influencia de la composiciÓn quÍmica de agua …
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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE NICARAGUA, LEÓN
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
MAESTRÍA EN ENERGÍAS RENOVABLES Y MEDIO AMBIENTE 1ra. Ed.
TESIS:
INFLUENCIA DE LA COMPOSICIÓN QUÍMICA DE AGUA GEOTÉRMICA EN LA EFICIENCIA GLOBAL DE UN CONCENTRADOR SOLAR PARABÓLICO
CASO: GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR EN UN SISTEMA HIBRIDO GEOTÉRMICO
SOLAR, CAMPO GEOTÉRMICO DE BERLÍN
AUTOR: JOSE SALVADOR HANDAL CANDRAY
LICENCIADO EN FISICA
TUTOR: Dr. CARLOS ARMENTA DÉU
LEÓN, ABRIL DE 2014
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE NICARAGUA, LEÓN
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
MAESTRÍA EN ENERGÍAS RENOVABLES Y MEDIO AMBIENTE 1ra. Ed.
EN COLABORACIÓN CON:
UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID
UNIVERSIDAD DE EL SALVADOR
TESIS:
INFLUENCIA DE LA COMPOSICIÓN QUÍMICA DE AGUA GEOTÉRMICA EN LA EFICIENCIA GLOBAL DE UN CONCENTRADOR SOLAR PARABÓLICO
CASO: GENERACIÓN DIRECTA DE VAPOR EN UN SISTEMA HIBRIDO GEOTÉRMICO
SOLAR, CAMPO GEOTÉRMICO DE BERLÍN
AUTOR: JOSE SALVADOR HANDAL CANDRAY
LICENCIADO EN FISICA
TUTOR: Dr. CARLOS ARMENTA DÉU
LEÓN, ABRIL DE 2014
AGRADECIMIENTOS
Todo es inacabado o continuamente perfectible. Nunca termino de agradecer a quienes aportan
de si para engrandecer a la ciencia, la tecnología, la industria y la inversión; pero sobre todo a la
finalidad última: las personas y su ambiente. El conocimiento sobre el recurso solar que yo
emprendí, en la Escuela de Física de la Universidad de El Salvador, es culpa de su pionera la
Máster Etelvina de Escobar; el incursionar en la geotermia es debido a la Dra. Dina Larios, al
geofísico Carlos Rodríguez y al personal del Instituto de Geotermia de la Universidad de
Auckland y Universidad de Kyushu; la inflexión a las diversas energías renovables al estratega
innato Ing. Sifredo Artola; el disfrute práctico de los enfoques precisos y lo sorprendente de la
solar concentrada es reconfortante al lado de los jóvenes ingenieros Yohalmo Alvarenga –mi
apreciado Hojansson-, Alvaro Flamenco, Juan Guzmán y a los futuros profesionales Carlo
Gilberto Menjívar y Astrid Alfaro, responsables del monitoreo solar, construir los circuitos
electrónicos del seguidor solar y corroborar la simulación de los rayos solares. Todos ellos son
tanques de la física, geociencias o ingeniería y comprometidos con lo inagotable de esta pasión.
Volver a la academia, para formalizar lo que se lee, llega de otros o se atesora en el camino de la
vida se lo adeudo al Dr. Carlos Armenta, Dr. Leonardo Mendoza y máster Jaime Arévalo, ellos de
la Universidad Complutense de Madrid, UNAN-León de Nicaragua y Universidad de El Salvador,
respectivamente. ¡Qué honor le brindan a estas históricas Universidades!
Estos proyectos crecen por el compromiso de profesionales con y sin formación académica. Los
últimos, sin la oportunidad de contagiarse en el aula, destilan iniciativa y empirismo. Su faena
manual permite corroborar ideas. Es poco decir para Juan Durán, Andrés Pineda y don Dimas
Araujo, indomables gladiadores de la arena solar, allá en el campo geotérmico de Berlín.
Estas palabras serán plenas, si y solo si los directores de El Salvador permiten que se sea pionero
en la combinación de los recursos geotérmico y solar que la naturaleza descarga, como bien
geológico social, bajo el sombrero azul de El Salvador ¡Dale salvadoreño!
DEDICATORIA
Penetrar en las categorías apasionantes de este trabajo ha significado apartarme frecuente y
físicamente de mi hijo Ignacio, mi hija Rocío y mi esposa Claudia; y de las caricias bucólicas de
Julia, mi madre. Manifiesto que anhelar disculpas o agradecerles su comprensión y apoyo va
vinculado a una concreta reivindicación que además es absolutamente necesaria. Para ellos,
como ejemplo y compromiso firme, todos los resultados tangibles y no tangibles que se avecinen
como consecuencia de este esfuerzo, y que conduzcan a inflexiones ascendentes en todas las
expresiones y situaciones de nuestras vidas.
RESUMEN Este trabajo evalúa la eficiencia global de un prototipo de concentrador solar del tipo cilíndrico
parabólico (CCP), diseñado para la generación directa de vapor (GDV) a partir de salmuera
geotérmica, cuyas características iniciales son 110 °C, 14 bar y 774 ppm de sílice total. La fuente
de energía es 6 KWh/m2.dia, calculada a partir del monitoreo de la irradiancia solar directa
normal. La eficiencia global de referencia es 24%, obtenida cuando el fluido de trabajo es vapor
geotérmico condensado y preparado a similares condiciones termodinámicas que la salmuera.
La eficiencia global, cuando el fluido geotérmico es diluido con vapor condensado, resulta
superior que 24%; y mantiene este valor cuando el fluido es 100% geotérmico. La influencia del
contenido de sílice en el desempeño del CCP se mide mediante su índice de saturación (ISS), el
cual resulta ser menor que la unidad dentro del CCP, indicando bajo potencial de incrustación.
SUMMARY Overall efficiency of a parabolic cylinder concentrator thermal solar prototype (PCC) is assessed
in this work. The PCC, of the trough type, is designed for direct steam generation (DSG) from
geothermal brine at 110 °C, 14 bar and 774 ppm of total silica content. Monitoring of direct
normal irradiance results on 6 KWh/m2.day of solar energy. As a reference, 24% of the overall
efficiency is obtained when, at similar thermodynamic conditions that brine, the working fluid is
condensed geothermal steam. When the geothermal brine is diluted with condensed steam, the
overall efficiency is higher than 24%. Nevertheless, it remains as 24% when the fluid is 100%
geothermal brine. Finally, the influence of silica content in the PCC performance is measured by
its saturation index (SSI), which along the entire absorber heat system is less than unity,
indicating low potential of silica scaling.
TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCION ................................................................................................................................ 1
PROBLEMATICA ................................................................................................................................ 2
ANTECEDENTES ................................................................................................................................ 2
JUSTIFICACION .................................................................................................................................. 5
OBJETIVO GENERAL .......................................................................................................................... 7
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................................................... 7
FUNDAMENTOS TEORICOS .............................................................................................................. 8
Estudio de la irradiancia solar ...................................................................................................... 8
Tecnología de concentración solar ............................................................................................. 10
Generación Directa de Vapor (GDV) ........................................................................................... 10
Consideraciones para diseñar un CCP ........................................................................................ 11
Pérdidas ópticas y geométricas .................................................................................................. 15
Pérdidas Térmicas ....................................................................................................................... 16
Potencia irradiante recibida por el CCP ...................................................................................... 17
Potencia térmica útil entregada por el CCP ............................................................................... 17
Rendimientos global y térmico del CCP...................................................................................... 18
Ventaja térmica del agua geotérmica ........................................................................................ 19
Efectos químicos ......................................................................................................................... 22
METODOLOGIA ............................................................................................................................... 25
El Prototipo CCP .......................................................................................................................... 25
Procedimiento experimental ...................................................................................................... 27
Proceso agua geotérmica diluida y no diluida ....................................................................... 28
Proceso agua no geotérmica .................................................................................................. 29
Dirección de flujo del fluido .................................................................................................... 30
Muestreo y mediciones de presión y temperatura ................................................................ 31
Medición de caudales ............................................................................................................. 32
Irradiancia solar y condiciones ambientales ........................................................................... 33
Propiedades ópticas ................................................................................................................ 33
Transferencia de energía en el receptor de calor ................................................................... 33
Estimar Eficiencias .................................................................................................................. 34
Energía auxiliar ........................................................................................................................ 36
Instrumentos de medición ...................................................................................................... 37
Caracterización del fluido caloportador ................................................................................. 38
Procesamiento y análisis de la información ........................................................................... 38
RESULTADOS .................................................................................................................................. 40
Evolución temporal de las variables medidas ............................................................................ 40
Generación de vapor .................................................................................................................. 47
Entalpía y densidad del fluido .................................................................................................... 50
Energía neta, eficiencia global y proporción de agua geotérmica ............................................. 55
Química del fluido ....................................................................................................................... 59
CONCLUSIONES .............................................................................................................................. 66
RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 69
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ...................................................................................................... 74
ANEXO I. ENSAYOS QUIMICOS ....................................................................................................... 76
1
INTRODUCCION El campo geotérmico de Berlín (CGB) yace en el flanco norte del complejo volcánico Berlín-
Tecapa, 110 km al oriente de San Salvador y capacidad instalada 109.4 MW, distribuidos en 2
turbogeneradoras de 28, una tercera de 44 y la más reciente de 9.4 MW. Las turbinas de mayor
capacidad procesan vapor saturado en un ciclo Rankine abierto; mientras que la cuarta, una
planta binaria, procesa isopentano en un ciclo Rankine cerrado. La zona sur del campo produce,
a 175-185°C y 8-11 bar-g, 200 Kg/s de vapor saturado y 615 Kg/s de agua geotérmica, de los
cuales 315 Kg/s es reinyectada directa y a profundidad cerca de pozos productores. Los
intercambiadores de calor de la planta binaria refrigeran hasta 140-155° los remanentes 300
Kg/s de líquido. Este fluido residual es transportado para reinyectarse a profundidad en los
pozos de la zona norte a 133-144°C, 15-25 bar-g y entalpia 573-610 KJ/Kg. El proceso total
entrega 25-30 Kg/s netos de vapor condensado a condiciones ambientales, el cual es
reinyectado a 150-200 m de profundidad. El agua de reinyección caliente es una salmuera con
contenido de sílice (750-825 ppm) y que debido a las condiciones termodinámicas e hidráulicas
presentes, la sílice puede formar polímeros que, si precipitan, potencian la incrustación de la
tubería de transporte, pozos y/o la reducción de la permeabilidad de la roca que recibe el agua
de reinyección.
La zona norte del CGB, a elevaciones menores que 400 msnm, ha sido sujeta de evaluación del
recurso solar desde 2008, cuya irradiación normal directa (DNI) no es menor que 5 KWh/m2.dia,
la cual puede utilizarse para producir vapor saturado o sobrecalentado y generar electricidad
mediante plantas de concentración solar de media a alta temperatura, tal como las
implementadas en USA y España desde 1990. Es común que estos campos solares utilicen aceite
sint como fluido de transferencia de calor para generar vapor sobrecalentado a partir de agua
desmineralizada. La última década ha avanzado en la generación directa de vapor (GDV), la cual,
a pesar de prescindir del aceite, tanques hidroneumáticos e intercambiadores de calor, requiere
secciones adicionales de colectores solares para precalentar agua también desionizada y
bombas para su circulación a presiones muy elevadas.
2
PROBLEMATICA
Con la finalidad de incrementar la utilización de la energía geotérmica y considerando la
irradiación solar disponible, así como las destacadas propiedades termodinámicas del líquido
geotérmico reinyectado en la zona norte del CGB, es pertinente y novedoso estudiar la GDV de
dicho fluido a partir de energía solar concentrada en un prototipo de colector cilíndrico
parabólico (CCP), instalado en la plataforma del pozo de reinyección TR-10 del CGB (Figura 1).
Los aportes de este estudio propondrían las bases para generar electricidad en lugares donde se
presenten ambos recursos renovables y posiblemente en el CGB a partir de la década 2020-
2030.
No obstante que esa iniciativa prescindiría de bombas, agua desmineralizada y algunas
secciones solares para precalentamiento del fluido, se tendría que vaporizar salmuera
geotérmica a lo largo de los tubos absorbedores de calor, por lo que antes de un desarrollo
comercial debe responderse cuál es la relación entre la concentración de sílice en el agua
geotérmica de reinyección y la eficiencia del CCP; y cuál es el potencial incrustante del fluido.
Los hallazgos indicarían las condiciones que debe reunir el fluido geotérmico a utilizar en una
planta GDV y proponer medidas correctivas o de control para que la incrustación de sílice en los
tubos absorbedores de calor no afecten drásticamente a la eficiencia y operación comercial de
un campo de CCP.
ANTECEDENTES
El sistema hidrotermal posee su fuente calor en la cámara magmática del complejo volcánico
Berlín-Tecapa y su recarga meteórica principal es una estructura caldérica. Después de percolar
y obtener calor, el fluido asciende hasta formar el reservorio geotérmico dentro de rocas
fracturadas. Mediante la perforación de los 35 pozos verticales y direccionales, posicionados en
figura 1, el recurso se ha encontrado entre 1800 y 2500 m de profundidad, tipificándose como
líquido dominante a 280-300 °C, 100-110 bares y 1235-1340 KJ/Kg. Los pozos productores se
sitúan entre 700 y 1100 msnm, mientras que los reinyectores en el rango 400 a 700 msnm.
3
Al examinar las figuras 2 y 3, se deduce que a
medida el fluido del reservorio (1) asciende a
través de los pozos de producción, se despresuriza
y así ebulle isoentálpicamente (1-2), obteniendo en
el cabezal un mezcla bifásica agua/vapor (2), que al
separarse isobáricamente a un valor del intervalo
8-10.5 bar-g produce fluidos a 175-185°C con 24-
30% de fracción de vapor (x). Las entalpías del
vapor saturado (3) y el agua separada (7s) son 2772-2781 y 743-790 KJ/Kg, respectivamente. El
agua separada se reinyecta directamente en pocos pozos del Sur o se utiliza como foco caliente
en la planta binaria. En los intercambiadores de calor de este proceso, la temperatura del agua
separada (7s) sale en el rango 140-155°C. Mientras 315 Kg/s de agua geotérmica separada es
reinyectada directamente en los pozos del sur TR3, TR4A, TR7 y plataforma TR19; se introduce
en los pozos reinyectores del Norte 300 Kg/s provenientes del ciclo binario, a 133-144°C,
comprimida 15-25 bar-g y entalpia en el intervalo 573-610 KJ/Kg.
Figura 1. Campo de 35 pozos, centrales geotérmicas y sitio de experimento solar GDV
Figura 2. Ciclo Rankine abierto
4
El agua de reinyección de la zona norte es una salmuera, cuyas especies dominantes son
cloruro, sodio, sílice, calcio y boro, tal como el agua del pozo TR10 (Tabla 1). Para las
condiciones termodinámicas e hidráulicas presentes, todos los elementos, a excepción de la
sílice, son completamente solubles. La componente monomérica de la sílice se encuentra
disuelta; mientras que su remanente flocula constituyendo polímeros que, si precipitan, pueden
causar incrustación.
Tabla 1. Especies químicas contenidas en el agua que se reinyecta al pozo TR-10.
La Figura 4 explica que en el reservorio geotérmico la sílice se encuentra en equilibrio con la
fase mineralógica cuarzo. Durante su enfriamiento el fluido tiende a sobresaturarse de sílice; y
en superficie, donde es enfriado a menor temperatura que la de su condición de equilibrio, la
sílice precipita en su fase amorfa. Esta fase es la que se deposita e incrusta en tuberías, pozos o
formación geológica. La sílice del agua de reinyección presenta un índice de saturación (ISS) que
se aproxima a 1.5, el cual es significativo de un alto potencial de incrustación, como los
depósitos observados en las tuberías de los intercambiadores de calor de la planta binaria
(Figura 5).
Na K Ca Mg Cl SO4 HCO3 SiO2 Si mon B Li
12-feb-13 3952 679 101 0.061 6459 21 3.5 818 766 125 13.8 5.5 144.1 52.31 6.4% 266.0 1.48
09-abr-13 3795 803 98 0.067 6781 33 3.5 784 748 128 16.6 4.8 142.2 35.90 4.6% 242.0 1.45
08-jul-13 3978 703 108 0.071 6770 30 3.5 761 758 128 14.8 5.4 137.0 2.88 0.4% 247.0 1.48
08-oct-13 3718 662 108 0.062 6746 29 3.5 772 753 118 14.3 5.4 138.0 18.85 2.4% 253.0 1.49
ISS
(ppm)Fecha
pH
campo
Temp.
fluido
(°C)
Sílice
polimérica
(ppm)
Sílice
polimérica
(%)
Sílice
exceso
(ppm)
Figura 3. Central geotérmica convencional y planta binaria.
5
El agua de reinyección en el campo
geotérmico de Berlín posee ventajas
termodinámicas para utilizarla en la GDV
mediante concentradores solares CCP, ya
que no demandaría equipos auxiliares para
el calentamiento y presurización del fluido,
comunes en las plantas termosolares, tal
como se experimentó en el 2007 por
Handal y Alvarenga en el campo
Geotérmico de Ahuachapán. No obstante,
para el caso del campo geotérmico de
Berlín, la experimentación lleva otra
importancia adicional, puesto que su
sobresaturación de sílice, que excede en
240-270 ppm a su equilibrio con sílice
amorfa para una temperatura de 137-144ºC, puede provocar incrustaciones durante la
vaporización dentro de los tubos absorbedores de calor de los CCP.
JUSTIFICACION Con la GDV, combinando fluido geotermico residual e
irradiación solar, se estaría optimizando el uso del
recurso geotérmico sin equipos convencionales para el
calentamiento y presurización del fluido a vaporizar.
Ese logro propondría al mundo una opción
económicamente competitiva para generar energía
eléctrica y con afectos insignificantes al clima y medio
ambiente. Para El Salvador de la década 2020-2030, esta novedosa alternativa reforzaría la
participación de las energías renovables en su matriz energética, horizonte planteado en la
política gubernamental del año 2012.
