anÁlisis del rendimiento Óptico y tÉrmico del …
TRANSCRIPT
PROGRAMA ACADÉMICO DE INGENIERÍA EN ENERGÍA
ANÁLISIS DEL RENDIMIENTO ÓPTICO Y TÉRMICO DEL COLECTOR
CILÍNDRO PARABÓLICO UTILIZADO EN LA PLANTA CCC AGUA PRIETA ll,
SONORA.
Tesina presentada como requisito parcial para optar al título de:
Licenciado en Ingeniería en Energía
Presenta:
García Chávez Luis Angel
Asesor interno: Dr. Éber Enrique Orozco Guillén
Asesor externo: M.E.R. Francisco Guillermo Castro Valdés
Agua prieta, Sonora; Diciembre del 2015
Universidad Politécnica de Sinaloa
2
Dictamen de aprobación
3
Dedicatoria
La presente tesina se la dedico a mi madre, que gracias a su apoyo y consejos he
podido crecer como persona. Es la persona que me ha orientado por un buen
camino y que en todo momento se ha preocupado por brindarme los recursos
necesarios para alcanzar mis objetivos personales y académicos.
4
Agradecimientos
A mi madre, por apoyarme en todo momento, por sus consejos y por la motivación
que siempre me ha dado para seguir adelante en mis metas.
A mis hermanos, quienes muchas veces me brindaron su apoyo y forman parte
importante en mi vida.
A mis amigos, por todas las experiencias que tuvimos durante este periodo y por
siempre brindarme su confianza y apoyo.
A los ingenieros de la planta CCC Agua Prieta II, por brindarme su apoyo durante
todo el periodo de mi estadía.
A mis maestros de la Universidad Politécnica de Sinaloa, por brindarme su tiempo
y todo el conocimiento que me ayudo a mi formación profesional.
5
Resumen
El proyecto tiene como objetivo obtener el rendimiento del sistema del campo solar
de la planta CCC Agua Prieta II, para ello se tomara en cuenta un análisis óptico,
geométrico y térmico durante su proceso, es decir, desde la captación de los rayos
solares por los colectores hasta el aumento de temperatura provocado al fluido
térmico que pasa por el tubo absorbedor. En esta investigación es necesario realizar
un estudio detallado de las condiciones climatológicas de la zona, el
posicionamiento del sol con respecto a la superficie del terreno y además las
características físicas, químicas y mecánicas de los materiales de construcción
utilizados en la tubería y los colectores cilindro parabólico, los cuales pueden afectar
al correcto funcionamiento del sistema para el calentamiento del fluido. De igual
manera, para complementar y obtener datos adecuados se deben tomar en cuenta
varios recorridos al sitio para conocer los diferentes equipos que integran el campo
solar, así como la orientación geográfica y el arreglo que utilizan los colectores para
lograr la mayor captación solar. A partir de lo anterior, se aplican fundamentos físico-
matemáticos para relacionar los datos adquiridos y poder obtener el resultado de la
capacidad energética producida por el campo solar para la producción de vapor, el
cual se hará llegar a las turbinas para generar electricidad y satisfacer la demanda
energética en diferentes zonas del país. La finalidad del proyecto es realizar las
comprobaciones teóricas del rendimiento del colector en su proceso, antes de poner
en completo funcionamiento el campo solar.
Palabras clave: Rendimiento, Colector, Energía, Térmica.
6
Abstract
The present project aims to obtain the global performance of solar field of the CCC
Agua Prieta II, for this has been taken into account a optical, geometrical and thermal
analysis during the process, that is, since capturing the Sun's rays by collectors to
the increase in temperature caused to thermal fluid flowing through the absorber
tube. In this research, it is necessary to make a detailed study about climatic
conditions of the area, the positioning of the Sun with respect to the surface of the
earth and also the physical, chemical and mechanical characteristics of the
construction materials used in pipe and cylindrical parabolic collectors, which can
affect the proper functioning of the system for fluid heating. Similarly, to complement
and to obtain appropriate data should be taken several walks on the site to know the
different equipment’s that make up the solar field, as well as the geographic
orientation and arrangement used by collectors to achieve the greater solar
capturing. Based on the above, physico-mathematical foundations apply to relate
the collected data and to obtain the result of energy capacity produced by the solar
field for the production of steam, which will be sent to the turbines for generating
electricity to supply the energy demand in different parts of the country. The purpose
of the project is to make theoretical checks of the collector performance in its
process, before being put up in fully operational the solar field.
Key words: Efficiency, Collector, Energy, Thermal.
7
Índice
Resumen ................................................................................................................. 5
Abstract ................................................................................................................... 6
Lista de figuras ........................................................................................................ 9
Lista de tablas ......................................................................................................... 9
Introducción ........................................................................................................... 10
Capítulo 1. Marco contextual ................................................................................. 11
1.1. La empresa .............................................................................................. 11
1.1.1. Antecedentes históricos ..................................................................... 11
1.1.2. Descripción del departamento de trabajo .......................................... 12
1.1.3. Organigrama de CFE – Producción Región Noroeste ....................... 13
1.2. Planteamiento del problema ..................................................................... 13
1.3. Justificación .............................................................................................. 13
1.4. Objetivos .................................................................................................. 14
1.4.1. Objetivo general ................................................................................. 14
1.4.2. Objetivos específicos ......................................................................... 14
Capítulo 2. Marco teórico ...................................................................................... 15
2.1 Energía solar térmica ............................................................................... 15
2.2 Radiación solar ........................................................................................ 15
2.3 Colector solar cilindro parabólico ............................................................. 16
2.3.1. Reflector ............................................................................................ 16
2.3.2. Tubo absorbente ................................................................................ 16
2.3.3. Sistema de seguimiento solar ............................................................ 17
2.4. Estructura del campo solar Agua Prieta ................................................... 17
2.5 Capacidad mundial de plantas termosolares ........................................... 18
Capítulo 3. Metodología ........................................................................................ 19
3.1 Análisis óptico-geométrico ....................................................................... 20
3.2 Análisis térmico ........................................................................................ 21
Capítulo 4. Resultados y discusiones .................................................................... 26
4.1. Resultados ............................................................................................... 26
4.1.1. Coordenadas geográficas .................................................................. 26
4.1.2. Condiciones climatológicas ............................................................... 26
8
4.1.2.1. Temperatura ................................................................................ 26
4.1.2.2. Radiación solar ........................................................................... 28
4.1.3. Recorrido solar .................................................................................. 28
4.1.4. Características de los materiales del sistema del campo solar ......... 29
4.1.4.1. Bombas principales de recirculación ........................................... 29
4.1.4.2. Colector cilindro parabólico ......................................................... 30
4.1.4.3. Tubo absorbedor ......................................................................... 31
4.1.4.4. Aceite térmico ............................................................................. 32
4.1.6. Análisis óptico .................................................................................... 34
4.1.6.1. Angulo de incidencia ................................................................... 34
4.1.6.2. Eficiencia óptica .......................................................................... 35
4.1.6.3. Energía absorbida ....................................................................... 36
4.1.7. Análisis térmico .................................................................................. 36
4.1.7.1. Energía útil .................................................................................. 36
4.1.7.2. Eficiencia térmica ........................................................................ 39
4.2. Discusiones .............................................................................................. 39
Capítulo 5. Conclusión y recomendación .............................................................. 40
Bibliografía ............................................................................................................ 41
Anexos .................................................................................................................. 44
9
Lista de figuras
Fig. 1. Organigrama del departamento “Subgerencia Regional de Generación
Termoeléctrica Norpacífico”...…………………………………………………………..12
Fig. 2. Organigrama de la Gerencia Regional de producción Noroeste…...………13
Fig. 3. Vista área de la ubicación geográfica de CCC Agua Prieta II.....................26
Fig 4. Tendencia de la temperatura promedio mensual en Agua Prieta…………..27
Fig. 5. Recorrido solar el 21 de junio en CCC Agua Prieta II………......…………..29
Fig 6. Módulo del colector cilindro parabólico………………………………………...44
Fig 7. Conjunto de módulos cilindro parabólico………………………………………44
Fig. 8. Plano del campo solar…………………………………………………………..45
Lista de tablas
Tabla 1. Componentes del campo solar ................................................................ 18
Tabla 2. Temperatura promedio mensual de Agua Prieta 2005-2010. .................. 27
Tabla 3. Radiación normal directa mensual en Agua Prieta 2005-2010. ............... 28
Tabla 4. Características de las bombas principales de recirculación. ................... 30
Tabla 5. Características del colector solar Astro 180. ........................................... 30
Tabla 6. Características del absorbedor SCHOTT PTR 70. .................................. 31
Tabla 7. Características del aceite Therminol VP-1. ............................................. 32
Tabla 8. Características del aceite Therminol VP-1 a diferentes temperaturas. .... 32
Tabla 9. Ángulos de declinación y de incidencia de los días promedio de cada
mes. ...................................................................................................................... 34
10
Introducción
Durante los últimos años la energía solar ha tenido un amplio estudio para la
creación y mejora de nuevas tecnologías que puedan aprovechar la radiación solar
que llega a nuestro planeta. Este tipo de energía tiene diferentes aplicaciones, sin
embargo, un uso muy común es en el área térmica para el calentamiento de fluidos
tanto en el sector industrial o doméstico, a través de colectores cilindro parabólico.
