informe especializadocsp today – termosolar de colectores cilindro parabólicos: producción y costes
Evalúa la viabilidad económica de tus inversiones en CSP con los últimos datos sobre producción y costesIncluye: costes de vida útil, condiciones de la planta, almacenamiento, mano de obra y operación y mantenimiento
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Los colectores cilindro parabólicos son la tecnología CSP más rentable y más implementada.
A pesar de ello, solo unos pocos promotores y EPCs conocen los costes reales y no están dispuestos a compartirlos. Sin embargo, el coste de esta tecnología dictará cuantos megavatios serán instalados a medio y largo plazo.
Este informe te ofrece información económica detallada tanto si eres un promotor que invierte directamente en plantas de CSP como si eres proveedor de componentes o servicios y necesitas decidir si invertir en nuevas instalaciones de fabricación, en equipamiento o contratar a más personal. Este informe ofrece una claridad sin precedentes sobre los costes de la tecnología de colectores cilindro parabólicos de CSP.
pide tu informe hoy y obtén...• Modelos realistas de Coste Nivelado de la Energía (LCOE,
por sus siglas en inglés) basados en los últimos datos
• Desglose detallado de costes de la tecnología de colectores cilindro parabólicos de CSP
• Perfiles de todos los diseños de colectores cilindro parabólicos de CSP que están actualmente en el mercado
• Análisis de beneficios económicos en la elección de la tecnología, incluyendo enfriamiento en seco versus enfriamiento en húmedo, o almacenamiento térmico versus termosolar sin almacenamiento
• Tendencias económicas para la termosolar de colectores cilindro parabólicos de CSP en los próximos cinco años.
¿para quién es este informe?Proveedores de servicios y componentes de la industria
termosolar: estos grupos descubrirán cuántos recursos se deben
comprometer para servir a esta industria naciente cómo de rápido
crecerá y cómo competir en este mercado.
Promotores potenciales: comprar este informé les ayudará a
estimar los costes e ingresos que podrían esperar de una planta
con el fin de evaluar sus inversiones financieras.
Entre los anteriores compradores de informes de CSP Today
hay promotores, EPCs, contratistas, empresas de asesoría en
ingeniería, inversores, académicos y organizaciones sin ánimo de
lucro. Reserva hoy tu copia para asegurarte que no te pierdes esta
información crucial.
cómo se ha elaborado el informeLos autores entrevistaron a más de 45 ejecutivos senior y empresas
involucradas en la termosolar como promotores, fabricantes
de componentes, EPC y laboratorios de investigación. Todos
estos profesionales tienen amplia experiencia en la promoción,
construcción y operación de plantas termosolares.
En estas entrevistas recopilamos datos sobre los gastos, como por
ejemplo los costes del agua, seguros y mano de obra necesaria
para calcular los costes de la CSP. Los datos recopilados, a
continuación, fueron analizados por medio del Solar Advisory
Model (SAM), un modelo de pruebas desarrollado por el NREL
(Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos)
y que es el estándar por excelencia del sector a la hora de realizar
pruebas. Los resultados de esta simulación constituyen la piedra
angular de este informe.
Figuras con trayectoria en el sector, incluyendo científicos
del CIEMAT, y promotores (Abengoa), entre otros, revisaron y
evaluaron los resultados finales y el análisis del informe.
pasa la página para ver algunos de los datos del informe
Your ultimate guide to costs and performance factors that determine the profi tability of Parabolic Trough CSP
CSP Parabolic Trough Report: Costs and Performance
18
CSP Parabolic Trough Report: Costs and Performance
Parabolic Trough Technology
relationship between the given locations on Earth with respect to the sun as well as to the atmosphere through which light travels. The DNI consists of the component of sunlight that is not abruptly altered by the atmosphere, that is, direct or beam irradiation. By traversing the atmosphere, radiation undergoes refraction, which slightly deviates its path. Sensors are therefore mounted to the PTC to complement the control system’s transfer function, calculating the sun’s position and reducing positioning error. The potential for CSP thermal energy systems is highly dependent on geographic location, as per Figure 3. Suitable CSP sites typically offer DNI greater than 2000kWh/m2/annum and are pictured, from light orange to light yellow, in Figure 3.
