Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores...

Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares

UNIVERSIDAD DE SEVILLA

Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores

Volumétricos en Centrales Termosolares

Proyecto Fin de Carrera

Autor: David González Fuentes

Director: Dr. José Julio Guerra Macho

Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.

2 David González Fuentes



A mis padres por su confianza y ánimos constantes durante todos estos años, a mi hermano

por su actitud, a mi novia por su apoyo y sacrificio y a mis compañeros que me hicieron estos

años más gratos.



Resumen

Este proyecto se divide en cuatro apartados. En el primero se recogen numerosos artículos

científicos que permiten comprobar el estado del arte actual en los receptores volumétricos.

En el siguiente apartado, se muestra la diversidad de centrales termosolares que existen en

la actualidad, describiendo sus principales características y sus elementos constituyentes. Se

continúa realizando una comparación de estas tecnologías y se concluye con una

recopilación de las plantas operativas agrupadas por países.

En el tercer apartado, el proyecto se centra en el receptor volumétrico indicando sus

principios operativos, sus elementos y su clasificación. Además, se incluye un apartado con

los materiales constructivos más empleados y los problemas no resueltos que presenta ésta

tecnología.

En el último apartado se muestran unas conclusiones obtenidas tras la finalización del

proyecto.



Índice

Resumen ............................................................................................................................. 4

Índice .................................................................................................................................. 6

Índice de Figuras .................................................................................................................. 8

Índice de tablas ................................................................................................................... 9

Glosario............................................................................................................................. 10

1. Introducción............................................................................................................... 12

1.1. Introducción ................................................................................................................ 12

1.2. Estado del Arte ............................................................................................................ 12

1.2.1. Simulaciones y Experimentos en Receptores Solares ......................................... 13

1.2.2. Revisiones de la Tecnología Actual. .................................................................... 17

1.2.3. Actividades de Investigación. .............................................................................. 18

1.2.4. Software para el Análisis y la Optimización de Instalaciones. ............................ 24

1.3. Organización y Contenido ........................................................................................... 26

2. Centrales Termosolares .............................................................................................. 28

2.1. Concepto ..................................................................................................................... 28

2.2. Fundamentos .............................................................................................................. 28

2.2.1. El medio ambiente .............................................................................................. 28

2.2.2. Economía ............................................................................................................. 29

2.2.3. Requisitos ............................................................................................................ 29

2.3. Funcionamiento .......................................................................................................... 30

2.4. Clasificación de CTS ..................................................................................................... 31

2.4.1. Centrales de Concentrador Cilindro Parabólico .................................................. 32

2.4.2. Central de Concentrador Lineal Fresnel .............................................................. 36

2.4.3. Centrales de Disco Parabólico con Motor Stirling ............................................... 39

2.4.4. Centrales de Torre ............................................................................................... 42

2.5. Análisis Comparativo de las Tecnologías..................................................................... 46

2.6. Relación de Plantas Existentes .................................................................................... 48

2.6.1. España ................................................................................................................. 48

2.6.2. EE.UU. .................................................................................................................. 54

2.6.3. Área Mediterránea y Oriente Medio................................................................... 55

2.6.4. Australia y Sudáfrica. ........................................................................................... 56



3. Receptores Volumétricos ............................................................................................ 58

3.1. Introducción ................................................................................................................ 58

3.2. Descripción del Funcionamiento y del Proceso de Transferencia de Calor ................ 58

3.3. Clasificación de Receptores Volumétricos .................................................................. 63

3.3.1. Receptor no presurizado con absorbedor metálico. ........................................... 64

3.3.2. Receptor no presurizado con absorbedor cerámico. .......................................... 67

3.3.3. Receptor presurizado con absorbedor cerámico o metálico. ............................. 72

3.4. Materiales Constructivos ............................................................................................ 79

3.5. Problemas no resueltos. .............................................................................................. 80

4. Conclusiones .............................................................................................................. 82

5. Bibliografía ................................................................................................................ 83



Índice de Figuras

Figura 1-1 Sistema de receptor volumétrico........................................................................ 16

Figura 1-2 Ciclos Brayton propuestos. ................................................................................. 20

Figura 1-3 Ciclo combinado propuesto. ............................................................................... 21

