Un novedoso circuito de agua de alimentación dual para una planta de energía solar cilindroparabólica

Jan 01, 2024

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 7471 (2023) Citar este artículo

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El modelo dinámico validado de una planta de energía cilindroparabólica (PTPP) se mejora mediante la combinación de un nuevo circuito de agua de alimentación (circuito de agua de alimentación/HTF) y un circuito de agua de alimentación de referencia (circuito de agua de alimentación/vapor), así como el desarrollo del modelo de turbina de vapor. . Dicho diseño representa el primer esfuerzo de investigación para utilizar un circuito dual de agua de alimentación dentro de la PTPP para aumentar la producción de energía durante el día de 50 a 68 MWel y aumentar las horas de operación nocturna a un costo menor. El objetivo de aumentar las horas nocturnas de funcionamiento a una potencia (48 MWel) como en el PTPP de referencia es deshacerse del sistema de respaldo de combustible fósil y depender únicamente de la energía solar absorbida y la energía almacenada en las sales fundidas. Durante el día, el circuito de agua de alimentación funciona con Feedwater/HTF. En el período transitorio, el circuito de agua de alimentación/HTF se irá cerrando gradualmente debido a una disminución de la radiación solar. Además, el resto del caudal másico nominal del agua de alimentación (49 kg/s) se repone gradualmente desde el circuito de agua de alimentación/vapor. Después de la puesta del sol, la totalidad del agua de alimentación se calienta en función del vapor extraído de la turbina. El objetivo de esta mejora es aumentar el número de horas operativas nocturnas mediante la reducción de la carga nominal de 61,93 a 48 MWel como consecuencia de la baja demanda energética en horario vespertino. Por lo tanto, se realiza un estudio de comparación entre el modelo de referencia y esta optimización (optimización 2) para días despejados (26 y 27 de junio y 13 y 14 de julio de 2010) para comprender la influencia del circuito dual de agua de alimentación. La comparación indica que las horas de operación del bloque de potencia (PB) obviamente se incrementarán. Además, esta mejora se reduce en función del sistema de combustibles fósiles durante la noche. Como último paso, se realizó un análisis económico de los costos del PTPP referenciado y optimizado en función del costo energético nivelado (LEC). Los resultados ilustran que el coste energético específico de una PTPP con 7,5 h de capacidad de almacenamiento se reduce en un 14,5 % al aumentar la producción de la PTPP de 50 a 68 MWel.

El uso de energía solar concentrada (CSP) para generar electricidad es un paso clave en la dirección del crecimiento ambientalmente sostenible y ofrece una alternativa altamente preferible contra la degradación atmosférica1, 2. Se utilizan tecnologías CSP para lograr altas temperaturas. Las instalaciones de CSP se están enfocando en la radiación solar directa en áreas estrechas, lo que permite alcanzar altas temperaturas. En las tecnologías de CSP, un cilindro parabólico (PT) puede considerarse una tecnología perfeccionada bajo las plantas de CSP, que también ha demostrado su viabilidad económica3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13 ,14,15,16,17. Por ejemplo, los PTPP son capaces de alcanzar temperaturas cercanas a los 395 °C18. Dichas centrales cuentan con un sistema de almacenamiento térmico (TSS) para la generación continua de energía durante horas en ausencia de luz solar6.

Para complementar investigaciones más experimentales, el modelado de simulación de PTPP apoya la comprensión de la operación del sistema, sus potenciales y limitaciones. Las mejoras y reconfiguraciones de los sistemas de energía generalmente comienzan con el modelado de procesos en estado estable. A diferencia de esto, el uso de modelos dinámicos permite a los usuarios e ingenieros desarrollar mejores estrategias operativas y sugerencias de control de procesos17, 19. Hasta el momento, se han llevado a cabo varios tipos de experimentación para el modelado y la simulación de PTPP. La validez del modelo de logros y la prueba de varios enfoques operativos constituyeron los propósitos principales detrás de estos esfuerzos. A continuación, se revisa una amplia encuesta de investigaciones de modelado dinámico relacionadas con el PTPP.

