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Apr 06, 2023

Tecnologías de energía solar concentrada (CSP): estado y análisis

La tecnología de energía solar concentrada (CSP) es una energía renovable prometedora

La tecnología de energía solar concentrada (CSP) es una tecnología de energía renovable prometedora en todo el mundo. Sin embargo, son muchos los retos a los que se enfrenta esta tecnología en la actualidad. Estos desafíos se mencionan en este estudio de revisión. Por primera vez, este trabajo resumió y comparó alrededor de 143 proyectos de CSP en todo el mundo en términos de estado, capacidad, tecnologías de concentración, factor de uso del suelo, eficiencia, país y muchos otros factores.

Además, se destacan los diversos desafíos que enfrenta la expansión de este sistema en términos de fluidos de transferencia de calor (HTF), diversas tecnologías de almacenamiento de energía (ES), técnicas de refrigeración, gestión del agua y el costo nivelado de electricidad (LCOE). Además, se comparan varias propiedades termofísicas del HTF dentro del rango aplicable de la operación CSP. Al final de la revisión, se destacan y comparan varias tecnologías de hibridación para la CSP con varias fuentes de energía renovable, incluidas la fotovoltaica, la eólica y la geotérmica. Se determina el país pionero en el uso de CSP, la tecnología de concentración líder, la tecnología ES adecuada y la técnica híbrida eficiente basada en el LCOE. Los datos analizados en este estudio son esenciales para predecir el futuro de la CSP en los mercados y su contribución a la reducción del potencial de calentamiento global.

Energía solar concentrada

Almacenamiento de energía térmica

Costo nivelado de electricidad

Sistemas híbridos de energías renovables

Fluidos de transferencia de calor

Alrededor de 600 millones de personas en el África subsahariana carecen de acceso a la electricidad y alrededor de 940 millones dependen de combustibles peligrosos como la leña y el carbón vegetal para cocinar [1]. La mayoría de los sistemas de generación de energía eléctrica no almacenan energía ya que hacerlo sería extremadamente costoso. Por lo tanto, las empresas de servicios públicos deben utilizar más instalaciones que queman combustibles fósiles para aumentar o disminuir según sea necesario para satisfacer la demanda. Sin embargo, esta estrategia no es ideal porque estas plantas funcionan de manera más efectiva a plena potencia [2]. Para satisfacer la demanda de electricidad y compensar efectivamente la escasez de fuentes de energía, se recomienda implementar sistemas de energía renovable integrados con diferentes tipos de sistemas de almacenamiento de energía. Debido al aumento proyectado del 5,8 % en el consumo mundial de energía en 2022, se están instalando proyectos de energía renovable a gran escala en todo el mundo [3]. Como resultado, el porcentaje de energías renovables en el mix energético ha aumentado significativamente. Sin embargo, se necesitan proyectos adicionales de energía renovable para complementar o reemplazar la falta de fuentes de energía convencionales [4,5]. Se prevé que el porcentaje de energías renovables en la generación de energía en los Estados Unidos aumente un 23 % para finales de 2050, como se muestra en la figura 1-a. Además, la Fig. 1-b muestra la historia y la proyección de las fuentes de energía renovable en los EE. UU. Se espera que la energía solar juegue un papel importante en la producción de electricidad esperada de EE. UU. con un porcentaje del 51 %, seguida por las tecnologías de energía eólica e hidroeléctrica [6,7]. En todo el mundo, la Fig. 2 muestra la proyección del desglose de la generación de electricidad en 2050. Se espera que la energía renovable contribuya a alrededor del 85 % de la producción mundial de energía. Además, se espera una gran dependencia de la energía eólica seguida de la solar fotovoltaica y una ligera dependencia de la CSP con un porcentaje del 4%.

La energía fotovoltaica (PV) y la eólica son las tecnologías de energía más renovables que se utilizan para convertir tanto la energía solar como la eólica en electricidad para varias aplicaciones, como viviendas [8,9], edificios de invernadero [10], agricultura [11] y desalinización de agua [12]. ]. Sin embargo, estas fuentes de energía son variables, lo que conduce a una gran intermitencia y fluctuación en la generación de energía [13,14]. Para superar este problema, los investigadores estudiaron la viabilidad de agregar sistemas de almacenamiento de energía a esta central eléctrica [15,16]. La energía solar concentrada (CSP) es una tecnología prometedora para generar electricidad a partir de la energía solar. El almacenamiento de energía térmica (TES) es un elemento crucial en las plantas de CSP para almacenar el calor excedente del campo solar y utilizarlo cuando sea necesario.

Según el informe reciente de la AIE, la hoja de ruta de la CSP concluyó lo siguiente: se espera que para 2050, con el apoyo gubernamental adecuado, la CSP pueda generar el 11,3 % de la demanda mundial de electricidad, con un 9,6 % a partir de energía solar y un 1,7 % a partir de fuentes fósiles de respaldo. o combustibles de biomasa. Además, todos los CSP tienen la posibilidad de aplicar almacenamiento térmico. También se indica que América del Norte es la mayor región productora y consumidora de electricidad CSP, luego África, India y Oriente Medio. Además, el norte de África tiene un alto potencial para ser un vendedor de electricidad a Europa debido a la alta radiación solar, que compensa el costo adicional causado por las líneas de transmisión adicionales. La IEA también aclaró que el CSP podría implementarse en diferentes aplicaciones de desalinización de agua a alta temperatura en países áridos.

Uno de los desafíos clave que enfrenta la propagación de la CSP en áreas cálidas y áridas es el agua de enfriamiento requerida para la operación de limpieza del bloque de energía y los espejos. Además, la principal restricción para la expansión de la CSP no es la disponibilidad del área apta para la operación, sino la lejanía de las ubicaciones del centro de consumo es otro problema que aún enfrenta las preocupaciones técnicas y económicas del constante transporte de electricidad. El coste nivelado de la electricidad (LCOE) de las plantas de CSP ha ido disminuyendo en los últimos años y, a finales de 2021, el LCOE cayó por debajo de 0,1 $/kWh, como se ve en la Fig. 3 informado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). ).

La eficacia de las plantas de CSP radica en su capacidad para almacenar grandes cantidades de energía térmica que se recogen durante el día mediante el almacenamiento de energía térmica, lo que permite que la planta almacene esta energía y la distribuya durante la noche. Como resultado, las plantas de CSP pueden entregar energía bajo demanda, lo que les brinda una ventaja económica sobre otras tecnologías de energía renovable [18]. Además, resultando en un aumento del 25% en la generación de energía eléctrica [19]. Dado que la recuperación del calor residual ya ha demostrado ser útil en varios otros contextos [20], [21], [22], [23], es posible implementarla en las operaciones de CSP. La energía producida por las diferentes fuentes de energía renovable puede almacenarse utilizando una variedad de sistemas de almacenamiento de energía, que incluyen; supercondensadores [24], pilas de combustible [25], sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) [26], almacenamiento de energía térmica [27], sistemas de aire comprimido [28] y represas hidroeléctricas [29,30].

La tecnología CSP puede tener efectos tanto beneficiosos como perjudiciales en el entorno natural. La tecnología CSP tiene la ventaja de no contribuir al calentamiento global [31], [32], [33]. Los sistemas de CSP son más respetuosos con el medio ambiente en regiones con acceso limitado a agua dulce, ya que utilizan menos agua para operar que las centrales eléctricas de combustibles fósiles convencionales [34,35]. Los sistemas CSP también necesitan menos terreno por cada unidad de electricidad generada en comparación con otras fuentes de energía renovable como la eólica y la solar fotovoltaica [36]. Sin embargo, el uso de la tecnología CSP tiene ciertos efectos no deseados y quizás dañinos en el entorno circundante. El uso de la tierra y la consiguiente pérdida de hábitat son una fuente importante de daños. Con frecuencia, se deben eliminar grandes áreas de tierra para los sistemas CSP, lo que puede tener un efecto severo en el medio ambiente circundante y el hábitat de la vida silvestre [37], [38], [39]. El uso de materiales nocivos es otro posible inconveniente. La eliminación insegura de plomo o ácido sulfúrico, que se utiliza en ciertos sistemas de CSP, puede tener graves consecuencias para la salud humana y el medio ambiente [40,41]. Además, la contaminación acústica creada por ciertos sistemas CSP podría dañar la vida silvestre circundante [42].