Figura 5. Tubería incrustada por sílice
Figura 4. Solubilidad de SiO2 en agua a 1 bar bajo 100°C y a presión de vapor para mayores temperaturas.
6
Por otra parte, la zona norte del CGB, con elevaciones menores que 400 msnm, constituye un
foco para un posible desarrollo de una planta termosolar ya que posee irradiación solar
altamente favorable, pendientes de terreno alrededor de 12%, poco nublado, uso de suelo para
pastoreo y con casi nula densidad poblacional. Desde agosto de 2008, esa zona ha sido sujeta
de evaluación del recurso solar usando sensores y seguidor solar biaxial, certificados y
fabricados por la firma Holandesa Keep & Zonen. Los resultados, hasta abril de 2013 (Figura 6),
muestran una irradiación normal directa (DNI) no menor que 5 KWh/m2.dia, la cual es muy apta
para el desarrollo del campo solar para la GDV, ya que es comparable a valores registrados en
desiertos como Almería, España, referente del desarrollo de la tecnología termosolar
concentrada.
Figura 6. Año tipo de irradiación solar normal directa (DNI) en W/m2 y energía solar diaria en zona norte Campo Geotérmico de Berlín, agosto 2008-abril 2013.
7
OBJETIVO GENERAL Determinar la relación entre la eficiencia del prototipo de un colector cilíndrico parabólico (CCP)
y la concentración de sílice o proporción de agua geotérmica en la mezcla usada como fluido
caloportador.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Cuantificar la irradiancia solar directa normal durante la fase experimental.
2. Establecer la eficiencia óptica del CCP a partir de la irradiancia solar incidente y variables
ópticas del concentrador, tales como factor reflexión, concentración e interceptación.
3. Cuantificar, durante los ensayos, el consumo de energía debido al sistema de seguimiento
solar, generador eléctrico, soplador de quemador, bombas y sistema de controles de
instrumentos.
4. Determinar la eficiencia global del CCP utilizando agua no geotérmica o vapor geotérmico
condensado con presión de trabajo cercana a la del cabezal del pozo de reinyección TR10.
5. Variando la concentración del agua geotérmica de reinyección del pozo TR10, mediante
dilución con vapor geotérmico condensado a temperatura similar a la del pozo, encontrar
en qué proporción se altera la anterior eficiencia global del CCP.
6. A partir del análisis químico de la sílice de muestras de fluido, tomadas a lo largo del
absorbedor de calor del CCP y para cada concentración de agua geotérmica ensayada,
cuantificar el potencial de incrustación de la sílice presente en el agua.
7. Estimar, si el prototipo lo permite, en qué sección del absorbedor de calor se alcanzará la
temperatura de saturación correspondiente a la presión de trabajo.
8. Estimar, si el prototipo lo permita, la fracción de vapor generada en cada ensayo y la
máxima concentración de sílice, que se admita en el agua separada para reinyectarla sin
dañar al proceso geotérmico convencional.
8
FUNDAMENTOS TEORICOS
Estudio de la irradiancia solar La Figura 7 ilustra que la irradiancia solar se clasifica en directa, que es la que procede
directamente del Sol; difusa, la que se recibe de la atmósfera debido a la dispersión de la
irradiancia solar en la misma; y reflejada que se refleja en la superficie terrestre.
En un sistema de concentración solar de tipo CCP (1 en figura 8), únicamente la irradiancia
directa, perpendicular al dispositivo, es aprovechada dado que la difusa o la reflejada, que no
inciden perpendicularmente (2, figura 8) sobre el plano de apertura se refleja sin pasar por el
foco donde se sitúa el tubo receptor de calor.
En un momento del año, los dispositivos CCP que sólo siguen al sol girando sobre un eje paralelo
al receptor lineal, reciben la irradiancia directa perpendicular al plano de su apertura (1, figura
Figura 8. Incidencia de rayos solares sobre un concentrador solar cilindro-parabólico. Incidencia perpendicular (1). Incidencia no perpendicular (2). Angulo incidencia y componente normal de la irradiancia directa (3).
Figura 7 Esquema de las componentes de la irradiancia solar
9
8). El resto del tiempo, la irradiancia directa y el vector normal al plano de apertura forman un
ángulo de incidencia, el cual puede calcularse para conocer la fracción de la irradiancia directa
perpendicular al plano de apertura (3, figura 8), la cual es utilizada por los dispositivos de
concentración solar.
Es fundamental, por tanto, conocer la composición de la irradiancia solar en cuanto a sus
componentes, así como el ángulo de incidencia de la irradiancia directa para así poder
establecer el adecuado balance energético en función de la cantidad de irradiancia, y energía,
aprovechable por el concentrador solar.
La irradiancia directa se puede determinar por tres
maneras: a) medida directa mediante el uso de
pirheliómetros (figura 9); b) medida indirecta con los
piranómetros de la imagen inferior en figura 9, lo cual
permite medir directamente la irradiancia global G y la
difusa D; y luego calcular la irradiancia directa, en
función de la incidencia θ, por:
(1)
y c) mediante modelos o simulaciones, cuando no se
dispone de datos experimentales, o éstos son
insuficientes, imprecisos o faltos de fiabilidad.
La forma a) es la más precisa y fiable, pero requiere un dispositivo caro, un sistema de
seguimiento solar y de un proceso de alineamiento diario que hay que supervisar con la
dependencia de un operador que ello conlleva. Las irradiancias con la forma b) se pueden medir
con la ayuda de 2 piranómetros, uno normal y el otro con banda o esfera de sombreo. Esté
método es menos exacto que el a) debido al cálculo del ángulo de incidencia. La forma c)
conlleva mayor incerteza porque debido a que no hay modelos para encontrar la irradiancia
directa, se recurre a modelos de la global y la difusa y luego se utiliza la expresión (1).
Figura 9. Pirheliómetro (arriba) y piranómetros con esferas de sombreo (abajo), usados en CGB desde 2008.
10
Tecnología de concentración solar
Un dispositivo de concentración para la generación
de energía eléctrica por medio de la llamada
conversión termosolar, es llamado concentrador
cilindro parabólico (CCP), en el cual la irradiancia
(DNI) se refleja sobre un espejo de geometría
parabólica y simetría cilíndrica, alcanzando un foco
lineal donde se instala un tubo receptor. Por el
interior del tubo circula un fluido caloportador, que
una vez calentado, es utilizado para vaporizar agua, el cual es inyectado en una turbina para
generar electricidad en un turbo-alternador, que se transporta hasta el transformador y de ahí
se inyecta a la red.
El fluido caloportador generalmente es aceite
mineral o sintético para alcanzar elevadas
temperaturas y generar vapor a alta presión, alta
temperatura y así su entalpía. Sin embargo, el uso de
aceites requiere intercambiadores de calor (figura
11) para transferir la energía térmica acumulada por
el aceite hacia el agua, lo que resta eficiencia al
proceso y además eleva los costos de instalación y mantenimiento.
Generación Directa de Vapor (GDV)
Una solución para compensar esa pérdida de energía es aumentar el tamaño del sistema de
captación solar, sea incrementando el número de CCP, lo que significa tener que disponer de
mayor superficie útil, o aumentando la superficie de los mismos, lo que presenta el
inconveniente de requerir de un diseño más complejo, con un sistema tecnológicamente más
costoso.
Figura 10. Concentrador cilindro-parabólico
Figura 11. Intercambiador de calor
vapor aceite
agua
11
Otra solución es eliminar los intercambiadores de calor y generar el vapor directamente en el
receptor. Esto demanda un mayor tamaño del sistema de captación solar para lograr más
energía que vaporice el agua hasta la temperatura o entalpía a la presión de trabajo
seleccionada. Aparentemente, el hecho de utilizar un sistema de Generación Directa de Vapor
(GDV) no representa ventaja alguna respecto a utilizar un sistema con intercambiador de calor,
en ambos casos es preciso aumentar el tamaño del sistema de captación, pero la realidad es
que un estudio detallado del balance de energía permite concluir que la GDV resulta ser más
eficiente y representa un costo global inferior.
Consideraciones para diseñar un CCP
Sin considerar la energía perdida por el receptor de calor y aquella almacenada por las paredes
del mismo, la porción de energía solar reflejada, captada por el absorbedor evacuado con
cubierta de vidrio y que es transferida al fluido de flujo ṁ y calor específico cf, puede expresarse
por:
(2)
En el balance anterior, Cx representa la razón de concentración del sistema de captación solar, B
la irradiancia solar de incidencia normal (del Inglés DNI), ρ es la reflectividad de los espejos, τ
transmisividad del vidrio, α absortividad del tubo receptor de calor, Sr la superficie del captador
de calor concentrado, FR el factor de transferencia de calor entre el tubo receptor y el fluido
caloportador y ΔT el salto térmico del fluido entre la entrada y la salida a través del tubo
receptor.
La temperatura alcanzable Tout del fluido con temperatura Tin de entrada en el tubo absorbedor
viene dado por la relación:
(3)
12
Para maximizar la temperatura de salida es preciso imponer la condición:
(4)
Esta expresión equivale a la adición de 10 derivadas parciales. El término que contiene a la
irradiancia directa B, producirá una temperatura máxima en cuanto la irradiancia lo sea,
condición que se logra, en un instante del año y al mediodía solar del lugar donde se encuentre
el CCP. La concentración máxima Cx causará que un valor de irradiancia en el orden de la
componente difusa mantenga a la temperatura no en su valor máximo, pero si dentro del rango
deseado para la operación del CCP.
Por otra parte, cuando los parámetros ópticos explícitos en la ecuación son máximos, también
lo será la temperatura. De acuerdo a Zarza (2009), como las superficies reflectivas no son
perfectas y además se ensucian, los espejos deben estarse limpiando para mantener una
reflectividad (ρ) sobre 90%. De la parte reflejada, una porción no alcanza al receptor debido a
imperfecciones constructivas, montaje, bloqueo de soportes o error de seguimiento solar. Esta
pérdida por interceptación afecta proporcionalmente a la fracción reflejada, siendo 95%
factores de interceptación (γ) aceptados para evitar reducciones importantes en la reflectividad
captada por el absorbedor. En los CCP convencionales, como el sistema receptor se envuelve
por una cubierta de cristal para disminuir las pérdidas por convección y proteger a la superficie
selectiva, una fracción de la energía reflejada y que alcanza la cubierta es reflejada y absorbida
por el material de vidrio. Una manera de minimizar ambos efectos es procurar una
transmitancia (τ) sobre 90% mediante tratamientos anti-reflexivos o hasta de 100% si se elimina
la cubierta de cristal. El otro parámetro, la absortividad (α) de la superficie selectiva que recubre
al receptor, debe intentarse sobre 90 a 95% si se usan selectivos a base de cermet o
electrolíticos. Como lo explica la relación 5, ya que la selectividad (s) establece la relación entre
la absortividad de una superficie en el rango del visible (VIS) y su emisividad en el rango del
infrarrojo (IR), el pigmento selectivo debe ser tal que se logre la mayor absortividad visible (α) y
la menor emisividad (ε) en el rango del infrarrojo, es decir, que “s” sea lo máximo posible para
el sustrato con que se construya el tubo absorbedor.
13
(5)
Así, para maximizar la temperatura, la propagación de los factores ópticos debe ser del mayor
rendimiento óptico para un ángulo de incidencia θ nulo, el cual se expresa por:
(6)
Este rendimiento es independiente de la radiación solar y temperatura de trabajo del fluido.
Además debe permanecer constante si ninguno de sus términos se degrada. Un valor típico del
rendimiento óptico nominal o de fábrica es 75% cuando el grado de limpieza es completamente
puro.
El otro término que debe maximizar a la temperatura es el factor de transferencia FR, que, como
lo plantea la relación 7 y la figura 12, se define como la relación entre la energía en forma de
calor transferido al fluido caloportador, circulando en el tubo receptor, y la energía incidente
que efectivamente alcanza la superficie absorbedora del tubo receptor.
(7)
La diferencia del denominador al numerador representa la cantidad de energía no transferida
hacia el fluido caloportador y que se transfiere hacia el medio que rodea al tubo, sea por
pérdidas (Qp) por conducción, convección o radiación, y por almacenamiento térmico en la
propia pared del tubo. El factor de transferencia se puede maximizar haciendo delgada la pared
Figura 12. Transferencia de calor entre tubo receptor y fluido caloportador
14
del tubo pero con suficiente grosor para conservar su rigidez estructural, entre otras
propiedades mecánicas.
Durante el proceso de calentamiento, el calor específico (c) del agua será máximo cuando se
alcance la temperatura de saturación, la cual es limitada por la presión de trabajo. Durante el
proceso de vaporización, el calor específico de cada fase permanece constante, siendo mayor el
de la fase líquida. Durante la ganancia de calor sensible por parte del líquido, se puede
determinar el factor de transferencia (FR) máximo de acuerdo a lo establecido en la relación 7 y
para un flujo de líquido (ṁ) máximo posible, temperatura de entrada fija y temperatura de
salida, la de saturación.
Otra condición para simplificar la dependencia de la temperatura máxima de los parámetros
operacionales de la ecuación 4, es maximizar la razón de concentración Cx. Para ese fin, el
diseño debe cumplir:
0
Y que de acuerdo a la definición de razón de concentración
(8)
donde Sr es el área del receptor, el diseño debería estar basado en la máxima relación entre las
superficies de apertura y receptor. Sin embargo, no es posible alcanzar un valor de Cx
excesivamente alto por cuestiones de índole tecnológica. En efecto, una superficie de apertura
muy grande implica un tamaño de espejos parabólicos igualmente muy grande, lo que plantea
problemas de fabricación, así como de resistencia mecánica, tanto frente a los efectos del
viento como frente a la rotura por torsión, de ahí que se busque optimizar este valor. En la
actualidad, las aperturas parabólicas más grandes están en el entorno de 6 m.
15
Por otro lado, para aumentar la razón de concentración se puede reducir la sección Sr del
receptor de longitud L. Esta práctica, sin embargo, tiene sus límites, dado que una sección
excesivamente reducida aumenta la resistencia hidráulica del fluido que circula, la cual viene
dada por la relación:
(9)
donde μ es la viscosidad dinámica del fluido caloportador. Como se puede apreciar, cuanto
menor sea la sección Sr, mayor será la resistencia, en un efecto que aumenta de forma
cuadrática; por tanto, no es conveniente reducir excesivamente el tamaño del receptor si no se
quiere incrementar de manera notable la resistencia hidráulica, lo que conlleva tener que gastar
mucha energía en impulsar el fluido a lo largo del tubo receptor.
Pérdidas ópticas y geométricas
Al tratar el balance de energía se han señalado las pérdidas ópticas y se definió el rendimiento
óptico máximo o pico para el ángulo de incidencia igual a cero, con respecto al cual se deben
comparar el rendimiento óptico para otros ángulos de incidencia, en particular el valor mínimo
que se obtiene cuando la incidencia es 90°.
Las pérdidas geométricas causan una disminución del área efectiva de captación de los
colectores. Se presentan las pérdidas por sombra debido a interferencia parcial entre colectores
adjuntos, posible vegetación, estructuras culturales y relieve topográfico cercanos. También se
exhiben pérdidas inherentes al colector que dependen del ángulo de incidencia y provocan, en
los extremos del sistema receptor, una zona del concentrador que no es útil porque la
irradiancia reflejada no intercepta al receptor. El área de esta zona Ae, viene expresado por la
ecuación 10, donde w es la apertura y fm la distancia media entre los puntos de la superficie de
la parábola y el foco en el absorbedor, dentro de una misma sección transversal del colector, y
el ángulo de incidencia de la irradiancia directa.
(10)
16
Evidentemente, el efecto por pérdida en extremo del colector es mínimo cuando el ángulo de
incidencia es nulo, y máximo al tender a 90°.
La experiencia demuestra que el ángulo de incidencia afecta a los parámetros ópticos y produce
pérdidas geométricas en los extremos del colector, y con ello a su rendimiento. Ese efecto se
cuantifica mediante un parámetro identificado como modificador por ángulo de incidencia K(θ),
el cual incluye todas las pérdidas ópticas y geométricas que tienen lugar en el CCP para ángulos
de incidencia (θ) mayores que cero y no consideradas por el rendimiento óptico pico. Este
modificador es K(θ) = 1 para incidencia normal (θ=0°) y toma el valor de K(θ) = 0 cuando la
incidencia es tangencial (θ=90°). Para ángulos de incidencia θ > 0, su medida toma la forma
polinomial de la ecuación 11, cuyos coeficientes Ki se encuentran experimentalmente (Zarza,
2009).
(11)
De lo anterior, se deduce que para ángulos de incidencia mayores que cero, las pérdidas ópticas
y geométricas afectan al máximo rendimiento óptico nominal, de manera que dichas pérdidas
serían:
(12)
Pérdidas Térmicas
Las pérdidas térmicas se producen
principalmente en el tubo absorbedor.
Estas son despreciables por conducción a
través de los soportes del tubo; pero son
muy importantes aquéllas por radiación,
convección y conducción desde el tubo metálico hacia la cubierta de cristal, y por convección y
radiación desde la cubierta al ambiente. Si el espacio entre la cubierta y el tubo metálico es
evacuado, la convección desde el tubo metálico hacia la cubierta no existe, dejando sólo las
pérdidas por radiación y algunas insignificantes por conducción entre la unión vidrio-metal.
Figura 13. Pérdidas térmicas en receptor de calor
17
Si no existe cubierta de vidrio, las pérdidas por convección (Qcv) del sistema receptor hacia el
ambiente serán muy evidentes a medida la temperatura de la superficie de los tubos metálicos
experimenta valores significativamente superiores sobre la del ambiente. Otra pérdida
importante producida es la radiación (Qrad) emitida por el receptor hacia su entorno y el cielo;
y además, existe una pequeña pérdida por conducción (Qcd) a través de los soportes y
accesorios de interconexión del sistema de absorción. En la figura 13 se representan dichas
pérdidas del CCP (QL), que globalmente se expresan por:
(13)
Potencia irradiante recibida por el CCP
El flujo de energía solar (Qs-c) atravesando el plano de la apertura de superficie Sa, debido a la
irradiación solar directa B (DNI), llegando al colector viene dada por:
(19)
Esta expresión contabiliza únicamente el área de apertura reflectora del CCP y no los espacios
necesarios para su montaje tales como soportes, uniones, sistema de seguimiento solar y, la
sombras del receptor de calor durante operación del CCP.
