CENTRALES TERMOSOLARES.

Central termosolar de torre

Otro tipo de centrales térmicas son las termosolares, las cuales utilizan directamente la energía del Sol. Su inspirador, como el de muchas cosas que usamos y cuyo origen quizá desconocemos, fue Arquímedes. Dice la leyenda que en la defensa de Siracusa,  concentró los rayos del Sol por medio de espejos sobre las velas de las naves romanas incendiando los barcos. Como para conseguir el efecto era preciso contar con gran número de espejos de alta calidad y que los barcos estuvieran totalmente estáticos, no es probable que el general romano facilitara estas condiciones, puesto que además de velas contaban con remos. Ma, se non e vero e ben trovato…

Hay tres tipos de centrales solares térmicas cuyo principio básico de funcionamiento es el mismo: una extensión de terreno repleta de espejos móviles (o fijos) que captan los rayos del  Sol y los concentran en distintos elementos, bien en una torre, bien en un motor Stirling o una tubería situada sobre unos espejos cilindro parabólicos que contienen el líquido que se trata de calentar.

Esquema de funcionamiento. Central termosolar de torre

La central termosolar de torre, utiliza un conjunto de espejos orientables (denominados heliostatos) que concentran los rayos solares en un receptor situado en una torre. En esta, hay una caldera especial que por efecto de esa concentración de rayos solares, calienta agua hasta temperaturas que van de los 300ºC hasta cerca de los 1.000ºC. El vapor así obtenido mueve una turbina que a su vez mueve el generador. Las primeras centrales experimentales de este tipo se construyeron en Almería (España) y Nio (Japón) en 1981. El reto actual pasa por reducir los costes de construcción de las plantas termosolares de torre.

La central  termosolar disco-parabólica o disco-Stirling, utiliza un espejo en forma de disco parabólico para concentrar los rayos del sol en un motor Stirling situado en el foco de la parábola, por eso también se denomina central de disco-Stirling. El calor acumulado eleva la temperatura del aire, lo cual acciona el motor Stirling y mueve una turbina que genera electricidad. La planta de disco parabólico más conocida es la del desierto de Mojave (Estados Unidos). (Ver al final motor Stirling)

 

Central cilindro parabólica. Observar el tamaño de las personas en la fotografía.

Las centrales termo solares cilindro-parabólicas, usan espejos de grandes dimensiones en forma de cilindros parabólicos por cuyo eje discurre una tubería donde se concentran los rayos del sol. La tubería contiene un fluido que se calienta y genera vapor que mueve una turbina. Los espejos no tienen partes móviles como en las centrales de torre.

Estas centrales son las más prometedoras desde el punto de vista comercial, las centrales cuya tecnología se considera más madura en estos momentos, y que supone más del 95% de la potencia de generación termosolar instalada en España. El fluido portador de calor, esto es, el fluido que transportará la energía que es captada en los concentradores cilindroparabólicos, entra por uno de los extremos a una temperatura y con una velocidad determinados, y sale por el otro extremo a una temperatura muy superior. Para solucionar los problemas que causaba la vaporización del agua en puntos intermedios del recorrido, se adoptó el uso de otros fluidos que no cambian de estado entre un extremo y otro de la línea.

De todos los fluidos posibles, los orgánicos sintéticos son los que mayores ventajas presentan, y entre ellos destaca la mezcla de óxido de difenilo al 26,5% en peso y bifenilo al 73,5%. Esta mezcla presenta el mejor compromiso entre coste y prestaciones, aunque presenta grandes dificultades en su manejo.  A este fluido se le denomina habitualmente HTF (Heat Transfer Fluid).

El calor absorbido por el HTF es transferido, por intercambiadores de calor, a un circuito de agua para generar vapor. El vapor generado es entonces conducido hasta la turbina de vapor, donde se transforma en energía mecánica rotativa, con un excelente rendimiento teniendo en cuenta la baja temperatura del vapor (380ºC). El rendimiento de esta transformación oscila entre el 27% y el 40%.

El agua, que había sido presurizada hasta los 50 y los 100 bares de presión, se vaporiza y se sobrecalienta hasta los 380ºC mientras el HTF se enfría hasta los 290ºC. A esa temperatura el HTF se devuelva al campo solar para que el ciclo se inicie de nuevo.

El vapor a la salida de la turbina ya no tiene capacidad para realizar trabajo mecánico. Pero representa un caudal de agua desmineralizada, de unos 54 Kg/segundo (cuando la planta está a plena carga), se condensa y vuelve a tener forma líquida.