El marco de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) se desarrolló como respuesta a estas consecuencias. El marco es una colección de reglas destinadas a fomentar el desarrollo y la operación de energía renovable de una manera que la haga más respetuosa con el medio ambiente. Reducir el uso derrochador de la tierra y la pérdida de hábitats naturales son dos de los objetivos principales del marco. Se insta a los desarrolladores a hacer uso de terrenos degradados o previamente perturbados en lugar de áreas con sistemas ecológicos y hábitats de animales. Como medida adicional, el marco impulsa herramientas y métodos de ahorro de agua. También se insta a los desarrolladores a reducir o eliminar el uso de cualquier sustancia potencialmente dañina. Para reducir la contaminación acústica, el marco también aboga por la tecnología y los comportamientos de reducción del ruido [43].

Hay muchos estudios recientes centrados en las tecnologías CSP. Sin embargo, este estudio se enfoca en explorar el estado y los desafíos que enfrenta el CSP. Esto se puede lograr resumiendo el estado de 143 proyectos de CSP en todo el mundo en términos de capacidad, tecnologías de concentración, factor de uso del suelo, eficiencia, país y muchos otros factores. Además, se destacan los desafíos que enfrenta esta tecnología en términos de fluidos de transferencia de calor (HTF), tecnologías de almacenamiento de energía (ES), técnicas de enfriamiento, gestión del agua y el costo nivelado de electricidad (LCOE). Al final de la revisión, se realiza una comparación de los posibles métodos de integración de las fuentes de energía renovable con la CSP. También se presenta el impacto del período COVID-19 en la capacidad instalada de la CSP.

La tecnología CSP genera electricidad concentrando los rayos solares en un receptor de absorción de calor. Se ha determinado que la tecnología basada en CSP es apropiada para áreas con una alta Irradiación Normal Directa (DNI).

Hay cuatro tecnologías CSP más comunes disponibles en los mercados. En primer lugar, los sistemas cilindroparabólicos que consisten en filas paralelas de espejos curvos de alta reflectancia. A veces puede extenderse a más de 100 m de largo. El tubo receptor está hecho de tubos de acero inoxidable (llamados tubos absorbentes). Estos tubos están recubiertos con un recubrimiento selectivo para absorber la radiación solar de onda corta o de alta energía. Debido a la absorción de la radiación solar, la temperatura del tubo absorbente aumenta; por lo tanto, está aislado por una capa de vacío de las condiciones atmosféricas. En el interior de los tubos absorbedores, normalmente se utilizan distintos tipos de aceite como fluido caloportador para recoger el calor y transferirlo a las unidades de almacenamiento de energía y al generador de vapor en el ciclo de Rankine. Algunas plantas más nuevas tienen capacidades significativas de almacenamiento térmico.

En segundo lugar, los reflectores lineales de Fresnel (LFR), Fig. (4-A), son similares al cilindro parabólico, pero utilizan filas lineales de espejos para reflejar los rayos solares en un receptor plano fijo. Los sistemas LFR tienen un diseño de receptor fijo simple con un bajo costo de inversión para la generación directa de vapor. Pero es menos eficiente que los canales para convertir la energía solar en electricidad. En tercer lugar, las torres solares o receptor central, Fig. (4-B), utilizan miles de helióstatos para concentrar los rayos solares en un receptor central colocado en un nivel alto de la torre construida. El flujo de calor altamente concentrado se usa para la generación directa de vapor, o se puede usar sal fundida directamente en el receptor. Con este sistema se pueden obtener temperaturas muy altas. Finalmente, la antena parabólica CSP utilizaba una antena para concentrar el DNI en un punto central. En el punto central, los motores Stirling se utilizan principalmente para convertir el calor concentrado en energía mecánica útil y luego en energía eléctrica en el generador. Todo el sistema sigue al sol. La mayoría de los platos tienen un motor/generador independiente (como una máquina Stirling o una microturbina) en el punto focal. Este diseño elimina la necesidad de un fluido de transferencia de calor y de agua de refrigeración.

La Fig. 5 muestra el diseño esquemático del sistema CSP utilizando un cilindro parabólico. El bloque de energía, el almacenamiento de energía térmica y el campo solar son las tres partes principales de los sistemas CSP. El campo solar concentra los rayos del sol, que posteriormente se convierten en energía térmica. Por lo tanto, el calor se utiliza para generar vapor, que a su vez impulsa el bloque de potencia para generar electricidad. En el caso de múltiplos solares más grandes, se puede capturar una gran cantidad de calor. Este calor se puede almacenar en un sistema de almacenamiento de energía térmica. Una de las tecnologías más comunes y menos costosas es el uso de sales fundidas de dos tanques.

Las instalaciones de CSP se pueden dividir en dos clases según los tipos de colectores solares empleados. La primera son las tecnologías de enfoque lineal, que enfocan la energía solar a lo largo de la distancia focal de un colector, como un cilindro parabólico y el reflector lineal de Fresnel. La segunda son las tecnologías de enfoque puntual, que concentran el calor del sol en un punto utilizando dispositivos como platos parabólicos y torres solares térmicas [44,45]. La CSP de foco puntual, como la torre de energía y el disco parabólico, se puede utilizar en terrenos inclinados. El campo solar se compone de una serie de espejos o reflectores que recogen y concentran la energía solar en un tubo receptor. El tubo receptor absorbe el calor de la radiación solar enfocada utilizando un portador de energía térmica llamado fluido de transferencia de calor (HTF), que luego puede utilizarse directamente o junto con un circuito secundario para producir electricidad [46]. El tamaño del campo solar es directamente proporcional a la capacidad del bloque de energía; el múltiplo solar es la relación entre la potencia térmica generada por el campo solar y la que necesita el bloque de potencia en el punto de diseño. Al estimar el tamaño del campo solar, se deben considerar el TES y el múltiplo solar. El uso de un múltiplo solar más alto podría dar como resultado un diseño excesivo, y el uso de un múltiplo solar más bajo da como resultado una menor utilización del TES porque se reducirá el calor producido [47]. Por lo tanto, se debe realizar un análisis de optimización en el múltiplo solar y el tamaño de TES para lograr el LCOE más bajo posible y el factor de capacidad más alto para la planta de energía [48].

El DNI, que influye en el tamaño del campo solar, es un factor esencial que debe tenerse en cuenta al diseñar plantas de CSP. Como resultado de que se requiere un campo solar más pequeño para hacer funcionar el bloque de energía a su salida nominal debido a una mayor DNI, el LCOE de la planta de energía disminuye [49]. Según la agencia internacional de energía (IEA), los desarrolladores de CSP establecen un rango adecuado para la operación de la CSP en áreas con DNI anual de 1900 kWh/m2 a 2100 kWh/m2. Por debajo de este rango de DNI, otras tecnologías eléctricas solares como la fotovoltaica, son una ventaja competitiva para aprovechar las irradiancias tanto directas como difusas. Como resultado, la selección del sitio es crucial para el diseño. Según la Fig. 6, la región MENA, España, Sudáfrica, Australia y el suroeste de los Estados Unidos mostraron los valores de DNI más altos.

Se han implementado varios proyectos de CSP en todo el mundo, hay más de 143 proyectos en todo el mundo, con 114 en funcionamiento, 20 ahora no operativos o fuera de servicio, y 9 en construcción para comenzar a operar en 2022 y 2023 se resumen aquí en este estudio. España, Estados Unidos y China son los países líderes en la construcción y operación de plantas de CSP; España tiene la mayor capacidad instalada con más de 2,3 GW y 51 proyectos construidos en todo el país, todos ellos operativos. Desde el comienzo de la CSP, EE. UU. ha implementado más de 26 proyectos en todo el país, aunque solo 1,5 GW de capacidad están operativos. Mientras tanto, China tiene 596 MW de capacidad instalada y varios proyectos aún están en construcción. La Fig. 7 compara la capacidad instalada de cada país en todo el mundo, incluidas todas las centrales eléctricas actualmente en construcción. La tabla 1 muestra todos los proyectos en todo el mundo. (Esta información se obtuvo del sitio web oficial del Laboratorio Nacional de Energía Renovable "NREL"). Además, los datos proporcionados en la figura se basan en estos datos.