Las investigaciones sobre nuevas fuentes de energía son muy importantes para
conocer su funcionamiento y ventajas, ya que pueden funcionar como una gran
solución a las problemáticas ambientales que se encuentran actualmente en nuestro
planeta, mitigando los gases de efecto invernadero que producen el uso excesivo
de combustibles fósiles y que traen como consecuencia el cambio climático.
Actualmente, México está comenzado a tener un mayor interés en el desarrollo de
proyectos renovables para la producción de energía eléctrica, uno de ellos es la
planta CCC Agua Prieta ll ubicada en el estado de Sonora. Esta planta cuenta con
un campo solar de colectores cilindro parabólico que utilizan aceite térmico a altas
temperaturas para la producción de vapor, el cual se utiliza en la turbina de vapor
para generar electricidad y entregarla a la red eléctrica nacional.
En esta tesina, se muestra un análisis óptico, geométrico y térmico del sistema del
campo solar instalado en la planta de Agua Prieta con solamente resultados
teóricos, debido a que la etapa de pruebas de equipos, puesta en servicio y pruebas
de desempeño no fueron posibles durante el periodo de investigación. Para obtener
un análisis adecuado del sistema, es necesario realizar un estudio de diferentes
factores que intervienen en el proceso, como las características de construcción del
colector cilindro parabólico y las condiciones climatológicas de la zona de
instalación, principalmente radiación solar y temperatura, las cuales pueden llegar
a afectar el rendimiento del colector cilindro parabólico al momento de querer elevar
a la temperatura deseada el aceite térmico.
11
Capítulo 1. Marco contextual
1.1. La empresa
1.1.1. Antecedentes históricos
La Comisión Federal de Electricidad (CFE), fue creada por el gobierno federal el 14
de agosto de 1937, con el objetivo de organizar y dirigir un sistema nacional de
generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, basado en principios
técnicos y económicos, sin propósitos de lucro y con la finalidad de obtener con un
costo mínimo, el mayor rendimiento posible en beneficio de los intereses generales.
Los primeros proyectos de generación de energía eléctrica de CFE se realizaron en
Teloloapan (Guerrero), Pátzcuaro (Michoacán), Suchiate y Xía (Oaxaca), y Ures y
Altar (Sonora). En 1938 CFE tenía una capacidad de 64 kW, misma que, en ocho
años, aumentó hasta alcanzar 45 594 kW, hacia 1960 la CFE aportaba el 54% de
los 2308 MW de capacidad instalada en el país. Sin embargo, a pesar de los
esfuerzos de generación y electrificación, para esas fechas apenas 44% de la
población contaba con electricidad. Por eso el presidente Adolfo López Mateos
decidió nacionalizar la industria eléctrica, el 27 de septiembre de 1960.
En esa década la inversión pública se destinó en más de 50% a obras de
infraestructura. Se construyeron importantes centros generadores, entre ellos los de
Infiernillo y Temascal, y se instalaron otras plantas generadoras alcanzando, en
1971, una capacidad instalada de 7,874 MW. Al finalizar esa década se superó el
reto de sostener el ritmo de crecimiento al instalarse, entre 1970 y 1980, centrales
generadoras que permitieron alcanzar una capacidad instalada de 17,360 MW.
En los años 80 el crecimiento de la infraestructura eléctrica fue menor que en la
década anterior, principalmente por la disminución en la asignación de recursos a
la CFE. No obstante, en 1991 la capacidad instalada ascendió a 26,797 MW.
A inicios del año 2000 se tenía una capacidad instalada de generación de 35,385
MW, cobertura del servicio eléctrico del 94.70% a nivel nacional, una red de
transmisión y distribución de 614,653 km y más de 18.6 millones de usuarios. A
12
Fig. 1. Organigrama del departamento “Subgerencia Regional de Generación
Termoeléctrica Norpacífico”. [3]
partir octubre de 2009, CFE es la encargada de brindar el servicio eléctrico en todo
el país. [1] Para el año 2014, la infraestructura de generación estaba integrada por
215 centrales, con 1,081 unidades de generación. En conjunto, la capacidad
instalada era de 54,374.7 MW. [2]
1.1.2. Descripción del departamento de trabajo
La Subgerencia Regional de Generación Termoeléctrica Norpacífico, tiene como
objetivo principal dirigir la operación de las centrales termoeléctricas y planeación
de los mantenimientos, administrando los recursos humanos y materiales para
alcanzar los objetivos negociados en los índices de gestión y aplicando las políticas
de calidad. También, es la encargada de coordinar la elaboración y asignación del
presupuesto de gasto de inversión y explotación de sus centrales eléctricas, así
como vigilar y controlar el ejercicio del mismo, aplicando la planeación estratégica y
operativa para lograr los objetivos de los indicadores clave de la subgerencia
regional. Además, valida y autoriza sus estados financieros. [3]
13
1.1.3. Organigrama de CFE – Producción Región
Noroeste
1.2. Planteamiento del problema
Se comienzan a realizar las pruebas de puesta en servicio en la planta CCC Agua
Prieta ll por lo que es necesario tener conocimiento previo y teórico sobre los
sistemas instalados, sin embargo, la empresa todavía tiene escaza información
sobre el funcionamiento y rendimiento del colector cilindro parabólico para el
calentamiento del fluido.
1.3. Justificación
Actualmente es muy importante realizar investigaciones acerca de producción de
energía a través de sistemas que funcionan con fuentes renovables, en este caso
colectores cilindro parabólico, debido a que es necesario comenzar una transición
energética. A partir de ello, es posible conocer más acerca de su funcionamiento y
la cantidad de energía térmica que puede ser aprovechada para la generación de
electricidad.
La empresa necesita un análisis más detallado sobre el rendimiento del colector
cilindro parabólico, donde es importante estudiar sus materiales y las condiciones
climatológicas de la zona geográfica en la que se encuentra ubicada la planta CCC
Fig. 2. Organigrama de la Gerencia Regional de producción Noroeste. [3]
14
Agua Prieta, porque son factores que intervienen para estimar la cantidad de
energía útil que entrega el colector cilindro parabólico seleccionado. Con este
análisis se podrán realizar comprobaciones teóricas del sistema previas a su
funcionamiento y así tener un mayor conocimiento de la eficiencia energética a la
que deberá estar trabajando durante su puesta en servicio.
1.4. Objetivos
1.4.1. Objetivo general
Obtener el rendimiento máximo del sistema utilizado en el campo solar de CCC
Agua Prieta II, analizando las condiciones climatológicas y características de los
materiales de construcción utilizados, para estimar la capacidad energética
producida por el sistema solar térmico.
1.4.2. Objetivos específicos
- Conocer los equipos y sistemas del campo solar térmico.
- Estudiar las condiciones climatológicas de la zona de instalación del sistema del
colector solar.
- Investigar las características físicas, químicas y mecánicas de los materiales de
construcción del colector cilindro parabólico.
-Realizar un estudio óptico, geométrico y térmico del colector cilindro parabólico.
- Obtener la cantidad de energía útil generada por el colector cilindro parabólico.
- Obtener la eficiencia del sistema instalado en el campo solar.
15
Capítulo 2. Marco teórico
2.1 Energía solar térmica
La energía más abundante en el planeta Tierra es la radiación solar. El fenómeno
físico habitual en la superficie terrestre es la conversión de la energía radiante en
energía térmica mediante la interacción continua de los rayos luminosos con la
superficie de los objetos. Al ser un fenómeno físico directo, la inversión económica
en esta transformación energética puede llegar a ser poca.
Una instalación solar térmica se define como aquella que está constituida por un
conjunto de componentes encargados de captar la radiación solar y transformarla
directamente en energía térmica al cederla a un fluido de trabajo. Este tipo sistemas
térmicos se puede clasificar en base al rango de temperatura, siendo un sistema de
baja temperatura cuando es inferior a 100ºC, media temperatura entre 100ºC y
400ºC y alta temperatura mayor a 400°C. [4]
2.2 Radiación solar
Es la transferencia de energía generada por ondas electromagnéticas que se
produce directamente desde la fuente hacia fuera en todas las direcciones. La
longitud de onda y la frecuencia de las ondas electromagnéticas, son importantes
para determinar su energía, su visibilidad y su poder de penetración. [5]
Existen tres tipos de radiación, causadas por los efectos de reflexión, absorción y
difusión:
Radiación directa: Son aquellos rayos que alcanzan la superficie terrestre sin
ser desviados.
