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Fluido Número de módulos (longitud lazo)



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Fluido

Número de módulos
(longitud lazo)


Salto térmico (ºC)

Caudal (kg/s)

Presión entrada (bar)

Aceite

46

100-150

7.5

15

56

200-250

7.5

15

74

300-350

7.5

15

Agua

70

50-100

5

10

76

150-200

5

30

Tabla 2. Casos analizados: salto térmico, longitud del lazo y caudal másico en condiciones de diseño (caso evacuado)



La longitud de los lazos que se han calculado para el caso evacuado se mantiene para cada uno de los lazos híbridos. Lo que ocurre en estos casos es que, al tener un funcionamiento térmico peor, el caudal másico será también ligeramente menor, y eso se traduce en una disminución de la energía térmica útil.
Una vez establecido el punto de diseño y todas las características del lazo, se ha realizado la simulación anual de plantas para calor de proceso con 10 lazos en paralelo. La disminución en la energía térmica útil, al emplear lazos hibridados en lugar de evacuados, queda todavía más de manifiesto en este caso, como puede verse en la siguiente Fig. 3, para aceite. El resto de los casos sería muy similar.

Fig.3. Energía térmica anual, en función de la hibridación, para una planta de 10 lazos. con aceite VP-1 entre 200-250ºC y lazos de 56 módulos
En el siguiente apartado se estudiará si la disminución del rendimiento térmico, y consecuentemente de la energía térmica útil, al adoptar una configuración de lazo híbrido puede compensarse con un menor coste al emplear receptores no-evacuados, de menor coste que los evacuados.
ANÁLISIS ECONÓMICO Y OBTENCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN ÓPTIMA
El análisis económico se ha hecho mediante el cálculo del coste levelizado del calor (LCOH, Levelized Cost Of Heat), que es el coste del calor generado en una instalación particular con una temperatura determinada del fluido de trabajo. De manera simplificada, para una planta de colectores Fresnel de pequeña concentración, sin acoplamiento a un sistema auxiliar fósil y sin almacenamiento térmico, el LCOH se define mediante la ecuación Ec. 3:




(3)

En la ecuación anteriore, IC (Mio.$) es el coste de inversión; CRF es la tasa de retorno de capital; OMC son los costes fijos de operación y mantenimiento (Mio.$) y Eth (MWhth) es la energía térmica anual producida.

Los datos económicos que se han utilizado se muestran en la tabla 3 y han sido tomados de referencias biliográficas actuales (Kurup and Turchi, 2015; Gabbrielli et alt., 2014).


Acondicionamiento del emplazamiento ($/m2)

20

Campo solar ($/m2)

100

Receptor evacuado ($/m2)

22

Receptor no-evacuado (% Receptor evacuado)

10%

Sistema del fluido térmico ($/m2)

47

Imprevistos (% IC)

7%

Ingeniería y construcción (% IC)

10%

OMC (% IC)

1% (no-evacuados)

2% (evacuados)



CRF

0.08

Tabla 3. Datos económicos para CLF aplicado a calor de proceso (Año de referencia: 2015)

Como se ve en la tabla 3, el coste del campo solar se ha estimado en 100$/m2, incluyendo el coste del receptor evacuado, que se ha estimado en 22$/m2. Este valor corresponde al tubo absorbedor del colector cilindro parabólico Ultimate Trough, y se ha adoptado también como una cota superior para el colector Fresnel (Kurup and Turchi, 2015). Se ha asumido que el coste del receptor no-evacuado es un 10% del coste del evacuado, aunque sería necesario hacer un análisis de sensibilidad para ver la influencia de este parámetro. Respecto a los costes de operación y mantenimiento, de acuerdo con U.S. Energy Information Administration (2013), una buena estimación para energías renovables es considerar que este valor es entre 1% y 2% de la inversión inicial. En este caso, se ha considerado que es 1% para módulos no-evacuados, por su simplicidad y robustez, y un 2% para módulos evacuados. De esta forma, el coste de O&M del lazo híbrido siempre está entre 1% y 2%. También en este caso sería preciso hacer un análisis de sensibilidad variando este parámetro, que se deja para cálculos futuros.