El lugar donde se realiza la captación de radiación y su posterior transferencia en forma de calor al HTF se denomina campo solar y es una vasta extensión de terreno de aproximadamente 2 hectáreas por MW eléctrico instalado. Así, una planta de 49,9 MW, la máxima posible de acuerdo con la actual legislación española que limita a 50 MW la generación en régimen especial con derecho a percepción de una prima por cada MWh exportado a la red eléctrica, ocupa unas 100 hectáreas.

Las condiciones del país son muy favorables para instalar plantas termosolares, ya que dispone de abundantes horas de sol y amplias zonas desérticas. Las primeras centrales experimentales, conocidas como SSPS/CRS y CESA 1, se construyeron en Tabernas (Almería) en 1981 y 1983.

En 2007 se puso en marcha en Sanlúcar la Mayor (Sevilla) la PS10, primera central termosolar de torre comercial del mundo, construida por la multinacional andaluza Abengoa. La planta de 11 MW, produce electricidad mediante 634 helióstatos. Cada uno de estos helióstatos tiene una superficie de 121 metros cuadrados que concentra los rayos del sol en lo alto de una torre de 114 metros de altura donde está instalado un receptor solar y una caldera, desde ahí, el vapor es enviado a una turbina de vapor situada en un edificio anexo a la torre. La turbina mueve el generador, que produce la electricidad.

La segunda de estas plantas, la PS20, con capacidad para producir 20 MW mediante más de 1.200 helióstatos del mismo tamaño que los de PS10, que concentran la luz solar en un receptor colocado en una torre de 165 m de altura, concluyó sus pruebas satisfactoriamente, y comenzó su explotación comercial a finales de abril de 2009. A estas dos centrales se unirían posteriormente Solnova 1, Solnova 3 y Solnova 4 de 50 MW cada una con tecnología de colectores solares cilindroparabólicos.

Simultáneamente se construyeron dos plantas de 50 MW Andasol 1 y Andasol 2 en otra zona de Andalucía, mediante la promoción conjunta de ACS, Cobra y Sola Millennium Group. Cada una de ellas posee 510.120 m² de colectores solares cilindroparabólicos y 6 horas de almacenamiento de energía térmica. Las centrales Andasol son las primeras en Europa de su tipo. Cada una de ellas generará la energía necesaria para unas 200.000 personas y fueron en su momento las más grandes del mundo por superficie colectora.

Por su parte, la planta de energía solar por concentración Gemasolar, de 19.9 MW, utiliza un sistema de almacenamiento térmico de sales fundidas con gran capacidad de absorción calorífica, que permite producir electricidad durante 15 horas en ausencia de sol. Esta central solar térmica, ubicada en la provincia de Sevilla, posee un receptor de torre central de 140 m de altura y un campo solar formado por 2.650 heliostatos, cada uno de ellos de 120 m².

A partir de enero de 2008 se pusieron en marcha nuevos proyectos de energía solar térmica, que han ido entrando en servicio entre 2010 y 2013, encontrándose actualmente en explotación plantas con una potencia conjunta cercana a los 3 GW, la mayoría con capacidad de almacenamiento de energía.

Como consecuencia de la crisis económica y los consiguientes recortes del gasto público, se han reducido las primas a la energía solar térmica, dando como consecuencia la paralización de todos los proyectos que no habían pasado a la fase de ejecución, no habiendo en la actualidad (2014) ninguna central en construcción.

En 2011 estaban en funcionamiento 26 centrales termo solares de las 61 aprobadas por el Ministerio de Industria.

España es una potencia mundial en energía termosolar. Es uno de los pocos sectores en los que España es indiscutible líder mundial, ya que el conjunto de las centrales solares termoeléctricas instaladas en nuestro país suponen el 72,85% de toda la potencia instalada en el planeta. Probablemente es una de las causas, entre otras, de que seamos de los líderes mundiales en electricidad cara.

Si se descuenta la energía que se consume para construir una central de éstas y, que sustituyen extensiones verdes dedicadas anteriormente a cultivos agrícolas o forestales, no cabe duda de que son una de las centrales de funcionamiento más limpio. Su principal problema es que el kilovatio hora producido cuesta una fortuna. Por lo que si no cuentan con fuertes subvenciones, no son rentables para la empresa y si las reciben no son rentables para el consumidor contribuyente.