Potencia térmica útil entregada por el CCP
La potencia Q = Qc-f recibida por el fluido de trabajo circulando por el sistema absorbedor o
receptor de calor, se calcula a partir de su incremento entálpico por:
(20)
siendo en Kg/s las unidades del flujo másico ṁ y en KJ/Kg las entalpías específicas del fluido de
trabajo a la entrada (hi) y salida (ho), respectivamente. Esta potencia también puede estimarse
midiendo el flujo másico, las temperaturas de entrada y salida, y el calor específico para la
temperatura media.
18
Rendimientos global y térmico del CCP
El rendimiento global ηg del CCP incluye todas las pérdidas ópticas, geométricas y térmicas. Se
calcula mediante la razón de la potencia térmica útil en el fluido de trabajo y la potencia
irradiante que recibe la apertura del CCP, es decir:
(21)
Respecto del rendimiento térmico ηth, puede notarse que coincide con el factor de transferencia
FR (Ecuación 7), puesto que ambos consideran únicamente el cociente entre la potencia recibida
por el fluido de trabajo y la energía de incidencia efectiva (ξin) que alcanza al sistema receptor.
El rendimiento térmico, que descuenta las pérdidas al ambiente, se calcula entonces por:
(22)
Siendo Qc-a la energía almacenada Qsto en las paredes metálicas del tubo absorbedor.
La energía incidente efectiva, intersectada por el sistema absorbedor, es la que resulta de
quitarle a la potencia irradiante, recibida en el CCP, aquellas pérdidas ópticas y geométricas, es
decir:
(23)
Al combinar las expresiones 21, 22 y 23 resulta que la eficiencia global se relaciona con las
eficiencias ópticas y térmicas por:
(24)
Si se incluye un factor de nitidez de limpieza Fe, que varía entre 0 y 1, la relación 24 se
transforma en:
(25)
19
Ventaja térmica del agua geotérmica
El uso de agua geotérmica como fluido caloportador resulta ser bastante beneficioso para la
GDV en CCP. La ventaja que aporta este fluido es su alto nivel entálpico de partida, muy por
encima de los valores habituales que se pueden alcanzar en fluidos ordinarios en condiciones
normales de operación; por otro lado, al disponer de este nivel de entalpía se evita el sistema
de precalentamiento, con un considerable ahorro de energía y una notable mejora en la
eficiencia global del proceso en su conjunto.
En efecto, un breve análisis calorimétrico muestra que el aporte calorífico para alcanzar una
temperatura de vapor saturado (Tv) a partir de un cierto valor Ta, de temperatura del agua,
viene dado, para un flujo másico unidad, por:
(26)
donde cl es el calor específico del líquido, Lv el calor latente o calor de cambio de fase a la
temperatura Tv, a la presión correspondiente, y Ta la temperatura del agua líquida previa al
calentamiento.
El análisis siguiente compara la ventaja de usar agua geotérmica con contenido energético y
agua a condiciones ambientales. Si se suponen dos valores iniciales diferentes para la
temperatura del agua (T1 y T2) y que el cambio de fase se produce siempre bajo unas
condiciones fijas de presión y temperatura (Tv), se obtiene:
(27)
Si se asume que T2 es la temperatura ambiente Ta, habitualmente utilizada en sistemas CCP, y
T1 = Ta + ΔT como en el caso del agua geotérmica de este estudio, se tiene:
(28)
20
Se deduce de la relación 28 que la energía de
precalentamiento se vería reducida en una fracción
equivalente al valor de su segundo término del
miembro de derecho. Esta fracción depende, como se
puede ver, de la diferencia de temperatura (ΔT) entre el
agua geotérmica y el agua ambiente y del
calentamiento del agua hasta el punto de cambio de
fase (Tv).
El diagrama de cambio de fase (figura 14), demuestra que a mayor presión, y por tanto alta
temperatura a la que se produce el cambio de fase, menor es la cantidad de energía a gastar en
el cambio de fase.
Si se considera que el CCP opera bajo unas condiciones fijas, el salto térmico Tv-Ta puede
tomarse como constante, por lo que la expresión 28 se convierte en:
(29)
donde Ls representa el calor sensible para alcanzar la temperatura de cambio de fase, que es
función del valor inicial Ta.
Teniendo en cuenta que ∆T=T1-Ta, se puede poner:
(30)
(31)
En estas condiciones podemos suponer tres situaciones diferentes:
a) Ls >> Lv: El calor de cambio de fase es muy pequeño frente al precalentamiento del agua
hasta el punto de cambio de fase. Esto se produce cuando la temperatura del cambio de
fase es suficientemente elevada (alta presión) y la ecuación 31 se reescribe como:
Figura 14. Diagrama P-V de cambio de fase
21
(31a)
En cuanto mayor sea la temperatura (T1) de entrada del fluido geotérmico menor será el
numerador y, por tanto, la fracción, lo que nos indica que el gasto energético disminuirá en
proporción a como lo haga la diferencia Tv-T1.
b) Ls << Lv: El calor de cambio de fase es muy grande frente al precalentamiento del agua
hasta el punto de cambio de fase. Esto se produce cuando la temperatura del cambio de
fase es baja (baja presión) y la ecuación 31 resulta:
(31b)
Al ser Tv > T1, aquí el gasto energético resulta siempre será mayor, dado que el segundo
miembro de la igualdad es siempre positivo.
c) Ls = Lv: Ambos calores son similares. Esto se produce a temperaturas intermedias.
(31c)
En esta situación, el cociente tenderá a 0.5
siempre que el cambio de fase se produzca
a una temperatura lo suficientemente por
encima de la ambiente T1, y que la
temperatura de entrada se aproxime lo
más posible a la de vaporización.
Está claro que la situación b) no es
aconsejable y que la a) representa la
opción más favorable, motivo por el que
para alcanzar eficiencias elevadas es
preciso aumentar la temperatura del
cambio de fase lo más posible, lo que
conlleva un aumento de la temperatura de Figura 15. Solubilidad de SiO2 en agua a 1 bar bajo 100°C y a presión de vapor para mayores temperaturas.
Co
22
ingreso del agua geotérmica en el concentrador. Desde un punto de vista teórico, y asumiendo
las consideraciones realizadas como ciertas, se estima que el ahorro energético sería, como
mínimo, del 50%.
Efectos químicos Uno problema asociado al uso de agua geotérmica, como fluido caloportador en la GDV, es su
alta concentración de sales minerales en disolución. La composición, que varía en función del
tipo de sistema hidrotermal, son aniones y cationes, entre los cuales destacan sulfatos,
carbonatos, bicarbonatos, cloruros, de sodio, potasio, magnesio o calcio, además de otros tipos
de sales. La principal desventaja es su contenido en sílice, el cual puede llegar a concentraciones
muy significativas. La presencia de sales en disolución en el agua geotérmica tiene el grave
inconveniente de crear depósitos sólidos cuando la temperatura desciende de un cierto valor,
tal como lo explica la curva de solubilidad de la sílice (figura 15). Cada curva, desde la A hasta la
F, indica el valor de concentración, a una temperatura dada, a partir de la cual la sílice se puede
depositar en forma sólida sobre las paredes del conducto por el que circula el agua geotérmica,
provocando depósitos que pueden llegar a obturar dicho conducto. Como se puede observar, a
temperaturas por encima de 280º C, promedio en el reservorio del CGB, el agua admite
concentraciones de calcedonia, opal o sílice amorfa por encima de 500 ppm. En cambio, a
medida la temperatura disminuye, la solubilidad se reduce paulatinamente, y es evidente que
para una temperatura de 130-140º C, la concentración favorable debería variar entre 100 y 500
ppm. Sin embargo, el agua disponible en los pozos de reinyección TR10 muestra una condición
más grave, ya que los análisis de laboratorio indican una sobresaturación Co con un valor en el
rango 750-825 ppm.
Si no se previenen los depósitos, éstos
formarían severas incrustaciones (figura 16)
que pueden llegar a obturar completamente
los conductos por los que circula el agua. Si,
además, el diámetro del conducto es
Figura 16. Incrustaciones de sílice.
23
h1
Figura 18. Parámetros transferencia de calor en 3 cilindros concéntricos
h
reducido, como en el caso del CCP de este estudio, el problema se agrava, dado que el proceso
de obturación se puede producir más fácilmente y en mucho menos tiempo.
Por otro lado, aunque no se produzca la
obturación completa de los tubos del receptor, los
depósitos de sílice sobre la pared del mismo
generarían una capa aislante térmica que reduciría
el intercambio de calor, la eficiencia térmica y en
última instancia a la eficiencia global. Como lo
señala la figura 17, la conductividad térmica de la
sílice por debajo de 250ºC presenta un
comportamiento prácticamente lineal con un valor
constante en torno a κs= 0.11 W/m·K, en tanto que
la conductividad térmica del acero inoxidable, el
material de los tubos receptores, es de κa= 16
W/m·K, es decir, 145 veces superior, sugiriendo
que las incrustaciones de sílice pueden actuar
como un perfecto aislante.
Desde un punto de vista práctico (figura 18), la
aparición de una capa (Rs) de sílice depositada
sobre la pared interna (R2) de los tubos receptores,
de radio R1, funciona como un factor correctivo del
rendimiento térmico (ηth) o factor de intercambio
(FR), de manera que su valor “efectivo” podría ser
calculado estableciendo el siguiente balance de transferencia de energía por unidad de longitud
(q/L) a través de la cara interna de un tubo que contiene un estrato de sílice a la temperatura
Ts:
[
]
(35)
Figura 17. Conductividad térmica de la sílice a varias temperaturas
24
Si no existiese incrustación (Rs=R2, Ks=k), la temperatura media (Ts) del fluido se tornaría T y así:
[
]
(36)
Si el flujo de calor no se altera, la razón entre las ecuaciones 35 y 36 es la unidad, por lo que se
produce:
(36a)
Puesto que a < c y d < b, el término de la izquierda de la ecuación 36a es menor que la unidad y
así el denominador del miembro derecho es mayor que su numerador. Esto es debido a que la
temperatura del fluido, cuando haya incrustación (Ts), es menor que la correspondiente en la
pared interna del tubo metálico sin incrustación (T).
25
METODOLOGIA
El Prototipo CCP
Para estudiar la posibilidad de combinar energía solar con agua, conteniendo energía
geotérmica, para el proceso GDV, LaGeo instaló en octubre de 2012 un prototipo CCP, con
seguimiento solar Oriente-Poniente, en la plataforma de los pozos reinyectores TR10 y TR10A
del campo geotérmico de Berlín. Los detalles constructivos y efectos de su operación pueden
consultarse en Guzmán (2014).
El prototipo (Figura 19) es horizontal,
orientado norte-sur, 3 módulos de 13.5 m
cada uno, longitud total 42.3 m y apertura 4.8
m. Con su foco a casi 2 m desde el vértice, la
ecuación de la sección parabólica se
aproxima, en m, a:
(37)
La superficie parabólica consiste de películas reflectivas
adheridas a láminas de acero inoxidable. Las películas
reflectivas fabricadas, con un factor de limpieza igual a 1, por la
firma Americana ReflecTech, poseen una reflectividad de 0.90-
0.92, comprobada de 0.91 por repeticiones de reflectometría.
De un estudio hidráulico y térmico sobre absorbedores de calor
(Hagspiel, 2010), se seleccionó el novedoso receptor de calor
(Figura 20), el cual consiste de 6 tubos de ½”, acero inoxidable
AISI 304, distribuidos en una cavidad “ᴧ” abierta hacia la
superficie reflectora. El receptor no posee cubierta de vidrio y,
a la fecha del experimento, aún no se encontraba aislado
Figura 19. Prototipo CCP en plataforma de pozos TR-10 del campo geotérmico de Berlín. Izquierda: sistema de seguimiento solar.
Figura 20. Sección de receptor de calor del prototipo CCP. Cavidad vista desde el cielo.
26
térmicamente en su parte expuesta hacia el cielo. La mitad de la superficie de cada tubo, es
decir la expuesta hacia la superficie reflectora, ha sido cubierta por 1/1000 pulgadas de espesor
de material selectivo negro, serie Hi/Sorb II de la firma Solkote, USA con una emisividad
bastante alta de casi 80%.
Según una simulación de rayos realizado por Torres y Alvarenga (2013), calibrado con una
mancha solar en el foco de un ancho aproximado de 107 mm, el cual fue medido con un arreglo
de fotodiodos, se determinó un factor de interceptación óptico igual a 80% y una concentración
geométrica promedio de 41, correspondientes al máximo de la distribución Gaussiana de la
intensidad de luz concentrada. Esos valores resultaron de un desenfoque de 12 minutos y un
cono de casi 65 minutos de apertura, el cual conduce luz reflejada desde los espejos hacia el
receptor en la distribución Gaussiana, como lo indicado en la Figura 21. Esta geometría facilita
que una fracción de la radiación solar directa se capte con un enfoque tan preciso como 1º
mediante un sistema de seguimiento solar uniaxial. Durante la edición final de este reporte,
experimentalmente se encontró una eficiencia óptica pico de 63% y un factor e interceptación
promedio de 73%, coherentes con su “artesanal” fabricación.
Figura 21. Simulación de cantidad de rayos (arriba), su distribución Gaussiana y concentración en función de la longitud de la cavidad (abajo). Torres y Alvarenga 2013.
27
Procedimiento experimental
Debido a que la concentración en sales de los fluidos geotérmicos tiene estrecha obediencia al
origen del sistema geotérmico y; como además, el contenido químico del agua a reinyectar
depende del fluido de los pozos productores, del proceso de separación, de la temperatura del
agua y de las condiciones hidráulicas del sistema de acarreo, entonces la operación de una
planta GDV sería función de la concentración de sales y del potencial de incrustación, propios de
cada sistema o campo geotérmico.
Para conocer la respuesta del proceso GDV a presión de bombeo fija, en el prototipo CCP se
efectúan varios ensayos, diferenciados por la concentración de sales presentes en el agua.
Primero, se mantiene un flujo de vapor geotérmico condensado; luego en sucesivos
experimentos, el fluido se cambia por agua geotérmica de reinyección diluida o mezclada con el
fluido condensado a temperatura entre 100-115°C, menor que la presente en el agua
geotérmica inyectándose en el pozo TR-10; y por último, el flujo mantenido es pura agua
geotérmica de reinyección, es decir sin diluir.
Para ello, se considera que si el agua
geotérmica (g), de concentración Co (ppm),
se diluye con agua de vapor condensado
(c), previamente calentado a la misma
temperatura del agua geotérmica, la
mezcla resulta con una concentración Ci en
ppm (figura 22), expresado por:
(38)
donde V representa mediciones directas de
flujos másicos de agua geotérmica y vapor
geotérmico condensado.
Figura 22. Solubilidad de SiO2 en agua a 1 bar bajo 100°C y a presión de vapor para mayores temperaturas.
28
Para mezclar ambos fluidos geotérmico (g) y condensado (c) a la temperatura de g, se dispone
de una caldera a base de diésel (Figura 23), sistema de bombeo, tanque de condensado,
conductos de transporte de ambos fluidos,
válvulas para direccionamiento, flujómetros y
sensores de presión y temperatura.
El esquema hidráulico, mostrado en figura 24,
favorece producir una mezcla de agua/vapor y
separarla, después de la salida del CCP, en
vapor y líquido saturados. Las condiciones del
agua geotérmica, en el cabezal del pozo TR10,
son 40 Kg/s, comprimida a 15 bar-a,
temperatura 136°C, entalpia 572 KJ/Kg y sílice total de 774 ppm. El agua geotérmica que no
participa en el experimento continúa a reinyección en el pozo TR10; mientras que los fluidos
separados (4 y 5), después del final del CCP, son vertidos en una canaleta de desechos, existente
en la plataforma TR10´s, para reinyectarla posteriormente.
Proceso agua geotérmica diluida y no diluida
Para mezclar los fluidos g y c, en la caldera a diésel se calienta un flujo de vapor condensado
proveniente del tanque de agua (trazo P-B) para diluir agua geotérmica (trazo 1-D-F) a menores
condiciones termodinámicas con que ésta alcanza el cabezal del pozo TR10. La mezcla
resultante de esa dilución (lgd), se mueve por el absorbedor de calor en la ruta G-2-3 y después
de recorrerlo 3 veces, continúa en el separador ciclónico, de donde se descarga en una pileta de
desechos líquidos. Si se requiere procesar agua geotérmica pura sin diluir, la ruta a seguir es 1-
D-F-G-2-3; y si se experimenta con agua geotérmica pura, a mayor temperatura que la anterior,
la trayectoria obligatoria es 1-D-E-H-B-G-2-3 para subirle su temperatura en la caldera a diésel.
Al incrementar la temperatura del agua geotérmica, dentro de la caldera diésel, en el diagrama
T-S de la figura 24, se indica que el agua geotérmica residual (1) cambiará estado al salir de la
Figura 23. Equipos de bombeo, caldera diésel, mezclador, medidor de flujo.
29
caldera (1´); luego alcanzará su saturación o temperatura de vaporización (2), la cual se
mantendrá constante produciendo la fracción de vapor x al salir (3) del CCP. La separación
producirá vapor saturado (4) y líquido (5), esperando en ésta, una concentración no mayor que
la correspondiente a la disuelta en equilibrio con la curva de sílice amorfa.
Proceso agua no geotérmica
Esta opción permite circular líquido condensado (lc) en el CCP, bombeado con (P) desde el
tanque de agua. Esta opción presenta la facilidad de precalentar o no el condensado en la
caldera con quemador a base diésel. El uso de fluido condensado no precalentado permitiría,
eventualmente, construir la eficiencia óptica y térmica para ángulos de incidencia no muy
lejanos a cero, condición que se puede lograr alrededor del 22-23 de abril para el caso de El
Salvador, fechas en las cuales el modificador por ángulo de incidencia es alrededor de 100%.