Fig.4. Variación del LCOH para una planta Fresnel híbrida, en función del salto térmico y de la configuración del lazo híbrido (Fluido: agua)






Fig.5. Variación del LCOH para una planta Fresnel híbrida, en función del salto térmico y de la configuración del lazo híbrido (Fluido: VP-1)


En la Fig. 4 se ha representado el LCOH para los dos casos considerados de agua presurizada (50ºC-100ºC; 150ºC-200ºC). En la Fig. 5 se ha representado la variación del LCOH al ir variando la proporción de módulos evacuados/no-evacuados, para el caso de aceite VP1 y para los 3 saltos térmicos considerados (100ºC-150ºC; 200ºC-250ºC; 300ºC-350ºC). A temperaturas bajas, resulta más económico trabajar con módulos no-evacuados, aunque el rendimiento térmico sea peor. Tal es el caso del aceite entre 100ºC-150ºC y el agua entre 50ºC-100ºC y entre 150ºC-200ºC. En el caso del agua presurizada, para ambos saltos térmicos compensa irse a tubo no-evacuado. Sin embargo, se observa que la ventaja del uso de no-evacuados es mayor en el caso de agua a temperatuas más bajas (50ºC-100ºC) que altas (150ºC-200ºC). A temperaturas medias de trabajo altas, como es el caso del aceite con un salto térmico 300ºC 350ºC, el óptimo económico es trabajar con lazos evacuados, puesto que las pérdidas térmicas a estas temperaturas son mayores, y la disminución en el rendimiento, asociada al uso de no-evacuados no compensa, aunque la inversión sea menor. Por último, existe una zona de temperaturas intermedias en la que sí se puede observar que hay una configuración híbrida óptima, con un número de módulos no evacuados al principio, siendo el resto de los módulos evacuados. Éste es el caso del VP-1 trabajando entre 200ºC-250ºC.
CONCLUSIONES
En este trabajo se ha demostrado la viabilidad económica de un nuevo diseño de lazo de colector Fresnel, que combina receptores de tubo no-evacuado con receptores de tubo evacuado. La aplicación concreta a la que va acoplado el campo solar de lazos híbridos es la obtención de calor de proceso, para la que se requieren temperaturas moderadas, por lo que el uso de Fresnel está especialmente indicado.
El análisis económico, realizado en base a simulaciones anuales, muestra que sí que puede existir una configuración óptima, dependiendo del salto térmico del fluido de trabajo en el campo solar. Se extrae también como conclusión que a temperaturas bajas (entre 50ºC y 150ºC, aproximadamente), el óptimo económico es el lazo no híbrido de tubos no-evacuados; de igual manera, a temperaturas altas (a partir de 300ºC), compensa económicamente trabajar con tubos evacuados. Todos estos resultados dependen del escenario económico que se considere.
AGRADECIMIENTOS
Este trabajo ha sido financiado por la Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED), a través del proyecto Independent Thinking 2017.
REFERENCIAS
Abbas R., Montes M.J., Piera M. and Martínez-Val J.M. (2012). Solar radiation concentration features in Linear Fresnel Reflector arrays. Energy Convers. and Manag. 54 (1):133-44.

Abbas R., Muñoz-Antón J., Valdés M., Martínez-Val J.M. (2013). High concentration linear Fresnel reflectors. Energy Convers. and Manag. 72:60-8.

Database for applications of solar heat integration in industrial processes (2018) http://ship‑plants.info/

Farjana S.H., Huda N., Mahmud M.A.P., Saidur R. (2018). Solar process heat in industrial systems – A global review. Renew. and sustainable Energy Reviews 82, 2270-2286.

Gabbrielli R., Castrataro P., Del Medico F., Palo M. Di, Lenzo B. (2014). Levelized cost of heat for linear Fresnel concentrated solar systems. Energy Procedia 49 (1340-1349)

Industrial-Solar (2018) https://www.industrial-solar.de/

Kurup P. and Turchi C. S. (2015). Parabolic Trough Collector Cost Update for the System Advisor Model (SAM). Tech Rep NREL/TP-6A20-65228 Natl Renew Energy Lab 2015:1–40.

Montes M.J., Abbas R., Muñoz M., Muñoz-Antón J., Martínez-Val J.M. (2017a). Advances in the linear Fresnel single-tube receivers: Hybrid loops with non-evacuated and evacuated receivers. Energy Convers. and Manag. 149, 318–333.

Montes M.J., Abbas R., Rovira A., Muñoz J., Martínez-Val J.M. (2017b). Thermoeconomic analysis of an advanced Linear Fresnel Collector plant coupled to an Organic Rankine Cycle. Proceedings of the 23nd SolarPACES conference, 26-29 September, Chile.

Morin G., Dersch J., Platzer W., Eck M., Häberle A. (2012). Comparison of linear Fresnel and parabolic trough collector power plants. Sol. Energy 86, 1-12.



U.S. Energy Information Administration EIA (2013). Levelized Cost of Electricity and Levelized Avoided Cost of Electricity. Methodology Supplement. Avalaible from: http://www.eia.gov/renewable/workshop/gencosts/


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