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Planta Termosolar CCP Capítulo 1: Memoria

Ingeniería Química | ETSI Sevilla Jose Manuel Tapia Jurado Página | 15

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0.1 Título del proyecto

Planta Termosolar CCP.

0.2 Emplazamiento

La localización de la central se situará en las cercanías de Utrera, Sevilla. Las coordenadas de la

instalación son:

- Latitud: 37,190

- Longitud: -5,662

0.3 Peticionario

La Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla, a través del Departamento de Ingeniería de la

Construcción y Proyectos de Ingeniería, encarga al alumno que suscribe, la redacción del presente Proyecto

Fin de Carrera, en el cual se realiza el diseño de una Planta Termosolar de Colectores Cilindro-Parabólicos.

0.4 Autor del proyecto

Jose Manuel Tapia Jurado, con DNI 26973255M, estudiante de Ingeniería Química, especialidad

Industrial.

Tutor: Manuel Rubio Cobos Autor: Jose Manuel Tapia Jurado

Sevilla a 10 de Julio de 2013.



Índice capítulo 1: Memoria

2 Objeto y alcance

3 Antecedentes

3.1 Evolución histórica

3.2 Antecedentes en el desarrollo de concentradores de canal parabólico

3.2 Aspectos generales

3.2.1 Introducción y Justificación del uso de la energía termosolar

3.2.2 Energía termosolar

3.2.3 Energía termoeléctrica

3.2.3.1 Disco Stirling

3.2.3.2 Tecnología de torre

3.2.3.3 Reflectores lineales Fresnel

3.2.3.4 Tecnología cilindro-parabólica

3.2.4 Tecnología cilindro parabólica en la actualidad

3.2.5 Desarrollo de centrales termosolares en España

4 Normas y referencias

4.1 Marco regulatorio español para el sector termoeléctrico

4.2 Disposiciones legales y normas aplicables

4.2.1 Legislación Europea

4.2.2 Legislación Española

4.2.3 Legislación Andaluza

4.3 Bibliografía

4.4 Páginas web

4.5 Programas y herramientas de diseño

5 Definiciones y abreviaturas

6 Requisitos de diseño

6.1 Tecnología de la planta

6.2 Potencia nominal

6.3 Horas equivalentes de trabajo

6.4 Tarifa

6.5 Valor de mercado

7 Análisis de soluciones

8 Resultados finales

8.1 Campo Solar

8.1.1 Reflector cilíndrico parabólico

8.1.2 Tubo absorbedor

8.1.3 Estructura del colector

8.1.4 Sistema de seguimiento solar

8.2 Sistema de fluido térmico HTF

8.2.1 Tanque de expansión



8.2.2 Tanques de rebose

8.2.2.1 Sistema de recuperación

8.2.2.2 Sistema de merma

8.2.3 Tanque de almacenamiento auxiliar

8.2.4 Bombas del sistema de fluido térmico

8.3 Apoyo de combustible fósil. Caldera auxiliar

8.4 Sistema de almacenamiento

8.4.1 Sistema de intercambio

8.5 Sistema de conversión de potencia

8.5.1 Generador de vapor

8.5.2 Bombas de Agua de Alimentación

8.5.3 Turbina de vapor

8.5.4 Economizadores

8.5.5 Desgasificador

8.5.6 Condensador

8.5.7 Torre de refrigeración

8.5.8 Sistemas de dosificación química

9 Planificación



2 Objeto y alcance

El presente proyecto tiene por objeto realizar el diseño básico de una Planta Termosolar de

Colectores Cilindro-Parabólicos. La energía eléctrica producida se comercializará en el Mercado Eléctrico

Español, conforme a la legislación vigente.

La realización del proyecto abarcará diferentes aspectos:

- Los relacionados con el diseño de la planta solar: Situación de la planta, dimensionamiento del campo de

colectores, elección de las distintas tecnologías y componentes que conformarán la planta.

- Estudio de viabilidad de las tecnologías de almacenamiento e instalación de calderas auxiliares.

- Ingeniería básica de los principales elementos de la planta: Red de tuberías, intercambiadores de calor,

turbina, generador, bombas, condensadores, etc.

- Estudio económico y de rentabilidad del proyecto: Inversión necesaria, periodo de amortización y demás

análisis que justifiquen la elección de la planta.



3 Antecedentes

3.1 Evolución histórica

El calor del sol ha sido una fuente de energía habitualmente empleada por el hombre desde la

prehistoria. Acciones tan sencillas como secar la ropa al sol o calentarse con este son actividades que ya

implicaban un aprovechamiento térmico solar.

Pese a estos usos tan tempranos del sol, no fue hasta el siglo III A.C. cuando se empezaron a

emplear diversos elementos para intensificar y mejorar empleo del calor solar. Así griegos y romanos, en el

susodicho siglo, ya eran capaces de prender las antorchas de los rituales religiosos por medio de unos

recipientes en forma parabólica con el interior reflejante llamados Skaphia. El funcionamiento era sencillo,

sólo bastaba con exponerlo al sol para que la radiación se concentrara en su foco. En el momento en el que

se ponía una antorcha en el foco esta prendía en pocos segundos.

Un hecho fundamental en la historia de la energía solar térmica la protagonizó en naturalista suizo

Horace de Saussure en 1767, cuando inventó lo que él denominó “caja caliente”. Saussure era conocedor

del efecto invernadero que se produce en todo espacio cerrado que cuenta con una apertura acristalada por

donde entra la radiación solar y decidió potenciar el efecto para comprobar qué temperaturas se lograban

alcanzar. Para ello dispuso una caja pintada de negro, donde una cara estaba acristalada. Además, todas

las caras, excepto la acristalada, contaban con una capa de aislante que retenía el calor producido en su

interior. Con su caja caliente logró alcanzar temperaturas de hasta 109 ºC. Saussure había inventado el

primer colector solar, que posteriormente tendría una determinante repercusión en el desarrollo de la

energía solar térmica.

Ilustración 1 - Colector cilindro parabólico ideado por Mouchot, 1861

El siguiente paso en el desarrollo lo dio un ingeniero francés, Auguste Mouchot. Él no creía que el

carbón pudiera sostener en un futuro el vigoroso desarrollo industrial de la época, por lo que decidió

investigar las aplicaciones industriales de la energía solar, entendiendo que era más barata y abundante. En



1861 Mouchot ideó lo que sería el primer colector cilindro-parabólico. Este artilugio consistía en un depósito

negro recubierto de vidrio el cual era expuesto al sol. A su vez, un espejo cilindro-parabólico reflejaba la

radiación solar hacia el lado del cilindro no expuesto al sol.

Posteriormente, 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. Ericsson quedó sorprendido

por el rendimiento de su motor, pero tres años después, se templaron sus ánimos al darse cuenta que el

aparato concentrador era tan grande y caro que los motores activados por energía solar resultaban en la

práctica más costosos que sus análogos movidos por carbón.

Lamentablemente estos exitosos inventos no tuvieron ni el apoyo ni la continuidad necesaria debido

a que la extracción del carbón se perfeccionó y abarató. Con ello esta fuente de energía solar pasó a ser

considerada como cara y abandonada para fines industriales.

3.2 Antecedentes en el desarrollo de concentradores de canal parabólico

Tras los primeros intentos fallidos, pasarían bastantes años, hasta que se volviesen a ver avances

en el campo de la energía termosolar. En 1911 el inventor estadounidense Frank Shuman fundó la empresa

Sun Power Co. En ese mismo año, su empresa, fue la encargada de construir una planta solar de

concentración en Tacony, EEUU, la cual llegó a tener una potencia de 20 KW. Para incrementar la cantidad

de calor producida en los colectores, se sumaron una serie de espejos de vidrio a modo de reflectores, y se

añadió un mecanismo para ajustar el ángulo de los colectores para generar una exposición óptima al sol en

cada momento. Podía producir una potencia máxima de 32 caballos de fuerza y conectando una bomba,

podía elevar 12,000 litros de agua por minuto a 10 metros de altura.