Tabla 1. Proyectos de CSP en todo el mundo. (Fuente: Solarpaces, Laboratorio Nacional de Energías Renovables).

Según los datos de la Tabla 1, la tecnología más utilizada son los colectores cilindroparabólicos (PTC), con 91 proyectos, seguida de las torres termosolares con 34 proyectos, los reflectores lineales Fresnel con 16 proyectos y solo dos proyectos de disco, ambos dado de baja Alrededor del 75% de la capacidad instalada utilizó la tecnología PTC. Además, se encontró que la tecnología de reflectores lineales de Fresnel tiene el factor de uso de suelo más grande entre las otras tecnologías. Sin embargo, se encontró que el área de campo solar necesaria por 1 MW de capacidad era de aproximadamente 11 000 m2 tanto para Fresnel lineal como para Power Tower.

La Fig. 8 muestra el número de proyectos completados cada año desde 2004. Puede verse que en 2012 se instalaron más de 25 proyectos de CSP. Si bien la pandemia de Covid-19 puede haber tenido un impacto perjudicial en el despliegue de plantas de CSP, con alrededor de 7 proyectos completados durante ese período (2020 a 2022). Sin embargo, se espera que este sector se recupere, con alrededor de 5 proyectos con una capacidad combinada de más de 1,1 GW que comenzarán a operar en los próximos meses. La Fig. 9 muestra la capacidad instalada total para cada tecnología para 141 centrales eléctricas diferentes. La figura muestra un alto potencial del uso de la CSP cilindroparabólica en comparación con los otros sistemas.

Además, la Fig. 10, la Fig. 11 comparan el factor de uso de la tierra para 81 centrales eléctricas y el área de campo solar promedio requerida en m2 por 1 MW de capacidad para 110 centrales eléctricas; respectivamente. El factor de uso de suelo más bajo lo alcanza un receptor central de torre con un ratio de alrededor del 18,6%, seguido por la CSP cilindroparabólica con un porcentaje de alrededor del 25%. El factor de uso de suelo más alto lo alcanza el LFL CSP con un porcentaje en torno al 45,5%. También se puede concluir que la CSP con cilindro parabólico necesita alrededor de 8504 m2 por cada 1 MW solo para el campo solar.

Según Trieb et al. [50] en 2009, los rangos del factor de uso del suelo para Fresnel lineal, cilindro parabólico y torre de energía son (60 a 80 %), (25 a 40 %) y (20 a 25 %), respectivamente. Sin embargo, según las estadísticas de NREL en la Tabla 1, todos los proyectos lineales de Fresnel estaban por debajo de ese rango, y solo el 23,5 % de los proyectos de torres de energía estaban dentro de él. Mientras tanto, se determinó que el 60% de los proyectos basados ​​en colectores cilindroparabólicos estaban dentro del rango. Esta diferencia puede ser el resultado del progreso de la tecnología en los últimos años. La eficiencia solar a electricidad total del cilindro parabólico, el LFL y el receptor central oscila entre el 11 y el 16 %, el 8 y el 12 % y el 12 y el 16 %, respectivamente.

Para recoger el calor del campo solar se debe utilizar fluido caloportador (HTF). Los HTF influyen significativamente en la eficacia y el rendimiento de la CSP. Una planta de CSP necesita una cantidad significativa de HTF para funcionar, por lo que es importante mantener bajos los costos de HTF mientras aumenta su eficiencia. El HTF puede transferir el calor al bloque de potencia oa los tanques TES. Un HTF debe tener las siguientes propiedades deseadas: bajo punto de fusión, alto punto de ebullición, estabilidad térmica, baja presión de vapor (1 atm) a alta temperatura, baja corrosión con aleaciones metálicas utilizadas para contener el HTF, baja viscosidad, alta conductividad térmica, alta capacidad de calor para el almacenamiento de energía, y de bajo costo [51,52].

Los fluidos de transferencia de calor utilizados en las tecnologías de CSP incluyen aire, agua, sales fundidas, aceites sintéticos y basados ​​en glicol y glicerol. En estos días, el aire y el agua rara vez se utilizan, ya que calentar el aire hace que se expanda en volumen, lo que requiere la construcción de un intercambiador de calor más grande para una transmisión de calor efectiva, lo que aumenta el costo de inversión. El agua se oxida rápidamente a altas temperaturas, lo que puede hacer que los materiales del tubo absorbente reaccionen y produzcan corrosión en las regiones interiores del tubo. Los fluidos adicionales disponibles se emplean a diferentes temperaturas de trabajo. Los fluidos a base de glicol se utilizan para aplicaciones por debajo de los 175 °C, mientras que los fluidos sintéticos se utilizan para aplicaciones por encima de los 400 °C [53]. Los materiales orgánicos también se emplean como HTF. En los sistemas CSP comerciales, por ejemplo, se emplea a menudo óxido de bifenilo/difenilo. Los fluidos Therminol y Dowtherm son HTF de bifenilo/óxido de difenilo disponibles comercialmente. En la actualidad existen ocho plantas termosolares en el mundo que utilizan óxido de bifenilo/difenilo, todas ellas situadas en España. Este óxido de bifenilo/difenilo tiene un rango de temperatura de funcionamiento recomendado de 12 a 393 °C.

En las grandes plantas de CSP, el aire es un HTF muy poco frecuente. Solo se ha desarrollado un sistema a escala comercial, una planta precomercial de torre solar de 1,5 MWe en Jülich, Alemania, que comenzó a operar en 2009. El aire ofrece calidades de flujo superiores dentro de las tuberías de CSP en comparación con otros HTF líquidos, como sales fundidas o líquido. rieles. Aunque el aire tiene una conductividad térmica más baja que las sales fundidas o los metales líquidos, su característica de mayor flujo proporciona un beneficio adicional para una transmisión de calor eficiente [54].

Los sistemas térmicos solares de fluido único basados ​​en vapor de agua, como los cilindros parabólicos de generación directa de vapor (DSG), se han investigado y desarrollado desde la década de 1980, cuando se investigaron alternativas a las tecnologías basadas en petróleo [55]. Si el HTF no es agua/vapor, la energía térmica acumulada en el receptor es transportada por el HTF no basado en agua al generador de vapor y luego se transfiere al fluido de trabajo (a menudo agua/vapor). El fluido de trabajo luego transporta la energía a la turbina, que genera electricidad. Feldhoff et al. [56] demostraron que los sistemas de generación directa de vapor que utilizan agua/vapor como único fluido tenían un coste nivelado de energía (LCOE) un 11 % más bajo que los sistemas que utilizan HTF a base de aceite. El vapor de agua se utiliza como HTF y fluido de trabajo en la planta de CSP más reciente y más grande del mundo, la planta de energía solar de Ivanpah, que comenzó a operar en 2014. Ya hay siete plantas de CSP operativas en todo el mundo que usan agua/vapor como fluido único. Cuatro de las fábricas están en España y las otras tres en Estados Unidos [52]. La principal preocupación con el HTF de agua/vapor es la falta de agua en lugares áridos. Estas plantas de CSP generalmente están ubicadas en desiertos con enormes áreas de tierra y alta intensidad de radiación solar directa [57].