Figura 24. Procesos y diagrama T-S para GDV con prototipo CCP del CGB.
H
30
Para asegurar que las condiciones hidrodinámicas de la mezcla o del fluido entrando al CCP se
preserve en los casos descritos, el agua de condensado se somete a un proceso de
presurización, de manera que la presión a la que opere el proceso GDV sea la presión del
cabezal del pozo o a lo sumo reducida en una caída de presión no significativa. Este proceso es
fundamental para evitar reflujos en la cámara de mezcla, bien de flujo geotérmico hacia el pozo
de reinyección o bien de agua de condensado hacia el tanque de almacenamiento.
En todos los casos, si se produce vapor saturado de alta calidad, éste podría ser utilizado en
turbinas de vapor a condensación comunes en la industria geotérmica, mediante un ciclo
Rankine abierto. El agua separada se reinyectaría al subsuelo a la temperatura y presión de
operación del separador ciclónico. El análisis hidráulico y de gradiente térmico, asociado a la
formación de dos fases, así como la viabilidad de aprovechar la generación directa de vapor
(GDV) en la industria de generación eléctrica, está dentro del alcance de otros estudios, por lo
que no se analizará en este trabajo.
Dirección de flujo del fluido
El esquema y foto de la Figura 25 explica que el fluido entra en el sur por los 2 tubos más
distantes, recorre 40 m hacia el norte, retorna hacia el sur por los tubos inmediatos a los
anteriores y luego se direcciona hacia el norte a través de los 2 tubos centrales contiguos.
Durante ese triple recorrido, una fracción de la irradiación concentrada, efectivamente
intersectada, es útil para calentarle, saturarle, producir un mezcla bifásica vapor/agua o
sobrecalentar vapor a partir de alguna posición dentro del CCP.
31
Muestreo y mediciones de presión y temperatura
La letra “M” sobre la dirección de flujos, en la
Figura 25, indica los puertos de muestreo de
agua y/o vapor, los cuales se posicionan a la
entrada (0), 40, 80, 94, 107, 120m y en las
descargas de vapor o agua separados. En caso
de mezcla agua/vapor, el fluido es refrigerado
en un serpentín de acero inoxidable, como el
de la foto en Figura 26, y luego colectados, a
la presión del puerto de muestreo, en un
separador portátil del tipo Webre.
Figura 26. Serpentín para muestro de mezcla agua/vapor
Figura 25. Circulación de flujo triple en receptor de calor. Arriba: Izquierda sección de receptor (E: entrada, R: retorno, S: salida) Centro: foto de receptor vista desde reflector. Derecha separador ciclónico. Abajo: Dirección de flujo y separación vapor (V) y agua (A). M puerto de muestreo de fluido, Qv flujo de vapor, Qm flujo total en Venturi, triángulos sensores presión (P) y temperatura (T).
Qm
R R E
S S
32
El muestreo y análisis son realizados por personal del laboratorio acreditado de LaGeo. Los
resultados del análisis de laboratorio químico permiten verificar si los tramos previamente
recorridos por el fluido antes del punto de muestreo se encuentra por encima del límite de
solubilidad de la sílice amorfa, en cuyo caso puede generarse depósitos e incrustaciones.
En la misma Figura 25, los símbolos P y T corresponden a sensores de presión y temperatura del
fluido, por lo que están internados en la tubería. Estas mediciones se efectúan también con
termopares en la tubería, a través de “niples” soldados firmemente en su superficie, tanto
frente a los espejos reflectores como de cara al cielo. Estas señales, como muchas involucradas
en este estudio, son grabadas continuamente en un registrador de datos. La imagen de la Figura
27 ilustra el accesorio para instalar el sensor de presión y los niples para fijar los termopares.
Medición de caudales
La medición de los flujos másicos
a mezclar se efectúa antes del
punto mezcla con medidores
analógicos como el de la foto en
Figura 28. La suma de ambos
fluidos, que forma el fluido
Figura 27. Puerto para medir presión de fluido (izquierda) y niples para conectar sensores de temperatura de superficie metálica (derecha).
Figura 28. Medidores de flujo másico. Analógico para fluido condensado en el proceso de mezcla (izquierda) y digital para flujo vapor separado (derecha).
33
caloportador del proceso GDV, se corrobora posteriormente mediante un Venturi de presión
diferencial instalado antes de entrar al CCP. Por último, el flujo másico del vapor separado es
medido con un instrumento magnético Vortex, firma Rosemount. Los flujos analógicos del agua
geotérmica y condensado se registran en “libreta”; mientras que las de Venturi y vapor se
guardan en el registrador de datos ya señalado.
Irradiancia solar y condiciones ambientales
Paralelamente a la ejecución experimental, se registra la irradiancia solar directa DNI en plano
horizontal mediante un pirheliómetro Eppley con seguimiento solar oriente-poniente. La
medición es cada 2 segundos y se registra el promedio cada 30 segundos. Concomitantemente,
se colecta velocidad/dirección de viento y temperatura ambiente. Todas estas variables son
guardadas en el registrador de datos.
Propiedades ópticas
Se determinan directa o indirectamente el coeficiente de reflexión de la superficie especular,
transmisividad y absortividad de las paredes pintadas de material selectivo. Como no se tiene
cubierta de vidrio, la transmitancia se toma 100%.
Transferencia de energía en el receptor de calor La distribución de la temperatura del fluido a lo largo del receptor de calor puede verificarse o
modelarse usando la siguiente ecuación, que es una versión simplificada y óptima de
transferencia de energía entre el receptor de calor del prototipo CCP de este trabajo y el fluido
geotérmico. Para un elemento pequeño y finito “i” de los tubos absorbedores, donde el fluido
entra y sale con las temperaturas Ti,e y Ti,s es:
(
)
(
)
(
) = 0 (39)
34
Para obtener esta ecuación, desarrollada en Anexos, se evalúan las pérdidas debidas a
fenómenos de conducción, convección y radiación, se toma que las temperaturas del
absorbedor y del fluido son iguales a la semisuma de las temperaturas en los extremos del
elemento “i” y se asume que la evolución de la temperatura en cada componente diferencial es
lineal. La mayoría de la simbología de la ecuación ya está definida dentro del marco teórico, a
excepción de Sef, referida a la superficie inferior del receptor que efectivamente colecta la
energía solar reflejada en el colector; y σ, la constante de Stefan-Boltzmann. La calibración del
modelo de distribución de temperatura, basado en los datos experimentales, no es objeto de
este trabajo sino de otro en proceso de ejecución.
Estimar Eficiencias
La caracterización del prototipo CCP, es decir determinar sus eficiencias global, óptica y térmica,
consiste de lo siguiente:
a) Eficiencia global
La eficiencia global se determinará usando la ecuación 21, expresada por:
(39)
Con Sa la superficie de apertura del concentrador solar y ϴ el ángulo de incidencia del rayo
solar directo (DNI) que, según Zarza (2009,) para un CCP orientado Norte-Sur y rotando
horizontalmente se calcula por:
* √ + (39A)
El factor Bcosϴ es la componente perpendicular, de la irradiancia solar directa medida sobre
plano horizontal (DNI), que incide sobre el plano de apertura del CCP con ángulos horario ( ),
declinación del día y latitud del lugar (λ).
35
El cálculo de la eficiencia global requiere que se midan el flujo másico ṁ, las temperaturas y
presiones de entrada (Pi, Ti) y salida (Po, To) para conocer sus respectivas entalpías (hi, ho) y
con ello la ganancia neta de energía.
b) Eficiencia óptica
De acuerdo a Zarza (2009), la eficiencia óptica se determina experimentalmente midiendo los
parámetros ópticos reflectividad, transmitancia, absortividad y factor de intersección. Luego con
espejos de factor de ensuciamiento Fe=1 y cuando el ángulo de incidencia sea cero o muy
cercano a cero, es decir durante o cerca del mes de abril o principios de agosto, se opera el CCP
con temperaturas muy cercanas a la del ambiente. En estas condiciones es válido K(θ) = 1 y ηt=1
ya que las pérdidas térmicas son despreciables; y por tanto, la eficiencia óptica pico resulta:
(40)
c) Eficiencia y pérdidas térmicas
La eficiencia térmica, referida a la temperatura media entre las temperaturas de entrada y
salida, se estimará para ángulos de incidencia cercanas a cero, durante el mes de abril, donde
se puede tomar K(θ) = 1. Se harán pruebas a múltiples temperaturas superiores a la del
ambiente. Utilizando las definiciones 22 y 25 se produce la relación:
(41)
Conocida la eficiencia térmica, las pérdidas térmicas del colector al ambiente serán:
(42)
Para ángulos de incidencia 0° < θ < 35°, que ocurren para meses diferentes de abril, agosto y
octubre, se debe determinar el modificador del ángulo de incidencia. De la relación 25, este
factor se puede calcular así:
36
(43)
La condición es calcular la eficiencia global a las mismas temperaturas con las que se obtuvo la
eficiencia térmica, o en su defecto, trabajar el concentrador a temperatura cercana al ambiente
para asumir que la eficiencia térmica es igual a 1.
Energía auxiliar
Para energizar bombas y los sistemas de ventilación y eléctrico de la caldera se cuenta con un
generador estacionario, a base diésel, de 20 KW. El seguidor solar, los instrumentos de
observación de irradiancia y clima, así como energía de computadora y oficina se energizan con
un generador fotovoltaico de 200 W.
Puesto que el agua geotérmica residual puede encontrarse presurizada sobre 15-25 bares, no se
requiere bomba para la circularla dentro de la caldera o del prototipo CCP. La tubería para
transportar este fluido es acero al carbono, 70 m de longitud, 2” de diámetro nominal. La
resistencia de la tubería, válvulas y un filtro de sólidos provoca una caída del orden de 3 bares.
Para almacenar vapor geotérmico condensado, agua desmineralizada o agua de río se dispone
de tanques plásticos de 30m3. El manejo de este fluido se efectúa a través de 2 bombas; una de
hasta 3 l/s de caudal máximo a 25 bar para inyección directa en el CCP; y la otra de hasta 1 l/s y
presión de 25 bar para inyección en el CCP a través de la caldera a base diésel. Estas bombas
consumen una potencia de 2 KWe.
Calentar el agua de condensado con la combustión del diésel en la caldera impone un consumo
de 3 gal/h de diésel. Sabiendo que la densidad y poder calórico del diésel son 832 Kg/m3 y 11.1
KWh/Kg, la potencia térmica de la caldera es 105 KWt.
37
Instrumentos de medición
Características de algunos instrumentos de medición se aportan en la tabla 2.
Especificación Flujo vaporFlujo agua
en mezclas
Flujo agua
mezclada
TipoVortex
Volumen área
variable Venturi
Marca Rosemount Brook Instruments
Unidades Kg/h L/s y L/h K=
Rango 22-854 0-135 L/s, 0-650 L/h
Precisión 1% 1% plena escala
Error fi jo 0.2135
Presión Presión Diferencial
Tipo Manómetro
Marca/modelo WIKA/S10
Unidades psig
Rango 0-750
Precisión 0.25% Plena escala
Temperatura Termocuplas
Tipo Termoresistencia RTD J Cobre Constantán
Marca/modelo WIKA/PT100 No dato
Unidades °C °C
TransmisorEn cabeza de sensor 3 hilos,
error resistencia nuloK=
Rango
Precisión
Error 0.6
Irradiancia Albedo Reflectividad
Tipo Pirheliómetro NIP Especular, portátil
Marca/modeloEppley Laboratories
K=
Devices & services
15R-USB
Unidades W/m2Adimensional
Rango 0-1400 0-1
Precisión Aceptancia 25 mrad
Error 0.5% 0.1 de Reflect.
Registro de datos
Marca/modelo DataMaker
Tipo Analógico 4-20mA
Canales 35
Error 0.1%
Viento P atmósf HR Tamb
Tipo
Marca/modelo
Unidades
Rango
Precisión
Error
Tabla 2. Instrumentos principales para medición y registro de datos.
38
Caracterización del fluido caloportador
Para esta actividad, lo más relevante a identificar se refiere a:
a) Curva de solubilidad del agua geotérmica. Los resultados del análisis químico se ubicarán en
las curvas de solubilidad de la sílice contenida en los fluidos geotérmicos y se estimará el
potencial de incrustación.
b) Propiedades termodinámicas del fluido caloportador se determinan mediante tablas de
vapor. Entre esas propiedades se listan entalpía, calor específico, densidad, etc.
c) Las características del fluido producido en el separador ciclónico que incluyen flujos másicos
y la fracción de vapor.
En resumen, la metodología descrita conlleva a determinar la eficiencia global del CCP mediante
la evaluación del recurso solar disponible, la fracción de dicha energía que es aprovechada por
el fluido caloportador o ganancia neta del mismo, la variación en las condiciones químicas del
fluido caloportador y la energía auxiliar, consumida por el sistema de seguimiento del
concentrador solar, sistema de precalentamiento del fluido, bombeo y control de operaciones y
para el bombeo necesario en vaciar y llenar el sistema receptor durante las horas nocturnas o
con falta de insolación.
Procesamiento y análisis de la información
La información obtenida de los diversos ensayos ejecutados cada día de experimentación, se
somete al siguiente proceso:
1. Descargar la irradiancia solar incidente perpendicular al plano de apertura del CCP, la
información termodinámica almacenada en el registrador de datos y datos analógicos de los
flujos másicos usados en las distintas mezclas.
2. Graficar en función del tiempo todas las variables medidas, identificar los períodos de los
ensayos realizados y señalar los períodos de muestreo químico.
39
3. Seleccionar rangos de tiempo dentro de cada ensayo, donde las mediciones presentan
menos variaciones, para estimar promedios de las mismas y efectuar el subsecuente análisis
del CCP.
4. Calcular, para cada rango de tiempo seleccionado, la razón promedio de agua geotérmica a
partir de los flujos de agua geotérmica y vapor condensado en cada mezcla. Esta razón es una
medida indirecta de la concentración de sales geotérmicas o de sílice en dicha mezcla.
5. A partir de las presiones absolutas promedios en cada punto de medición, determinar su
temperatura de vaporización.
6. Para cada ensayo, graficar las variables: Presión absoluta, temperaturas de vaporización,
temperaturas medidas, entalpías y densidad encontradas mediante tablas de vapor.
7. Para el rango de tiempo considerado en cada ensayo, estimar la energía solar disponible, la
energía consumida por los equipos auxiliares, la cantidad de vapor generado, las diferencias
de entalpía y la eficiencia global.
8. Examinar la relación entre la eficiencia global y la razón de agua geotérmica o concentración
de sílice de cada ensayo.
9. Graficar e interpretar la concentración de sílice total, pH, potencial de incrustación de sílice
polimérica, temperatura de muestreo y fracción de vapor estimada a partir de las
proporciones de sílice y razón de densidades del agua remanente al momento del muestreo
de fluidos para análisis de laboratorio químico.
40
RESULTADOS
Durante los días 4 y 5 de febrero de 2014 se efectuaron varios ensayos, cuyo fluido caloportador
posee el origen siguiente:
Vapor geotérmico condensado (simplificado como condensado) a temperatura ambiente.
Condensado precalentado a temperatura próxima a la del fluido geotérmico.
Fluido geotérmico de reinyección.
Fluido geotérmico mezclado con condensando precalentado a temperatura similar que el
primero.
Evolución temporal de las variables medidas La irradiancia normal al CCP se aprecia en la Figura 29. Al integrar, la intensidad de la energía
disponible, con incerteza de 0.3%, es 5.7 y 6.3 KWh/m2.dia, respectivamente a cada día.
Figura 29. Irradiancia normal al CCP, día 04-02 arriba y 05-02 abajo
41
Es evidente la luminosidad durante la mañana y la dominante nubosidad desde el mediodía
provocando caídas de irradiancia hasta casi cero. Bajo esta fuente de energía y una porción de la
potencia auxiliar se efectuaron 10 ensayos experimentales, los cuales se identifican en las
figuras 30 y 30A por el fluido caloportador a procesar en el CCP, bien sea condensado,
geotérmico o mezcla de ambos en razones de dilución definidas. Lo irregular de la señal en el
flujo geotérmico y condensado, y por tanto en la mezcla resultante, es producto de
inestabilidades en las mediciones analógicas de ambos flujos u oscilaciones en el régimen de
reinyección en el pozo TR10. La proporción de agua geotérmica en la mezcla se mueve entre
cero y 100%.
En la tabla 3 se identifica cada ensayo con el tipo de fluido caloportador o mezcla preparada que
entra al CCP, fechas y horas de ejecución, tiempo de duración, razón “r” promedio de agua
geotérmica en la mezcla o dilución con condensado, flujo total de mezcla, una aproximación
burda de la presión de operación y su correspondiente temperatura de saturación.
Tabla 3. Identificación de ensayos ejecutados con enfoque solar
ID Tipo
fluido
Fecha Horas Tiempo
(h)
Razón
dilución
(%)
Flujo
mezcla
(Kg/h)
Presión
Abs.
(bar)
Temp.
entrada
(ºC)
1 Condensado 04/02/2014 09:37 - 10:19 0.70 0% 351 15.1 100.1
2 Mezcla 04/02/2014 10:36 - 12:03 1.45 34% 781 12.9 100.2
3 Mezcla 04/02/2014 12:12 - 12:58 0.77 58% 549 13.5 111.1
4 Mezcla 04/02/2014 13:37 - 14:40 1.05 58% 583 13 133
5 Mezcla 04/02/2014 14:46 - 16:25 1.65 12% 599 12.1 103.4
6 Condensado 05/02/2014 08:57 -09:43 0.77 0% 245 10.8 183
6A Condensado 05/02/2014 09:44 - 11:02 1.31 0% 400 11.6 186
7 Geotérmico 05/02/2014 11:26 - 12:26 1.01 100% 257 13.7 106.9
8 Mezcla 05/02/2014 13:32 - 14:13 0.68 49% 672 13.2 108.1
9 Mezcla 05/02/2014 14:44 - 15:20 0.60 47% 380 9.7 179
42
Figura 30. Identificación de ensayos 0402. Flujos y fluido de ensayos (arriba) y razón agua geotérmica (abajo). Etiqueta Qco es el período de muestreo de fluidos para análisis químico.