Un año más tarde el gobierno egipcio contrató a la empresa de Shuman para construir una gran

planta solar de concentración en Maadi, a 25 km de El Cairo. Esta central estaba dotada de 5 artesas con

Ilustración 2 - Máquina de aire caliente de John Ericsson, década de 1870



espejos parabólicos dispuestos en estructuras semicirculares para seguir la trayectoria del sol. Cada artesa

tenía 60 metros de largo por 4 de ancho y se encontraban separadas 8 metros entre sí, con un área total de

apertura de 1200 m². A finales de 1913, y después de un intento fallido, la planta estaría preparada para su

inauguración. Se alcanzaron 55 caballos de potencia, captando el 40 % de la energía solar disponible, con

resultados muy superiores a los de la planta de Tacony. El vapor producido, servía para accionar las

máquinas de vapor de baja presión que producían el equivalente a 41,03 KW. A su vez estas maquinas

bombeaban el agua del Nilo a los campos de labranza, unos 22.000 litros por minuto. Esta planta puede ser

considerada la primera planta de canal parabólico de la historia.

Esta instalación de energía solar sería la antecesora de las actuales instalaciones solares en

California, de las que solo se diferencia por el hecho de generar directamente energía eléctrica. A pesar del

éxito de la planta, fue cerrada en 1915 debido a la primera guerra mundial. Durante la guerra fue destruida y

no fue reconstruida.

Durante la década de 1970 se retomó el verdadero interés en esta tecnología, ante el continuo

incremento de los precios de los hidrocarburos. En dicha época tanto el departamento de energía de los

Estados Unidos (DOE), así 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.

Durante esa misma época se llevaron a cabo numerosos estudios que son la base de los sistemas

de colectores que tenemos en la actualidad. En 1976 Michael Edenburn reportó un análisis de rendimiento

teórico de un CCP tomando en cuenta las diferentes posibles orientaciones del colector y lo comparó con

resultados experimentales. En su estudio incluyó un tubo envolvente transparente y aislado alrededor del

tubo absorbedor para disminuir las pérdidas térmicas. En el mismo año Norton Pierce presentó un trabajo

sobre la posibilidad de construir un colector solar eficiente y de bajo costo. Determinó que la precisión óptica

y los mecanismos de seguimiento del sol son los factores que aumentan el costo de la tecnología de CCP.

También determinó que si se lograra ubicar al tubo absorbedor en el punto focal de manera constante s

podría abaratar mucho más el seguimiento solar.

En 1981 se llevaron a cabo en la plataforma solar de Almería dos grandes proyectos destinados a

demostrar la viabilidad técnica de la energía solar concentrada como fuente de energía eléctrica. El

proyecto SSPS (Small Solar Power System), estaba auspiciado por la Agencia Internacional de la Energía

(IEA) con participación de nueve países (Alemania, Austria, Bélgica, España, Estados Unidos, Grecia, Italia,

Suecia y Suiza). El proyecto consistió en el diseño, construcción y ensayo de un sistema de torre central y

otro de colectores cilindro parabólicos de 500 kV de potencia cada uno. El Proyecto SSPS-DCS estaba

compuesto por tres campos de colectores cilindro-parabólicos que seguían al sol mediante uno ó dos ejes

de rotación, intentando que su superficie estuviese siempre perpendicular a los rayos solares.



3.2 Aspectos generales

3.2.1 Introducción y Justificación del uso de la energía termosolar

En los últimos años la demanda de energía eléctrica ha tenido un crecimiento espectacular en todo

el mundo. El desarrollo y progreso de las diversas economías mundiales conlleva el aumento continuado del

consumo de energía. Este aumento del consumo va asociado a un, también continuo, aumento de la

producción eléctrica.

Puesto que las fuentes de energía tradicionales son finitas, se teme que en un futuro la demanda de

energía no pueda ser cubierta con la producción energética existente, lo que conllevaría el colapso de todo

el sistema económico. El agotamiento paulatino de las energías tradicionales, unido al temor del colapso

energético, es lo que da pie al concepto llamado crisis energética. Este miedo trae consigo un intento

constante de mejorar la eficiencia energética, promover políticas de ahorro, además de descubrir y

desarrollar nuevos sistemas para la generación de energía.

Otro aspecto preocupante es la contaminación generada por las fuentes energéticas

convencionales. La consecuencia más sonada es el calentamiento global. Hay estudios que confirman que

el aumento del dióxido de carbono en la atmósfera es uno de los agentes causantes del cambio climático,

siendo la generación eléctrica la culpable del 41% de estas emisiones a la atmósfera. La tasa de

crecimiento experimentada por las emisiones durante los últimos diez años es la más importante de los

últimos cincuenta, atribuyéndose el 78% de este aumento a la explotación de los combustibles fósiles. Por

ello las fuentes de energías renovables vuelven a jugar un papel importante ya que reducen notablemente

los desechos producidos durante la generación energética. En comparación con una central térmica actual

de carbón, una central termosolar ahorra cada año 149.000 toneladas en emisiones de dióxido de carbono.

Este continuo aumento de la demanda energética, junto con el agotamiento de los recursos

existentes y los problemas de contaminación, lleva a las energías renovables a ocupar un lugar cada vez

más destacado en el panorama energético mundial.

3.2.2 Energía termosolar

La energía termosolar consiste en el aprovechamiento de la energía del Sol para producir calor, que

puede ser usado para el consumo doméstico, producción de energía mecánica o energía eléctrica. En esta

energía el elemento encargado de captar la energía térmica es el colector, que se clasifican en baja, media

y alta temperatura:

- Los colectores de baja temperatura generalmente son placas planas usadas para calentar agua.

- Los colectores de temperatura media suelen ser placas planas usadas para calentar agua o aire para usos

residenciales o comerciales.



- Los colectores de alta temperatura concentran la luz solar usando espejos o lentes y generalmente son

utilizados para la producción de energía eléctrica.

3.2.3 Energía termoeléctrica

La energía termoeléctrica consiste en la producción eléctrica por medio de colectores de alta

temperatura por la concentración de la radiación solar. En la actualidad existen 4 tipos principales de

centrales termosolares. Las de disco Stirling, las de torre, colectores cilindro parabólicos y reflectores

Fresnel. Los 4 tipos corresponden a colectores de alta temperatura.

Ilustración 3 - Esquema de las principales tecnologías de concentración

3.2.3.1 Disco Stirling

El sistema de disco Stirling se compone de un concentrador solar de alta reflectividad, un receptor

solar de cavidad y un motor Stirling, o una microturbina, que se acopla a un alternador. El funcionamiento

consiste en el calentamiento de un fluido localizado en el receptor hasta una temperatura entorno a los

750 ºC. Esta energía es utilizada para la generación de energía por el motor o la microturbina. Para su

óptimo funcionamiento, el sistema debe estar provisto de los mecanismos necesarios para poder realizar un

seguimiento de la posición del sol en dos ejes.



3.2.3.2 Tecnología de torre

Los sistemas de torre están formados por un campo de helióstatos o espejos móviles que se

orientan según la posición del sol. Reflejan y concentran la radiación solar hasta 600 veces sobre un

receptor que se sitúa en la parte superior de una torre. Este calor se transmite a un fluido con el objeto de

generar vapor que se expande en una turbina acoplada a un generador para la producción de electricidad.

El funcionamiento de la tecnología de torre se basa en tres elementos característicos: los

helióstatos, el receptor y la torre:

- Los helióstatos tienen la función de captar la radiación solar y dirigirla hacia al receptor. Están

compuestos por una superficie reflectante, una estructura que le sirve de soporte y mecanismos que

permiten orientarlo para ir siguiendo el movimiento del sol. Las superficies reflectantes más empleadas

actualmente son de espejos de vidrio.

- El receptor transfiere el calor recibido a un fluido de trabajo, que puede ser agua, sales fundidas, etc. Este

fluido se encarga de transmitir el calor al bloque de potencia para obtener vapor a alta temperatura y

producir electricidad mediante el movimiento de una turbina.

- La torre sirve de soporte al receptor. Debe situarse a cierta altura sobre el nivel de los helióstatos con el

fin de evitar, o al menos reducir, las sombras y los bloqueos.

3.2.3.3 Reflectores lineales Fresnel

Estas plantas se componen principalmente de espejos lineales orientables que concentran los rayos

reflejados sobre tubos absorbedores situados en la parte superior. Los reflectores lineales se disponen en

dirección Norte-Sur haciendo un seguimiento completo en un solo eje a lo largo del día.

Una gran ventaja de este tipo de sistemas es su gran nivel de compactación. Pueden disponerse los

módulos completos uno al lado del otro dado que no se harán sombra entre sí. Las estructuras soporte de

los espejos, al estar ancladas al suelo, son muy estables. También son muy sencillos y económicos los

sistemas de orientación de los espejos.

