ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA...

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE SEVILLA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ENERGÉTICA

GRUPO DE TERMOTECNIA

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL

SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA

PLANTA TERMOSOLAR DE

COLECTORES

CILINDROPARABÓLICOS

Proyecto Fin de Carrera

Autora: Selene Molina Blanco

Tutor: Francisco Javier Pino Lucena Sevilla, Julio 2014

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN EN UNA PLANTA

TERMOSOLAR DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS 2014

1

A mi familia, por no dudar de mi

capacidad.



2

Índice

1. Introducción ......................................................................................................................7

1.1. Cambio en el sector energético. .........................................................................7

1.2. Situación de las energías renovables en España. .............................................9

1.3. Energía solar. .......................................................................................................... 11

1.4. Tecnologías de aplicación de la energía solar. ............................................. 15

2. Centrales de colectores cilindro parabólicos ......................................................... 20

2.1. El campo solar ....................................................................................................... 23

2.1.1. Cimentación y estructura ........................................................................... 23

2.1.2. Colector cilíndrico-parabólico ................................................................... 25

2.1.3. Tubo receptor ................................................................................................ 26

2.1.4. Sistema de transferencia térmica ............................................................. 28

2.1.5. Sistema de seguimiento .............................................................................. 30

2.2. Sistema de almacenamiento ............................................................................. 32

2.3. Bloque de potencia ............................................................................................. 34

2.3.1. Generador de vapor ................................................................................... 35

2.3.2. Turbina de vapor ........................................................................................... 37

2.3.3. Condensador ................................................................................................ 38

2.3.4. Torre de refrigeración ................................................................................... 39

2.3.5. Precalentadores ............................................................................................ 40

2.3.6. Desaireador ................................................................................................... 40

2.3.7. Bombas del ciclo .......................................................................................... 41

2.4. Sistemas auxiliares ................................................................................................. 42

2.4.1. Sistema de protección contra incendios ................................................ 42

2.4.2. Sistemas de ventilación y aire acondicionado ...................................... 42

2.4.3. Sistema de aire comprimido ...................................................................... 43

2.4.4. Sistema de alumbrado ................................................................................ 43

2.4.5. Sistemas eléctricos ........................................................................................ 44

2.4.6. Sistema de suministro y tratamiento de agua ........................................ 44

2.4.7. Sistema de tratamiento de efluentes ....................................................... 45

2.4.8. Limpieza de espejos ..................................................................................... 45

2.4.9. Estación meteorológica .............................................................................. 45

3. Descripción y uso de Thermoflex. ............................................................................... 46

3.1. Iniciar una simulación: preferencias.................................................................. 46



3

3.2. Interfaz gráfica. ..................................................................................................... 47

3.3. Descripción de Modos de Simulación. ............................................................. 48

3.3.1. Modo Edit Drawing. ...................................................................................... 48

3.3.2. Modo Thermodynamic Design. .................................................................. 49

3.3.3. Modo Engineering Design. .......................................................................... 49

3.3.4. Modo Off-Design........................................................................................... 50

3.3.5. Modo Mixed. .................................................................................................. 50

3.3.6. Modo Defined Performance. ..................................................................... 50

3.4. Metodología. ......................................................................................................... 51

3.5. Herramientas del programa. .............................................................................. 52

3.5.1. Custom efficiency. Energy acounting ...................................................... 52

3.5.2. Control loops .................................................................................................. 52

3.5.3. Searcher.......................................................................................................... 53

3.5.4. Excel Link ......................................................................................................... 53

4. Análisis de sensibilidad del campo solar de una central CCP con Thermoflex 54

4.1. Campo solar........................................................................................................... 55

4.1.1. Campo solar .................................................................................................. 56

4.1.2. Bombas de HTF .............................................................................................. 59

4.2. Generador de vapor ............................................................................................ 62

4.3. Turbina ..................................................................................................................... 66

4.4. Sistema de condensación .................................................................................. 69

4.4.1. Condensador ................................................................................................ 70

4.4.2. Torre de refrigeración ................................................................................... 71

4.4.3. Bomba de condensado .............................................................................. 72

4.5. Tren de precalentamiento .................................................................................. 72

4.5.1. Precalentadores ............................................................................................ 73

4.5.2. Desgasificador ............................................................................................... 75

4.6. Planta completa ................................................................................................... 76

4.7. Análisis de sensibilidad ......................................................................................... 81

4.7.1. Influencia de la localización ...................................................................... 82

4.7.2. Influencia del día del año ........................................................................... 83

4.7.3. Influencia de la hora del día ...................................................................... 84

4.7.4. Influencia de la temperatura ambiente y la humedad relativa ........ 85

4.7.5. Influencia del fluido térmico ....................................................................... 86



4

4.7.6. Influencia de la transmisividad de la atmósfera. ................................... 87

4.7.7. Influencia de las dimensiones del tubo receptor ................................... 89

4.7.8. Influencia de la orientación del campo solar ........................................ 90

5. Resumen y conclusiones .............................................................................................. 92

6. Bibliografía ...................................................................................................................... 94



5

Listado de figuras

Figura 1.1 Evolución de las temperaturas en Sevilla .........................................................7

Figura 1.2 Desarrollo y previsión del consumo de petróleo a nivel mundial ................8

Figura 1.3 Consumo de petróleo por zonas ........................................................................8

Figura 1.4 Estructura de generación eléctrica 2012 ..........................................................9

Figura 1.5 Evolución del consumo de energías renovables ......................................... 10

Figura 1.6 Escenario del PER 2011-2020. Consumo de energía primaria.................... 10

Figura 1.7 Escenario del PER 2011-2020. Evolución de la capacidad eléctrica

instalada .......................................................................................................................................... 11

Figura 1.8. Componentes de la radiación solar .............................................................. 12

Figura 1.9 Posición del sol respecto a una superficie ..................................................... 13

Figura 1.10 Mapa mundial de radiación global ............................................................. 13

Figura 1.11 Mapa de España de radiación global......................................................... 14

Figura 1.12 Célula fotovoltaica ........................................................................................... 15

Figura 1.13. Elementos de un colector solar plano ......................................................... 16

Figura 1.14 Colector cilindro parabólico. ......................................................................... 17

Figura 1.15 Colector lineal Fresnel. ..................................................................................... 18

Figura 1.16. Planta de torre central .................................................................................... 18

Figura 1.17 Disco parabólico con motor Stirling. ............................................................. 19

Figura 2.1 Esquema típico de una central termosolar ................................................... 21

Figura 2.2 Cimentaciones de colectores cilíndrico-parabólicos ................................. 23

Figura 2.3 Análisis de esfuerzos del colector SENERtrough ............................................. 24

Figura 2.4 Reflectores solares montados en un colector cilíndrico-parabólico ........ 25

Figura 2.5 Disposición de las capas en los espejos ......................................................... 26

Figura 2.6 Esquema de construcción de la superficie parabólica .............................. 26

Figura 2.7 Disposición de las capas de un tubo receptor ............................................. 27

Figura 2.8 Esquema de un tubo receptor ......................................................................... 28

Figura 2.9 Distribución de los colectores sobre el terreno ............................................. 30

Figura 2.10 Sistemas de seguimiento solar de un solo eje (izq.: Este-Oeste, dcha.:

Norte-Sur) ......................................................................................................................................... 31

Figura 2.11 Esquema del sistema de almacenamiento en sales ................................. 33

Figura 2.12 Esquema de un ciclo de vapor ..................................................................... 34

Figura 2.13 Interior de un intercambiador de carcasa y tubos ................................... 35

Figura 2.14. Evaporadores tipo Kettle y tipo coil. ............................................................ 36



6

Figura 2.15 Ciclo de Rankine regenerativo. ..................................................................... 38

Figura 2.16 Esquema de un condensador ....................................................................... 39

Figura 2.17 Esquema del interior de un precalentador ................................................. 40

Figura 2.18 Estructura de un desgasificador .................................................................... 41

Figura 3.1 Pantalla inicial de Thermoflex ........................................................................... 47

Figura 3.2 Ventana Control Loops ...................................................................................... 53

Figura 4.1 Campo solar. ED Main Inputs ........................................................................... 57

Figura 4.2 Campo solar. ED Irradiance.............................................................................. 58

Figura 4.3 Plano campo solar .............................................................................................. 59

Figura 4.4 Bomba de HTF. TD ............................................................................................... 60

Figura 4.5 Bomba de HTF. ED ............................................................................................... 61

Figura 4.6 Bomba de HTF. Curvas de funcionamiento. ................................................. 61

Figura 4.7 Campo solar ........................................................................................................ 62

Figura 4.8 Esquema del Generador de Vapor ................................................................ 64

Figura 4.9 Evaporador. TD .................................................................................................... 65

Figura 4.10 Diagrama TQ Evaporador ............................................................................... 66

Figura 4.11 Esquema de la Turbina .................................................................................... 67

Figura 4.12 ST Assembly ........................................................................................................ 68

Figura 4.13 Generador eléctrico ........................................................................................ 69

Figura 4.14 Condensador TD ............................................................................................... 70

Figura 4.15 Torre de refrigeración TD ................................................................................. 71

Figura 4.16 Sistema de condensación .............................................................................. 72

Figura 4.17 Bomba de condensado .................................................................................. 72

Figura 4.18 Tren de precalentamiento .............................................................................. 73

Figura 4.19 Precalentador de agua de alimentación TD ............................................. 74

Figura 4.20 Desgasificador TD ............................................................................................. 75

Figura 4.21 Diagrama TQ Precalentador 3 ....................................................................... 76

Figura 4.22 Definición de la eficiencia del ciclo ............................................................. 77

Figura 4.23 Esquema colector............................................................................................. 79

Figura 4.24 Planta completa ............................................................................................... 80

Figura 4.25 Clear sky CF ........................................................................................................ 88



7

1. Introducción

1.1. Cambio en el sector energético.

Desde unas décadas a esta parte, el sector energético se ha visto involucrado en

una profunda evolución propiciada por diversos factores. La preocupación por el

medio ambiente, el paulatino agotamiento de los combustibles fósiles y el aumento de

la demanda energética, entre otros, han hecho que la sociedad actual innove y

busque soluciones.

Son muchas las teorías sobre la existencia de un calentamiento global propiciado

por los gases fruto de la quema de combustibles fósiles. Si bien está comprobado que

la temperatura terrestre ha ido fluctuando por causas naturales a lo largo de los siglos,

en los últimos 50 años los registros demuestran que la temperatura mundial promedio

ha aumentado al ritmo más rápido de la historia, lo cual concuerda con el uso

excesivo que se le ha dado a estos combustibles en los últimos dos siglos.

Figura 1.1 Evolución de las temperaturas en Sevilla

No se debe olvidar que estos gases no sólo aumentan el efecto invernadero, sino

que son también perjudiciales para la salud de los seres humanos y los animales,

causan “boinas” de contaminación en las grandes ciudades, lluvia ácida que

degrada cultivos y edificios…

Otro de los motivos por los que se empezaron a estudiar alternativas es la

problemática de los combustibles fósiles en sí mismos. Desde principios del siglo XX,

con la expansión comercial de los automóviles, se disparó la demanda de petróleo.

Entonces las reservas parecían ilimitadas, por lo que se produjo y consumió de manera

insostenible. Este alto consumo se ha traducido en una reducción de las reservas, el

aumento del precio del barril del petróleo, la necesidad de estudiar formas alternativas

de generar energía, el desarrollo de tecnologías cada vez más agresivas para

aumentar la extracción…

La Figura 1.2 Figura 1.2 Desarrollo y previsión del consumo de petróleo a nivel

mundialmuestra la evolución de la producción de petróleo y derivados desde

principios del siglo XX y su posible evolución a lo largo del siglo XXI. Se aprecia una gran



8

pendiente de crecimiento entre los años 50 y 70; y se augura un pico de producción

entre 2010 y 2020, con la consecuente disminución de las reservas a nivel mundial.

Figura 1.2 Desarrollo y previsión del consumo de petróleo a nivel mundial

Sumado a los dos últimos factores está el alto crecimiento de la población

mundial en el último siglo. La tendencia durante este período ha sido de

desplazamiento a las ciudades, con el consiguiente aumento de la demanda

energética. En los últimos años el crecimiento de la economía de los países

desarrollados se ha visto frenado pero, a la vez, las llamadas economías emergentes

han seguido creciendo, en especial China e India. Esto sumado a que estos dos países

están precisamente entre los más poblados, hace que el consumo a nivel mundial siga

creciendo preocupantemente.

Figura 1.3 Consumo de petróleo por zonas

Por todos estos motivos, nos encontramos ante un profundo cambio de

mentalidad en el sector energético, donde las energías renovables ocupan un lugar

cada vez más grande y necesario.



9

Existen muchas tecnologías alternativas con un gran potencial de crecimiento si

se invierte en ellas. Cada vez son más las leyes y protocolos que fomentan acciones

como el uso de energías renovables, la mejora de la eficiencia de equipos, edificios e

infraestructuras y la reducción de emisiones de CO2 entre otras.

1.2. Situación de las energías renovables en España.

La producción eléctrica bruta anual en 2012 fue de 297.471 GWh, lo que supone

un ligero incremento del 1,22% respecto al año 2011. La contribución de las renovables

a la generación eléctrica global representó un 29,23%, porcentaje ligeramente inferior

al del pasado año. A pesar de ello, las energías renovables se consolidan como fuente

energética predominante en la generación eléctrica por tercer año consecutivo. La

Figura 1.4 muestra la distribución de la producción eléctrica entre las distintas

tecnologías de generación.

Figura 1.4 Estructura de generación eléctrica 2012

Se puede observar que la producción eólica prácticamente duplica a la

hidroeléctrica y, entre la dos, ocupan más del 80% de la producción de electricidad

con fuentes renovables. Respecto a 2011, se observa un aumento significativo de la

eólica, una importante reducción en la producción hidroeléctrica (26,6%) y un

aumento porcentualmente muy notable de la solar termoeléctrica, que ha duplicado

su producción. En su conjunto, las energías renovables distintas de la eólica e

hidráulica ganan peso específico en la estructura de producción con fuentes

renovables, pasando de menos de un 16% en 2011 a un 19,5% en 2012. Por su parte, la

capacidad de producción de biocarburantes (biodiesel y bioetanol) experimentó un

aumento del 4,3% entre 2011 y 2012.

Centrándonos ahora sólo en el sector de las energías renovables, en la Figura 1.5

puede verse la evolución del consumo de primario de energías renovables en el

período 1990-2012. Dentro de este consumo primario se incluyen también usos distintos

a la producción de electricidad, como pueden ser el transporte, la climatización o la

obtención de agua caliente sanitaria.



10

Figura 1.5 Evolución del consumo de energías renovables

* ktep: kilotonelada equivalente de petróleo (1tep = 11630 kWh)

En cuanto a las últimas medidas tomadas por el gobierno español dentro del

marco de la reforma energética, la más polémica quizás haya sido la aprobación del

Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procedió a la suspensión de los

procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos

económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de

cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.

El citado Real Decreto-Ley, justifica la suspensión, temporal, de estos incentivos

desde un punto de vista técnico (las energías renovables han superado con creces en

2010 los objetivos potenciales instalados previstos en el Plan de Energías Renovable

2005-2010 para la energía eólica, solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, y hay

margen para cumplir los objetivos de 2020) como desde un punto de vista económico

(reducir el desequilibrio entre los costes de producción y el valor de las primas,

disminuyendo el gasto público y el déficit tarifario).

Otra medida reciente es el Plan de Energías Renovables 2011-2020, en el cual se

establece como objetivo conseguir una cuota mínima del 20% de energía procedente

de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía, y una cuota mínima del

10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el

sector del transporte para el año 2020.

Figura 1.6 Escenario del PER 2011-2020. Consumo de energía primaria



11

Figura 1.7 Escenario del PER 2011-2020. Evolución de la capacidad eléctrica instalada

En la Figura 1.7 se muestran la previsión de la evolución del consumo de energía

primaria y de la capacidad eléctrica instalada, respectivamente, según fuentes

energéticas.

Como se deduce de ambas imágenes, el objetivo es reducir el aporte de carbón

y productos petrolíferos al total de la capacidad eléctrica española y aumentar el de

energías renovables e hidroeléctrica por bombeo. La nuclear y el gas natural ya

cumplen el marco legal, por lo que su aporte se mantendría constante.

1.3. Energía solar.

La radiación solar es una forma particular de radiación térmica con una

distribución también particular de longitudes de onda. Posee una elevada calidad

termodinámica al ser el resultado de procesos que tienen lugar en la superficie del Sol

a altas temperaturas.

A efectos prácticos, desde la Tierra, el Sol puede ser considerado como un foco

térmico a 5777 K que nos hacer llegar 1367 W/m2 en forma de radiación

electromagnética. Si se extrapola este valor, denominado normalmente constante

solar, se obtiene que la superficie de la Tierra en su totalidad recibe del Sol una energía

de aproximadamente 1,74x1017 W.

Componentes de la radiación solar:

Al atravesar la atmósfera, la radiación solar es transmitida, absorbida e incluso

reflejada por el efecto del vapor de agua, las nubes, el ozono y los aerosoles que

existen en las distintas capas de la atmosfera, fenómeno que se conoce como

scattering.



12

Figura 1.8. Componentes de la radiación solar

De estas complejas interacciones de la atmosfera terrestre con la radiación solar

resultan las componentes que se definen a continuación:

Radiación Solar Directa: es la radiación solar que recibe la Tierra sin sufrir

ninguna dispersión atmosférica.

Radiación Solar Difusa: es la radiación solar que llega a la superficie de la

Tierra después de ser reflejada. No tiene una dirección privilegiada y se

debe a la interacción de los distintos factores atmosféricos anteriormente

citados (nubes, partículas de polvo, vapor de agua, moléculas de CO2,

oxigeno, ozono, etc.). Algunos autores descomponen la radiación difusa a

su vez, en la suma de radiación difusa isotrópica, circunsolar y de horizonte.

Radiación Solar Reflejada (de albedo): es la radiación solar que procede

de la reflexión de la superficie terrestre (suelos, edificios, etc.).

Radiación Solar Global: es la suma de la radiación solar directa y la

radiación solar difusa. Algunos autores añaden como un tercer sumando, la

radiación reflejada o albedo. Otros incorporan el valor de esta a la

definición de radiación difusa. Depende fundamentalmente de si lo que se

quiere evaluar es la radiación solar total que se recibe del sol, o la que es

aprovechable en la superficie.

En particular, para las tecnologías de concentración, solo resulta aprovechable la

radiación solar directa, puesto que solo es posible concentrar en un foco aquella

radiación cuya dirección es conocida.

Posición del sol relativa a una superficie:

La posición relativa del Sol con respecto a una superficie se establece en función

de la posición solar en la esfera celeste y de la posición de la superficie sobre el plano

del horizonte, la cual viene caracterizada por dos ángulos, como puede verse en la

Figura 1.9 Posición del sol respecto a una superficie:



13

Figura 1.9 Posición del sol respecto a una superficie

El ángulo acimutal, γ, también llamado orientación, que forma la

proyección de la normal a la superficie sobre el plano horizontal con el

plano meridiano del lugar. Se cuenta a partir del punto cardinal Sur, de 0ºa

±180°, positivamente hacia el Este y negativamente hacia el Oeste.

La pendiente o inclinación, β, de la superficie, que es el ángulo formado

por dicha superficie con el plano horizontal. Se mide de 0° a 180°. Si β >

90° la superficie estaría enfrentada al suelo.

La irradiación solar recibida por una superficie está influenciada por el ángulo de

incidencia, i, que forman los rayos del Sol con la normal a la superficie.

Distribución geográfica de la radiación solar:

Debido a la forma de la esfera terrestre, de su superficie y a su posición con

respecto al sol, la cantidad de energía solar recibida en cada punto de la Tierra no es

constante. Esto hace que existan lugares más idóneos que otros para instalar y explotar

centrales solares.

Figura 1.10 Mapa mundial de radiación global



14

A nivel mundial, se le llama “cinturón solar” a la franja situada entre las latitudes ±

35° respecto al ecuador. En dicha franja los niveles de radiación son mayores de 1700

kWh/m2 al año, lo que hace muy atractivos a los países incluidos en esta área por su

potencial para generar electricidad solar térmica con unos costes aceptables.

Paradójicamente, las regiones pertenecientes a este cinturón (África, Oriente

Medio, Sureste Asiático, y Sur América) albergan aproximadamente al 75% de la

población mundial y el 40% de la demanda mundial de electricidad. Aunque muchos

de estos países están actualmente en desarrollo y aumentarán su demanda eléctrica

en el futuro, se plantea la problemática de transportar la energía generada en estas

zonas a países donde el consumo sea más alto.

A raíz de esta problemática se han desarrollado propuestas como Desertec, un

conjunto de propuestas para Europa, Oriente Medio y el norte de África (EUMENA)

desarrolladas por la Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), una

red internacional de científicos e ingenieros. Este proyecto aúna dos piezas

fundamentales: enormes granjas solares en el norte de África (con aprovechar

únicamente el 0,3% de la luz del sol que existe en esas zonas se cubriría toda la

demanda energética de Europa) y la creación de una nueva red eléctrica de

corriente continua de alto voltaje (HVDC).