Ens3 Ens4
Ens5
Ens1
Ens2
Ens1
Ens2
Ens3 Ens4
Ens5
Qco. Qco. Qco.
43
En la Figura 31 se observa que el condensado sube su temperatura en minutos (10 min el
4/2/14 y 6 min el 5/2/14) desde el ambiente hasta alrededor de 120-130ºC. Para mezclar a
temperaturas similares se utiliza la combustión de diésel en la caldera. Debido a que ésta posee
mecanismo de control burdo, su inercia térmica es poco controlable y así la temperatura es
inestable. A pesar de esas oscilaciones, su temperatura busca similitud a la temperatura del
agua geotérmica que llega al CCP. La mezcla se entrega al concentrador CCP con temperatura
entre 90 y 180.
Figura 30A. Identificación de ensayos 05-02. Flujos y fluido de ensayos (arriba) y razón agua geotérmica (abajo). Etiqueta Qco. es el período de muestreo de fluidos para análisis químico.
Ens9
Ens8
Ens7 Ens6A Ens6
Ens9 Ens8
Ens7 Ens6A Ens6
Qco. Qco.
44
La presión manométrica, en PSI, de entrada del fluido, a lo largo de su recorrido dentro del CCP,
su salida y en el proceso de separación se encuentra en la gráfica 32. Los mecanismos de control
del sistema, el cual es abierto, permiten evacuar fluido para evitar sobrepresiones,
contrapresiones y asegurar un gradiente de presión positivo. El promedio de la presión se
calcula para estimar su correspondiente temperatura de saturación en la trayectoria total del
fluido.
Figura 31. Temperatura de mezcla de fluido condensado y geotérmico el 4 y 5 /2/2014
Ens3 Ens4 Ens5
Ens1 Ens2
Inicia caldera
Ens9
Ens8 Ens6A Ens6 Ens7
45
Con atención al comportamiento temporal y longitudinal de la temperatura; y así deducir zonas
de generación de vapor, se preparan las gráficas de la Figura 33. El trazo más grueso limita la
temperatura de saturación para cada ensayo, aunque puede aceptarse un rango de 180-200ºC
para ambos días. Cuando el fluido logra la temperatura de saturación inicia la generación de
vapor o presencia de una nueva mezcla de 2 fases líquido y vapor. En esta circunstancia, la
entalpía del vapor presente tiende a incrementar su presión; de manera que si el proceso debe
permanecer a presión constante, el operario regula la válvula de escape de vapor separado,
Ens3 Ens4
Ens5 Ens1
Ens2
Figura 32. Presión manométrica de operación 04/02 arriba y 5/2 abajo.
46
logrando volver a las condiciones precedentes o de equilibrio. Esta es una de las razones de la
irregularidad en las señales de presión y temperaturas (Figuras 32 y 33).
Obsérvese en la Figura 33 que la diferencia en temperatura de lo sensores en la posición 40m u
80m, se debe a que los tubos donde se encuentran los sensores tenían diferente enfoque de la
energía solar, tal como se muestra en la foto de la figura 34. Esa discrepancia es causada por
deformaciones térmicas en ambos tubos, lo cual es tratado en otro trabajo paralelo.
Nòtese el 4/2/14, que en el ensayo 1 con mayor irradiancia ó ensayos 4 y 5 con irradiancia alta e
intermitente, y para todos esos casos con flujos másicos de 350 a 600 Kg/h, la temperatura del
fluido a partir de 80m supera a la de saturación. En cambio, para el caso 2, donde a pesar de ser
alta la energía solar, la temperatura del fluido hasta antes de 120m es inferior a la saturada ya
que el flujo aumentó a 780 Kg/h, lo cual imprime mayor velocidad. El caso 3, con un flujo de 550
kg/h, permite que el fluido alcance su temperatura de saturación hasta la posición 107 m, lo
cual es debido a una irradiancia intermitente dominada ampliamente por nubosidad. El pico de
temperaturas entre los ensayos 3 y 4 no se analiza poque no se midió los flujos y no se
determinó los tipos de fluidos mezclados.
Para el 5/2/14, la temperatura de saturación se logra antre 40 y 80 m permaneciendo así hasta
120m o en la descarga del separador ciclónico, excepto para el caso 6A donde se observa
saturación alrededor de 80m y después sólo en la salida del CCP.
Cuando el sistema es enfrentado a desenfoque por inapropiado seguimiento solar o
equivalentemente a pozos de irradiancia nula (PI en Figura 33), es bastante evidente que la
temperatura del fluido en toda su trayectoria permanece semejante a su temperatura de
entrada (alrededor de 100ºC).
Para el ensayo 1 es indudable que el flujo de 350 Kg/h (0.1 Kg/s) de condensado gana rápido
calor de una porción de la combustión de diésel, subiendo su temperatura desde 30 a 100 ºC en
47
poco menos de 10 minutos, es decir a una razón de casi 4.5 grados/minuto. Debido a realizarse
en un período de alta irradiancia, bajo un regimen pequeño de flujo y por tanto de menor
velocidad, el fluido alcanza su temperatura de saturación alrededor de 107 m y permanece en
esa condición en el resto de toda su trayectoria.
En todos los ensayos, las temperaturas de salida, después de haberse reunido nuevamente en
una única tubería antes de separarse, y del agua separada son muy parecidas entre ellas y son
menores o iguales que la correspondiente temperatura de saturación.
Generación de vapor
Se ha mencionado que las inestabilidades en la presión y la temperatura del sistema global son
acomodadas en las válvulas de admisión y descarga de los fluidos. El ajuste de presión de la
bomba de alimentación del agua de condensado y la presión de alimentación del fluido
geotérmico se realizan manualmente. Los cambios y asignaciones de la presión son basados en
la lectura de los manómetros y flujómetros, dado que éstos responden inmediatamente a
oscilaciones en los circuitos de alimentación y presión de entrada a la cámara de mezcla, la cual
hasta puede interrumpir o bloquear al flujo. El control de temperatura del agua de condensado
antes de ingresar en la cámara de mezcla se hace también de manera manual, regulando la
alimentación de gas al quemador con un interruptor que activa o desactiva el sistema de
bombeo del gas. Este sistema presenta el problema de la inercia térmica del agua contenida en
el interior del quemador, lo que provoca oscilaciones en la temperatura. Para evitar estas
oscilaciones se definió el tiempo de retardo mediante tanteos en la respuesta del agua de
condensado frente a la activación o desactivación de sistema de bombeo de gas, de modo que
establezca un método predictivo basado en las condiciones de flujo y temperatura de entrada
tal que se active o desactive el sistema instantes antes o después del tiempo de retardo. El
separador ciclónico dispone de un sistema de observación del nivel de agua, con base al cual se
regula la válvula de ingreso para evitar la inundación del mismo o para permitir más influjo de
líquido. El nivel de agua está vinculado al sistema de presión de alimentación del fluido para
procesarlo en el CCP. Debido a lo subdimensionado del tanque de agua del separador ciclónico,
48
algunos ensayos inundan o salpican de agua la descarga de vapor, lo cual inhabilita al flujómetro
Vortex en cuantificar el flujo de vapor. La Figura 35 reporta un flujo de GDV muy variable para
los períodos en los cuales se captó señal del flujómetro. Nótese que una señal nula no
necesariamente indica ausencia de GDV, ya que la descarga de vapor podría ser nula como en el
ensayo 2, o se ha permitido su evacuación en puertos de muestreo de fluidos antes de arribar al
separador ciclónico.
Figura 33. Evolución temporal de temperatura en CCP el 4/2. Arriba: de 0 a 80m. Abajo: desde 80 m hasta la etapa de separación ciclónica (T agua separada). PI es pozo de irradiancia nula.
Ens1
Ens2 Ens3
Ens4
Ens5
PI PI PI
Ens1 Ens2 Ens3
Ens4
Ens5
PI PI PI
No análisis
No análisis
49
Figura 34. Tubos extremos con diferente enfoque.
Figura 33a. Evolución temporal de temperatura en CCP el 5/2. Arriba: de 0 a 80m. Abajo: desde 80 m hasta la etapa de separación ciclónica (T agua separada). PI es pozo de irradiancia nula.
50
Entalpía y densidad del fluido La evolución entálpica y densidad másica del fluido de trabajo, utilizado en cada ensayo, se
efectúa a lo largo del sistema CCP, es decir en las diversas posiciones de medición, la salida
donde se unen los flujos provenientes del absorbedor de calor y en el separador ciclónico. Para
ello se seleccionan períodos de tiempo donde las diversas señales presentan menor variabilidad,
Figura 35. Flujo y fracción mínimos de vapor medidos 04 y 05/02/2014.
Ens6 16.3 Kg/h X = 6.65%
Ens6A, 1.7 Kg/h X=0.43%
Ens7, 21 Kg/h, X = 8.19%
Ens8, 0 Kg/h X= 0%
Ens9, No analizado
Ens1 8 Kg/h
X = 2.29%
Ens2, cero
Ens3 0 Kg/h X = 0%
Ens4 0.04 Kg/h X = 0.01%
Ens5 0.12 Kg/h X= 0.02%
No ensayo
51
y así obtener promedios razonables de la presión, temperatura y flujos. Con estos datos se
calcula la temperatura de saturación. Luego, después de tipificar la fase de fluido y considerar la
fracción de vapor medido, según figura 35, se estima la entalpía y densidad. En este análisis no
se incluye el ensayo 9 porque las variables medidas no indican estabilidad o tendencia definida.
Los resultados se grafican en las figuras 36 y 36A que, para facilidad del lector, se pueden
consultar en las tablas insertadas en las mismas figuras. Se recuerda que el punto de salida y el
separador ciclónico no reciben irradiancia concentrada, ya que se encuentran fuera del colector.
Sin embargo, para propósitos gráficos, se le han asignado las posiciones artificiales de 125 y
130m, respectivamente.
La temperatura de saturación del fluido “condensado”, usado en el ensayo 1, es
aproximadamente de 200ºC. La línea de temperatura medida se encuentra inferior, igual o
superior a la temperatura de saturación. El fluido de trabajo se conserva como líquido
comprimido hasta la posición 90m, genera vapor durante una pequeña distancia antes de llegar
a la posición 107m, el vapor generado se sobrecalienta hasta 120m, se enfría entre el extremo
final del colector y el punto de reunión de fluidos (a 125m), donde el vapor se satura; y por
último, después del separador ciclónico (a 130m) tiende a portarse como líquido comprimido.
La entalpía es máxima dentro de la zona de sobrecalentamiento y enfriamiento del vapor
generado. La variación en la densidad es insignificante dentro del intervalo del líquido
comprimido, tampoco varía dentro de la fase vapor donde sus valores son mínimos (6 a 7
Kg/m3).
Para el ensayo 2, con una mezcla del 34% de agua geotérmica, no se produce vapor. Nótese que
la curva de temperatura se mantiene hasta 120m en la zona de líquido comprimido y es
ligeramente inferior a la curva de su saturación (189-190ºC) entre la salida y el separador
ciclónico. Para esta prueba la entalpía es directamente proporcional a la temperatura y la
densidad del fluido se mantiene invariante.
52
Una temperatura de saturación promedio de 188ºC se alcanza en el ensayo 5. El fluido es
líquido comprimido hasta 94m, donde obtiene el estado de líquido saturado para mantenerse
vaporizando hasta llegar a 120m. La fracción de vapor producida 0.02% (0.12 Kg/h de 599 Kg/h)
es muy pequeña, es decir prácticamente no salta del estado de líquido saturado. Al aproximarse
al tubo de salida, fuera del seno del colector, y al procesarse dentro del separador ciclónico el
fluido se enfría y despresuriza, pero gana volumen al regresar al estado de líquido comprimido,
tal como lo reflejan las curvas de temperatura, presión y densidad.
Por otra parte, 191ºC de temperatura de saturación se nota en el ensayo 4. El fluido permanece
como líquido comprimido hasta justo 94m, instantáneamente produce una cantidad ínfima de
vapor (0.04 Kg/h), es decir, se mantiene prácticamente como liquido saturado. El fluido transita
a un proceso de enfriamiento por descenso en la irradiación solar, efecto causado por una
intensa nubosidad presentada durante la ejecución del ensayo. El enfriamiento transforma al
fluido en líquido dominante, tal como se aprecia en las curvas de temperatura, entalpía y
densidad.
Respecto del ensayo 3, la curva de saturación corresponde a 193ºC, la cual no se logra ya que, al
igual que el ensayo 4, la presencia de nubes domina los casi 45 minutos del ensayo.
El ensayo con flujo 257 Kg/h, 100% geotérmico, es el número 7 con duración de 43 minutos,
bajo una mediodía altamente despejado. Considerando errores instrumentales del 6% (Tabla 2),
entre las posiciones 107 y alrededor de 115m el fluido prácticamente alcanza la condición de
líquido saturado a 189ºC, a pesar de que su medición indica ser menor que la temperatura de
saturación estimada en 194ºC. Posteriormente, hasta llegar al separador ciclónico (130m)
genera una fracción de vapor de al menos 8.2%, tal como lo refleja la uniformidad de las curvas
de entalpía y densidad. El vapor medido, igual 21 Kg/h, es separado a 13bar-a y 194ºC.
53
Figura 36. Comportamiento espacial de las variables termodinámicas el 04/02/2014
r=34%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 13.4 193.0 100.2 421 959
40 12.5 189.8 121.6 511 942
80 12.9 191.3 145.4 613 922
94 13.5 193.3 156.3 660 912
107 13.1 192 166.7 705 901
120 13.2 192.3 179.7 762 887
125 12.2 188.7 176.3 747 891
130 12.6 190.2 178.3 756 889
Promedio 12.9 191.3
r=12%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 12.8 190.9 103.4 434 956
40 11.7 186.8 115.5 485 947
80 12.1 188.3 135.5 570 931
94 12.8 190.9 186.7 812 875
107 12.4 189.4 189.3 805 877
120 12.5 189.8 186.8 807 876
125 11.1 184.5 177.6 752 890
130 11.6 186.4 177.5 752 890
Promedio 12.1 188.4
r=58%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 13.6 193.7 133 560 933
40 12.7 190.5 115 483 948
80 12.1 188.3 120.1 505 944
94 13.5 193.3 186.4 823 872
107 13.3 192.7 179.9 763 887
120 13.4 193.0 167.6 709 900
125 12.3 189.1 149.8 632 918
130 12.7 190.5 139.4 587 927
Promedio 13.0 191.4
r=0%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 15.5 199.8 100.1 421 959
40 14.7 197.3 129.2 544 936
80 15.1 198.6 161.6 683 906
94 15.9 201.1 201.8 857 863
107 15.4 199.5 215.1 2835 7.4
120 15.3 199.2 237.3 2892 6.9
125 14.3 196 198.4 2790 7.3
130 14.8 197.7 193.2 886 848
Promedio 15.1 198.7
54
Por último, en el ensayo 8, 192ºC de temperatura de saturación es la correspondiente a una
presión absoluta promedio de 13 bar. El fluido, que permanece como líquido comprimido,
tiende a saturarse al aproximarse a 120m, pero en lugar de formar vapor, inmediatamente
vuelve al estado de líquido comprimido, explicado por los descensos de la temperatura y
entalpía, así como por el ligero crecimiento de la curva de densidad.
Figura 36A. Comportamiento espacial de las variables termodinámicas el 05/02/2014
r=58%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 13.8 194.4 111.1 467 951
40 13.3 192.7 131 551 935
80 13.6 193.7 155.3 656 912
94 14.1 195.4 160.6 679 907
107 13.6 193.7 169.1 715 899
120 13.7 194.0 178.3 756 889
125 12.8 190.9 175.7 744 891
130 13.3 192.7 171.8 727 896
Promedio 13.5 193.4
r=49%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 13.7 194.0 108.1 454 953
40 12.8 190.9 125.2 526 939
80 13.4 193 144.4 609 923
94 13.7 194 175.7 744 892
107 13.4 193 182.6 775 884
120 13.6 193.7 190.9 824 872
125 12.3 189.1 168.5 713 899
130 12.9 191.3 169.4 717 898
Promedio 13.2 192.4
r=100%
Posición
(m)
Presión
(bar-a)
Temp.
Saturación
(°C)
Temp.
(°C)
Entalpía
(KJ/Kg)
Densidad
(Kg/m3)
0 14.1 195.4 106.9 449 954
40 14.1 195.4 168.4 712 899
80 13.8 194.4 185.1 786 882
94 14.1 195.4 186.0 790 881
107 13.8 194.4 189.1 803 877
120 14.1 195.4 200.4 992 799
125 12.5 189.8 192.5 968 805
130 12.9 191.3 193.9 975 804
Promedio 13.7 193.9
55
Energía neta, eficiencia global y proporción de agua geotérmica Para estimar la eficiencia se considera lo siguiente: a) En todos los ensayos hubo generación de vapor, pero no siempre fue posible medirlo por las
razones de inestabilidad ya señaladas y principalmente debido a la extracción de muestras de
fluido para análisis químico. Cuando se mide el flujo de vapor, se incluye su fracción respecto
de la mezcla total. Cuando no se logra medir, se le asigna la nulidad.
b) Todos los cálculos no contienen la contribución energética de la caldera para calentar el agua
de condensado, sino sólo el efecto desde que la mezcla entra (posición cero) en el CCP a un
flujo medido en el Venturi y concentración Co. No obstante, el consumo de energía incluye
aquella usada por la bomba de condensado y la fotovoltaica para el seguidor solar y
controles de operación. Se conoce que la potencia de la bomba y del módulo fotovoltaico
son 2 y 0.2 KW, respectivamente.
c) Se analizan solamente los ensayos 1, 2, 3, 5, 7 y 8, es decir, 6 de los 10 ensayos realizados.
