de planta termosolar. En nuestro caso seleccionamos la
primera pestaña “100 MW baseline w 6hrs TES ”, ya que hace referencia a centrales
de captadores de potencia nominal 100 MW (50 MW en la central que estudiaremos)
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con uso de un fluido de transferencia térmica de temperatura media y con un sistema
de almacenamiento de energía mediante dos tanques, en nuestro caso de sales
fundidas.
Figura 6.3.1. Pantalla presentación de planta termosolar de tecnología CP
En la pantalla que hemos representado en la figura podemos eliminar las otras dos
pestañas que aparecen por defecto (100 MW baseline w 6hrs- Dry cooled y 100 MW
baseline- Parameterized Storage ). Podíamos haber llegado a la misma situación de
forma más directa mediante la opción “create a new project ” y obviamente eligiendo
el tipo de tecnología que estamos estudiando y descartando la opción financiera. De
esta forma estas dos pestañas que hemos eliminado ya no aparecerían.
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Como se ha indicado en la figura, la pantalla a partir de la cual vamos a poder
configurar la planta en su totalidad se podría dividir en dos grupos o bloques.
� Grupo 1: Entorno de la planta (emplazamiento, condiciones climático-
meteorológicas, etc) y diseño de la propia central en sí.
� Grupo 2: Simulación de la central y obtención de resultados.
Dentro de la primera opción, el programa se organiza en diversos bloques
relacionados muy directamente con las distintas partes de las que consta una central
termosolar del tipo de concentrador que estamos estudiando.
A continuación paso a desarrollar detalladamente lo comentado, siendo ésta la parte
central de la descripción de nuestro trabajo con SAM 2009, ya que es en ella donde
voy a definir todos los términos que van a caracterizar la tecnología, y que por tanto
me van a permitir, siempre que tal proceso lo haga de manera óptima, obtener unos
resultados de las simulaciones totalmente fiables para ser comparados con los
obtenido en EOS, y así poder decidir, en un sentido o en otro, si el programa
desarrollados por el GTER es un buen simulador de centrales termosolares de
captadores tipo CP.
6.3.1 Entorno y diseño de la planta
El entorno y diseño de la planta se va a dividir en los siguientes bloques:
� Climate : Se va a definir el emplazamiento en el que se va a situar la central
termosolar, simulando las condiciones climático-meteorológicas mediante unos
archivos climáticos de diferentes lugares de todo el planeta, ya sean los que
aparecen en la base de datos del programa, o archivos definidos exteriormente
y que se puedan introducir en los formatos que reconoce SAM.
� Solar Field : La pantalla muestra las variables y opciones que describen el
tamaño y propiedades geométricas del campo solar (distribución de lazos), las
propiedades del fluido de transferencia de calor (HTF) y las condiciones de
diseño del campo solar.
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� SCA/HCE: La página muestra las propiedades que van a caracterizar al
captador (SCA) y las del elemento receptor de la energía (HCE), que en
nuestra central es la tubería de absorción de la radiación que llega reflejada del
captador, y la cubierta de vidrio que la protege.
� Power Block : En esta página se define el bloque de potencia de la central,
siendo la caracterización de la turbina de vapor la que va a determinar la
capacidad del bloque de potencia.
� Thermal Storage : Se define en esta pantalla el sistema de almacenamiento
térmico que va a servir de apoyo a la planta. Los parámetros principales que
debemos tener en cuenta es la capacidad de almacenamiento en horas del
sistema, el tipo de fluido y forma de almacenamiento térmico, en nuestro caso
mediante dos tanques de sales fundidas, además de la presencia de otros
parámetros como pérdidas y rendimientos.
� Parasitics : Finalmente esta página nos permite caracterizar las pérdidas de la
planta termosolar asociada a los autoconsumos propios, como son los del
sistema de seguimiento solar, grupos de bombeo del sistema de
almacenamiento y del fluido de transmisión térmica del campo solar, circuitos
electrónicos, etc.
� User Variables : Esta opción nos permite crear variables para almacenar
valores en el programa, las cuales puedan ser usados por SAM en análisis
avanzados. SAM puede almacenar estos valores pero no los utiliza en cálculos
internos. Se puede definir hasta un máximo de seis variables.
6.3.1.1 CLIMATE
Esta pantalla permite introducir toda la información climática anual del
emplazamiento de la central, siendo obtenida mediante unos archivos climáticos que
se encuentran almacenados en la base de datos del programa en unos formatos que
reconoce el SAM, como son los formatos EPW y TM2. Estos archivos también se
pueden generar de forma externa e incluirlos en la base de datos en los mismos
formatos antes citados, haciendo referencia a la localidad o ciudad en la que se
pretenda simular la central termosolar, y de la cual hayas recopilado la información
climática necesaria.
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Figura 6.3.1.1.1. Pantalla climática del SAM
La página actual se divide en tres puntos principales que a continuación se van a
describir:
� Choose Climate/Location : En este punto introducimos el archivo climático
deseado de la base de datos del programa, o añadimos uno nuevo que no
aparezca mediante la pestaña “Add ”, el cual me permite seleccionar la
ubicación en el PC del archivo que queremos introducir, y posteriormente
pulsando “Copy to Project ” lo guardamos como un archivo más en la base de
datos. Si se quisiera quitar un archivo que ha sido añadido a la base de datos
pero que aún no ha sido almacenado como tal, mediante la opción “Remove ”
se ejecutaría tal eliminación.
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� Location information : Aparece la información del emplazamiento que se
define en el archivo de radiación seleccionado. Estos datos son: ciudad, país,
franja horaria, altitud sobre el nivel del mar, y las coordenadas de localización
terrestre como latitud y longitud.
� Weather data information (annual averages) : Muestra todas las variables
climáticas que están definidas en el archivo de radiación, ya sea en formato
EPW o TMY2 , permitiéndonos analizar la evolución horaria, diaria, mensual o
anual de tales parámetros, mediante la opción “view hourly data…” . Podemos
además analizar la evolución individual de cada variable o seleccionar las que
queramos analizar generándose una comparativa gráfica.
A continuación se muestra tal pantalla desplegada pulsando “View hourly data…”.
Figura 6.3.1.1.2. Pantalla de evolución de variables climáticas.
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En este caso vemos, por ejemplo, una gráfica que muestra la evolución horaria a lo
largo de un mes (en este caso enero) de dos variables seleccionadas; éstas son la
Temperatura de bulbo seco (temperatura normal medida con un termómetro de
mercurio) y la temperatura de rocío. Cualquier combinación es posible con seleccionar
la pestaña de la variable que se quiere analizar.
A continuación voy a pasar a describir los tres tipos de archivos con los que trabaja
SAM, tanto en el aspecto de las variables que están definidas en tales archivos, como
la forma de acceder a ellos.
Formato EPW
Se puede descargar archivos de radiación en formato EPW (Energy plus weather) de
una gran cantidad de localizaciones alrededor del mundo, desde el sitio web siguiente:
http://www.eere.energy.gov/buildings/energyplus/cfm/weather_data.cfm
Figura 6.3.1.1.3. Sitio web Energy Plus
Como vemos, Energy Plus es un software desarrollado por el Departamento de
Energía de los Estados Unidos (U.S Departament of Energy), y en el existe una base
de datos de archivos climáticos de las distintas partes del planeta.