La estabilidad térmica de las sales fundidas a altas temperaturas (normalmente > 500 °C) las convierte en buenos HTF. Las sales fundidas también exhiben características de alta temperatura similares al agua, como una viscosidad similar y una baja presión de vapor [58]. Los HTF basados ​​en sales fundidas se emplean ampliamente en los sistemas de CSP actuales, y los primeros sistemas de torres de energía de sales fundidas se instalaron en 1984. Los HTF en aplicaciones de CSP se han estudiado y utilizado como aceites minerales, de silicona y sintéticos. Debido a que estos aceites solo son térmicamente estables hasta los 400 °C, a menudo no se emplean en sistemas térmicos solares de alta temperatura y alta eficiencia [59]. Otra de las preocupaciones de estos aceites térmicos es su elevado precio. Algunos fluidos de transferencia de calor, incluidos algunos que se han empleado en el pasado, se incluyen en la Tabla 2. Esta tabla muestra diferentes tipos de HTF utilizados en CSP. Además, el rango de temperatura de funcionamiento, la densidad y la viscosidad se muestran a una temperatura de 300 °C. Sin embargo, la Fig. 12, Fig. 13, Fig. 14, Fig. 15 presenta la variación de las propiedades termofísicas de estos diferentes HTF con la temperatura. En general, se observa que al aumentar la temperatura de todo el HTF utilizado, disminuye la densidad, la conductividad térmica y la viscosidad. Mientras que el aumento de la temperatura aumenta la capacidad calorífica específica de HTF. Según las cifras, Therminol 72 tiene la densidad máxima en el rango de temperatura de 0 a 275 °C. Dowtherm G, por otro lado, tiene la densidad máxima por encima de 275 °C. Therminol 12-D tiene la capacidad calorífica específica más alta en el rango de temperatura de 0 a 250 °C, Therminol XP tiene el rango de temperatura más alto de 250 a 330 °C y Therminol VP-3 tiene el rango de temperatura más alto de 330 a 360 °C . Entre los HTF, Therminol 72 tiene la máxima conductividad térmica. Therminol 66 tiene la viscosidad más alta, mientras que Therminol LT tiene la más baja.

Tabla 2. Algunos de los fluidos de transferencia de calor (HTF) utilizados en CSP.

*Valores tomados a 250 °C.

Se pueden utilizar varios métodos para almacenar energía. A menudo, estas tecnologías se agrupan en función de cuánto tiempo se retendrá la energía. Las dos formas más populares de categorizar los sistemas de almacenamiento de energía son por el tipo de almacenamiento de energía y la duración de la descarga. Según el tiempo de descarga, las técnicas de almacenamiento de energía se clasifican en corto plazo (segundos o minutos), mediano plazo (minutos u horas) y largo plazo (horas a días). El tipo de energía transformada influye mucho en la categorización de los métodos de almacenamiento de energía. Como se indica en la Fig. 16, el almacenamiento de energía mecánica, electroquímica, térmica, eléctrica y química son las cinco categorías básicas en las que se pueden dividir [80]. Cuando es necesario, estas tecnologías convierten la energía en una forma diferente de almacenamiento antes de devolverla a su forma original [81].

El principio de funcionamiento de CAES es bastante sencillo. El almacenamiento se carga convirtiendo la energía eléctrica a través de compresores accionados eléctricamente en la energía potencial del aire comprimido. El aire comprimido se libera cuando es necesario para continuar generando energía al permitir que el aire se expanda a través de una turbina de aire. Ahora ocupa el segundo lugar en almacenamiento de energía a granel detrás de PHS. Para proporcionar una reacción de carga continua y una generación pico, CAES se utiliza como fuente de suministro flexible en tamaños de servicios públicos entre 10 MW y 100 MW. Durante casi 40 años, CAES, con una eficiencia estimada del 70%, se desempeñó con éxito [82,83]. El PHS utiliza una bomba eléctrica que funciona con electricidad durante las horas de menor actividad para transferir agua de un tanque inferior a un tanque superior, represa o depósito, almacenando esta agua a un alto nivel en forma de energía potencial. El cambio convierte la energía potencial en energía mecánica, que luego se convierte en energía eléctrica, cuando hay una gran demanda. PHS tiene una eficiencia de ida y vuelta del 70-80%. La vida útil esperada de PHES es de entre 40 y 60 años. Es la opción más popular y económica para el almacenamiento de energía a gran escala [81,84]. Un volante funciona como una batería mecánica al almacenar energía cinética en forma de masa rotacional. El rotor suele instalarse en un cilindro al vacío, lo que le permite utilizar electricidad renovable o fuera de las horas pico para acelerar a velocidades muy altas y almacenarla como energía de rotación. Al almacenar energía, el dispositivo actúa como motor y como generador al descargar. Los volantes tienen una alta eficiencia energética superior al 85%. Los volantes de inercia son ideales para cambiar entre potencias medias y altas (kW-MW) en periodos de tiempo muy cortos (segundos) [81].

El almacenamiento por gravedad es una técnica que permite almacenar grandes cantidades de energía durante 6 a 14 horas y luego liberarlas. El concepto fundamental se basa en el levantamiento hidráulico de una gran masa rocosa. Las bombas eléctricas, utilizadas hoy en día en las centrales hidroeléctricas, se utilizan para hacer fluir agua debajo de un pistón de roca en movimiento, para levantar la masa rocosa. Cuando el suministro de energía renovable es insuficiente, el agua, que se encuentra bajo una presión extrema de la masa rocosa, se dirige a una turbina, como en las instalaciones hidroeléctricas estándar, y emplea un generador para generar energía. El rango de opciones de almacenamiento de energía es de 1 a 10 GWh, que es comparable a las grandes represas hidroeléctricas. [85]. El sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) es una solución tecnológica de vanguardia que permite almacenar energía de diversas formas hasta que se necesita. Las baterías recargables se utilizan en los sistemas de almacenamiento de baterías de iones de litio, en particular, para almacenar energía producida por paneles solares o proporcionada por la red y luego ponerla a disposición cuando sea necesario. Los beneficios del almacenamiento de energía en baterías incluyen una mayor producción de energía renovable, ahorro de costos y sostenibilidad debido a la reducción del consumo. La vida útil típica de los dispositivos de almacenamiento de batería de energía es de 5 a 15 años [86].

Las mismas ecuaciones básicas que gobiernan los condensadores se utilizan en los supercondensadores, que son dispositivos de almacenamiento de energía. Sin embargo, para acumular grandes cantidades de portadores de carga y capacitancias, los supercondensadores suelen utilizar carbono poroso o electrodos con áreas superficiales más grandes y dieléctricos más delgados. Este tipo de sistema ofrece una serie de ventajas, que incluyen características de capacitancia excepcionalmente altas, en la escala de miles de faradios, ciclo de vida extendido, baja resistencia interna, carga y descarga rápidas, reversibilidad notable, excelente rendimiento a baja temperatura, sin material destructivo, costo más económico por ciclo y alta eficiencia de ciclo (hasta 95%). [87]. El concepto electrodinámico sustenta la tecnología de almacenamiento de energía magnética superconductora (SMES). Cuando la corriente continua fluye a través de una bobina superconductora que se ha enfriado criogénicamente a una temperatura extremadamente baja, se forma un campo magnético que almacena energía. En la mayoría de los casos, se utiliza niobio-titanio para fabricar el conductor, mientras que como refrigerante se utiliza helio líquido a 4,2 K o helio superlíquido a 1,8 K [81]. La disponibilidad inmediata de la electricidad requerida es una de las principales ventajas de las PYMES. La alta eficiencia general de ida y vuelta del marco (entre 85% y 90%) y el potente rendimiento que se puede producir en un corto período de tiempo son otras características [88].

Un electrolizador, un tanque de almacenamiento de hidrógeno y una celda de combustible son componentes típicos de un sistema de almacenamiento de hidrógeno. Un electrolizador es un dispositivo que emplea electricidad para transformar electroquímicamente el agua en hidrógeno y oxígeno. Para generar electricidad, ambos gases deben ingresar a una celda de combustible. Allí pasan por un proceso electroquímico que es lo opuesto a la división del agua: el hidrógeno y el oxígeno reaccionan para crear agua, mientras que el calor se genera para producir electricidad [89,90]. El hidrógeno se produce mediante la electrolización del agua utilizando electricidad fuera de las horas pico para su uso en el almacenamiento de energía. El hidrógeno también puede almacenarse en diferentes opciones viables, como gas licuado, hidruros metálicos, gas comprimido o nanoestructuras de carbono [81]. Existen tres tipos de sistemas TES, de los cuales solo uno está comercialmente disponible en el sector eléctrico. El almacenamiento de calor sensible es significativamente más simple y asequible que las alternativas. Los sistemas de almacenamiento termoquímico y el almacenamiento de energía latente son tecnologías caras y aún principalmente experimentales. El TES más utilizado en el sector de producción de energía es el almacenamiento de calor sensible. En un sistema TES de calor sensible, la energía se almacena calentando o enfriando un medio de almacenamiento sólido o líquido, como sal fundida, arena, agua o rocas. El almacenamiento de calor sensible se emplea ampliamente en plantas de CSP, donde el uso de TES permite que un proyecto produzca energía mucho después de la puesta del sol. En la mayoría de las plantas de CSP que utilizan TES, las sales fundidas, que pueden soportar temperaturas extremadamente altas, son el medio elegido. A pesar de que se usa con menos frecuencia en el sector de producción de energía, el almacenamiento de calor latente se ha mostrado prometedor en varias tecnologías recientes. Un cambio en la condición del medio de almacenamiento, como de sólido a líquido, es necesario para el almacenamiento de calor latente. Los materiales de cambio de fase (PCM) son un nombre común para los medios de almacenamiento de calor latente. El almacenamiento termoquímico (TCS), como su nombre lo indica, emplea procesos químicos para almacenar energía. En comparación con los PCM, los sistemas TCS tienen una densidad de energía aún mayor [48,91].