Los ensayos 6 y 6A, cuyo fluido de trabajo es condensado puro, no se incluyen porque su
temperatura de ingreso es la ambiental, diferente de la correspondiente al agua geotérmica
mezclada en todos los ensayos. El ensayo 9 es excluido por no presentar uniformidad o
mostrar mucha variabilidad en todos sus datos, debido a la ineficacia en las maniobras de
válvulas para mantener equilibrada la presión. El ensayo 4 es excluido ya que su temperatura
de entrada es significativamente inestable 3, lo cual proporciona un promedio de 133°C,
oscilando dentro de una desviación máxima entre 20 y 30°C, respecto de las temperaturas
promedios de los ensayos que incluyen mezcla de condensado y geotérmico.
d) Los períodos de tiempo y los datos promedios seleccionados corresponden a los
considerados en el análisis inmediatamente anterior.
Un resumen de la información necesaria para estimar la eficiencia y el valor de ésta se
encuentra en la tabla 4. La fracción de vapor de los ensayos 2, 5, 7 y 8 es afectada por extracción
intencional de masa del sistema, la cual se necesita para el análisis químico que se aborda en el
apartado subsecuente.
56
Tabla 4. Energías solar y auxiliar, estados termodinámicos y eficiencia global de cada ensayo.
Un ejemplo de cálculo para el ensayo 1 es como sigue. Una porción de la energía proporcionada
por la caldera es consumida para precalentar, a 13.7 bar, el condensado de 25 a 100.1ºC. La
mezcla de 351 Kg/h a esa temperatura entra al CCP y alcanza temperatura superior a la de
saturación 198ºC o casi 200ºC. (Figura 36). EL CCP genera fluido de 2 fases vapor/agua donde 8
Kg/h son vapor, medido con el flujómetro Vortex, que representa X=2.29% de fracción de vapor.
La potencia térmica neta “P” aprovechada por el agua se calcula como:
( )
[ ]
Para la duración de este ensayo, la energía ganada es:
La energía gastada dentro del CCP es:
Así, la eficiencia global para el ensayo 1 es:
En operación del CCP, la energía solar (la auxiliar es despreciable por ser de variación
insignificante) que arriba a la tubería del receptor de calor es absorbida por sus paredes, la cual
causa, en primera instancia, un alza en la temperatura de su espesor metálico.
Simultáneamente una porción importante de esa energía es entregada, por conducción,
convección o radiación, al ambiente circundante ya que el receptor no posee aislante térmico ni
cubierta de vidrio evacuado y su pintura selectiva tiene una emisividad alta (78%).
Paralelamente, el resto de energía es cedido a la masa de fluido fluyendo en su interior,
permitiendo incrementos positivos en su temperatura.
Final tipo
fluido
Razón
dilución
(%)
Tiempo
(h)
Flujo
mezcla
(Kg/h)
Energía
solar
(KWh)
Energía
auxiliar
(KWh)
Presión
Promedio
(bar)
Temp.
Entrada
(°C)
Entalpía
entrada
(KJ/Kg)
Temp.
salida
(°C)
Vapor
(Kg/h)
Vortex
Frac.
vapor
X
Entalpía
final
(KJ/Kg)
Energ.
Neta
(KWh)
Efic.
10:19:00 Conden. 0% 0.57 351 89.6 1.2 15.1 100.1 421 193.2 8.0 2.29% 822 22.2 0.24
16:25:30 Mezcla 12% 0.88 599 118.1 1.9 12.1 103.4 434 177.5 0.12 0.02% 752 46.3 0.39
12:03:00 Mezcla 34% 1.45 781 220.2 3.2 12.9 100.2 421 178.3 0.00 0.00% 756 105.4 0.47
14:25:00 Mezcla 49% 0.77 672 106.8 1.7 13.2 108.1 454 169.4 0.00 0.00% 717 37.6 0.35
12:57:00 Mezcla 58% 0.73 549 86.3 1.6 13.5 111.1 467 171.8 0.73 13.00% 727 28.9 0.33
12:23:00 Geoterm 100% 0.72 257 107.9 1.6 13.7 106.9 449 193.9 21.00 8.19% 975 27.0 0.25
57
Debe observarse que cuando el receptor de calor recibe una energía solar significativa, como en
el ensayo E2, su diferencia de temperatura con el ambiente o con el cielo crece causando mayor
pérdida de energía y así su temperatura tiende a disminuir para entrar en otra condición de
equilibrio. Consecuentemente, el fluido dispone de menos energía proveniente de las paredes
internas de la tubería, manteniendo positivos los incrementos de temperatura, pero con una
razón de cambio similar a los ensayos donde se recibe menos irradiación solar.
La gráfica de la Figura 37 muestra la energía consumida (solar más auxiliar), energía neta
ganada, razón de flujo de mezcla respecto del flujo de condensado, proporción entre las
temperaturas de salida y entrada y la eficiencia global resultante para cada ensayo como
función de la proporción de agua geotérmica en la mezcla, razón que es equivalente a la
concentración de sílice en la mezcla de agua geotérmica con condensado.
Puede observarse claramente que el incremento de temperatura para flujos mezclados (E2, E3,
E5, E7, E8) es proporcional a la energía consumida, que en su mayoría es solar ya que la auxiliar
es pequeña y uniforme. Es evidente que el incremento mayor de temperatura se presenta
cuando el fluido es completamente condensado. A pesar de que todos los ensayos suceden a
presión similar y temperatura inicial aproximadamente 100ºC, únicamente el fluido de
E1 E5 E2 E8 E3 E7
Figura 37. Energía consumida y neta, incrementos de temperatura y flujo, y eficiencia de ensayos (E).
58
condensado (E1), con mínima energía solar, obtiene condiciones de vapor sobrecalentado y que
inmediatamente después de volver a la condición de vapor saturado es separado a una
temperatura de 193ºC, la cual es mayor que la de los otros casos, donde el fluido se mantiene
como líquido comprimido o a lo sumo alcanza dos fases. Este hecho explica porque el ensayo
(E1) con fluido condesando obtiene el mayor incremento en temperatura. Su causa puede
relacionarse con la cantidad de flujo másico, pues como éste es bajo y en estado líquido, la
variación de la densidad es despreciable, la velocidad del fluido disminuye, su tiempo de
residencia crece y así provocando un incremento mayor de temperatura ante la radiación solar
disponible. Esta última explicación se ajusta también al ensayo 100% agua geotérmica (E7) con
un flujo 27% (1 - 0.73) menor que el del ensayo E1.
Por otra parte, la energía neta y el incremento de flujo son casi paralelos a la eficiencia global,
en correspondencia con su definición. El máximo de la eficiencia (47%) es para el ensayo 2, cuya
proporción de agua geotérmica es 34%. Los mínimos de eficiencia (24 y 25%) ocurren para
100% condensado y 100% de agua geotérmica, diferencia de 1% que es despreciable dentro de
los límites de error. El contraste entre las eficiencias de los ensayos centrales (E2, E3, E5, E8) y
los de los ensayos E1 y E7 es significativo puesto que le superan desde 35% hasta 93%. Por
tanto, como se particulariza en la figura 38, para la proporción entre 10 y 60% de agua
geotérmica en la mezcla con fluido condensado, la eficiencia global del CCP es mayor que la
eficiencia si el fluido es condensado o 100% geotérmico. Esta mezcla es equivalente a
concentraciones de sílice total entre aproximadamente 80 y 465 ppm contenida en salmuera
geotérmica con concentración de sílice total de 774 ppm y reinyectada a 133-140ºC.
Figura 38. Eficiencia global de 6 ensayos con diferente razón de agua geotérmica.
59
Química del fluido Según los estudios de la evolución
química de los pozos geotérmicos,
llevados a cabo por LaGeo, el contenido
total de sales disueltas en el agua de
reinyección, llegando al cabezal del
pozo TR10 desde octubre de 2013, es
aproximadamente 12170 ppm. La Figura
39 muestra que el cloruro, sodio y
potasio son las especies mayormente
disueltas en el agua de reinyección, las
cuales no representan ningún problema
de precipitación ni de incrustación.
Para una temperatura promedio de 140°C,
la sílice total es aproximadamente 775
ppm, la monomérica 750 y la polimérica
tiende a 25 ppm. Según la solubilidad de
sílice en la Figura 40, se estima un exceso
de 240 ppm de sílice total sobre la fase
amorfa (pie de Tabla 5), la cual al
polimerizar puede incrustar la tubería de
transporte o del pozo.
En anexo se encuentra la interpretación
química de LaGeo, la cual basada en la
definición del índice de saturación (ISS) de
Barnet y García, calcula el ISS en 1.5 para 774 ppm de sílice total a 140°C. Este valor se
interpreta como de alto potencial incrustante si las condiciones hidráulicas o de enfriamiento no
Figura 39. Contenido químico del agua de reinyección en pozo TR10.
575 ppm
774 ppm
774
530
SiO2 (ppm)
Temperatura (°C) Figura 40. Solubilidad de sílice y exceso sobre
sílice amorfa
60
son favorables. El campo geotérmico de Berlín ha encontrado experimentalmente que si ISS es
menor que 1, la posibilidad de incrustación es menor. Para tal efecto utilizan ácido fluorhídrico
para retardar la formación de cadenas de sílice polimérica, lo cual podría implementarse en la
operación del CCP si el ISS superase a la unidad.
Durante la ejecución de los ensayos descritos anteriormente, se colectaron muestras de fluidos
a las condiciones de temperatura y presión promedios existentes en el punto de muestreo. En
el estudio de química anexo se describen 6 pruebas, de las cuales se incluyen en la Tabla 5 solo
aquellas cuyos tiempos de muestreo se encuentran dentro de los periodos en que se ejecutaron
los ensayos. Esta tabla identifica las pruebas seleccionadas 1, 3, 4 y 5 junto al ensayo
correspondiente, contiene los datos experimentalmente observados a lo largo del CCP, las
mediciones realizadas en laboratorio, los resultados de los análisis de sílice total y monomérica
(mono), las medidas indirectas de sílice polimérica (Polimer.), ISS calculado (Calc.), ISS límite
tomado como la unidad, fracción de vapor X esperado (Esper.) y, de acuerdo a tablas de vapor,
la densidad de líquido comprimido o del remanente si se presenta GDV.
Tabla 5. Medidas y estimaciones químicas para los ensayos E2, E5, E7 y E8.
FechaHora
local
Caudal
(kg/h)
Punto
Muestreo
(m)
Agua
Geotérm.
(%)
T
(°C)
Pres.
(psig)pH
T pH
(ºC)
CE
uS/cm
SiO2
(ppm)
Si mono
(ppm)
Sílice
polimer
(ppm)
Sílice
polimer
(%)
Sílice
exceso
(ppm)
ISS
Calc.
X
Esper.
ISS
limite
Dens.
(Kg/m3)
Prueba 1 = Ensayo 2
04/02/2014 11:19 781 0 34% 100 189 7.18 25.0 - 369.2 366.8 2.4 0.65 30 1.09 0.000 1 959
04/02/2014 11:45 40 122 176 7.21 25.0 - 361.4 346.5 14.9 4.13 0 0.83 -0.005 1 936
04/02/2014 11:17 80 145 165 7.18 25.0 - 352.1 345.0 7.1 2.01 0 0.63 -0.007 1 906
04/02/2014 11:26 94 156 177 7.27 25.0 - 376.6 372.8 3.8 1.01 0 0.60 0.065 1 863
04/02/2014 11:35 107 167 188 6.91 25.0 - 375.6 358.9 16.7 4.44 0 0.55 0.072 1 865
04/02/2014 11:39 120 180 178 6.91 25.0 - 341.0 337.2 3.8 1.11 0 0.45 -0.005 1 866
04/02/2014 11:59 130 178 200 6.76 25.0 7,880 320.5 311.9 8.6 2.68 0 0.42 -0.070 1 869
Prueba 3 = Ensayo 5
04/02/2014 15:35 599 0 12% 103 147 7.09 25.0 4,900 256.7 253.4 3.3 1.29 0 0.73 0.000 1 956
04/02/2014 15:44 40 116 161 6.96 25.0 4,200 218.4 201.8 16.6 7.60 0 0.53 -0.164 1 947
04/02/2014 15:22 80 136 188 7.12 25.0 4,570 237.1 215.6 21.5 9.07 0 0.47 -0.054 1 931
04/02/2014 16:25 94 187 192 6.15 25.0 5,300 208.9 194.1 14.8 7.08 0 0.26 -0.125 1 875
04/02/2014 16:19 107 189 178 6.26 25.0 4,280 192.6 186.9 5.7 2.95 0 0.23 -0.223 1 877
04/02/2014 16:08 120 187 169 6.90 25.0 10,160 337.6 331.4 6.2 1.85 0 0.42 0.303 1 876
04/02/2014 16:10 130 178 151 6.45 25.0 4,270 205.1 185.5 19.6 9.57 0 0.27 -0.165 1 890
Prueba 4 = Ensayo 7
05/02/2014 11:33 257 0 100% 107 191 6.25 31.3 20,110 747.1 711.9 35.2 4.71 379 2.03 0.000 1 954
05/02/2014 11:40 40 168 187 6.85 25.0 20,290 721.0 704.3 16.7 2.32 28 1.04 0.024 1 899
05/02/2014 11:39 80 185 163 7.09 31.7 20,050 745.7 710.0 35.7 4.78 0 0.93 0.074 1 882
05/02/2014 11:50 94 186 187 7.38 29.6 20,060 758.7 723.8 34.9 4.60 0 0.94 0.091 1 881
05/02/2014 11:55 120 200 202 7.52 24.2 21,530 801.8 773.7 28.1 3.51 0 0.89 0.220 1 799
05/02/2014 12:10 130 184 167 7.63 29.9 20,580 870.1 853.4 16.7 1.92 77 1.10 0.276 1 804
Prueba 5 = Ensayo 8
05/02/2014 13:54 672 0 49% 108 180 6.92 31.2 11,000 426.6 405.8 20.8 4.88 54 1.15 0.000 1 953
05/02/2014 13:57 40 125 191 6.92 31.2 11,740 496.0 430.8 65.2 13.15 44 1.10 0.153 1 939
05/02/2014 14:03 80 144 194 6.36 30.8 9,890 421.4 391.2 30.2 7.16 0 0.76 0.020 1 923
05/02/2014 14:10 94 176 204 6.77 30.7 10,720 425.2 395.0 30.2 7.10 0 0.57 0.061 1 892
05/02/2014 14:24 107 183 176 6.26 30.7 10,560 418.8 396.6 22.2 5.31 0 0.53 0.055 1 884
05/02/2014 14:24 120 191 178 7.52 24.2 21,530 423.4 393.8 29.6 7.00 0 0.50 0.078 1 872
05/02/2014 14:00 130 169 170 7.63 29.9 20,560 457.9 389.1 68.8 15.02 0 0.65 0.122 1 898
TR10/ a octubre 2013 140 774.0 243 1.46
DATOS MEDIDOS EN PROTOTIPO CCP LABORATORIO ANALISIS CALCULOS
61
Para estimar la fracción esperada de vapor (X), se considera que el volumen V de mezcla líquida
comprimida entrando por la posición cero metros (o) y que es procesada dentro del CCP debe
calentarse, formar 2 fases, sobrecalentar vapor a partir de una posición posterior o a
continuación crear vapor saturado. Puesto que la sílice no se mueve a la fase vapor (v) y que la
densidad (ρ) del líquido (l) resultante es variable, entonces para una posición particular dentro
del absorbedor de calor, donde la concentración de sílice es Cl, el principio de conservación de la
masa (M) permite escribir:
(44)
(45)
Si se produce una fracción de vapor X, la masa líquida será:
(46)
Si no hubiese fugas de masa y energía, intencionado o no, la fracción X esperada sería:
(47)
Esta expresión conlleva valores nulos o negativos como ausencia de vapor. Si la concentración y
la densidad se mantienen como en la entrada, X es nulo, el agua sólo gana calor sensible. Si Cl
aumenta es porque disminuye la cantidad de líquido al formarse una mezcla con fracción de
vapor X, el cual refleja una reducción en la densidad. Puede suceder que se genere vapor y por
factores externos o de construcción del CCP ocurra enfriamiento en las paredes del receptor, lo
cual provoca condensación del vapor y por ende reducción en la concentración de sílice.
Por ejemplo, para el ensayo E2 (prueba 1 de quimismo), se tiene en la posición inicial Co=369.2
ppm, 959 Kg/m3 y en la posición 120m Cl= 341 ppm, 866 Kg/m3, entonces la fracción de vapor
esperada es X = -0.52%, o sea que alrededor de 120m no se genera vapor. Obsérvese en la Tabla
62
5, que dentro de los límites de error en el análisis de laboratorio (10%) para la concentración de
sílice total, los valores esperados de X son despreciables y puede sostenerse que no se produce
vapor, lo cual es coherente con la carencia de vapor medido (X medido) a la salida del separador
ciclónico.
La Figura 41 y 41A refleja los resultados para los ensayos en que fue posible colectar muestras
de fluidos a 0, 40, 80, 94, 107 y 120m, así como en líquido del separador ciclónico (posición 130
m para propósitos de graficar). En los títulos de cada gráfica se señala el flujo de la mezcla, la
razón de agua geotérmica en la mezcla y la fracción de vapor medido (Xmedido), con el
flujómetro Vortex, durante la ejecución del ensayo.
Se observa al pie de todas las gráficas que, para todos los ensayos, el pH oscila entre 6.3 y 7.6, el
cual indica que la acidificación del agua geotérmica, proveniente de la planta binaria, ha
recuperado la naturaleza casi neutra del fluido geotérmico. También en todas las gráficas se ha
incluido la línea de referencia ISS límite, el cual se ha tomado igual a 100%, ya que para los
fluidos del campo geotérmico de Berlín, ese valor no representa potencial problemas de
incrustación.
Continuando con la prueba 1 de quimismo o ensayo 2, se observa que a pesar de los errores de
medición y de operación del CCP, la curva de sílice es poco variable hasta 80m, muestra un
ligero ascenso en 90m, retorno en 110m y desciende bajo su valor inicial a partir de 120m. La
dirección de estos cambios, aunque son ignorados, es consistente con la curva de fracción de
vapor que oscila alrededor de un valor nulo. La relación entre las curvas de temperatura y el
valor del ISS es inversa, es decir que a menor temperatura, el potencial de incrustación es mayor
que cuando el fluido sube su temperatura.