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Dependiendo de la localización elegida, el archivo aparece directamente en formato
EPW seleccionando la pestaña asignada, o en ocasiones tienes que irte a la pestaña
“zip”, y en él aparecerá una carpeta comprimida que almacena el archivo en formato
EPW y otros.
Figura 6.3.1.4. Archivos climáticos de Energy Plus
Formato TMY2
SAM 2009 también usan archivos climáticos en formato TMY2 (Typical Meteorological
Year format). Estos archivos climáticos se pueden obtener de la base de datos, entre
los años 1961-1990, elaborada por el Laboratorio nacional de energía de EE.UU
(NREL) del departamento de energía de tal país ((U.S Departament of Energy). A
continuación mostraré el sitio web del cual se obtener tales archivos:
http://rredc.nrel.gov/solar/old_data/nsrdb/tmy2/
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Figura 6.3.1.1.5. Archivos climáticos TMY2
Accediendo, a través de la primera pestaña, podemos descargarnos los archivos en el
formato mencionado de una gran parte de ciudades de EE.UU, ya que sólo recogen
archivos de este país.
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Figura 6.3.1.1.6. Ejemplo archivos TMY2 de Alabama.
Pulsando, por ejemplo, en la pestaña “UNIX”, aparece el archivo en tal formato
comprimido, el cual podría ser adjuntado a la lista que aparece en el SAM.
Mediante el software Meteonorm , que incluye una base de datos de datos de archivos
en formato TMY2 de más de 7700 estaciones meteorológicos alrededor del mundo,
también podemos añadir tales archivos a la base de datos de SAM 2009.
Tal software, en concreto la versión Meteonorm 6.1 , te permite crear tus propios
archivos climáticos introduciéndoles los datos necesarios, y te lo exporta en formato
TMY2 entre otros.
A pesar de que tanto los archivos en formatos “.epw ” y “.tm2 ” llevan inherentemente
definidos unos 40 parámetros climáticos, referenciados en medias horarias, sólo se
utilizan a nivel interno por SAM una serie de ellos, dependiendo de la tecnología de
trabajo seleccionada.
Se muestra enseguida una tabla que describe las variables que utiliza SAM,
dependiendo de la tecnología empleada.
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Figura 6.3.1.7. Tabla de variables utilizadas para cada tecnología
Esta tabla muestra como para nuestra tecnología de estudio, las variables que
realmente tiene en cuenta SAM son:
� Radiación normal directa
� Velocidad del viento
� Temperatura de bulbo seco
� Temperatura de rocío
� Humedad relativa
En comparación con este programa, comentar que los únicos parámetros que se
incluyen en los archivos de radiación/climáticos de EOS, y por tanto los único que
tiene en cuenta para el análisis energético de la planta termosolar, son la radiación
normal directa y la temperatura de bulbo seco.
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6.3.1.2 SOLAR FIELD
Describiré a continuación la pantalla que hace referencia al campo solar,
teniendo en cuenta distintos aspectos, como son:
� Caracterización de la distribución geométrica del campo solar (lazos y
captadores)
� Condiciones de operación del fluido térmico (entrada y salida de los lazos,
pérdidas,..)
� Condiciones de diseño de la central termosolar
A continuación se mostrará gráficamente la pantalla “Solar Field” (Figura 6.3.1.2.1), en
la que se observa la distribución de los distintos bloques que definirán nuestro campo
solar, y todas las variables asociadas a cada uno de ellos.
Figura 6.3.1.2.1. Pantalla “Solar Field”
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� Field Layout
Tenemos dos opciones de configuración:
I. Option 1 : En esta opción definimos inicialmente el múltiplo solar, calculándose
de forma directa el área final del campo solar atendiendo a las condiciones de
diseño. Estas condiciones de diseño nos definirá el número de captadores del
campo solar, que multiplicado por el “solar multiple” nos dará el área final.
II. Option 2 : Será la opción utilizada, y en ella lo que definimos es el área del
campo solar, y como parámetro variable tendremos al múltiplo solar, en función
de las condiciones de diseño que hayamos seleccionado. Tal valor se define
como el ratio entre la potencia térmica aportada por el campo solar en el punto
de diseño y la potencia térmica requerida por el bloque de potencia en las
condiciones nominales.
Una vez seleccionada una de las dos opciones, pasamos a definir los distintos
parámetros presentes en este bloque:
� Distance between SCAs in Row : La distancia entre captadores de un lazo (en
serie). Lo vamos a fijar en 5 m, ya que es el valor definido por EOS para
caracterizar este aspecto geométrico.
� Row spacing, center-to-center : La distancia entre centro y centro de
captadores de lazos paralelos se va a fijar en 16 m para nuestra central
termosolar (distancia entre lazos).
� Number of SCAs per Row : El número de captadores por lazo será de 4.
� Deploy angle : Define el ángulo de despliegue del captador, haciendo
referencia a la posición que presenta el captador, antes de comenzar la
primera hora de operación por la mañana. Tomaremos el valor de 0º para esta
posición inicial de despliegue del captador.
� Stow angle : Define el ángulo final del captador. Hace referencia a la posición
que presenta después de finalizar la última hora de operación por la tarde.
Tomaremos como valor 180º. Se entiende, por tanto, que el captador realizar
un giro de 180º aproximadamente durante el proceso de captación de
radiación. Tal consideración (ángulo de despliegue y de puesta del captador)
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no se tiene en cuenta en EOS, por lo que vamos a suponer en SAM que el
captador realiza el giro definido previamente.
� Heat Transfer Fluid
Se describirá los parámetros presentes en la caracterización del fluido de trabajo, y las
condiciones de trabajo de éste en la central. Todos los valores que van a tomar los
distintos parámetros hacen referencia a las condiciones nominales de trabajo y
determinarán la configuración de la planta para esas condiciones y en consecuencia el
diseño final de la central.
� Solar Field HTF Type : El tipo de fluido de trabajo que utilizaremos será aceite
sintético VP-1 de forma equivalente a EOS.
� Solar Field Inlet Temp : La temperatura de entrada al campo solar del fluido de
trabajo será de 293 ºC aproximadamente.
� Solar Field Outlet Temp : La temperatura de salida del HTF del campo solar
será de 394 ºC aproximadamente.
� Solar Field Initial Temp : Temperatura inicial de entrada al campo solar del
HTF. El valor que se toma es el que aparece por defecto (100 ºC).
� Piping Heat Losses @ Design Temp : Coeficiente fijo de pérdidas térmicas
(por metro cuadrado de campo solar) en la tuberías transportadores, referidas
a las condiciones de diseño (temperatura de diseño=25 ºC). Su valor elegido
por defecto será 10W/m2, aunque pudiera ser modificado (en nuestro caso
mantendremos idéntico coeficiente). Este valor será un parámetro multiplicador
de una ecuación que involucra una serie de coeficientes adicionales, los cuales
serán definidos a continuación, y que tendrá como variable principal la
temperatura de diseño del campo solar. No se modificará este parámetro y los
demás coeficientes ya que son valores que presenta por defecto SAM a partir
de los cuales realiza el cálculo interno de pérdidas térmicas por transporte.