Yuanjin et al. 1 sugirió mejorar la planta termosolar de acueducto parabólico de 30 MW. Especificaron un modelo para el rendimiento de toda la planta. Se calculó un programa comercial Ebsilon para construir los modelos de simulación de la Planta (SEGS VI). Además, se llevó a cabo un análisis de desempeño de las dos plantas en un diseño y condiciones de operación específicos. Además, evaluaron todos los factores de implementación del SEGS VI con un sistema mejorado. Los hallazgos revelan que la eficiencia del campo solar aumenta alrededor del 0,52 % y el rendimiento total de las plantas aumenta alrededor del 0,22 % en las atmósferas operativas. Al mismo tiempo, aumenta el número de colectores del aspecto solar, lo que tiene una gran oportunidad de aplicación. Liu et al.20 desarrollaron un regulador predictivo modal para fusionar la carga de energía real con información para datos climáticos predictivos, para reducir el consumo acumulado de carbón en un día distinto y un tiempo de duración particular. Además, realizaron una simulación durante diez días sucesivos para ver las ventajas y los procedimientos operativos del regulador predictivo modelo. Se realizó una comparación entre el regulador tradicional y las predicciones de carga, muestra una simulación de un día en particular, que la reducción del consumo de carbón utilizando un método de regulador predictivo aumentó alrededor de (21,3 toneladas) 13,6%, mientras que 20,3% en la simulación de diez días consecutivos. Se concluyó que la implementación del método de generación de energía del colector solar, así como del cilindro parabólico, trabajó a carbón ha mejorado la comprensión de las ventajas y las restricciones de emplear el método de un regulador predictivo en el procedimiento operativo. Lo más probable es que la elección de la refrigeración por condensador tenga un impacto en la viabilidad técnico-económica. En este sentido, se está haciendo un esfuerzo para evaluar la vida útil de la capacidad de reducción de la contaminación por CO2-eq (LCCM) para una capacidad mínima (50 MW) de refrigeración seca y húmeda. Aseri et al.3 llevaron a cabo esta investigación en la India utilizando dos regiones (PTSC) y (SPT) instalaciones de CSP dependientes del enfriamiento en seco (6,0 h) de energía térmica almacenada. Los resultados mostraron que la refrigeración en seco puede ahorrar una gran cantidad de agua en un 91,99% en estas instalaciones correspondientes a las instalaciones de refrigeración húmeda. Wang et al.21 sugirieron, fabricaron y experimentaron con un receptor solar de canal parabólico único con un escudo de radiación, de acuerdo con el enfoque de una zona de flujo térmico negativo, para mejorar el rendimiento de conversión solar/térmica del colector de canal operativo después de su degradación. a las temperaturas máximas de funcionamiento. Establecieron patrones matemáticos de recolección de calor, así como una evaluación económica. Los resultados de la simulación ofrecen un buen acuerdo con los datos prácticos. Se estudiaron exhaustivamente los logros técnico-económicos de las plantas de energía solar que establecen los receptores solares presentados en tres regiones bajo varias capacidades instaladas y capacidades de almacenamiento térmico. Los hallazgos señalaron que el receptor solar presentado posee una notable posibilidad de mejora importante del logro tecnoeconómico del sistema de energía solar. Donde la mejora de la producción de energía eléctrica neta anual del sistema de energía solar con los receptores solares presentados colocados en Dunhuang es de alrededor del 9,77%, y una disminución en el costo nivelado de energía es de alrededor del 8,67%. Manesh et al.22 realizaron el desarrollo de una planta de energía compartida en la ciudad de Qom, que se inició sobre la base de un proceso de desalinización de impacto múltiple de energía solar. Teniendo esto en cuenta, realizaron un examen (6E) de energía, exergía, ejercicio económico, exergoambiental, economía emergente y emergoambiental. Además, utilizaron un algoritmo genético multiobjetivo (MOGA) para refinar el ciclo propuesto basado en el análisis (6 E). Los resultados mostraron que el rendimiento exegético de la planta sugerida mejoró en un 3,22%. Además, luego de la optimización y en los mejores estados operativos, los precios de generación de energía, los efectos ambientales de la generación de energía, los precios de generación de agua dulce, los efectos ambientales de la producción de agua dulce y la energía del sistema propuesto disminuyeron aproximadamente 6.27%, 24.51%, 36.51 %, 26,13% y 1,87%, respectivamente. Linrui et al.4 crearon un modelo de una planta de energía cilindroparabólica e investigaron su estrategia operativa. Hay un campo solar, así como un bloque de energía aerodinámico. Demostraron que la técnica adoptada mejoró la generación de energía eléctrica en un 3,4 por ciento en comparación con la estrategia original. Wei et al.23 desarrollaron un patrón de análisis dinámico novedoso para locomotoras con intercambiador de calor. Además, se sugiere por primera vez un patrón analítico simple de una CSP cilindroparabólica combinada que comprende una parte PTS, un subsistema de energía-masa y almacenamiento de energía térmica. Se realizó la validación entre los datos de la plataforma actual y los datos calculados por la instalación de Andasol II para demostrar la precisión del patrón integrado. Cada resultado de validación de un caso estable y un par de escenarios dinámicos muestra que el patrón presentado puede describir las principales operaciones del sistema con una precisión y un rendimiento informático aceptables. Dados los beneficios de la confiabilidad y la claridad, el patrón integrado se puede utilizar para desarrollar y evaluar los controles del sistema para las instalaciones de CSP. Los sistemas ASI proporcionan datos DNI para toda la planta con una resolución de (20 × 20 m2), mientras que el sistema de cámaras de sombra proporciona datos DNI con una resolución de (5 × 5 m2). Ambos métodos rastrean los movimientos de las nubes y, como resultado, brindan pronósticos a corto plazo de hasta 30 minutos. Estos pronósticos se utilizan para métodos de regulación sofisticados en el campo solar, aumentando potencialmente el rendimiento total de la planta hasta en un 2%24. Liu et al.9 presentaron un sistema SAPG que precalienta el agua de alimentación mediante un cilindro parabólico y calienta el vapor con una torre solar. Se examinó el rendimiento del sistema bajo tres cargas distintas (100 %, 75 % y 50 %), así como el rendimiento horario normal durante cuatro días típicos. Puede resultar en más del (10%) aumento de exergía solar. Arslan et al.25 investigaron la región solar inferior en el bucle de Rankine. evaluaron varios parámetros como R600a, tolueno y ciclopentano. Además, diseñaron una planta que involucra un dominio solar, una sub-planta de almacenamiento de energía térmica y un bloque de energía para un período de operación de 24 h libre de la fuente de energía externa. Encontró que los lazos tradicionales tienen un mejor diseño con una relación neta de 0,0009012 mil millones de dólares y determinaron que la mejor temperatura y presión de entrada de la turbina eran 380 °C y 3,25 bar, respectivamente. El cilindro parabólico basado en una planta solar depende de la reducción de su Coste Normalizado de la Electricidad, debido a la recirculación directa de sales fundidas. Este estudio enfatiza los cambios y preocupaciones que son relevantes para el reemplazo de aceites térmicos con sales fundidas, como el coeficiente de transmisión de calor, la disminución de la presión, las soluciones de congelación por resistencia, el diseño del bloque de energía y el precio. Los resultados demostraron que las disminuciones de presión en el dominio solar son sales fundidas de menor duración en lugar de aceite térmico debido a los rangos operativos de temperatura elevados12. Rao et al.26 crearon un prototipo termodinámico único para replicar los comportamientos de reacción de técnicas básicas y de regeneración de CSP a través de CSP basadas en CO2-TRC en presencia de diversas perturbaciones de niebla. Los resultados demuestran que cuando se examina el rendimiento del sistema, el espesor de la nube tiene la mayor influencia en el rango de capacidades, mientras que la longitud de la nubosidad tiene la mayor influencia en el tiempo de recuperación. En la misma formación de niebla, el proceso de recuperación del sistema regenerativo podría ser tres veces mayor que el del sistema simple. Cuando se sometió al mismo período de cobertura de nubes, el sistema simple alcanzó un estado estable en menos tiempo. Existen muchas similitudes entre LFC y PTC en términos de su posible integración en una técnica perfilada ICST basada en AT. Ambos métodos son escalables a varios tamaños sin un impacto de escala perceptible en términos de costo y sustancias. La escalabilidad generalmente se logra en ambas circunstancias ajustando la región de apertura, así como la distancia del receptor directo27. Wang28 modeló y mejoró el funcionamiento del sistema de generación solar cilindroparabólica en circunstancias nubladas. La diferencia entre el rendimiento exergético de la energía consumida y el almacenamiento térmico y los sistemas de energía térmica fue informada por circunstancias de niebla. Se validaron los datos del modelo frente a los datos de ensayos bien conocidos. El comportamiento combinado de energía-exergía-control (CEEC) se utilizó en este estudio para considerar el problema de desarrollar un sistema termodinámico eficiente con características de regulación adecuadas. Para ello, se realizó un estudio energético y exergético del ciclo presentado, seguido de una precisa modelización de los colectores cilindroparabólicos (PTCs). Ilustraron las ecuaciones de control que rigen y calcularon en consecuencia el período de reacción del sistema de regulación. La estrategia óptima de CEEC se proporciona utilizando la optimización de objetivos múltiples para optimizar el rendimiento de energía/exergía mientras se reduce el tiempo de establecimiento del ciclo sugerido. Los resultados mostraron un avance del 36,06 % en el rendimiento energético del ciclo completo y un tiempo de estabilización del 25,09 %. Mientras que la energía, la exergía y los tiempos de asentamiento mostraron 34.02, 28.25 y 17.63 % de avance en la operación meta, respectivamente29. Para compensar la pérdida final, Reddy y Ananthsornaraj30 propusieron un colector solar cilindroparabólico (PTC) con una longitud de tubo absorbente extendida. La longitud del canal era de 4,6 m, el ancho del canal era de 5,7 m, la distancia focal era de 1,7 my el ángulo del borde era de 80,3°. Esta técnica compensatoria es efectiva para colectores de artesa considerables, ya que el porcentaje de disipación térmica de la región no calentada del receptor fue mínimo en comparación con la eficiencia de recolección de calor del sistema general. El Kouche y Gallego31 desarrollaron las simulaciones numéricas de un PTC con temperatura a partir de características físicas. Se crearon expresiones matemáticas. Se modelaron varias correlaciones conocidas y recientes para los factores de transferencia de calor. Además, se realizaron varias simulaciones numéricas que proporcionaron información útil sobre el progreso y la eficacia de la planta de PTC en el área elegida. Moreno et al.32 sugirieron emplear redes neuronales sintéticas para estimar la mejor tasa de flujo proporcionada por un diseño de regulador para reducir sustancialmente la carga computacional al 3 por ciento del tiempo de cálculo de MPC. Las redes neuronales se entrenaron en un conjunto de datos de prueba de 1 mes de un campo colector controlado por MPC. Se ha investigado el uso de un número variable de medidas como entradas netas. Los resultados revelaron que los reguladores de redes neuronales ofrecen aproximadamente la misma potencia media que los reguladores MPC, con variaciones de menos de 0,02 kW como con la mayoría de las redes neuronales, cambios menos abruptos en la salida e incumplimientos menores de las restricciones. Además, las redes neuronales sugeridas funcionan de manera efectiva incluso cuando se utilizan pequeños sensores múltiples y estimaciones, con el conjunto de entradas de redes neuronales reducido a 10 puntos porcentuales del tamaño real. En esta competencia, las instalaciones de CSP más recientes utilizan sales fundidas (MS) en los colectores solares como medio de almacenamiento de calor y, en algunas circunstancias, como fluido de transferencia de calor (HTF). En la implementación de CoMETHy, se diseñó un reformador de membrana calentado por sales fundidas combinado con un prerreformador y se probó ampliamente a nivel industrial (hasta 3 Nm3/h de producción de permeado de H2) en un ciclo de sales fundidas33. Goyal y Reddy34 crearon un patrón térmico numérico para evaluar el rendimiento del s-CO2 como HTF en un PTC solar. Calcularon la entropía inducida dentro de HTF por variaciones de temperatura finitas y fricción de flujo de fluido utilizando campos regionales de temperatura y velocidad. Además, utilizaron un método de análisis óptico basado en el trazado de rayos de Monte Carlo. Los resultados demostraron la reducción de la entropía creada en el receptor PTC al mínimo en el número de Reynolds perfecto para cada una de las presiones operativas y temperaturas de entrada del HTF. El número de Bejan calcula la contribución de la entropía desarrollada por la irreversibilidad de la transferencia de calor a la entropía desarrollada por la irreversibilidad de la transferencia de calor y el flujo de fluidos, donde estaba en medio de (0,2–0,4) a caudales máximos y cerca de 1,00 a caudales mínimos35. De acuerdo con la difusión de temperatura no homogénea en el ciclo PTC, existe un nuevo enfoque para involucrar en cascada varias pinturas absorbentes solares elegidas en varias divisiones del ciclo de almacenamiento. Para poner en acción la técnica pretendida, se consideraron dos sistemas: el enfoque de múltiples divisiones y el enfoque ideal. Encontró que el enfoque ideal y de múltiples divisiones produce una mayor eficiencia que un enfoque tradicional. Además, a una temperatura de trabajo de entre 290 y 550 °C, la pérdida de calor del enfoque multidivisión se redujo en un 29 % y el rendimiento térmico mejoró en un 4 %35. Subramanya et al.36 estudiaron experimentalmente el desempeño del PTC, operando un tubo receptor rotacional por velocidad de 0 a 4 rpm, varias temperaturas internas y tasas de flujo. Se examinan múltiples parámetros, como el rendimiento térmico, el aumento de temperatura y las características de fricción. Los hallazgos revelaron que la característica de fricción aumenta rápidamente, además de aumentar los valores de diferencia de temperatura debido al uso del tubo receptor rotacional. La mejor mejora del rendimiento térmico provocada por la disminución de la temperatura interna y el aumento del caudal fue del 190,3 % en comparación con el tubo receptor fijo. Stutzle et al.37 modelaron un regulador lineal para desarrollar un PTPP SEGS VI de 30 MWe para proporcionar un algoritmo de regulación para aproximar el comportamiento de un operador. La respuesta del regulador se evalúa tanto en un día de invierno como en un día de verano. También se investiga el efecto del regulador con respecto a la producción total del PTPP. Se obtiene una pequeña mejora de la salida PTPP diseñada total mediante la regulación de la temperatura de salida del colector. Valenzuela et al.38. describió un PTPP operando en un modo de un solo paso utilizando reguladores feedforward y PI durante días despejados y variaciones a corto plazo en DNI. Para este propósito, se seleccionó una configuración con uso parcial de reguladores convencionales ya que los operadores de PTPP tienen experiencia en el uso de este tipo de regulador ajustando la configuración del regulador de acuerdo con diversas situaciones que afectan la dinámica del PTPP y el desempeño del regulador, como cambios en el diseño del PTPP o modificaciones realizadas al sistema. con el tiempo. En el modo de estado estable, los hallazgos indican que es posible mantener todos los puntos de ajuste también durante transitorios de corto plazo de DNI. Mientras que en el caso de períodos prolongados de gradientes DNI, es difícil mantener la temperatura del vapor. Camacho et al.39 revisaron varias tecnologías de autocontrol empleadas antes de 2007 para regular la temperatura de salida de CG con colectores dispersos. Se ha presentado una categorización de los conceptos de modelado y regulación para ilustrar las características más importantes asociadas con los diversos enfoques. Felhoff et al.40 desarrollaron dos tipos principales de modelos no estacionarios basados ​​en la generación directa de vapor (DSG) en la PTPP. En primer lugar, se desarrolló un modelo de elementos finitos discretizados (DFEM) para proporcionar una descripción más detallada de las características del PTPP y una explicación del comportamiento del PTPP. Además, se puede aplicar un segundo modelo de límites móviles (MBM) que combina entradas agrupadas y datos dispersos para predecir el comportamiento del PTPP. Se ofrece una comparación de ambos modelos con resultados reales, con variaciones para diferentes parámetros del sistema. Se muestra que la respuesta a las perturbaciones locales dentro de la vía de evaporación no está bien replicada por el MBM. Sin embargo, el MBM proporciona beneficios de cálculo significativos si se supone que la irradiancia en todo el SF es idéntica. Se recomienda DFEM para analizar las influencias locales, derivar funciones de transferencia o proporcionar una comprensión más profunda de las propiedades del sistema. Biencinto et al.41 implementaron un modelo cuasi-dinámico mediante el software ambiental TRNSYS de una PTPP de 38,5 MW con DSG utilizando los enfoques recomendados y compararon la producción de energía anual. De acuerdo con los hallazgos presentados en ese análisis, se encontró que aplicar un enfoque de presión deslizante para el control de la presión de vapor en el PTPP con DSG fue más beneficioso que el enfoque de presión fija con respecto a la generación de energía neta. Biencinto et al.42 describieron un diseño innovador para un PTPP que involucra colectores de apertura amplia donde se elige CO2 en estado supercrítico (sCO2) como medio de operación, y se usa sal fundida como fluido de almacenamiento térmico. Además, se presenta una construcción del campo solar basada en módulos, que disminuye la necesidad de sopladores e intercambiadores de calor al tiempo que minimiza el circuito hidráulico de las sales fundidas. Se realiza una comparación del rendimiento anual anticipado del nuevo enfoque con un rendimiento PTPP de referencia que utiliza aceite térmico como HTF en el SF. Se diseñaron dos modelos de simulación en el entorno de software TRNSYS para replicar el comportamiento de los PTPP nuevos y de referencia. De acuerdo con los hallazgos de este trabajo, el nuevo diseño de PTPP tiene la capacidad de proporcionar una mejora en las eficiencias anuales de aproximadamente un 0,5 % y reducir los costos de energía en aproximadamente un 6 % en comparación con el PTPP de referencia.

