ARTICULOS TERMOSOLAR 2010

En la década de 1870 el sueco americano John Ericsson hizo funcionar su máquina de aire caliente con un concentrador parabólico, este invento sumaba tres elementos fundamentales: un espejo concentrador, una caldera y una máquina de vapor. En 1872, Ericsson probó un método totalmente diferente: calentar el aire, en lugar de utilizar agua, contenido en un cilindro situado en el foco de un reflector curvo. Ericsson quedó sorprendido por el rendimiento de su motor. Pero tres años después, se enfriaron sus ánimos al darse  cuenta que el aparato concentrador era tan grande y tan caro que los motores activados por energía solar resultaban en la práctica más costosos que sus análogos movidos por carbón.

Quince años más tarde en 1885, el ingeniero francés Carles Tellier, sería una de las primeras personas en desarrollar colectores solares de baja temperatura para impulsar máquinas. Mientras que los motores convencionales empleaban vapor de agua a cierta presión, los desarrollos tecnológicos de Tellier utilizaban vapor presurizado de líquidos con unas temperaturas de ebullición muy por debajo de la del agua. Tellier instaló un colector solar (similar a los colectores planos domésticos de ahora) y en lugar de llenarlos con agua para producir vapor, el fluido de trabajo que escogió fue amoniaco. Después de la exposición solar obtenía una razón de 300 galones por hora durante las horas más iluminadas del día. Pensaba que simplemente añadiendo colectores podría usarse como un sistema industrial.

En 1907 se patentó por primera vez en Alemania un diseño sobre colectores parabólicos (Parabolic trough collector, PTC), por Dr. Wilhelm Maier (en Aalen) y Adolf Remshardt (en Stuttgart).

En esa misma época, en los comienzos del siglo XX, el ingeniero americano Frank Shuman, se dio cuenta que en los sistemas de captación solar las altas temperaturas favorecían las pérdidas por conducción y convección, además se tenía un elevado costo asociado a los espejos que eran revestidos de plata. Por ello, retomó los estudios con las cajas calientes, afirmando la idea de que con estas cajas se podían conseguir temperaturas lo suficientemente altas como para hervir agua. Tras algunos éxitos conseguidos, Shumann forma la compañía Sun Power Company, teniendo un importante objetivo a largo plazo: la construcción de una planta solar a gran escala en Egipto. Allí la mano de obra era barata, y el potencial solar enorme. Antes de dar este gran paso, construyó una planta piloto. Dicha planta se emplazó sobre 2.700 m² en un terreno cercano a su casa  en Pennsylvania. Para incrementar la cantidad de calor producida en los colectores, se sumaron a los colectores una serie de reflectores (espejos de vidrio), y se añadió un mecanismo para ajustar el ángulo de los colectores a su exposición óptima. Conectado a una bomba, el dispositivo podía elevar
12.000 litros de agua por minuto a 10 metros de altura, y podía producir una potencia máxima de 32 caballos de fuerza.
Dispuestos para iniciar el desarrollo de la planta africana, en 1912 Shuman y su equipo de operarios llegan a Maadi, pequeña comunidad agrícola junto al Nilo. Construyeron cinco colectores solares con reflector parabólico con orientación sobre el eje Norte-Sur, cada uno de 60 metros de largo por 4 de ancho y separados 8 metros entre si, con un área total de apertura de 1.200 m². A finales de 1913, y después de un intento fallido, la planta estaba preparada para su inauguración. Se alcanzaron 55 caballos de potencia, captando el 40% de la energía solar disponible, obteniendo resultados muy superiores a los de la planta de Pennsylvania. A pesar del éxito de la planta, fue cerrada en 1915 debido a la primera guerra mundial.

En la década de 1970 y como respuesta a la crisis originada por el incremento disparado de los precios de los hidrocarburos, es cuando surge el verdadero interés por esta tecnología. En esta época tanto el departamento de energía de los Estados Unidos (DOE), como el Ministerio Alemán de Investigación y Tecnología, se encargaron de patrocinar en sus respectivos países el desarrollo de una serie de procesos y sistemas de bombeo de agua y  calor con concentradores parabólicos.

Michael W. Edenburn (1976) investigó las diferentes posibles orientaciones del colector y realizó un análisis de rendimiento teórico de un CCP y lo comparó con resultados experimentales. Utilizó para ello un tubo absorbedor aislado por un tubo envolvente transparente para disminuir las pérdidas térmicas. El análisis consideraba las pérdidas por transferencia de calor y la transferencia de energía hacia el fluido de trabajo.