Cada sistema de almacenamiento de energía tiene características y rasgos distintivos que, en determinados casos, los diferencian unos de otros. Es factible elegir la mejor tecnología de almacenamiento de energía apropiada para una situación específica utilizando estos rasgos y atributos. Sobre la base de las siguientes características tecnológicas, la Tabla 3 compara las principales categorías de sistemas de almacenamiento de energía.

Tabla 3. Comparación de parámetros técnicos entre los diferentes sistemas de almacenamiento de energía [92].

Aunque TES tiene una de las eficiencias de ciclo más bajas en comparación con otras tecnologías, según la Tabla 3, tiene un LCOE bajo entre las otras tecnologías con una vida útil muy larga. Los efectos de agregar TES en el LCOE de varios sistemas de energía renovable y sistemas híbridos de energía renovable se compararán con otras soluciones en las siguientes secciones.

Actualmente, dos tecnologías comercializadas de TES se utilizan en proyectos de CSP en todo el mundo; tanques de almacenamiento de sales fundidas y acumuladores de vapor. Los tanques de acumulación de vapor suelen ser cilíndricos con extremos elípticos hechos de placas de caldera. Uno de los principales beneficios es que el fluido de almacenamiento es agua, lo que elimina la incertidumbre de precios en el medio de almacenamiento. Debido a sus cortos tiempos de reacción y altas tasas de descarga, los acumuladores de vapor son una opción comprobada para compensar los transitorios y el almacenamiento a mediano plazo para adaptarse a las curvas de suministro/demanda cuando no hay radiación. La acumulación de vapor es uno de los métodos más exitosos de TES. Sin embargo, la idea del acumulador de vapor está restringida por una mala conexión entre el volumen y la energía almacenada; además, su proceso de descarga presenta una caída de presión, no logrando alcanzar las condiciones nominales en la turbina. Solo existen dos plantas comerciales de torre que utilizan TES de acumulador de vapor; PS10 (con cuatro depósitos acumuladores de vapor) y PS20, ambos situados en España [93].

Existen dos tipos de tanques de almacenamiento de sales fundidas, directos e indirectos; en el TES directo, la sal sirve tanto como HTF como medio de almacenamiento en el sistema. El Proyecto Solar Two en Sandia National Laboratories, que se completó en 1996 con una planta de energía de torre, presentó el primer gran sistema de almacenamiento de sales fundidas de dos tanques. Un intercambiador de calor desacopla el almacenamiento térmico del bucle HTF del receptor solar en un sistema de almacenamiento indirecto. Desde 2009, la central termosolar Andasol 1 opera el primer sistema comercial con TES indirectos. Sin embargo, en comparación con los tanques que se usan en los sistemas de almacenamiento térmico de dos tanques, el sistema de almacenamiento por termoclina solo usa un tanque. El tanque de almacenamiento depende del fenómeno de flotabilidad para mantener la estratificación térmica ya que el número de tanques se ha reducido a uno, que contiene tanto fluido caliente como frío. El material de relleno también funciona como un distribuidor de flujo de medio poroso, lo que reduce las velocidades secundarias no deseadas que, de lo contrario, podrían desestratificar las zonas HTF frías y calientes del tanque [94].

Por el mismo lado, el almacenamiento PCM es completamente pasivo, lo que significa que el medio de almacenamiento permanece estacionario durante la carga y descarga. La transmisión de calor al PCM se ve facilitada por el HTF que se empuja a través de un registro de tubo insertado en el PCM. Actualmente, se espera que estos registros de tubos consistan en pequeños intercambiadores de calor orientados verticalmente dispuestos en grupos conectados en serie y en paralelo. Para obtener los caudales, las temperaturas de salida y el rendimiento general deseados, se organizan varios intercambiadores de calor en paralelo y en serie. El número de serie se basa en la longitud efectiva necesaria del tubo y el número paralelo se basa en el número efectivo requerido del tubo. Se deben organizar varios PCM en secuencia de temperatura de fusión para aumentar la temperatura del HTF al nivel correcto a fin de satisfacer las temperaturas de salida requeridas. Cada PCM con una temperatura de fusión distinta se asigna a su propio cubo. Estos cubos se organizan en sucesión y se denominan cascada [95].

Los sistemas TES pueden aumentar la eficiencia con la que la energía solar térmica se convierte en electricidad. Proporcionan almacenamiento de calor efectivo durante todo el día para que la generación de energía pueda continuar durante la noche. Se ha encontrado que la integración de un sistema TES con una planta de CSP aumenta el factor de capacidad de la planta de energía en más de un 20 % y disminuye el LCOE en alrededor de un 6 % al aumentar la producción de electricidad [96]. H. Mahón et al. [27] realizó la revisión más reciente sobre sistemas de almacenamiento de energía térmica. El objetivo de los investigadores era identificar algunos de los desafíos de desarrollo que enfrentan actualmente las cuatro opciones de almacenamiento de energía térmica estacional (tanque, pozo, pozo y acuífero) y luego parte del trabajo que se está realizando para superar estos desafíos para permitir una adopción más amplia en toda la energía. sistemas

El múltiplo solar es la relación entre la potencia térmica generada por el campo solar en el punto de diseño y la potencia térmica requerida por el bloque de potencia en condiciones nominales. Estudios recientes investigaron el tamaño óptimo tanto de TES como del múltiplo solar para diferentes plantas de CSP, y es el efecto sobre el LCOE. Kuravi et al. [97] investigó el impacto de varios tamaños de TES en el LCOE de una planta de CSP ubicada en Daggett, California, utilizando System Advisor Model (SAM). Se ha encontrado que el LCOE se reduce en un 20 % cuando se utiliza un tamaño de TES de 16 h, como se muestra en la Fig. 17, en comparación con otros tamaños [97].

Del mismo modo, Qoaider et al. [98] al estudiaron el efecto del tamaño de TES y el múltiplo solar para la planta de CSP Andasol 1 ubicada en España. La Fig. 18 ilustra que emplear TES en la ubicación investigada con un múltiplo solar superior a 1,5 y las mismas condiciones meteorológicas es económicamente más ventajoso. Por el mismo lado, Praveen et al. [99] propusieron un diseño para una planta de CSP de cilindro parabólico de 100 MW y utilizaron SAM para el modelado y la optimización en dos sitios separados en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, y Asuán, Egipto. Se ha encontrado que la utilización de almacenamiento de energía térmica con un tamaño adecuado proporciona una mayor producción de energía y un LCOE más bajo, como se muestra en la Fig. 19 para ambas ubicaciones. Sin embargo, debido a que el HTF (utilizado tanto en el campo solar como en el TES) requiere parte del calor almacenado para evitar que el HTF se congele, el sobredimensionamiento elevaría el LCOE y disminuiría la producción anual.

Con base en los datos mostrados en las Fig. 17 a 19, es posible sacar la conclusión de que el múltiplo solar tiene un impacto considerable en el tamaño de los TES, que a su vez tiene un impacto tanto en el LCOE como en la producción de energía de los mismos. sistema. Cambiar el tamaño del TES dará como resultado una condición inestable de la planta de energía. Por ejemplo, aumentar el tamaño de TES requerirá aumentar el múltiplo solar para hacer un uso completo de TES y viceversa. Si se selecciona el tamaño ideal del TES como se muestra en la Fig. 19, ajustar el múltiplo solar hacia arriba o hacia abajo a partir de un cierto valor dará como resultado un aumento en el LCOE y una disminución en la producción de energía anual. Por lo tanto, es importante realizar un análisis de sensibilidad al diseñar tanto el campo solar como los tamaños de TES.

