En 2020 empezará el desarrollo a gran escala de las torres de CSP con sales fundidas
El sector de la CSP estará preparado para que el despliegue de las centrales de torre con sales fundidas se produzca entre 2018 y 2020, según han avanzado varios consultores del sector a New Energy Update.
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Las sales fundidas de nitrato y potasio se utilizan para el almacenamiento energético en muchas centrales de CSP, pero la central de 110 MW Crescent Dunes de Nevada y la de 20 MW Gemasolar al sur de España son las únicas centrales de torre comerciales que utilizan sales fundidas como fluido de transferencia de calor (HTF) además de para el almacenamiento.
Estas dos centrales dejarán pronto de ser las únicas, pues en junio se construirá el proyecto de 150 MW Noor III de Marruecos y está previsto que el proyecto de 100 MW Shouhang Dunhuang de China también se complete en 2018. Hay dos proyectos más de torre con sales fundidas en desarrollo, el proyecto Aurora de 150 MW en Australia y la ampliación de 100 MW al proyecto de la DEWA en los EAU (que integra la ampliación de 700 MW también con tecnología de sistema cilíndrico-parabólico), y se espera que se terminen antes de 2020.
Para después de 2020 hay muchas centrales de torre con sales fundidas en fase de planificación o de desarrollo, como el proyecto de 250 MW TuNur en Túnez, el proyecto híbrido CSP-PV de 240 MW Copiapo en Chile, el proyecto de 100 MW Redstone en Sudáfrica y otros siete proyectos en China que suman 535 MW de capacidad.
Ralf Wiesenberg, director ejecutivo de AF Aries Energy, dijo que las torres con sales fundidas pueden llegar a convertirse en la tecnología de CSP más extendida, pero “al menos debe haber cinco” centrales de ese tipo en funcionamiento comercial para que se extienda su despliegue.
“El diseño está probado, pero para que se produzca una mayor aceptación y una posible reducción de los costes necesitamos que haya más centrales en funcionamiento”, explicó.
Las torres ofrecen eficiencias mayores
Las torres con sales fundidas tienen más posibilidades de ser objeto de una reducción de costes que la tecnología de sistema cilíndrico-parabólico, siempre que se cumplan determinadas condiciones, tal y como explicaron Sergio Relloso y Yolanda Gutiérrez en una publicación reciente sobre la participación de SENER en Noor III. Estas condiciones —es decir, unos niveles altos de DNI, una baja atenuación atmosférica y la necesidad de almacenamiento— se dan en países como Chile, Sudáfrica, Australia y Marruecos.
Juan Ignacio Burgaleta, consultor de ingeniería y antiguo director de tecnología en Torresol, está de acuerdo en que la combinación de torres con sales fundidas y una capacidad de 150-200 MW presenta un futuro prometedor. Burgaleta, quien supervisó la primera central de torre con sales fundidas del mundo de a escala piloto en el sur de España, aseguró que el sector estaría listo para un mayor despliegue a principios de este año, con Noor III como “factor clave”.
Noor III es importante porque es mayor que ninguna de las centrales existentes en todos los parámetros relevantes y puede por tanto demostrar la viabilidad de las centrales de torre con sales fundidas a una escala superior, explicó Burgaleta. Noor III tendrá una capacidad de 150 MW, 1,3 veces más que Crescent Dunes y 7,5 veces más que Gemasolar. Pese a que solo ofrece 7 horas de almacenamiento (frente a las 10 horas de Crescent Dunes y 15 de Gemasolar), sus depósitos serán de mayor volumen. Cada helióstato de Noor III medirá 180 m2, un 50 % más que los 120 m2 del resto de proyectos. El campo solar de Noor III tendrá un número mayor de helióstatos que los otros proyectos. Además, su torre se elevará a una altura de 240 m, superior a los 195 m y 140 m de Crescent Dunes y Gemasolar, respectivamente.
Las centrales de sistema cilíndrico-parabólico siguen sumando en el grueso de capacidad global de CSP, pese a los grandes beneficios que han obtenido las tecnologías de torre en los últimos años. No obstante, muchos interlocutores del sector son optimistas respecto del futuro de las torres solares. Tal y como dijo Frank Wouters, director de la EU GCC Clean Energy Network, a New Energy Update: “El incremento de la eficiencia en las torres supondrá una ventaja competitiva frente al sistema cilíndrico-parabólico en ubicaciones con las condiciones solares adecuadas”.
Hasta la fecha, la mayoría de torres de CSP, como las de la central de 392 MW Ivanpah de California y la de 50 MW Khi Solar One en Sudáfrica, han utilizado agua como fluido de transferencia de calor.
De las centrales (con una capacidad de 10 MW o superior) que hay actualmente en funcionamiento, solo Crescent Dunes y Gemasolar utilizan sales fundidas como fluido de transferencia de calor (Imagen cortesía de: CSP Today Global Tracker)
Aprender de proyectos reales
Se espera que las sales fundidas, un material de alta densidad que se convierte a estado líquido a altas temperaturas y tiene la capacidad de almacenar una gran cantidad de energía, contribuirá a proporcionar a las centrales de torre los niveles de eficiencia necesarios para competir con los sistemas cilíndrico-parabólicos en regiones con una radiación directa normal (DNI) elevada.
Las sales fundidas desempeñan dos funciones en Crescent Dunes y pronto harán lo mismo en Noor III y Dunhuang: primero, estas se bombean a la torre, donde el intercambiador de calor las calienta desde unos 550 grados Fahrenheit (290 Celsius) hasta unos 1050 Fahrenheit (550 Celsius). A continuación, se almacenan en un depósito para utilizarse en la generación de electricidad durante los picos de demanda.
Hay un déficit de herramientas adecuadas para realizar una simulación precisa de las centrales de sales fundidas, y los simuladores normalmente desconocen las limitaciones reales y la configuración del receptor que tratan de representar, según arguyeron Relloso y Gutiérrez en su artículo publicado en las actas de la conferencia AIP del American Institute of Physics. Esto podría generar diferencias notables entre los resultados anuales simulados y las centrales reales, añadieron.
“Puede haber miles de alternativas cuando se combinan los intervalos de diseño del tamaño del campo solar, la potencia de la turbina y la capacidad de almacenamiento, y cada opción puede derivar en un coste medio teórico de generación de electricidad distinto. Entonces resulta de capital importancia disponer de un software de simulación capaz de calcular de forma precisa el rendimiento anual de la central, estimar el coste del proyecto (con vistas al diseño) y gestionar cientos de alternativas de diseño de un modo iterativo.
La experiencia de Gemasolar ha permitido a SENER afinar su software SENSOL para simular con precisión las limitaciones del receptor y la estrategia para los helióstatos. Por ejemplo, se descubrió que en Gemasolar la relación de concentración de energía era tan alta (1136:1) que, si todos los helióstatos del campo se dirigieran al centro del receptor, el flujo de incidencia alcanzaría niveles pico por encima de los 2000 kW/m2. En estas condiciones, los tubos receptores sufrirían daños irreparables en unos pocos ciclos de operación.
Con la puesta en marcha de Noor III y Dunhuang, y posteriormente de Aurora y DEWA, la capacidad global de torres con sales fundidas aumentará en 10 veces, con lo que los promotores deberían poder confiar en disponer de datos realistas suficientes para unirse al amplio despliegue de forma segura.
Por Nadav Shemer
Traducción de Vicente Abella Aranda