Several other performance metrics are required and are generally used for characterising the environmental factors affecting the performance of CSP thermal power systems.
The Capacity Factor of a power plant is defined as the ratio (%) of the average power produced over the rated power (nameplate capacity) for a given period of time, usually a year. It is an important factor since the main objective is to provide the grid with a constant and reliable source of electricity. For a renewable technology such as CSP, this entails forecasting the DNI resource. This is crucial due to the intermittency of the sun’s irradiation on Earth and the attenuation processes associated with the Earth’s atmosphere.
The average capacity factor of the PTC in the United States is estimated to be 31.2% (Annual Energy Outlook 2010a). Since the capacity factor
Figure 3 – Yearly Direct Irradiance in (kWh/m2/day) (World Resources Institute 2010b)
74
CSP Parabolic Trough Report: Costs and Performance
Appendix
Item Material Cost Labor Cost Total
TES
TES – Pumps & Heat Exchangers 0 0 0
TES – Heater 0 0 0
TES – Tanks 0 0 0
TES – Storage Fluid 0 0 0
TES – Piping, Insulation, Valves, & Fittings 0 0 0
TES – Foundations & Support Structures 0 0 0
TES – Instrumentation & Controls 0 0 0
TOTAL 0 0 0
Power Block
Power Plant – Steam Turbine Generator Island 15,000,000 540,000 15,540,000
Power Plant – Solar Steam Generator Equipment 2,000,000 85,000 2,085,000
Power Plant – Blowdown System 70,000 20,000 90,000
Power Plant – Cooling Systems 1,000,000 60,000 1,060,000
Power Plant – Condensate System 275,000 80,000 355,000
Power Plant – Feedwater System 1,300,000 230,000 1,530,000
Power Plant – Auxiliary Cooling Water System 300,000 130,000 430,000
Power Plant – Steam Piping, Insulation, Valves, & Fittings 1,500,000 340,000 1,840,000
Power Plant – Fuel Gas Handling & Metering System 80,000 90,000 170,000
Power Plant – Water Treatment System 900,000 165,000 1,065,000
Power Plant – Power Distribution Systems 5,000,000 155,000 5,155,000
Power Plant – Backup Power Systems 200,000 10,000 210,000
Power Plant – Instrumentation & Controls System 1,000,000 200,000 1,200,000
Power Plant – Fire Protection System 1,000,000 115,000 1,115,000
Power Plant – Foundations & Support Structures 1,400,000 1,000,000 2,400,000
Power Plant – Buildings 1,300,000 25,000 1,325,000
Power Plant – BOP Mechanical Systems 1,750,000 400,000 2,150,000
Power Plant – BOP Electrical Systems 1,250,000 1,000,000 2,250,000
TOTAL 35,325,000 4,645,000 39,970,000
Contingency (total) 10% of direct cost 16,002,000
DIRECT CAPITAL COSTS (DC) 176,022,000
32
CSP Parabolic Trough Report: Costs and Performance
Parabolic Trough Collector Designs
Torque-Tube manufacturing is simple, as minimal elements need to be welded onto the tube. The design features a hot-galvanized surface finish and is shipped completely finished to the plant site, so no later fittings are required.
The tube, cantilever arms and HCE supports are the sole elements which require being assembled in-situ using an accurate machine jig. Those assembly fixtures are temporarily placed in the assembly building, on the construction site (Castaneda et al. 2006).
There are two variants to the design: the regular collector, and the reinforced collector. Both enable installation of PTC solar fields in areas with very different wind classes, while preserving the same collector structure. This collector type, shown in Figure 12 and Figure 13, was deployed and is under operation in the 50MW Extresol 1 plant in Spain. It is also planned for use in Spain on the Extresol 2 & 3, and on the Andasol 3 & 4 solar power plants.
2.4.4 SGX-1 and SGX-2In early 2000, the American company Solargenix initiated the Advanced Trough Development Project with funding from the DOE CSP Program and support from the Nevada Southwest Energy Partnership (Gee & Hale 2005). Since then, two generations of PTCs have been developed by Solargenix, referred to as the SGX-1 and SGX-2.