La disponibilidad de agua es un desafío para la construcción de cualquier central termoeléctrica, no solo CSP, en lugares áridos y semiáridos con alta demanda de agua. Las instalaciones de CSP requieren una gran cantidad de agua para generar energía. Esta agua se utiliza para la limpieza de espejos, la creación de vapor y el enfriamiento cuando se emplea enfriamiento húmedo [100]. Como resultado, el aspecto más significativo de los requisitos que deben mejorarse es el enfriamiento húmedo. El enfriamiento húmedo consume mucha más agua que el enfriamiento seco; la planta Noor 1 en Marruecos utiliza alrededor del 74 % del consumo total de agua para el proceso de enfriamiento húmedo, según los datos experimentales de la planta de energía [101]. A. Liqreina et al. [34] comparó la central eléctrica Andasol 1 en España que utiliza un sistema de enfriamiento húmedo con la central eléctrica idéntica pero enfriada en seco en Jordania, se obtuvieron los siguientes resultados: la eficiencia total de la planta enfriada en seco en Ma'an se reduce en 3.1 %, y el consumo de agua se reduce en un 92%. El rendimiento energético mejoró un 21,8 %, mientras que el LCOE disminuyó un 18,8 %. Los resultados de este estudio muestran que las centrales eléctricas de CSP refrigeradas en seco en ubicaciones con valores de DNI considerablemente altos son una alternativa económica y técnica atractiva para explorar en el desarrollo de proyectos futuros. Ogunmodimu et al. [102] investigó las tecnologías CSP desde perspectivas ambientales, sociales y operativas. Determinaron que los colectores cilindroparabólicos son una de las soluciones más deseables por su madurez, a pesar de su alto consumo de agua en comparación con otros sistemas. Los autores descubrieron que, si bien el concentrador de disco parabólico tiene el LCOE y el consumo de agua más bajos, carece de una amplia gama de aplicaciones comprobadas. La Fig. 20 muestra una comparación entre las diferentes técnicas de enfriamiento.

En los sistemas híbridos, tanto las turbinas eólicas como las fotovoltaicas almacenan su energía en los TES de la planta de CSP a través de un calentador eléctrico, como se muestra en la Fig. 21, o en un sistema de almacenamiento de energía separado, como baterías, para evitar prácticas de corte de electricidad [103] y despachar electricidad. según sea necesario. Cuando hay un déficit en un tipo de recursos energéticos renovables disponibles, otras tecnologías, como las plantas de energía geotérmica, pueden funcionar en paralelo con las plantas de CSP para mejorar el rendimiento. La generación de energía de los sistemas fotovoltaicos y eólicos se recupera mediante un mecanismo de calentamiento eléctrico para calentar la sal solar en los TES tan pronto como comienzan a operar. La energía térmica del sistema CSP y el dispositivo de calentamiento eléctrico generado por el rechazo de energía de los sistemas fotovoltaico y eólico se almacenan en el TES. Mientras tanto, la capacidad del TES podría mejorarse para almacenar energía térmica adicional durante condiciones climáticas adversas. Para satisfacer la demanda de carga y abordar el desajuste, el sistema de CSP puede distribuir electricidad de manera flexible. Actualmente, hay dos proyectos híbridos FV-CSP en construcción en China y los Emiratos Árabes Unidos. La Tabla 4 muestra algunas de las especificaciones de estas centrales.

Tabla 4. Plantas híbridas FV-CSP en construcción. (Fuente: NREL).

El proyecto CSP de Midelt de 800 MW en Marruecos es la primera planta híbrida fotovoltaica-CSP que emplea un calentador eléctrico para almacenar la energía generada por fotovoltaica. La electricidad generada por la energía fotovoltaica se utilizará para calentar las sales fundidas y luego se almacenará en los TES. Originalmente, se suponía que el proyecto incorporaría fotovoltaica con baterías como respaldo para satisfacer las necesidades diurnas, así como una planta de CSP con almacenamiento térmico para satisfacer la demanda nocturna. No obstante, se ha demostrado que utilizar almacenamiento de energía térmica para ambas unidades puede reducir el LCOE del proyecto a 0,07 $/kWh. Si la demanda de energía es alta en comparación con el almacenamiento de energía disponible y los recursos primarios, Ayadi et al. [104] evaluó la tecnología CSP híbrida como una configuración de energía solar que satisface los requisitos de previsibilidad y capacidad de despacho. El objetivo principal de este estudio es ofrecer un escenario CSP-Wind realista para el mercado local y el clima en Jordania en el momento en que se lleve a cabo. Los resultados muestran que la hibridación mejora el factor de capacidad de la planta de energía híbrida hasta en un 94 % y ofrece un LCOE excepcionalmente económico de 0,063 $/kWh más bajo que una planta de CSP independiente. Después de 25 años de operación, las ganancias totales de la planta de CSP con 5 h de almacenamiento de energía son aproximadamente 4,5 veces más que las de la planta eólica de la misma escala. Del mismo modo, A. Zurita et al. [105] estudiaron diferentes configuraciones de sistemas híbridos CSP/PV y TES con y sin BESS utilizando un plano fijo y un sistema de seguimiento para el sistema fotovoltaico. Se encontró que el LCOE más bajo alcanzado del sistema híbrido fue de 0,0772 $/kWh y 0,0750 kWh para el sistema fijo y de seguimiento, respectivamente, sin usar BESS. Sin embargo, la integración del BESS al sistema híbrido elevó el factor de capacidad del sistema entre un 7 y un 8 % aproximadamente, pero eso resultó en un aumento del LCOE también de 0,012 $/kWh para el sistema híbrido.

JA Aguilar-Jiménez et al. [106] realizó un análisis tecnoeconómico en un sistema híbrido PV-CSP para su uso como fuente de energía en microrredes aisladas. Según los hallazgos, el LCOE para el sistema híbrido FV-CSP es solo un 2 % más alto que el LCOE para el sistema FV-Batería. El LCOE sería un 3,43 % más bajo si se empleara la PV-CSP con un consumo de energía un 50 % mayor. Además, si la demanda supera los 500 kW, los CSP PV-LCOE serían un 26% más baratos. CA Pan y F. Dinter [107] presentaron una planta híbrida que combina plantas fotovoltaicas y CSP de receptor central. Se realizaron simulaciones de plantas fotovoltaicas y de CSP individuales y se compararon con los resultados de la simulación de la planta híbrida CSP-PV propuesta. Según los resultados, es posible aumentar la producción de energía anual y los factores de capacidad de hasta un 90 %. Además, se pueden reducir el tamaño y los gastos del sistema. Allan Starke et al. [108] investigó la viabilidad de combinar una planta CSP con un sistema fotovoltaico mediante la creación de dos modelos para sistemas híbridos CSP-PV para una ubicación en el desierto de Atacama utilizando la herramienta de simulación de sistemas transitorios (TRNSYS). Se ha descubierto que permitir que la energía térmica se almacene mientras la planta fotovoltaica está en funcionamiento mejora el factor de capacidad de la planta de energía, lo que ayuda a lograr un sistema de producción de electricidad solar completamente gestionable. M. Petrollese y D. Cocco [109] investigaron la viabilidad de lograr la plena capacidad de despacho y los mejores parámetros de diseño para una planta híbrida CSP-PV. Los resultados revelaron que las plantas híbridas CSP-PV se vuelven muy rentables cuando se requiere una producción de energía constante durante períodos de tiempo diarios superiores a aproximadamente 16 h.