Figura 2-1 Esquema de CTS ................................................................................................ 30

Figura 2-2 Clasificación de centrales termosolares .............................................................. 32

Figura 2-3 Centrales de concentrador cilindro parabólico. ................................................... 32

Figura 2-4 Central de concentrador lineal fresnel. ............................................................... 36

Figura 2-5 Centrales de disco parabólico con motor Stirling................................................. 40

Figura 2-6 Centrales de receptor central. ............................................................................ 42

Figura 2-7 Distribución geográfica de plantas operativas en España .................................... 48

Figura 2-8 Distribución por tecnologías de plantas operativas en España ............................. 49

Figura 3-1 Mecanismos de transferencia de calor en un receptor de cavidad. ...................... 60

Figura 3-2 Estructura porosa de alúmina recubierta de SiC .................................................. 61

Figura 3-3 Perfil generalizado de temperaturas en el interior de un receptor volumétrico. ... 62

Figura 3-4 Comparación de los mecanismos de intercambio de calor entre un receptor de

tubos y uno volumétrico. ................................................................................................... 62

Figura 3-5 Reactor volumétrico para el reformado de metano............................................. 63

Figura 3-6 Módulo de absobedor metálico ......................................................................... 66

Figura 3-7 Detalle de las secciones hexagonales del receptor Phoebus-TSA. ........................ 66

Figura 3-8 Esquema del receptor cerámico con recubrimiento de cristal de cuarzo. ............. 69

Figura 3-9 Esquema del HiTRec I. ........................................................................................ 70

Figura 3-10 Detalle del receptor SOLAIR 3000. .................................................................... 71

Figura 3-11 Esquema del Receptor PLVCR-500 .................................................................... 73

Figura 3-12 Esquema de la sección de DIAPR. ..................................................................... 73

Figura 3-13 Conjunto de precalentadores sobre la etapa central. ........................................ 74

Figura 3-14 Módulo del receptor REFOS. ............................................................................ 75

Figura 3-15 Conjunto de receptores solares SOLGATE. ........................................................ 75

Figura 3-16 Resistencia frente a temperatura de diversos materiales. ................................. 79



Índice de tablas

Tabla 2-1 Comparación de las Tecnologías. ......................................................................... 47

Tabla 2-2 Plantas operativas en España. ............................................................................. 49

Tabla 2-3 Plantas en construcción o preasignadas. .............................................................. 53

Tabla 3-1 Resumen de receptores volumétricos .................................................................. 77



Glosario FC Fluido Caloportador SRC Sistemas de Receptor Central CTS Centrales Termosolares SEM Scanning Electron Microscopy EDXS Energy Dispersive X-ray Spectrometer CRS4 Central Receiver Solar System SimulationS PSA Plataforma Solar de Almería RVP Receptor Volumétrico Presurizada NREL National Renewable Energy Laboratory



1. Introducción

1.1. Introducción

Las centrales termosolares están presentes en la mayoría de países desarrollados, siendo el

consumo de electricidad y el crecimiento del sistema indicadores claves para su presencia.

Estas plantas presentan una gran dinámica y evolución durante su vida útil ya que la tecnología

no está aún lo suficientemente madura. Si particularizamos en los receptores volumétricos

vemos que incluso se acentúa esta falta de experiencia, pese a que desde la unión europea y

desde los gobiernos anglosajones, se fomentan la inversión y la investigación para que la

mejora continua del sistema sea una realidad.

Esta evolución tan impresionante y beneficiosa para la sociedad, lleva pareja unas obligaciones

y retos técnicos que los ingenieros estamos llamados a resolver. Queda mucho camino por

recorrer; el control de estas plantas necesita investigación, estudiando su topología variable y

sus posibles arquitecturas; además se necesita una mayor planificación a la hora de

incrementar su potencia y desarrollar mejores configuraciones que permitan su manejo de

manera más eficiente.

El objetivo de este proyecto es la recopilación de información, la clasificación de las

tecnologías y la profundización en el área de los receptores volumétricos, los cuales son

grandes candidatos para ser integrados en las plantas comerciales en un futuro.