Esta nueva tecnología de transporte eléctrico presenta muchas ventajas. Con

unas pérdidas en el transporte en torno al 3% por cada 1000 km, al que habría que

añadir un 1% de pérdidas en la conversión AC/DC al final de cada punto de una línea

HVDC, se tiene que el transporte de electricidad al Reino Unido desde el norte de

África supondría unas pérdidas de menos del 10%, más o menos la misma que se

produce con líneas de alta tensión de alterna (HVAC) en distancias mucho más

pequeñas.

Figura 1.11 Mapa de España de radiación global

España no se sitúa dentro de este cinturón solar, pero también dispone de unos

magníficos datos de radiación. La radiación media anual oscila entre los 1200 y los

2000 kWh/m2 según la zona que se estudie.



15

Además, España tiene la ventaja de disfrutar ampliamente de la luz solar con una

media de 2500 horas de sol aseguradas al año. La poca nubosidad, la baja humedad

ambiental, el clima seco y la incidencia de los rayos solares, hacen que España tenga

unos valores de radiación directa envidiables. Aun así, existen diferencias evidentes

entre las distintas comunidades españolas. Según los datos disponibles, existe un gran

contraste entre las comunidades del Cantábrico, que rondan las 1700 horas de sol al

año, y las mediterráneas, que alcanzan las 2750 horas de sol anuales.

Estas diferencias están motivadas por la presencia de varias zonas climáticas en el

interior de la Península Ibérica, lo que explica por qué algunas zonas del norte de

España reciben menos horas de sol que incluso regiones del centro de Europa, como

Viena, con 1890 horas de sol anuales. Las provincias del sur de Andalucía y Canarias

son las que concentran mayor número de horas de sol al año, alcanzando las 3000.

1.4. Tecnologías de aplicación de la energía solar.

Actualmente, las tres formas más extendidas de aprovechamiento de la energía

solar son las siguientes:

1. Energía solar fotovoltaica: consiste en la obtención de electricidad obtenida

directamente a partir de la radiación solar mediante un dispositivo semiconductor

denominado célula fotovoltaica, o bien mediante una deposición de metales sobre un

sustrato denominada célula solar de película fina.

El principio de funcionamiento de dichas células es el efecto fotoeléctrico.

Cuando sobre un semiconductor incide una radiación luminosa con energía suficiente

para romper los enlaces de los electrones de valencia y generar pares electrón-hueco,

la existencia de una unión p-n separa dichos pares, fluyendo electrones hacia la zona

n (negativa) y huecos a la zona p (positiva), creando en resumen una corriente

eléctrica que atraviesa la unión desde la zona n a la p, y que puede ser entregada a

un circuito exterior (saliendo por la zona p y entrando por la n).

Figura 1.12 Célula fotovoltaica

Para construir paneles solares se agrupan estas células y se encapsulan en dos

capas de EVA (etileno-vinilo-acetato), entre una lámina frontal de vidrio y una capa

posterior de un polímero termoplástico (frecuentemente se emplea el tedlar) u otra



16

lámina de cristal cuando se desea obtener módulos con algún grado de

transparencia.

Una de las grandes ventajas de la tecnología solar fotovoltaica es su flexibilidad.

Puede generarse electricidad desde a pequeña escala integrando paneles solares en

tejados, fachadas o cubiertas que permitan autoabastecerse hasta disponiendo en un

terreno una gran cantidad de módulos que generen electricidad para verterla a la

red.

La fotovoltaica ha llegado a ser la tercera energía renovable más usada después

de la hidroeléctrica y la eólica. A finales de 2013 había 140 GW instalados en todo el

mundo, de los que 4 679 MW estaban en España.

2. Energía solar térmica: consiste en el aprovechamiento de la energía del Sol

para producir calor que puede aprovecharse para cocinar alimentos o para la

producción de agua caliente destinada al consumo de agua doméstico (agua

caliente sanitaria, calefacción…). Adicionalmente puede emplearse para alimentar

una máquina de refrigeración por absorción, que emplea calor en lugar de

electricidad para producir frío con el que se puede acondicionar el aire de los locales.

Figura 1.13. Elementos de un colector solar plano

La conversión de energía solar a térmica se produce en unos colectores de baja

temperatura. Son paneles formados por una cubierta que minimice las pérdidas por

convección y radiación; una placa absorbente con gran absorción solar y emisión

térmica reducida (los materiales comunes no cumplen estos dos requisitos, por lo que

suelen usarse dos o más capas de distintos materiales); los tubos por los que circula el

fluido al que se la transfiere la energía térmica y, finalmente, una capa aislante que

minimice las pérdidas de calor.

3. Energía solar termoeléctrica: es la tecnología que usa el calor del Sol para

generar electricidad. Este proceso se lleva a cabo en las llamadas centrales solares

termoeléctricas o centrales termosolares. El funcionamiento de una planta termosolar

es similar al de una central térmica, pero en lugar de carbón o gas utiliza la energía del

sol. Los rayos solares se concentran mediante espejos en un receptor que alcanza altas

temperaturas. Este calor se usa para calentar un fluido y generar vapor, que mueve

una turbina y produce la electricidad.



17

Existen principalmente cuatro tipos de centrales solares en diferentes estados de

desarrollo. Las centrales de colectores cilindro-parabólicos, de colector lineal Fresnel,

de torre o receptor central y de discos parabólicos con motor Stirling. A continuación

se describen brevemente cada una de las cuatro tecnologías.

Central de colectores cilindro-parabólicos: Son las centrales cuya

tecnología se considera más madura en estos momentos, y constituyen un

95% de la potencia de generación termosolar instalada en el mundo.

Básicamente consiste en espejos con forma cilíndrico-parabólica que se

colocan en serie y concentran la radiación solar en un tubo que porta el fluido

a calentar. Estas líneas de espejos se colocan en paralelo formando lazos por

los que el fluido caloportador pasa y se calienta hasta una temperatura

determinada. Este fluido caliente es usado después para generar vapor y

después electricidad en una turbina.

Figura 1.14 Colector cilindro parabólico.

El factor de concentración (relación entre el área del plano de apertura del

colector y el área del plano que recibe la radiación concentrada) en este tipo

de espejos es de 80:1, lo que permite conseguir temperaturas del fluido

caloportador de hasta 400 ºC, incluso 500 ºC si el fluido es agua-vapor.

Central de colectores lineares Fresnel: La idea de concentrar la radiación solar

en un tubo es la misma que en las centrales de cilindros parabólicos. La

diferencia con éstas es que los espejos son planos, y se usan varios en paralelo

colocándolas a distintos ángulos para simular un espejo curvo. La fabricación

de estos colectores es mucho más sencilla y por tanto más barata que la de los

colectores cilindro parabólicos, aunque el factor de concentración en este

caso es de 20:1. Esto lleva a que se pueda alcanzar una temperatura menor

del vapor y, por tanto, un menor rendimiento en el ciclo de vapor. El

rendimiento de una planta con colectores Fresnel ronda el 27%, mientras que

una con colectores cilindro parabólicos alcanza rendimientos del 39% o más.



18

Figura 1.15 Colector lineal Fresnel.

Planta de torre central: Basadas en la concentración del calor solar por un

conjunto de heliostatos sobre un receptor central montado en la parte

superior de una torre de más de 100 metros de altura. El fluido que circula

por el receptor absorbe la radiación solar altamente concentrada y la

convierte en energía térmica para ser utilizada en la generación de vapor,

que pone en funcionamiento la turbina, y produce, de esta manera,

electricidad.

El fluido calentado en el receptor central puede ser agua, que se transforma

directamente en vapor para posteriormente expandirlo y generar electricidad,

o sales fundidas. En este segundo caso, las sales son bombeadas desde un

tanque “frío” a lo alto de la torre, donde se calientan y son devueltas a un

tanque “caliente”.

Figura 1.16. Planta de torre central

La ventaja de estas plantas frente a las de colectores lineales es que el factor

de concentración es mucho más alto, del orden de 1000:1 y que los espejos

(helióstatos) son planos (baratos de fabricar) e independientes, por lo que se

puede usar un sistema de seguimiento solar en dos ejes, no sólo en uno.

Central de disco parabólico Stirling: Esta tecnología consiste en un espejo

parabólico que concentra la luz solar en un bloque situado en el foco de la

parábola. Dicho bloque está formado por un motor Stirling y un

transformador, por lo que cada disco compone un módulo independiente



19

en el que se genera directamente electricidad a partir de la luz solar. Esto

hace que la forma de explotar este tipo de plantas sea muy parecida a las

de placas fotovoltaicas.

Figura 1.17 Disco parabólico con motor Stirling.

Los motores Stirling son exotérmicos, lo que quiere decir que pueden trabajar

con cualquier fuente de calor externa. El gas contenido en el cilindro del motor

absorbe calor (radiación solar concentrada) y aumenta su temperatura, lo que

provoca un aumento de presión. Esta presión se traduce en trabajo moviendo

un émbolo que a su vez acciona una biela. El transformador pasa esta energía

mecánica a eléctrica.

La ausencia de fluidos circulantes, la simplicidad técnica, el alto grado de

automatización y su altísimo rendimiento (se alcanzan factores de

concentración mayores de 3000:1, por lo que transforma más del 25% de la

radiación incidente en energía eléctrica), hacen de las centrales de disco

parabólico las que presentan un futuro más prometedor.



20

2. Centrales de colectores cilindro parabólicos

Una central termosolar se compone de una serie de elementos agrupados en

bloques con características comunes. El primer bloque a destacar es el campo solar.

Es en él donde se concentra la energía solar y se transforma en energía térmica en

forma de calor sensible. El segundo gran bloque es el bloque de potencia. Este

bloque es el encargado de convertir la energía térmica en energía eléctrica. Entre

estas dos partes se encuentra el sistema de almacenamiento para poder operar la

planta en condiciones de baja o nula irradiación. Finalmente también existen otros

elementos auxiliares necesarios para el desarrollo de la actividad de producción de

potencia.

El campo solar es el lugar donde se realiza la captación de radiación y su

posterior transferencia en forma de calor al HTF. Consiste en una vasta extensión de

terreno cubierta por captadores solares. Se necesitan aproximadamente 2 hectáreas

para producir 1 MW de potencia eléctrica.

El componente principal del campo solar es el colector cilíndrico-parabólico.

Este elemento hace posible concentrar la radiación procedente del Sol y así poder

utilizarla para el fin deseado. Se trata de una estructura recubierta de espejos en

forma de canal parabólico. A lo largo de su línea focal discurre un tubo por el

cual circula el fluido que transporta y almacena la energía. La tecnología

desarrollada por este sistema de concentración permite alcanzar temperaturas de

hasta 550 ºC.

Las superficies reflectantes o espejos son chapas o cristales delgados de hasta 5

mm de espesor para conseguir rigidez y resistencia. Los materiales utilizados son

placas metálicas, vidrio o plástico, recubiertos de películas de plata o aluminio que

proporcionan las características de reflexión necesarias. La tecnología más utilizada es

la de espejos de cristal.

El elemento más importante de un colector es el tubo receptor. Por él circula el

fluido de trabajo que a lo largo de su recorrido incrementa su temperatura hasta

conseguir el valor deseado. Se trata de un tubo de acero de unos 7 cm de

diámetro con un espesor de 2mm aproximadamente. Toda la superficie del tubo

es recubierta con un material selectivo que mejora las propiedades de absorción.

Alrededor de este elemento se dispone una carcasa de cristal creándose el vacío

en el espacio anular. Las pérdidas de calor se ven disminuidas y el recubrimiento

selectivo es protegido frente a la degradación que puede sufrir en contacto con el

aire. La longitud de un tubo receptor es de 4 metros.

Aunque se están desarrollando componentes para trabajar a más altas

temperaturas, el intervalo de temperaturas ideal para trabajar con colectores cilindro

parabólicos es 150ºC- 400ºC. Para temperaturas superiores, las pérdidas térmicas en

este tipo de colectores son altas y reducen su rendimiento. Para temperaturas

inferiores a 150ºC, hay otros colectores más económicos como los colectores de tubo

de vacío.



21

El medio en el que se lleva a cabo la transferencia y el transporte de calor es el

fluido caloportador o HTF por sus siglas en inglés (Heat Transfer Fluid). Según la

temperatura a la que se quiera operar la planta y el grado de desarrollo de la

tecnología empleada en el tubo colector, se usará un HTF u otro (vapor, aceite

sintético, sale fundidas…). El fluido más utilizado en las plantas comerciales actuales es

el aceite térmico sintético debido a su baja presión de vapor, lo que permite alcanzar

altas temperaturas sin la necesidad de trabajar a altas presiones.

Figura 2.1 Esquema típico de una central termosolar

Los colectores son elementos de unos 150 metros de longitud y unos 6 metros

de anchura. Cada uno de ellos está formado por otras unidades más pequeñas

llamadas módulos. Estos módulos miden aproximadamente 12 metros, siendo 12

unidades de éstas las que forman un colector. Para formar un módulo se unen tres

tubos receptores para alcanzar los 12 metros de longitud. Los canales cilíndrico-

parabólicos se disponen, típicamente, en forma de lazos de unos 600 metros de

longitud, 300 metros de ida y 300 metros de vuelta. Para el caso del aceite térmico

como fluido de trabajo, cada lazo suele estar compuesto por 4 o 6 colectores. La

temperatura de entrada al lazo suele ser de 290 ºC, saliendo alrededor de 400 ºC. La

distribución de las tuberías suele ser en paralelo: dos tuberías centrales, una caliente y

otra fría, en las cuales se conectan los diferentes lazos. Esta es la composición más

habitual, aunque dependiendo de la planta, estos datos pueden variar ligeramente.

La estructura del colector es el elemento que más posibilidades admite y en la

cual se desarrollan mayores diseños. Se trata de estructuras de acero o aluminio en

forma de celosía capaces de resistir los esfuerzos producidos por el viento.

Otro de los elementos importantes del campo solar es el sistema de

orientación y seguimiento solar. Debido al movimiento que realiza el Sol a lo largo

del día, es necesario disponer de un sistema que mantenga orientado en todo

momento al colector en la dirección de incidencia de los rayos solares. Se trata de

un sistema de uno o dos ejes controlado por diferentes sensores que miden la



22

dirección del Sol y corrigen la posición del colector. Lo normal es utilizar un eje, el

cual es el eje longitudinal del colector.

Dentro del bloque de potencia, los elementos que se encuentran son los que se

pueden ver en los ciclos centrales convencionales. De este modo, se tienen: una

turbina que está acoplada al generador de electricidad, diferentes

intercambiadores de calor que hacen las funciones de precalentadores,

generadores de vapor y recalentadores, un condensador asociado a una torre de

refrigeración o, en su defecto, un aerocondensador, y un desgasificador.

El ciclo de vapor a desarrollar en el presente proyecto es un ciclo Rankine

con regeneración y recalentamiento. A grandes rasgos, el proceso que sigue el agua

a lo largo de él es el siguiente:

A la salida del generador de vapor se tiene vapor sobrecalentado, el cual

es enviado hacia el cuerpo de alta presión de la turbina.

En la turbina de alta presión el vapor es expandido volviéndose a llevar al

generador de vapor para un recalentamiento y volver a obtener vapor

sobrecalentado para llevarlo a la turbina de baja presión.

El vapor es expandido en este cuerpo de baja presión y es dirigido hacia

el condensador para evacuar el calor de la mezcla y obtener líquido

saturado.

El condensado es bombeado hacia un desgasificador para eliminar las

posibles partículas gaseosas que pudiera contener el líquido.

Finalmente, se vuelve a bombear el líquido hacia el generador de vapor.

Durante las etapas de expansión, tanto a alta como a baja presión, se realizan

una serie de extracciones con el objetivo de precalentar el agua de

alimentación. De este modo se consigue aumentar la temperatura media del

agua, lo que repercute en un incremento del rendimiento del ciclo. Estas

extracciones se expanden de forma sucesiva en válvulas, haciéndolas pasar por

unos intercambiadores de regeneración hasta llegar al condensador.

Para la realización de estos ciclos complejos, la turbina suele estar preparada

para el recalentamiento y la regeneración. El conjunto de la turbina habitualmente

dispone de dos etapas para la realización de trabajo, uno de alta presión y otro de

baja presión. Entre ambas partes se dispone de la posibilidad de dirigir la mezcla

procedente de la primera expansión hacia un recalentador antes de ser turbinada

en el cuerpo de baja presión. En cuanto a la regeneración, se cuenta con una

serie de puntos de extracción distribuidos a lo largo de la línea de expansión que

pueden ser utilizados o no, a conveniencia del diseño de la planta.

A parte del intercambiador de calor encargado de la generación de vapor, la

otra conexión entre el campo solar y el bloque de potencia es el sistema de

almacenamiento. Este conjunto de elementos hace posible que la generación de

electricidad no se vea únicamente condicionada a la disponibilidad del recurso solar,

sino que se pueda producir durante las horas nocturnas o periodos nublados. Esta



23

tarea se lleva a cabo por medio de dos tanques de sales fundidas, uno frío y otro

caliente. En sistemas con aceite térmico como fluido caloportador, es necesario

instalar un intercambiador intermedio entre el campo solar y el sistema de

almacenamiento. Las sales van del tanque frío al intercambiador, donde se calientan

y son bombeadas hasta el tanque caliente para almacenarlas. Cuando sea necesario,

este proceso puede revertirse para calentar el fluido caloportador y usarlo para

generar vapor. Utilizando sales fundidas en los colectores parabólicos y en el

generador de vapor se elimina un intercambiador intermedio entre el campo solar y el

sistema de almacenamiento al utilizar ambos el mismo tipo de fluido.

2.1. El campo solar

2.1.1. Cimentación y estructura

Los colectores se fijan al suelo por medio de tornillos. Para ello se precisa de

una adecuada cimentación que aguante los esfuerzos y cargas que en los

colectores se generan. Estas cargas dependen de las dimensiones y de las

características de la estructura, quedando reflejadas en el peso y los esfuerzos que el

viento genera sobre la misma. Las cimentaciones más utilizadas son las de hormigón

armado.

A la hora de proyectar el campo solar, es necesario hacer un detallado

estudio del terreno para conocer sus características geológicas. Este proceso es de

gran importancia para asegurar la buena estabilidad de la planta e impedir que, una

vez la central esté en operación, aparezcan problemas asociados a inestabilidades

del terreno.

La estructura del colector se encarga de dar rigidez a todo el conjunto, así como

servir de apoyo para los reflectores parabólicos y permitir su movimiento a lo largo del

eje longitudinal del colector. Se trata de un conjunto de componentes metálicos

unidos entre sí. Actualmente se están llevando a cabo investigaciones para

desarrollar estructuras más baratas y ligeras mediante fibra de vidrio o materiales

plásticos.

Figura 2.2 Cimentaciones de colectores cilíndrico-parabólicos



24

Los componentes de la estructura son:

Pilones:

Los pilones utilizados son de dos tipos diferentes: unos de grandes dimensiones

para soportar la mayor parte del peso y las cargas, y otros más pequeños que

sirven de apoyos intermedios y finales.

Brazos soporte:

La fijación de los espejos a la estructura del colector se realiza por medio de

estos elementos. Cada colector está formado por doce módulos que a su vez se

componen típicamente de veintiocho brazos soporte cada uno, haciendo un total

de trescientos treinta y seis brazos soporte por colector. En la Figura 2.3 Figura 2.3

Análisis de esfuerzos del colector SENERtroughse puede ver la situación de estos brazos

a lo largo de un módulo del colector.

La unión entre el espejo y los brazos soporte se realiza por medio de cuatro

elementos cerámicos situados en la parte convexa de la superficie reflectora.

Mediante una tuerca metálica y un adhesivo se efectúa la unión entre ambos

componentes.

Figura 2.3 Análisis de esfuerzos del colector SENERtrough

Soportes del tubo receptor:

El tubo receptor se sitúa en la línea focal del colector. Para su

posicionamiento es preciso disponer soportes intermedios uniformemente distribuidos a

lo largo del colector.

Caja estructural:

La caja estructural es el elemento principal de cada módulo que compone el

colector. En ella se anclan los brazos soporte de los espejos. La conexión con las

cajas estructurales adyacentes se realiza por medio de un sistema de transmisión de

torsión. De este modo, el movimiento de rotación se transmite de un módulo a otro.

Los esfuerzos sobre los espejos se ven reducidos evitándose así roturas

inesperadas durante condiciones desfavorables de altas velocidades de viento. Este



25

hecho también repercute en el rendimiento óptico del colector ya que las

deformaciones durante la operación también son menores.

En el diseño de estas estructuras se tienen muy en cuenta las cargas generadas

por el efecto del viento, haciéndose detallados estudios por medio de simulaciones

con ordenador para determinar los valores críticos a los que pueden estar sometidas.

Las investigaciones que se están llevando a cabo se basan en buscar una

reducción de peso, costes y número de componentes, y una mejor resistencia a los

esfuerzos y el viento, junto con una mayor facilidad de transporte.