En estos sistemas la relación de concentración es bastante inferior a la alcanzable en otros

sistemas. La temperatura máxima del fluido de trabajo está por debajo de los 300 ºC con un rendimiento de

conversión en electricidad en torno al 10%. Por ello y teniendo en cuenta además la menor concentración y

la diferencia de temperatura de trabajo esta tecnología sólo será competitiva si sus costes de inversión son

notablemente inferiores a los de las centrales de canales parabólicos.



3.2.3.4 Tecnología cilindro-parabólica

La tecnología cilindro-parabólica es una tecnología limpia, madura y con un extenso historial que

demuestra estar preparada para la instalación a gran escala. Esta tecnología lleva siendo instalada a nivel

comercial desde los años 80 con un excepcional comportamiento. Desde entonces, ha experimentado

importantes mejoras a nivel de costes y rendimientos. La tecnología cilindro-parabólica es la tecnología de

concentración más desarrollada y se tratará ampliamente en el proyecto al ser la tecnología en la que se

base la planta.

La tecnología cilindro-parabólica basa su funcionamiento en el seguimiento solar y en la

concentración de los rayos solares en unos tubos receptores de alta eficiencia térmica, que se localizan en

la línea focal de los cilindros. En estos tubos, un fluido transmisor de calor, tal como aceite sintético, es

calentado hasta aproximadamente 400 ºC y bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor

para producir vapor sobrecalentado. El calor presente en este vapor, se convierte en energía mecánica en

una turbina de vapor convencional y posteriormente en energía eléctrica por medio de un generador.

Ilustración 4 - Esquema de funcionamiento de un colector cilindro parabólico

Debido a las características del sistema, es posible la incorporación de un sistema de

almacenamiento térmico para poder producir electricidad en horas donde la radiación solar sea insuficiente.

Además, la ley regula y permite el uso de un combustible de apoyo que aporta a la planta más flexibilidad y

una producción energética más continua y planificada.

La unidad básica de diseño en este tipo de planta son los colectores, que están compuestos por

varios elementos. Los principales partes del colector cilindro-parabólico son:



- El reflector cilindro-parabólico: La misión del receptor cilindro parabólico es reflejar y concentrar sobre el

tubo absorbente la radiación solar directa que incide sobre la superficie. La superficie especular se consigue

a través de películas de plata o aluminio depositadas sobre un soporte que le da la suficiente rigidez. En la

actualidad los medios soportes más utilizados son la chapa metálica, el vidrio y el plástico.

- El tubo absorbedor: El tubo absorbedor consta de dos tubos concéntricos separados por una capa de

vacío. El interior, por el que circula el fluido que se calienta, es metálico y el exterior de cristal. El fluido de

trabajo que circula por el tubo interior es diferente según la tecnología. Para temperaturas inferiores a

200 ºC se suele utilizar agua desmineralizada con etilenglicol, mientras que para temperaturas mayores se

utiliza aceite sintético. Las últimas tecnologías también permiten la generación directa de vapor y la

utilización de sales como fluido caloportante.

- El sistema de seguimiento del sol: El sistema seguidor más común consiste en un dispositivo que gira

los reflectores cilindro-parabólicos del colector alrededor de un eje.

- La estructura metálica: La misión de la estructura del colector es la de da rigidez al conjunto de

elementos que lo componen.

3.2.4 Tecnología cilindro parabólica en la actualidad

Los avances en los sistemas de concentración parabólica que se dieron de 1984 a 1991, son la

base de estas plantas en la actualidad. Durante ese período, la empresa Luz Internacional Ltd. desarrolló

una serie de plantas comerciales, que iban de 14 MW a 80 MW, creando un conjunto con una capacidad

total de generación de 354 MW de electricidad. Son las llamadas SEGS (Sistemas de generación solar-

eléctrica por sus siglas en inglés). Actualmente siguen en operación en el desierto de Mojave, al sur de

California. Fueron las primeras plantas donde se usó de manera industrial la tecnología cilindro-parabólica

para la producción eléctrica. Algunas de estas plantas se encuentran en funcionamiento desde 1985. La

última (SEGS IX) empezó a producir en 1991. La compañía original que gestionó dichas centrales se fue a

la bancarrota pero la que la sustituyó continuó la producción de electricidad.

Actualmente en este desierto hay 9 centrales SEGS que forman aún el mayor complejo solar del

planeta. Son centrales híbridas, esto es, que producen electricidad a partir de las energía solar y de

combustible fósil. Estaba previsto construir tres más, SEGS X, XI y XII, pero dicho proyecto se suspendió.

Los años posteriores se caracterizaron por un estancamiento, incluso recesión en este campo, a

nivel de creación industrial, aunque el estudio de la tecnología seguía en desarrollo. Uno de los últimos

avances en este tipo de tecnología, es el colector parabólico conocido como EuroTrough, tiene un gran

número de ventajas sobre la mayoría de los sistemas actuales en concentración solar de canal parabólico.



3.2.5 Desarrollo de centrales termosolares en España

Gracias a los factores favorables que se dan en España se ha desarrollado un mercado para las

centrales termosolares. En España, la electricidad generada mediante energía solar térmica está

actualmente bonificada con una prima por la aportación de energía eléctrica a la red, por lo que se han

incorporado un buen número de nuevos competidores al mercado termoeléctrico español.

Otra ventaja es que el operador del sistema español, Red Eléctrica, ha adaptado sus normas

clasificando las centrales solares térmicas como "productoras de energía previsible". Esto no solamente

permite a estas centrales un acceso privilegiado a la red de alta tensión, sino que suscita un aumento del

mix de energías renovables gracias a su efecto estabilizador.

Ilustración 5 - Plantas termosolares en España

En consecuencia, los proyectos siguen desarrollándose de forma sistemática en este país. El

objetivo buscado es desarrollar y realizar dichos proyectos junto con empresas españolas. Durante la fase

de construcción de cada una de las plantas de 50 MW se precisarán unos 500 trabajadores durante dos

años, lo que ha representado un empleo de 23.000 trabajadores durante los últimos dos años. Para su

posterior operación y mantenimiento se precisarán unos 50 empleados por planta de forma indefinida, es

decir cerca de 2.500 empleos indefinidos. Al fin y al cabo, en la fabricación de los componentes, actividades

de ingeniería y servicios necesarios para la construcción de estas plantas se han empleado el equivalente a

200.000 empleos/año directos y otros tantos indirectos. De dicha cifra de empleo, la mitad

aproximadamente corresponderá a suministros españoles.

En total, el mapa de España cuenta con unas 60 plantas distribuidas en once provincias. Una vez

finalicen su construcción para este año y entren a red, la potencia instalada en España ascenderá a unos



2.500 MW. La inversión realizada por las empresas para la puesta en funcionamiento de estas centrales

asciende a los 15.000 millones de euros.



4 Normas y referencias

4.1 Marco regulatorio español para el sector termoeléctrico

La normativa en España, tras la puesta en marcha de las primeras leyes que reglaban la producción

eléctrica de origen renovable, ha sufrido varios cambios que han condicionado el aumento en el número de

proyectos para éste tipo de energía. Aunque esta tendencia existente hasta ahora probablemente se

detenga tras los anuncios por parte del gobierno que afecta a la regulación de este sector.

De entre todas las tecnologías del Régimen Especial de Producción de Electricidad, la termosolar

fue la última en recibir apoyos que permitieran su desarrollo. La Ley 54/1997 estableció la posibilidad de

primar a las tecnologías renovables de generación eléctrica, sin embargo en la Ley de Acompañamiento de

los Presupuestos generales del Estado de dicho año se limitó exclusivamente a la fotovoltaica. Fueron

necesarios más de tres años hasta que pudo aprobarse una enmienda que permitiese también los apoyos a

la termosolar. Se perdió, por tanto la posibilidad del R.D 2818/1998 y en el posterior R.D. 1432/2002 aunque

ya se incluyó una prima para esta tecnología, fue claramente insuficiente para animar a las empresas a

presentar proyectos.

No fue hasta el R.D 436/2004 cuando se estableció un nivel de apoyos que permitió un tímido

despegue de la actividad termosolar en España, teniendo como horizonte de aplicación alcanzar una

potencia total instalada de 200 MW. En este real decreto se definía como objetivo dotar de un marco

regulatorio estable que permita abordar inversiones con un largo plazo de amortización.