En el mismo año Norton Pierce presentó un trabajo sobre la posibilidad de construir un colector solar eficiente y de bajo costo. Llegó a la conclusión de que la precisión óptica y los mecanismos de seguimiento del sol son los factores que aumentan el costo de la tecnología de CCP. Determinó que si se lograra ubicar al tubo absorbedor en el punto focal de manera más o menos constante, con un error aproximado de 6°, se podría usar un mecanismo mucho más barato de seguimiento, basado en un motor que gira a 1 revolución por año. La forma en la que lo demostró, fue ubicando una elipse que tuviera el tamaño suficiente para interceptar los rayos provenientes desde el reflector. El ángulo total de aceptación de un borde del tubo de agua al otro, variaba desde 10° a 17° en las unidades probadas.

En 1981 en España, fue probado en Tabernas (Almería), un sistema de 500 KW de la Agencia Internacional de Energía para generación eléctrica, usando concentradores parabólicos en la plataforma solar de Almería. El receptor era tipo torre de sodio fundido que alcanzaba temperaturas de 520 ºC y generaba 0,5 MW eléctricos con unos 90 helióstatos en una superficie total de 3.700 m². El sodio fundido se empleaba para generar vapor de agua que a su vez movía un motor Stirling acoplado a un generador eléctrico.

Actualmente la instalación más grande financiada con recursos privados que no produce energía eléctrica, es el sistema industrial de calor de proceso basado en colectores parabólicos con 5.580 m², ubicado en Chandler, Arizona y que ha estado operando desde 1983.

De 1984 a 1991, los avances en sistemas de concentración parabólica fueron notables con el desarrollo de una serie de plantas comerciales solares de 15 MW a 80 MW a cargo de Luz Internacional Ltd. Esta compañía desarrolló por muchos años los componentes y sistemas en una instalación en Jerusalén y fue responsable de la construcción y operación de dos instalaciones de calor de proceso en Israel. Las nueve plantas diseñadas por esta empresa con una capacidad total de generación de 354 MW de electricidad son llamadas SEGS (Sistemas de generación solar-eléctrica por sus siglas en inglés) y están operando continuamente en el desierto de Mojave al sur de California.

Actualmente en este desierto hay 9 centrales SEGS que forman la mayor instalación solar del planeta. Son centrales Híbridas, esto es, que producen electricidad a partir de la energía solar y de combustible fósil. La producción a partir de combustible fósil no puede sobrepasar un determinado porcentaje de la producción total para así tener derecho a subvenciones. Se construyeron y operaron varios sistemas de generación solar-eléctrica, éstas son:

SEGS I y II se encuentran en Dagget.

SEGS III a VII están en Kramer’s Junction.

SEGS VIII y IX están en Harper Lake.

Estaba previsto construir tres más, SEGS X, XI y XII, pero dicho proyecto se suspendió. Algunas de estas centrales se encuentran en funcionamiento desde 1985. La última (SEGS IX) empezó a producir en 1991. La compañía original que las gestionó se fue a la bancarrota pero la que la sustituyó continuó con la producción de electricidad.

En estos últimos veinte años se han producido muchos avances y todos los estudios van encaminados a mejorar el rendimiento de los colectores evitando las pérdidas de calor, desde las primeras investigaciones sobre el flujo en colectores GDV realizadas por parte de Müller (1991) y Dagan (1992) pero en las que no se hace referencia al rendimiento térmico para los sistemas concentradores parabólicos, hasta el colector de generación directa de vapor (GDV) propuesto por Cohen y Kearney (1994), como un desarrollo futuro de los colectores en nuevas SEGS, cuya finalidad es eliminar el aceite sintético tan costoso, evitar el transporte de fluido intermediario con las pérdidas que esto ocasiona y suprimir el intercambiador de calor de aceite-vapor, sin olvidarnos del modelo óptico de colector parabólico propuesto por Heinzel en 1995 o el sistema de baja presión para generación de vapor analizado por Kalogirou (1995-1997), fundamentado en el calentamiento de agua en un colector parabólico, para después convertirla en vapor en un recipiente separado, para finalmente llegar al último avance en este tipo de tecnología, el colector parabólico conocido con el nombre EuroTrough, que ofrece numerosísimas ventajas con respecto a la mayoría de los sistemas actuales en concentración solar de canal parabólico.

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