Radiación Difusa: Es la que llega a la superficie terrestre después de haber
cambiado varias veces de dirección al atravesar la atmósfera.
Radiación Reflejada: La parte de radiación reflejada por el terreno y otros
elementos de la superficie terrestre y que puede ser reabsorbida por otros
objetos.
Radiación total: Es la suma de la radiación directa, difusa y reflejada. [6]
16
2.3 Colector solar cilindro parabólico (CCP)
Un CCP es un sistema que concentra la energía solar en una línea focal en el cual
se encuentra un receptor o tubo absorbente, en donde se hace circular un fluido de
transferencia térmica, como aceite térmico sintético. Todo el sistema debe de seguir
al sol con la finalidad de que la radiación solar incida perpendicularmente sobre la
superficie reflectora. [7]
El fluido puede lograr temperaturas de hasta 400°C mediante los rayos solares
concentrados y se bombea por una serie de intercambiadores térmicos para
producir un vapor sobrecalentado, que se convierte en energía eléctrica en un
generador de turbinas de vapor convencional, que puede integrarse en un ciclo
combinado de turbinas de vapor y gas. [8]
2.3.1. Reflector
La función del reflector cilindro parabólico es reflejar y concentrar sobre el tubo
absorbente la radiación solar directa que incide sobre su superficie. Se trata en
definitiva de un espejo curvado en una de sus dimensiones con forma de
parábola. La superficie reflectora generalmente se consigue a base de películas
o planchas de plata o aluminio depositadas sobre un soporte que le da suficiente
rigidez.
2.3.2. Tubo absorbente
El eje absorbente de un CCP puede constar de un tubo o, más frecuentemente,
de dos tubos concéntricos conocido como tubo al vacío. En este último caso,
el tubo interior, por el que circula el fluido, es metálico y el exterior hecho de
cristal. El tubo metálico lleva un recubrimiento selectivo que le proporciona
una elevada absortividad y una baja emisividad en el espectro infrarrojo, lo
que le proporciona un elevado rendimiento térmico.
El tubo de cristal que rodea al tubo interior metálico tiene como objetivo reducir
las pérdidas térmicas por convección en el tubo metálico y protegerlo de las
17
inclemencias meteorológicas. El tubo de cristal suele llevar también un
tratamiento anti reflexivo en sus dos caras, para aumentar su transmisividad a la
radiación solar y, consiguientemente, el rendimiento óptico del colector.
2.3.3. Sistema de seguimiento solar
El colector cilindro parabólico puede contar con un mecanismo de seguimiento
solar que lo mueva a lo largo del día de acuerdo a la trayectoria que sigue el sol,
de esta manera es posible captar la mayor radiación posible en el día. El sistema
de seguimiento solar más común consiste en un dispositivo que gira los
reflectores cilindro parabólicos del colector alrededor de un eje. [7]
2.4. Estructura del campo solar Agua Prieta
Un módulo de colector de cilindro parabólico cuenta con 28 espejos curvos
formando una parábola, al juntar 12 módulos se forma un colector cilindro parabólico
completo. Además, están acomodados en dos conjuntos creando una hilera
compuesta de 24 módulos, estos se conectan en dos hileras para obtener 48
módulos y formar un lazo. El campo solar está compuesto por 2 grupos de 13 lazos
cada uno, sumando un total de 26 lazos, a través de los cuales se hace circular el
aceite. Un lazo dispone de un tubo absorbedor lineal sobre el que se concentra la
radiación solar calentando el fluido térmico (aceite). Todos los lazos retornan el
aceite caliente a una tubería colectora en común que lo transporta hasta el
generador de vapor.
Por lo tanto, el campo solar cuenta con un total de 104 colectores, que a su vez
suman 1 248 módulos y 34 944 espejos con un área total de 89 107.2 m2.
El colector debe seguir al Sol desde el amanecer (Este o 0°) hasta el atardecer
(Oeste o 180°). En realidad el recorrido completo del colector es 210°, desde su
posición de seguridad o abatimiento (-30°), hasta la posición que se alcanza al final
de la jornada solar (180°). [8]
18
Tabla 1. Componentes del campo solar [8].
Componente Cantidad
Número de Lazos 26
Número de total colectores 104
Número total de módulos 1,248
Número total de espejos 34,944
Área total de espejos 89,107.2m2
2.5 Capacidad mundial de plantas termosolares
Alrededor del mundo se encuentran en operación proyectos de colectores
cilindro parabólico de entre 14 y 80 MWe, y las plantas existentes están
proporcionando una potencia eléctrica de hasta más de 500 MW. Desde los años
80 se desarrollaron en el sur de California nueve centrales y se conectaron a la
red, formando unos 2 millones de m2 de espejos, denominados sistemas solares
de generación de electricidad (SEGS). [9]
Actualmente, el mercado solar sigue siendo el menos establecido en comparación
con otros mercados de energías renovables. No obstante, el sector continuó en
2014, como lo hace desde hace casi una década, con su sólido
crecimiento[10].Durante el pasado año, cuatro nuevos proyectos, con una potencia
agregada de 0,9 GW, aumentaron la potencia total instalada a nivel mundial en un
27%, para alcanzar casi los 4,4 GW. En cinco años que van desde 2009 a 2014, la
capacidad mundial termosolar en funcionamiento ha crecido una media anual de un
46%, siendo los colectores cilindro parabólico el mayor porcentaje de capacidad
instalada.
En EE.UU. se ha registrado un año récord, aumentando la potencia termosolar en
operación de 0,9 GW a algo más de 1,6 GW. Las plantas que entraron en operación
comercial incluyen: la central de torre Ivanpah (377 MW), así como Mojave (250
MW) y la segunda fase del proyecto Génesis (125 MW, para un total de 250 MW),
19
estas dos últimas, plantas de colectores cilindro-parabólicos. En EE.UU. se espera
la suma de mucha menos potencia en 2015, pues tan solo se espera la puesta en
marcha del proyecto de colectores cilindro-parabólicos Crescent Dunes de 100 MW.
Sin embargo, España sigue siendo el líder mundial en potencia instalada con una
potencia termosolar de 2,3 GW, a pesar del hecho de que no se haya instalado
potencia alguna en 2014.
Las principales empresas termosolares en 2014 fueron Abengoa, Acciona, ACS
Cobra, Elecnor, Sener/Torresol Energy y FCC (todas españolas); Brightsource y
Solar Reserve (Estados Unidos); ACWA International Power (Arabia Saudí); y
Schott Solar (Alemania). Todas participaron bien en una combinación de actividades
que incluyen el desarrollo de proyectos, construcción, propiedad, operación y
mantenimiento, y la fabricación. Actualmente, Abengoa Solar mantiene la cartera
más grande del mundo de plantas en operación o en construcción. [11]
Capítulo 3. Metodología
Durante la realización de la tesina primero fue necesario recopilar información de
fuentes primarias y secundarias para tener una investigación fundamentada de
diferentes autores, donde la primaria hace referencia a la información original
proveniente del autor como libros o revistas científicas y la secundaria a la
información que puede complementar la anterior a través de una síntesis o análisis.
Después de haber recopilado toda la información sobre las condiciones
climatológicas de la zona, las características químicas, físicas y mecánicas de los
materiales de construcción y los modelos matemáticos necesarios, se prosiguió a
realizar el análisis del sistema instalado en el campo solar.
Cabe mencionar que la metodología y el estudio realizado se analizaron tomando
como ejemplo un solo módulo del colector cilindro parabólico, el cual cuenta con 28
espejos curvos en forma de una parábola.
20
3.1 Análisis óptico-geométrico
En este análisis es importante determinar la posición angular de los rayos solares,
por lo tanto es necesario conocer el ángulo de incidencia, donde para una superficie
horizontal es igual al ángulo cénit, el cual se obtiene mediante la Ec. 1.
𝑐𝑜𝑠θ𝑧 = 𝑐𝑜𝑠𝜙 𝑐𝑜𝑠𝜔 𝑐𝑜𝑠𝛿 + 𝑠𝑒𝑛𝜙 𝑠𝑒𝑛𝜔 Ec. 1
donde, 𝜙 es la altitud de la zona, 𝜔 la hora solar y 𝛿 la declinación. Para obtener la
declinación es necesario aplicar la siguiente ecuación:
𝛿 = 23.45𝑠𝑒𝑛 (
360(284 + 𝑛)
365)
Ec. 2
Donde, 𝑛 es el día del año.