Chennaif et al. [110] desarrolló una nueva técnica denominada Análisis ampliado en cascada del sistema eléctrico (ESCEA) para evaluar el tamaño apropiado de un sistema de producción de energía híbrido independiente que incorpora fotovoltaica, eólica y CSP combinadas con TES y BESS simultáneos. La capacidad de los distintos componentes de producción y almacenamiento del sistema, así como el aporte porcentual de cada fuente de energía, están determinados por el algoritmo ESCEA, que ofrece todas las alternativas factibles. Luego, el algoritmo elige la opción óptima, que tiene el LCOE más bajo. El algoritmo se aplicó en un caso de estudio en Oujda, Marruecos con una carga eléctrica de 50 MW. Se estudiaron varias configuraciones, incluidas CSP/PV/Eólica con baterías y TES, pero con diferentes porcentajes de participación para cada planta de energía. El algoritmo indicó que el LCOE más bajo alcanzable fue de 0,18 $/kWh para el sistema híbrido CSP/PV/eólico con un porcentaje compartido del 65,4 %, 26,1 % y 8,5 % respectivamente, con TES y BESS en comparación con otras 8 configuraciones diferentes. Por su parte, la configuración de PV con BESS y Eólica con BESS alcanzó 0,24 $/kWh y 0,40 $/kWh con un incremento del 33,3% y del 122,2% con 0% de probabilidad de pérdida de suministro eléctrico (LPSP). Al-Ghussain et al. [111] investigó la viabilidad tecnoeconómica de acoplar TES con varias configuraciones fotovoltaicas, eólicas y CSP en Jordania, y lo compararon con escenarios que utilizan baterías de iones de litio. Se encontró que la naturaleza intermitente de los recursos solar y eólico se compensa con TES. En comparación con los otros escenarios, la adición de TES al sistema CSP/PV/Eólico produjo el LCOE más bajo de 0,0485 $/kWh y el porcentaje de fracción de sistema de energía renovable más alto de 99,35%.

Del mismo modo, Guo et al. [113] desarrolló un diseño para un sistema híbrido eólico/fotovoltaico que emplea TES para utilizar una red de transmisión de 100 MW en Karachi, como se muestra en la Fig. 22, Pakistán utilizando el algoritmo MOPSO. Luego compararon los hallazgos de LCOE con los obtenidos al usar BESS en lugar de TES y sin el uso de dispositivos de almacenamiento. Cuando se agrega TES al sistema híbrido, los hallazgos revelan una disminución menor en el LCOE de 0,074 %, pero un aumento considerable en la potencia de salida de 11,37 %. Por su parte, el LCOE aumentó significativamente un 12,79% por la sustitución de TES por BESS. Desde una perspectiva económica, He et al. [114] examinó cuatro tecnologías diferentes de almacenamiento de energía (BESS, TES, PHS y almacenamiento de hidrógeno) que se implementarán en un sistema híbrido fotovoltaico/eólico para un perfil de demanda de 100 MW en Karachi, Pakistán. Los resultados demuestran que, bajo el mismo LPSP (10%), los LCOE de TES, BES, Hidrógeno y PHS son, en ese orden, 0,1421 $/kWh, 0,01793 $/kWh, 0,1956 $/kWh y 0,2196 $/ kWh. Esto demuestra que TES es también la solución de almacenamiento de energía más económica para perfiles de carga variables. Además, Y. He et al. [115] sugirió un sistema híbrido eólico/fotovoltaico con TES e investigó el problema de la optimización de la capacidad de múltiples objetivos que incorpora la disminución del LCOE. Se aplicaron diferentes técnicas de optimización, incluyendo algoritmos (NSGA-III y MOEA/D) y TOPSIS para la toma de decisiones. Se determinó que el LCOE más bajo alcanzable del sistema híbrido era de 0,1106 $/kWh con un LPSP del 15,3 %.

En sus aplicaciones comerciales, las tecnologías geotérmicas y de concentración de energía solar (CSP) comúnmente emplean calor a varias temperaturas. Esto hace posible que los ciclos de fondo geotérmico y los ciclos de cobertura solar se hibridaran en lugares donde ambos recursos están presentes, como se ve en la Fig. 23. McTigue et al. [116] presentó las posibilidades técnicas y financieras del ciclo de topping de vapor con energía solar agregado a una planta de energía geotérmica de bajo rendimiento ubicada en Idaho, Estados Unidos. El ciclo geotérmico es devuelto a su posición de diseño por el calor residual del ciclo de cobertura. Esta idea híbrida aumenta la eficiencia y la producción de energía de la planta geotérmica al mismo tiempo que hace un uso eficiente de las altas temperaturas que pueden generar los campos solares de concentración. Los investigadores estudiaron el efecto de agregar TES en el LCOE al sistema híbrido o reemplazarlo con PV equivalente con BESS. Los resultados demostraron un ligero aumento en el LCOE del 2,4% pero con un aumento significativo en la producción anual de energía en un 20,44%. Mientras tanto, el sistema fotovoltaico con BESS proporcionó un LCOE más alto en un 46,09 % que utilizar el sistema híbrido sugerido con TES. Del mismo modo, McTigue et al. [117] estudió una planta híbrida Geotérmica/CSP para agregar calor solar para compensar la disminución de los recursos geotérmicos para la planta geotérmica en California, Estados Unidos. Los resultados del híbrido con sistema de tamaño TES de 3 h y 10 h se compararon con un PV equivalente con BESS. Se ha encontrado que se descubrió que el sistema híbrido con 3 h de almacenamiento tenía un LCOE un 28 % más bajo, mientras que un sistema con 10 h de almacenamiento tenía un LCOE un 47 % más bajo.

La Tabla 5 muestra una lista de estudios recientes que se enfocan en sistemas híbridos que utilizan TES y sus resultados LCOE se incluyen junto con la ubicación del estudio. La tabla muestra que en Jordania, donde los valores de GHI y DNI son relativamente altos, es posible lograr un LCOE de 0,0485 $/kWh de híbrido fotovoltaico/eólico/CSP con sistema TES, lo que lleva a un rendimiento excelente para las plantas fotovoltaicas y termosolares y un significativo disminución del LCOE [111]. En general, las regiones con valores altos de DNI, como la región MENA, Chile, Estados Unidos, Australia y China, pueden obtener LCOE de menos de 0,1 $/kWh. TES tiene el LCOE más bajo y uno de los sistemas de vida útil más altos en comparación con otras tecnologías de almacenamiento de energía. Además, permite que los sistemas híbridos aumenten su factor de capacidad al 90 %, lo que ayuda a superar la variabilidad de los recursos renovables y la intermitencia de la generación de sistemas de energía renovable, lo que da como resultado redes más estables y una mejor adaptación a la demanda.

Tabla 5. Resumen de los resultados de LCOE de investigaciones recientes sobre sistemas híbridos de energía renovable.

Las plantas de CSP se dividen en tres generaciones en función de su ciclo termodinámico y la eficiencia del ciclo Fig. 24. La primera generación de plantas de CSP utiliza el ciclo Rankine, que tiene una eficiencia de ciclo de diseño de 28–38 % y una temperatura máxima de ciclo de 240–440 °C, y a menudo se emplean PTC, Solar Tower y LFR [123]. Debido a que la mayoría de las instalaciones de CSP de primera generación carecían de almacenamiento térmico, solo podían funcionar con un clima soleado durante todo el día. Los CSP de primera generación continúan representando la mayor parte de la capacidad de CSP desplegada, y los sistemas PTC contribuyen actualmente con el 64 % del total de proyectos. La mayoría de las plantas de CSP de segunda generación están compuestas por PTC, SPT y LFR, con eficiencias de ciclo Rankine que van del 38 al 45 % y temperaturas máximas del ciclo que alcanzan los 565 °C. Casi todas las nuevas plantas de CSP de segunda generación están equipadas con sistemas de almacenamiento de energía térmica. Estas instalaciones de CSP de segunda generación pueden alcanzar una eficiencia solar-eléctrica anual de aproximadamente el 10-20 % debido a su alta eficiencia de ciclo, en comparación con el 9-16 % de los sistemas de CSP de primera generación [123]. La tercera generación de centrales CSP se centra en aumentar la temperatura máxima del ciclo utilizando materiales más modernos para la transmisión de calor, el almacenamiento térmico y el fluido de trabajo en el ciclo térmico. Sin embargo, todas las tecnologías CSP de tercera generación aún se encuentran en la etapa de demostración y no hay aplicaciones comerciales disponibles [124]. El objetivo principal de la CSP de tercera generación es minimizar el LCOE aumentando la eficiencia eléctrica solar cuando las temperaturas operativas superan los 600 °C [124].