La energía eléctrica es muy importante para la vida diaria, de los ciudadanos, pero mucho más para las industrias, que generan grandes consumos y en las que representa costes muy elevados. En mi actividad profesional conozco algunas en las que la partida de coste más elevada de su cuenta de pérdidas y ganancias,  por encima del coste de personal (sueldos+seguridad social), es la electricidad. De hecho, en una de ellas del sector de termoplásticos, la electricidad y el transporte (otro coste asociado al coste de la energía) de sus productos, supera la suma del resto de los costes de producción, excluidas las materias primas. Y ello, teniendo en cuenta que los precios a los que se paga la electricidad, ya están primados por otras vías. Es una carga insoportable para la competitividad en la actual situación de mercado  libre con el resto de empresas europeas de su sector.

Al final de esta serie sobre la energía expondré los datos de coste de que dispongo de cada uno de los sistemas de producción de electricidad.

PARQUES EÓLICOS

 

La tradición del uso de los molinos de viento se ha recuperado hace poco. No queda prácticamente paisaje europeo abierto que no se vea erizado de blancos y esbeltos molinos de aspas aerodinámicas. Convierten la energía cinética del viento en la rotación de un alternador que genera electricidad. La energía aprovechable por unidad de superficie del viento es muy pequeña, por lo que la manera de optimizar su uso es con muchos molinos cercanos: son los llamados parques eólicos constituidos por decenas o centenares de aerogeneradores.

En principio, la forma de producción es respetuosa con el medioambiente y se supone que barata. La realidad es que el aprovechamiento de la energía eólica tiene infinidad de problemas que no por sutiles y poco difundidos dejan de existir.

El principal problema es que la energía eólica “no es gestionable”. Lo que significa que los responsables de las redes eléctricas nacionales,  no tienen manera de adecuar la producción a la previsión y la programación que son imprescindibles para garantizar el suministro. Que la producción dependa del aleatorio e incontrolable factor de que el viento sople, hace que la energía eólica siempre tenga un límite superior si no se quieren introducir inestabilidades en la red.

Incluso por debajo de esos límites, que algunos países sitúan entre el 5 y el 10% por ciento de la producción eléctrica total, los parques eólicos tienen que estar respaldados por otras fuentes energéticas gestionables. Todas las fuentes de energía eléctrica están conectadas a la red del país. En el caso de los parques eólicos, la energía que pueden suministrar es impredecible, por lo que algunas centrales de producción estable, como las térmicas de combustibles fósiles o nucleares, han de funcionar en el llamado régimen de respaldo. Esto implica, que funcionen a un régimen inferior al óptimo que suele estar entre el 85 y el 90 por ciento. Cuando el viento flaquea, las centrales de respaldo tienen que aumentar su producción de forma inmediata. El problema es que en esa circunstancia no sólo sale más caro su kWh, dañando así la productividad, sino que, al hacer variar el régimen, la posibilidad de  averías crece de forma exponencial.

Hay que tener en cuenta que con mucha frecuencia tanto el cese de viento, como su presencia con gran fuerza, puede ser instantáneo. Así pues, sepa que cuando vea los molinos parados está aumentando el precio de la energía eléctrica y además se está consumiendo más fuel, gas o carbón. Incluso las nucleares actúan de respaldo. Sobre todo si se cumple el proyecto de comprar energía de respaldo para los parques eólicos a Francia, país donde la inmensa mayoría de energía es de origen nuclear y por tanto muy barata.

Los aerogeneradores tienen otros inconvenientes técnicos. Por ejemplo, los cables de alta tensión que conectan a todos los molinos entre si y a la red, transportarán desde cero hasta el máximo de potencia instalada, o sea no hay un flujo medio constante. Esto significa que tienen que ser unas cuatro veces más gruesos que los convencionales. Es decir, mucho más caros.

Por otro lado, el viento no puede superar cierta velocidad, porque generaría inestabilidades en el aerogenerador, e incluso lo podría derribar. Colaboré profesionalmente con una empresa danesa que quiso instalarse en España para producir aerogeneradores, con destino al mercado chino donde tenía importantes contratos. Contaban con hélices de paso variable (como los modernos aviones de turbohélices) para aprovechar mejor las condiciones del viento y con cajas de cambio automáticas y sistemas de frenado, que regulaban de forma automática las revoluciones trasladadas a la turbina para que se mantuvieran dentro de ciertos límites. En caso de rebasar el límite máximo de revoluciones permitido, se desconectaban de la turbina para no dañarla. Por tanto, si no hay viento o si lo hay en exceso, entran en fase CERO de generación eléctrica. Aunque me expusieron la dificultad técnica de evitar esta situación, ignoro si los avances técnicos la han solucionado.