Para mejorar el rendimiento de PTPP, un simulador dinámico puede ser una herramienta de alto rendimiento para analizar los parámetros de las plantas en términos de entradas, operación del proceso, salidas gaseosas o rentabilidad.

Se han utilizado muchos programas comúnmente disponibles para el modelado de PTPP, como TRNSYS, DYMOLA, EBSILON Professional, etc. También se ha utilizado recientemente el software APROS para el modelado dinámico y la simulación de PTPP, como se ilustra en5, 43. Para comprender la respuesta del PTPP ante variaciones de las condiciones meteorológicas, se implementan dichos modelos dinámicos. Evidentemente, hasta ahora solo se han introducido modelos dinámicos limitados con respecto a la tecnología PT. Pero hasta la fecha, la mayoría de estos esfuerzos abordaron los modelos TSS y SF, así como trabajos de investigación limitados que presentaron los modelos dinámicos de PB.

Fue diseñado con un modelo dinámico completo (denominado optimización 2) con el software APROS. En este modelo diseñado, se desarrolla un modelo de tres partes (SF, TSS y PB) que contiene todos los lazos de regulación necesarios para regular las variaciones encontradas a lo largo de la operación del PTPP. Posteriormente, ese modelo diseñado se evalúa contra el modelo referenciado (modelo validado) en5 comparándolo para resaltar el nivel de mejora. La novedad de las optimizaciones realizadas en la Optimización 2 dentro de este trabajo se describe a continuación:

Desarrollo de un modelo dual para el precalentamiento del agua de alimentación utilizando el modelo Feedwater/HTF durante el periodo diurno y el modelo Feedwater/Steam durante el periodo nocturno. Este diseño representa el primero de su tipo en esta área.

Implementación del modelo de turbina de vapor para operar con y sin extracciones de vapor. El beneficio del primer caso es deshacerse de la dependencia del sistema de combustibles fósiles durante el período nocturno, mientras que en el segundo caso, se opera para aumentar la producción de energía eléctrica durante el período diurno.

Aumento de la energía térmica absorbida, concentrada en el SF, mediante expansión a más lazos.

Extender la operación nocturna del PTPP en base a un aumento de la capacidad del TSS.

Comparación del costo del nuevo PTPP según el rendimiento anual de la planta.

APROS es capaz de construir circuitos de regulación progresiva. Se pueden realizar continuamente simulaciones dinámicas durante varios días. Como resultado, APROS se considera la herramienta superior para modelar varias plantas de energía, particularmente durante el procesamiento dinámico, por su alta capacidad para proporcionar un rendimiento constante, precisión y respuesta rápida durante cambios rápidos en la carga. Se pueden encontrar algunos detalles más completos sobre el procedimiento de solución realizado en APROS, por ejemplo, en44.

El método de diferencias finitas o volumen finito se usa generalmente para resolver ecuaciones diferenciales parciales unidimensionales. Estas ecuaciones se discretizan espacial y temporalmente y luego se linealizan los términos no lineales. Para la discretización espacial (integración sobre la longitud del segmento apropiado), se encuentran disponibles múltiples técnicas de discretización, incluida la técnica contra el viento de primer orden, la técnica de diferenciación central de segundo orden y la interpolación cuadrática contra el viento. El enfoque implícito se aplica típicamente para la discretización temporal. Finalmente, es posible calcular las propiedades físicas que incluyen entalpía, presión y velocidad dentro del modelo computacional basado en las leyes de conservación discretizadas, los parámetros de flujo de entrada y salida, así como las características termodinámicas. De acuerdo con el software APROS43, que ha utilizado el método de volúmenes finitos para resolver las ecuaciones diferenciales parciales unidimensionales, el método de solución implica44:

Las leyes de conservación de la energía, la masa y el momento se imponen a los volúmenes de control.

Se puede acceder a las bibliotecas de propiedades de los materiales en términos de variables relacionadas, como la entalpía específica, la presión y la fracción de masa.

Es posible aplicar flujos monofásicos, mixtos, de fase separadora en no equilibrio, turbulentos, críticos y laminares. Además, se pueden usar radiaciones, convecciones y difusiones y relaciones de transferencia de calor apropiadas. Las interacciones químicas se pueden asociar con los volúmenes de control considerados.

Los modelos de los elementos del sistema de regulación, incluidos los reguladores, las entradas y los procesos lógicos y los bloques de automatización secuencial, pueden participar funcionalmente en el modelo de simulación.

Se aplican correlaciones experimentales para el alcance válido.

Se pueden agregar componentes eléctricos al modelo de simulación de manera funcional, como generadores, motores eléctricos, etc.

En el caso de flujos no estacionarios, la discretización debe hacerse en el tiempo, teniendo en cuenta las cantidades de condición pertinentes y las escalas de tiempo elegidas.

Determine las cantidades físicas del medio operativo dentro de un volumen de control, incluido el flujo de energía, el flujo másico y los medios de separación.

Con el fin de lograr una alta flexibilidad durante los períodos de operación de la PTPP, se realizaron modificaciones en los modelos optimizados de turbina de agua de alimentación y de vapor. Además, las especificaciones de la central eléctrica de referencia y la optimización 2 se enumeran en la Tabla 1. Este desarrollo se denomina optimización 2, como se ilustra en la Fig. 1. En las siguientes secciones, un circuito dual de agua de alimentación y un circuito de turbina de vapor, así como la regulación se describirán circuitos para estos circuitos optimizados.

Diagrama esquemático de un PTPP con doble circuito de agua de alimentación.