2.1.2. Colector cilíndrico-parabólico

Para concentrar la energía solar se utilizan unos espejos que reflejan la energía

en el tubo receptor. De este modo se consigue tener toda la radiación distribuida

en un punto concreto. En el caso de los colectores cilíndrico-parabólicos este punto

se transforma en una línea que recorre todo el colector a lo largo de su línea focal,

como se comentó anteriormente. Estas superficies reflectantes se consiguen

mediante películas de plata o aluminio que se depositan sobre un soporte que les

da la rigidez necesaria. Los soportes más empleados son chapas metálicas, plástico y

cristal.

Figura 2.4 Reflectores solares montados en un colector cilíndrico-parabólico

El uso de chapas metálicas constituye un bajo coste debido a que

únicamente se precisa un pulido de la chapa que hace la doble función de soporte

y reflector. El metal más usado suele ser el aluminio, aunque la exposición continuada

a las condiciones ambientales hace que este tipo de soporte no sea muy adecuado

debido a su baja durabilidad.

La utilización de materiales plásticos como soporte requiere la deposición de una

fina película de plata o aluminio sobre una de sus caras. De este modo, el

reflector queda compuesto por una lámina de plástico que puede adherirse a

cualquier estructura soporte. El inconveniente que este material presenta sigue

siendo su exposición al ambiente, resultando arañado y erosionado por todas las

partículas presentes en el aire, sin olvidar la degradación que ocurre debido a

elevadas temperaturas, la humedad y la radiación ultravioleta.



26

Sobre la superficie del cristal se deposita una fina capa de plata que es protegida

por otra capa de cobre. Finalmente, estas dos capas se recubren con otras tres capas

más: una capa base, una capa final y una última de un recubrimiento fabricado

con arena del desierto.

Figura 2.5 Disposición de las capas en los espejos

Los espejos se fabrican en pequeños paneles en comparación con todo el

colector. Cada colector puede llevar hasta 336 espejos. Estos paneles se fijan y

acoplan a la estructura soporte y entre ellos, por medio de adhesivos y piezas

cerámicas.

Para conseguir la forma parabólica se emplean franjas parabólicas formadas por

cuatro espejos cada una. Estas franjas tienen una anchura de unos 1,7 metros

aproximadamente y cada espejo tiene una superficie de unos 2 m2.

Figura 2.6 Esquema de construcción de la superficie parabólica

Con las tecnologías actuales, los espejos que se fabrican hoy en día suponen el

20% del coste total del colector debido a los costes de fabricación y de las materias

primas. Es por ello que se estén investigando nuevos reflectores solares y

materiales para abaratar estos costes a largo plazo y ofrecer una mayor variedad en

cuanto a proveedores se refiere.

2.1.3. Tubo receptor

El tubo receptor es el componente del campo solar encargado de transmitir al

fluido de trabajo toda la energía solar concentrada en el colector para su posterior

conversión en energía eléctrica. Se trata de uno de los componentes más



27

importantes del colector, puesto que su rendimiento global está muy ligado a sus

características.

La posición de este elemento dentro del conjunto es la línea focal del canal

parabólico que forma el colector. Su sujeción se realiza por medio de unos soportes

equidistantes a lo largo de toda la longitud del colector.

Tal y como se explicó previamente el receptor se compone de un tubo metálico

y una carcasa de vidrio concéntrica al anterior. El fluido calorífico circula por

dentro del tubo metálico, mientras que en el espacio delimitado entre los dos

componentes se hace el vacío. El tubo metálico está recubierto por un material

selectivo con elevado coeficiente de absorción y baja emisividad. De este modo se

aprovecha mejor la energía procedente del sol.

El recubrimiento absorbente está compuesto de una serie de capas, tanto

metálicas y de “Cermets” (ceramic metals). La capa metálica está compuesta de

Molibdeno, y confiere la baja emisividad requerida. La capa de “Cermets”

proporciona la absorción de la radiación solar. La composición de esta capa es

una mezcla estratificada de Molibdeno y de alúmina (Al2O3). Estas capas

pueden ser sustituidas por multicapas dieléctricas y metálicas. Por último, se

dispone de una capa dieléctrica que actúa como anti reflejante compuesta

únicamente por Al2O3. Toda esta composición desarrolla un efecto invernadero

que hace aumentar la temperatura del fluido que circula por su interior. La

utilización de este material mejora considerablemente la transmisión de energía, sin

embargo, debido al contacto con el aire y a las altas temperaturas alcanzadas por

el receptor, aparece oxidación y la consiguiente degradación del recubrimiento.

Para paliar este inconveniente, es necesario aislar con una carcasa de cristal al tubo

metálico en una atmósfera de vacío.

Figura 2.7 Disposición de las capas de un tubo receptor

La carcasa de cristal se utiliza por una doble razón: proteger el tubo metálico

de las condiciones meteorológicas adversas y reducir las pérdidas de calor por

convección en todo el conjunto. Debido a que se pone una barrera entre la

radiación y el tubo metálico, esta barrera debe ser lo más permeable posible a la

radiación. Por ello, se utilizan vidrios con recubrimientos específicos que mantienen

una transmisividad muy elevada.

El tubo de vidrio se suelda a un extremo de un fuelle metálico que es el

encargado de absorber las variaciones de longitud sufridas por los diferentes tubos

que componen el receptor. El otro extremo se suelda al tubo metálico. Estas



28

dilataciones son consecuencia de los cambios de temperatura a los que está

sometido el receptor.

El vacío se asegura con la utilización de unos elementos llamados getters

situados sobre el tubo metálico. Los getters son sólidos en forma de lámina o alambre

que absorben los gases libres que puedan aparecer en la cavidad, ya sea por

adsorción, absorción u oclusión. La Figura 2.8 muestra un esquema del tubo receptor.

Figura 2.8 Esquema de un tubo receptor

Una parte importante de los fallos de estos tubos tiene lugar en la soldadura

vidrio-metal y en los fuelles metálicos de los extremos encargados de absorber las

dilataciones térmicas del tubo de acero y de la cubierta de vidrio. El coste

asociado a la reposición y mantenimiento de estos fallos es bastante importante.

2.1.4. Sistema de transferencia térmica

Fluido de transferencia:

La energía procedente del Sol es transferida a un fluido calorífico que

posteriormente será utilizada para producir el vapor necesario en el ciclo de

potencia. Este fluido circula a través del tubo metálico que compone el receptor.

Además de esta función de transporte de energía, también tiene la función de

almacenaje.

La temperatura de operación de este tipo de colectores se sitúa entre los 150ºC

y los 400ºC aproximadamente. Cuanto mayor sea la temperatura, las pérdidas

térmicas alcanzan un valor considerable, haciendo que sea necesaria otro tipo de

tecnología.

Para los valores de temperatura requeridos en este tipo de centrales, en torno a

los 400ºC, no es posible la utilización de agua como fluido calorífico. Esto es debido a

que para que el agua se evapore a dicha temperatura, su presión debe ser superior a

la de saturación de la máxima temperatura que alcance el fluido. Por lo tanto, las

tuberías deberían soportar una presión muy alta. Debido a esto se utilizan aceites

térmicos o sales fundidas como fluidos de transferencia.

El aceite térmico es la opción más utilizada dentro de los colectores cilíndrico-

parabólicos. Sus características lo hacen muy apropiado para su uso. Su principal

problema es la degradación que sufre cuando se ve sometido a altas



29

temperaturas. Dentro de los aceites utilizados, el que se utiliza con mayor asiduidad

es el Therminol VP-1. Este aceite sintético puede trabajar hasta temperaturas de

400ºC. Para valores mayores de temperatura de salida de los colectores, se hace

necesario el uso de sales fundidas. El punto de congelación del Therminol VP-1 se

sitúa en los 12,7ºC por lo que es necesario mantener en todo momento al aceite por

encima de este valor.

El uso de sales fundidas tiene ciertas ventajas sobre el aceite térmico. Con

ellas es posible obtener una temperatura de salida de los colectores mayor, en torno

a los 450ºC-550ºC. Así, se puede incrementar la temperatura de operación del ciclo de

vapor, obteniendo mayores rendimientos. Además de ser más baratas que los aceites,

tienen bajos niveles de corrosión sobre las tuberías y otros elementos del sistema, son

térmicamente estables a las temperaturas requeridas y tienen bajas presiones de

vapor. También se reducen las dimensiones de los tanques de almacenamiento

para una capacidad dada.

En lo que respecta al medio ambiente, el empleo de sales fundidas

disminuye la contaminación existente en los terrenos donde se instala la central. El

aceite térmico tiene mucha facilidad para fugarse por cualquier resquicio que

encuentre a su paso. Estas fugas gotean en el suelo, resultando un suelo altamente

contaminado, que no puede ser utilizado una vez que la planta haya acabado su

función y se haya desmantelado. Por su parte, las sales presentan mayores

dificultades para abandonar el circuito de tuberías. Cuando esto ocurre, se forman

gránulos sólidos debido a su punto de congelación, no llegando a depositarse sobre

el suelo.

El principal problema que conlleva el uso de sales fundidas como fluido calorífico

es su alto punto de congelación, que varía entre los 120ºC y los 220ºC en función del

tipo de sal. La congelación de las sales en cualquier punto del sistema implica que se

produzcan bloqueos, con el consiguiente colapso del equipo en que esto ocurra. Esto

requiere que se empleen sistemas de calentamiento o mantenimiento de la

temperatura (con traceado eléctrico), lo que encarece y aumenta la complejidad de

operación de la planta.

La temperatura de operación del fluido está limitada por la durabilidad del

recubrimiento selectivo del tubo receptor. Y la elección de los componentes del

sistema se elegirá en función de las propiedades del fluido utilizado.

Sistema de bombeo:

El aceite térmico circulará a través de los colectores del campo solar

calentándose para ser utilizado en el generador de vapor y el en sistema de

almacenamiento de energía térmica. Para ello, es necesario disponer de un sistema

de bombeo que impulse el fluido con la presión requerida y que venza las pérdidas

de carga de la instalación.

El grupo de bombeo estará compuesto por una serie de bombas, dispuestas en

paralelo siempre con alguna de ellas en stand-by y en disposición de comenzar a

funcionar en caso de que alguna de las otras falle.

Sistema de tuberías:



30

El fluido térmico debe ser transportado desde cada uno de los colectores

hasta el edificio del bloque de potencia mediante un conjunto de tuberías

interconectadas entre sí. Se dispondrán varios grupos de tuberías por cada

subcampo solar en los que esté dividida la instalación.

Por cada subcampo habrá dos tuberías principales, una para la entrada del fluido

frío y otra para el retorno del fluido caliente. Cada lazo se conectará a ambas para la

toma y retorno del fluido. Las dimensiones de las tuberías cambiarán en función de la

distancia al bloque de potencia. A medida que el aceite térmico se va bifurcando

hacia los sucesivos lazos, el diámetro de las tuberías se irá reduciendo para

mantener una velocidad constante. El caso contrario ocurre en el retorno. A medida

que se vierte mayor caudal a la tubería general, el diámetro deberá aumentar por la

misma razón.

Figura 2.9 Distribución de los colectores sobre el terreno

La distribución de los colectores sobre el terreno y su posición con respecto al

bloque de potencia será tal que las pérdidas de carga sean las mínimas posibles y,

consecuentemente, la potencia de bombeo también se verá disminuida.

Todo el sistema tendrá una cierta pendiente hacia el sistema de

almacenamiento para facilitar su vaciado. Así pues, todas las líneas de tuberías

dispondrán de una válvula de purga en su punto más alto y otra válvula de drenaje en

su punto más bajo.

2.1.5. Sistema de seguimiento

La posición del Sol varía a lo largo del día. Para aprovechar toda la radiación

de la manera más eficiente es preciso disponer de un sistema que mantenga el

colector enfocado hacia el Sol durante todo el día. Este sistema hace girar al

colector a lo largo de uno o varios ejes para conseguir este propósito.

La mayoría de las centrales utilizan sistemas de un solo eje frente a los de dos ejes,

al consistir el colector en una serie de módulos unidos entre sí. Las ventajas

asociadas al uso de un eje hacen prevalecer esta tecnología. Son sistemas más

sencillos, baratos y robustos. Esta robustez hace que los esfuerzos que pueden

soportar los colectores sean mayores y se disminuyen las deformaciones mejorando el

rendimiento óptico.



31

El movimiento del eje, situado a lo largo de toda la longitud del colector, se

realiza por medio de motores hidráulicos. El uso de este tipo de motores se debe al

elevado par de giro que se necesita para poder mover estas grandes estructuras.

El sistema de accionamiento está instalado en el pilón central y cuenta con un

grupo de presión, pistones de accionamiento y electroválvulas. En el caso de

colectores pequeños, se pueden emplear motores eléctricos, ya que no se necesitan

grandes potencias.

La orientación del eje de rotación influye de manera significativa en la

cantidad de energía absorbida. Las orientaciones posibles más utilizadas son Norte-

Sur y Este-Oeste, y su elección depende la latitud del emplazamiento elegido para

la construcción de la central. Para lugares situados entre las latitudes de 30º y 45º,

se emplean sistemas de seguimiento Este-Oeste. En esta configuración el eje del

colector se sitúa a lo largo de la línea Norte-Sur, realizando su movimiento de Este a

Oeste.

Figura 2.10 Sistemas de seguimiento solar de un solo eje (izq.: Este-Oeste, dcha.: Norte-

Sur)

El sistema de accionamiento se compone de dos motores hidráulicos y una

bomba hidráulica que proporciona la presión necesaria al circuito de aceite.

El control de estos movimientos se realiza por medio de un sistema de control

electrónico en bucle abierto o en bucle cerrado. Los colectores están dotados de unos

sensores que evalúan la posición del Sol y comparándola con la posición del

colector, realizan el giro necesario para un correcto enfoque. Las comprobaciones

se llevan a cabo a través de un controlador central que recibe los datos

procedentes de los sensores por medio de conexiones físicas o inalámbricas.

Uno de los sensores más utilizados son las bandas de sombra. Se trata de dos

fotocélulas situadas sobre una superficie plana y separadas por una pared intermedia

llamada banda de sombra. Cuando el colector está enfocado, los rayos solares llegan

perpendiculares a ambas fotocélulas y la banda de sombra no genera ningún

obstáculo. En cambio, cuando el Sol se mueve, empiezan a aparecer sombras sobre

una de las fotocélulas. Las señales emitidas por cada uno de estos sensores son

diferentes. El controlador central evalúa dichas diferencias y acciona el sistema

posicionando de nuevo el colector perpendicular al Sol.



32

2.2. Sistema de almacenamiento

El almacenamiento incide en las horas de funcionamiento de una central,

permitiendo acumular energía calorífica para la operación a potencia nominal entre 4

y 15h, según la potencia y el diseño de la central. Esto influye en la rentabilidad de la

misma, aumentándola, si bien asumiendo una inversión mayor.

Almacenar calor en una central solar termoeléctrica persigue tres objetivos:

Aumentar la producción anual neta:

El campo solar se sobredimensiona para que la producción térmica sea superior a

la que demanda la turbina en condiciones favorables de funcionamiento. El sobrante

se almacena y se reutiliza en periodos de baja o nula radiación incidente.

Mejorar la calidad de la energía generada:

La radiación solar puede ser muy variable y si estas variaciones se transmiten

directamente a la turbina de vapor y al generador eléctrico la potencia eléctrica

generada será de baja calidad, con los consiguientes perjuicios para la red y para la

turbina de vapor. Este sistema de almacenamiento ayuda a absorber estos transitorios

y permite que la turbina trabaje de manera uniforme mejorando la calidad de la

energía que produce.

Facilitar la operación de la planta:

Se estabiliza la producción de electricidad solventando también los transitorios de

radiación pronunciados. Se puede mantener la planta de potencia operativa incluso

cuando los intervalos de no insolación son largos (horas).

Dotando a la planta de gestionabilidad:

Permite responder ante las órdenes del Operador del Sistema adecuándose a la

demanda.

En definitiva la implementación de un sistema de almacenamiento térmico, SAT,

permite que la planta funcione de forma constante sin tener que detenerse en la

noche. En plantas solares termoeléctricas sin almacenamiento existe la necesidad de

parar y arrancar la planta periódicamente, lo que supone una reducción de fiabilidad

de los equipos. La mayor parte de las averías en las turbinas de vapor se producen

durante los tiempos de parada.

El sistema consiste en almacenar un fluido térmico en dos tanques a diferente

temperatura. Durante los periodos de carga térmica sobrante se va calentando parte

del fluido frío con un intercambiador aceite/fluido de almacenamiento pasando dicho

fluido al tanque caliente. En el momento en el que el campo solar es incapaz de

generar suficiente potencia térmica como para satisfacer el generador de vapor del

ciclo Rankine, el fluido caliente almacenado pasa a aportar su calor al aceite con el

mismo intercambiador y se desplaza ahora hacia el tanque de fluido frío.



33

Figura 2.11 Esquema del sistema de almacenamiento en sales

El fluido de almacenamiento puede ser el propio aceite, pero su capacidad

calorífica hace que los tanques de almacenamiento sean de grandes dimensiones,

por lo que se suele usar como fluido de almacenamiento sales de nitrato fundidas.

Este tipo de sales están compuestas por un 60% de Nitrato de Sodio y un 40% de

Nitrato de Potasio. Presentan un punto de congelación de 250 ºC aproximadamente

por lo que se deberán mantener ambos tanques siempre a una temperatura superior.

Para ello se colocan calentadores de seguridad que mantienen las sales en estado

líquido en periodos de baja o nula radiación.

El calor se transportará desde el campo solar hasta el generador de vapor o el

almacenamiento térmico de manera paralela; primando el generador de vapor. El

caudal de aceite que se deriva hacia los intercambiadores aceite/sal es la diferencia

entre el total producido por el campo solar y el total requerido por el generador de

vapor solar para generar la potencia nominal en la turbina de vapor.

Cuando el campo solar está operativo y el aceite recoge más calor del que

necesita el generador de vapor las sales se bombean desde el tanque frío hasta el

tanque caliente pasando por el intercambiador de calor aceite/sal, como se observa

en la Figura 2.11.

Las bombas utilizadas son de tipo vertical y están sumergidas en el tanque. El

caudal de sal bombeado dependerá del caudal de aceite entrante en el

intercambiador aceite/sal, por lo que las bombas se accionarán por motores con

variación de velocidad.

El aceite que sale del intercambiador del SAT se une al aceite que sale del tanque

de expansión del aceite y que provenía del intercambiador del generador de vapor.

Ambos están a la misma temperatura; 300 ºC aproximadamente. Una vez unidos serán

succionados por las bombas de aceite térmico.

El volumen de sales almacenadas determinará el tiempo que puede trabajar el

ciclo sin radiación solar.



34

2.3. Bloque de potencia

El bloque de potencia se sitúa en el centro del emplazamiento de la central

termosolar. Este bloque se compone de todos los sistemas y elementos necesarios para

convertir la energía térmica procedente del fluido calorífico en energía eléctrica.

Como ya se ha nombrado, para generar electricidad se va a hacer pasar el

vapor de agua, generado con el intercambiador aceite/agua, por una serie de

turbinas, produciendo electricidad mediante un alternador. Este ciclo es denominado

ciclo Rankine.

La potencia del ciclo está muy condicionada por la temperatura máxima que es

capaz de alcanzar el vapor de agua. Como se ha visto, el aceite no podrá superar los

400 ºC; por lo tanto podemos aproximar que la temperatura máxima que el vapor

alcanza es de 392 ºC.

Debido a la baja temperatura del vapor se deberá realizar un recalentamiento

que nos permita, una vez que hemos expandido el vapor y éste esté en fase saturada,

devolverle su fase gaseosa para seguir expandiéndolo.

También se realizarán una serie de extracciones de turbina para aumentar el

rendimiento de la planta, ya que el grado de recalentamiento del agua influirá en la

cantidad de calor necesaria en el generador de vapor.

Figura 2.12 Esquema de un ciclo de vapor

El ciclo de potencia se sucede de la siguiente manera: Un caudal de agua es

bombeado hacia el generador de vapor donde pasa a estado gaseoso gracias a un

intercambiador aceite/agua. Atraviesa una serie de turbinas de alta presión donde va

expandiéndose y con ello generando energía. Cuando el agua entra en fase saturada

(mezcla de líquido y gas) vuelve a calentarse mediante otro intercambiador

aceite/agua, volviendo a formar vapor. Este vapor podrá volver a pasar por otras

turbinas, ahora de baja presión, para seguir generando energía.



35

Parte del caudal ha sido extraído en mitad del cuerpo de turbinas y el que no, se

pasa por un condensador para devolverle el estado líquido y que pueda ser

bombeado nuevamente. Este líquido se precalienta mediante diferentes

intercambiadores de calor con el fluido que había sido extraído. El total del caudal

vuelve al generador de vapor.

2.3.1. Generador de vapor

El generador de vapor es un grupo de intercambiadores de calor que permiten la

transferencia de energía del aceite térmico hacia el agua, consiguiendo la

evaporación de ésta para su utilización en la turbina de vapor. Los intercambiadores

suelen ser de carcasa y tubo, circulando el aceite por el interior de los tubos, mientras

que por la carcasa va el agua precalentada en el caso del economizador o el vapor

de agua en el caso del sobrecalentador. Este intercambiador es el más adecuado ya

que obliga al agua a atravesar en flujo cruzado con el aceite, lo que aumenta el

coeficiente de transferencia térmica. El aceite llega a este elemento con una

temperatura aproximada de 390 ºC y sale de él a una temperatura cercana a los

290ºC.