Estos coeficientes se habrán determinado de forma experimental teniendo en
cuenta las pérdidas térmicas por transporte que se generan en las plantas
SEGS. En EOS se determina estas pérdidas mediante ecuaciones propias de
hidráulica.
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A continuación se muestra la ecuación de donde se obtiene tales pérdidas para
SAM:
Ec.6.3.1.2.1
� Piping Heat Loss coeff 1,2,3 : Coeficientes presentes en una ecuación (la
anterior) que generará las pérdidas térmicas por transporte del fluido de trabajo
tanto para las condiciones de diseño como para cada hora del archivo climático
representativo de la simulación. Se tomarán los valores que aparecen por
defecto.
� Solar Field Piping Heat Losses : Pérdidas térmicas totales durante el
transporte del fluido caloportador, obtenidas de la ecuación que ha sido
comentada anteriormente. Su valor final presente en la interfaz está ligado a
las condiciones de diseño (Temperatura ambiente=25 ºC), sin embargo la
ecuación regirá las pérdidas térmicas horarias reales en función de la evolución
de la temperatura ambiente.
FPHL1 ... FPHL3 Piping Heat Loss Temp Coeff 1 through 3
QSFPipeHLDesign (W/m2 ) Solar Field Piping Heat Losses (Design T)
QSolarFieldPipeHeatLosses (W/m2 ) Solar Field Piping Heat Losses
TAmbient (°C) Ambient Temperature
TSFinDesign (°C) Solar Field Inlet Temperature
TSFoutDesign (°C) Solar Field Outlet Temperature
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� Minimum Heat Temp : Temperatura mínima del fluido de transferencia térmica.
Debe ser la mínima temperatura del HTF a la salida del lazo o campo solar. Al
igual que en EOS se fija en 50 ºC. Este valor, como ya se ha explicado, marca
el límite para evitar la posible congelación del aceite.
� HTF Gallons per Area : Representa el volumen de HTF por metro cuadrado de
área de campo solar (gal/m2), cuyo valor es usado por SAM en los cálculos de
temperaturas y de flujos energéticos durante las simulaciones horarias.
� Solar Multiple (Design Point)
En la siguiente figura se muestran los valores finales de distintos parámetros
referenciados a las condiciones de diseño.
Figura 6.3.1.2.2. Definición de condiciones de diseño.
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En la opción “Solar Multiple Reference Conditions ” se incluyen los parámetros de
diseño, como son la temperatura ambiente (25 ºC), la radiación directa normal (850
W/m2) y la velocidad del viento (5 m/s). Evidentemente estas condiciones de diseño
están relacionadas directamente con el lugar de emplazamiento la central, ya definido
con anterioridad, y son idénticas a las condiciones de diseño tomadas en EOS.
Obviamente son parámetros de entrada que aparecen en ambos programas y por
tanto debemos tomar idénticos valores para que la comparativa sea fiable.
Para estas condiciones de diseño y una vez que ha sido definida la configuración del
campo de captadores y las propiedades de éstos, las propiedades del fluido de
trabajo, pérdidas propias de la central y capacidad de la turbina, SAM genera
automáticamente el número de captadores necesarios, y por tanto, el área exacta que
debería tener el campo solar. Con esas condiciones debe trabajar la central a la
potencia nominal (teniendo en cuenta el tipo de turbina y su potencia nominal de
diseño), sin tener incluido ningún sistema de almacenamiento. La presencia posterior
de un sistema de almacenamiento (dependiendo de su capacidad térmica) influirá
directamente en el grado de sobredimensionamiento de la central con respecto a las
obtenidas en las condiciones de diseño. Aunque no se incluya un sistema de
almacenamiento la central se suele sobredimensionar para asegurar una mayor
cantidad de días pudiendo trabajar en condiciones nominales.
En “Reference Condition (SM=1)” aparece el área del campo solar en el punto de
configuración, y en “Values From other pages ” se muestran valores asociados a tales
condiciones de diseño, las cuales son definidos en otras páginas. Estos valores son el
área de apertura de un captador individual, las pérdidas térmicas en el tubo
absorbedor (HCE) en W/m2, el rendimiento óptico del captador, así como la energía
térmica de entrada al bloque de potencia (turbina de vapor) en tales condiciones.
Por último podemos caracterizar la orientación del captador mediante los dos
parámetros que aparecen: “Collector tilt ” y “Collector azimuth ”. Estos dos
parámetros indican por un lado el ángulo de inclinación del captador (fijado en posición
horizontal 0º) y el ángulo acimutal del captador (fijado nuevamente en 0º haciendo
referencia a un eje de orientación N/S). La variación de estos valores influirá
directamente en las pérdidas por ángulo de incidencia, y por lo tanto modificaría la
configuración de la planta en las condiciones de diseño y a su vez la configuración
final. El ángulo de inclinación del captador no es un parámetro de entrada de EOS
pero en los cálculos internos está considerando esa inclinación (posición totalmente
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horizontal). El eje de orientación tomado en EOS será N/S en las simulaciones, por lo
tanto ambos parámetros serán idénticos.
6.3.1.3 SCA/HCE
En la página actual se va a caracterizar los dos elementos que configuran el
captador de canal parabólico, tanto el espejo reflector de los rayos solares incidentes
(SCA), como el elemento absorbedor de la radiación reflejada (HCE), constituida por el
tubo metálico por el que circula el aceite sintético y el tubo de vidrio protector.
Principalmente se va a caracterizar la geometría del captador, así como sus
propiedades ópticas y térmicas. Éstas últimas van a influir en las pérdidas que se van
a generar en el captador, siendo las principales del campo solar.
Se va a dividir en dos bloques, cada uno describiendo el elemento del captador al que
se refiere. Estos bloques son los siguientes:
� Solar Collector Assembly
� Heat Collection Element
A continuación aparece la gráfica que nos va a mostrar cómo se distribuye tal página,
en la que los parámetros que se incluyen se encargan de caracterizar el captador
globalmente.
Figura 6.3.1.3.1. Propiedades principales del espejo reflector.
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Figura 6.3.1.3.2. Propiedades principales del tubo absorbedor y vidrio protector.
Una vez mostradas las gráficas, voy a realizar una descripción detallada de cada
parámetro.
1. Solar Collector Asembly
Inicialmente debemos elegir el tipo de captador, dentro de una librería que aparece en
la base de datos, y que se despliega abriendo la pestaña “Load SCA from Library ”.
El tipo de captador elegido será Eurotrough ET150 , ya que es el más empleado en
las centrales que se están desarrollando principalmente en España.
Una vez seleccionado, pasamos a describir los parámetros más importantes que lo
caracterizan. Todos aquellos que aparezcan también como datos de entrada de EOS
deberán ser idénticos.