The SGX-1 collector builds on the experience gained during the operation of the LUZ collectors in the SEGS plants. The design is based
Figure 12 – SENER PTC (SENER)
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algunas conclusiones del informe
comentarios seleccionados de entre más de 80 páginas de investigación
“Duplicar la capacidad de una planta no sólo supone ampliar el campo solar en la misma proporción”
“Para combatir las pérdidas de presión, es necesario más bombeo, lo que provoca un mayor consumo de electricidad y una reducción de la producción neta de energía. Esto disminuye, en cierta medida, los beneficios de incrementar la capacidad de una planta”
70% de las plantas CSP en fase de
construcción van a utilizar esta tecnología
98%de las plantas CSP actuales
funcionan con tecnología de colectores cilindro
parabólicos
20%de reducción en explotación
y mantenimiento = 5 % de reducción
en LCOE
28%la reducción de LCOE de una planta con almacenamiento
térmico comparada a una sin almacenamiento
La caja de torsión (torque box) ha sido el tipo de colector más utilizado en los últimos años
con más de 350 MW de capacidad instalada
37%la reducción en LCOE una vez que las instalaciones de CSP
alcancen los 15 GW
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1. RESUMEN EJECUTIVO
2. INTRODUCCIÓN
3. TECNOLOGÍA DE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS 3.1. Concepto y situación actual
3.2. Indicadores de rendimiento
3.2.1. Otras Renovables
3.3. Situación de la industria
4. DISEÑO DE LOS COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS 4.1. Componentes de un colector cilindro parabólico
4.2. Tipos de colectores cilindro parabólicos
4.2.1. Caja de torsión (Torque-Box)
4.2.2. Tubo de torsión (Torque-Tube)
4.2.3. Estructura tridimensional
4.3. Comparativa de los distintos tipos de colectores
4.4. Modelos disponibles de colectores solares
4.4.1. Colectores LUZ
4.4.2. EuroTrough
4.4.3. SENER Trough
4.4.4. SGX-1 y SGX-2
4.4.5. Solel 6
4.4.6. Otros colectores
5. COSTES DE LAS PLANTAS DE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS 5.1. Modelo de costes
5.1.1. Planta referencia.
5.1.2. Datos meteorológicos
5.1.3. Parámetros de financiación
5.1.4. Parámetros económicos
5.1.5. Rendimiento anual
5.1.6. Limitaciones
5.1.7. Producción de electricidad
5.2. Resultados del estudio de la planta de referencia
5.3. Estudio de sensibilidad
5.3.1. Potencia de la planta
5.3.2. Influencia del uso de un sistema almacenamiento
térmico
5.3.3. Influencia de la ubicación de la planta
5.3.4. Precio de los componentes
5.3.5. Parámetros de rendimiento
5.3.6. Influencia del sistema de refrigeración
5.3.7. Comparativa entre distintas energías renovables y
convencionales
5.3.8. Coste total durante la vida útil de la planta
5.3.9. Inversión inicial
5.3.10. Costes de operación y mantenimiento de la planta
5.3.11. Externalidades
5.3.12. Valor residual
6. PERSPECTIVA DE COSTES
6.1. Predicción del LCOE
6.2. Factores que gobiernan el LCOE
6.2.1. Economías de escala
6.2.2. Precio de las materias primas
6.2.3. Desarrollo e investigación
6.3. Factores que influyen en el desarrollo de plantas CCP
6.3.1. Precio de los combustibles fósiles
6.3.2. Regulación e incentivos
6.3.3. Imposición de un precio a las emisiones de CO2
6.3.4. Otras aplicaciones de los colectores cilindro
parabólicos
7. CONCLUSIONES
8. BIBLIOGRAFÍA
LISTA DE FIGURASFigura 1 – Esquema de una planta de colectores cilindro
parabólicos
Figura 2. Ventajas e inconvenientes de la tecnología de
colectores cilindro parabólicos
Figura 3 – Irradiación directa en kWh/m2/dia (World
Resources Institute 2010b)
Figura 4. Potencia total instalada de plantas CCP (MW)
Figura 5. Potencia total en fase de construcción de plantas
CCP (MW)
Figura 6. Potencia proyectada por país para tecnologías de