El circuito de agua de alimentación optimizado implementado en la optimización 1 se desarrolla utilizando el software APROS. El circuito de agua de alimentación/vapor referenciado (circuito FW/S) se combina con el circuito de agua de alimentación/HTF (circuito FW/HTF) mejorado en45. El período de la tarde se puede dividir en dos partes en función de la demanda de electricidad, a saber, demanda alta y demanda baja. El período de alta demanda comienza cuando se pone el sol y continúa hasta aproximadamente las 10:00 p. m., mientras que el período de baja demanda comienza desde las 10:00 p. m. hasta las 6:00 a. m. El objetivo de este diseño es potenciar las horas de operación del periodo vespertino al reducir la potencia nominal de 61,93 a 48 MWel. Esto proporcionará flexibilidad operativa y una generación de electricidad más estable cuando la demanda de energía sea baja durante el período de la tarde. Además, esta optimización disminuye la dependencia del sistema de respaldo de combustibles fósiles durante las horas de la tarde.

El agua de alimentación de doble circuito se modela usando dos trenes de intercambiadores de calor (Tren 1 y Tren 2), donde cada intercambiador de calor se considera un precalentador, como se muestra en la Fig. 2. En el tren 1, cinco intercambiadores de calor en contracorriente a baja presión agua de alimentación están conectados juntos al desaireador. El agua de alimentación después del desgasificador se bombea a dos intercambiadores de calor a contracorriente con agua de alimentación a alta presión. El HTF fluye a través de los intercambiadores de calor del tren 1 para calentar el agua de alimentación que pasa por el lado de los tubos del circuito FW/HTF durante las horas del día. El tren 2 incluye siete intercambiadores de calor de condensadores similares al circuito de agua de alimentación de referencia, donde cinco intercambiadores de calor se utilizan como precalentadores de LP y dos de ellos como precalentadores de HP. El vapor extraído de la turbina se utiliza para calentar el agua de alimentación que pasa por el segundo circuito de agua de alimentación (circuito FW/S). Vale la pena mencionar que una cierta cantidad de agua de alimentación se bombea al atemperador de alta presión ya sea desde el circuito FW/HTF o desde el circuito FW/S o desde ambos circuitos para ajustar la temperatura del vapor desviado desde el control de derivación de HP. válvula antes de entrar en el recalentador.

Modelo de agua de alimentación de doble circuito.

El circuito FW/HTF funciona durante el día, mientras que el circuito FW/S se utiliza durante la noche. Durante el período de puesta del sol (período transitorio), un economizador usa agua de alimentación de ambos circuitos de agua de alimentación con una cantidad diferente. Aquí, las condiciones de contorno del agua de alimentación después y antes de cada precalentador en ambos circuitos se mantienen en valores similares a los predefinidos en el circuito de referencia. Además, los valores de las condiciones de contorno del vapor y HTF utilizados en ambos circuitos se mantienen similares a los de los circuitos de agua de alimentación optimizados y de referencia.

Todos los circuitos reguladores implementados en los circuitos de agua de alimentación de referencia y optimizados se utilizan en agua de alimentación de doble circuito con las mismas condiciones límite, excepto FW MCVLP en ambos circuitos. Sin embargo, se modifican las estructuras de regulación de FW MCVLP en ambos trenes, donde se añaden dos válvulas de control antes del tren de intercambiadores, concretamente la válvula de control del agua de alimentación antes del circuito FW/HTF (FWCVHTF) y delante del circuito FW/S (FWCVs ). Además, se modifican tres circuitos de regulación en la caldera y el sistema de almacenamiento térmico. El modo de operación de las nuevas válvulas de control se describirá en las siguientes secciones.

La válvula de regulación del agua de alimentación está ubicada delante del primer precalentador de LP (LP PH1) en el circuito FW/HTF. En este circuito de regulación se implementan dos tareas dependiendo del modo de operación de la planta de energía, como se muestra en la Fig. 3. Este circuito de regulación incluye un único selector que a su vez cambia entre estas tareas en función de dos condiciones límite (el flujo másico HTF y la temperatura a la salida del SF debe ser inferior a 802 kg/s y 393 °C, respectivamente, así como cuándo debe iniciarse el período transitorio). El período transitorio comienza cuando el flujo másico de HTF en la salida del SF disminuye a menos del valor nominal de 802 kg/s debido al período de ocaso. La primera tarea se activa después del amanecer, donde el FWCVHTF se abre gradualmente hasta alcanzar la cantidad básica de 55 kg/s dentro del circuito FW/HTF y permanece inalterado hasta el período transitorio. La segunda tarea se realiza cuando se cumplen ambas condiciones de contorno. Por lo tanto, el FWCVHTF mantiene inalterada la temperatura del HTF en la salida del LP PH5 a la temperatura de diseño de 164 °C mediante la regulación del caudal másico del agua de alimentación que pasa por el FWCVHTF. En el período transitorio, una parte del agua caliente de alimentación es suministrada por el circuito FW/HTF y el resto por el circuito FW/S con las mismas propiedades (temperatura y presión). Como secuencia, el FWCVHTF estará totalmente cerrado cuando el caudal másico del HTF en la salida del SF sea igual a cero. En el período vespertino, el FW se suministrará desde el condensador a través de FWCVS, como se explica en la siguiente sección.

Regulador de agua de alimentación en el circuito FW/HTF (FWCVHTF).

Esta válvula de regulación está instalada en la entrada del circuito FW/S. El propósito de FWCVS es regular el flujo másico de agua de alimentación a través del circuito FW/S durante el período vespertino y en el período transitorio. El modo de funcionamiento de FWCVS se puede describir de la siguiente manera.

Se registra el flujo másico de agua de alimentación después del FWCVHTF y luego se compara con el punto de referencia (31 kg/s). Esta comparación es implementada por un comparador (AD) que a su vez envía una señal al controlador PI, como se muestra en la Fig. 4. Posteriormente, un controlador PI comanda el actuador que opera FWCVS. Esta válvula de control cumple dos funciones en función de dos selectores. El primer selector incluye una condición límite (el caudal másico del agua de alimentación después del FWCVHTF debe ser inferior a 44 kg/s), mientras que el segundo selector también consta de una única condición (la temperatura del HTF a la salida del TS debe ser inferior a 377 °C) . La primera función se activa durante el modo solar de la central, donde esta válvula de regulación permanece cerrada hasta el período transitorio. Después de cumplir la condición del selector 1, se opera la segunda función de este selector, donde el resto del flujo másico de agua de alimentación que pasó al economizador se repondrá a través de FWCVS dependiendo del sistema de almacenamiento térmico. Cuando la temperatura del HTF a la salida del acumulador térmico descienda por debajo de los 377 °C, el FWCVS se cerrará gradualmente mediante un gradiente de tiempo (polilínea).

Regulador de agua de alimentación en el circuito FW/S (FWCVS).

Se puede notar que el cambio de trayectoria entre el tren 1 y el tren 2 ocurre en el período transitorio (antes de la puesta del sol) al abrir los FWCV y cerrar el FWCVHTF, gradualmente.

La válvula de regulación de HTF en la entrada del bloque de potencia ajusta el caudal másico de HTF, que ingresa a los sobrecalentadores y recalentadores. En este circuito de regulación hay tres selectores. Dos funciones se pasan a través de un selector. En el selector 1, la primera tarea se opera cuando sale el sol, donde esta válvula mantiene el flujo másico de HTF en la entrada de los sobrecalentadores y recalentadores a 615 kg/s de acuerdo con el punto de ajuste predefinido. A partir de entonces, continúa regulando este valor hasta el período transitorio. La segunda tarea se activa después de cumplir dos condiciones de contorno (el caudal másico de HTF en la salida del SF debe ser inferior a 802 kg/sy debe iniciarse el período transitorio). Este proceso se obtiene comparando el caudal másico de HTF en las entradas del sobrecalentador y del recalentador con un nuevo punto de ajuste de 600 kg/s a través del controlador PI, como se muestra en la Fig. 5. En el segundo selector, se pasarán dos tareas a través del selector 2. La primera tarea proviene del selector 1 y la segunda se activa cuando el nivel en el acumulador de calor desciende por debajo de 0,6 m y no hay HTF procedente de la salida del campo solar, donde se cerrará esta válvula. En el tercer selector, la primera función se recibe del selector 2 y la segunda función se opera en base a dos condiciones límite (el caudal másico de HTF en la salida del SF debe ser superior a 390 kg/s y la temperatura superior a 295 °C) . Cuando se cumplen ambas condiciones, esta válvula regula el caudal másico de HTF en las entradas del sobrecalentador y recalentador a 615 kg/s según un punto de consigna.

Regulador HTF en las entradas del sobrecalentador y recalentador.

La estructura de regulación de las válvulas de control principal LP y HP de HTF antes de que se mejoren los precalentadores HP optimizados y los precalentadores LP (LP-PH MCVHTF y HP-PH MCVHTF), como se demuestra en la Fig. 6. Ambas válvulas de control aplican el mismo principio de funcionamiento con restricciones variables para ajustar el flujo másico de HTF, que se envía para cada tipo de precalentador. Estos circuitos de regulación incluyen dos selectores para cada uno. Dos funciones se pasan a través de cada selector. Las funciones de los selectores utilizados para ambos circuitos se modifican en función de las mismas condiciones de contorno (el caudal másico HTF a la salida del SF debe ser inferior a 802 kg/sy el periodo transitorio). La primera función se activa después de la salida del sol hasta el período transitorio, con el LP PH MCVHTF y el HP PH MCVHTF controlando el caudal másico del HTF en las entradas LP-PH5 y HP-PH2 usando puntos de ajuste iguales a 128 kg/s y 59 kg/s para los precalentadores LP y HP, respectivamente. Después de lograr ambas condiciones, se opera la segunda función, donde ambos reguladores mantienen el flujo másico de HTF en la entrada del sobrecalentador a 600 kg/s hasta que se agota la energía de almacenamiento térmico. El LP PH MCVHTF y HP PH MCVHTF están completamente cerrados cuando se alcanza el caudal másico nominal de HTF en las entradas del sobrecalentador y del recalentador (600 kg/s). Luego del agotamiento de la energía almacenada, se debe iniciar el tiempo transitorio del día siguiente para repetir el mismo enfoque de estos circuitos de regulación.