� SCA length: Longitud del captador: 150 m
� SCA Aperture: Longitud de apertura del captador: 5.75 m
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� SCA Aperture Area: Área de apertura del captador: 817.5 m2
� Average focal length: Distancia a la línea focal del captador: 2.1 m
� Incident Angel Mod coeff 1,2,3: coeficientes modificadores del ángulo de
incidencia. Lo usa SAM para calcular el factor modificador del ángulo de
incidencia, que a su vez servirá para determinar la energía absorbida por el
tubo absorbedor y el rendimiento óptico del captador para cada instante de
tiempo.
� Tracking Error and Twist: Factor que contabiliza un error de seguimiento y
precisión del captador en su recorrido siguiendo el movimiento del sol, lo que
deriva en una reducción real de la superficie reflectiva del captador. El valor
que hemos tomado es 0.986.
� Geometric Accuracy: Factor que contabiliza las pérdidas derivadas de la
imprecisión real que presentan los captadores, ya que éstos no son espejos
que describen una parábola perfecta. Se tiene en cuenta también la
interceptación de parte de la radiación por la estructura soporte. . Este factor
estar comprendido entre 0.97-0.98, tomando para nuestro caso concreto el
valor 0.978.
� Mirror reflectivity: Factor que tiene en cuenta el hecho de que el espejo no es
un reflector perfecto, llevando asociado unas pérdidas ópticas intrínsecas.
Hemos tomado como valor de este factor 0.93. Su valor es coincidente con el
parámetro homólogo de EOS que mide la reflectividad de los espejos (ρ).
� Mirros Cleanliness factor: Factor que mide el grado de suciedad de los
espejos, reduciéndose la reflectividad efectiva. Los espejos se suelen limpiar
una vez cada una o dos semanas. Para nuestro tipo de captador seleccionado
el valor que hemos tomado es de 0.9.
� Dust on enevelope: Factor que mide la presencia de polvo en el tubo de vidrio
protector, reduciéndose la transmisividad de éste. El valor tomado para este
parámetro es 1. Este último, junto con el anterior, representa el grado de
ensuciamiento del captador global, el cual si aparece como tal en EOS,
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mientras que en SAM se separa en estos dos parámetros. Para llevar a cabo
una comparativa ideal la multiplicación de estos factores debe ser igual al
“factor de ensuciamiento ” que define EOS. Este factor en EOS toma el valor
0.9 y por este motivo se ha tomado 0.9 y 1 para ambos parámetros.
� Concentrator Factor: Es un factor que se utiliza para ajustar de manera más
real el rendimiento total de un captador, y así no tener que modificar los
anteriores factores de error definidos. Normalmente este parámetro toma por
defecto el valor 1, por lo tanto no suele influir finalmente en el rendimiento del
captador. En nuestro caso el valor se mantendrá en 1.
� Solar Field Availability: Factor que tiene en cuenta la disponibilidad del
campo solar, considerando que puede incluirse posibles reparaciones de
captadores, reduciéndose por tanto el rendimiento final del campo solar. Este
valor se va a fijar en 0.96 de modo que se van a desarrollar unas pérdidas (el
4% sobre la energía total incidente menos las pérdidas por el propio ángulo de
incidencia). Estas pérdidas representan en cierta forma las pérdidas por no
operación de la planta debido a “imprevistos” que se consideran en EOS y que
se fijan en 4 días anuales.
2. Heat Collection Element
Al igual que en la caracterización anterior, el primer paso será elegir, dentro de la
librería de la base de datos, el tipo de conjunto tubo absorbedor-tubo de vidrio. En
nuestro caso tomaremos HCEs/2008 PTR70, Vacuum.
Este tipo de elemento captador se caracteriza por el vacío existente entre la cubierta
de vidrio y el tubo metálico, con el fin de reducir las pérdidas térmicas. Entre todas las
posibilidades hemos tomado este tipo de elemento captador por la combinación
interesante entre elevadas propiedades ópticas y bajas pérdidas térmicas en
comparación con los demás.
A continuación describo todos los parámetros presentes:
� Percent of Solar Field : Porcentaje del campo solar que usa este tipo de
elemento captador. Consideramos que todo el campo solar utiliza este tipo, con
lo cual el valor citado es 1 (este valor aparece por defecto).
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
82
Pablo Manuel González Llanes
� Bellows Shadowing : Fracción del tubo absorbedor que no recibe radiación
solar debido a la presencia de sombras. Forma parte de lo que se considera en
EOS “factor de interceptación ” junto con los parámetros anteriores “Tracking
Error and Twist ” y ”Geometric Accuracy ”. De esta forma la multiplicación de
estos 3 parámetros de SAM deben coincidir con el “factor de interceptación ”
de EOS (fijado su valor en 0.95). Teniendo en cuenta los dos factores
anteriores, el valor de este último se fija en 0.98513.
� Envelope transmissivity : Este factor mide la capacidad de transmisión de la
radiación solar incidente en el tubo de vidrio que recubre el tubo metálico. Es
un parámetro que tiene su homólogo representado en EOS, con lo cual su
valor debe ser idéntico. Así pues se fija en 0.92935.
� Absorber Absorption : Indica la capacidad de absorción del recubrimiento
selectivo del tubo metálico por el cual circula el fluido de trabajo. Al igual que
en el caso anterior EOS cuenta con un parámetro idéntico, fijándose su valor
en 0.95.
� Unaccounted : Es un factor que utiliza para ajustar de manera más real el
rendimiento total de un HCE, y así no tener que modificar los anteriores
factores de error definidos. Normalmente este valor suele ser 1, por lo tanto no
suele influir finalmente en el rendimiento del conjunto captador vidrio-tubo
metálico. En nuestro caso se opta por mantener fijo este valor.
� Optical Efficiency (HCE) : Rendimiento óptico global de un captador teniendo
en cuenta todo los parámetros presentes definidos, tanto los del espejo
parabólico, como los del tubo metálico almacenador de la radiación solar. Se
obtiene multiplicando todos los factores anteriores (salvo “solar field
availability”). Representa realmente el rendimiento óptico que tendría el
captador sin considerar el efecto del “ángulo de incidencia” y las “sombras de
captadores adyacentes”. Este último término si se tiene en cuenta en EOS en
su programación interna, sin embargo en SAM no se considera (el ángulo de
incidencia si tiene su influencia en las pérdidas ópticas mediante los
coeficientes presentados anteriormente).
A continuación se muestra la ecuación asociada al cálculo de este parámetro:
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
83
Pablo Manuel González Llanes
Ec.6.3.1.3.1
FOptEffD,n Optical Efficiency (HCE) for each of the four receivers types.
FSCAFieldError,n The SCA field error factor, which is the product of Tracking Error and Twist, Geometric Accuracy, Mirror Reflectivity, Mirror Cleanliness Factor and Concentrator Factor.
FDustEnvelope,n Dust on Envelope (avg) specified in the SCA parameters above. The same value applies to each of the four receiver types.
FBellows,n Bellows Shadowing for the receiver type n.
FTransmissivity,n Envelope Transmissivity for the receiver type n.
FAbsorption,n Absorber Absorption for the receiver type n.
FUnaccounted,n Unaccounted for the receiver type n.
n The receiver type number (1 through 4)
En EOS su parámetro homólogo sería el obtenido de la multiplicación de los
siguientes parámetros:
a. = 0.780027
b. Factor de ensuciamiento= 0.9
c.