Tres años después se publicó el R.D. 661/2007 en el que se modificaron algunos aspectos

operativos y se definieron unos niveles de primas ligeramente superiores, esto motivó un mayor interés por

parte de las empresas para promover proyectos termosolares. El objetivo de potencia termosolar que

contemplaba este real decreto era llegar a los 500 MW. Para estimular el objetivo se recogían unos primas

para los primeros 25 años de operación con un 20% de reducción a partir de entonces. El real decreto

también permitió el uso de combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido transmisor de

calor y compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La

generación eléctrica a partir de dicho combustible debía ser inferior, en cómputo anual, al 12 % de la

producción total de electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo con la opción de tarifa

regulada y un 15 % si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción prima de referencia.

A día de hoy estas tarifas siguen vigentes, tan solo has sido actualizadas de acuerdo a la inflación

de estos años:

- Opción “Tarifa Fija”: 29,0916 c€/kWh

- Opción “Mercado”: pool + 27,4312 c€/kWh



En la tarifa fija, se cede la electricidad al sistema, a través de la red de transporte o distribución,

percibiendo por ella una tarifa regulada única para todos los períodos de programación, expresada en

céntimos de euro por kilovatio hora. La opción mercado posibilita vender la electricidad en el mercado de

producción de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte

en el mercado organizado complementado por una prima en céntimos de euro por kilovatio hora.

Ante el temor de que se produjera un boom termosolar parecido al de la fotovoltaica, el Ministerio de

Industria, Comercio y Turismo publicó el 7 de mayo de 2009 el Real Decreto Ley 6/2009, creando el llamado

Registro de Preasignación de Retribución, que limitaría la posibilidad de acogerse a este régimen

económico exclusivamente a los proyectos que a dicha fecha cumpliesen los requisitos de disponer de

todos los permisos (autorización administrativa, licencia de obras, conexión a red, derecho de uso de agua),

demostrasen que habían comprometido la compra del 50% de los equipos y que disponían al menos del

50% de la financiación necesaria, además de aportar un aval que perderían si no se llegaba a construir el

proyecto una vez registrado. Tras la evaluación del gobierno, los proyectos que cumplían los requisitos

totalizando 2.423 MW en cerca de 60 plantas. El derecho para la entrada en operación se otorgó en 4 fases

teniendo los últimos proyectos que esperar al principio de 2013 para poder ser conectados a red.

Finalmente, el 23 de Noviembre 2010 se publicó en el BOE el Real Decreto 1565/2010, por el que

se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en

régimen especial. Este real decreto fue bien acogido por el sector de la energía solar termoeléctrica ya que

se avanza en la simplificación administrativa, agilizando los procedimientos mediante la utilización de

medios electrónicos en la medida de lo posible. Además, se introduce una disposición para instalaciones

solares termoeléctricas de carácter experimental e innovador, para promocionar la I+D+i como pieza

fundamental para conseguir el objetivo de reducción de costes. Sin embargo, el real decreto dejaba sin

definir algunos detalles del nuevo régimen económico para las tecnologías eólica y solar termoeléctrica que

se subsanó con la publicación de un nuevo real decreto el 7 de diciembre de ese mismo año, el Real

Decreto 1614/2010, en el que se marcaba una limitación del número de horas equivalentes de

funcionamiento con derecho a prima de las instalaciones.

4.2 Disposiciones legales y normas aplicables

4.2.1 Legislación Europea

- Decisión de la Comisión de 11 de noviembre de 2003 por la que se establece el Grupo de organismos

reguladores europeos de la electricidad y el gas.

- Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de junio de sobre normas comunes

para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE.

- Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 27 de septiembre de 2001 relativa a la

promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la



electricidad.

- Comisión Europea: Comunicación de la Comisión Energía para el Futuro: Fuentes de Energía Renovables.

Libro Blanco para una Estrategia y un Plan de Acción Comunitarios.

4.2.2 Legislación Española

- Real Decreto 1565/2010, de 23 de Noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos

relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

- Real Decreto 6/2009, de 7 de Mayo, creando el llamado Registro de Preasignación de Retribución, que

limitaría la posibilidad de acogerse a este régimen económico exclusivamente a los proyectos que a dicha

fecha cumpliesen una serie de requisitos.

- Resolución de 29 de mayo de 2008, del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, por el que

se establecen las bases reguladoras para la convocatoria 2008 del programa de de ayudas IDAE a la

financiación de proyectos estratégicos de inversión en ahorro y eficiencia energética dentro del Plan de

Acción 2008-2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4).

- Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial.

- Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, por la que se establece la regulación de la garantía del origen de la

electricidad procedente de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia.

- Norma UNE 157001:2002. “Criterios Generales para la elaboración de proyectos”.

- Real Decreto Legislativo 1/2001, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Aguas.

- Norma UNE-EN ISO 9001:2000. “Sistemas de gestión de calidad. Requisitos”.

- Real Decreto 773/1997 de 30 de mayo de 1997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud

relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

- Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio de 1997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la

utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

- Ley 31/95 de 8 de Noviembre sobre Prevención de Riesgos Laborales.

- Real Decreto 833/1988, de 20 de julio, por el que se aprueba, el Reglamento para la ejecución de la Ley



20/1986, Básica de Residuos Tóxicos y Peligrosos.

4.2.3 Legislación Andaluza

- Ley 34/2007 de calidad del aire y protección de la atmósfera.

- Ley 7/2007, de 9 de julio, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental. Plan Andaluz de Sostenibilidad

Energética 2007-2013.

- Ley 2/2007, de 27 de marzo, de fomento de las energías renovables y ahorro energético de Andalucía.

- Instrucciones 1/2007, conjunta de la Dirección General de Urbanismo y de la Dirección General de

Industria, Energía y Minas, en relación con los informes a emitir por la Consejería de Obras Públicas y

Transporte sobre la implantación de actuaciones de producción de energía eléctrica mediante fuentes

energéticas renovables previsto en el artículo 12 de la Ley 2/2007.

- Instrucción de 9 octubre 2006, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, que define los

documentos necesarios para la tramitación de las correspondientes autorizaciones o registros ante la

Administración Andaluza en materia de Industria y Energía.

- Decreto 297/1995, de 19 de diciembre, que aprueba el Reglamento de Calificación Ambiental de

Andalucía.

4.3 Bibliografía

CRESPO MENCÍA, D. Diseño de una Central Solar Termoeléctrica de 50 MW con 4 horas de

Almacenamiento con Tecnología de Canales Parabólicos. Universidad Carlos III, Madrid (Octubre 2010).

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México D.F. (1998)

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KEARNEY, D.; KELLY B.; CABLE, R.; POTROVITZA N.; HERRMANN, U.; NAVA, P.; MAHONEY, J.;

PACHECO, D; PRICE, H. Assesment os a Molten Salt Heat Treansfer Fluid in a Parabolic Trough Solar

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LOH, H,P. Process Equipment Cost Estimation. DOE/NETL-2002/1169 (Enero 2002).

MONTES PITA, María José. Análisis y propuestas de sistemas solares de alta exergía que emplean agua

como fluido calorífero (2008).

MONTES, M. J.; ABÁNADES, A; MARTINEZ-VAL, J.M.; VALDÉS, M. Solar multiple optimization for a solar-only thermal power plant, using oil as heat transfer fluid in the parabolic trough collectors. UNED-UPM (2009).

OLLERO DE CASTRO, Pedro. Análisis Económico de Procesos Químicos. (Enero 2006).

ONTIVEROS, Jesús F. Operaciones Unitarias II. Dimensionamiento de Equipos de Transferencia de Calor.

ORTEGA MORENO, José Manuel. Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar en el Sur de España.

Universitat Rovira I Virgili.

PUROHIT, G.P. Estimating costs of shell and tubes heat exchangers. Fluor Corp.,Chemical Engineering

(Agosto 1983).

RIVERO FUENTES, José Luis. Estudio de Viabilidad Técnico-económica de una Central Termosolar.

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SERRANO GARCÍA, Daniel. Cálculo, Diseño y Análisis de una Central Termosolar de Colectores Cilindrico

parabólicos Operando con Sales Fundidas. Universidad Carlos III (2012)

TURCHI, C. Parabolic Trough Reference Plant for Cost Modeling with the Solar Advisor Model (SAM).

NREL/TP-550-47605 (July 2010)



VALIENTE BARDERAS, Antonio. Operaciones Agua-Aire. UNAF. México D.F. (2010).