Las diferentes condiciones por las que pasa la planta a lo largo de su vida

operativa hacen que este elemento esté preparado para operar con diferentes

caudales y temperaturas. Para ello dispone de un sistema de regulación y control. Se

busca que la temperatura de salida siempre sea lo más cercana a la nominal o de

diseño, variando para ello el caudal (dentro de unos márgenes) que lo atraviesa en

función de la energía procedente de la radiación solar.

La presión de operación es la misma que la presión de entrada a la turbina.

Precalentador o economizador:

Es el intercambiador de calor en el que se aproxima la temperatura del agua a la

de evaporación.

Figura 2.13 Interior de un intercambiador de carcasa y tubos

Hay que recordar que el agua ya viene precalentada por las regeneraciones que

se han ido haciendo en el cuerpo de turbinas. En este procedimiento lo que se

pretende es seguir precalentando el agua hasta su saturación, aumentado así el

rendimiento térmico de la central y eliminando las contracciones térmicas que se



36

puedan producir en el evaporador si el agua no llegara a éste a la temperatura

adecuada.

Normalmente el agua se calienta hasta unos grados por debajo de la

temperatura de saturación de la presión de evaporación a la que se trabaje. Esto se

hace para evitar que, a bajas cargas o en situaciones en las que por algún motivo el

agua de alimentación no llega precalentada del bloque de potencia, se genere

vapor en el equipo que pueda provocar daños.

Evaporador:

En el evaporador se produce la transferencia de energía necesaria para el

cambio de fase. El agua pasa de estar unos grados subenfriada a salir en forma de

vapor saturado.

Se usan mayoritariamente dos tipos de intercambiadores que se describen a

continuación y se muestran en la siguiente imagen:

Figura 2.14. Evaporadores tipo Kettle y tipo coil.

Los evaporadores de tipo caldera o Kettle son intercambiadores de calor de

carcasa y tubo. La carcasa tiene un diámetro mayor que el diámetro del haz de tubos

y el espacio de vapor se encuentra en la parte superior de la carcasa. El banco de

tubos es de dos pasos. El medio de calentamiento fluye dentro de los tubos y la

evaporación tiene lugar en el lado de la carcasa.

El evaporador tipo coil ha sido especialmente desarrollado para aplicaciones de

energía solar, donde se requiere vapor de alta capacidad y de alta presión debido a

los frecuentes arranques/paradas y cambios de carga. Se compone de uno o dos

intercambiadores evaporadores y un calderín de vapor independiente. La



37

evaporación se produce en el lado de la carcasa. El calderín de vapor está

conectado a los evaporadores con tuberías de bajada de agua líquida (downcomers)

y de subida del vapor (risers).

Sobrecalentador

En este intercambiador de calor es donde el vapor principal se calienta hasta la

temperatura demandada por el ciclo de potencia. Se deberá conseguir el mayor

sobrecalentamiento posible para evitar que el vapor entre en zona bifásica antes de

haber salido de la turbina, ya que los álabes podrían dañarse por las gotas de agua

que se forman.

Los intercambiadores empleados son similares a los del precalentador.

Recalentador

Es un intercambiador de carcasa y tubo parecido al economizador y al

sobrecalentador.

El recalentador recibe el vapor saturado que sale de la turbina de alta presión y lo

sobrecalienta normalmente hasta la misma temperatura que la del vapor principal,

para expandirlo después en la turbina de baja presión.

Si se decide dejar que la turbina expanda hasta que se entra en zona bifásica

(con un título de vapor no menor de 0,9), será necesario instalar un separador de gotas

entre el escape de la turbina de alta y el recalentador.

2.3.2. Turbina de vapor

La turbina de vapor es la encargada de producir el trabajo necesario para mover

el generador eléctrico. Para ello y por medio de una cascada de álabes, expande la

corriente procedente del generador de vapor y convierte dicha energía térmica en

energía mecánica en un eje.

La turbina empleada en las centrales termosolares es de similares características

que las utilizadas en cualquier otra planta de generación de electricidad. A

continuación se enumeran los componentes más significativos de una turbina de

vapor:

Rotor: es la parte móvil de la turbina.

Estator: concéntrica al rotor, es fija y sirve de armazón y sustentación de la

turbina.

Álabes: paletas donde tiene lugar la expansión del vapor. Van unidos al

rotor o al estator. Los álabes de estator son fijos y sirven para dirigir el vapor y

que así empuje a los álabes del rotor, produciendo el movimiento de éste.

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

Sistemas de estanqueidad: evitan que el vapor de la turbina escape.



38

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.

La configuración del ciclo Rankine con recalentamiento y regeneración requiere

de una turbina de dos etapas y con posibilidad de realizar extracciones a lo largo de

la línea de expansión de la turbina. El cuerpo de la turbina viene dividido en dos

partes, una etapa de alta presión y otra etapa de baja presión. El flujo procedente de

la turbina de alta presión es direccionado hacia la turbina de baja presión una vez ha

sido recalentado. Los ejes de ambos cuerpos se conectan de forma axial con el eje

del generador eléctrico.

Figura 2.15 Ciclo de Rankine regenerativo.

Para la generación de energía eléctrica se usan turbinas de condensación. Estas

turbinas se caracterizan por que expanden el vapor en el cuerpo de baja hasta

presiones por debajo de la atmosférica, con lo que se consigue aumentar el trabajo

producido (la relación de expansión es mayor) y la eficiencia térmica.

En la realidad, la turbina de vapor y el condensador están constructivamente muy

cerca, conectados por un ducto o cuello cuya sección más estrecha está conectada

a la turbina y la más alta al condensador.

Para evitar la transmisión de vibraciones desde la turbina hacia otros elementos

del bloque de potencia, la turbina se situará en una bancada independiente.

2.3.3. Condensador

La mezcla de líquido y vapor resultante de la descarga de la turbina de baja

presión se dirige directamente hacia el condensador. En este elemento se extrae el

calor de vaporización de la mezcla y se obtiene agua líquida.

Para la condensación del vapor se utiliza un intercambiador agua/agua de tubos

y carcasa. Por el exterior de los tubos circula el agua del circuito de vapor, mientras

que por el interior lo hace el agua de refrigeración. En la Figura 2.16 Esquema de un

condensador se puede observar un esquema del intercambiador de calor.

El agua de refrigeración proviene de la piscina de la torre de refrigeración. En este

caso se trata de una torre de refrigeración húmeda de la que más adelante se

explicará su funcionamiento.



39

La presión del agua perteneciente al ciclo Rankine que recorre el condensador

será muy baja, de manera que la potencia obtenida en las turbinas sea máxima. Esto

trae consigo varias consecuencias:

La baja presión del agua proveniente de las turbinas hace este punto el

más desfavorable si hablamos de contaminación del agua con aire

exterior. Para evitar este fenómeno el condensador estará protegido contra

las sobrepresiones con sus correspondientes válvulas.

La temperatura del agua que se empela como agua de refrigeración ha

de ser lo más baja posible.

Se requiere una gran superficie de intercambio para que la transferencia de

calor sea lo mejor posible.

El agua una vez condensada se almacenará en un pozo de condensado donde

las bombas lo aspirarán e impulsarán por el circuito. Este punto será el óptimo para

introducir el agua de reposición.

Figura 2.16 Esquema de un condensador

Además en el condensador se deberán eliminar gases incondensables, como

puede ser el oxígeno. Estos gases suponen el 1% del fluido que llega al condensador y

se eliminan mediante bombas de vacío eléctricas.

El condensado obtenido se retiene en la parte baja del condensador desde

donde es aspirado por la bomba de condensado impulsándolo hacia los

precalentadores y el desaireador.

2.3.4. Torre de refrigeración

Las torres de refrigeración nutren del agua necesaria al condensador para

evacuar el calor de la corriente proveniente de la turbina de vapor. Se trata de torres

de refrigeración húmedas de tiro mecánico inducido con flujo en contracorriente.

El agua derivada del condensador entra a la torre de refrigeración por su parte

superior y se deja caer sobre un empaquetamiento de relleno que renueva la

superficie del agua que se está enfriando. En su caída, el agua se encuentra con una

corriente de aire frío que es impulsado por un ventilador situado en la parte alta de la

torre. En este cruce de flujos, una parte del agua es evaporada, otra es arrastrada por

el viento y otra cae al fondo de la torre desde donde es enviada de nuevo hacia el



40

condensador. Puesto que mucha del agua del circuito se pierde en la torre por

condensación con el aire, hará falta añadir agua al ciclo constantemente.

2.3.5. Precalentadores

Los precalentadores son intercambiadores de carcasa y tubo utilizados para

aumentar la temperatura del agua de alimentación. Hay dos grupos de

precalentadores: los de alta presión y los de baja presión.

Los precalentadores de baja presión recogen las extracciones realizadas en la

turbina de baja presión y precalientan el agua procedente del condensador a

expensas de la energía que todavía guardan las extracciones al no realizarse

completamente la expansión. El caudal procedente de las extracciones circula por la

carcasa, donde es expandido una vez ha intercambiado su energía y normalmente

redirigido hacia el siguiente precalentador. Esta operación se hace sucesivamente

hasta llegar al condensador.

Figura 2.17 Esquema del interior de un precalentador

Los precalentadores de alta presión se sitúan aguas abajo del desgasificador.

Realizan la misma operación que los anteriores precalentando el agua procedente del

desaireador.

2.3.6. Desaireador

El desaireador o desgasificador es un intercambiador abierto en el que confluyen

el condensado de la etapa de baja presión y las extracciones de la turbina de alta

presión, haciendo las veces de tanque de agua de alimentación. Su misión es evitar

que se cree una elevada concentración de oxígeno y otros gases contenidos en las

aguas naturales. Normalmente se requiere que la concentración de oxígeno en el

agua sea inferior a 7 ppb (partes por billón). Estos gases pueden ser agentes nocivos

que provocan fenómenos de corrosión en el acero y metales presentes en los

diferentes elementos que componen el bloque de potencia.

La desgasificación se puede realizar por métodos térmicos o por métodos

químicos. El método químico utiliza la adición de hidracina para el secuestro de

oxígeno.



41

El método térmico consiste en la adición de vapor al volumen de agua de

condensado para eliminar los gases disueltos en ella aprovechando dos efectos

paralelos: el vapor inyectado en la parte inferior del tanque hace el aire se separe y al

aumentar la temperatura del agua la solubilidad de los gases en ésta disminuye.

Figura 2.18 Estructura de un desgasificador

Para que se transfiera bien el calor del vapor al líquido hacen falta tres

condiciones:

Tiempo de residencia elevado.

Superficie de contacto elevada.

Coeficiente de transferencia de calor alto.

En la parte superior hay una válvula de sobrepresión que se abre y expulsa aire

cuando la presión aumenta lo necesario. También soltará vapor, por lo que se deberá

reponer el agua perdida. En la parte inferior del desgasificador se recoge el agua que

partirá hacia el generador de vapor.

2.3.7. Bombas del ciclo

La misión de las bombas es propulsar el agua condensada a través de todo el

circuito. Se colocan a la salida del condensador y a la salida del desgasificador.

Las bombas a la salida del condensador elevarán la presión del fluido hasta la

presión en la que se encuentra el desgasificador. Una vez el fluido sale del

desgasificador vuelve a pasar por unas bombas que aumentarán su presión hasta la

máxima del circuito.



42

Estos dos juegos de bombas están compuestos por tres bombas (del 50% de

capacidad) situadas en paralelo, tanto a la salida del condensador como del

desgasificador.

Durante la operación normal únicamente operarán dos de las bombas de

condensado instaladas, permaneciendo la otra en reserva.

2.4. Sistemas auxiliares

A parte de los componentes principales descritos hasta el momento, la instalación

también debe disponer de algunos sistemas auxiliares necesarios para el correcto

funcionamiento de la central.

2.4.1. Sistema de protección contra incendios

Al igual que cualquier construcción de estas características, la instalación debe

estar dotada de un sistema de protección contra incendios. La misión de este sistema

es prevenir y extinguir las posibles causas de fuego que se puedan dar de la forma más

rápida posible.

La protección contra incendios se vale de sistemas de detección, sistemas de

extinción, sistemas de almacenamiento de agua y sistemas de control y señalización.

Los sistemas de detección son los encargados de avisar de cualquier anomalía

que se produzca en la planta y que pueda acabar en riesgo de incendio mediante

señales de alarma. Estos sistemas utilizan detectores de humo/fuego, medidores de

temperatura y detectores de fugas para el caso de gases peligrosos.

En los casos en que no se pueda prevenir el comienzo del incendio se utilizan los

sistemas de extinción para paliar los efectos de dicha situación. Estos sistemas de

extinción se sitúan en las zonas de oficinas, campo solar, exterior de edificios, salas de

equipos, bloque de potencia y centros de transformación.

En caso de incendio, debe existir un almacenamiento de agua que pueda ser

utilizada para llevar a cabo tareas de extinción. Esta agua es impulsada por dos

bombas en paralelo, alimentadas desde fuentes diferentes para asegurar que en caso

de fallo en la línea eléctrica de una, la otra pueda prestar el servicio adecuado. El

emplazamiento de estas bombas tiene que estar protegido contra el fuego para que,

en caso de requerir sus servicios, no se vean impedidos por dicha causa.

Finalmente, el sistema de control y señalización centraliza todas las señales

relativas al sistema de protección contra incendios. La señalización ayuda al personal

de la planta a advertir el peligro, así como interactuar con diferentes elementos que

ellos mismos puedan emplear para dar la señal de alarma.

2.4.2. Sistemas de ventilación y aire acondicionado

El confort de los trabajadores y las condiciones de operación de los equipos

requieren un sistema de ventilación y aire acondicionado (HVAC, Heating, Ventilation



43

and Air Conditioning) para garantizar unas condiciones óptimas de temperatura y

humedad.

Las zonas donde se prevea una ocupación determinada o donde el personal

vaya a realizar alguna tarea deben estar provistas de un sistema de aire

acondicionado y de calefacción. Según la normativa vigente (Código Técnico de la

Edificación y Reglamento de Instalaciones Térmicas de los Edificios) el sistema de aire

acondicionado debe realizar las renovaciones de aire exigidas.

La ventilación de los espacios que así lo requieran, como salas de control de

motores, salas de turbina o salas de bombeo, ha de ser mediante ventilación forzada

por medio de ventiladores de impulsión o extracción.

Estos sistemas deben estar provistos de sus correspondientes silenciadores y filtros

de aire para garantizar la calidad del aire.

2.4.3. Sistema de aire comprimido

Una planta industrial de estas características tiene que disponer de un sistema de

aire comprimido para el funcionamiento de diversos equipos que se valen de esta

fuente para su actividad. La red de aire comprimido se distribuye por todos aquellos

puntos en los que se necesite.

La obtención del aire comprimido se lleva a cabo por medio de compresores

rotativos de forma redundante, existiendo dos compresores capaces de suplir cada

uno de ellos el gasto total de aire comprimido demandado por la central.

Como todo sistema de aire comprimido el aire debe ser correctamente filtrado y

tratado para darle las características oportunas. Este aire se almacena en diferentes

depósitos situados en puntos específicos dentro de las diferentes zonas de la

instalación. Los puntos de acceso deben estar dotados de conexiones rápidas y

válvulas de corte manual.

2.4.4. Sistema de alumbrado

Todas las instalaciones de la planta deben estar correctamente iluminadas, para

ello la central termosolar debe disponer de un alumbrado normal, un alumbrado de

emergencia y un alumbrado de apoyo. En el campo solar, los caminos y sendas

utilizadas para realizar cualquier tarea de mantenimiento u operación también deben

estar alumbrados.

El alumbrado normal asegura una iluminación suficiente tanto en los interiores

como en los exteriores de los edificios para poder llevar a cabo las operaciones que

en ellos se realizan.

El alumbrado de emergencia entra en funcionamiento en caso de fallo del

alumbrado normal. Del mismo modo, dota de la iluminación adecuada para la

evacuación del personal hacia zonas seguras y la entrada del personal de seguridad

hacia los equipos. Para asegurar su entrada en funcionamiento puede ser activado

desde dos fuentes diferentes, una línea eléctrica y un motor diésel de emergencia en

caso de fallo de la línea eléctrica.



44

El alumbrado de apoyo está referido a la iluminación de equipos contra incendios

y cuadros de alumbrado.

Por último, el alumbrado del campo solar se compone de sistemas reflectantes

sobre el suelo que ante la incidencia de una fuente de luz brillan dejando bien

señalizado el camino.

2.4.5. Sistemas eléctricos

Los sistemas eléctricos se dividen en dos grupos: los asociados a la generación de

electricidad y los asociados al funcionamiento diario de la central.

La electricidad generada debe elevar su tensión en un transformador para ser

vertida a la red de transporte. La línea de evacuación de electricidad debe ser de la

misma tensión que la red de transporte. Por lo tanto, la instalación dispone de una

subestación de evacuación.

El aprovechamiento de la electricidad para uso y consumo de la planta necesita

de otros transformadores, uno desde la tensión de generación hasta la de distribución

por la central, y otro desde la de distribución hasta la de consumo o baja tensión.

La subestación de evacuación dispone de un transformador desde la tensión de

generación hasta la tensión de transporte. Al igual que cualquier otra subestación del

sistema eléctrico, tiene los componentes característicos como interruptores trifásicos,

transformadores de intensidad, seccionadores, transformadores de tensión…

2.4.6. Sistema de suministro y tratamiento de agua

El agua requerida en la central termosolar procede de un pozo realizado en las

inmediaciones del complejo. Para su utilización el agua tiene que ser tratada para

adquirir las propiedades necesarias para cada uso.

Los tratamientos que requieren las aguas para la torre de refrigeración, el ciclo de

potencia, limpieza de espejos, servicios auxiliares y consumo humano son:

Estabilización: el agua procedente del pozo de alimentación es estancada

en una balsa donde se realiza una primera decantación de las partículas

más pesadas.

Filtrado: después de la estabilización, el agua se hace pasar por unos filtros

de antracita y arena. Estos filtros son utilizados con aquellas aguas que

presentan problemas de barro, suciedad o sólidos en suspensión. Una vez

realizado este paso, el agua se almacena en un tanque de agua filtrada.

Esta agua puede ser empleada como agua de saneamiento.

Ósmosis: con este proceso se pretende disminuir la salinidad del agua. La

ósmosis se realiza en dos etapas para conseguir una mayor reducción del

contenido en sales. Después de este proceso, el agua puede ser enviada

hacia las torres de refrigeración.



45

Desmineralización: en esta etapa se rebaja el contenido de iones presentes

en el agua con ayuda de resinas especiales. Esta agua está en disposición

de emplearse como reposición del agua del ciclo de potencia y para la

limpieza de los espejos parabólicos.

2.4.7. Sistema de tratamiento de efluentes

La central solar no sólo requiere materias primas de entrada, sino que también

genera algunos residuos que deben ser tratados oportunamente para su retirada por

una empresa autorizada o para su vertido fuera de la central.

Los efluentes procedentes del ciclo de potencia y de la torre de refrigeración, son

enviados a una balsa donde se homogenizarán, ajustarán su pH con el valor inicial y

serán decantados después de realizárseles un tratamiento de floculación.

Los efluentes aceitosos provienen de los derrames y fugas de los equipos. Su

tratamiento consiste en la separación entre aceite y agua para posteriormente ser

almacenados a la espera de su retirada por un agente autorizado.

Los efluentes sanitarios tales como aguas fecales o residuales pasarán por una

depuradora para acabar junto con los efluentes del ciclo de potencia y de la torre de

refrigeración.

2.4.8. Limpieza de espejos

Cuando los espejos del campo solar y los tubos receptores están sucios la

eficiencia de la central en conjunto disminuye. Para evitar estas pérdidas es necesario

realizar una limpieza periódica de estos elementos, manteniendo así el campo solar es

sus condiciones óptimas de funcionamiento.

Para esta tarea existen equipos especiales con agua a presión en spray que se

remolcan con vehículos a través del campo solar.

2.4.9. Estación meteorológica

La central deberá disponer de diferentes sensores que den información sobre las

condiciones atmosféricas existentes, para poder regular así el funcionamiento de la

planta en cada momento. Estos instrumentos son los siguientes:

Pirheliómetro, mide la radiación solar directa.

Anemómetros, miden la velocidad y dirección del viento.

Equipo de medida de la humedad relativa.

Información satélite de predicción de la evolución de las condiciones

meteorológicas que permita saber las condiciones de funcionamiento de la

planta en un futuro cercano.



46

3. Descripción y uso de Thermoflex.

Hay dos tipos de programas de balances de masa y energía: de aplicación

específica (Application-specific) y totalmente flexibles (Fully-flexible). Un programa de

aplicación específica es una herramienta de propósito concreto, que se centra

exclusivamente en un tipo de planta. El programa incluye un extenso modelo general

y el usuario selecciona un subconjunto del mismo a través de un procedimiento guiado

y estructurado. Un programa totalmente flexible es una herramienta de propósito

general, que permite a sus usuarios construir cualquier modelo mediante la conexión

de los bloques necesarios de una manera flexible y sin restricciones.