� Optical Efficiency (Weighted ): Rendimiento óptico del campo solar en las
condiciones de diseño. Coincidirá con el rendimiento óptico de un captador, si
consideramos que el 100% de los captadores está trabajando en las
condiciones referidas, y por tanto el porcentaje utilizado del campo solar será
completo. Se definirá tomando valor 1, como es nuestro caso, en la opción
Percent of Solar Field .
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
84
Pablo Manuel González Llanes
Al igual que antes vamos a mostrar la ecuación que determina este parámetro:
Ec.6.3.1.3.2
FOptEffD Optical Efficiency (Weighted)
FOptEffD,n Optical Efficiency (HCE) for each of the four receivers
FPercentOfField,n Percent of Solar Field for each of the four receivers
n Receiver number (1 through 4)
� Heat Loss Coeff 0,1,….6 : Coeficientes de pérdidas térmicas que usa SAM
para realizar el cálculo de las pérdidas térmicas por captador individual y las
globales. Estos coeficientes aparecerán en una ecuación que generará tales
pérdidas para cada instante, y en el que la temperatura ambiente será la
variable principal.
� Heat Loss Factor : Factor que contabiliza el porcentaje de captadores del
campo solar que generan tales pérdidas térmicas, gobernadas por la ecuación
que depende de los coeficientes antes citados. Su valor predeterminado es 1 y
será el que vamos a mantener para las simulaciones
� Min windspeed : Representa la velocidad mínima del viento por debajo de la
cual SAM tiene en cuenta tal consideración para el cálculo de las pérdidas
térmicas del elemento captador. El valor establecido por defecto y que vamos a
mantener es 0. Con este hecho la variable “velocidad del viento” no influirá en
el cálculo de las pérdidas térmicas.
� HCE Heat Losses (W/m) : Pérdidas térmicas de un captador por metro lineal
del propio captador, para las condiciones referenciadas. A continuación se
muestra las ecuaciones que gobiernan el cálculo interno de este parámetro.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
85
Pablo Manuel González Llanes
Ec.6.3.1.3.3
QHCELosses (W/m) Receiver Heat Losses
FHeatLossFactor Heat Loss Factor
TSFout (°C) Solar Field Outlet Temperature from the Solar Field page
TSFin (°C) Solar Field Inlet Temperature from the Solar Field page
FA0 ... FA6 A0 Heat Loss Coefficient through A6 Heat Loss Coefficient
nWind (m/s) Reference wind velocity from the Solar Field page
TAmb (°C) Reference ambient temperature from the Solar Field page
� HCE Heat Losses (Weighted W/m) : Pérdidas totales del campo solar por
metro lineal del propio campo, que coincide con las pérdidas por metro lineal
de un captador, siempre y cuando el porcentaje del campo solar que se
considera sea del 100%.
Ec.6.3.1.3.4
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
86
Pablo Manuel González Llanes
QHCELossesWeightedW/m (W/m) Thermal Losses per SCA aperture length.
QHCELosses,n (W/m) Receiver Heat Losses for receiver number n
FPercentOfField,n Percent of Solar Field for each of the four receivers
� HCE Heat Losses (Weighted W/m 2): Pérdidas totales del campo solar por
metro cuadrado de éste. Resulta este valor de dividir el anterior entre 5.75 m,
siendo el valor de la apertura del captador con el que vamos a trabajar.
Se muestra a continuación la ecuación.
Ec.6.3.1.3.5
QHCELossesWeightedW/m2 (W/m2 ) Thermal Losses per SCA aperture area.
QHCELossesWeightedW/m (W/m) Thermal Losses per SCA aperture length
ASCAAperture (m2 ) SCA Aperture Area
6.3.1.4 Power Block
En esta sección vamos a definir las características principales del bloque de
potencia, considerando por una parte las características de la planta, más
concretamente de la turbina, y por otra parte los parámetros principales del ciclo de
potencia que se desarrolla con el fin de la producción de energía eléctrica.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
87
Pablo Manuel González Llanes
Así pues, a continuación se muestra una gráfica en la que se podrá observar tal
caracterización del bloque de potencia. Posteriormente se entrará a detallar cada
parámetro implicado en esta sección.
Figura 6.3.1.4.1. Propiedades principales del bloque de potencia.
1. Plant Characteristics
Inicialmente se describe las propiedades nominales o de diseño de la turbina.
� Rated Turbine Net Capacity : Define la capacidad neta de la turbina (45 MW).
� Design Turbine Gross Output : Potencia eléctrica bruta de salida de la turbina.
Su valor suele ser un 110% de la capacidad neta nominal de la turbina. Se usa
en el cálculo de la potencia térmica de diseño de entrada a la turbina, y para el
cálculo energético de la caldera de gas natural de apoyo. Nuestra planta será
de 50 MW de potencia bruta de la turbina, por lo tanto la capacidad neta de la
turbina la situaremos en 45 MW.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
88
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2. Power Cycle
Inicialmente debemos elegir el tipo de turbina de vapor de nuestra planta, mediante
una librería de tipos de turbina que aparecen en la base de datos, y que puede
seleccionada pulsando “Load From Library ”.
La biblioteca del “tipo de ciclo ” incluye seis turbinas de referencia.
Las turbinas de referencia integran las cinco turbinas de vapor convencionales (ciclo
Rankine) en una gama de tamaños, y una turbina que desarrolla un ciclo de Rankine
orgánico. Las turbinas de ciclo Rankine convencional son similares a las utilizadas en
las plantas de carbón, nucleares o centrales eléctricas de gas natural. En todos estos
casos un intercambiador de calor transfiere la energía del fluido de transferencia para
generar el vapor que mueve la turbina. La turbina de ciclo Rankine orgánico opera
según el mismo principio que la turbina convencional, pero usa un fluido orgánico (en
vez de agua), por lo general butano o pentano para hacer funcionar la turbina.
A continuación se muestra una tabla que asocia cada tipo de ciclo a una serie de
parámetros, como son la temperatura de operación y el tamaño del campo solar
principalmente.
Figura 6.3.1.4.2. Tipos de ciclos de potencia asociados a una serie de variables.
Atendiendo a la tabla anterior he seleccionado el tipo de ciclo de potencia siguiente:
“Cycles/SEGS 30 MWe”. La característica principal que ha hecho decidirme por este
tipo de ciclo ha sido la temperatura de operación (300 - 400 ºC), ya que considera que
se ajusta más a la realidad de la planta. En cuanto a la potencia de la turbina de 50
MW, pese a no estar especificada en la tabla anterior, SAM realiza una interpolación
aproximando la potencia térmica de entrada nominal según esta nueva capacidad
definida.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
89
Pablo Manuel González Llanes
Todos los valores que aparecen son especificaciones de la turbina de referencia
elegida, los cuales son usados por SAM para calcular la producción de potencia
eléctrica.
A continuación describiremos estos parámetros.
� Design Turbine Thermal Input : Potencia térmica nominal de entrada en la
turbina o bloque de potencia. Con este nivel de entrada de potencia, y teniendo
en cuenta el rendimiento máximo, la turbina trabajaría en condiciones
nominales.