Reguladores principales LP y HP de HTF antes de los precalentadores.

La válvula de regulación en la salida TSS optimizada se mejora agregando un nuevo selector y cambiando el punto de ajuste del flujo másico HTF y las condiciones de contorno, como se muestra en la Fig. 7. En el período de compensación, el TS DCVo puede considerarse como la entrada del sistema de almacenamiento térmico, donde regula el flujo másico de HTF que ingresa al SST optimizado para lograr el valor nominal de 802 kg/s en el día y 600 kg/s en la noche. La estrategia de operación del TS DCVo se puede describir a continuación:

Regulador HTF a la salida del acumulador térmico en circuito dual.

Este circuito de regulación incluye dos selectores, es decir, por cada uno se pasan dos funciones en función del modo de funcionamiento de un sistema de almacenamiento. La primera función se opera durante el modo de carga, donde permanece abierto para permitir que el HTF frío a una temperatura de 293 °C fluya desde el TSS hacia el campo solar. La segunda función se activa una vez alcanzadas estas condiciones (ya sea que el caudal másico del HTF a la salida del SF sea inferior a 802 kg/s o que su temperatura sea inferior a 393 °C, así como el nivel del acumulador caliente, debe ser superior de 0,6 m). En consecuencia, el flujo másico de HTF en la salida de SF se mide y se compara con el punto de referencia (802 kg/s) mediante un controlador PI. Como resultado, el segundo selector depende de dos condiciones límite (se debe iniciar el período transitorio y el nivel del tanque de almacenamiento caliente es superior a 0,6 m), donde esta válvula de control repondrá el flujo másico de HTF de acuerdo con el nuevo punto de ajuste ( 600 kg/s).

Cabe mencionar aquí que el mismo procedimiento utilizado en TS DCVo se aplica a la válvula de control de redirección (RDCV).

La turbina de vapor de referencia (ST) se desarrolla agregando ocho válvulas de control para las extracciones de vapor, dos de ellas están conectadas a los precalentadores HP y seis válvulas están conectadas a los precalentadores LP, como se muestra en la Fig. 8. Durante el día, el La turbina de vapor se opera de manera similar al procedimiento seguido en la optimización 1, mientras que estas válvulas de regulación permanecen cerradas hasta el período transitorio. Por lo tanto, 55 kg/s de vapor ingresan al HP-ST y salen del LP-ST, así como la presión y la temperatura, que se mantienen de manera similar al modelo optimizado. Cabe mencionar que el economizador sólo obtuvo el agua de alimentación suministrada a través del circuito FW/HTF en el período diurno. Posteriormente, las válvulas de regulación de las extracciones de vapor se abren gradualmente en el período transitorio hasta alcanzar el caudal másico de diseño de las extracciones de vapor. Durante el período transitorio, el economizador recibió el valor nominal del agua de alimentación del circuito FW/HTF y del circuito FW/S. Después de la puesta del sol, el circuito FW/S proporciona al economizador todo el valor nominal del agua de alimentación (49 kg/s). Debe mencionarse aquí que todas las propiedades del vapor y el agua de alimentación (tasa de flujo másico, presión y temperatura) durante el día se establecen de manera similar al modelo optimizado y por la noche de manera similar al modelo de referencia.

Modelo de turbina de vapor con válvulas de regulación de extracciones.

Todos los reguladores modelados en el modelo de turbina de vapor de referencia se utilizan en este modelo de turbina de vapor optimizado. Se puede ver una diferencia notable en el circuito LP MSCV, que regula un caudal de masa de vapor en la entrada de la turbina LP a 55 kg/s durante el día en lugar de 46 kg/s, mientras permanece en el mismo diseño. (41 kg/s) en el período nocturno. Esto proporcionará más horas de funcionamiento por la noche. Además, las válvulas de regulación de extracción están modeladas para operar la turbina de vapor con un alto nivel de flexibilidad y precisión en todos los períodos de operación. El principio de funcionamiento de estas válvulas de regulación se explica a continuación.

Hay ocho circuitos de regulación de extracción de vapor en el modelo de turbina de vapor, como se describe en la Fig. 9. Las estructuras de regulación y las estrategias de operación son las mismas para todas las válvulas de regulación de extracción de vapor pero con diferentes puntos de ajuste y ubicaciones de caudal másico. Las válvulas de regulación de extracción de vapor de 1 a 5 están conectadas a los LP PH1, LP PH2, LP PH3, LP PH4 y LP PH5, respectivamente. La sexta válvula de regulación de extracción de vapor está instalada entre la sexta extracción y el desaireador, mientras que la séptima y la octava válvulas de regulación están conectadas a la HP PH1 y HP PH2, respectivamente. El modo de operación de los reguladores de extracción de vapor se explicará a continuación:

Reguladores de extracción de vapor.

Cada circuito de regulación incluye dos selectores, donde se pasan dos tareas a través de un selector. En el primer selector, las válvulas de regulación de extracción de vapor se mantienen cerradas mientras no se cumpla la condición de contorno (el valor de diseño del caudal másico del agua de alimentación en el circuito FW/HTF es igual o superior a 44 kg/s). Posteriormente, luego de cumplida esta condición se activa la segunda tarea, donde se regula el caudal másico de vapor de acuerdo a los setpoints. A partir de entonces, estas válvulas de regulación continúan manteniendo los valores de extracción de diseño mientras la temperatura del HTF en el TS MCVi en modo descarga sea igual o superior a 377 °C. Se pasan dos funciones a través del segundo selector en función de una condición límite (la temperatura HTF en el TS MCVi durante el modo de descarga debe ser inferior a 377 °C). La primera función se recibe del selector 1 siempre que no se alcance la condición límite en el selector 2. Por otro lado, estas válvulas de regulación se cierran gradualmente según un gradiente de tiempo (polilínea) cuando se cumple la condición de contorno en el selector 2. A partir de entonces, permanecerán cerrados hasta el período transitorio del día siguiente.

La segunda optimización de PTPP se resumirá y discutirá a lo largo de los días claros, junto con una evaluación exhaustiva del modelo PTPP en esta sección. El agua de alimentación de doble circuito en la PTPP se opera usando dos trenes de intercambiadores de calor (Tren 1 y Tren 2). El tren 1 utiliza aceite térmico para mantener caliente el agua de alimentación que pasa por el circuito HTF/FW durante las horas del día. En el período vespertino, se utiliza el tren 2 en lugar del tren 1. El tren 2 funciona utilizando el vapor extraído de la turbina para calentar el agua que pasa por el segundo circuito de agua de alimentación. Este cambio entre el tren 1 y el tren 2 se implementa en el período transitorio (antes de la puesta del sol) abriendo los FWCV y cerrando el FWCVHTF (consulte "Lazos reguladores de agua de alimentación de doble circuito"). El objetivo de este proceso es aumentar las horas de operación durante el período nocturno al disminuir la carga nominal de 61,93 a 48 MWel debido al bajo consumo de energía durante el período vespertino. Además, esta optimización reduce la dependencia del sistema de respaldo de combustible fósil durante las horas nocturnas.

En las siguientes secciones, se presentan y analizan varias comparaciones entre el PTPP validado (referencia) en días claros de verano y el PTPP mejorado (optimización 2).

En esta sección se realiza un análisis comparativo entre el PTPP mejorado (Optimización 2) y el PTPP validado (Referencia). Esta comparación se logra de acuerdo con las definiciones predefinidas en la ref. 5. Las predicciones obtenidas se evalúan por separado considerando una descripción de las diversas propiedades de cada sección del PTPP. Debe mencionarse aquí que las limitaciones del caudal másico total optimizado en la optimización 2 son similares a las de la optimización 1. Por lo tanto, el mismo calor recolectado en la optimización 1 se aplica al campo solar en la optimización 2. Predicciones del modelo de referencia y optimización las salidas se analizan para los días 26 y 27 de junio y 13 y 14 de julio de 2010, junto con el flujo másico total de HTF y la temperatura en el bloque de potencia. En las siguientes subsecciones se proporciona una discusión sobre cada una de estas propiedades.