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4.4 Páginas web

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Proyecto: Comparación económica de la integración de tecnologías de desalación en una central termosolar

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Torres de enfriamiento [Web en línea]. <http://torresdeenfriamiento.blogspot.com.es/>

VisorSigPac - Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente [Web en línea].

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http://sigpac.mapa.es/fega/visor/



4.5 Programas y herramientas de diseño

Adobe Photoshop CS3

AutoCAD 2013

EES: Engineering equation solver

Engi H2O v1.3

Microsoft Excel 2010

Microsoft Word 2010

Termograf v5.7



5 Definiciones y abreviaturas

A AC: Corriente alterna.

Altura solar: Es el ángulo entre la horizontal y la dirección de la radiación directa. Es el ángulo

complementario del ángulo cenital.

AT: Alta tensión.

Azimut solar: Es el ángulo entre la proyección sobre un plano horizontal de la radiación directa y el

meridiano local.

B BAI: Beneficios antes de impuestos.

BDI: Beneficios después de impuestos.

Beneficio: Es el excedente de los ingresos sobre los costes disponible para su distribución entre los

propietarios de la empresa.

BT: Baja tensión.

BOP: Balance de planta. Conjunto de subsistemas de la planta.

C CCP: Colectores cilindro parabólicos.

Cenit: Es la vertical desde un punto cualquiera de la Tierra al corte con la hipotética trayectoria de la

esfera solar.

Cermet: Material compuesto por componentes metálicos y cerámicos diseñado para combinar la

resistencia a altas temperaturas y abrasión de los cerámicos con la maleabilidad de los metales.

D DC: Corriente continua.

DCS: Sistema de control distribuido. Sistema que permite la operación y la supervisión de toda la

instalación desde sus consolas de operación.

DSC: Direct steam generation. Sistema en fase experimental, que usaría vapor en lugar de aceite o

sales fundidas como medio caloportador del campo solar.



E EE: Energía eléctrica.

Eficiencia: Relación que existe entre los productos y los costos de los mismos. Implica minimizar

costos o maximizar la producción.

EERR: Energías Renovables.

EPI: Equipos de Protección Individual.

F FV: Fotovoltaica.

G GIS: Gas insulated switchgear, es el tipo más usual de subestación blindada que usa como fluido

aislante hexafluoruro de azufre.

GN: Gas natural, usado como combustible en la caldera de apoyo.

GW: Giga watio. Unidad de potencia; equivale a un millón de Kilowatios

GWh: Giga watio Hora. Unidad de energía; equivale a un millón de Kilowatios/hora

H HTF: Heat transfer fluid, fluido caloportador del campo solar, para éste proyecto será aceite

Therminol VP-1.

I IDEA: Instituto para la diversificación y ahorro de la Energía.

IPC: Índice de precios de consumo.

K KNOW-HOW: Conocimiento técnico u organizativo basado en la experiencia, con elevado valor

comercial, sobre cómo realizar un determinada actividad.

kW: Kilo watio. Unidad de potencia eléctrica

kWh: Kilo watio hora. Unidad de energía eléctrica

L LEC: Levelized energy cost, también llamado LCOE. Medida para evaluar la rentabilidad de las

plantas generadoras de electricidad.

M MENA: Región que comprende los países del Medio Este y Norte de África.



MT: Media tensión.

MW: Mega watio. Unidad de potencia; equivale a 1000 Kilowatios

MWh: Mega watio hora. Unidad de energía; equivale a 1000 Kilowatios/hora

O OMEL: Compañía operadora del mercado eléctrico. Sociedad mercantil responsable de la gestión

económica del sistema

Outsourcing: Proceso económico en el que una empresa subcontrata a una empresa externa para

realizar determinadas tareas.

P PGMAO: Programa de gestión de mantenimiento asistido por ordenador.

PLC: Controlador lógico programable en sus siglas en inglés.

PTA: Planta de tratamiento de agua.

PVD: Physical Vapour Deposition. Deposición física a partir de la fase vapor: esta técnica esta

basada en la formación de un vapor del material que se pretende depositar como recubrimiento.

Para ello, el material en forma de sólido es sometido bien sea a un proceso de calentamiento hasta

la evaporación o bien se pulveriza mediante un bombardeo intenso con partículas cargadas en

forma de iones, sputtering.

R RD: Real Decreto.

REE: Red Eléctrica Española.

Régimen especial: Producción de energía eléctrica realizada en instalaciones cuya potencia

instalada no supera los 50 MW, a partir de cogeneración u otras formas de producción de

electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimiento

energético, o en grupos donde se utilicen como fuente de energía primaria alguna de las energías

renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, o residuos no renovables o

procedentes de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o

inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. La producción en régimen

especial está acogida a un régimen económico singular.

Régimen ordinario: Producción de energía eléctrica procedente de todas aquellas instalaciones no

acogidas al régimen especial.



RDI: Radiación solar directa, se trata de la luz del sol que no es desviada por las nubes, el humo o

el polvo en suspensión existente en la atmósfera y que llega a la superficie terrestre en forma de

rayos paralelos para poder ser concentrados.

S SCA: Solar collector Assembly. Colector solar.

SIGPAC: Aplicación de Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente que permite

identificar geográficamente las parcelas declaradas por los agricultores y ganaderos.

STE: Solar termo eléctrica.

Subestación AIS: Subestación de alta tensión asilada al aire.

T TES: Thermal storage system. Sistema de almacenamiento térmico, en éste proyecto mediante

sales fundidas.

Tiempo Solar: Es el tiempo basado en el movimiento angular aparente del Sol a través del cielo,

tomando como mediodía solar el instante en el que el Sol cruza el meridiano del observador.

TIR: Tasa interna de retorno.

U UE: Unión Europea.

V Valor añadido: Diferencia entre el valor del producto de una empresa y el coste de sus inputs. Es

igual a la suma de las retribuciones satisfechas a todos los proveedores de los factores de

producción. De esta forma; Valor añadido = Ingresos por ventas de productos (output) menos los

Costes de los inputs = Salarios + Ingresos + Alquileres + Honorarios por licencias + Impuestos +

Dividendos + Beneficios retenidos

VAN: Valor Actual Neto.

X XLPE: Polietileno Reticulado



6 Requisitos de diseño

6.1 Tecnología de la planta

La tecnología utilizada para la elaboración del proyecto será la de concentradores cilindro-

parabólicos.

6.2 Potencia nominal

El tamaño de la planta va a venir condicionado por la legislación actual, donde se marca un techo de

50 MW para proyectos de concentración solar, por encima del cual, no se aplicarán las tarifas del régimen

especial. Sin estas tarifas especiales, en estos momentos, sería muy difícil el desarrollo comercial de este

tipo de centrales. De esta manera, se consigue que sea una tecnología competitiva y se promoviendo su

desarrollo a fin de estimular el abaratamiento del proceso de construcción. Con este límite de 50MW

también se buscaba que varias plantas de distintas compañías fueran las que llenasen el cupo máximo de

energía eléctrica proveniente de la termosolar, para así lograr promover la innovación y competitividad en el

sector. Por lo tanto la planta de concentración solar de colectores cilindro parabólicos se dimensionará para

un tamaño de 50 MW.

6.3 Horas equivalentes de trabajo

Con la publicación del Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, se regulan y modifican

determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías

solar termoeléctrica y eólica. En una de estas modificaciones queda establecido el número máximo de horas

equivalente de producción eléctrica según el tipo de planta y capacidad de almacenamiento.

Tabla 1 – Horas máximas anuales de trabajo para las diversas tecnologías

6.4 Tarifa

La publicación del R.D. 436/2004 (BOE 27 de marzo de 2004) marca el inicio de la irrupción en el

mercado eléctrico de los productores propietarios de plantas termosolares. Este R.D. obliga al titular de la

instalación, si está por debajo de los 50 MW instalado, a elegir entre dos sistemas de venta de la energía



eléctrica producida. Puede optar por venderla a una empresa distribuidora de energía eléctrica, percibiendo

por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única para todos los períodos de programación; o puede

optar por vender la energía eléctrica producida directamente en el mercado diario, percibiendo en este caso

el precio que resulte en el mercado, más un incentivo por participar en él.

La tarifa elegida para el proyecto corresponde a tarifa fija regulada, para evitar la incertidumbre del

mercado a la hora de realizar el estudio de viabilidad.

6.5 Valor de mercado

Los ingresos que se producen en una central termosolar son los derivados de la venta de energía.