Thermoflex pertenece a la familia de los programas “Fully-flexible”, que tienen las

siguientes ventajas e inconvenientes frente a los “Application-specific”.

Ventajas: El programa es más general, y puede, en principio, modelar

cualquier sistema que el usuario desee definir. El programa proporciona una

biblioteca de modelos de componentes, que el usuario puede conectar

gráficamente para construir cualquier configuración. Esto permite una

mayor variedad que la que pueda estar incluida en un programa de

aplicación específica.

Desventajas: Este tipo de programa normalmente proporciona lógica de

componentes, pero deja la lógica del sistema a la elección del usuario. La

carga sobre el usuario es, por tanto, mucho mayor que para el tipo

Application-specific. El peso colocado sobre el programa en sí es también

mucho mayor; porque tiene que ser capaz de manejar sin problemas las

configuraciones del sistema y aplicaciones de componentes que sus

desarrolladores no han previsto, concebido, ni comprobado. Dado que el

programa no siempre puede "saber" lo que su usuario está tratando de

hacer, no puede cotejar todos los inputs, aumentando la posibilidad de

inconsistencias, cálculos problemáticos, y accidentes, respecto a un

programa específico robusto y bien organizado.

A continuación se resumen las características y capacidades de Thermoflex, su

interfaz gráfica, sus modos de simulación, la metodología general para diseñar un

proceso completo y algunas de sus herramientas más útiles.

Para la realización de este proyecto se ha utilizado Thermoflex 23, por lo que todas

las consideraciones aplicarán a esta versión.

3.1. Iniciar una simulación: preferencias.

Cuando se inicia Thermoflex por primera vez se deben seleccionar unas

preferencias generales que afectarán a todas las simulaciones de Thermoflex a partir

de entonces.

En la barra superior se elige Options/Set Preferences… y se abre un cuadro de

preferencias. La pestaña Main permite seleccionar el sistema de unidades que se



47

utilizará habitualmente, el sistema de cálculo de propiedades del vapor por defecto,

la frecuencia de la red y el modo de presentación de resultados.

La pestaña Computation permite modificar los límites del número de iteraciones y

tolerancias que se va a utilizar en los cálculos. Para introducir decimales hay que utilizar

la coma, ya que el programa no interpreta el punto del teclado numérico como coma

decimal.

El resto de pestañas permite modificar la unidad monetaria, la carpeta donde se

guardarán los archivos por defecto y una serie de preferencias en la presentación de

resultados (datos que aparecen, color de las corrientes, si aparece o no el número de

la corriente, etc.).

Una vez elegidas las preferencias se pulsa el botón OK, se cierra el cuadro y se

puede empezar a trabajar con Thermoflex.

Si en alguna ocasión se quiere trabajar con otro sistema de unidades pero sin

modificar las preferencias generales se puede utilizar Options/Current Settings… donde

aparece las mismas opciones pero solo aplicadas al fichero en el que se trabaja en

ese momento.

3.2. Interfaz gráfica.

La pantalla inicial de Thermoflex está formada por un área de trabajo rodeada

por una barra de herramientas superior, una inferior y una en el lateral derecho.

Figura 3.1 Pantalla inicial de Thermoflex

La barra superior está formada por los botones File, Edit, Options, Define, View y

Help. Estos botones permiten guardar la simulación, deshacer y ajustar las opciones del

apartado anterior, entre otras cosas. La mayoría de las opciones aparecen



48

inaccesibles y se irán desbloqueando a medida que el modo de simulación lo permita.

Bajo esta primera barra se sitúan una serie de botones que, en un futuro, permitirán

cambiar de modo de simulación y visualizar distintos resultados. Al inicio de cualquier

simulación sólo está disponible el botón “play” situado a la derecha de Edit Drawing.

La barra inferior permite añadir los equipos, fuentes y sumideros que formarán el

modelo. Al hacer clic en cualquiera de los botones (Water/Steam, Gas/Air, Other

Fluids, etc.) se despliega un menú de equipos compatibles con los componentes

indicados en las etiquetas. Se pueden distinguir dos tipos de iconos: los que tienen el

borde del cuadro negro y los que lo tienen verde. Los del borde negro son los equipos

que se pueden utilizar con la licencia básica de Thermoflex. Los del borde verde son

equipos que solo están disponibles si se tiene la licencia PEACE (Plant Engineering And

Construction Estimator), al situar el cursor sobre el icono aparece un mensaje

indicando que si se utiliza el equipo no se podrá correr la simulación. Este paquete se

complementa con Thermoflex para darle una mayor complejidad en las simulaciones,

incluso aparece una estimación económica del coste de la planta.

En la barra lateral se encuentra un primer icono que indica la zona del área de

trabajo que se está viendo. Los siguientes botones son de selección y arrastre del área

de trabajo. El martillo es equivalente a utilizar la barra superior Options/Current Settings.

La lupa y el triángulo son botones de zoom. Los dos siguientes botones son un buscador

de equipos y un buscador de corrientes, respectivamente. Los botones kW, X=3 y

P,T,M,H permiten añadir en pantalla etiquetas que muestren los consumos o

generaciones eléctricos de los equipos, las propiedades de las corrientes o cualquier

otra variable del sistema. Los dos botones siguientes permiten añadir una tabla de

variables y una tabla de corrientes respectivamente. El resto de botones sirven para

añadir cuadros de texto o dibujos.

3.3. Descripción de Modos de Simulación.

3.3.1. Modo Edit Drawing.

Es el único modo disponible cuando se inicia una nueva simulación. El objetivo de

este modo es añadir todas las corrientes y equipos que precisa el modelo. Hay que

tener en cuenta que en todo modelo inicial tiene que haber, al menos, una fuente y

un sumidero.

Al añadir un equipo se puede pulsar F9 para rotarlo buscando la posición más

idónea para el modelo. En general, las flechas de color sólido que aparecen en los

equipos indican que debe conectarse obligatoriamente una corriente en ellas y las

flechas blancas son para corrientes opcionales.

Una vez se han añadido todos los equipos y corrientes se pulsa el botón de play

que hay al lado de Edit Drawing. En caso de que se hubiera omitido alguna corriente,

fuente o sumidero aparece un mensaje y un cuadro a la izquierda de la pantalla que

nos muestra una ayuda para localizar cual puede ser el problema. Si no se ha olvidado

unir ninguna corriente a ningún equipo aparece el siguiente mensaje: Congratulations!

Drawing complete. You may edit inputs now. Este mensaje indica que se ha

completado el modo Edit Drawing y se puede pasar al siguiente modo.



49

Para añadir o mover cualquier equipo siempre se podrá volver al modo Edit

Drawing pulsando el botón correspondiente a la derecha de la barra de herramientas

superior (siempre se puede ir hacia detrás pero no hacia delante en cuanto a modo

de diseño se refiere). Se podrá editar la parte gráfica sin que se pierdan los datos

termodinámicos ya introducidos.

Si es necesario que el esquema del proceso quede más claro se pueden eliminar

las líneas de algunas corrientes haciendo clic con el botón derecho del ratón sobre

ellas y eligiendo la opción de unir con etiquetas (connect with tags). Esta opción se

utiliza también para conectar las corrientes que están en distintas pestañas.

3.3.2. Modo Thermodynamic Design.

Una vez se ha simulado correctamente el modo Edit Drawing, la simulación pasa

al modo Thermodynamic Design. Lo primero que se debe hacer en este modo es

especificar las condiciones ambientales pulsando el botón Edit Inputs. Si se desconoce

el valor de los parámetros, pulsando el botón ASHRAE Climate se abre una tabla con

distintas ciudades y sus condiciones ambientales tipo.

El objetivo de este método es diseñar los equipos para que cumplan una

determinada función. Para ello habrá que indicar condiciones de entrada a los

equipos y las condiciones de salida o las exigencias de trabajo del mismo.

Para introducir los datos de las corrientes y equipos se tienen dos opciones: desde

el cuadro anterior (pasando a la pestaña Components), o haciendo doble clic en el

icono. Si estando en la pantalla de un equipo se pulsa F1, se abre la ayuda del equipo

que se está definiendo. Cada unidad necesitará que se le especifiquen unos datos

concretos, que aparecerán disponibles y con un valor por defecto. Pulsando el botón

derecho sobre algunos equipos se puede imponer el modo Rubber ON, lo que

proporciona a ese equipo la capacidad de adaptarse a las condiciones que le

vengan impuestas del resto del proceso. Esta opción es especialmente útil para los

sumideros.

Una vez completadas las entradas se corre la simulación y, si no hay errores, al

hacer doble clic en los equipos se pueden ver los cálculos de diseño que ha hecho el

programa. Si se quiere cambiar las condiciones de alguna corriente o equipo hay que

pulsar en Edit Inputs.

3.3.3. Modo Engineering Design.

Cuando se han diseñado los equipos en modo termodinámico (o Design Mode,

dependiendo del equipo), el botón del extremo derecho de la barra de herramientas

permite elegir el modo Engineering Design, siempre y cuando esté disponible para

alguno de los equipos utilizados. Este modo permite aumentar el número de

especificaciones de algunos equipos.

Por ejemplo, para el caso de las bombas, permite indicar el tipo de bomba, el

número de unidades que forman la estación de bombeo, la capacidad nominal de

cada bomba, si son de velocidad fija o variable, introducir su curva de

funcionamiento, etc.



50

3.3.4. Modo Off-Design.

El modo Off-Design aparece disponible una vez se ha ejecutado el modo

termodinámico. En este modo los equipos ya se han diseñado para cumplir las

especificaciones deseadas, por lo que el programa no modificará el diseño de los

equipos.

El objetivo de este modo es estudiar cómo se comportaría un equipo o una planta

en unas condiciones de operación diferentes al punto de diseño. Para ello se pueden

modificar las fuentes del proceso de forma que el programa calcule las condiciones

de salida de cada equipo según las corrientes de entrada y el equipo ya diseñado en

las etapas anteriores.

El nombre del modo Off-Design debe asociarse a que el programa ya no

modificará de forma autónoma los equipos para adaptarlos al punto de operación en

el que se está trabajando en ese momento. Sin embargo este modo permite modificar

de forma manual algunas características de los equipos. Por ejemplo, permite

especificar las dimensiones del desgasificador, sobrescribiendo las calculadas por el

programa. En los intercambiadores de calor permite modificar el coeficiente de

pérdida de carga y las condiciones nominales de diseño o incluso en un “pipe” se

permite introducir una pérdida de carga mayor para simular incrustaciones en las

conducciones.

3.3.5. Modo Mixed.

El modo Mixed se activa cuando se tienen equipos en diferentes modos. Un caso

habitual es cuando, tras haber diseñado parte del proceso y haber trabajado con él

en Off-Design, se decide volver a Edit Drawing para añadir un nuevo equipo. Al añadir

el equipo y ejecutar la simulación se pasa al modo mixto, ya que el nuevo equipo

estará en Thermodynamic Design, mientras que los equipos antiguos estarán en Off-

Design.

En este modo es importante no olvidar en qué modo está cada equipo. Esto se

puede ver en el desplegable de la zona superior derecha de la ventana que se abre

al hacer doble clic en cada equipo o situando el ratón encima del equipo.

3.3.6. Modo Defined Performance.

Este modo puede usarse para simular un comportamiento no habitual de un

componente, como errores o restricciones del equipo no contempladas en Thermoflex.

Para activar este modo basta hacer doble clic en el componente en cuestión y

seleccionar Defined Performance en la casilla de modo.

Posteriormente, en las casillas inferiores que aparecen habilitadas en este modo se

introducen los parámetros necesarios para simular las condiciones no habituales en las

que estaría operando el componente. Por ejemplo, si se simula un condensador a

bajas cargas puede suceder que Thermoflex estime una presión de condensación

inferior a la que el equipo es capaz de alcanzar. En ese caso se cambia el modo del

equipo a Defined performance y se limita la presión de condensación a la que

realmente el equipo pueda alcanzar.



51

Este modo es también empleado frecuentemente en los precalentadores para

simular que alguna de las extracciones de la turbina está cerrada. En este caso lo que

se hace es imponer que la temperatura del condensado a la salida del precalentador

es igual o inferior a la entrada al mismo. De esta forma, Thermoflex calculará que la

extracción necesaria para que el precalentador realice el salto de temperaturas

impuesto en el condensado es cero.

3.4. Metodología.

En este apartado se pretende describir la metodología general para la simulación

de un proceso completo. En apartados posteriores se tratan con detalle equipos (o

conjuntos de equipos) concretos que merecen una mención especial. Como

comentario general, nunca se debe dejar ningún parámetro de diseño de ningún

equipo con el valor que indica Thermoflex por defecto. Siempre se debe entender la

definición del parámetro y evaluar, con los datos disponibles, si el valor que sugiere

Thermoflex es razonable para el caso particular que se está simulando.

Una de las grandes ventajas de Thermoflex es que permite diseñar equipos o

grupos pequeños de equipos y, una vez diseñados cada uno para la carga

adecuada, y ya en Off-Design, unir todas las partes para tener en una simulación el

proceso completo.

El primer paso siempre es hacer el esquema del proceso. En el modo Edit Drawing

se añaden los equipos y corrientes necesarios y se conectan entre sí.

El segundo paso es hacer el diseño termodinámico, partiendo de las condiciones

a la entrada de los equipos y añadiendo los datos que se tengan de la salida de los

mismos.

El modo ingeniería no siempre está disponible, ya que dependerá de si el equipo

lo admite o no. Se podrán especificar datos del tipo curva de la bomba, velocidad de

los fluidos a la entrada/salida de los tanques, etc.

En el modo Off-Design se pueden modificar los equipos que ha diseñado el

programa para ajustar algún parámetro que no está disponible en otro modo anterior.

Por ejemplo, en el caso de un desgasificador permite modificar las dimensiones del

mismo. El programa calcula unas dimensiones, pero puede ocurrir que se disponga de

documentación del equipo y del proceso y se sepa que el equipo tiene otro tamaño.

En este modo se pueden sobrescribir las dimensiones calculadas. El modo Off-Design

también permite analizar cómo se comporta el equipo a otras cargas de trabajo.

Una vez que se tienen todos los equipos o partes del proceso modeladas por

separado y ya en modo Off-Design, se pueden unir todas utilizando la opción

File/Add… Para añadir una simulación a otra será necesario que ambas estén

ejecutadas y habrá que pasar al modo Edit Drawing para poder conectar las nuevas

corrientes del proceso. Cuando se añaden simulaciones éstas siempre se añaden en

una nueva pestaña. Es habitual que aparezca un cuadro de texto indicando que las

corrientes que se intentan añadir tienen el mismo nombre que las ya presentes y que

se renombrarán. Al tratar de unir con una corriente equipos que estén en pestañas



52

diferentes, éstos aparecerán unidos mediante etiquetas y, al pinchar en las etiquetas,

se pasa automáticamente a la pestaña en la que está el otro equipo.

Un equipo imprescindible para unir las diferentes partes del proceso y cerrar el

ciclo es el Makeup/Blowdown. La finalidad de este equipo es ayudarnos a cerrar el

balance de masa introduciendo o eliminando pequeñas cantidades de materia de la

corriente en la que se introduce. Por ejemplo, es habitual que haya una purga en el

evaporador de un generador de vapor. Este equipo añadirá la misma cantidad de

agua que se elimina por la purga para que el balance de masa del ciclo completo

cuadre. El Makeup/Blowdown siempre se añade en la corriente de salida del

condensador (o del equipo que realice la función equivalente).

3.5. Herramientas del programa.

En este apartado se pretende hacer una recopilación de las herramientas más

útiles de las que dispone el programa para facilitar la obtención de resultados.

3.5.1. Custom efficiency. Energy acounting

No son herramientas propiamente dichas, pero pueden facilitar la obtención de

conclusiones con respecto al rendimiento térmico del ciclo.

Mediante el Energy acounting se define qué corriente de las presentes es

considerada como FUEL, es decir, como fuente de energía del proceso.

Mediante Custom efficiency se puede imponer cómo se define el rendimiento de

la simulación para hacerlo coincidir con la definición utilizada en el proceso real

mediante el uso de corrientes como entrada y salida de energía.

3.5.2. Control loops

Los Control loops son una herramienta que se utiliza para conseguir un

determinado valor de un parámetro variando otro que tenga relación con el

parámetro objetivo.

Se añaden mediante el botón Define/Control loops. En la ventana que se abre se

puede modificar el nombre del mismo e indicar si estará habilitado o deshabilitado. Al

pulsar sobre Output A se elige la variable objetivo, su valor deseado y la tolerancia

admitida. En la pestaña Select Control Inputs se selecciona el parámetro que se varía

para conseguir el objetivo y los límites de variación del mismo.

La herramienta Control loops es muy útil por ejemplo en el diseño de los

turbogrupos, ya que permite ajustar a la vez presiones y temperaturas a la salida de las

turbinas.

Notar que la herramienta Control loops está disponible desde el modo

termodinámico o de diseño, pero con la particularidad de que los parámetros a variar

pueden ser distintas a las que se tendrían si se estuviera en el modo Off-Design.



53

Figura 3.2 Ventana Control Loops

3.5.3. Searcher

El Searcher es una herramienta de optimización que aparece en

Define/Searcher…. En la pestaña de la izquierda se toma como objetivo la variable

cuya evolución se quiere estudiar y se establecen los límites y tamaño de paso de la

que se va a modificar. En la pestaña de la derecha se define la gráfica que se desea

visualizar para la presentación de resultados. Se puede realizar una maximización o

minimización de alguna variable.

3.5.4. Excel Link

El Excel Link es la herramienta que permite vincular Thermoflex con Excel. Para

tenerlo disponible se debe tener instalado el complemento Thermoflow-ELink en Excel.

Dentro de Excel, en el botón New link to Thermoflex se selecciona el archivo de

Thermoflex con el que queremos trabajar.

Esta herramienta está orientada a correr diferentes casos de un mismo archivo

variando los parámetros elegidos como inputs y obteniendo en cada simulación los

outputs que se ha seleccionado. En ningún momento se modifica el archivo de

Thermoflex original, por lo que resulta muy útil como herramienta de análisis de

sensibilidad.



54

4. Análisis de sensibilidad del campo solar de una

central CCP con Thermoflex

En este capítulo se estudiará la sensibilidad de la planta a varios de los parámetros

que permite modificar Thermoflex. Dichos valores tendrán influencia directa sobre el

campo solar, por lo que podrá comprobarse cómo funciona y ante qué parámetros es

más sensible.

En primer lugar hay que construir el modelo de la planta completa en Thermoflex.

Para ello se detallan a continuación los pasos necesarios, organizándolos por sistemas,

es decir, se modelarán el campo solar, los cuerpos de turbina, el generador de vapor,

etc. por separado para después unirlos y montar el modelo completo de la planta.

La central será diseñada para construirse en Badajoz. Las condiciones ambiente

nominales serán las condiciones medias en Badajoz en Junio, ya que para los datos de

irradiación del campo solar se tomará como día de diseño el solsticio de verano (22 de

Junio):

Temperatura ambiente ºC 22,5

Humedad relativa % 55

Altitud m 184

Tabla 4.1 Condiciones ambiente

El tamaño de la planta se ha elegido de acuerdo a la limitación impuesta por el

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que sólo se benefician del régimen

especial las plantas de hasta 50 MWe. Este Real Decreto ha sido actualizado por el

Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, en el que se incrementan las tarifas reguladas.

Por este motivo, la potencia nominal de la planta será de 50 MW.

El fluido caloportador a usar en el campo solar y el generador de vapor será el

aceite sintético Therminol VP1, cuyas características se detallan a continuación:

Apariencia Líquido transparente

Composición Mezcla eutéctica de bifenilo y

óxido de difenilo

Temperatura global máxima 400 ºC

Temperatura de película máxima 425 ºC

Punto de ebullición 257 ºC

Punto de congelación 12 ºC

Densidad del líquido a 25 ºC 1060 kg/m3

Calor específico a 393 ºC 2.601 kJ/kg·C

Tabla 4.2 Propiedades del Therminol VP1



55

Se usará el sistema internacional de unidades expresando la temperatura en

grados Celsius y el caudal másico en kg/s. La frecuencia de la red es 50 Hz.

En primer lugar se describirá cómo modelar el campo solar de colectores

cilíndrico parabólicos, que constará de un grupo de bombeo que proporciona la

presión necesaria desde la salida del generador al comienzo del campo solar y de un

equipo que simula un campo solar de colectores lineales.

Después se explicará el diseño del ciclo de vapor, que se dividirá en generador de

vapor, grupo de turbinas, sistema de condensación y grupo de precalentadores y

desgasificador.

Para la elección de las condiciones de diseño se tiene como premisa producir 50

MW eléctricos maximizando el rendimiento del ciclo (el rendimiento habitual de este

tipo de plantas está entre el 27 y el 40%) y minimizando el caudal de aceite térmico

por el campo solar y el generador de vapor con el objetivo de minimizar el consumo

de las bombas del campo solar, el tamaño de tuberías e intercambiadores, el área

requerida de espejos… Además, este tipo de aceites se degradan con el tiempo y el

uso, por lo que habría que tener un sistema de regeneración de éste (ullage) y

renovarlo cuando pierda sus cualidades.