A partir de lo anterior es posible conocer el ángulo de incidencia de la radiación para
cualquier fecha del año y diferente hora del día, esto servirá para que el colector
cilindro parabólico aproveche la mayor captación posible de radiación y trabaje a su
máxima eficiencia.
Ahora, para conocer el valor de la eficiencia óptica del colector se toman en cuenta
las características del espejo y del tubo receptor. En este caso, también es
importante tomar un factor de pérdidas geométricas, las cuales son provocadas por
la sombra que genera el tubo absorbedor sobre el colector. Por lo tanto, la ecuación
para obtener la eficiencia óptica del colector cilindro parabólico es la siguiente:
𝜂𝑜𝑝 = 𝜌𝛾𝜏𝛼𝐹𝑒 Ec. 3
donde, 𝜌 es la reflectividad del colector, 𝛾 es el factor de interceptación, 𝜏 es la
transmitancia, 𝛼 grado de absorción y 𝐹𝑒 el factor del área del colector efectiva. Este
último factor se obtiene de la siguiente manera:
𝐹𝑒 =
𝐴𝑎
𝐴𝑀 Ec. 4
donde, 𝐴𝑀 el área del módulo y 𝐴𝑎 es el área efectiva, la cual alcanza a enviar los
rayos solares al tubo receptor y se obtiene mediante la Ec. 5.
21
𝐴𝑎 = 𝐴𝑀 − 𝐴𝐶 Ec. 5
𝐴𝑎 = (𝑎𝑀 ∙ 𝑙𝑀) − (𝜋 ∙ 𝐷𝑒𝑟 ∙ 𝑙𝑀)
Donde, 𝐴𝐶 es el área de la cubierta de vidrio, 𝑎𝑀 es el ancho del módulo, 𝐷𝑒𝑟 el
diámetro externo del tubo receptor y 𝐿𝑀 el largo del módulo.
A partir de lo anterior, es posible conocer la cantidad de radiación absorbida por
unidad de área en la parte sin sombra del módulo, la cual alcanza a llegar al tubo
receptor. Este valor se obtiene por medio de la siguiente ecuación:
𝑞 = 𝐼𝑏𝜂𝑜𝑝 Ec. 6
donde, 𝐼𝑏 es la radiación solar que llega a la ciudad.
3.2 Análisis térmico
Para conocer la energía que es aprovechada para el calentamiento del fluido
térmico, se desarrolla la siguiente ecuación:
𝑄𝑢 = 𝐹𝑅𝐴𝑎 [𝑞 −𝐴𝑒𝑎
𝐴𝑎 𝑈𝐿(𝑇𝑖 − 𝑇𝑎)] Ec. 7
Donde, 𝐹𝑅 factor de eliminación de calor del colector, 𝐴𝑎𝑒 el área externa del tubo
absorbedor, 𝑈𝐿 el coeficiente de perdidas, 𝑇𝑖 la temperatura de entrada del fluido y
𝑇𝑎 la temperatura ambiente.
Para obtener el valor de la energía útil, primero es necesario obtener 𝑈𝐿, tomando
en cuenta las pérdidas de calor 𝑄𝑙𝑜𝑠𝑠, las dimensiones de la tubería y la temperatura
ambiente y del tubo, mediante la siguiente ecuación:
𝑈𝐿 =𝑄𝑙𝑜𝑠𝑠
𝜋 ∙ 𝐷𝑒𝑎 ∙ 𝐿𝑇 ∙ (𝑇𝑒𝑎 − 𝑇𝑎) Ec. 8
donde, 𝐷𝑒𝑎 es el diámetro externo del tubo absorbedor, 𝐿𝑇 el largo del tubo receptor
y 𝑇𝑒𝑎 la temperatura externa del tubo absorbedor.
22
Lo siguiente, es obtener el valor de factor de eliminación de calor 𝐹𝑅, el cual es una
función del flujo del aceite que puede hacer cambios en la eficiencia del colector, se
aplica la siguiente ecuación
𝐹𝑅 = 𝐹´ ∙ 𝐹´´ Ec. 9
donde, 𝐹´ es el factor de eficiencia del colector y 𝐹´´ el factor de flujo del colector
Primero es necesario obtener el valor de factor de eficiencia del colector 𝐹´, por
medio de la Ec. 10.
𝐹´ =
1𝑈𝐿
⁄
1𝑈𝐿
+𝐷𝑒𝑎
ℎ𝑓𝑖𝐷𝑖𝑎+ (
𝐷𝑜
2𝑘𝑇𝑙𝑛
𝐷𝑒𝑎
𝐷𝑖𝑎) Ec. 10
donde, 𝐷𝑖𝑎 el diámetro interior del tubo absorbedor, ℎ𝑓𝑖 el coeficiente de
transferencia de calor en el interior del tubo y 𝑘𝑇 la conductividad térmica del tubo
absorbedor a su temperatura de trabajo.
Sin embargo, al no tener el valor del coeficiente de transferencia del aceite
Therminol VP-1 a su temperatura de entrada de 302°C, antes de sustituir los valores
en la Ec. 10, es necesario obtenerlo de manera teórica aplicando la siguiente
metodología:
Primero se debe obtener las variables de la Ec. 11:
ℎ𝑓𝑖 =𝑁𝑢 ∙ 𝑘𝑎
𝐷𝑖𝑎 Ec. 11
donde, 𝑘𝑎 es la conductividad del aceite y 𝑁𝑢 es el número de Nusselt, el cual se
define en base al tipo de flujo dentro del tubo absorbedor, ya sea laminar o
turbulento por medio del rango del número de Reynolds. Por lo que primero es
necesario conocer su valor, a partir de la Ec. 12.
𝑅𝑒 = 𝜌𝑓𝑐̅𝐷𝑖𝑎
𝜇 Ec. 12
donde, 𝜌𝑓 es la densidad a la temperatura de trabajo del fluido y 𝑐̅ es la velocidad
23
del fluido. [12] Este último valor se obtiene aplicando la siguiente ecuación de
mecánica de fluidos para la velocidad media en una tubería.
𝑐̅ =
4𝑄
𝜋𝐷𝑖𝑎2 Ec. 13
donde, 𝑄 es el caudal del aceite térmico proporcionado por las bombas
principales[13].
Para conocer la velocidad del flujo, es necesario tomar en cuenta la división de las
tuberías en el campo solar, el cual se compone de una tubería principal por la que
circula el aceite térmico a través de todo el campo, donde se va dividiendo de
manera proporcional en 26 líneas independientes para entrar a la tubería receptora
del colector cilindro parabólico. [8] Otro aspecto importante a considerar, es que el
sistema está diseñado para funcionar con dos bombas. Relacionando los aspectos
anteriores, la velocidad media en la tubería receptora es la siguiente:
𝑐̅ =4
(0.1662 𝑚3/𝑠 ∙ 2)26
𝜋(0.0679 𝑚)2
𝑐̅ = 3.530 𝑚/𝑠
Sustituyendo los valores en la Ec. 12, se obtiene el número de Reynolds:
𝑅𝑒 = (814.8 𝑘𝑔/𝑚3)(3.530 𝑚/𝑠)(0.0679𝑚)
(0.000219 𝑘𝑔/𝑚𝑠)
𝑅𝑒 = 891 766.975
En este caso el número de Reynolds es mayor a 4000, por lo tanto es un flujo
turbulento. Para este tipo de flujos el número de Nusselt se obtiene de la siguiente
manera:
𝑁𝑢 = (
𝑓8) (𝑅𝑒 − 1000)𝑃𝑟1
1 + 12.7√𝑓8 (𝑃𝑟1
23 − 1)
(𝑃𝑟1
𝑃𝑟2)
0.11
Ec. 14
donde, 𝑓 es un factor de fricción de la superficie interior del tubo absorbedor y 𝑃𝑟 el
número de Prandtl.
24
Primero se debe calcular el factor 𝑓, donde se toma en cuenta el número de
Reynolds del fluido, aplicando la siguiente ecuación:
Después, el valor de 𝑃𝑟 se obtiene a partir de los parámetros del aceite térmico a
dos temperaturas diferentes, la primera en base a la temperatura inicial del aceite
térmico y la segunda a la temperatura interior del tubo 𝑇𝑖𝑎. [14] Estos valores son
obtenidos de la siguiente manera:
𝑃𝑟 =𝜈
𝛼 Ec. 16
donde, 𝜈 es la viscosidad cinemática del aceite Therminol VP-1 y 𝛼 su difusividad
térmica, valor que se obtiene a partir de la siguiente ecuación:
𝛼 =𝑘𝑎
𝜌𝑓𝐶𝑝 Ec. 17
donde, 𝐶𝑝 es el calor especifico del aceite.