Esta actividad tiene un régimen diferente al de la venta de energías tradicionales, encuadradas en el

llamado régimen ordinario. Esto se debe a la necesidad de incentivarlas con la meta de alcanzar un objetivo

de crecimiento para toda una región. Así pues, las energías renovables se acogen al denominado régimen

especial recogido en el R.D. 661/2007. Actualizadas las tarifas de acuerdo con el incremento de la inflación

queda un precio de venta de 29,0916 c€/kWh.



7 Análisis de soluciones

Para la elección de cada una de las distintas tecnologías y componentes que van a formar parte de

la planta, se ha realizado un ejercicio de análisis que ha tratado los diversos aspectos que juegan un papel

importante a la hora de la elección. Rendimientos, viabilidad económica, normativas, fiabilidad y usos

comprobados en otras plantas termosolares han sido los pilares de las decisiones. Bajo estos criterios han

sido objeto de estudio:

- La potencia nominal de generación de la planta, donde la normativa vigente ha sido de especial

importancia para tener acceso a las bonificaciones a las que optan las plantas termosolares.

- La inclusión de un sistema de almacenamiento en la planta. Se ha comprobado tanto su viabilidad técnica

como económica.

- La instalación de una caldera de apoyo fósil. Al igual que en caso del sistema de almacenamiento, se ha

comprobado su viabilidad técnica y económica.

- La distribución de los lazos de colectores a lo largo de la superficie del terreno. Según la superficie de

captación, será mejor una distribución u otra.

- El Número de colectores que forman cada lazo. Dependiendo del salto térmico que busquemos y las

pérdidas de carga generadas, nos convendrá un número de colectores u otros.

- El tipo de tecnologías utilizadas para cada uno de los siguientes elementos:

- Reflector.

- Fluido calorífico.

- Sistema de almacenamiento.

- Tipo de subestación.

- La elección entre las opciones ofertadas por los diversos fabricantes:

- Modelo de tubo absorbedor.

- Estructura del colector.

- Elección del aceite térmico.

- Selección de las sales a utilizar para el almacenamiento.



8 Resultados finales

La Planta objeto del proyecto consta de los siguientes sectores:

- Campo Solar

- Sistema de fluido de transferencia de calor.

- Sistema de apoyo auxiliar.

- Sistema de almacenamiento.

- Sistema de conversión de potencia

- Sistema eléctrico.

- Sistemas de control

- Sistemas de aguas.

8.1 Campo Solar

El sistema solar de la central está compuesto por el campo de colectores, el sistema de aceite

térmico y los distintos subsistemas que hacen posible el funcionamiento del grupo. Aquí se transforma la

radiación solar directa en calor sensible que capta el aceite térmico.

El campo de colectores es un sistema modular formado por lazos de CCP conectados en paralelo.

Todo el conjunto se conecta mediante un sistema de tuberías aisladas por las que circula aceite térmico. El

aceite térmico frío es bombeado por el sistema de potencia hacia el campo solar, donde se distribuye por las

filas de colectores calentándose, para después volver al generador de vapor del ciclo de potencia.

Ilustración 6 - Partes y funcionamiento de un colector cilindro parabólico



La distribución del campo de colectores dependerá de las especificaciones de diseño. El número de

filas conectadas en paralelo será tanto mayor cuanto mayor sea la energía que se quiera captar, mientras

que el número de colectores conectados en serie dentro de cada fila será función del salto de temperatura

que se quiera y de la velocidad del fluido de trabajo que se busque.

Los colectores constan de una estructura metálica donde se montan una serie de espejos sobre los

que incide la radiación solar que es proyectada hacia el tubo absorbente colocado en la línea focal de la

parábola, por donde fluye el aceite térmico. Estos colectores además disponen de un sistema de

movimiento y un controlador local que hace que siga al sol en todo momento.

A continuación pasamos a realizar una descripción más detallada de los elementos principales de

un colector cilindro parabólico:

8.1.1 Reflector cilíndrico parabólico

La misión del reflector cilindro parabólico es reflejar la radiación solar que incide sobre él y

proyectarla de forma concentrada sobre el tubo absorbedor situado en la línea focal del reflector. Para llevar

a cabo la reflexión se utilizan películas de plata o de aluminio asentadas sobre un soporte que le

proporciona la rigidez necesaria.

8.1.2 Tubo absorbedor

El tubo absorbedor es el encargado de convertir la radiación solar concentrada, en la energía

térmica que transportará el fluido calorífero. Se encuentra ubicado en la línea focal del colector cilindro

parabólico, sujeto a la estructura mediante unos brazos soporte. Consiste en un tubo que a su vez se

compone de dos tubos concéntricos, uno interior metálico por el que circula el fluido calorífero y otro exterior

de cristal. El tubo metálico lleva un recubrimiento selectivo que le proporciona una elevada absortividad en

el rango de la radiación solar y una baja emisividad en el espectro infrarrojo, lo que le proporciona un

elevado rendimiento térmico.

El recubrimiento selectivo empleado es un compuesto de cermet, que es una mezcla de

compuestos metálicos y cerámicos. Concéntrico a este se encuentra el tubo de cristal que rodea al tubo

interior metálico, este tiene una doble misión: proteger el recubrimiento selectivo (ya que el cermet se

degrada a altas temperaturas en contacto con el aire) y en segundo lugar, reducir las pérdidas térmicas por

convección en el tubo absorbedor. Este tubo suele llevar un tratamiento antireflexivo por las dos caras para

aumentar su transmisividad y por consiguiente el rendimiento óptico.



Ilustración 7 - Tubo absorbedor con un alto grado de suciedad

La unión de ambos tubos se hace mediante soldadura vidrio-metal a un fuelle metálico que va

soldado por su otro extremo al tubo metálico interior. A su vez, el fuelle metálico sirve para compensar la

diferente dilatación térmica de los tubos de vidrio y metal a las temperaturas de trabajo. Para asegurar el

vacío en el espacio anular, lo habitual es adherir al tubo metálico unas piezas pequeñas, denominadas

getters, cuya misión es absorber las escasas moléculas que puedan penetrar con el paso del tiempo en

dicho espacio.

8.1.3 Estructura del colector

Cuando se habla del tipo de colector se hace referencia en todo momento a la estructura del mismo,

lo que ocurre es que se le atribuye el nombre de colector de forma genérica al conjunto de todas las partes.

La estructura del colector está diseñada para proporcionar la rigidez necesaria a los elementos que lo

componen, se podría decir que es el esqueleto del sistema. Las funciones que realiza el colector son:

- Soportar los espejos y los tubos absorbedores, manteniéndolos alineados óptimamente.

- Resistir fuerzas externas, como las del viento.

- Permitir que el colector gire, por lo que los espejos y los tubos absorbedores pueden llevar a cabo el

necesario seguimiento solar.

- Actuar de interfase con la cimentación del colector.

8.1.4 Sistema de seguimiento solar

Para que el colector concentre sobre el tubo absorbedor la radiación solar, debe estar enfocado

durante el día, hacia la posición del Sol. Dicho seguimiento precisa de un sistema que oriente el campo de

espejos acorde al movimiento solar. El sistema de seguimiento más común consiste en un mecanismo

hidráulico donde una bomba eléctrica alimenta dos pistones hidráulicos, que son los que giran la estructura



a lo largo del eje de seguimiento. Un solo mecanismo debe ser capaz de mover simultáneamente los

módulos conectados en serie que conforman un colector, en nuestro caso 12 módulos.

Ilustración 8 - Sistema hidráulico de seguimiento solar

8.2 Sistema de fluido térmico HTF

El sistema de fluido térmico es un circuito cerrado de tuberías, depósito de expansión y válvulas, por

donde circula el fluido térmico. El objeto del sistema es transferir la energía térmica captada en el campo

solar al bloque de potencia, para producir electricidad, y al sistema de almacenamiento, para hacer un uso

posterior de la energía

El circuito está formado por gran cantidad de tubos absorbente a través de los cuales circula el

fluido térmico, que a medida que recorre el campo solar se va calentando. Una vez calentado el fluido,

transfiere su energía (directa o indirectamente) a la turbina o a un sistema de almacenamiento en caso de

que haya excedente.

A continuación se detallan las distintas partes que componen el sistema del HTF:

8.2.1 Tanque de expansión

El tanque de expansión se trata de un tanque a presión que se sitúa en el punto más elevado de la

instalación y que cumple una doble función:



- Absorber las variaciones de volumen producidas por las variaciones de temperatura del fluido térmico.