Se presenta una comparación entre el caudal másico total referenciado y mejorado a lo largo de los días representativos, como se muestra en la Fig. 10. En el período entre t = 00:00 y t = 7:30 el 26 de junio de 2010, el caudal másico total optimizado el caudal coincide con el de la planta de referencia. El motivo de esta situación es que el final del período de almacenamiento térmico no está disponible por parte de la empresa operadora. Por lo tanto, se supone que el caudal másico total optimizado para este período es como los resultados optimizados en la optimización 1. Esto, a su vez, conduce a resultados similares para todas las propiedades hasta la puesta del sol en comparación con los obtenidos en la optimización 1. De acuerdo con la optimización 2, la masa total de HTF no circula en el campo solar optimizado durante horas adicionales, alrededor de (2,5 a 3 h) más que el campo solar de referencia debido a que la energía almacenada aún no se agota. De acuerdo con la estrategia de operación implementada en la central, el HTF no puede circular en el SF cuando el SST aún se encuentra en descarga. Después del agotamiento del TSS, el flujo másico optimizado comienza a una tasa de circulación a través del SF con un valor constante de 156 kg/s. A partir de entonces, se lleva a cabo un simple cambio en la estrategia de operación de la optimización 2, donde el caudal másico total optimizado permanece inalterado en 156 kg/s a pesar de la salida del sol. Después de alcanzar la temperatura de salida de diseño (393 °C), aumenta al valor designado (802 kg/s).

Descripción del caudal másico total de HTF.

A su vez, esto se traduce en arranques rápidos, ya que la temperatura de salida diseñada del HTF (393 °C) se alcanza más rápidamente en la optimización 2 frente al modelo de referencia. En cambio, después de la salida del sol, el caudal másico de referencia aumenta de 156 a 390 kg/s. En consecuencia, comienza a aumentar después de alcanzar la temperatura de entrada de diseño (295 °C).

La temperatura del HTF a la salida del campo solar en la Optimización 2 se analiza con el modelo de referencia, como se ilustra en la Fig. 11. Como se demostró anteriormente en "Caudal másico del HTF en el SF (optimizado)", la temperatura del HTF en la optimización 2 y la optimización 1 es la misma debido a la estrategia desconocida de almacenamiento térmico en la central eléctrica real antes del amanecer del 26 de junio. Durante los períodos de puesta del sol para el resto de los días seleccionados, la temperatura de diseño de salida de HTF disminuye de 393 a 377 °C de acuerdo con la estrategia de operación aplicada en el modelo. Se puede notar que la temperatura HTF (377 °C) en la optimización 2 se alcanza en alrededor de 10 min menos que el modelo de referencia. Esto se debe a que el flujo másico HTF utilizado en el bloque de potencia optimizado durante el período vespertino es de 600 kg/s como modelo de referencia, pero el calor recolectado durante este período en la optimización 2 es mayor que para el modelo de referencia. Posteriormente, la temperatura del HTF continúa invariable durante un periodo de tiempo que oscila entre 155 y 196 min más que para el modelo de referencia. Cuando la energía almacenada se agota por completo, la temperatura del HTF disminuye por enfriamiento natural. Cuando vuelve a salir el sol, la temperatura del HTF comienza a aumentar hasta la temperatura de salida de diseño del SF (393 °C) en un período de tiempo aproximadamente una hora más corto que en el modelo de referencia. Esta mejora en la temperatura HTF optimizada resulta de varias influencias: un aumento del calor acumulado dentro del SF optimizado, la aplicación del calor acumulado a 156 kg/s en lugar de 390 kg/s y el corto período de tiempo entre el amanecer y el amanecer. el agotamiento del almacenamiento térmico, es decir, la temperatura HTF en la optimización 2 no tiene tiempo suficiente para caer más de este valor bajo enfriamiento natural. Posteriormente, se repite la misma estrategia de operación en la optimización 2 para los siguientes días.

Descripción de la temperatura HTF.

En las siguientes secciones se proporciona una discusión del comportamiento HTF optimizado del TSS en comparación con el modelo de referencia. Cabe mencionar aquí que las especificaciones del sistema de almacenamiento térmico optimizado en la optimización 2 son similares a las definidas por la optimización 1 en la ref. 45. Por lo tanto, la misma energía almacenada en la optimización 1 se usa en el TSS en la optimización 2. Sin embargo, el flujo de masa HTF al TSS y la energía almacenada presentada y analizada aquí se comparan con los resultados del modelo de referencia.

La Figura 12 ilustra la diferencia entre el flujo másico de HTF referenciado y optimizado al sistema de almacenamiento térmico para los días elegidos. El 26 de junio, hay una observación de que el comportamiento del flujo másico HTF al TSS en la optimización 2 es similar al presentado en la optimización 1. La razón de esto es la estrategia desconocida de almacenamiento térmico en la planta de energía real antes del amanecer en el 26 de junio. Como resultado, se supone que el flujo másico optimizado al TSS para este período es como las predicciones optimizadas en la optimización 1. Para el resto de los días seleccionados, se encuentra que el HTF optimizado comienza a fluir hacia el TSS antes que la masa referenciada. flujo, aproximadamente 42–50 min. Esto lleva a lograr el valor máximo de flujo másico HTF (749 kg/s) en la optimización 2 más rápido que en la planta validada. A partir de entonces, permanece inalterable durante un tiempo adicional de aproximadamente 30 min más que en el modelo de referencia. Generalmente, el flujo másico de HTF al sistema de almacenamiento térmico en la optimización 2 se aproxima al mismo comportamiento que en el modelo de referencia hasta el final del día.

Descripción del comportamiento de HTF a TSS.

La Figura 13 muestra la energía almacenada acumulada optimizada en comparación con el modelo validado. Como se explicó en la Optimización 1, el sistema de almacenamiento térmico mejora cuando se aumenta su capacidad. Por lo tanto, la misma capacidad del TSS mencionada en la optimización 1 se utilizará en la optimización 2. Cabe señalar que se supone que las temperaturas del HTF en la entrada y la salida del TSS son similares a las de la optimización 1. El 26 de junio, como se explicó en las secciones anteriores, el almacenamiento térmico referenciado y optimizado comenzó a aumentar al mismo tiempo. Debido a que la mejora en la optimización 1 no se aplica para este período, que precede a la salida del sol del 26 de junio. Como resultado, el almacenamiento de calor aumenta hasta alcanzar el mismo valor en la optimización 1 (1260 MWth h). Para el resto de los días seleccionados, la energía de almacenamiento acumulada optimizada comienza a aumentar entre 42 y 50 minutos antes que la energía de almacenamiento de referencia. Esto proporcionará una mejora en la energía almacenada, donde el 27 de junio hay un aumento en la energía máxima de almacenamiento de alrededor de 78 MWth h versus la optimización 1. El 13 de julio la energía acumulada de almacenamiento en el tanque de almacenamiento caliente aumenta para alcanzar la capacidad máxima de 1360 MWth h. A diferencia de la optimización 2, el valor máximo de energía almacenada en el acumulador caliente no se alcanzó en el modelo de referencia y optimización 1. Mientras que el 14 de julio, el valor máximo de almacenamiento térmico (1360 MWth h) en la optimización 2 es alcanzado más rápido que en la optimización 1. Durante el período de puesta del sol, la energía de almacenamiento optimizada comienza a disminuir al mismo tiempo que en la optimización 1 y la planta de referencia, como se ilustra en la Fig. 13. Se puede ver a partir de esta comparación que la optimización 2 proporciona algunos horas adicionales para los períodos de funcionamiento nocturno que oscilan entre 155 y 179 min más que el modelo de referencia y la optimización 1. Esta mejora se puede atribuir a tres razones: un aumento en la energía almacenada dentro del TSS optimizado, el uso de la energía almacenada para calentar 600 kg/s en lugar de 802 kg/s y el corto período de tiempo entre la salida del sol y el agotamiento del almacenamiento térmico, es decir, la temperatura HTF de salida de diseño en la optimización 2 se alcanza más rápido durante el día que en el modelo de referencia.

Descripción del comportamiento energético del almacenamiento.

Cuando el TSS está completamente cargado, como se observó en los días de julio, algunas filas de colectores están mirando hacia el suelo evitando que la temperatura de salida designada del HTF supere el límite (393 °C).

Una discusión del comportamiento HTF optimizado en el bloque de potencia en comparación con el modelo de referencia en la ref. 5 se presenta en las siguientes secciones. Aquí, los precalentadores en el circuito FW funcionan con dos fluidos de trabajo, donde el aceite térmico se usa a través del lado de la carcasa para el primer tren de intercambiadores de calor durante las horas del día. Por la noche, el vapor extraído de la turbina HP y LP se usa dentro del lado de la carcasa para que el segundo tren de intercambiadores de calor caliente el FW que pasa por el lado de los tubos. Como resultado, los flujos de masa HTF al PB, la potencia térmica y la potencia eléctrica total se evalúan frente a los resultados validados del modelo de referencia.

En la Fig. 14, se presentan y discuten la optimización del comportamiento HTF 2 y el modelo de referencia para el bloque de potencia para los días elegidos. El 26 de junio, el flujo másico de HTF resultante al PB en la optimización 2 coincide completamente con los resultados en la optimización 1 hasta la puesta del sol debido a las razones descritas anteriormente en el documento. Para el resto de los días elegidos, se puede observar aquí que el PB en la optimización 2 comienza a recibir el HTF del campo solar optimizado unos 30-41 min antes que el modelo de referencia. Aquí, observe para cada día seleccionado que la tasa de flujo másico de HTF aumenta hasta alcanzar su cantidad nominal de 802 kg/s a 393 °C y permanece sin cambios hasta la puesta del sol. Al comienzo del período transitorio, el flujo másico de HTF al bloque de potencia se reduce gradualmente a 600 kg/s a una temperatura constante de 377 °C. A partir de entonces, el flujo de masa nominal de HTF (600 kg/s) se mantiene inalterado durante los períodos de la tarde durante un período de aproximadamente 10 a 10,5 h debido a un aumento en la energía almacenada. Como resultado, el flujo másico de HTF cae a cero. Por otro lado, el flujo másico de HTF se mantiene constante a 600 kg/s durante el día y la noche hasta el agotamiento de la energía almacenada.