Como se mencionó anteriormente, el número de Prandtl se obtiene para dos
temperaturas diferentes. Sin embargo, el valor de 𝑇𝑖𝑎 se desconoce, por lo que se
tiene que obtener de manera teórica a partir de la ecuación de transferencia de calor
por conducción de una tubería (cilindro).
�̇� =2𝜋𝐿𝑇𝑘𝑇(𝑇𝑒𝑎 − 𝑇𝑖𝑎)
𝑙𝑛𝐷𝑒𝑎
𝐷𝑖𝑎
Ec. 18
donde, �̇� es la velocidad de transferencia de energía. Despejando de la ecuación la
temperatura interna de la tubería 𝑇𝑖𝑎 queda de la siguiente manera
𝑇𝑖𝑎 = 𝑇𝑒𝑎 −�̇�𝑙𝑛 (
𝐷𝑒𝑎
𝐷𝑖𝑎)
2𝜋𝐿𝑇𝑘𝑇
Ec. 19
𝑓 = (1.82𝑙𝑜𝑔10(𝑅𝑒) − 1.64)−2 Ec. 15
25
Para conocer la cantidad de flujo de transferencia de calor �̇� que se encuentra en
todo el tubo absorbedor y que de igual manera será transferida hacia el interior del
tubo, se aplica la siguiente ecuación:
�̇� = 𝑞(𝐴𝑒𝑎) Ec. 20
A partir de este dato �̇� ya es posible obtener 𝑇𝑖𝑎 y después 𝑃𝑟2. [15] Con lo anterior
se pueden sustituir todos los valores en la Ec. 14, para conocer el valor de Nusselt.
Al tener el número de Reynolds y el número de Nusselt, ya es posible obtener el
coeficiente de transferencia de calor en el interior del tubo, para después aplicarlo
a la Ec.10.
Lo siguiente, es continuar con el factor de flujo del colector 𝐹´´, para el cual se aplica
la siguiente ecuación utilizando las condiciones de temperatura de entrada del
fluido.
𝐹´´ =
�̇�𝐶𝑝
𝐴𝑎𝑖𝑈𝐿𝐹´[1 − 𝑒𝑥𝑝 (−
𝐴𝑟𝑈𝐿𝐹´
�̇�𝐶𝑝)]
Ec. 21
donde, �̇� es el flujo másico del fluido dentro de la tubería absorbedora y 𝐴𝑎𝑖 el área
interior del tubo absorbedor. [12] Para obtener este valor se aplica la siguiente
ecuación:
�̇� = 𝐴𝑟𝜌𝑓𝑐 ̅ Ec. 22
donde, 𝐴𝑟 es el área interna del tubo receptor. [15]
Al obtener el valor �̇�, es posible sustituir todos los valores en la Ec. 21 y así poder
multiplicar los valores de 𝐹´ y 𝐹´´, como se muestra en la Ec. 9
Finalmente para obtener el calor aprovechado para el calentamiento del aceite
térmico se utiliza la Ec.7. Al tener el calor útil, es posible sustituir todas las variables
en la Ec. 23, para obtener la eficiencia térmica del colector.
𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 =
𝑄𝑢
𝐼𝑏𝐴𝑀
Ec. 23
donde, 𝐼𝑏 es la radiación solar que llega al colector cilindro parabólico. [16]
26
Capítulo 4. Resultados y discusiones
4.1. Resultados
4.1.1. Coordenadas geográficas
La planta se encuentra ubicada en “Ejido Agua Prieta” entre la carretera Federal
Agua Prieta - Nacozari, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Las coordenadas
geográficas del lugar son 31°15’38" latitud norte y 109°35’38" longitud oeste. [17]
Fig. 3. Vista área de la ubicación geográfica de CCC Agua Prieta II. [18]
4.1.2. Condiciones climatológicas
4.1.2.1. Temperatura
La mayor parte del área de Agua Prieta presenta un clima árido templado con lluvias
en verano y escasas a lo largo del año; a su vez, cuenta con una característica
ambiental seca. En la siguiente tabla se muestra un promedio mensual para las
temperaturas mínimas, medias y máximas de la ciudad Agua Prieta, Sonora. [17]
27
Tabla 2. Temperatura promedio mensual de Agua Prieta 2005-2010. [19]
Temperatura (°C)
Mes Media Máxima Mínima
Enero 8.97 19.85 -5.15
Febrero 10.25 25.85 -1.15
Marzo 13.23 26.85 -1.15
Abril 16.63 28.85 3.85
Mayo 21.31 36.85 5.85
Junio 25.94 35.85 12.85
Julio 26.55 36.85 15.85
Agosto 25.07 33.85 15.85
Septiembre 23.42 32.85 12.85
Octubre 18.74 30.85 0.85
Noviembre 14.40 25.85 -4.15
Diciembre 9.79 22.85 -3.15
Anual 17.86 36.85 -5.15
La temperatura media mensual más baja se presenta en los meses de enero y
diciembre con valores de 8.97 °C y 9.79 °C, respectivamente. En junio y julio se
presentan los valores de temperatura media más altos de 25.94°C y 26.55 °C. La
temperatura media anual en la ciudad es de 17.86 °C.
Fig 4. Tendencia de la temperatura promedio mensual en Agua Prieta.
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Ener
o
Feb
rero
Mar
zo
Ab
ril
May
o
Jun
io
Julio
Ago
sto
Sep
tiem
bre
Oct
ub
re
No
viem
bre
Dic
iem
bre
Tem
per
atu
ra
Máxima
Media
Mínima
28
4.1.2.2. Radiación solar
La ciudad de Agua Prieta, Sonora, es una de los lugares con mayor radiación solar
en México, razón por la cual se consideró una zona ideal para la instalación de un
campo solar que pudiera aprovechar toda esa cantidad de energía. De acuerdo, al
National Renewable Energy Laboratory (NREL) Agua Prieta cuenta con una
radiación normal directa anual de 803.12 W/m2, siendo enero y febrero los meses
con mayor radiación solar al año. [19]
Tabla 3. Radiación normal directa mensual en Agua Prieta 2005-2010. [19]
Mes Radiación (W/m2)
Enero 862.85
Febrero 865.73
Marzo 831.77
Abril 816.98
Mayo 793.65
Junio 759.66
Julio 717.29
Agosto 729.58
Septiembre 791.56
Octubre 834.64
Noviembre 802.01
Diciembre 831.75
Anual 803.12
4.1.3. Recorrido solar
En la figura 2, se aprecia un ejemplo del recorrido que hace el sol respecto a la
ubicación de los colectores para el dia 21 de junio del 2016, siendo el solsticio de
verano. Al tener los colectores cilindro parabólico una orientación de este-oeste, ese
día se tendrá la mayor capación solar posible exactamente a las 12:21 pm [20],
29
debido a que el ángulo entre cada colector y el sol será totalmente perpendicular,
es decir, un ángulo de 90°.
Fig. 5. Recorrido solar el 21 de junio en CCC Agua Prieta II. [20]
4.1.4. Características de los materiales del sistema del
campo solar
4.1.4.1. Bombas principales de recirculación
Las bombas principales se encargan de recirculan el aceite Therminol VP-1 a través
de todo el campo solar, es decir, por medio de variadores de frecuencia son capaces
de manejar la velocidad de flujo necesaria por los colectores cilindro parabólico para
realizar el calentamiento y alcanzar la temperatura deseada, si se desea aumentar
la temperatura de salida del fluido la velocidad será disminuida, en el caso contrario
para disminuir la temperatura de salida se debe aumentar la velocidad del fluido.
Es un sistema de bombeo integrado por tres bombas centrifugas con un motor
eléctrico marca WEG, donde 2 de ellas deben de estar en funcionamiento y una de
reserva. Las características de las bombas se encuentran en la tabla 4. [21]
30
Tabla 4. Características de las bombas principales de recirculación. [21]
Condiciones de diseño
Presión 14/35.6 barg
Temperatura 400 °C
Potencia 500 kW
Especificaciones técnicas (Condiciones de operación)
Tipo de fluido HTF
Caudal 118.37 kg/s – 0.1662 m3/s
Presión succión 11.4 barg
Presión descarga 29.7 barg
Temperatura 302 °C
Dimensiones
Longitud 4.3 m
Ancho 2.2 m
Altura 2.4 m
4.1.4.2. Colector cilindro parabólico
Se usa el colector solar de la empresa Abengoa Solar, en este caso el modelo Astro
180, conformado por espejos de la empresa RIOGLASS, siendo uno de los más
avanzado tecnológicamente. Además, por sus materiales de construcción el costo
de fabricación, instalación y mantenimiento resulta económico pero al mismo tiempo
garantiza el rendimiento óptimo del campo solar.