Uno de los puntos críticos de diseño es el vapor principal. El caudal de vapor

producido en el generador de vapor es resultado de un lazo de control que varía el

caudal de HTF para conseguir generar 50 MW. El vapor deberá estar lo más

sobrecalentado posible, para evitar que se condense durante la expansión y optimizar

el rendimiento del ciclo, estando limitado por la temperatura de entrada del aceite al

sobrecalentador y el tamaño de éste. La presión a la entrada de la turbina es también

optimizable. Una presión alta implica una capacidad de expansión mayor, pero limita

el grado de sobrecalentamiento del vapor y aumenta el consumo de las bombas de

agua de alimentación, además de exigir unos equipos y tuberías más robustos, lo que

se traduce en un mayor coste de la planta.

Cabe recordar que, aunque se han tomado valores de diseño habituales y

coherentes, el objeto de este proyecto no es optimizar una planta de éstas

características, sino explicar los pasos necesarios para modelarla en Thermoflex y

estudiar la sensibilidad del campo solar.

Por último se modificarán varios parámetros tales como las condiciones

ambientales, la localización de la planta, el fluido térmico utilizado… para estudiar

cómo influyen en el funcionamiento de la planta y del campo solar.

4.1. Campo solar

Para modelar el campo solar se usará el equipo “Solar Field”, que se encuentra en

la pestaña General y el equipo “General Pump”, también en la pestaña General. A

continuación se explican los pasos a seguir en cada etapa de diseño para los dos

equipos y se describen los inputs necesarios para especificarlos correctamente.



56

4.1.1. Campo solar

Antes de empezar a diseñar el sistema hay que poner todos los componentes

necesarios en la pestaña Edit Drawing. Aparte del equipo se necesitarán una fuente,

“Source” y un sumidero “Sink” de HTF, que se encuentran en la pestaña Other Fluids.

Thermodynamic Design

Lo primero que hay que hacer es definir la fuente de HTF. El fluido caloportador de

diseño es Therminol VP-1, que puede elegirse de una base de datos pulsando en Show

Library. La presión de entrada al campo solar se dejará Rubber, es decir, se calculará a

partir de la presión fijada en el sumidero (la que se necesita a la entrada del

generador de vapor) y de las pérdidas de carga dentro del campo. La presión

resultante será la de diseño de la bomba. La temperatura de la fuente será la de

salida del generador, 293 ºC. El caudal de vapor necesario para conseguir la

producción deseada serán 552,9 kg/s

Los inputs que se necesitan para definir el campo solar en este modo son:

- Desired exit temperature: El Therminol VP-1 empieza a degradarse a partir de los

400 ºC, por lo que se tomarán 393 ºC como temperatura de salida. Se intenta con este

valor mantener un compromiso entre tener una temperatura segura para el aceite y

los equipos y obtener el máximo sobrecalentamiento posible en el vapor principal.

- Desired fluid massflow: 552,9 kg/s es el caudal que se necesita para generar el

vapor que produzca 50 MW.

- Flow priority: Strong. El campo solar tendrá una jerarquía mayor que la fuente en

los cálculos que hace el programa por lo que, si los datos de ambos equipos no

coincidiesen, el valor introducido en la fuente sería ignorado.

- Assumed total pressure drop: Se toma un valor por defecto del 10%.

- Collector Type: Parabolic trough.

Engineering Design

ED Main inputs:

En este modo se amplían los valores de entrada para diseñar el campo solar. En la

pestaña Main Inputs se añadirán los siguientes inputs:

- Desired solar multiple: Sirve para sobredimensionar el campo solar con vistas a

usar más lazos en momentos determinados, como en días con más radiación que la

de diseño o en el caso de mantenimiento de alguno de los lazos. Se ha tomado como

valor adecuado para este parámetro 1,3.

- Design point collector nominal optical efficiency: Es un rendimiento óptico

global del colector que tiene en cuenta la reflectividad de la superficie del

concentrador, el factor de interceptación, la transmisividad de la cubierta de cristal

del tubo absorbedor y su absortividad. Se asume que este rendimiento es igual al 75%.



57

- Pérdidas de presión y calor en las tomas principales de entrada y salida de HTF:

Las pérdidas de presión se consideran iguales en ambas tuberías. Las pérdidas de calor

se consideran más altas en la toma de salida, ya que la temperatura del aceite será

mayor que a la entrada a los colectores.

- Desired mass flux in receiver tubes: Se usa para calcular el número de lazos

necesario. El valor calculado por Thermoflex es 1767,8 kg/m2·s.

Figura 4.1 Campo solar. ED Main Inputs

Irradiance

Thermoflex ofrece cuatro formas de especificar la irradiación; en este modelo se

usará la estimación según los datos de la localización de la planta. Las coordenadas

de Badajoz son: Latitud: 38,88º, Longitud: -7,02º.

Usando el ángulo cenital (calculado a partir de la latitud de la planta y una

aproximación de la posición relativa tierra-sol a lo largo del año) y la altura del sitio, el

programa obtiene la irradiación normal directa (DNI). Mediante el parámetro Haze

index pueden especificarse las condiciones de nubosidad de la atmósfera, lo que

afecta a la transmisividad de la radiación solar. Un valor 0 de este parámetro indica

condiciones de día despejado y 1, de día completamente nublado, según el modelo

de Hottel, que se explicará más adelante. Para el diseño del campo solar se considera

un día despejado (Haze index = 0).

Se ha elegido el solsticio de verano (día del año 173) como día de diseño por ser

un día significativo, es en el que hay más horas de sol; y las 12 hora solar por ser la hora

del día en que el sol está en su punto más alto.

Pueden incluirse también en el modelo las sombras que crea un colector sobre

otro cuando el sol está en su posición más baja respecto al horizonte seleccionando la

opción Include aperture shadowing.



58

Figura 4.2 Campo solar. ED Irradiance

El programa muestra dos gráficas de radiación a lo largo del día: la curva verde

muestra la irradiación normal directa estimada en el lugar de construcción de la

planta y la azul representa la radiación normal a la apertura del colector. También se

indican los valores máximo y medio de radiación.

Collector Design

En esta pestaña pueden especificarse las características físicas de los colectores y

cómo las filas de colectores son organizadas en el campo solar. Para el diseño del

campo solar se seleccionará la opción automática, que permite que el programa

calcule las dimensiones del colector basándose en la absorción de calor total del

campo.

Más tarde en Off Design estos parámetros podrán ser modificados para

comprobar el comportamiento del campo solar si, por ejemplo, se cambiase el tubo

absorbedor.

Flow Path Hardware

Esta pestaña contiene los parámetros de los que depende el cálculo de la

pérdida de carga en el campo solar. Pueden incluirse el número de distintos tipos de

codos, de distintos tipos de válvulas, de juntas de expansión…

También puede seleccionarse el material en el que está construido el tubo

receptor.

Para el diseño del campo solar se dejan los valores que da el programa por

defecto, aunque estos parámetros también serán susceptibles de estudio.



59

Off-Design

Cuando todos los parámetros conocidos están introducidos en el modelo del

campo solar, se corre el programa y se pasa al modo Off-Design o fuera de diseño. Si,

sin pasar a Edit Inputs, se pincha en el equipo, se puede observar mucha información

interesante que calcula Thermoflex sobre el campo solar.

Aparecen los valores calculados para cada parámetro característico del campo

solar, del receptor, de cada lazo…; una sección del colector con sus medidas; el

gráfico de irradiancia… En la Figura 4.3 puede verse un esquema a escala del campo

solar calculado por Thermoflex en el que se indican el número de lazos, el área total

ocupada por los colectores y el área efectiva de espejos, entre otros.

Figura 4.3 Plano campo solar

Muchos de éstos parámetros pueden modificarse para ver cómo influyen en el

resultado final (energía absorbida, pérdida de carga, tamaño del campo solar…) sin

que el modelo original se vea alterado.

También puede cambiarse el estado del equipo a Out of service, lo que simularía

que el equipo está “bypasseado”.

4.1.2. Bombas de HTF

En el modo Edit Drawing se selecciona una bomba general, “General Pump”, en

el menú, a la que habrá que indicar el tipo de fluido con el que trabaja en la fuente

conectada a la misma.

Las siguientes instrucciones pueden adaptarse para modelar cualquier tipo de

bomba.



60

En el modo termodinámico es necesario introducir dos datos de entrada:

eficiencia isentrópica y salto de presión que debe dar la bomba. Al estar definido de

esta forma, el sumidero podemos dejarlo en modo Rubber, ya que el salto de presión

está fijado en la definición de la bomba. La eficiencia isentrópica determinará una

primera estimación del autoconsumo de la bomba.

Se ha considerado para el diseño de la bomba de HTF que su rendimiento

isentrópico es del 87%. El salto de presión es el necesario para que el fluido vuelva al

generador de vapor con presión suficiente para pasar por él, teniendo en cuenta las

pérdidas de carga en el campo solar y en el trayecto entre éste y el generador. Del

diseño del campo solar se obtiene que, para llegar al generador con

aproximadamente 15 bares, el aceite debe llegar a la entrada del campo de

colectores con 21,65 bares. Se asume que a la salida del generador el lado HTF tendrá

13 bares de presión, por lo que el salto que debe dar la bomba es de 9 bar.

Figura 4.4 Bomba de HTF. TD

El modo Engineering Design de Thermoflex permite definir el tipo de bomba, el

número y la configuración de las mismas. Se introducen las eficiencias tanto

mecánicas como del motor. En el apartado Speed se debe definir si la bomba tendrá

variador de frecuencia, y la velocidad de giro del eje.

En la gráfica que aparece a la izquierda de la pantalla se define el punto de

diseño de la bomba. Para ello será necesario introducir la eficiencia isentrópica y los

márgenes de flujo y altura de la bomba. Suele ser habitual que estos márgenes sean

cero cuando se tiene variador de frecuencia, de modo que el punto de diseño de la

bomba coincida con el punto de máxima eficiencia.

Se considera que habrá dos bombas, para que en operación normal trabaje una,

habiendo otra en reserva por si ocurriese algún tipo de imprevisto (disparo de la

bomba, mantenimiento…).



61

Figura 4.5 Bomba de HTF. ED

En la pestaña Other Inputs se debe introducir la curva de la bomba que definirá el

comportamiento de la misma para los puntos fuera del punto de diseño. Para ello se

pulsa el botón Edit/View Pump Curve. En la tabla que aparece se define la curva de

funcionamiento de la bomba en forma adimensional. En las dos primeras columnas se

introducen caudales y alturas seleccionando varios puntos de las curvas reales dadas

por el fabricante y se dividen todos ellos por el correspondiente caudal y altura

nominal de diseño para dejar todos los datos de forma adimensional. En la última

columna se introducen los rendimientos isentrópicos de cada uno de esos puntos,

restándoles el rendimiento isentrópico del punto de diseño.

Figura 4.6 Bomba de HTF. Curvas de funcionamiento.



62

El rendimiento isentrópico se calcula a partir del hidráulico, que es del que se

dispone normalmente, considerando que los rendimientos mecánico y del motor son

constantes. La ecuación del rendimiento hidráulico es:

De esta forma se obtendrían las curvas de operación H-Q y rend-Q.

Dado que en estos cálculos se está suponiendo un rendimiento mecánico y un

rendimiento del motor constantes con todo grado de carga y que se ajuste a la curva

de rendimiento hidráulico, se debe introducir en la otra curva que pide Thermoflex

(Motor Loss Curve) una variación nula de las pérdidas mecánicas con el grado de

carga, poniendo todos los valores de la segunda columna igual a 1, por ejemplo.

Si se conoce la potencia consumida en el eje de la bomba, se puede introducir

en el apartado de motor.

Una vez se tienen modelados los dos equipos (campo solar y bombas de HTF) y en

Off Design, pueden unirse en un mismo archivo para tener el modelo completo del

sistema de campo solar y unirlo después a los modelos de los diferentes sistemas. El

campo solar completo queda de la siguiente manera:

Figura 4.7 Campo solar

4.2. Generador de vapor

Los principales datos que se necesitan para simular el generador de vapor están

relacionados con las presiones y temperaturas de entrada y salida de las distintas

etapas.

En primer lugar, hay que definir las condiciones de presión, temperatura y el

caudal de cada una de las fuentes del sistema (o título en el caso de que una fuente

sea agua saturada). Los valores de diseño de dichas condiciones se muestran en la

Tabla 4.3.

En segundo lugar, independientemente del método que se elija para especificar

las condiciones de diseño de los equipos, habrá que indicar el factor de pérdida de

presión, tanto para el lado carcasa como para el lado tubo. La pérdida de carga

siempre hay que especificarla como el factor dp/p, que se define en Thermoflex:



63

Por último, son necesarios datos relacionados con el rendimiento térmico. Las

pérdidas al ambiente se indican como energía específica (kJ/kg) o como el

porcentaje de calor cedido al ambiente frente al total cedido por el fluido caliente. La

transmisión de calor total en el equipo podrá indicarse como un dato directo, como

un rendimiento o como las condiciones alcanzadas a la salida de uno de los fluidos (o

los dos), es decir, existen diferentes modos de diseño en función de los datos

disponibles.

Lado HTF

Entrada

14,9 393 ºC 552,9 kg/s

Salida

13 bar 293 ºC 552,9 kg/s

Lado agua/vapor

Entrada: 210 ºC 52,6 kg/s

Condiciones saturación: 110 bar / 318,1 ºC

Salida Economizador: 315 ºC

Salida Evaporador: x=1

T_HTF = 319,9 ºC

Salida Sobrecalentador: 381 ºC

Salida Recalentador: 381 ºC

Parámetros comunes

dp en Tuberías: 0,2 bar

dp en Equipos: 0,5 bar

dQ: 0,5

Minimum Pinch: 2,778 ºC

Tabla 4.3 Valores de diseño del generador de vapor

La temperatura de salida del economizador se ha elegido para que el agua

tenga aproximadamente 3 ºC de subenfriamiento, evitando así posibles daños en el

equipo si el agua pasase a estado bifásico dentro de él. Lo ideal es tener la misma

temperatura a la entrada de ambas turbinas de alta y baja presión, por lo que el

sobrecalentador y el recalentador se diseñan para ello. La cantidad de caudal de HTF

que pasa por el sobrecalentador y el recalentador respectivamente se obtiene con un

Control loop cuyo objetivo es obtener una temperatura de salida del generador igual

a 293 ºC, ya que el campo solar se ha diseñado para aumentar la temperatura del

aceite térmico un máximo de 100 ºC.

Las pérdidas de carga tienen que introducirse en el programa

adimensionalizadas, por lo que se ha calculado el valor necesario en cada caso para

conseguir las caídas de presión indicadas en la Tabla 4.3. El valor del mínimo pinch

permitido es el que sugiere Thermoflex por defecto.



64

Edit Drawing

Un generador de vapor está formado por cuatro módulos: el precalentador o

economizador, el evaporador, el sobrecalentador y el recalentador.

En primer lugar se dibuja el esquema del proceso, como se indica en la Figura 4.8

Esquema del Generador de Vapor. Son necesarios una fuente y un sumidero de HTF

(pestaña Other Fluids) y dos fuentes y sumideros de agua, para proporcionan el agua

en condiciones de entrada al economizador y el vapor en condiciones de entrada al

recalentador.

Los intercambiadores de calor de cualquiera de las etapas se simulan con un

intercambiador del tipo “General HX”, que se encuentra dentro de la pestaña General

del modo Edit Drawing.

Figura 4.8 Esquema del Generador de Vapor

Se utilizan “Pipes” para simular las pérdidas de carga de los tramos de tuberías y

“Spliters” y “Mixers” para dividir y unir corrientes.


Una vez se ha simulado satisfactoriamente el modo Edit Drawing, se comienzan a

introducir los datos de las distintas fuentes en el modo Thermodynamic Design (presión,

temperatura o título y, componente en el caso del HTF).

Los sumideros pueden activarse en modo Rubber para que sean capaces de

adaptarse a las condiciones que le vengan impuestas por el proceso o definir una

presión de descarga.

Los “Spliters” tienen dos inputs: la fracción de reparto entre las corrientes de salida

(caudal total hacia un lado/caudal total que llega al Spliter) y si existe o no laminación

de alguna de las corrientes de salida.

Los “Pipes” necesitan dos datos de entrada: el factor de pérdidas de carga y la

energía disipada al ambiente.

Los intercambiadores de calor tienen unos parámetros de entrada comunes y

otros que varían según el método de diseño. Los parámetros comunes son las pérdidas

térmicas al ambiente (medidas en % sobre el calor aportado por el fluido caliente), el



65

pinch mínimo y el factor de pérdida de carga para cada uno de los lados del

intercambiador (carcasa y tubos).

Existen tres métodos de diseño en los “General HX”:

- E: se especifica la eficiencia del proceso de transmisión de calor. Los caudales y

condiciones de ambas corrientes vienen impuestos por el proceso.

- S: se especifican las condiciones de salida de una de las corrientes (temperatura

en el caso de líquido subenfriado o sobrecalentado y título en el caso de saturado). El

caudal de ambas y las condiciones de salida de la otra corriente vienen impuestos por

el proceso.

- SS: se especifican las condiciones de salida de ambas corrientes (temperatura o

título). El caudal de la que se elija como corriente principal vendrá impuesto por el

proceso (fuente o equipo anterior), mientras que el caudal de la corriente secundaria

la calcula el componente para que se cumplan las condiciones exigidas a la salida

del equipo.

Figura 4.9 Evaporador. TD

El equipo más crítico de un generador de vapor es el evaporador, por lo que será

su diseño el que rija el proceso. El método de diseño de éste será el SS, cuya corriente

principal es la de HTF.

El caudal de HTF viene impuesto por el definido en la fuente y se exige que a la

salida tenga una determinada temperatura. Este input es un punto de optimización del

equipo, ya que cuanto más baja sea esta temperatura más eficiente será la

transferencia de calor pero mayor será el tamaño del equipo. El caudal de agua lo

calcula el programa a partir del calor disponible y las condiciones de entrada y salida

del equipo que se piden.

El economizador, el sobrecalentador y los recalentadores se diseñan con el

método S, ya que el caudal de ambas corrientes vendrá impuesto por el proceso y

sólo se impondrán las condiciones de salida del agua/vapor.



66

En función de los requerimientos de simulación estas condiciones generales

pueden variar.

Una vez se han introducido todos los datos se activa la simulación. Si no ha habido

ningún error, haciendo doble clic en los equipos podremos ver el diseño que ha hecho

Thermoflex. En la Figura 4.10 se observa un ejemplo de uno de los resultados que

presenta el programa en el diseño del evaporador.

Figura 4.10 Diagrama TQ Evaporador

Ninguno de los equipos del generador de vapor tiene modo ingeniería, por lo que

una vez se dan por válidos los resultados obtenidos en el modo termodinámico, se

pasa directamente al modo Off-Design.

Off-Design

En el modo Off-Design se comprueba que el generador está correctamente

modelado. Para ello se representan distintos grados de carga variando, por ejemplo,

los caudales y considerando si los resultados obtenidos son coherentes.

4.3. Turbina

A continuación se va a modelar la turbina de vapor. Consta de dos bloques, uno

de alta y otro de baja presión. El cuerpo de alta presión tiene dos extracciones de

vapor que alimentan a los dos precalentadores de alta. El escape de este cuerpo de

turbina es vapor saturado que se devuelve al generador de vapor para pasar por el

recalentador, y vuelve a la turbina de baja presión sobrecalentado. El cuerpo de baja

presión tiene cuatro extracciones: una para el desgasificador y tres para los

precalentadores de baja presión. Esta turbina expande el vapor hasta una presión

menor a la atmosférica. Se fija la presión de condensación a 0,12 bar y se limita el

título de vapor a la salida a 0,9 para evitar daños en los álabes de las últimas etapas.



67

Edit Drawing

El equipo que representa cada cuerpo de turbina, “Steam Turbine”, se encuentra

en la pestaña Water/Steam. Aunque físicamente la turbina consta de dos cuerpos,

para poder modelar las extracciones habrá que añadir una etapa o grupo por cada

extracción, para poder representar mediante un divisor de corrientes que una parte

del caudal va a la extracción determinada y la otra sigue expandiéndose en la

siguiente etapa. Las entradas de vapor, principal y recalentado, se simulan con

fuentes en la que se incluirán las condiciones correspondientes. Se pondrán sumideros

para representar los escapes de turbina y cada una de las extracciones, como se

muestra a continuación:

Figura 4.11 Esquema de la Turbina


En primer lugar se introducen las condiciones de entrada a la turbina, que

vendrán determinadas por las obtenidas en el generador de vapor. Después se fijan el

caudal y la presión de cada una de las extracciones mediante las opciones fix flow y

fix pressure que aparecen pinchando en el sumidero con el botón derecho. Para

limitar el punto hasta el que trabaja la turbina se fija la presión de condensación en el

sumidero situado a la salida del cuerpo de baja. Cuando la turbina esté conectada al

condensador, será éste el equipo que exija dicha presión, siendo modelado para ello

como se verá más tarde.