Descripción del comportamiento del HTF al bloque de potencia.

Se encuentra que el flujo másico de HTF en la optimización 2 permanece inalterado en este valor (0 kg/s) durante un período de aproximadamente 26 a 37 minutos antes del amanecer. En contraste con la optimización 2, el flujo másico de HTF no circula a través del PB en el modelo de referencia durante un período de aproximadamente 220 a 260 minutos antes del amanecer. Después del amanecer del día siguiente, el mismo escenario en la optimización 2 se repite en los días siguientes.

Se presenta una comparación entre potencia térmica optimizada y referenciada para los días típicos. Cabe señalar que el calor absorbido en el SF de la optimización 2 es la misma cantidad en la optimización 1 debido a que se utiliza el mismo campo solar en ambos modelos. Se puede observar que la potencia térmica se transmite al bloque de potencia en la optimización 2 aproximadamente 30 a 41 minutos antes que el modelo de referencia. La razón de esto es que la temperatura de entrada de diseño HTF (295 °C) se alcanza más rápido que en la planta de referencia, como se muestra en la Fig. 15. A partir de entonces, la potencia térmica en la optimización 2 aumenta al valor designado de 188,78 MWth y después de eso permanece inalterable hasta la puesta del sol. Durante el período de extinción (período transitorio), cae de 188,78 a 125,75 MWth. Mientras que la potencia térmica se reduce de 140,72 a 125,75 MWth en la planta de referencia. Durante este período, el almacenamiento térmico comienza a suministrar la energía térmica requerida al PB junto con el calor recogido en el campo solar. En el período transitorio, las válvulas de regulación (HP y LP PH MCVHTF) se cierran gradualmente y luego se cierran totalmente al atardecer. Esto conduce a evitar que el HTF fluya hacia el circuito FW/HTF después de la puesta del sol. Por lo tanto, todo el HTF entrante (600 kg/s) solo se envía al generador de vapor. Aquí se puede observar que la potencia térmica optimizada se mantiene invariable en 125,75 MWth durante un periodo que oscila entre 2,5 y 3 h más que en la planta validada. Cuando el TSS se agota por completo, la potencia térmica se mantiene en un valor constante de 0 kg/s hasta alcanzar la temperatura de entrada de diseño de HTF (295 °C). En este caso, se puede observar que la potencia térmica optimizada se transfiere nuevamente al bloque de potencia durante un período de aproximadamente 26 a 37 minutos antes que el modelo de referencia. Luego, el mismo escenario se repite para los próximos días.

Descripción de la potencia térmica al bloque de potencia.

La energía eléctrica bruta o total simulada por la Optimización 2 se analiza en relación con las salidas previstas utilizando la central eléctrica de referencia a lo largo de los períodos elegidos, como se ilustra en la Fig. 16. El propósito de esta comparación es explorar el efecto de la optimización 2 en la energía eléctrica. producido por el ciclo térmico. La optimización de energía y la estrategia de operación tienen un impacto significativo en la mejora de la producción de energía. Esta mejora se nota mucho en la potencia eléctrica bruta optimizada, donde aumenta hasta un valor máximo de 68 MWel en el día y 48 MWel en la noche. Durante el período nocturno, la central eléctrica optimizada obviamente produce energía eléctrica a un valor constante de 48 MWel durante un período de aproximadamente 10 a 10,5 h. Por otro lado, la energía eléctrica en el modelo de referencia se produce a un valor constante de 48 MWel durante un periodo aproximado de 7,5 h. Esto se debe a que se aumenta la capacidad de almacenamiento y se mejora la estrategia de operación de la central para el horario diurno y vespertino.

Descripción de la potencia eléctrica bruta.

En esta sección se realizó un estudio comparativo entre el comportamiento del vapor referenciado y el mejorado en el bloque de la central. Esta comparación abordó el análisis de las principales características del vapor (flujo másico de vapor y presión de vapor) en diferentes puntos del bloque de potencia. El comportamiento del vapor se explicará con base en las secciones de alta y baja presión, como se demuestra a continuación.

La Figura 17 muestra los resultados obtenidos por simulación en cuanto a la evolución dinámica del flujo másico de vapor sobrecalentado optimizado y referenciado a través de la entrada de la turbina de alta presión para los días seleccionados. El objetivo principal de esta comparación es explorar el impacto de ambos métodos (circuitos de agua de alimentación simple y doble) en la producción de vapor sobrecalentado durante el día y la noche.

Descripción del comportamiento del flujo másico de vapor en la entrada de HPT.

En este análisis comparativo, se puede mostrar una buena concordancia entre el caudal másico de vapor en el modelo de referencia y la optimización 2 para las horas diurnas y nocturnas. Cabe mencionar que el vapor sobrecalentado en el día se produce por el intercambio de calor entre el aceite térmico y el agua/vapor a través de todos los intercambiadores de calor de la PB. El bloque de alimentación funciona mediante agua de alimentación de doble circuito en el período transitorio, donde las FWCV se abren gradualmente en sincronía con el cierre gradual de tres válvulas principales (FWCVHTF, LP PH MCVHTF y HP PH MCVHTF). Esto, a su vez, conduce a la producción de vapor a través de dos líneas durante el período transitorio. Después de la puesta del sol, FWCVHTF, LP PH MCVHTF y HP PH MCVHTF están completamente cerrados y, en consecuencia, el agua de alimentación se calienta utilizando el vapor extraído de la turbina. Como resultado, se puede ver aquí que se logra una mejora en el período operativo del bloque de potencia. De este modo, el bloque de potencia proporciona el vapor sobrecalentado a un flujo másico constante de 55 kg/s durante un período que oscila entre 11,7 y 12,7 h durante el día y a 49 kg/s durante un período de aproximadamente 10 a 10,5 h durante la noche. Además, el vapor sobrecalentado se produce durante el período transitorio a un caudal másico que oscila entre 49 y 55 kg/s durante un período de unos 30 min.

Se proporciona una comparación del caudal másico de vapor a la salida de la turbina HP producido por el modelo optimizado con los resultados simulados del modelo de referencia, representados en la Fig. 18. Después de la comparación, el caudal másico de vapor a la salida de la turbina de alta presión en la optimización 2 tiene el mismo valor a la entrada de la turbina HP (55 kg/s) durante el día. Por el contrario, el caudal másico de vapor a la salida de la turbina HP es igual a 49 kg/s durante la noche en la optimización 2 y en el modelo de referencia. Esto se debe al hecho de que no pasa HTF al segundo circuito de agua de alimentación (circuito de agua de alimentación/HTF) y, en consecuencia, los precalentadores de alta presión en el primer circuito de agua de alimentación (circuito de agua de alimentación/vapor) funcionan utilizando el vapor en lugar de la segunda agua de alimentación. circuito. Este enfoque se puede utilizar cuando la demanda de energía es baja durante el período nocturno y el período operativo es más importante que la cantidad de energía eléctrica. A diferencia del diseño mejorado, el ciclo del agua de alimentación en la planta validada (circuito FW/S) se opera utilizando extracciones de vapor (5 y 4 kg/s) de la turbina HP y pasó los Precalentadores HP (HP-PH1 y HP- PH2).

Descripción del comportamiento del flujo másico de vapor a la salida de HPT.

La figura 19 muestra una comparación entre la presión de vapor optimizada y la referenciada. Se puede ver claramente como la presión del vapor de entrada del HPT se restringe a las condiciones de contorno hasta alcanzar una presión de diseño de (106 bar) durante el proceso de arranque y calentamiento. Como era de esperar, se puede observar que la presión del vapor durante el día permanece sin cambios en un valor de 106 bar durante aproximadamente 40 a 50 minutos más que en el modelo de referencia. Esto se debe a que la temperatura de entrada de diseño del HTF (295 °C) en la optimización 2 se alcanza más rápido que la temperatura de entrada de diseño en el modelo de referencia. Durante el período de la tarde, la presión de vapor optimizada permanece constante en un valor de 94,42 bares durante un período de aproximadamente 10 a 10,5 h según el período de producción de vapor. La estabilidad de las curvas de presión de vapor optimizadas durante las horas nocturnas durante un período más largo que el modelo de referencia indicado en la Fig. 13 revela el papel crucial de la energía de almacenamiento térmico para lograr una producción de vapor estable.

Descripción del comportamiento de la presión del vapor en la entrada del HPT.

El flujo másico de vapor mejorado en la entrada y salida de la turbina LP se compara con los resultados numéricos en el modelo de referencia, como se ilustra en las Figs. 20 y 21. El flujo másico de vapor recalentado permanece sin cambios a 55 kg/s durante todo el día. Esto se debe a que el agua de alimentación que pasa a través de los precalentadores se calienta utilizando el aceite térmico en el circuito de agua de alimentación/HTF y, en consecuencia, no se extrae vapor de la turbina al circuito de agua de alimentación. Durante el período transitorio, el caudal másico de vapor en la optimización 2 se reduce a las mismas condiciones nominales que el modelo de referencia. Obviamente, en este período el caudal másico nominal de vapor en la optimización 2 se alcanza más rápido que el caudal másico referenciado. Esto se debe por un lado a la mayor cantidad de calor captado en el modelo optimizado y por otro lado se aplica a la misma cantidad de HTF (600 kg/s). Sin embargo, existe un período adicional de producción de vapor mayor al período en el modelo de referencia en ambos períodos cuando se utiliza el escenario de optimización 2.