- Presurizar el sistema a una presión de 11,5 bares mediante la introducción de nitrógeno. Esta

presurización busca dos cosas: mantener el Therminol a una presión superior a su presión de vaporización

y evitar la degradación de este por el contacto con el aire.

Al igual que el resto de los tanques y equipos de la instalación, el tanque de expansión está

calorifugado en su totalidad, con objeto de evitar la pérdida de calor a través de sus paredes y proteger a los

operarios frente a las quemaduras producidas por un contacto accidental.

8.2.2 Tanques de rebose

Son dos tanques a presión situados a nivel del suelo que recogen el fluido térmico que rebosa del

tanque de expansión y el fluido térmico limpio procedente del sistema de regeneración, a estos dos

sistemas se les conoce como sistemas de merma y de recuperación.

Los tanques de rebose están presurizados a 11,5 bar gracias también a la inyección de nitrógeno.

Aparte de contener los reboses del tanque de expansión y el fluido térmico limpio procedente del sistema de

regeneración de la planta, los tanques de rebose junto con el tanque de almacenamiento auxiliar, forman el

sistema colector principal. Este sistema colector principal almacena y es capaz de contener la totalidad del

fluido térmico existente en la instalación.

Ilustración 9 - Tanque de expansión (arriba) y tanques de rebose



8.2.2.1 Sistema de recuperación

El sistema de recuperación, junto con el sistema de merma, constituye parte del sistema de

regeneración de fluido térmico de la instalación. El sistema de recuperación está formado por un total de

dos tanques a presión, con la principal función de eliminar del fluido térmico los vapores de alto punto de

ebullición producidos por la degradación de aceite, antes de que se supere la solubilidad máxima de los

mismos y empiecen a precipitar en el sistema. Ambos tanques están situados en la cota cero de la

instalación. Tras esto el vapor resultante pasará al sistema de merma por medio de un aerorefrigerador.

8.2.2.2 Sistema de merma

El sistema de merma está formado por un total de tres tanques a presión, que recogen los vapores

de bajo punto de ebullición del aceite con objeto de controlar su pureza. Para ello, condensa los vapores

procedentes del venteo del nitrógeno a la atmósfera junto a los del sistema de recuperación.

Al primer tanque llegarán los vapores procedentes del sistema de recuperación que condensan tras

pasar por un aerorefrigerador. Una vez allí se dirigen a un segundo tanque, al igual que los vapores de bajo

punto de ebullición, que junto al nitrógeno son venteados tras pasa a través de un aerocondensador.

Posteriormente el contenido del segundo tanque se dirige al tanque de drenajes para ser recogidos y

tratados. Una vez limpio el aceite, se introducirá de nuevo en el circuito del fluido térmico por uno de los

tanques de rebose.

8.2.3 Tanque de almacenamiento auxiliar

El tanque de almacenamiento auxiliar forma junto con los tanques de rebose el sistema colector

principal de la instalación. Será usado durante el proceso de llenado de la instalación.

El tanque auxiliar está dotado de dos resistencias eléctricas de inmersión, que proporcionan la

potencia necesaria para mantener el fluido térmico a unos 50 ºC en su interior y así evitar la congelación del

HTF en días fríos. Está fabricado en acero y, al igual que los demás, presurizado con nitrógeno.

8.2.4 Bombas del sistema de fluido térmico

Dadas las grandes dimensiones del campo solar constará de dos sectores de bombeo. Una bomba

independiente para cada sector, junto a una auxiliar que aportará redundancia al sistema en caso de

mantenimiento o reparación. Estas bombas serán de tipo centrífugo de eje horizontal monobloc, fabricadas

en acero inoxidable a fin de evitar efectos corrosivos por las condiciones de trabajo.

La función de las bombas principales es bombear el fluido térmico a través del circuito de fluido

térmico, desde el tanque de expansión pasando por el campo solar y el sistema de generación de vapor o



sistema de almacenamiento; adaptando en cada momento el caudal a las necesidades puntuales de la

instalación. Para ello cada bomba estará dotada de un variador de frecuencia para poder modificar el caudal

bombeado.

La presión a la entrada de la bomba deberá ser suficiente para asegurar que no se produzcan

fenómenos de cavitación, ni a la entrada ni en el interior de la bomba.

8.3 Apoyo de combustible fósil. Caldera auxiliar

Se va a estudiar para la planta la instalación de una caldera auxiliar de apoyo que trabaje en

paralelo al campo solar y se encargue de calentar el fluido caloportador mediante la combustión de gas

natural con un intercambio directo gas natural-aceite térmico. La cantidad de combustible fósil que se use

vendrá marcada por la normativa legal vigente.

El gas natural se proveería por el transporte hasta la planta por medio de camiones de gas natural

licuado. Al llegar a la central pasará a la estación de regulación y medida para acondicionar el gas. Allí un

proceso de filtros eliminará la humedad y posibles impurezas que contenga, antes de someterlo a una

compresión controlada a través de bombas y tuberías para llevarlo a la presión necesaria.

8.4 Sistema de almacenamiento

Del mismo modo, se va a estudiar la conveniencia de instalar un sistema de almacenamiento. Los

sistemas de almacenamiento permiten a las centrales termosolares proveer de energía al sistema de

potencia una vez se ha puesto el Sol o durante momentos en los que la meteorología no sea la idónea.

Estos sistemas transforman la energía excedente del campo de colectores en energía útil que podrá

utilizarse a posteriori.

8.4.1 Sistema de intercambio

El tren de intercambio es un conjunto de intercambiadores dispuestos en serie que se encarga de

realizar el intercambio térmico entre el aceite y las sales fundidas. El paso por los intercambiadores se hará

siempre que la sal se traslade de un tanque a otro. El número de intercambiadores en serie dependerá de la

temperatura de aproximación entre el aceite térmico y las sales, en nuestro caso se usarían 6

intercambiadores de carcasa y tubo.

El manejo de las sales fundidas se lleva a cabo con dos bombas verticales de tornillo. Cada bomba

se encuentra sumergida en un tanque y se encargan de llevar del tanque frío al caliente, y viceversa, la sal

fundida.

En el proceso de intercambio, el aceite circula por los tubos, mientras que las sales circulan por la



carcasa. Es fundamental que las tuberías lleven un traceado eléctrico para evitar la congelación de las

sales, manteniendo una temperatura que se monitoriza por encima de un valor de consigna. Además el tren

de intercambio estaría provisto de un sistema de drenajes, en el que un recipiente inferior recoge el

contenido de sal en las tuberías e intercambiadores. Al igual que los demás elementos, también contaría

con traceado eléctrico para evitar la solidificación de estas. El sistema de drenaje estaría provisto de una

bomba para devolver el contenido al tanque de sales frías. Al igual que todo el conjunto (intercambiadores,

tanques principales, tanque y sistema de drenaje) se encontraría debidamente aislado.

8.5 Sistema de conversión de potencia

El ciclo de potencia usado será de tipo Rankine regenerativo con recalentamiento y una potencia

nominal neta de 50 MW. Las condiciones de entrada del vapor a la turbina están influenciadas por la

temperatura máxima de trabajo del aceite térmico, que tienen un límite máximo de algo inferior de 400 ºC.

Este límite de temperatura es necesario respetarlo ya que superarlo degradaría el aceite.

La función principal del ciclo es generar electricidad. Para ello se debe producir vapor y llevarlo a las

condiciones idóneas de presión y temperatura necesarias para mover la turbina; esta a su vez moverá un

generador que es donde se produce la electricidad. La característica principal de este tipo de ciclos en

comparación con ciclos basados en otros combustibles, es la baja temperatura de entrada del vapor vivo a

la turbina, haciendo que este tipo de plantas tengan unas características atípicas respecto a otros sistemas.

La entrada del vapor a la turbina será de 370ºC y 90 bar.

Ilustración 10- Diagrama simplificado del funcionamiento de una planta termosolar CCP



El ciclo de Rankine elegido tiene un total de 6 extracciones intermedias, 2 en el cuerpo de alta

presión y 4 en el de baja presión. Las extracciones son necesarias ya que el grado de precalentamiento que

se consigue con estas hace aumentar el rendimiento del ciclo.

8.5.1 Generador de vapor

El generador de vapor es un tren de intercambiadores conectados en serie cuyo objetivo es producir

vapor de agua y llevarlo a las condiciones de entrada de la turbina. El fluido caliente encargado de transferir

la energía es aceite térmico a una temperatura de 392ºC, tras el intercambio térmico volverá al depósito de

expansión con una temperatura de 292ºC. La presión de trabajo del generador de vapor es de 90 bar, que

será la presión de entrada del vapor a la turbina al módulo de alta presión.