Dentro de cada etapa de turbina hay que especificar distintos parámetros, entre

ellos la presión de entrada, que será la presión del vapor principal, del vapor

recalentado o de la extracción inmediatamente anterior, según que etapa se esté

modelando.

Además de la presión de entrada se especifica la relación de expansión, la

velocidad del eje y la eficiencia mecánica. Puede definirse también si la presión de

entrada al cuerpo de turbina es fija y está controlada por una o varias válvulas o si se

adapta a la presión dictada por el proceso (sliding pressure). Normalmente, de fijar

alguna presión, se fija la del primer cuerpo, dejando las demás con presión deslizante.



68

En la segunda pestaña, Exhaust Loss & Miscellaneous, puede introducirse la curva

de pérdidas en escape, pero ésta será sustituida por la que se defina en el ensamblaje

de la turbina, definido más adelante.

La Tabla 4.4 muestra los valores impuestos en las corrientes de entrada y salida de

las turbinas y en las extracciones:

Corriente Presión (bar) Temperatura

(ºC)

Caudal

(kg/s)

Vapor principal 107,3 379,5 52,6

Extracción 1 AP 44 271,5 1,98

Extracción 2 AP 21,46 216 (x=0,968) 1,487

Vapor recalentado 20,5 380,8 48,72

Extracción 1 BP 9,89 291,1 3,572

Extracción 2 BP 4,42 204,7 2,728

Extracción 3 BP 1,65 114,3 2,921

Extracción 4 BP 0,42 77,06 (x=0,94) 0,8376

Descarga 0,12 49,45 (x=0,9) 39,06

Tabla 4.4 Condiciones de corrientes de entrada y salida de la turbina

Si se terminase el diseño en este punto, cada etapa de turbina trabajaría

independientemente, por lo que hay que unirlas y clasificarlas para que trabajen

como un todo. Para ello se usa la herramienta ST Assembly, que se encuentra en la

barra de herramientas superior, en la pestaña Define.

Figura 4.12 ST Assembly

Seleccionando la opción Add New Assembly, se abre una ventana en la que

habrá que definir el tipo de turbina (Condensing), el tipo de ciclo (Single Reheat, ya

que sólo se tiene un recalentamiento intermedio entre la etapa de alta y la de baja



69

presión), si el caudal por la carcasa es único o se divide en dos, si la velocidad de giro

es síncrona con la del motor del generador… Una vez definido el Assembly, hay que

clasificar cada etapa de la que disponemos en los cuerpos que se han definido: alta y

media/baja presión.

Con la misma herramienta se definen las fugas que pudiera tener la turbina, el

caudal de vapor para sellos y las pérdidas en el escape. Normalmente los fabricantes

dan una curva de pérdidas que puede introducirse en el programa seleccionando la

opción User-Define y definiendo la curva punto a punto. Si no se dispusiese de dicha

curva, Thermoflex tiene una base de datos con curvas para distintos tipos de turbina.

Para terminar de definir la turbina hay que diseñar el generador eléctrico. Puede

accederse a él desde el botón Edit Inputs o haciendo que aparezca en pantalla como

un equipo más pinchando en la barra de herramientas de la derecha en Add Power

Label…/Generator of ST Assembly power. Pueden especificarse la eficiencia, la

potencia nominal, las pérdidas mecánicas, el factor de potencia…

Figura 4.13 Generador eléctrico

Una vez está todo definido se corre la simulación y se pasa el modelo a Off-

Design.

4.4. Sistema de condensación

La forma más usual y eficiente de condensar el vapor saturado o ligeramente

bifásico (con título mayor de 90%) a la descarga de la turbina de baja presión es

mediante un condensador refrigerado por agua de torre. En lugares con escasez de

agua se usan aerocondensadores, es decir, condensadores refrigerados por aire, que

son mucho más caros y menos eficientes, por lo que sólo se recurre a ellos si no hay

otra alternativa.

Se modelarán a la vez los dos equipos conectándolos entre ellos y añadiendo una

bomba de circulación que proporcione la presión necesaria para vencer las pérdidas

de carga estáticas y en los equipos.



70

Ambos equipos, “Water-cooled Condenser” y “Wet Cooling Tower” se encuentran

en la pestaña Water/Steam del modo Edit Drawing. Para completar el modelo se

añaden una fuente que contenga las condiciones del vapor a la salida de la turbina y

un sumidero en modo Rubber.

A continuación se describe el diseño termodinámico de cada equipo.

4.4.1. Condensador

Para el diseño del condensador es necesario especificar los siguientes parámetros:

- Design point condenser pressure: Es la presión de diseño del condensador. Como

se indicó anteriormente, se fijará a 0,12 bar.

- Design point cooling water temperature rise: Limita el aumento de temperatura

del agua de refrigeración. Se asumen 15 ºC. Un valor menor facilita el trabajo de la

torre de refrigeración pero aumenta el caudal de agua necesario para condensar la

totalidad del vapor.

- Design point minimum pinch: Se supone igual a 2,5 ºC.

- Condensate subcooling: Se especifica el grado de subenfriamiento deseado.

Interesa que sea 0 ºC, ya que esta corriente se precalentará más adelante.

- Design point cooling water head loss: Se especifica la pérdida de carga del

agua de refrigeración a través del equipo. 5 m.

Figura 4.14 Condensador TD

Una vez estén todos los inputs introducidos en el equipo, se corre la simulación. El

programa calcula el caudal de agua de refrigeración necesario, que será el caudal

de diseño de la torre.



71

4.4.2. Torre de refrigeración

Thermoflex ofrece cinco tipos de torre de refrigeración: torres húmedas (de

evaporación) o secas de tiro natural o inducido, y torre híbrida de tiro inducido. Se

elige para el modelo de esta planta una torre húmeda de tiro inducido (tipo 2). Los

inputs para este tipo de torres son:

- Cooling water approach to wet bulb temperature: Es la diferencia de

temperatura entre el agua de refrigeración que sale de la torre y la temperatura de

bulbo húmedo del ambiente. Se consideran 5 ºC.

- Air wet bulb temperature rise: Es el aumento de temperatura del aire disponible.

Se consideran 10 ºC.

- Para dimensionar el ventilador se usan los parámetros Air draft loss (pérdida de

carga del aire a su paso por la torre) y Fan efficiency. Se dejan los valores por defecto

de Thermoflex, 1,246 mbar y 85% respectivamente.

- Cicles of concentration: Un ciclo de concentración se define como el ratio entre

la concentración de contaminantes en el agua de refrigeración y la concentración de

contaminantes en el agua de reposición. Es una medida de cada cuánto tiempo se

repone el agua de la balsa. Se deja el valor por defecto de Thermoflex, 5.

- Height of CT: se usa para definir la presión que tiene que dar la bomba para

llevar el agua a lo alto de la torre, 10 m.

Figura 4.15 Torre de refrigeración TD

Por último se diseña la bomba de agua de refrigeración para dar la pérdida de

carga total del circuito cerrado, que ya habrá sido calculada por el programa.



72

Figura 4.16 Sistema de condensación

4.4.3. Bomba de condensado

Una vez condensado el vapor, será necesario aumentar la presión del agua

condensada hasta la presión de trabajo necesaria en el tren de precalentamiento,

que viene dada por la presión de trabajo del desgasificador más las pérdidas de

carga en el primer tramo del precalentamiento.

El aumento de presión de diseño será 13 bar, y se considera un rendimiento

isentrópico de la bomba del 85%.

Figura 4.17 Bomba de condensado

4.5. Tren de precalentamiento

El tren de precalentamiento aprovecha la energía del vapor de las extracciones

para aumentar la temperatura del agua de alimentación. Esta transferencia de calor

se produce en intercambiadores de carcasa y tubo en los que el vapor pasa por la

carcasa y el agua de alimentación lo hace por los tubos. Los precalentadores se

simulan con los equipos “Feedwater Heater”, que se encuentran en la pestaña

Water/Steam.

En el tren de precalentamiento se incluye el desgasificador, que hace también las

veces de precalentador y tanque de agua de alimentación. Este equipo se encuentra

también en la pestaña Water/Steam (Deaerator).

Con el tren de precalentamiento se diseña además la bomba de agua de

alimentación, que dará la presión necesaria para que el agua de alimentación pase

por los precalentadores de alta presión y por el generador, llegando a la turbina a la

presión de diseño deseada.

Edit Drawing

Para simular el tren de precalentamiento se necesitarán cinco precalentadores,

dos de alta presión y tres de baja presión, y el desgasificador.

Los precalentadores requieren obligatoriamente cuatro conexiones: entrada y

salida de agua, entrada de vapor y salida/drenaje de vapor condensado.



73

Adicionalmente podrá conectarse un aporte de calor extra, que será el vapor

condensado proveniente del precalentador aguas abajo. Así, los precalentadores de

cada grupo (alta y baja presión) se conectarán entre si yendo a parar los drenajes al

desgasificador en el caso de los de alta, y al tanque de condensado en el caso de los

de baja presión.

El desgasificador requiere tres conexiones: entrada y salida del agua de

alimentación y el aporte de vapor, que vendrá de la primera extracción de la turbina

de baja. Otros dos aportes (líquido o vapor) son opcionales.

La bomba de agua de alimentación se diseñará para proporcionar la presión

requerida en el generador de vapor siguiendo los mismos pasos explicados en el

apartado de la bomba de HTF.

Cada extracción se simula con una fuente en la que se introducen las

condiciones correspondientes a cada extracción. Añadiendo la bomba de agua de

alimentación después del desgasificador se completa el diseño.

Figura 4.18 Tren de precalentamiento


La fuente que simula la entrada de agua de alimentación al tren de

precalentadores (denominada condensado, ya que en la realidad proviene de un

tanque de agua situado justo después del condensador) tendrá una temperatura

cercana a la de condensación (resultado de la mezcla de agua condensada y los

drenajes de los precalentadores de baja presión). La presión será la del desgasificador

más las pérdidas de carga de los equipos situados aguas arriba de éste. Dicha presión

es la proporcionada por la bomba de condensado.

En el sumidero que simula la salida del agua de alimentación hacia el generador

debe fijarse la presión obtenida a la entrada del generador de vapor y el caudal

requerido por éste.

A continuación se detallan los pasos a seguir para modelar el modo

termodinámico de cada equipo:

4.5.1. Precalentadores

Los parámetros a especificar dependerán del modo de controlar la temperatura

del agua de alimentación. Thermoflex ofrece cuatro posibilidades:



74

- 1. FW exit temperature dictated by steam source: La temperatura de salida del

agua de alimentación dependerá del caudal, presión y temperatura de la fuente de

vapor, en este caso, las extracciones. Se deberán dar los valores del TTD (Terminal

Temperature Difference) y DCA (Drain Cooler Approach), definidos como sigue:

- 2. FW exit temperature limited by steam source, TTD found: Se especifica una

temperatura de salida deseada y, si la presión del vapor proporcionado permite

calentar hasta esa temperatura, el programa calculará la TTD.

- 3. FW exit temperature limited by steam source, additional DP: Se imponen una

temperatura de salida y una TTD, y el equipo adapta la presión de entrada a la

correspondiente a la temperatura de saturación calculada.

- 4. FW exit temperature requests heating steam pressure: Funciona como el modo

anterior, solo que el equipo, en vez de absorber la pérdida de carga necesaria, exigirá

una presión determinada a la fuente de vapor. Para ello dicha fuente deberá estar en

modo Rubber.

Para modelar los intercambiadores de este tren de precalentamiento se usará el

modo 2, especificando la temperatura de salida del agua de alimentación,

considerando un salto de temperaturas coherente en cada precalentador, y la

presión, que viene fijada por la extracción.

Figura 4.19 Precalentador de agua de alimentación TD



75

En los precalentadores cuya fuente de vapor sea una extracción de vapor

sobrecalentado, se añadirá una zona de desuperheating (“desobrecalentamiento”),

considerando que el vapor sale de esa zona completamente saturado. Añadir esta

área al precalentador encarece su construcción, pero mejora mucho su

comportamiento.

Además de definir cómo funcionará y estará construido el evaporador, se debe

especificar el mínimo pinch admisible y la pérdida de presión del equipo en el lado

tubos.

4.5.2. Desgasificador

El diseño del desgasificador, que se muestra en la Figura 4.20 Desgasificador TD, es

sencillo, ya que se adaptará a la corriente que le aporte calor. Los desgasificadores

suelen colocarse en alto respecto al resto de intercambiadores, por lo que puede

incluirse la altura a la que se prevé que estará situado para considerar la pérdida de

presión correspondiente.

Figura 4.20 Desgasificador TD

Off-Design

Una vez están definidos los equipos, podrán variarse los parámetros calculados

por Thermoflex para comprobar su funcionamiento fuera del punto de diseño sin

cambiar el modelo.

Los precalentadores tienen dos modos de funcionamiento en Off-Design: FW exit

temperature dictated by steam source y Valve modulated to control water exit

temperature. Con el primero, la temperatura del agua de alimentación a la salida del

equipo vendrá limitada por las condiciones del vapor y será el modo en el que

funcionen los equipos que se están modelando. En el segundo modo podrá

especificarse una temperatura de salida y el equipo variará la presión (y con ello la

temperatura de saturación) de la entrada de vapor.



76

En la Figura 4.21 se muestra el diagrama TQ del primer precalentador de baja

presión, que cuenta con zona de “desobrecalentamiento”, cambio de fase y zona de

subenfriamiento.

Figura 4.21 Diagrama TQ Precalentador 3

4.6. Planta completa

Una vez todos los sistemas que conforman la planta están modelados y en Off-

Design, se pasa a unirlos para tener el balance completo.

Van a añadirse todos los sistemas al archivo de la turbina aislada, ya que el

ensamblaje de ésta (ST Assembly) no se conserva al copiar y pegar los archivos de una

hoja de trabajo a otra. Pinchando en File/Add… se podrán elegir y añadir los archivos

de cada sistema.

Cada modelo se añade en una hoja de trabajo nueva, por lo que, en el modo

Edit Drawing, se copian y pegan todos en la misma hoja de trabajo. No se podrán

cortar o eliminar las hojas de cada modelo hasta que se haya corrido la simulación al

menos una vez, para que no se pierdan los diseños iniciales.

Cuando estén todos los sistemas en la misma hoja, se unen entre ellos. Si hubiera

que unir equipos que estén lejos entre ellos o que al unirlos, se cortasen unas líneas con

otras, pueden usarse etiquetas. Pulsando la tecla Control mientras se vinculan ambos

equipos, aparecen dos etiquetas con el número de la corriente.

Para tener en cuenta las pérdidas de carga y de calor que sufren los fluidos por el

paso de las tuberías que unen los equipos, se añaden “Pipes”. En cada una se

introducirán unas pérdidas térmicas y de presión coherentes con el fluido que circula

por ella y su temperatura.

Para finalizar con la construcción del modelo completo se añade el equipo

“Make up/Blowdown”, que compensa las purgas que tienen algunos equipos para

que se cumpla el balance de masa en todo el sistema. Este equipo tiene como único



77

input la temperatura del agua que aporta y se sitúa a la salida del condensador,

simulando el lugar real en el que se aporta agua, el tanque de condensado.

Al unir el campo solar con el lado aceite del generador de vapor, se cierra el

circuito y no hay ninguna fuente donde se especifique la presión, el caudal o el tipo

de HTF que está circulando. Para fijar estas variables se usa el equipo “HTF

Specification”, en el que se introducirán los datos de presión y tipo de aceite. El caudal

vendrá impuesto por el campo solar, al que se le ha dado una prioridad más alta.

Es interesante ver en pantalla algunos resultados del balance como la potencia

generada, la eficiencia del ciclo, las condiciones ambientales… Pueden añadirse

desde el botón Add Table of Variable Label, situado en la barra de herramientas a la

derecha de la pantalla de trabajo.

Figura 4.22 Definición de la eficiencia del ciclo

La eficiencia del ciclo no es un output que el programa calcule

automáticamente, por lo que hay que definirlo. Pinchando en Define/Custom

efficiency de la barra de herramientas superior se abrirá una nueva ventana como la

que se ve en la Figura 4.22 en la que seleccionar la energía de salida, definida como el

Gross Power o potencia bruta, y la energía de entrada, en este caso la energía

aportada por el aceite térmico, definida como la diferencia de energía entre la

entrada y salida del generador de vapor.

Una vez realizados todos estos pasos, se computa la simulación quitando

previamente los lazos de control que pudiesen estar activados. El diseño de la planta

puede darse por finalizado y queda como se muestra en la Figura 4.24.



78

A continuación se enumeran algunos de los resultados de la planta base:

Variable Valor Unidad

Temperatura ambiente ºC 22.5

Humedad relativa % 55

Latitud 38.88

Altitud m 184

Potencia kW 50000

Eficiencia ciclo % 37.07

Producción de vapor kg/s 52.6

Caudal de HTF kg/s 552.9

Energía absorbida por el campo solar kW 134890

Día del año 172

Hora Solar 12

Irradiancia normal directa (DNI) W/m2 877.8

Número de lazos operativos 96

Caudal por cada lazo kg/s 5.759

Factor de suciedad del receptor 0.95

Diámetro exterior del tubo receptor mm 70

Espesor del tubo receptor mm 2.667

Ancho del colector m 5.6

Profundidad del colector m 1.175

Distancia focal del colector m 1.668

Concentración geométrica 80

Ángulo del eje del colector respecto a la línea N-S 0

Área ocupada por el campo solar ha 98.17

Tabla 4.5 Resultados del diseño



79

En la siguiente imagen puede verse un esquema de la geometría y dimensiones

del colector:

Figura 4.23 Esquema colector



80

Figura 4.24 Planta completa



81

4.7. Análisis de sensibilidad

Una vez modelada la planta, en el modo de diseño algunos parámetros siguen

estando disponibles para variar su valor, con el objetivo de ver cómo se comporta la

planta frente a estos cambios sin por ello cambiar la configuración de ésta.

En este capítulo se estudiará la sensibilidad que muestran varios parámetros de la

planta (potencia generada, rendimiento, autoconsumos…) y del campo solar

(orientación, calor absorbido, pérdidas de energía…) ante la modificación de distintas

variables:

Localización de la planta: Se simulará la construcción de la planta es

distintas localidades españolas, variando el parámetro de latitud en el

equipo de campo solar y cambiando las condiciones ambientales de

diseño de la central de acuerdo con dichas condiciones en la localidad a

considerar.

Día del año: La radiación que incide en un punto de la superficie terrestre

varía a lo largo del año por la posición de la tierra respecto al sol y la

inclinación del eje terrestre. Se estudiará cómo varían la potencia generada

y la eficiencia del ciclo.

Hora del día: Debido al movimiento de rotación terrestre, la posición del sol

en el cielo cambia y por lo tanto, también lo hace la radiación normal

directa sobre la planta.

Temperatura ambiente y humedad relativa: Se estudia cómo influyen la

temperatura ambiente y la humedad relativa en el sistema de

condensación, el más sensible a estos parámetros.

Fluido caloportador: Se considerarán distintos tipos de aceites térmicos

como fluido de trabajo para comprobar su influencia real sobre el

rendimiento del ciclo.

Transmisividad de la atmósfera: Thermoflex permite calcular la

transmisividad de la atmósfera para considerar la atenuación de la

radiación hasta el lugar de localización de la planta mediante el modelo

de Hottel.

Influencia de las dimensiones del tubo receptor: La modificación de la

geometría del tubo receptor afecta tanto a la geometría del resto de la

planta como al rendimiento de la misma.

Influencia de la orientación del campo solar: Normalmente los campos de

colectores cilindroparabólicos se orientan con las filas de colectores

paralelos al eje Norte-Sur. En este apartado se estudia cómo se comportaría

una planta con otras orientaciones.



82

4.7.1. Influencia de la localización

Para estudiar los parámetros de la planta si ésta se situase en distintas ciudades, se

introducen las condiciones ambientales del sitio (temperatura ambiente y humedad

relativa) en el apartado Edit Inputs/Site Menu y se actualiza el dato de latitud en el

apartado Irradiance del campo solar.

Se ha considerado el mismo día que el de diseño, el solsticio de verano (22 Junio)

y que el día es completamente claro sin considerar la transmisividad de la atmósfera

(Haze Index = 0).

Las localidades a estudiar se han escogido aleatoriamente, procurando que

tuviesen diferentes valores de latitud, altura, condiciones ambientales…

Localidad Potencia

(kW)

Eficiencia

(%)

Radiación

Directa

(W/m2)

Latitud Temperatura

media (ºC)

Humedad

relativa (%)

Altura

(m)

A CORUÑA 47125 37,1 855,4 43.37º 16.7 77 58

ALMERIA 49457 36,87 860 36.85º 22.7 64 21

BADAJOZ 50017 37,04 877,8 38,88º 22,5 55 184

BARCELONA 47031 36,62 851,9 41.29º 19.9 72 4

LEON 50024 37,05 949,9 42.59º 16.4 59 916

MADRID 49787 36,88 929,1 40.41º 21 46 667

Tabla 4.6 Influencia de la localización

Es difícil sacar conclusiones de la tabla anterior, ya que cada localidad implica

una combinación de parámetros diferentes y cuyos efectos son a la vez dependientes

entre sí.