Ec. 6.3.1.4.1
� Design Turbine Gross Efficiency : Rendimiento o eficiencia nominal (máxima)
de la turbina. Eficiencia de conversión de energía térmica en eléctrica a través
de la turbina. El valor que aparece por defecto 0.3749 es prácticamente similar
a la turbina utilizada en las simulaciones de EOS (turbina del grupo de
motores).
� Max. Over Design operation : Expresa de forma fraccionada con respecto a
las condiciones nominales la máxima cantidad de potencia térmica a la entrada
de la turbina. Se usa también para el cálculo de la potencia máxima de entrada
a bloque de potencia. En este caso su valor es 1, ya que en EOS no se
considera una sobrecapacidad de la turbina para trabajar por encima de sus
condiciones nominales. Si hubiésemos dejado 1.15 consideramos que la
turbina puede recibir un 15% de potencia térmica por encima de su capacidad
nominal.
hDesignTurbineGross Design Turbine Gross Efficiency
QDesignTurbineGross (W) Design Turbine Gross Output
QDesignTurbineThermalInput (W) Design Turbine Thermal Input
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
90
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� Minimum Load : Expresa de forma fraccionada con respecto a las condiciones
nominales, la mínima carga (cantidad de potencia térmica) a la entrada de la
turbina. Su valor será de 0.25 y marca el mínimo técnico de la turbina. Se usa
para el cálculo posterior de la potencia mínima de entrada al ciclo de potencia.
Influirá directamente en las pérdidas por “mínimo técnico ” que recoge los
resultados finales de SAM, y en consecuencia con la cantidad de energía
térmica final que entra al ciclo de potencia. Esta variable no tiene comparativa
en EOS como parámetro de entrada, aunque sabemos que su valor suele estar
cerca del 25% sobre las condiciones nominales de funcionamiento de la
turbina.
� Turbine Startup Energy : Expresa de forma fraccionada con respecto a las
condiciones de diseño, la mínima carga (cantidad de potencia térmica) a la
entrada del bloque después de un periodo de tiempo en el que no ha estado en
funcionamiento. Su valor es de 0.2 por defecto. Indica realmente la cantidad
mínima inicial de potencia que debe estar entrando en la turbina para que ésta
vaya alcanzando la temperatura idónea para su arranque (durante este periodo
la turbina está parada sin llevar a cabo producción eléctrica). Este parámetro
no aparece en EOS, es decir, no se contempla el arranque inicial de la turbina.
Por este motivo su valor se queda fijo y derivará en unas pérdidas finales por
“arranque de turbina ” que no se tienen en cuenta en EOS.
� Boiler LHV Efficiency : Mide el rendimiento del generador de vapor o caldera.
En nuestro caso será del 97% para hacerla coincidente con el valor definido en
EOS. No podemos confundir con el rendimiento de la caldera de apoyo de gas
natural.
� Max. Thermal Input : Máxima entrada de energía térmica al bloque de potencia
(turbina). La potencia térmica puede llegar al ciclo desde el campo solar o
desde sistema de almacenamiento (o desde ambos a la vez).
Ec. 6.3.1.4.2
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
91
Pablo Manuel González Llanes
QtoPBMax (W) Max Thermal Input
QPBDesign (W) Design Turbine Thermal Input
FET(0-4) Turbine Part Load Elec To Therm coefficients
FPBMax Max Over Design Operation
� Min. Thermal Input : Mínima entrada de energía térmica al bloque de potencia.
Estos valores son calculados por SAM para las condiciones de diseño de la
central, teniendo en cuenta el tipo de turbina seleccionado y las características
de la planta.
Ec. 6.3.1.4.3
QtoPBMin (W) Min Thermal Input
QPBDesign (W) Design Turbine Thermal Input
FET(0-4) Turbine Part Load Elec To Therm coefficients
FPBMin Minimum Load
� Turb. Part Load Therm to Elec : Aparecen una serie de factores que
intervienen en dos ecuaciones polinómicas que se encargan de calcular la
potencia térmica máxima y mínima de entrada al ciclo de potencia. La ecuación
como hemos visto se ha definido anteriormente.
� Turb. Part Load Elec to Therm : Factores nuevamente implicados en una
ecuación polinómica, que en este caso se encarga de determinar la cantidad
de energía, en kW·h, de la caldera de apoyo de gas natural.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
92
Pablo Manuel González Llanes
� Cooling Tower Correction : Define el factor de corrección de temperatura para
el cálculo interno de las pérdidas asociadas a la torre de refrigeración (proceso
de condensación del vapor residual a la salida de la turbina).
� Temp. Correction Mode : Define la forma interna de cálculo, según SAM, de
las pérdidas asociadas a la torre de refrigreración-condensador. Si elegimos
“Dry-bulb Basis ” utiliza la temperatura ambiente del archivo climático para el
cálculo del factor de corrección de temperatura que determinará las pérdidas
en la torre de refrigeración. Mientras que si elegimos “Wet-bulb Basis ” SAM
realiza el cálculo interno de las pérdidas en la torre de refrigeración mediante la
determinación de la temperatura de bulbo húmedo, a través de la temperatura
ambiente y humedad relativa que aparecen en el archivo climático.
6.3.1.5 Thermal Storage
En esta sección nos centramos en la caracterización del sistema de
almacenamiento de energía e intercambiador de calor (de sales). También se
describirá algún parámetro relacionado con la caldera de gas natural de apoyo.
A continuación se va a mostrar mediante las figuras 6.3.1.5.1 y 6.3.1.5.2 el interfaz de
caracterización de tal bloque de la planta termosolar.
Figura 6.3.1.5.1 . Pantalla de caracterización del sistema de almacenamiento
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
93
Pablo Manuel González Llanes
Figura 6.3.1.5.2. Caracterización del control del almacenamiento y caldera auxiliar.
Parámetros más importantes:
� Equiv Full Load Hours of TES : Capacidad térmica de almacenamiento
expresada en horas (0 y 7.5 h para nuestras simulaciones).
� Storage System Configuration : Se define la configuración del sistema de
almacenamiento, basado en nuestro caso en un sistema de dos tanques de
almacén (two tank).
� Storage Fluid Type : El tipo de fluido de almacenamiento de la energía térmica
es sales fundidas (solar salt). Evidentemente son características coincidentes
con EOS.
� Turbine TES Adj Efficiency , Gross Output : Son unos factores de ajuste que
miden la eficiencia del intercambiador de sales-aceite del sistema de
almacenamiento. Se van a fijar los valores 0.985 y 1.005. La división entre los
dos parámetros mide el cociente entre la máxima potencia térmica que se
puede ceder desde el almacenamiento y la máxima potencia capaz de
absorber la turbina (relación de descarga del sistema de almacenamiento). Tal
cociente (0.985/1.005=0.98) debe coincidir con el rendimiento del
intercambiador de sales definido en EOS, cuyo valor era del 98% (0.98). influirá
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
94
Pablo Manuel González Llanes
en el cálculo interno de las pérdidas térmicas en el sistema de
almacenamiento.