concentración solar
Figura 7 – Torque-Box (Fernández-García et al. 2010)
Figura 8 – Representación tridimensional de un colector
Torque-Box usando CAD
Figura 9 - Torque-Tube (Fernández-García et al. 2010)
Figura 10 - Potencia instalada por tipo de colector
Figura 11 - SKAL-ET (Flagsol)
Figura 12 – Colector SenerTrough a la derecha de la imagen
(SENER)
D
de un SenerTrough mediante software CAD (Castañeda et
al. 2006)
Figura 14 - SGX -2 en la planta Nevada Solar One (Solargenix
Acciona)
Figura 15 – Colector Gossamer Space Frame
Figura 16 – Instalación del Heliotrough en la planta SEGS V
(Flagsol)
Figura 17 – Esquema en 3D del HelioTrough mediante
software CAD
Figura 18 - Albiasa Trough (Albiasa Solar)
Figure 19 – Lazo de prueba ENEA (Archimedes Solar, 2010)
Figura 20 - SkyTrough (SkyFuel)
Figura 21 – Colector Alcoa
Figure 22 – Metodología para calcular el LCOE (Pitz-Paal et
al. 2007)
Figura 23 - Diagrama de flujo energético de la planta de
referencia sin SAT
Figura 24 - Diagrama de flujo energético de la planta de
referencia con SAT
Figura 25 - Influencia del SAT en el LCOE
Figura 26 - Desglose del LCOE
Figura 27 - Evolución del LCOE con el tamaño de la planta
Figura 28 - Influencia del SAT en el LCOE
Figura 29 - Influencia de la ubicación de la planta
Figura 30 - Influencia del recurso solar
Figura 31 - cambio relativo en el LCOE por influencia
individual de cada categoría
Figura 32 - cambio relativo en el LCOE por influencia
individual de los componentes
Figura 33 - cambio relativo en el LCOE asociado a cambio en
ciertos parámetros
Figura 34 - cambio relativo en el LCOE con el rendimiento del
bloque de potencia y los consumos parásitos
Figura 35 - Influencia del tipo de refrigeración en el LCOE
Figura 36 - comparativa del LCOE para distintas fuentes de
energía
Figura 37 - Coste total durante la vida útil
Figura 38 - Desglose de la inversión inicial para la planta de
referencia con SAT
Figura 39 - Desglose de la inversión inicial para la planta de
referencia sin SAT
Figura 40 - Coste de operación y mantenimiento (planta de
referencia sin SAT)
Figura 41 - Coste de operación y mantenimiento (planta de
referencia sin SAT)
Figura 42 - Perspectivas de reducción de costes
Figura 43 - Curvas de aprendizaje de energía termosolar y
fotovoltaica
Figura 44 - Evolución de la inversión inicial para plantas
termosolares y fotovoltaicas
Figura 45 - Perspectivas del aluminio
Figura 46 - evolución estimada del precio del petróleo
(Hutzler et al. 2010)
LISTA DE TABLASTabla 1 – Necesidades de terreno para distintas Fuentes
energéticas (Apt et al. 2008)
Tabla 2 – Consumo de agua para distintas tecnologías de
producción eléctrica
Tabla 3 – Parámetros de rendimiento característicos de una
planta CCP
Tabla 4 – Visión global de las energías renovables
Tabla 5 - Collector Type Overview
Tabla 6 –Resumen de las características de los distintos
modelos de colectores
Tabla 7 – Definición de la planta de referencia
Tabla 8 – Principales parámetros de la planta de referencia
Tabla 9 – Hipótesis de financiación
Tabla 10 – Producción anual
Tabla 11 – Resultados de rendimiento anual
Tabla 12 – Consumos parásitos
Tabla 13 – Influencia de las mejoras técnicas en el LCOE
Tabla 14 – Resumen de los costes anuales de operación y
mantenimiento para la planta de referencia
Tabla 15 – Perspectivas de reducción del LCOE
Tabla 16 – Tecnologías termosolares de desalinización
Tabla 17 – Plantas CCP en funcionamiento
Tabla 18 –Plantas CCP en fase avanzada de construcción
Tabla 19 – Desglose de costes para la planta de referencia
sin SAT
Tabla 20. Desglose de costes para la planta de referencia
con SAT
índice
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Páginas: 87
Fecha de publicación:
febrero de 2011
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