La siguiente gráfica muestra las localidades ordenadas por latitud. En un primer

momento sería normal esperar que, a menor latitud de la ciudad de estudio, la planta

diera mayor potencia, por ser mayor la radiación disponible. Sin embargo se observa

que tanto la potencia obtenida como la radiación incidente no siguen esa tendencia.

Gráfica 4.1 Radiación directa incidente ordenada por latitud

45000

46000

47000

48000

49000

50000

51000

700

750

800

850

900

950

1000

Po

ten

cia

(kW

)

Rad

iaci

ón

dir

ecta

(W

/m2

)

Radiación Directa

Radiación Directa(inluido efectosombra)Potencia



83

Además de la latitud influye mucho la altura, como puede observarse en el caso

de León. Comparando dos ciudades con la misma altura sobre el nivel del mar, como

son Almería y Barcelona, se ve como mejora sustancialmente la producción cuanto

más al sur se está. Además las condiciones ambientales influyen en el rendimiento del

ciclo de vapor.

Por ejemplo, Badajoz y Almería tienen aproximadamente la misma temperatura y

humedad relativa. Almería tiene una latitud mejor, por lo que la planta debería dar

mejores resultados, pero, al tener una altura menor, el balance global es que la

potencia y la eficiencia son menores.

Para ver frente a qué parámetro es más sensible la planta, se estudia la influencia

sobre la radiación directa de la altura y la latitud manteniendo uno de ellos constantes

e igual al valor de diseño (datos de Badajoz). Se representa el punto de diseño en

cada gráfica.

Gráfica 4.2 Influencia de la altura y la latitud en la radiación normal directa

De las gráficas anteriores se deduce que la radiación incidente es más sensible a

la latitud de la localización que a la altura.

4.7.2. Influencia del día del año

En este caso se observa cómo varía la producción de la planta diseño a lo largo

de un año. Para ello se actualiza el día del año en el apartado Irradiance del campo

solar y las condiciones ambientales medias correspondientes a la fecha de estudio en

Edit Inputs/Site Menu.

Se considera el día completamente claro (Haze index = 0). Además se supone

constante el número de lazos operativos para poder comparar los resultados

obtenidos en igualdad de condiciones. En la realidad, el número de lazos que

funcionan a la vez es un parámetro de control y optimización de la planta, con el que

se puede adaptar el área de trabajo a la radiación incidente.

El campo solar funciona con la premisa de calentar el HTF hasta 393 ºC. Como el

número de lazos operativos es fijo, si se dispone de menos radiación el campo solar

reduce el caudal de HTF.

500

700

900

1100

0 500 1000 1500 2000

Ra

dia

ció

n d

ire

cta

(W/m

2)

Altura (m)

500

700

900

1100

0 20 40 60 80

Ra

dia

ció

n d

ire

cta

(W/m

2)

Latitud



84

Fecha Comentarios T media

(ºC)

Humedad

relativa (%)

Producción

(kW)

Eficiencia

(%)

05.Feb 10,3 75 15853 35,31

23.Mar Equinoccio de primavera 12,7 67 33707 37,03

07.May 18 62 46548 37,22

22.Jun Solsticio de verano 22,5 55 50000 37,03

06.Ago 25,3 51 46249 36,81

21.Sep Equinoccio de otoño 22,6 58 33208 36,44

01.Nov 12,5 77 17487 35,43

22.Dic Solsticio de invierno 9,6 83 7745 32,43

Tabla 4.7 Producción a lo largo del año

En la Tabla 4.7 se muestran los resultados obtenidos para fechas significativas

como los solsticios y equinoccios y para fechas entre ellos. Para apreciar mejor la

tendencia que siguen dichos resultados, se muestran también a continuación en la

Gráfica 4.3.

Gráfica 4.3 Producción a lo largo del año

La tendencia anterior se debe principalmente a la variación de la radiación

directa. Incluir o no las condiciones ambientales medias de cada fecha en el estudio

varía la producción y la eficiencia en +/-3%, mejorando en invierno y empeorando en

verano, debido a que el foco frío del ciclo de vapor varía en cada caso.

4.7.3. Influencia de la hora del día

En este apartado se estudia la producción y la eficiencia de la planta a lo largo

del día de diseño. Como el único parámetro que varía en este caso es la radiación

incidente, la tendencia que sigue la producción a lo largo del día es proporcional a la

de radiación, como puede verse en la Gráfica 4.4.

Como en el estudio anterior, el campo solar funciona con la premisa de calentar

el HTF hasta 393 ºC, reduciendo el caudal si la radiación incidente es menor.

10

20

30

40

50

0

10000

20000

30000

40000

50000

05.Feb 23.Mar 07.May 22.Jun 06.Ago 21.Sep 01.Nov 22.Dic

Efic

ien

cia

(%)

Po

ten

cia

eléc

tric

a (k

W)

ProducciónEficiencia



85

Gráfica 4.4 Producción a lo largo del día

Es interesante también ver cómo varía el ángulo de seguimiento a lo largo del día.

El ángulo de seguimiento es el que forma la normal a la apertura del colector con la

normal a la superficie del campo solar. Thermoflex asume que los colectores siguen al

sol en todo momento, haciendo que el rayo solar central y la normal a la apertura

sean paralelos. Este ángulo es positivo si la fila de colectores está girada hacia el este y

negativo si está girada hacia el oeste.

Gráfica 4.5 Evolución del ángulo de seguimiento

4.7.4. Influencia de la temperatura ambiente y la humedad

relativa

Las condiciones ambientales influyen en el funcionamiento de la torre de

refrigeración y, por lo tanto, en la producción y en el rendimiento del ciclo. La torre

refrigera el agua del condensador con aire del exterior. Esta refrigeración será más

eficiente cuanto más baja sea la temperatura de bulbo húmedo.

25

27

29

31

33

35

37

39

41

43

45

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

5 7 9 11 13 15 17 19

Efic

ien

cia

(%)

Po

ten

cia

(kW

)

Hora solar

Potencia

Eficiencia

-90

-60

-30

0

30

60

90

6 9 12 15 18

Án

gu

lo d

e s

eg

uim

ien

to

Hora del día



86

Gráfica 4.6 Influencia de la temperatura y la humedad en la producción

La temperatura del agua de refrigeración depende de la temperatura de bulbo

húmedo del aire con el que funcione la torre. Cuanto más baja sea esta temperatura,

más baja podrá ser la temperatura a la que funcione el condensador y, por lo tanto,

más baja también será la presión de condensación. Esto influye directamente en la

turbina, que expandirá hasta una presión menor, con lo que extraerá más trabajo del

vapor y generará más potencia.

En la Gráfica 4.6 se muestra lo explicado en el párrafo anterior. Se ha variado la

temperatura ambiente manteniendo constante la humedad relativa y viceversa. Se

representa también la potencia producida en el punto de diseño en cada gráfica.

4.7.5. Influencia del fluido térmico

Thermoflex dispone de una base bastante amplia de datos de fluidos para

transferencia de calor, entre ellos aceites, sales fundidas, líquidos refrigerantes…

En este apartado se compara el aceite térmico usado en el diseño (Therminol VP-

1) con otros dos, Slytherm 800 Liquid y Dowtherm A Liquid. Se han elegido estos dos

aceites por ser los únicos dos compatibles con la temperatura de diseño del vapor

principal.

HTF Tmin (ºC) Tmax (ºC) Densidad

(kg/m3)

Calor específico

(kJ/kgºC)

Therminol VP-1 12,78 398,9 703,7 2,601

Syltherm 800 liquid -40 398,9 557,3 2,248

Dowtherm A liquid 12,78 426,7 690,7 2,67

Tabla 4.8 Propiedades aceites térmicos

La tabla anterior muestra las propiedades características de los tres fluidos a 16

bar y 393 ºC, las condiciones de diseño de entrada al generador de vapor. Como

puede observarse, los tres aceites tienen un rango de temperaturas de trabajo similar.

El Slytherm 800 tiene menor calor específico, por lo que en principio será peor

transmisor de calor que el Therminol VP-1, sin embargo, tienen una densidad

significativamente menor, lo que se traduce en menor consumo de las bombas del

46000

48000

50000

52000

5 25

Po

ten

cia

(kW

)

Temperatura ambiente (ºC)

46000

48000

50000

52000

25 35 45 55 65 75

Po

ten

cia

(kW

)

Humedad relativa (%)



87

campo solar, uno de los principales autoconsumos de la planta que penaliza a la

producción neta de energía. Por otro lado, el Dowtherm A tiene a priori mejores

valores de densidad y calor específico, pero su temperatura máxima es mayor, por lo

que se estaría desaprovechando parte del potencial del aceite.

Gráfica 4.7 Influencia del aceite térmico

Cambiando el tipo de aceite en el equipo “HTF Specification” se observa cómo

varía la planta al cambiar el tipo de fluido térmico de trabajo. Se han estudiado dos

escenarios: que el caudal de aceite sea el mismo que en el caso de diseño (552,9

kg/s), y que se optimiza el caudal para maximizar la potencia obtenida. Los resultados

pueden verse en la gráfica anterior.

Se observa que el Slytherm 800, al tener un calor específico más bajo, necesita

mucho más caudal para generar una potencia cercana a 50 MW que los otros dos

aceites considerados, que tienen un calor específico parecido.

4.7.6. Influencia de la transmisividad de la atmósfera.

A la hora de diseñar el campo solar, se tomó como hipótesis que la irradiancia

directa incide sobre la planta con Haze Index = 0, lo que significa que el programa usa

el modelo de Hottel para calcular la transmisividad atmosférica con las condiciones de

día claro, con 23 km de visibilidad. Un valor de 1, implicaría un día “borroso”, con 5 km

de visibilidad.

Hottel [1976] presentó un método para calcular la radiación transmitida a través

de la atmósfera clara, en el cual tiene en cuenta el ángulo cenital y la altitud para una

atmósfera estándar y cuatro tipos de clima: tropical, verano en latitudes medias,

verano subártico e invierno en latitud media. El coeficiente de transmitancia de

radiación solar τ está dado por la expresión:

Donde z es el ángulo cenital y las constantes a0, a1 y k de la atmósfera estándar

son función sólo de la altitud y del tipo de clima

46000

47000

48000

49000

50000

51000

500 550 600 650

Po

ten

cia

(kW

)

Caudal HTF (kg/s)

Therminol VP-1

Syltherm 800

Dowtherm A



88

Seleccionando ahora la opción Use clear sky with CF, aparece la siguiente

ventana, en la que se introducirán los datos necesarios para calcular la radiación

incidente con el modelo de Hottel.

Figura 4.25 Clear sky CF

Además del mes, la altitud y la latitud, ya dados en el modo Engineering Design,

se introduce la irradiación directa media en el lugar. Con estos valores, Thermoflex

calcula un factor de corrección.

Para el día y la hora de diseño se obtiene un factor de corrección de 0,5912, lo

que se traduce en una radiación directa igual a 529 W/m2. Usando el campo solar de

diseño con estas condiciones de radiación se obtendrían 27 MW con 287,3 kg/s de HTF.

Para comparar el efecto de considerar la transmisividad de la atmósfera, se

rediseña el campo solar para producir 50 MWe. El área ocupada por los colectores es

ahora 166 ha, un 69 % mayor que en el caso de diseño.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

DNI 1,54 2,2 3,16 3,92 4,6 5,81 6,36 5,41 4,17 2,51 1,65 1,12

Factor de corrección

0,321 0,377 0,442 0,466 0,491 0,591 0,66 0,611 0,542 0,396 0,323 0,251

Tabla 4.9 Factores de corrección a lo largo del año

En la tabla anterior se muestran la irradiación directa media en la provincia de

Badajoz en y los valores del factor de corrección a lo largo del año.

Gráfica 4.8 Radiación directa sobre la planta con y sin factor de corrección

0,

200,

400,

600,

800,

1000,

Ra

dia

ció

n D

ire

cta

(W

/m2)

Con corrección

Sin corrección



89

Simulando todos los casos (con y sin factor de corrección) teniendo en cuenta la

fecha y las condiciones ambientales medias correspondientes, se obtiene la Gráfica

4.8, en la que se ve claramente cómo afecta la transmisividad a la radiación total que

le llega a la planta y, consecuentemente, a su funcionamiento.

4.7.7. Influencia de las dimensiones del tubo receptor

Otro de los parámetros que el programa permite variar en Off-Design es la

geometría del tubo receptor, cambiando su diámetro y su espesor. El tubo de diseño

tiene 70 mm de diámetro exterior y 2,667 mm de espesor, por lo que su diámetro

interior es 64,67 mm.

Estudiando varios casos en los que dichas dimensiones sean menores y mayores

que las de diseño, se observa cómo cambia el funcionamiento global del campo

solar.

La siguiente tabla muestra el impacto sobre las pérdidas de calor en cada lazo,

las pérdidas de carga en todo el campo de colectores y cómo varía el factor de

concentración en cada caso.

Diámetro exterior del tubo receptor mm 50 60 70 80 90

Concentración geométrica 112 93,33 80 70 62,22

Pérdidas térmicas en cada lazo kW 99,83 119,9 140,2 161,3 182,9

Pérdida de presión total del campo bar 20,27 10,5 6,157 4,394 3,611

Tabla 4.10 Variación diámetro tubo receptor

Se ve cómo mejora el factor de concentración cuanto más pequeño es el tubo,

lo que se traduce en un mejor rendimiento del colector. También se reducen las

pérdidas térmicas en cada lazo, porque el área de transferencia con el exterior es

menor. Por el contrario, las pérdidas de carga aumentan exponencialmente con la

disminución del diámetro, lo que aparte de traducirse en mayor consumo de la

bomba de HTF, provocará aumentos de velocidad del fluido en los tubos que podrían

provocar su ruptura.

Gráfica 4.9 Variación diámetro tubo receptor

0,

5,

10,

15,

20,

25,

0,

40,

80,

120,

160,

200,

50, 60, 70, 80, 90,

Pér

did

as d

e p

resi

ón

(b

ar)

Pér

did

as t

érm

icas

(kW

)

Diámetro (mm)

Pérdidas térmicas

Pérdidas de presión



90

Modificando ahora el espesor del tubo manteniendo constante el diámetro

exterior del mismo, se comprueba que a mayor espesor, mayor pérdida de presión

(disminuye el diámetro interior), pero es una variación despreciable comparándola

con el efecto de variar el diámetro.

Espesor del tubo receptor mm 1,5 2,2 2,667 3,1 4,

Pérdidas térmicas en cada lazo kW 139,6 139,9 140,2 140,4 140,9

Pérdida de presión total del campo bar 5,632 5,933 6,157 6,384 6,92

Tabla 4.11 Variación espesor tubo receptor

4.7.8. Influencia de la orientación del campo solar

En el campo solar de diseño se le ha dado valor 0 al parámetro “Row (tracking

axis) rotation from due north”, lo que significa que eje de las filas de espejos es paralelo

al eje N-S, como se ve en la Figura 4.3Figura 4.3 Plano campo solar. Este parámetro es

un ángulo que varía entre 0º y 90º, siendo este último valor el correspondiente a un

campo orientado perpendicularmente a los meridianos, es decir orientado con el eje

E-O.

Se va a analizar cómo varía el ángulo de seguimiento de los colectores y el calor

absorbido por el campo solar según esté girada la planta respecto al eje N-S.

Estudiando la planta diseño se comprueba que ninguno de los parámetros varía

significativamente, como puede verse en la Tabla 4.12. Por ello se van a considerar

distintos momentos del día para este estudio.

Rotación respecto al eje N-S º 0 30 45 60 90

Ángulo de seguimiento º 0,00 7,857 11,04 13,44 15,43

Calor absorbido kW 134890 134883 134868 134858 134841

Tabla 4.12 Variación de la orientación respecto al eje N-S

Estudiando el efecto de cambiar la orientación de la planta sobre el ángulo de

seguimiento y sobre el calor absorbido para tres momentos distintos de día; las 8, las 12

y las 16 horas, se obtienen las siguientes gráficas.

Gráfica 4.10 Influencia de la orientación del campo solar

-60

-40

-20

0

20

40

60

0 30 60 90

Án

gulo

de

segu

imie

nto

Inclinación respecto al eje N-S

0

40

80

120

160

0 30 60 90

Cal

or

abso

rbid

o (

MW

)

Inclinación respecto al eje N-S

12 horas8 horas16 horas



91

En la gráfica de la derecha puede verse cómo, si la planta está orientada según

el eje N-S, los colectores estarán girados hacia el Este por la mañana (ángulo positivo)

y hacia el Oeste por la tarde (ángulo negativo), sin embargo, a medida que cambia la

orientación del campo solar, la tendencia cambia. Cuando la orientación es paralela

al eje E-O, sólo existe seguimiento en las horas centrales del día.

En cuanto al calor absorbido por el campo solar, se observa cómo, en las horas

centrales del día, prácticamente no afecta la orientación de la planta. Por el

contrario, si se trata del comienzo o el final del día, la situación cambia drásticamente,

se pasa de recibir un 11,9% menos que en las horas centrales si la planta está orientada

N-S, a un 60,7% menos con orientación E-O.



92

5. Resumen y conclusiones

El presente proyecto pretende ser una guía para el diseño de una herramienta

que permita estudiar y analizar una planta termosolar de colectores

cilindroparabólicos, con especial énfasis en el campo solar de la misma.

La herramienta elegida para modelar la planta ha sido Thermoflex, un programa

de balances de masa y energía completo y flexible, que permite simular

prácticamente cualquier sistema y equipo de una central térmica, ya sea un ciclo

combinado, una termosolar o una central térmica convencional. Es un software denso

que requiere manejar bien los conceptos relacionados con generación de calor, de

energía, transferencia de calor, procesos químicos y termodinámicos… pero tiene una

interfaz bastante intuitiva, lo que facilita su manejo.

Thermoflex puede además combinarse con herramientas de diseño de turbinas

de gas o de vapor, de estimación de costes, complementos para usarlo a través de

Excel… En el capítulo 3 se describen las herramientas que se han usado para

desarrollar el proyecto.

Para poder estudiar la sensibilidad del campo solar a la variación de distintos

parámetros de funcionamiento, se ha necesitado elaborar un modelo completo de la

planta termosolar, que se describe en la primera parte del capítulo 4. La guía descrita

en dicho capítulo se ha particularizado para una planta de 50 MW con un aceite

térmico y unas condiciones de vapor concretas, pero puede usarse para modelar una

planta genérica. Además, al haberse descrito el proceso por sistemas, puede ser útil

para diseñar en Thermoflex los balances de cualquier otro tipo de planta. Por ejemplo,

cualquier central que use un ciclo de vapor para generar energía necesitará

condensar el vapor, por lo que serán útiles los pasos descritos en el Sistema de

condensación. Así mismo, la turbina y el tren de precalentamiento podrán usarse para

simular cualquier ciclo de vapor, sólo cambiado el generador de vapor solar por una

caldera o un recuperador de calor de gases de combustión, si se tratase de una

central de ciclo combinado.

En la segunda parte del capítulo 4, se estudia la sensibilidad del campo solar de

diseño a factores como la hora del día, las condiciones ambientales, el tipo de fluido

térmico utilizado para absorber calor o la orientación de los colectores que forman el

campo solar.

Se obtienen conclusiones como que un colector con un alto factor de

concentración no siempre se traduce en un mejor funcionamiento, hay que tener en

cuenta las limitaciones constructivas del propio colector, además de las propiedades

térmicas del HTF utilizado.

Estudiando el comportamiento del modelo variando la hora solar a lo largo de un

día, se pone de manifiesto la necesidad de disponer de un sistema de

almacenamiento térmico, o de hibridación con otro sistema que aporte calor en los

períodos sin radiación, como puede ser una caldera de gas natural o un ciclo

combinado.



93

Una alternativa a la hibridación con combustibles fósiles es complementar la

producción con energía solar durante las horas de luz con una central de biomasa,

que aportaría la energía térmica necesaria para producir durante la noche o en los

picos de consumo de las primeras horas de la mañana y las últimas de la tarde, en las

que se dispone de menos radiación. Esta tecnología se encuentra actualmente en

investigación para aumentar la eficiencia del proceso y hacerla competitiva.



94

6. Bibliografía

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EUMETSAT. Agencia Estatal de Meteorología. Disponible en:

http://www.aemet.es/documentos/es/serviciosclimaticos/datosclimatologicos/atlas_ra

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Comunidad de Madrid. Disponible en:

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archivo.uc3m.es/bitstream/handle/10016/12857/PFC%20Emilio%20Balado%20Leal.pdf?s

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Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero. Disponible en:

http://www.boe.es/boe/dias/2012/01/28/pdfs/BOE-A-2012-1310.pdf

Resumen del Plan de Energías Renovables 2011-2020. Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio. Disponible en:

http://www.idae.es/uploads/documentos/documentos_Resumen_PER_2011-

2020_15f3dad6.pdf

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http://www.idae.es/uploads/documentos/documentos_Resumen_PER_2011-2020_15f3dad6.pdf



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