63
La prueba química 4, para
el ensayo 7, se realiza con
un flujo de 257 Kg/h que
es agua 100% geotérmica y
se mide con flujómetro
Vortex una fracción de
vapor de casi 8%. En esta
prueba, no se toma
muestra de agua en la
posición 107m, pues se
experimentaba generación
de vapor. Para la posición
de salida a 120m y el
separador ciclónico a
130m, la sílice total
incrementa y la fracción de
vapor salta de 9 hasta más
de 28%. La diferencia
entre este valor esperado
y la fracción medida de 8%
sugiere una pérdida de
vapor de casi 20%. El ISS y
la temperatura mantienen
su relación inversa,
notándose claramente que después de 40m hasta la salida del CCP en 120m, el ISS es uniforme
alrededor de 80%. Las posiciones extremas, donde la temperatura tiene una ligera disminución,
el ISS supera a la unidad y por tanto se presenta un peligro de potencial incrustante.
Figura 41. Contenido de sílice, pH, ISS, temperatura y fracción de vapor esperada para ensayos E2 y E7.
64
La prueba química 3, para el
ensayo 5, se realiza con una
mezcla de 599 Kg/h, 12% de
agua geotérmica y
prácticamente no se mide
vapor con el flujómetro
Vortex. Como antes, las
curvas de sílice total y la de
fracción de vapor esperado,
son paralelas. El máximo de
sílice corresponde a casi 340
ppm en la posición de salida
(a 120m) y a un calculado
30% de fracción de vapor.
La curva de temperatura es
inversa con el ISS, el cual se
mantiene por debajo del ISS
límite sin ninguna amenaza
de incrustación.
Las muestras de la prueba química 5 se toman durante el ensayo 8, cuyo flujo de mezcla es 672
Kg/h, 49% de agua geotérmica y no so mide vapor con el flujómetro Vortex en la salida del
separador ciclónico. Considerando los errores de las mediciones, se genera 15, 8 y 12% de vapor
en los lugares 40m, 120m y en el separador ciclónico (130m); mientras que en las otras
posiciones la fracción de vapor puede ser ignorada. En las posiciones menos calientes, a 0 y
40m, el ISS es mayor que 100%, y no representa amenaza de incrustación desde 40 hasta el
separador ciclónico.
Figura 41A. Contenido de sílice, pH, ISS, temperatura y fracción de vapor esperada para ensayos E7 y E8.
65
La figura 42 destaca que entre más agua geotérmica o más sílice total disuelta contenga el flujo
a procesar en el CCP, mayor son la temperatura y el ISS que se desarrollan. También se enfatiza
que para razones de agua geotérmica superiores a 30%, el ISS es menor a la unidad a partir de la
posición 40m, es decir que antes de esta posición el fluido posee potencial de incrustación
mayor a 1.
Figura 42. Temperatura e ISS para diversas razones r (%) de agua geotérmica. E ensayo, P prueba química.
66
CONCLUSIONES De acuerdo a la problemática a resolver y objetivos perseguidos en este trabajo, los estudios y
análisis realizados, así como las limitaciones experimentales, se enumeran las conclusiones
siguientes:
La irradiancia, dada la época del año, es alta. Los valores nulos son causa de la nubosidad del día
respectivo. Las energías oscilan alrededor de 6 KWh/m2.dia, en correspondencia con el
promedio del mes febrero, obtenido con más 5 años de monitoreo del recurso solar.
Se ha medido la reflectividad de los espejos en 0.91, ya que el CCP no tiene cubierta su
transmitancia es la unidad, la emisividad de los tubos cubiertos con pintura negra selectiva en
60%, el cual es un valor muy significativo para las pérdidas por radiación. La absortividad del
receptor de calor se ha medido en un máximo de 0.94 ya que su reflectividad puede ser
despreciable.
El 5 y 6 mayo de 2014, cuando el ángulo de incidencia no superaba 6º, experimentalmente se
encontró una eficiencia óptica pico de 63%, coherente con la “artesanal” fabricación y
deformaciones mecánicas del receptor de calor. Esta eficiencia óptica es 84% de los receptores
fabricados con alta tecnología.
Combinando la eficiencia óptica pico experimental con la definición del factor de interceptación,
éste resulta en un valor representativo de 73%.
A pesar de las limitaciones ópticas indicadas, se ha determinado un factor de interceptación
óptico igual a 63% y una concentración geométrica promedio de 41.
El experimento GDV implica calentar agua de condensado con una caldera que quema 3 GPH de
diésel, que con cuyas propiedades de 832 Kg/m3 y 40 MJ/Kg, tiene una potencia térmica de 105
KW. Una porción del calor de esta caldera es utilizada para calentar condensado y la diferencia
67
se pierde a la atmósfera. La energía de la caldera para calentar el condensado no se incluye en
la evaluación de la eficiencia del CCP. Lo que se considera en la energía consumida por el CCP,
además de solar, son 2 KW de la bomba del fluido “condensado” y 200 Watt fotovoltaico para
operar el sistema de seguimiento solar y la sala de controles.
La eficiencia global del CCP, utilizando como fluido caloportador vapor geotérmico condensado,
con presión (13.7 bar) de trabajo cercana a la del cabezal del pozo de reinyección TR10 (15 bar)
y temperatura de entrada próxima a 100°C, es del 24%.
Si se utiliza 100% de agua geotérmica como fluido caloportador, a las mismas condiciones de
presión y temperatura (100°C, 13.7 bar) que del fluido condensado, se establece
preliminarmente que la eficiencia global del CCP es independiente del tipo de fluido, es decir, se
obtiene el mismo valor de 24%.
Para un rango de 10 a 60% de agua geotérmica en la mezcla, la eficiencia global tiene un
comportamiento simétrico, casi triangular. El máximo de 50% de eficiencia se ubica sobre el
punto central (35% de agua geotérmica) y los mínimos de 30% de eficiencia en los extremos del
rango 10 – 60% de la razón de agua geotérmica. Para este rango, la eficiencia global es mayor
que la obtenida si el fluido es completamente condensado o 100% de agua geotérmica.
Entre más agua geotérmica o más sílice total disuelta contenga el flujo, mayor son su
temperatura y el ISS que se desarrollan a lo largo del CCP.
El ISS disminuye si la temperatura del fluido crece, o inversamente, aumenta si la temperatura
decrece. El ISS permanece muy debajo de la unidad y el potencial incrustante es no significativo
si la razón de agua geotérmica o concentración de sales es menor que 60%. Por el contrario, si
la razón es superior al 60% (en este caso 450-500 ppm de sílice) el ISS supera u oscila muy de
cerca de la unidad, con lo cual el potencial de incrustación toma fuerza, lo cual provocaría
aumento considerable de la resistencia hidrodinámica del conducto, mayor esfuerzo mecánico
68
para el sistema de bombeo que puede acabar fallando por desgaste excesivo, impedimento a la
circulación del fluido caloportador y reducir drásticamente la operación del CCP y su eficiencia.
Los días 4 y 5 de febrero se experimentó generación directa de vapor (GDV) en 9 de 10 ensayos.
En su mayoría se generó vapor a partir de una posición entre 40 y 80 m a lo largo del
absorbedor de calor. La temperatura alcanzada superó en casi todos los ensayos a la
temperatura de saturación correspondiente a la presión promedio de trabajo (alrededor de 10-
13 bar).
Se midieron fracciones de vapor muy pequeñas, debido a las extracciones para las muestras del
análisis químico, fugas no intencionadas, limitaciones en el medidor de flujo e inestabilidades
causadas por la metodología de operación de válvulas y quemador (operado manualmente). Sin
embargo, en los análisis químicos se encontró una forma de estimar la concentración esperada
en el agua que permanece en el absorbedor cuando se genera vapor. Para agua geotérmica
entrando a 130°C y 760 ppm de concentración de sílice, se predice que se produciría 40% de
fracción de vapor a 250°C si se permite un máximo de 900 ppm en la fase líquida dentro del
absorbedor.
No obstante las inestabilidades y las limitaciones del medidor de flujo de vapor, se infiere que
para los períodos de máxima insolación, la temperatura del fluido geotérmico a la salida del
absorbedor está siempre por encima de la temperatura de evaporación, lo que garantiza la GDV
en el absorbedor. Asimismo, durante nubosidad variable, la mayor parte del tiempo la
temperatura está por encima de la del agua saturada, lo que indica la eficacia del GDV.
Únicamente en momentos donde la insolación es baja, la temperatura no alcanza el umbral y,
por tanto, no se genera vapor en el sistema.
El prototipo CCP es capaz de generar vapor directo en el tubo absorbedor, si el fluido de
alimentación es agua de condensado a temperatura ambiente. Si el fluido entra a 100-130ºC y
es de tipo condensado, fluido geotérmico o una mezcla de ambos, también se genera vapor
directamente en el sistema receptor de calor.
69
La evolución del flujo de vapor generado es función del nivel de irradiancia solar. Cuando la
insolación es variable, la evolución del flujo de vapor no sólo depende de la temperatura de
entrada del fluido al absorbedor, sino también del intercambio calorífico entre absorbedor y
fluido. La inercia térmica ralentiza el proceso de generación de vapor y reducen la tasa de
producción.
Durante la GDV puede incrementar la sobresaturación de sílice en la fase líquida si la velocidad
del flujo es lenta y la temperatura desciende, particularmente antes de 40m a lo largo del CCP.
La sílice se podría polimerizar, depositar y subsecuentemente incrustar de fase amorfa en las
paredes de la tubería. Por otra parte, si se forma mezcla de dos fases y luego se separan, la
parte líquida quedaría sobresaturada de sílice y podría afectar al sistema de acarreo o pozos en
caso se reinyecte sin medidas de control adecuadas.
RECOMENDACIONES
Dada la existencia de una importante concentración de sílice en el fluido geotérmico de
alimentación del sistema de concentración y teniendo en cuenta la solubilidad de la sílice en
agua a la presión y temperatura de trabajo, se ha podido verificar que, en ausencia de aporte
energético solar o en horas de baja insolación, existe riesgo evidente de incrustaciones en el
interior del tubo absorbedor. Para evitar este problema, se plantean las dos soluciones
siguientes:
1. Descargar hidráulicamente el circuito durante las horas en las que no hay aporte solar,
vaciando el tubo absorbedor en un depósito preparado a tal efecto, y lavando el tubo
absorbedor con un flujo de agua de condensado para eliminar las posibles incrustaciones que
se hayan producido
2. Mantener una circulación de fluido caloportador durante las 24 horas del día, de modo que
se minimicen los depósitos de sílice sobre las paredes de los conductos del tubo absorbedor.
Esta alternativa no evitaría la limpieza periódica del interior del absorbedor para eliminar los
70
depósitos que pudieran haberse formado en las paredes de los conductos, para lo cual se
utilizaría la técnica descrita en el punto anterior.
Se ha podido comprobar que el balance hidrodinámico del sistema es crítico, de tal modo que la
relación entre las presiones del fluido geotérmico de alimentación y del agua de condensado,
cuando se va a utilizar mezcla, así como de la propia mezcla debe mantenerse en un equilibrio
muy ajustado. Las variaciones de cualquiera de las presiones afecta sensiblemente a los flujos
circulantes de fluido geotérmico y agua de condensado, lo que altera el flujo de mezcla y con
ello, la concentración de la mezcla resultante. La concentración de la mezcla de alimentación al
absorbedor es crítica para establecer las condiciones de operación, en particular temperatura y
presión de trabajo; cambios en dicha concentración pueden provocar importantes riesgos de
incrustaciones, por lo que es recomendable implementar un sistema de control de la presión y
la temperatura del fluido caloportador.
Se ha podido verificar que los flujos de alimentación a la cámara de mezcla dependen
fuertemente de las presiones de los fluidos que ingresan a la misma, agua de condensación y
fluido geotérmico. Si se produce un desequilibrio entre dichas presiones puede aparecer el
llamado “estado de estancamiento”, esto es generarse un reflujo de modo que uno de los
fluidos se vea bloqueado, haciéndose nulo su flujo de entrada a la cámara de mezcla. Por lo que,
para poder mantener el equilibrio necesario entre las presiones del agua de condensado y del
fluido geotérmico se propone un sistema de control basado en un manómetro de presión
diferencial.
La temperatura de la mezcla depende tanto de la del fluido geotérmico procedente del pozo de
reinyección como del nivel térmico del agua de condensado. Dado que la temperatura del fluido
geotérmico no es controlable, se debe ajustar la temperatura del agua de condensado a la del
fluido, de manera que se garantice que ambos se encuentran a la misma temperatura a la hora
de ingresar a la cámara de mezcla. El control de la temperatura del agua de condensado
depende del aporte energético en el quemador o caldera, el cual es función del flujo de
71
combustible. Para controlar este flujo se propone un sistema de regulación que venga
comandado por la temperatura del agua de condensado a la salida del quemador.
Es necesario contar con un sistema de control térmico del fluido caloportador en el tubo
absorbedor. Las condiciones térmicas del fluido es función directa de su flujo circulante y de las
ganancias netas de energía, las cuales, a su vez, dependen del nivel de irradiancia solar. Si el
agua geotérmica posee más del 60% de 800 ppm de sílice disuelta, un brusco descenso de
irradiancia provocaría depósitos de sílice en el interior de los conductos. Un notable aumento
de irradiancia generaría una rápida evaporación del agua que aumentaría la concentración de
sílice disuelta, y con ello el riesgo de incrustaciones. Esta condición genera una fluctuación
alrededor de 1 para el ISS, lo que se considera medio pero con tendencia a saturación de sílice.
Se ha concluido que la formación de vapor en el interior del tubo absorbedor genera un
aumento de la concentración de sílice en la fase líquida remanente; este proceso puede dar
lugar a importantes incrustaciones sobre las paredes de los conductos. Para evitar o limitar
estos efectos se plantea controlar la cantidad de vapor que se forma en el absorbedor, así como
la zona donde dicho vapor comienza a formarse.
Las condiciones termodinámicas del fluido en el interior del absorbedor son muy sensibles a los
cambios de presión y temperatura. Una variación significativa en el balance energético puede
dar lugar a un cambio en el estado termodinámico del fluido provocando desplazamientos
importantes sobre la campana de líquido-vapor. Estos desplazamientos pueden ocasionar una
reducción en el contenido de vapor, pudiendo llegar a saturarse de líquido el separador
ciclónico, lo que provocaría el paso de agua a la sección del vapor que alimentaría a un bloque
de potencia. Asimismo, el desplazamiento del estado termodinámico puede generar un
aumento del flujo de vapor, lo que daría lugar a un aumento en la concentración de sílice en el
líquido circulante y un incremento en el riesgo de incrustaciones. Para evitar que se puedan
producir desequilibrios bruscos en las condiciones termodinámicas del fluido dentro del
absorbedor, se propone un sistema de control de dichas condiciones basado en una regulación
72
del flujo circulante a partir de la temperatura y presión de trabajo y de las ganancias por
irradiancia directa.
Para la máxima fracción de vapor generada y la máxima concentración de sílice disuelta
permisible en el agua separada, se debe determinar las dosis de inhibidor o ácido de control de
pH para, respectivamente, evitar o retardar la polimerización de la sílice.
El separador ciclónico dispone de un sistema de control del nivel de agua en su interior que
permite evitar la inundación del mismo, lo que provoca el paso de agua en fase líquida a la zona
donde se extrae el vapor seco. El control del nivel del agua está regulado por el sistema de
presión de alimentación del fluido al dispositivo de calentamiento. Este requisito establece la
necesidad de un complejo método de control de todo el conjunto, dado que las variaciones de
presión en el flujo de alimentación del fluido obliga a regular la presión del agua de condensado
en el caso de utilizar mezcla, lo que, a su vez, modifica la relación de flujos de fluido geotérmico
y agua de condensado. Sin evitar el sistema de control, debe sustituirse el separador actual por
otro que asimile mayor volumen de agua durante estados transitorios con baja producción de
vapor.
Las temperaturas de la superficie de los diferentes tubos que conforman el sistema de
recepción de calor son indicadores de la no uniformidad térmica causada por la ineficacia del
aislante, pérdidas por convección o por sombreo de nubes. Estos deben vincularse al sistema de
control térmico del fluido, a fin de mantener propiedades mecánicas similares en los tubos y
condiciones hidrodinámicas estables en el distribuidor a la salida del absorbedor.
Este estudio representa un paso adicional en la viabilidad técnica de un proyecto de 33 MWe,
cuyo bloque de potencia utiliza el ciclo Rankine para procesar vapor proveniente de un campo
solar de 800x800 m2 constituido por concentradores cilíndricos parabólicos (CCP), donde se
genere vapor directo a partir de agua geotérmica residual y energía solar. El estudio demuestra
la existencia de ambos recursos térmicos en la zona norte del campo geotérmico de Berlín y
73
encuentra bajo potencial de incrustación por sílice en el receptor de calor del CCP. Con los datos
del recurso disponibles, un factor de planta de 25%, autoconsumo de 5%, la generación anual se
estima en 54 GWh brutos. Previo a la implementación de una planta termosolar de la novedad
propuesta, cuyo costo de instalación bordea US$130 millones, se deben determinar otros
factores de riesgo, tales como la adquisición de los terrenos, el impacto ambiental y social,
geológico e hidrogeológico, conectividad a la red de transmisión eléctrica nacional,
preseleccionar contratistas con experiencia en equipos de planta y campo solar, tiempos de
fabricación e instalación, cultura de trámites gubernamentales, demanda eléctrica, promoción
de incentivos fiscales, mercado por reducción en la emisión de carbono, costos directos e
indirectos, precios de energía generada por recursos renovables no convencionales, contratos
bilaterales de venta, fuentes y condiciones de financiamiento, cooperación extranjera y sus
condiciones, posibles asocios público privados, costo de seguros, análisis de sensibilidad
financiera e impacto económico en el país.
74
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
[1] Geothermal Power Plants. Principles, Applications and Case Study. Ronald DiPippo. Elsevier.
2006.
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McGraw-Hill. 2009.
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75
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Forecasts. NREL Report. 2003.