El diseño particular de este colector le permite una rotación de 180°, lo cual
garantiza la máxima captación solar desde que sale el sol hasta que se oculta. [22]
En la tabla 5 se muestran las principales características del colector solar Astro 180.
Tabla 5. Características del colector solar Astro 180. [8]
Número de módulos 12
Espejos por módulo 28 (7 de largo x 4 de ancho)
31
Dimensiones de cada espejo 1.7m de largo x 1.5m de ancho
Longitud de módulo 11.9m
Longitud del colector (módulos y conexiones)
150m
Reflectividad 94.5%
Factor de intercepción 95%
4.1.4.3. Tubo absorbedor
El tubo absorbedor utilizado en el campo solar es un tubo de vacío con vidrio de
borosilicato, ocasionando un aumento eficiente de temperatura al aceite térmico
HTF, debido a que la cubierta de vidrio logra disminuir las pérdidas de calor.
El tubo de vacío proviene de empresa SCHOTT con el modelo PTR 70, el cual está
diseñado para trabajar con aceite térmico sintético a temperaturas de hasta 400 °C.
El tubo interior cuenta con un alto porcentaje de absorción, capaz de obtener una
gran cantidad de radiación solar para convertirla en energía térmica. [23]
Tabla 6. Características del absorbedor SCHOTT PTR 70. [23], [24]
Absorbedor
Grado de absorción directa 95 %
Diámetro externo 70 mm
Diámetro interno 67.9 mm
Grosor de la pared 2.1 mm
Conductividad térmica (400°C) 21 W/m°C
Cubierta de cristal
Transmitancia 97 %
Diametro externo 125 mm
32
4.1.4.4. Aceite térmico
El medio transportador de calor del campo solar hasta el intercambiador de calor
con el agua para la producción de vapor, es un aceite térmico o aceite HTF (Heat
Transfer Fluid). El aceite que se utiliza en el sistema solar es el Therminol VP-1.
Se seleccionó este aceite porque se considera un fluido con alta estabilidad térmica,
debido a que su temperatura en fase líquida va desde los 12°C hasta los 400°C.
Además tiene muy baja viscosidad, lo que le favorece para tener una mejor
circulación a través de la tubería. [25]
A continuación, en la tabla 7 se muestran las principales características térmicas,
mecánicas y químicas del aceite Therminol VP-1, además en la tabla 8 se puede
observar su comportamiento específico para diferentes temperaturas de trabajo.
Tabla 7. Características del aceite Therminol VP-1. [26]
Composición Difenilo/óxido de definilo
Apariencia Líquido claro sin sedimentos
Temperatura máxima en masa 400°C
Temperatura máxima de película 430°C
Viscosidad cinemática (40°C) 2.48 mm2/s
Densidad (15°C) 1068 kg/m3
Punto de destello (vaso cerrado) 110°C
Temperatura de inflamabilidad 127°C
Temperatura de autoignición 621°C
Punto de vertido 12°C
Punto de ebullición (1013 mbar) 257°C
Coeficiente de expansión térmica 0.00097 /°C
Peso molecular medio 166
Tabla 8. Características del aceite Therminol VP-1 a diferentes temperaturas. [26]
Temperatura °C
Densidad 𝑘𝑔
𝑚3⁄
Conductividad térmica 𝑊
𝑚. °𝐶⁄
Calor especifico 𝑘𝐽
𝑘𝑔. °𝐶⁄
Viscosidad dinámica
𝑘𝑔𝑚𝑠⁄
Viscosidad cinemática
𝑚𝑚2
𝑠∗∗⁄
Entalpía 𝑘𝐽
𝑘𝑔⁄
Calor vapor latente 𝑘𝐽
𝑘𝑔⁄
12 1071 0.137 1.523 0.00548 5.12 0 419.0
20 1064 0.136 1.546 0.00429 4.03 12.3 414.7
33
30 1056 0.135 1.575 0.00328 3.10 27.9 409.3
40 1048 0.134 1.604 0.00260 2.48 43.8 403.9
50 1040 0.133 1.633 0.00212 2.03 60.0 398.6
60 1032 0.132 1.662 0.001761 1.707 76.4 393.3
70 1024 0.131 1.690 0.001492 1.458 93.2 388.1
80 1015 0.130 1.719 0.001284 1.265 110.3 382.9
90 1007 0.129 1.747 0.001119 1.111 127.6 377.8
100 999 0.128 1.775 0.000985 0.986 145.2 372.7
110 991 0.126 1.803 0.000875 0.884 163.1 367.6
120 982 0.125 1.831 0.000784 0.798 181.3 362.6
130 974 0.124 1.858 0.000707 0.726 199.7 357.5
140 965 0.123 1.886 0.000642 0.665 218.4 352.6
150 957 0.121 1.913 0.000585 0.612 237.4 347.6
160 948 0.120 1.940 0.000537 0.566 256.7 342.7
170 940 0.118 1.968 0.000494 0.526 276.2 337.7
180 931 0.117 1.995 0.000457 0.491 296.0 332.8
190 922 0.115 2.021 0.000424 0.460 316.1 327.9
200 913 0.114 2.048 0.000395 0.432 336.5 323.0
210 904 0.112 2.075 0.000368 0.407 357.1 318.0
220 895 0.111 2.101 0.000345 0.385 378.0 313.0
230 886 0.109 2.128 0.000324 0.366 399.1 308.0
240 877 0.107 2.154 0.000305 0.348 420.5 303.0
250 867 0.106 2.181 0.000288 0.332 442.2 297.9
260 857 0.104 2.207 0.000272 0.317 464.1 292.7
270 848 0.102 2.234 0.000258 0.304 486.3 287.5
280 838 0.100 2.260 0.000244 0.292 508.8 282.2
290 828 0.098 2.287 0.000232 0.281 531.6 276.8
300 817 0.096 2.314 0.000221 0.271 554.6 271.2
302 814.8 0.0958 2.319 0.000219 0.269 559.2 270.0
310 806 0.095 2.341 0.000211 0.262 577.8 265.6
320 796 0.093 2.369 0.000202 0.254 601.4 259.7
330 784 0.091 2.397 0.000193 0.246 625.2 253.8
340 773 0.089 2.425 0.000185 0.239 649.3 247.6
350 761 0.086 2.454 0.000177 0.233 673.7 241.3
360 749 0.084 2.485 0.000170 0.227 698.4 234.7
370 736 0.082 2.517 0.000164 0.222 723.4 227.8
380 723 0.080 2.551 0.000158 0.218 748.8 220.7
388 711.8 0.078 2.580 0.000153 0.2148 769.28 214.7
390 709 0.078 2.588 0.000152 0.214 774.4 213.2
399.98 694.03 0.076 2.627 0.000146 0.211 800.4 205.3
400 694 0.076 2.628 0.000146 0.211 800.5 205.3
34
4.1.6. Análisis óptico
4.1.6.1. Angulo de incidencia
Es necesario determinar la posición angular de la radiación, por lo tanto se buscará
el ángulo de incidencia del campo solar de Agua Prieta. Para el estudio se
seleccionó un día promedio mensual del año, el 17 de enero.
Para poder desarrollar la ecuación se tiene que la altitud de la ubicación del campo
solar es 𝜃 = 31.27° y para la hora solar se manejará a las 12:00 p.m. 𝜔 = 0°, debido
a que en esa hora los rayos del sol se encuentran de manera perpendicular sobre
la superficie. Al aplicar la Ec. 2 se obtiene lo siguiente:
𝛿 = 23.45𝑠𝑒𝑛 (360(284 + 17)
365)
𝛿 = −20.917
A partir de lo anterior, es posible sustituir los valores en la Ec. 1 para obtener el
ángulo de incidencia.
𝑐𝑜𝑠θz = 𝑐𝑜𝑠31.27 𝑐𝑜𝑠0 cos (−20.917) + 𝑠𝑒𝑛31.27 𝑠𝑒𝑛0
𝑐𝑜𝑠θz = 0.80
θz = 38.36°
Para obtener la declinación y el ángulo de incidencia de los demás días promedio
de cada mes, simplemente se aplican las ecuaciones 1 y 2, siguiendo la misma
metodología y utilizando el valor de 𝑛 correspondiente. Los resultados obtenidos
para cada dia promedio se presentan en la tabla 9.
Tabla 9. Ángulos de declinación y de incidencia de los días promedio de cada mes.