El tren de generación de vapor se compone de un precalentador, un evaporador y un

sobrecalentador:

- Precalentador: Corresponde al primer paso del tren de generación de vapor. En este intercambiador el

agua se calienta hasta la temperatura próxima a la evaporación para quedar como líquido saturado. El

intercambiador será un modelo convencional carcasa-tubo de tipo BEM. El aceite térmico irá por la carcasa,

mientras que el agua lo hará por el haz de tubos.

- Evaporador: Será un intercambiador aceite-agua tipo kettle, a él llegará el líquido saturado procedente del

precalentador, que saldrá como vapor saturado hacia el sobrecalentador. Por los tubos, que se encuentran

inundados por el agua, transcurre el aceite térmico. El vapor producido se extraerá por la parte superior de

la carcasa.

Nos hemos decantado por un evaporador tipo kettle y no por otro modelo, tras comprobar el buen

desempeño llevado en plantas como Gemasolar, Torresol Valle 1 y 2 o la central de Olivenza.

- Sobrecalentador: Es el último intercambiador del generador de vapor, a él llega el vapor saturado y será

sobrecalentado hasta la temperatura de entrada al módulo de alta presión de la turbina. Al igual que el

precalentador será un modelo convencional carcasa-tubo tipo BEM.

Una vez salga el vapor del módulo de la turbina de alta presión, una parte de este se dirigirá al

módulo de baja presión. Para su reentrada en la turbina, habrá que llevarlo a unas determinadas

condiciones de presión y temperatura. La presión corresponderá a la existente a la salida del módulo de

alta, en cambio la temperatura habrá que volver a llevarla a los 370ºC. Para esta tarea se dispone del

recalentador. El recalentador lo componen una serie de intercambiadores aceite-vapor tipo BEM en serie,

en los que se utilizará parte del aceite proveniente del campo solar para calentar el vapor. Al igual que en el

tren de evaporación, el aceite pasará de los 392 ºC a los 292 ºC. Aquí la presión de trabajo, aunque menor,

también será considerable. Posteriormente se dirigirán al tanque de expansión.



Hay que prestar especial atención en el material de producción de ambos trenes de

intercambiadores, ya que deben ser capaces de resistir la corrosión por parte del aceite térmico a alta

temperatura. Una pequeña contaminación del agua con el aceite, podría generar severos daños en la

turbina. Es por ello que todos estarán fabricados en acero inoxidable.

8.5.2 Bombas de Agua de Alimentación

En el sistema habrá dos bombas que impulsarán el agua en el ciclo. Una primera que se encuentra

a la salida del condensador y una segunda que está tras el desaireador.

Las bombas son las encargadas, durante el proceso de producción eléctrica, de proporcionar al

agua la presión necesaria. El salto de presión de la primera bomba ronda los 8 bar, mientras que el

incremento de presión en la segunda los 82 bar. En ambos casos se usarán bombas de tipo centrífugo con

una bomba auxiliar que proporcione redundancia al sistema en caso de fallo, ya que parar el ciclo es

sinónimo de parar la planta.

8.5.3 Turbina de vapor

La turbina de vapor es el elemento principal del bloque de potencia. Es la parte encargada de

transformar la energía existente en el vapor en movimiento rotativo, que se transmitirá al alternador por

medio del rotor. Las turbinas, a nivel general, son máquinas con una tecnología madura, bien conocida y

experimentada, con una robustez adquirida con el paso del tiempo que le confiere una vida útil larga,

siempre y cuando se respeten las normas de mantenimiento. Cabe destacar que más del 70 % de la

energía eléctrica generada en el mundo se produce diariamente con turbina de vapor.

Existen varias marcas que fabrican turbinas para aplicaciones termoeléctricas. Las turbinas que se

utilizaron en las primeras plantas SEGS de California eran de la empresa Mitsubishi Heavy Industries. Otra

marca líder en el mercado mundial es Siemens. Gran parte de las plantas creadas en los últimos tiempos

confían en ella. Proyectos en España como los de Andasol, Ibersol, Extrasol Helios, Manchasol, etc., la han

venido usando con buenos resultados. Por tanto, la turbina empleada será del fabricante Siemens.

El modelo elegido es el SST-700, una turbina de dos carcasas formada por dos módulos, uno de

alta presión con reductor y otro de baja presión al que se llega previo recalentamiento. Está dotada de siete

tomas distribuidas a lo largo de ambos bloques de alta y baja presión para extraer vapor y precalentar el

agua de alimentación del generador de vapor. Su utilización está muy extendida en aplicaciones de ciclo

combinado y centrales termosolares.

La SST-700 es una turbina axial multietapa con una potencia máxima de salida de 130 MW. Posee

una carga mínima baja y está especialmente diseñada para la pausa nocturna y arranque rápido por la

mañana.



Los elementos principales que conforman la turbina son:

- Rotor, es la parte móvil de la turbina.

- Estator, parte fija que cubre el rotor y sirve de armazón y sustentación de la turbina.

- Álabes, son los elementos de la turbina donde tiene lugar la expansión del vapor. Son de dos tipos. Fijos y

móviles.

- Los álabes fijos van acoplados al estator y sirven para dar la dirección correcta al vapor y que éste empuje

los álabes fijos que van ensamblados en el rotor.

- Diafragmas, son los discos que van dispuestos en el interior de la carcasa perpendicularmente al eje y que

llevan en su periferia los álabes fijos.

- Cojinetes, soportan los esfuerzos y el peso del eje de la turbina.

- Sistemas de estanqueidad, son los sistemas de cierre situados a ambos extremos del eje de la turbina que

evitan que escape el vapor de la turbina.

En la turbina se realizan diferentes extracciones de vapor, que son la base de los ciclos

termodinámicos regenerativos. Este vapor se utiliza en una serie de condensadores, llamados

economizadores, para precalentar el agua:

8.5.4 Economizadores

Los economizadores, también llamados precalentadores, son intercambiadores carcasa-tubos tipo

BJM donde las extracciones de vapor procedentes de la turbina se condensan y ceden su energía al agua

del ciclo antes de llegar al generador de vapor. Esta es la base de los ciclos regenerativos y con ella se

logra aumentar sensiblemente el rendimiento del ciclo.

8.5.5 Desgasificador

El desgasificador o desaireador es un intercambiador abierto cuya función es la eliminación del

oxígeno y otros gases disueltos en el agua, que no ha sido posible eliminar en el condensador,

incrementando así la eficiencia del generador de vapor.

8.5.6 Condensador

El condensador está situado a la salida de la turbina de vapor y se une a esta a través de la junta de

expansión. Su función es la de llevar al estado líquido el vapor que sale de la última etapa de la turbina de

baja presión, así como la de eliminar gases incondensables y nocivos, como puede ser el oxígeno.

Para la condensación se emplea agua a una temperatura menor que la de saturación. Los gases

condensables son el 99% del total, para la eliminación de los gases que no lo sean se emplean bombas de

vacío. Este es un sistema de eliminación de aire que consiste en dos unidades idénticas; cada una



compuesta de una bomba de vacío, un enfriador y un tanque de separación de agua.

8.5.7 Torre de refrigeración

La refrigeración del condensador se hace por medio de una torre de refrigeración de tiro inducido de

manera que la temperatura del agua de refrigeración esté controlada mediante la ventilación de la torre. En

este tipo de configuración el aire de los ventiladores será contrario a la situación del agua, generando una

presión negativa sobre esta.

La torre de refrigeración, o torre de enfriamiento, es el elemento encargado de devolver el agua

empleada para la condensación a sus condiciones de temperatura inicial. Debido a la gran cantidad de agua

que es necesaria tratar y a la alta temperatura húmeda de la zona, la torre resultante será de grandes

dimensiones. La torre contará con un determinado número de ventiladores y dos bombas para mover el

caudal del agua, una de ellas auxiliar.

8.5.8 Sistemas de dosificación química

Consiste en un sistema de dosificación de amoniaco y carbohidracida en las descargas de la bomba

de condensado, caldera y turbina para mantener el PH y el contenido de oxígeno en el condensado dentro

de los límites de diseño y niveles establecidos por los fabricantes. Otro sistema dosificará inhibidor de

corrosión al agua desmineralizada del circuito de refrigeración para evitar la corrosión.



9 Planificación

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