[11] Engineering Thermodynamics. R.K. Rajput. Laxmi Ed. 2007.
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Steam (DISS). Eduardo Zarza Moya. Tesis Doctoral: Universidad de Sevilla. 2003.
[13] Energía Solar Térmica de Media Temperatura. Eduardo Zarza Moya, Javier León Alonso y
Loreto Valenzuela Gutiérrez. Master en Energía Solar. CIESOL. 2009.
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Alvarenga. X Congreso de Energías Renovables. Yokohama. 2010.
[15] A Text book on Heat Transfer. S. P, Sukhatme. Universidad (Press). India. 2005.
76
ANEXO I. ENSAYOS QUIMICOS Emilio Guerra, LaGeo. Febrero 2013. El presente reporte es un avance de la interpretación química de los datos obtenidos durante el
desarrollo de las pruebas de funcionamiento del sistema Termo-solar ubicado en la plataforma
del pozo TR-10, las cuales fueron realizadas durante los días 4 y 5 de febrero de 2014. Tanto el
muestreo de agua en los diferentes puntos del sistema como el análisis químico de las mismas,
estuvo bajo la responsabilidad del personal del Laboratorio Geoquímico.
A fin de calcular el Índice de Saturación de Sílice (ISS) en diferentes puntos del sistema termo-
solar, se procesó la información química generada por el laboratorio donde se determinó la
sílice total, sílice monomérica y temperatura del fluido para cada una de las muestras de agua
(anexo 1), utilizando las ecuaciones de Fournier y Marshall (1983, hoja de cálculo “Solubsil”,final
de este anexo).
Para el fluido geotérmico del Campo de Berlín se ha observado, que un ISS en el orden de 1.0 es
indicador de un potencial de incrustación bajo, pero con tendencia a formar depósitos en las
líneas de acarreo dependiendo de los parámetros de operación del sistema. En la Tabla 1 se
presenta la concentración de las especies químicas contenidas en el agua que se reinyecta al
pozo TR-10.
TABLA I.1. Reinyección al pozo TR-10
Definiciones El equilibrio de la Sílice en la mayoría de las aguas geotermales contenidas en los reservorios geotérmicos (temperaturas arriba de los 200 °C) es controlado por la fase Cuarzo (Fournier y
Na K Ca Mg Cl SO4 HCO3 SiO2 Si mon B Li
Química del agua acarreada al pozo TR-10
12-feb-13 3952 679 101 0.061 6459 21 3.5 818 766 125 13.8 5.5 144
09-abr-13 3795 803 98 0.067 6781 33 3.5 784 748 128 16.6 4.8 142
08-jul-13 3978 703 108 0.071 6770 30 3.5 761 758 128 14.8 5.4 137
08-oct-13 3718 662 108 0.062 6746 29 3.5 772 753 118 14.3 5.4 138
(ppm)Fecha
pH
camp
o
Temp
Fluido
(°C)
77
Rowe, 1977) bajo estas condiciones la forma predominante de sílice disuelta es el ácido monosilícico Si(OH)4. Durante el proceso de extracción de calor, los fluidos geotérmicos tienden a sobresaturarse con respecto al Cuarzo, pero debido a que la cinética de depositación del cuarzo es muy lenta o despreciable, la depositación en esa fase es de poca ocurrencia. En la superficie la sílice precipita en su fase amorfa siendo su solubilidad mayor que la del cuarzo a una temperatura dada. Cuando el fluido geotérmico es enfriado lo suficiente por abajo de su condición de equilibrio, este se sobresatura con su fase metaestable formándose depósitos de sílice amorfa. Cálculo del Índice de Saturación de Sílice El índice de saturación de la sílice (ISS) es definido como la relación de concentración de la sílice total en el agua a la solubilidad de la sílice amorfa para una temperatura definida. La sílice amorfa no tiene estructura cristalina y su solubilidad está dada por la ecuación siguiente:
731log 4.52ec
T (64)
Así, el grado de saturación de sílice en los procesos de separación y líneas de acarreo puede ser estimado de la siguiente manera:
2SSIce tSiO aq / Ce (65)
donde: SSIce : Índice de saturación de sílice con respecto a la sílice amorfa tSiO2 aq: Concentración de sílice total en solución. Ce : Solubilidad de la sílice amorfa a una temperatura determinada INTERPRETACIÓN QUÍMICA Para cada una de las pruebas se tomó muestras de agua en siete puntos del recorrido del fluido a través del sistema termo-solar (120 m), diferenciando el porcentaje de agua geotérmica mezclada en cada ensayo desde un 20% hasta el 100%. Prueba 1: Para la prueba 1 se mezcló un 40% de agua geotérmica. La temperatura del fluido varió en el rango de 96°C a 166°C, mientras que el ISS disminuyó desde 1.15 hasta 0.5. Esto indica un potencial medio de incrustación de sílice en los primeros 20 m de recorrido del fluido, mostrando insaturación de dicho mineral en los 100 m restantes. Prueba 2: Para la prueba 2 se mezcló un 60% de agua geotérmica. La temperatura del fluido varió en el rango de 110°C a 169°C en los primeros 94 m, mientras que el ISS disminuyó desde 1.44 hasta 0.9 en dicho tramo (figura 1). Esto indica un potencial alto de incrustación de sílice en los primeros 60 m de recorrido del fluido, mostrando insaturación de dicho mineral en el tramo restante.
78
FIGURA I.1. ISS para 40% y 60% de mezcla de agua geotérmica
Prueba 3: Para la prueba 3 se mezcló un 20% de agua geotérmica. La temperatura del fluido varió en el rango de 116°C a 188°C, mientras que el ISS disminuyó desde 0.62 hasta 0.4 (Figura 2). Esto indica que en dichas condiciones el fluido se encuentra insaturado con respecto a la sílice en los 120 m de recorrido y por tanto el potencial de incrustación es despreciable. Prueba 4: Para la prueba 4 se utilizó el 100% de agua geotérmica. La temperatura del fluido varió en el rango de 94°C a 191°C, mientras que el ISS disminuyó desde 2.39 hasta 0.96 (Figura 2). Esto indica un potencial de incrustación de sílice muy alto en los primeros 90 m de recorrido del fluido, mostrando un potencial de incrustación relativamente bajo en los 30 m restantes.
FIGURA I.2. ISS para 20% y 100% de mezcla de agua geotérmica
Prueba 5: Para la prueba 5 se mezcló un 50% de agua geotérmica. La temperatura del fluido varió en el rango de 109°C a 186°C, mientras que el ISS disminuyó desde 1.13 hasta 0.53 (Figura 3). Esto indica un potencial medio de incrustación de sílice en los primeros 40 m de recorrido del fluido, mostrando insaturación de dicho mineral en los 80 m restantes.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
ISS
Recorrido del fluido (m)
Prueba 1, (40% agua geotérmica)
ISS ISS Límite T [°C]
ISS > 1, fluido sobresaturado
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
ISS
Recorrido del fluido (m)
Prueba 3, (20% agua geotérmica)
ISS ISS Límite T [°C]
ISS > 1, fluido sobresaturado
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
ISS
Recorrido del fluido (m)
Prueba 4, (100% agua geotérmica)
ISS ISS Límite T [°C]
ISS > 1, fluido sobresaturado
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
ISS
Recorrido del fluido (m)
Prueba 2, (60% agua geotérmica)
ISS ISS Límite T [°C]
ISS > 1, fluido sobresaturado
79
FIGURA I.3. ISS para 50% de mezcla de agua geotérmica OBSERVACIONES El valor de pH de todas las muestras de agua tomadas varió en el rango de 6.7 a 7.1, por lo que se considera que dicho fluido no posee las condiciones necesarias para retardar la polimerización de la sílice, debido en buena parte a la dilución realizada con agua de pH neutro; Los resultados preliminares de las pruebas indican la necesidad de dosificar un inhibidor de incrustación de sílice, cuando la mezcla de agua geotérmica es mayor al 40% y la temperatura inicial del fluido sea menor a 120°C, a fin de minimizar la incrustación de sílice en los primeros 40 m de recorrido. Esquema de la hoja para cálculo del ISS (ecuaciones de Fournier y Marshall (1983)
DETERMINACION DEL INDICE DE SATURACION DE SILICE
T ABELLA PER LA DET ERM INAZIO NE DELLA S O LUBILIT A' DELLA S ILIC E
C O RRET T A IN FUNZIO NE DELLA S ALINIT A DELLA S O LUZIO NE
DAT I DI INPUT FLUIDO PARAM ET RO C O RREZIO NE S O LUBILIT A'
temperatura input t1 (°C) 166 696.1 108.5 0.0684 6753 770.5
sodio Na (ppm) * 3718 sale a b D(t1) D(t2<t1) D(t2>t1)
potassio K (ppm) * 661.6 NaCl -1.0569 -0.00157 0.048082 0.061066 0.045705
calcio Ca (ppm) * 107.8 KCl -1.4083 -0.0034 0.010637 0.01784 0.009531
magnesio Mg (ppm) * 0.062 CaCl2 -0.5548 -0.00123 0.174455 0.210184 0.167695
cloro Cl (ppm) * 6746 MgCl2 -0.5548 -0.00123 0.174455 0.210184 0.167695
silice SiO2 (ppm) * 341temperatura output t2<t1 (°C) 100 NO T A Parametri a e b per NaCl e MgCl2 da dati di Marshall e
temperatura output t2 >t1(°C) 180 Chen (1982); per KCl e CaCl2 da dati di Gallup (1989)
DAT I C ALC O LAT I ALLE T EM PERAT URE DI INPUT E DI O UT PUT
t1 t2<t1 t2>t1 C ALC O LI T ERM O DINAM IC I
molalità NaCl mNa ** 0.159907 0.182809 0.155125 Dati validi per soluzioni con TDS<20000 ppm
molalità KCl mK ** 0.01673 0.019126 0.01623 hL=4,218t-7,98*10 -4t^2+5,17*10 -6t^3
molalità CaCl2 mCa ** 0.002659 0.00304 0.00258 r=2501,5-2,4335t+1.8339*10 -3t^2+
molalità MgCl2 mMg ** 2.52E-06 2.88E-06 2.45E-06 -1,8616*10 -5t^3 (vds. DiPippo, 1985)
molalità Cl mCl 0.188143 0.215088 0.182516 t2<t1 t2>t1
molalità equiv. cationi Na+K+2Ca+2Mg 0.181961 hL(t1) kJ/kg 701.8474 701.8474
diff. cationi-anione Cl D% -3.39731 r(t1) kJ/kg 2062.919 2062.919
parametro D sommatoria mi*Di 0.008331 0.012144 0.007678 hL(t2) kJ/kg 418.99 763.5362
solubilità SiO2 in acqua ppm *** 694.1791 346.2476 782.1882 r(t2) kJ/kg 2257.873 2014.32
solubilità SiO2 in soluz. ppm **** 680.9897 336.6996 768.4818 x(t1-t2) 0.125276
concentrazione SiO2 ppm 341 389.8373 330.8029 x(t2-t1) 0.029904
silice in eccesso ppm -339.99 53.13769 -437.679 concentrazione (t2<t1) 1.143218
indice di saturazione ISS 0.50074 1.157819 0.430463 diluizione (t2>t1) 0.970096
NO T E
* L'errore conseguente all'uso di concentrazioni in mg/l anziché in ppm è trascurabile per soluzioni diluite
** Le molalità di ciascun sale sono assunte uguali alle molalità dei rispettivi cationi
*** Calcolata secondo Fournier e Marshall (1983):
log s(T )=58400*(-6,116+0,01625*T-1,758*10^-5*T^2+5,257*10^-9*T^3)**** Calcolata secondo la formula di Setchenow (1982): s(T,m)=s(T)*10 -(mD), con mD=sommatoria(mi*Di)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
ISS
Recorrido del fluido (m)
Prueba 5, (50% agua geotérmica)
ISS ISS Límite T [°C]
ISS > 1, fluido sobresaturado
80
Resultados experimentales de muestreo e interpretación química
Fecha de
MuestreoHora
Caudal
(kg/h)
Punto de
Muestreo
(m)
Agua
geotérmica
(%)
T [°C]Pres.
[psig]pH °T pH
CE
umhos/
cm
SiO2
(ppm)
Si mono
(ppm)
Sílice
polimer
(ppm)
Sílice
polimer
(%)
Sílice
exceso
(ppm)
ISS
Prueba 1
04/02/2014 11:19 0 40.0% 96 189 7.18 25.00 - 369.2 366.8 2.4 0.65 49 1.15
04/02/2014 11:45 40 40.0% 124 176 7.21 25.00 - 361.4 346.5 14.9 4.13 0 0.81
04/02/2014 11:17 80 40.0% 151 165 7.18 25.00 - 352.1 345.0 7.1 2.01 0 0.6
04/02/2014 11:26 94 40.0% 154 177 7.27 25.00 - 376.6 372.8 3.8 1.01 0 0.62
04/02/2014 11:35 108 40.0% 170 188 6.91 25.00 - 375.6 358.9 16.7 4.44 0 0.53
04/02/2014 11:39 120 40.0% 166 178 6.91 25.00 - 341.0 337.2 3.8 1.11 0 0.5
04/02/2014 11:59 Sep. C. 40.0% 176 200 6.76 25.00 7,880 320.5 311.9 8.6 2.68 0 0.43
Prueba 2
04/02/2014 12:57 0 60.0% 110 203 6.95 25.00 13,640 510.8 509.5 1.3 0.26 130 1.34
04/02/2014 14:35 40 60.0% 105 140 6.73 25.00 14,570 552.5 533.0 19.5 3.52 194 1.54
04/02/2014 13:01 80 60.0% 160 189 6.73 25.00 14,000 540.4 505.4 35.0 6.47 0 0.84
04/02/2014 13:35 94 60.0% 169 206 7.50 25.00 16,780 628.5 576.8 51.7 8.23 0 0.90
Prueba 3
04/02/2014 15:35 0 20.0% 116 147 7.09 25.00 4,900 253.7 256.4 0.0 0.00 0 0.62
04/02/2014 15:44 40 20.0% 128 161 6.96 25.00 4,200 218.4 201.8 16.6 7.60 0 0.47
04/02/2014 15:22 80 20.0% 117 188 7.12 25.00 4,570 237.1 215.6 21.5 9.07 0 0.57
04/02/2014 16:25 94 20.0% 182 192 6.15 25.00 5,300 208.9 194.1 14.8 7.08 0 0.27
04/02/2014 16:19 108 20.0% 184 178 6.26 25.00 4,280 192.6 186.9 5.7 2.95 0 0.24
04/02/2014 16:08 120 20.0% 188 169 6.90 25.00 10,160 337.6 331.4 6.2 1.85 0 0.41
04/02/2014 16:10Liquido
Sep20.0% 184 151 6.45 25.00 4,270 205.1 185.5 19.6 9.57 0 0.26
Prueba 4
05/02/2014 11:33 0 100.0% 94 191 6.25 31.30 20,110 747.1 711.9 35.2 4.71 434 2.39
05/02/2014 11:40 40 100.0% 194 176 6.85 25.00 20,290 721.0 704.3 16.7 2.32 0 0.84
05/02/2014 11:39 80 100.0% 132 163 7.09 31.70 20,050 745.7 710.0 35.7 4.78 258 1.53
05/02/2014 11:50 94 100.0% 188 187 7.38 29.60 20,060 758.7 723.8 34.9 4.60 0 0.98
05/02/2014 11:55 120 100.0% 191 202 7.52 24.20 21,530 801.8 773.7 28.1 3.51 0 0.96
05/02/2014 12:10Liquido
Sep100.0% 194 167 7.63 29.90 20,580 870.1 853.4 16.7 1.92 13 1.02
Prueba 5
05/02/2014 13:54 Alto 0 50.0% 109 180 6.92 31.20 11,000 426.6 405.8 20.8 4.88 51 1.13
05/02/2014 13:57 340 40 50.0% 138 197 6.92 31.20 11,740 496.0 430.8 65.2 13.15 0 0.96
05/02/2014 14:03 340 80 50.0% 181 194 6.36 30.80 9,890 421.4 391.2 30.2 7.16 0 0.54
05/02/2014 14:10 340 94 50.0% 161 204 6.77 30.70 10,720 425.2 395.0 30.2 7.10 0 0.65
05/02/2014 14:24 340 108 50.0% 176 175 6.26 30.70 10,560 418.8 396.6 22.2 5.31 0 0.56
05/02/2014 14:24 340 120 50.0% 186 178 7.52 24.20 21,530 423.4 393.8 29.6 7.00 0 0.53
05/02/2014 14:00 340Liquido
Sep50.0% 175 170 7.63 29.90 20,560 457.9 389.1 68.8 15.02 0 0.62
Prueba 6
05/02/2014 15:35 280-240 108 50.0% 142 183 7.79 28.90 12,450 626.5 536.5 90.0 14.36 86 1.16
05/02/2014 15:15 280-240 120 50.0% 169 116 7.84 28.90 11,650 491.4 408.7 82.7 16.83 0 0.70
DATOS DE CAMPOANALISIS
SOLICITADOSDATOS GENERALES CALCULOS
81
Variación de sílice polimerizada con respecto a la temperatura en cada punto. Imagen: CCP con personal y producción de vapor separado.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
pH
y %
Síli
ce P
olim
Recorrido del fluido (m)
Prueba 2, 60% agua geotérmica
pH % Si Polim T [°C]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
pH
y %
Síli
ce P
olim
Recorrido del fluido (m)
Prueba 1, 40% agua geotérmica
pH % Si Polim T [°C]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
pH
y %
Síli
ce P
olim
Recorrido del fluido (m)
Prueba 3, 20% agua geotérmica
pH % Si Polim T [°C]
0
50
100
150
200
250
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
pH
y %
Síli
ce P
olim
Recorrido del fluido (m)
Prueba 4, 100% agua geotérmica
pH % Si Polim T [°C]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
0 40 80 94 108 120
Tem
pe
ratu
ra °
C
pH
y %
Síli
ce P
olim
Recorrido del fluido (m)
Prueba 5, 50% agua geotérmica
pH % Si Polim T [°C]