� Initial Thermal Storage : Energía almacenada en los tanques de sales fundidas
al inicio de la simulación, es decir, el 1 de enero a la media noche. Su nivel de
forma razonada es nulo (aparece por defecto 0).
� Tank Heat Losses : Pérdidas térmicas en los tanques de sales fundidas. Los
tanques de sales no son perfectamente adiabáticos, produciéndose en ellos
unas pérdidas que se contabilizan con este parámetro. influirá en el cálculo
interno de las pérdidas térmicas totales en el sistema de almacenamiento. Su
valor que aparece por defeco es 0.97 MWt, y con este parámetro realiza el
cálculo SAM de las pérdidas térmicas totales suponiendo que al final de cada
hora de simulación se pierde en el almacén esa cantidad de energía. Si
multiplicamos ese valor por las 8760 horas anuales nos da el valor final de las
pérdidas térmicas en el sistema de almacenamiento (0.97 MWt× 8760 h= 8.497
GW·h de pérdidas térmicas totales). La forma de cálculo es absolutamente
estimativa y alejada de la realidad ya que considera unas pérdidas térmicas
horarias en los tanques constantes (en este caso 0.97 MWt para 7.5 h de
capacidad ya que cuando no hay almacenamiento otorgamos el valor 0 a este
parámetro). En la realidad estas pérdidas dependen del nivel de
almacenamiento instantáneo (en EOS si se aproxima este cálculo más a la
realidad) que vendrá determinado por el propio archivo climático, la capacidad
del sistema de almacenamiento y unos coeficientes de transferencia térmica
que modelen tal flujo energético, entre otros factores.
Nuestra elección por mantener este valor “0.97 MWt” para el caso de
almacenamiento de 7.5 h de capacidad deriva la no existencia de un
argumento razonable para cambiarlo, ya que como he dicho esta fórmula de
cálculo estimativa es muy deficiente.
De todas formas SAM propone una tabla para estimar este valor en función de
la capacidad en horas de los tanques.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
95
Pablo Manuel González Llanes
System Description
Hours of Thermal Storage
0 3 6 9 12 15
100 MW Two Tank Indirect VP-1/Nitrate Salt 0 0.62 0.96 1.23 1.56 1.87
200 MW Two Tank Indirect VP-1/Nitrate Salt 0 1.0 1.61 2.21 2.81 3.56
200 MW Two Tank Direct Hitec Salt 0 0.34 0.64 0.93 1.24 1.52
Figura 6.3.1.5.3. Pérdidas térmicas horarias para una capacidad de los tanques.
� Maximum Energy Storage : Máxima capacidad de almacenamiento de energía
térmica. Se define por la potencia térmica nominal a la entrada al bloque de
potencia, multiplicado por el número de horas de capacidad antes definido.
Ec.6.3.1.5.1
QMaximumStorage (Wh) Maximum Energy Storage
QDesignTurbineInput (W) Design Turbine Thermal Input
NHoursOfStorage (hours) Equiv. Full Load Hours of TES
� Design Turbine Thermal Input : Potencia térmica nominal o de diseño a la
entrada de la turbina o bloque de potencia. Ya ha sido definido anteriormente.
� Max Power to Storage : Máxima potencia térmica capaz de almacenarse en el
proceso de carga de los tanques. Se produce cuando la energía desde el
campo solar supera los requerimientos establecidos de entrada térmica al
bloque de potencia. Este nivel de potencia máxima marcará el límite por
encima del cual se van a generar las pérdidas por exceso sobre el sistema de
almacenamiento y bloque de potencia (exceso de potencia). Este valor
depende del tamaño del campo solar (múltiplo solar) de la siguiente forma:
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
96
Pablo Manuel González Llanes
Ec.6.3.1.5.2
Realmente la máxima de entrada de potencia al almacén viene restringida por
la capacidad del intercambiador de sales-aceite y grupo de bombas del sistema
de almacenamiento. En SAM no se tiene en cuenta tal consideración sino que
se marca un límite estimado en función del tamaño del campo solar.
� Max Power From Storage : En el proceso inverso de descarga del sistema de
almacenamiento, la potencia máxima capaz de ceder al fluido de trabajo antes
de introducirse en el bloque de potencia. Se desarrolla cuando la energía
procedente del campo solar es menor o igual que los requerimientos
establecidos de diseño de entrada al bloque de potencia. Su valor viene
determinado por la entrada nominal de potencia térmica al ciclo y el
rendimiento global del intercambiador de sales (98%) definido anteriormente.
En ambos programas la potencia térmica máxima cedida por el
almacenamiento viene limitada por la capacidad máxima (nominal) de entrada
al ciclo.
� Heat Exchanger Duty : Factor de intercambio térmico que mide el cociente
entre la máxima potencia que puede volcarse al sistema de almacenamiento y
la potencia nominal de entrada a la turbina. Aplicado solamente para sistemas
de almacenamiento indirectos que usan un fluido de almacenamiento distinto
del de trabajo del campo solar.
� Fossil Fill Fraction : Con este parámetro y los factores definidos en el módulo
“Power Block ” registrados como “Turb. Part Load Elec to Therm ” se realiza
el cálculo interno de aporte energético necesario por parte de la caldera de gas
natural. En EOS, y siguiendo según la nueva legislación, no se puede generar
más del 15% de la producción eléctrica total derivado del uso de gas natural.
Su uso básicamente consiste en mantener una temperatura mínima del aceite
evitando su congelación y el aporte de la energía necesaria para que la turbina
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
97
Pablo Manuel González Llanes
no se tenga que parar en días que no se considere necesario, reduciendo el
número de paradas-arranques. Para la determinación de un valor fiable de este
parámetro hemos realizado una serie de simulaciones en las que se impuso
como condición que en ningún caso simulado se supere el 15% de producción
eléctrica derivado del consumo de gas natural. En éstas se ha ido variando el
valor del parámetro y comprobando los resultados finales. Una vez llevado a
cabo este proceso se ha fijado el valor FF=0. Los resultados muestran una
inestabilidad e incoherencia en el uso de gas natural por parte de SAM.
Normalmente el gas natural sólo aumenta la entrada total de energía al ciclo de
potencia, conllevando directamente el aumento de la producción bruta total; sin
embargo la producción neta se sigue manteniendo en los mismos niveles, casi
inamovibles, con lo cual se pone de manifiesto como casi todo el aporte de gas
natural se vierte en producción de electricidad para autoconsumos de la planta,
siendo este fenómeno algo fuera de toda lógica.
Se ha decidido por tanto realizar las simulaciones en SAM sin considerar el gas
natural y realizando los cálculos asociados de forma externa. Posteriormente
serán detallados estos cálculos.
6.3.1.6 Parasitics
En esta última sección que vamos a analizar, ya que la siguiente no es de
nuestro interés en el desarrollo del proyecto, se define todas las pérdidas derivadas de
autoconsumos eléctricos de los distintos elementos de la planta, ya que parte de la
potencia eléctrica generada se utiliza para alimentar distintas partes de la central.