Hay muchos otros problemas técnicos derivados todos de la imprevisibilidad del viento, que poco a poco se están solucionando aunque siempre encareciendo todavía más la energía eólica.

Por otro lado, las ventajas son indudables. Aparte del costo energético de construir el aerogenerador, que tiene paredes muy gruesas de hierro, cimientos portentosos en lugares bastante inaccesibles (incluso en el mar), etc., la producción es relativamente barata si no se cuenta el mantenimiento técnico de los parques. Además, los molinos pueden coexistir con usos agrícolas y ganaderos, aunque normalmente se instalan en lugares inhóspitos que no sirven para nada de provecho. Incluso se colocan en el mar.

Otro problema es la mortandad que ocasionan a la avifauna. En Estados Unidos, la Sociedad Americana de Conservación de  Aves, (artículo publicado por Newsweek el 19 de abril de 2010), estimaba que las muertes de aves por los aerogeneradores (solo 25.000 instalados en USA en esa fecha) alcanzaba una cifra entre 125.000 y 275.000 por año.

El proyecto de la Administración Obama de producir el 20% de la energía necesaria al país por este medio, supondría la instalación de 186.000 aerogeneradores, que ocuparían una superficie  similar a la del estado de Virginia Occidental, unos 63.000 Km2, ya que para que sean eficientes deben mantener unas distancias importantes entre las diversas líneas de ellos (aprox. unos 500 metros). Las cifras de aves muertas podrían ser escalofriantes.

Otro efecto que al parecer se ha detectado, es la progresiva desertización de las zonas anexas a los parques eólicos de grandes dimensiones. No poseo de momento la documentación adecuada para opinar sobre este aspecto concreto, por lo que lo dejo en suspenso.

El país que más energía eólica tiene instalada es Alemania seguido,  de España, que cuenta con el mismo parque eólico que todo Estados Unidos. A cierta distancia le siguen países como la India, Dinamarca y China, entre otros.

Reproduzco una ilustración encontrada en internet, donde se ponen de manifiesto de forma gráfica, los aspectos negativos de los parques eólicos.

 

Motor Stirling

El motor Stirling fue inventado en 1816 por el Reverendo escocés R. Stirling quien lo concibió como un motor diseñado para rivalizar con el motor de vapor. En la práctica su uso se redujo a aplicaciones domésticas por casi un siglo. Los motores Stirling tienen una alta eficiencia, si se los compara con los motores de vapor, y gran facilidad para ser aplicados a cualquier fuente de calor. Estas ventajas están haciendo que vuelva a tener interés este tipo de motores, y su aplicación en sistemas captadores de energías renovables.

Un motor Stirling es técnicamente, un motor térmico de ciclo cerrado regenerativo con un fluido gaseoso permanente en su interior.

En lenguaje llano, es un motor formado por uno (o varios) cilindros herméticos que contienen un fluido o gas a presión. Tiene dos culatas, una caliente, en un extremo, y fría en el opuesto. Al calentarse el fluido de la parte caliente por un medio externo, se dilata y empuja el cilindro (émbolo) al tiempo que se enfría. Cuando la compresión llega al límite, la inercia del volante, que ya ha rebasado el punto de retorno, mediante la biela que lo enlaza al mecanismo, vuelve a empujar el embolo en el sentido opuesto. Allí, de nuevo el fluido que se ha vuelto a calentar, al expandirse, empuja de nuevo el émbolo,  iniciando de nuevo el ciclo.

En España, en la Plataforma Solar de Almería (centro experimental), se han construido equipos formados por grandes discos parabólicos que reflejan y concentran la luz solar hacia un motor Stirling, el cual produce energía mecánica que mediante un alternador es transformada en energía eléctrica. Son modelos experimentales y demostrativos de gran rendimiento.

Esta tecnología se considera que será de gran aplicación para regiones donde hay gran número de pobladores dispersos, a los cuales sería muy costoso llegar con red eléctrica.

Fuentes.

*WIKIPEDIA, Para las imágenes y datos complementarios.

*El ecologista Nuclear. Profesor Juan José Gómez Cadenas.

*Revista Newsweek. Diversos artículos y noticias sobre temas de energía.