Mes Día
promedio N Declinación Ángulo de incidencia
Enero 17 17 -20.917 37.022
Febrero 16 47 -12.955 33.594
Marzo 16 75 -2.418 31.354
Abril 15 105 9.415 32.519
Mayo 15 135 18.792 35.985
Junio 11 162 23.086 38.161
35
Julio 17 198 21.184 37.158
Agosto 16 228 13.455 33.770
Septiembre 15 258 2.217 31.341
Octubre 15 288 -9.599 32.567
Noviembre 14 318 -18.912 36.042
Diciembre 10 344 -23.050 38.141
4.1.6.2. Eficiencia óptica
Las perdidas ópticas generadas en el proceso de calentamiento del fluido, es debido
a las imperfecciones que se encuentran en los espejos del colector cilindro
parabólico por ejemplo suciedad o rayaduras, las cuales impiden que parte de la
radiación no sea reflejada sobre el tubo absorbedor. Sin embargo, actualmente los
colectores se encuentran en buen estado, debido a que el sistema está recién
instalado. Para obtener la eficiencia óptica del colector, se aplica la Ec.3. Sin
embargo, es importante obtener la fracción del área efectiva del módulo de la Ec. 4,
donde a partir de las características del colector y la tubería receptora que se
encuentran en la tabla 5 y 6, respectivamente, se obtiene lo siguiente:
𝐴𝑎 = (6𝑚 ∙ 11.9𝑚) − (𝜋 ∙ 0.125𝑚 ∙ 11.9𝑚)
𝐴𝑎 = (71.4𝑚2) − (4.673𝑚2)
𝐴𝑎 = 66.727 𝑚2
𝐹𝑒 =66.727𝑚2
71.4𝑚2
𝐹𝑒 = 0.934
Finalmente, el rendimiento óptico del módulo se obtiene aplicando la Ec. 3:
𝜂𝑜𝑝 = (0.945)(0.95)(0.97)(0.95)(0.934)
𝜂𝑜𝑝 = 0.772 = 77.2%
36
4.1.6.3. Energía absorbida
Como se muestra en la tabla 1, la radiación anual directa que incide en la ciudad de
Agua Prieta, Sonora es de 803.12 W/m2. Tomando en cuenta este valor es posible
obtener la radiación absorbida por el módulo a partir de la Ec. 6.
𝑞 = (803.12 𝑊/𝑚2)(0.772)
𝑞 = 620.551 𝑊/𝑚2
4.1.7. Análisis térmico
4.1.7.1. Energía útil
Este valor se obtiene a partir de la Ec. 7, para ello es necesario ir obteniendo las
variables que se encuentra en ella y al final relacionar los valores obtenidos.
Para obtener el coeficiente de pérdidas de la Ec. 8, se toma en cuenta que las
pérdidas de calor teóricas de la tubería absorbedora durante su funcionamiento a
400°C son de 250 W/m y la temperatura ambiente en Agua Prieta es de 17.86°C.
𝑈𝐿 =(250 𝑊/𝑚)(11.9 𝑚)
𝜋 ∙ 0.070 𝑚 ∙ 11.9 𝑚 ∙ (400°𝐶 − 17.86°𝐶)
𝑈𝐿 = 2.975 𝑊/𝑚2°𝐶
De igual manera, es importante obtener el factor de eficiencia del colector cilindro
parabólico de la Ec. 10, donde la única variable que falta es el coeficiente de
transferencia de calor. Por lo tanto, se puede conocer empezando por obtener el
número de Nusselt, de acuerdo a la metodología mostrada anteriormente.
𝑓 = (1.82𝑙𝑜𝑔10(891 766.975) − 1.64)−2
𝑓 = 0.011
En el caso de 𝑃𝑟1, se evalúa con las características del aceite térmico a su
temperatura inicial de 302°C, mostradas en la tabla 8.
𝛼1(302 °𝐶) =0.095 𝑊/𝑚𝐾
814.8 𝑘𝑔/𝑚3(2319 𝐽/𝑘𝑔𝐾)
37
𝛼1 = 5.027 𝑥 10−8 𝑚2/𝑠
Entonces,
𝑃𝑟1(302°𝐶) =2.69 𝑥 10−7 𝑚2/𝑠
5.027 𝑥 10−8 𝑚2/𝑠
𝑃𝑟1 = 5.351
Para 𝑃𝑟2, las características a tomar serán en base al valor teórico de la temperatura
interna del tubo 𝑇𝑖𝑎. El único valor que falta por conocer para obtener 𝑇𝑖𝑎, es la
velocidad de transferencia de energía, por lo tanto se aplica la Ec. 20.
�̇� = 620.551𝑊
𝑚2[𝜋(. 07𝑚)(11.9𝑚)]
�̇� = 1623.948𝑊
A partir de la cantidad anterior y tomando en cuenta las características de la tubería
mostrados en la tabla 6, se obtiene la temperatura interior del tubo absorbedor
aplicando la Ec. 19.
𝑇𝑖𝑎 = 400°𝐶 −1623.948𝑊𝑙𝑛 (
0.07𝑚0.0679𝑚)
2𝜋(11.9𝑚)(21 𝑊𝑚°𝐶⁄ )
𝑇𝑖𝑎 = 399.98
A partir de la temperatura anterior de 399.98 se toman las características del aceite
Therminol VP-1, aplicando de nuevo las ecuaciones 16 y 17.
𝛼2(399.98°𝐶) = 0.076 𝑊/𝑚𝐾
694.03 𝑘𝑔/𝑚3(2627 𝐽/𝑘𝑔𝐾)
𝛼1 = 4.168 𝑥 10−8 𝑚2/𝑠
Entonces,
𝑃𝑟2(399.98°𝐶) =2.11 𝑥 10−7 𝑚2/𝑠
4.168 𝑥 10−8 𝑚2/𝑠
𝑃𝑟2 = 5.062
38
Al tener los valores anteriores se obtiene el número de Nusselt para el flujo del aceite
térmico.
𝑁𝑢 = (
0.0118 ) (891 766.975 − 1000)5.351
1 + 12.7√0.0118 (5.351
23 − 1)
(5.351
5.062)
0.11
𝑁𝑢 = 3 347.609
Al conocer el valor del número de Nusselt, finalmente se obtiene el coeficiente de
transferencia de calor en el interior de la tubería a partir de la Ec. 11.
ℎ𝑓𝑖 =3 347.609 ∙ 0.095 𝑊/𝑚°𝐶
0.0679 𝑚
ℎ𝑓𝑖 = 4 683.694 𝑊/𝑚2°𝐶
Teniendo el coeficiente de transferencia y las características del tubo absorbedor y
del aceite térmico, es posible obtener el factor de eficiencia del colector 𝐹´.
𝐹´ =
12.975 𝑊/𝑚2°𝐶
12.975𝑊/𝑚2°𝐶
+0.070𝑚
(4 683.694 𝑊/𝑚2°𝐶)(0.0679𝑚)+ (
0.070𝑚2(21𝑊/𝑚°𝐶)
𝑙𝑛0.070𝑚
0.0679𝑚)
𝐹´ = 0.999
En el caso del valor del factor de flujo del colector 𝐹´´, la única variable que falta por
conocer es el flujo másico �̇�. Entonces, tomando en cuenta las características del
aceite térmico a su temperatura de entrada, las cuales se encuentran en la tabla 8,
el área de la tubería, se obtiene lo siguiente:
�̇� = (814.8 𝑘𝑔/𝑚3)(3.530 𝑚/𝑠) (𝜋 ∙ (0.0679𝑚)2
4)
�̇� = 10.414 𝑘𝑔/𝑠
Conociendo el flujo másico ya es posible obtener el factor de flujo del colector.
39
𝐹´´ =(10.414 𝑘𝑔/𝑠)(2.319 𝑘𝐽/𝑘𝑔°𝐶)
(𝜋 ∙ 0.0679𝑚 ∙ 11.9𝑚)(2.975 𝑊/𝑚2°𝐶)(0.999)
[1 − 𝑒𝑥𝑝 (−(𝜋 ∙ 0.0679𝑚 ∙ 11.9𝑚)(2.975 𝑊/𝑚2°𝐶)(0.999)
(10.414 𝑘𝑔/𝑠) (2.319 𝑘𝐽/𝑘𝑔°𝐶))]
𝐹´´ = 0.858
Normalmente los valores teóricos de 𝐹´ y 𝐹´´no alcanzan la unidad, porque en ese
caso el sistema del colector cilindro parabólico seria completamente ideal.
Relacionando los dos factores anteriores por medio de la Ec. 9 se obtiene el valor
final de 𝐹𝑅.
𝐹𝑅 = (0.999)(0.858)
𝐹𝑅 = 0.857
Finalmente para obtener el calor que es aprovechado para el calentamiento del
aceite térmico se utiliza la Ec. 7.