Primero mostraremos la pantalla donde se caracteriza tales autoconsumos y
posteriormente definiremos los parámetros más importantes.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
98
Pablo Manuel González Llanes
Figura 6.3.1.6.1. Caracterización de los autoconsumos de la central
� Current reference parasitic system : El sistema almacena una librería de
datos de autoconsumos dependiendo del tipo elegido. En nuestro caso hemos
seleccionado “SAM/CSP Trough Parasitics/SEGS VIII Reference “, ya que
como factor más determinante se ha analizado el nivel de autoconsumos,
perteneciendo los niveles más bajos a esta elección.
� Gross Turbine Output : Producción bruta de diseño de energía eléctrica de la
turbina, determinado en la sección de caracterización del bloque de potencia
(50 MWe).
� Solar Field Area : Área total del campo solar, obtenida como el área de diseño
multiplicada por un múltiplo solar. Definida en la sección “Solar Field”.
� SCA Drives and Electronics : Autoconsumos eléctricos derivados del sistema
hidráulico de seguimiento solar y de los sistemas electrónicos de control del
proceso y alarmas. Se mide contabilizando unas pérdidas eléctricas por metro
cuadrado de área del campo solar (MWe/m2).
� Solar Field HTF Pumps : Autoconsumos propios del sistema de bombas del
fluido de trabajo pertenecientes al campo solar. Estas pérdidas se calculan
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
99
Pablo Manuel González Llanes
como una función dependiente del área del campo solar (MWe/m2), y sólo se
generan cuando el campo solar está operando.
� TES Pumps : Autoconsumos propios del sistema de bombas del sistema de
almacenamiento térmico. Estas pérdidas se calculan como una función
dependiente de la potencia bruta de salida de la turbina (MWe/MWe). Cuando
simulamos en SAM sin almacenamiento fijamos el valor de este parámetro 0,
ya que en esta situación no hay autoconsumos asociados a este sistema.
� Antifreeze Pumping : Autoconsumos del sistema de bombas del campo solar
que se generan cuando el campo solar no está operando o se encuentra en
funcionamiento nocturno. En talcaso sólo se está manteniendo la temperatura
del HTF por encima del mínimo requerido, con el objetivo de evitar la
congelación de éste. Se calcula como una función del área del campo solar.
� Power Block Fixed : Autoconsumos fijos del bloque de potencia. Se calcula
para las 24 h del día y las 8760 h del año y es función de la potencia bruta de
salida de la turbina.
� Balance of Plant : Pérdidas asociadas a los autoconsumos eléctricos que se
generan en los sistemas auxiliares de toda central termosolar. Estos sistemas
no entran directamente en el bloque de producción de potencia (sistemas de
refrigeración de equipos, sistemas de tratamiento de agua,…). Se calcula
horariamente cuando el bloque de potencia está produciendo a plena carga o
parcial.
� Heater and Boiler : Autoconsumos del generador de vapor cuando se
encuentra operando. Se calcula como una función de la potencia bruta de
salida de la turbina.
� Cooling Towers, Cooling Tower Operation Mode : Autoconsumos asociados
a la torre de refrigeración principal del sistema (condensación del vapor
residual a la salida de la turbina)
� Cooling Tower Operation Mode : Indica el modo de cálculo de las pérdidas
que se producen en la torre de refrigeración del bloque de potencia. En nuestro
caso vamos a definirlo como función de la potencia o carga de entrada al
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
100
Pablo Manuel González Llanes
bloque de potencia. Esta decisión deriva del análisis de muchos casos y la
conclusión de que los autoconsumos finales van a ser algo menores.
� Total Design Parasitics : Esta es la suma total de todas las pérdidas eléctricas
derivadas de las distintas partes citadas de la planta y del proceso. Sin
embargo este valor no es utilizado por SAM para realizar ningún tipo de
cálculo, simplemente nos muestra el valor máximo de pérdidas eléctricas que
se daría en un instante en el que coincidieran simultáneamente todas ellas. La
realidad es que las pérdidas eléctricas serán menores en cada instante a este
valor especificado.
A continuación muestro una tabla que recoge las ecuaciones que determinan el valor
de cada una de las pérdidas eléctricas:
6.3.1.6.2. Tabla resumen de autoconsumos de la central
Los autoconsumos de la planta que define SAM se obtienen de un cálculo
independiente del funcionamiento global del simulador; Los coeficientes y factores
presentes en tal cálculo se han fijado de forma experimental analizando los
autoconsumos desarrollados en las plantas SEGS, las cuales son mayores que las
típicas que se están llevando a cabo en España y de ahí el desfase sobre los
autoconsumos reales que se producen en EOS.
Así pues la forma de cálculo de este módulo en SAM deja bastantes dudas y muestra
una clara deficiencia en este aspecto.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
101
Pablo Manuel González Llanes
6.3.2 Simulación y resultados
En la última parte de la descripción de este programa, se va hacer una breve
explicación de cómo se realiza la simulación de la central ya caracterizada, y la
obtención de los resultados.
I. Run all simulations: Seleccionando la pestaña que indica tal opción, SAM
2009 comienza a realizar la simulación de la central de forma bastante más
rápida que EOS, teniendo en cuenta todos los valores de entrada que se le han
introducido en la caracterización de la planta. Una vez finalizada la simulación
aparecerá una serie de gráficas y tablas que muestran los resultados obtenidos
de forma esquemática.
Figura 6.3.2.1. Run all simulations
Figura 6.3.2.2. Gráficas y tablas de resultados
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
102
Pablo Manuel González Llanes
II. Configure Simulations: Si quisiéramos realizar una serie de simulaciones
concretas, dentro de una baraja de opciones que nos permite seleccionar
nuestro programa, en esta opción se nos permitiría configurar la que queramos
analizar. Si no acudimos a esta opción y arrancamos la simulación se
obtendrán los resultados básicos de la típica simulación.
Las distintas configuraciones de simulación son:
• Paramétricas
• Sensibilidad
• Optimización
• Estadística
• Sistemas múltiples
• Transporte a Excel
A continuación se muestra la pestaña de selección de esta opción y la pantalla
donde se elige el tipo de configuración.
Figura 6.3.2.3. Configuración de simulaciones.
Comparación de dos programas de simulación de centrales termosolares de canal parabólico
103
Pablo Manuel González Llanes
III. Choose base case sliders: Con esta opción podemos cambiar dinámicamente
una variable de entrada, y observar como varían las gráficas y tablas de
resultados obtenidos con respecto a los de la simulación base.
Figura 6.3.2.4. Deslizadores de resultados bases.
IV. Switch to graphs and results viewer: Con esta opción podemos volver
siempre que queramos a la página de muestra de resultados gráficos y de
tablas resumen de la simulación, sin tener que ir continuamente a la opción de
inicio de simulaciones.
Figura 6.3.2.5. Resultados gráficos y tabulados.
V. Export and View Data: Mediante esta opción podemos exportar,
principalmente importante su opción a Excel, todos los datos obtenidos de la
simulación, tanto los referenciados en las gráficas, como la mayoría de las
variables de salida de estudio de la central termosolar, analizando su evolución
horaria, mensual y anual. También nos muestra en la hoja Excel todas las
variables de entrada con las cuales hemos caracterizado la central.
Figura 6.3.2.6. Exportación de resultados de la simulación.