Según la Asociación Europea de Energía Solar Térmica, la Agencia Internacional de Energía y Greenpeace, la CSP podría proporcionar del 3 al 3,6 % del suministro mundial de energía en 2030 y del 8 al 11,8 % en 2050. Esto sugiere la necesidad de un aumento de capacidad de dos dígitos. en los próximos años, lo que aún no se ha demostrado [125]. Otras proyecciones indican que el coste de la CSP podría caer a 0,05 USD/kWh para 2025 [126].

Los desarrolladores de plantas de CSP que utilizan sistemas TES de sal fundida se enfrentan a varios desafíos, incluida la reducción del coste de la sal fundida y la reducción del riesgo de congelación de la sal fundida. El uso de parásitos, los costos de anticongelante y los costos de bombeo de circulación son todos problemas. Reducir el coste del activo de almacenamiento térmico utilizado por la planta es uno de los principales objetivos de la disminución del LCOE de la CSP. Según IRENA [127], los sistemas de CSP con capacidad de almacenamiento térmico de cuatro a ocho horas tienen costes totales de instalación que oscilan entre 3183 $/kW y 8645 $/kW. Los proyectos con ocho horas o más de capacidad de almacenamiento térmico tienen un rango más estrecho, que va desde $4077 a $5874 por kW. Según una evaluación reciente de IRENA [128], se prevé un progreso significativo en la reducción de los precios del almacenamiento térmico de calor tanto sensible como latente durante las próximas dos décadas, con costos tan bajos como 12 $/kWh cuando se incorpore a CSP, PV o Wind. proyectos En la Tabla 6 se enumeran algunos de los objetivos relacionados con los TES para los próximos años. El examen de las cualidades materiales comunes y los principales atributos físicos se utilizará para desarrollar nuevos HTF en el futuro. La corrosión, la inflamabilidad, la toxicidad, la estabilidad térmica, el costo y la disponibilidad son propiedades materiales comunes [129].

Tabla 6. TES primarios con objetivos de innovación técnica CSP [128].

Varios problemas tecnológicos y económicos deben ser superados por plantas de energía solar concentrada, termofluidos y fluidos de transferencia de calor, y sistemas de almacenamiento de energía térmica. Los problemas económicos incluyen altos costos de capital, precios impredecibles, finanzas, falta de escala, precios de materiales, disponibilidad y gastos operativos. Los obstáculos tecnológicos incluyen la variabilidad de los recursos solares, la integración con la red, la corrosión, la estabilidad térmica y la complejidad del sistema. Estos problemas subrayan la necesidad de innovación e inversión continuas en la tecnología de CSP para hacerla más rentable y eficiente, así como para superar los obstáculos para el despliegue a gran escala que son tanto tecnológicos como económicos. Además, existe la necesidad de apoyo gubernamental y marcos normativos que fomenten el desarrollo de la tecnología CSP, que puede ayudar a acelerar la transición hacia un futuro impulsado por energía limpia.

La fluctuación de los recursos solares provocada por circunstancias meteorológicas como nubes y polvo puede tener un impacto negativo en la eficacia de las instalaciones de CSP. Las tecnologías de almacenamiento de energía térmica que se utilizan en las plantas de CSP tienen el potencial de verse afectadas negativamente por las pérdidas térmicas y la complejidad del sistema. Debido a su imprevisibilidad inherente, integrarlos en la red puede ser una tarea difícil y es necesario un mantenimiento regular para garantizar que se mantenga su eficacia. Las plantas de CSP son costosas de construir, enfrentan precios de electricidad inciertos y desafíos financieros, y carecen de economías de escala debido a las primeras etapas de la industria. Todos estos factores contribuyen al costo relativamente alto de la energía CSP en comparación con el costo de la energía generada por otras fuentes de energía renovable [125, [130], [131], [132], [133], [134]].

Los fluidos térmicos y los fluidos de transferencia de calor utilizados en las plantas de energía solar concentrada (CSP) presentan varios obstáculos, tanto desde el punto de vista técnico como económico. Estos fluidos pueden causar daños debido a su naturaleza corrosiva y altas temperaturas, que también pueden acortar su vida útil y debilitar su estabilidad térmica con el tiempo. La gestión de la compatibilidad de los materiales puede resultar difícil en ocasiones, y el deterioro de los fluidos puede provocar una disminución de la productividad. El precio de los fluidos que se han creado específicamente para una aplicación puede ser bastante alto, y ciertos fluidos no son fácilmente accesibles, lo que requiere procedimientos de manejo y envío únicos. El reciclaje y la eliminación de estos fluidos también pueden ser una tarea costosa y difícil de realizar para el medio ambiente [[135], [136], [137]].

La eficiencia de los sistemas que almacenan energía térmica puede fluctuar y las pérdidas térmicas pueden provocar una reducción de esa eficiencia, lo que puede generar mayores gastos para operar el sistema. La compatibilidad de materiales es esencial en la lucha contra la corrosión y otros problemas. Además, los sistemas más grandes pueden ser más complicados, lo que puede resultar en mayores gastos tanto para la construcción como para el mantenimiento. Puede ser difícil y costoso ampliar los sistemas de almacenamiento de energía térmica debido a la demanda de equipos y materiales especializados. Los materiales que se utilizan en estos sistemas pueden ser bastante costosos. La necesidad de trazado de calor y aislamiento puede generar gastos operativos relativamente altos, lo cual es especialmente cierto para los sistemas de sales fundidas [138,132,139,140].

Para que la industria de la CSP supere con éxito estos obstáculos tecnológicos y económicos, debe haber innovación continua y éxito en la superación de estos obstáculos tecnológicos y económicos, debe haber innovación continua e inversión en investigación y desarrollo de nuevas tecnologías. Las ganancias de eficiencia y los ahorros de costos se pueden lograr mediante el uso de varias mejoras operativas, materiales y de diseño. La aceleración del despliegue de la tecnología CSP y la superación de los obstáculos para la entrada en el mercado pueden ser posibles con la ayuda de políticas de apoyo y marcos regulatorios que favorezcan el desarrollo de la tecnología CSP. Al final, la capacidad del sector CSP para volverse más rentable y competitivo con otras fuentes de energía renovable determinará el éxito de la industria.

La tecnología CSP es una tecnología de energía renovable eficiente para la generación de energía que atrajo la atención de los investigadores. La tecnología de CSP puede generar electricidad con altas capacidades en amplias áreas de todo el mundo, con una eficiencia solar a electricidad total de más del 16 %. Al comparar alrededor de 143 proyectos de CSP en todo el mundo con 114 en operación, 20 ahora no operativos o fuera de servicio y 9 en construcción para comenzar a operar en 2022 y 2023. La comparación mostró que España, Estados Unidos y China son los países líderes en el uso de plantas CSP. España tiene la mayor capacidad instalada con un total de 2,3 GW y 51 proyectos construidos en todo el país, todos ellos operativos. Entre las cuatro tecnologías comunes de CSP, la tecnología más utilizada es la de los colectores cilindroparabólicos (PTC), con 91 proyectos, seguida de las torres termosolares con 34 proyectos, los reflectores lineales de Fresnel con 16 proyectos y solo dos proyectos de disco, ambos desmantelados. . Alrededor del 75% de la capacidad instalada utilizó la tecnología PTC. Además, se encontró que la tecnología de reflectores lineales de Fresnel tiene el factor de uso de suelo más grande entre las otras tecnologías. Sin embargo, se encontró que el área de campo solar necesaria por 1 MW de capacidad era de aproximadamente 11 000 m2 tanto para Fresnel lineal como para Power Tower. Además, la pandemia de Covid-19 tuvo un impacto perjudicial en el despliegue de plantas de CSP, con solo 9 proyectos completados durante ese período (2020-2022). El LCOE alcanzó un valor mínimo de 0,049 – 0,22 $/kWh para el método híbrido de integración fotovoltaica y eólica con la CSP.

Con base en el análisis actual, las siguientes recomendaciones son esenciales para el próximo estudio en el área de sistemas híbridos de energía renovable y TES, según los hallazgos de este estudio.

Los autores declaran que no tienen intereses financieros en competencia ni relaciones personales conocidas que pudieran haber influido en el trabajo informado en este documento.

© 2023 El(los) autor(es). Publicado por Elsevier Ltd.

https://doi.org/10.1016/j.ijft.2023.100340