𝑄𝑢 = (0.857)(66.727𝑚2)
[620.551 𝑊/𝑚2 −2.616𝑚2
66.727𝑚2 (2.975 𝑊/𝑚2°𝐶)(302°𝐶 − 17.86°𝐶)]
𝑄𝑢 = 33 591.107 𝑊
4.1.7.2. Eficiencia térmica
Aplicando la Ec. 22, es posible obtener finalmente la eficiencia térmica.
𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 =33 591.107 𝑊
803.12 𝑊/𝑚2(11.9𝑚)(6𝑚)
𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 = 0.585 = 58.5%
4.2. Discusiones
Para el análisis del módulo del colector cilindro parabólico, se realizaron diferentes
investigaciones para obtener la información correcta, donde surgieron algunos
40
problemas porque algunos datos de las características del sistema fueron
complicados de encontrar en alguna fuente confiable. Muchos valores eran
específicos a cierta temperatura y con la información que tiene la empresa no era
suficiente para el análisis, por lo que muchas veces fue necesario interpolar los
valores de las tablas o de igual manera se encontraban por medio de modelos
matemáticos, como es el caso del coeficiente de transferencia de calor.
Por otro lado, el protocolo para entrar al campo solar era muy estricto, por lo que se
pudieron realizar pocas visitas para observar las dimensiones y materiales de cerca.
Capítulo 5. Conclusión y recomendación
El uso de la energía solar para la producción de energía eléctrica se está
desarrollando notablemente en nuestro país, lo cual ayuda a disminuir la
dependencia hacia los combustibles fósiles para iniciar una transición energética
hacia las energías renovables. Además, el utilizar este tipo de tecnologías en
plantas térmicas es viable económicamente y ambientalmente, debido a que no
gastan constantemente en obtener combustible, ya que utilizan un aceite térmico
para producir vapor que puede durar años circulando dentro del sistema, aspecto
que trae como consecuencia la disminución de emisiones de dióxido de carbono al
ambiente.
El campo solar, se encuentra ubicado en una zona geográfica adecuada debido a
que los valores radiación solar de la ciudad de Agua prieta, son de los más altos en
el país. Lo anterior, resulta una gran ventaja para el sistema, ya que puede captar
la radiación suficiente para elevar la temperatura del aceite térmico a 388 °C, la cual
es necesaria para la producción de vapor en los intercambiadores de calor y
posteriormente para la generación de energía eléctrica.
Los materiales utilizados en el espejo y el tubo receptor, cuentan con características
ópticas y térmicas necesarias para lograr un alto rendimiento en su proceso de
calentamiento del fluido. Es poca la cantidad de radiación solar desaprovechada por
41
el espejo, ya que el colector cilindro parabólico instalado logra entregar al tubo
receptor más del 50% de la radiación incidida en la superficie. Además, esa
radiación es transferida al aceite térmico por medio de tubos al vacío, aspecto
importante que logra aumentar la eficiencia térmica del colector, porque ese tipo de
tuberías disminuyen las perdidas térmicas generadas durante el proceso de
transferencia de calor.
Para este tipo de investigaciones, es muy recomendable comparar los resultados
teóricos con pruebas de desempeño del colector cilindro parabólico utilizando
instrumentos de medición, ya que las condiciones del entorno no siempre serán las
ideales, ocasionando que la eficiencia real sea menor a la eficiencia teórica.
Además, a partir estas comparaciones es posible verificar si el sistema está
trabajando de manera adecuada.
Bibliografía
[1] CFE, “CFE y la electricidad en México “, Comisión Federal de Electricidad, 2014.
Disponible:http://www.cfe.gob.mx/ConoceCFE/1_AcercadeCFE/CFE_y_la_electrici
dad_en_Mexico/Paginas/CFEylaelectricidadMexico.aspx. Visitada: 28 de
septiembre 2015.
[2] CFE, “Informe anual 2014”, Comisión Federal de Electricidad, 2014. Disponible:
http://www.cfe.gob.mx/inversionistas/Style%20Library/assets/pdf/InformeAnual.pdf.
Visitada: 31 de diciembre del 2015.
[3] CFE, 2015. Sistema Integral de Gestión. Intranet de CFE. Visitada: 1 de octubre
2015.
[4] Sedigas, “Guía sobre aplicaciones de la energía solar térmica”, Asociación
Española del Gas, 2013. Disponible:
http://www.sedigas.es/dochome/Guia_solar_Sedigas.pdf. Visitada: 25 de
Noviembre 2015.
42
[5] AEMet, “Radiación Solar”, Agencia Estatal de Meteorología. Disponible:
http://www.aemet.es/documentos/es/eltiempo/observacion/radiacion/Radiacion_So
lar.pdf. Visitada: 25 de Noviembre 2015.
[6] Agencia Valenciana de la Energía, Guía práctica de energía solar térmica,
España: LAIMPRENTA CG, 2009.
[7] C.A. Polo, E.J. Sacari y J. A. Choque, “Resultados preliminares con sistemas de
concentración solar para la generación de vapor de agua”, Ciencia y Desarrollo, vol.
13, pp. 101-11, Noviembre 2011.
[8] CFE, “Contexto Operacional del Campo Solar”, Comisión Federal de Electricidad,
México.
[9] C. Richter, S. Teske y R. Short, Energía Solar Térmica de Concentración:
Perspectiva mundial 2009. España: Secretaría de SolarPACES, 2009.
[10] REN21, Reporte de la situación mundial de las energías renovables 2015,
Renewable Energy Policy Network for the 21st century. Disponible:
http://www.ren21.net/wp-content/uploads/2015/07/GSR2015_Key-
Findings_SPANISH.pdf. Visitada: 27 de Noviembre 2015.
[11] Futurenergy, “El mercado termosolar mundial una década de sólido
crecimiento”, Futurenergy, vol. 22, pp. 23-28, Julio 2015.
[12] J. A. Duffie, W. A. Beckman, Solar Engineering of Thermal Processes, Fourth
Edition. New Jersey, USA: John Wiley & Sons, Inc., 2013.
[13] C. Mataix, Mecánica de fluidos y maquinas hidráulicas, 2da edición. Madrid:
Ediciones del Castillo, S. A., 1986.
[14] R. Forristal, “Heat Transfer Analysis and Modeling of a Parabolic Trough Solar
Receiver Implemented in Engineering Equation Solver”, National Renewable Energy
Laboratory, USA, 2003.
[15] Y. Cengel, Transferencia de calor y masa, 3ra edición. México: McGraw-
Hill/Interamericana editores, S.A de C.V, 2007.
43
[16] G. Quero, “Diseño de un sistema de captación de energía solar térmica para la
producción de agua caliente sanitaria en un edificio de viviendas”, Tesis titulación,
Universitat Politècnica de Catalunya, España, 2011.
[17] AG Ingeniería, Anteproyecto Campo Solar 171 CC Agua Prieta II, México, 2012.
[18] Google Maps, 2015. Disponible:
https://www.google.com.mx/maps/@31.2663042,-
109.5828853,2590m/data=!3m1!1e3. Visitada: 17 de septiembre 2015.
[19] NREL, “NSRDB Data Viewer”, National Renewable Energy Laboratory, 2012.
Disponible: https://mapsbeta.nrel.gov/nsrdb-viewer/#. Visitada: 18 de Septiembre
2015.
[20] SunCalc, 2015. Disponible: http://suncalc.net/#/31.2651,-
109.5885,13/2016.06.21/08:46. Visitada: 18 Septiembre 2015.
[21] C. Sanjuán, “Memoria aceite térmico”, AG Ingeniería-CFE, México, 2013.
[22] Abengoa, “Abengoa Solar empieza a comercializar el colector ASTRØ”, 2011.
Disponible: http://www.abengoa.es/htmlsites/boletines/es/abril2011/solar.html.
Visitada: 23 de septiembre 2015.
[23] SCHOTT, “SCHOTT PTR® 70 Receivers”. Disponible:
http://www.schott.com/csp/english/download/schott_ptr70_4th_generation_datashe
et.pdf. Visitada: 23 de septiembre 2015.
[24] E. Gomez, “Cuestionario Técnico Campo Solar”, Comisión Federal de
Electricidad, Mexico, 2013.
[25] Therminol, “Therminol® VP-1 Heat Transfer Fluid”. Disponible:
https://www.therminol.com/products/Therminol-VP1. Visitada: 24 de septiembre
2015.
[26] Therminol, “Properties of Therminol VP-1”. Disponible:
http://twt.mpei.ac.ru/tthb/hedh/htf-vp1.pdf. Visitada: 24 de septiembre 2015.
44
Anexos
Fig 6. Módulo del colector cilindro parabólico
Fig 7. Conjunto de módulos cilindro parabólico.
45
Fig. 8. Plano del campo solar.