Descripción del comportamiento del flujo másico de vapor en la entrada de LPT.

Descripción del comportamiento del flujo másico de vapor a la salida de LPT.

En la Fig. 22 se puede observar una buena concordancia entre la presión del vapor de entrada de baja presión optimizada y la referenciada. Generalmente, la presión del vapor de entrada de baja presión se comporta de la misma manera que la entrada de la turbina HP. En la optimización 2 se puede notar una mejora en los periodos operativos diurnos y vespertinos. El fabricante del equipo limita los aumentos adicionales en la temperatura y la presión del vapor.

Descripción del comportamiento de la presión de vapor en la entrada de LPT.

En este estudio se ha realizado una comparación del costo de la electricidad del PTPP referenciado (50MWel) y el PTPP optimizado (68MWel) sobre la base de las especificaciones técnicas y los elementos de costo de la base de datos IRENA, como se describe en la Tabla 2. Aquí el El proceso de optimización incluye aumentar la capacidad de SF y TSS en aproximadamente un 33% en comparación con el PTPP de referencia. La mayor parte de las reducciones de costes se pueden obtener por costes de balanceo de planta, conexión a red, PB, gestión de proyectos y mejoras, así como este tipo de gastos, que prácticamente no varían para cualquier tamaño de cada proyecto46. Además, se añadió el circuito de agua de alimentación referenciado (circuito FW/S) al PTPP optimizado para obtener más horas de trabajo durante la noche en base a la alta capacidad de almacenamiento optimizada para reducir la dependencia de combustible durante el período nocturno. La generación de costos de energía nivelados (LEC) es una métrica esencial para medir el costo de la generación de electricidad. LEC se determina sobre la base del costo total de un PTPP, distribuido por la producción eléctrica esperada (kWh) del sistema durante su vida útil. El LEC da una indicación del menor costo de electricidad que se espera vender para recuperar mínimamente el costo total de PTPP durante su vida útil. El LEC se puede calcular de la siguiente manera47:

donde \(crf\) es el factor de recuperación de capital, \({C}_{invest}\) es el gasto total de inversión de la planta, \({C}_{annual}\) es el gasto anual de operación y mantenimiento, \ ({E}_{annual}\) es la producción neta anual de electricidad.

Un crf denota la relación de la anualidad fija con la totalidad de los gastos de inversión del PTPP actual, como se calcula a continuación:

donde (\(i\)) el nivel de interés de la deuda real y (n) el tiempo de vida del PTPP.

El nivel de deuda real y la vida útil del PTPP para la presente investigación se tomaron en 8% y 25 años, en consecuencia.

Los modelos referenciados y optimizados (optimización 1) del PTPP existente (Andasol II) se desarrollaron utilizando el software APROS. En la optimización actual (optimización 2), se han realizado mejoras en los modelos de turbina de vapor y agua de alimentación optimizados del modelo de planta optimizado (optimización 1). Como se demostró anteriormente, el PTPP consta de tres partes principales, a saber, SF, TSS y PB. Como se explicó anteriormente, los lazos de SF se incrementan de 156 a 208 lazos y la capacidad de TSS también se eleva a 1.360 MWth h para aumentar la potencia de salida y el tiempo de funcionamiento nocturno. Aquí, el circuito de agua de alimentación referenciado (circuito FW/S) se combina con el circuito de agua de alimentación (circuito FW/HTF). El circuito FW/HTF suministra el agua de alimentación durante el día, mientras que el circuito FW/HTF funciona durante la noche. En el período de puesta del sol (período transitorio), el agua de alimentación se suministra al economizador por ambos circuitos de agua de alimentación con diferentes cantidades. En esta optimización 2 se implementan nuevos circuitos de regulación. Además, las condiciones de contorno de HTF y vapor aplicados en ambos circuitos se mantienen de manera similar a los circuitos de agua de alimentación referenciados y optimizados (optimización 1). La turbina de vapor se desarrolla añadiendo válvulas de regulación a las extracciones de vapor para regular el paso de vapor durante el trabajo de los circuitos FW/HTF y FW/S. Por lo tanto, en el período diurno, la turbina de vapor funciona con un circuito FW/HTF, donde el vapor fluye a través de la turbina HP y sale de la turbina LP con la misma cantidad porque las válvulas de regulación se mantienen cerradas hasta el período transitorio. Posteriormente, las válvulas de regulación se abren durante el período nocturno y el vapor se extrae al circuito FW/S para operar como en el modelo de referencia. Como resultado, la potencia eléctrica aumenta al usar la misma turbina de vapor y generador del modelo de referencia basado en las especificaciones del fabricante.

Las principales conclusiones de esta optimización se resumen a continuación:

Se realizaron comparaciones entre los resultados simulados de la optimización 2 para (26 y 27 de junio de 2010 y 13 y 14 de julio de 2010) y el modelo de referencia, que se validó con los datos recopilados en Andasol II. Para el modelo optimizado, los resultados exhiben un comportamiento similar a los resultados de los modelos validados, lo que mejora significativamente los hallazgos del modelo optimizado.

Durante el día, el vapor fluye a través de la turbina HP y la turbina LP en la misma cantidad, mientras que en el período vespertino es diferente porque parte del vapor se extrae al circuito FW/S.

Durante el día, la potencia eléctrica nominal en la optimización 2 es de aproximadamente 68 MWel en lugar de los 50 MWel del modelo de referencia. En el período vespertino, la potencia eléctrica nominal en la optimización 2 es igual al modelo de referencia (48 MWel).

Durante el día, se puede alcanzar el valor nominal de potencia eléctrica (68MWel) durante un periodo de aproximadamente 40-50 min más que en el modelo de referencia. Cabe señalar con interés que la misma turbina y generador utilizados en el PTPP referenciado se pueden utilizar en la optimización 2 para obtener esta mejora en el rendimiento del PTPP en base a las especificaciones del fabricante, ya que puede producir una potencia máxima de 175 MW.

En el período vespertino, se podría lograr la misma tasa de producción de energía eléctrica (48 MWel) en la optimización 2 durante un período de aproximadamente 33 a 40 % más que el período de compensación en el modelo de referencia. Como resultado, se depende menos de los combustibles fósiles durante la noche.

De acuerdo con el análisis de costos, esta optimización 2 y la estrategia operativa seguida en este PTPP muestran que el aumento del 16,7% en los costos totales del PTPP referenciado se justifica con un aumento del 30% en el rendimiento anual. Los hallazgos indican que el costo de energía específico de un PTPP se reduce en aproximadamente un 14,5 % al aumentar la producción del PTPP de 50 a 68 MWel.

Los conjuntos de datos generados y/o analizados durante el estudio actual no están disponibles públicamente ya que los datos también forman parte de un estudio en curso, pero están disponibles del autor correspondiente a pedido razonable.

Software avanzado de simulación de procesos

atemperador

Sumador

Válvula de control

Irradiación normal directa

economista

Evaporador

Válvula de control de extracción

Agua de alimentación

Válvula de control de agua de alimentación/HTF

Válvula de control de agua de alimentación/vapor

Válvula de control de vapor principal de alta presión

Precalentador de alta presión

Válvula de control principal del precalentador de alta presión de HTF

turbina de alta presión

fluido de transferencia de calor

Baja presión

Válvula de control del atemperador de baja presión

Válvula de control de derivación de baja presión

Turbina de baja presión

Precalentador de baja presión

Válvula de control principal del precalentador de baja presión de HTF

caudal másico

Central de colectores cilindroparabólicos

Válvula de control de redirección

recalentador

Vapor

campo solar

sobrecalentadores

Temperatura

Almacenamiento térmico

Válvula de control dual de almacenamiento térmico en la salida

Válvula de control principal de almacenamiento térmico en la entrada

Sistema de almacenamiento térmico

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Los autores también quisieran agradecer a la Universidad de Tecnología de Irak.

Instituto de Sistemas Energéticos y Tecnología Energética, TU Darmstadt, Otto-Berndt-Strasse 2, 64287, Darmstadt, Alemania

Wisam Abed Kattea Al-Maliki, Falah Alobaid y Bernd Epple

Departamento de Ingeniería Mecánica, Universidad Tecnológica de Irak, Ministerio de Educación Superior e Investigación Científica, Bagdad, Irak

Wissam Abed Kattea Al-Maliki y Sajda S. Alsaedi

Departamento de Ingeniería Electromecánica, Universidad de Tecnología de Irak, Bagdad, Irak

Hayder control de calidad Khafaji

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Correspondencia a Wisam Abed Kattea Al-Maliki.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

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Reimpresiones y permisos

Al-Maliki, WAK, Alsaedi, SS, Khafaji, HQA et al. Un novedoso circuito dual de agua de alimentación para una planta termosolar cilindroparabólica. Informe científico 13, 7471 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-33829-1

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Recibido: 29 diciembre 2022

Aceptado: 19 de abril de 2023

Publicado: 08 mayo 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-33829-1

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