1.2. Estado del Arte

A continuación, se presenta una revisión de artículos científicos en relación con el tema

propuesto en el proyecto. Los artículos se han clasificado según su temática, dando lugar a

cuatro grupos:

Simulaciones y experimentos en receptores solares.

Revisiones de la tecnología actual.

Actividades de Investigación.

Software para el análisis y la optimización de instalaciones.

En total se recopilan 29 artículos que han sido localizados mediante las plataformas de datos

Science Direct y Elsevier.



1.2.1. Simulaciones y Experimentos en Receptores Solares

Hoffschmidt et al. 2003. Artículo en el que evalúan un receptor de alta temperatura (HitTRec),

que consta de un absorbedor modular de cerámica, una estructura de soporte y un sistema de

aire de retorno. Se ha diseñado para evitar la posible inestabilidad del flujo a 700 - 800 ° C de

temperatura media de salida de aire a presión atmosférica.

El prototipo Hitrec-II fue desarrollado para resolver los problemas estructurales del primer

prototipo (Hitrec-I). Las pruebas en banco de pruebas de la Plataforma Solar de Almería (PSA)

duraron desde noviembre de 2000 hasta mayo de 2001, acumulando 150 horas de pruebas.

Los resultados demostraron la durabilidad de la modificación de la estructura de acero

inoxidable. El flujo de entrada fue de hasta 900 kW/m2 y una temperatura media de salida de

aire de hasta 840 °C con temperaturas de pico de salida de aire de hasta 950 ° C. La eficiencia

térmica bajo condiciones de estado estable fue de 76 + -7% a 700 ° C, condiciones nominales

para un receptor volumétrico de tipo PHOEBUS.

Los autores del artículo evaluaron también otras características como la relación de aire de

retorno del 46% y el tiempo de respuesta característico del receptor de 70 s.

Heller et al. 2006. En este artículo se describe la experimentación y los resultados de un

primer prototipo de sistema de producción de energía solar de turbina de gas, instalado en

2002 en el CESA-1 planta de torre en la Plataforma Solar de Almería (PSA).

Los principales objetivos del proyecto eran desarrollar un receptor solar capaz de proporcionar

aire a presión a 1000 ºC y resolver los problemas que surgen a partir del acoplamiento de los

receptores con una turbina de gas convencional para demostrar la operatividad del sistema.

La instalación consiste en un campo de helióstatos de la instalación CESA-1 proporcionando la

energía solar concentrada, un receptor solar presurizado de tres módulos de 400 kWth cada

uno que convierten la energía solar en calor, y un motor de helicóptero modificado (OST3) con

un generador acoplado a la red.

La primera fase de la prueba en la PSA empezó en diciembre de 2002 con el objetivo de

alcanzar un nivel de temperatura de 800 ºC en la entrada de aire del combustor. Este objetivo

lo consiguieron al final de esta fase de prueba en marzo de 2003, y el sistema pudo ser

operado a 230 kWe de potencia sin mayores problemas. En la segunda fase de prueba entre

junio de 2003 y agosto de 2003 el nivel de temperatura se incrementó a casi 1000 ºC. Para ello

fueron necesarios 45 heliostatos aportando una irradiancia de 770 W/M2. La eficiencia a esta

temperatura varió en torno a (70 +- 10) %.

En el documento se describe la configuración del sistema, la eficiencia de los componentes y

las experiencias de operación de las primeras 100 horas de funcionamiento con energía solar

de esta primera prueba de un sistema solar con turbina de gas.



Yao et al. 2009. Artículo sobre el proyecto DAHAN, de 1 MWe (sistema de receptor central),

financiado por el Ministerio de Ciencia y Tecnología (MOST), que puede ser considerado como

un hito en el desarrollo de la energía solar térmica en China. El artículo se centra en describir la

creación de modelos matemáticos de los principales componentes básicos de CRS y su

integración como un modelo para la simulación de toda la planta. El objetivo final de este

trabajo es predecir el comportamiento transitorio de las variables termodinámicas asociadas a

las perturbaciones externas y el cambio entradas operacionales.

El sistema está compuesto por un campo de helióstatos, un receptor de cavidad, una turbina y

un sistema de almacenamiento térmico en aceite y agua/vapor. La radiación solar es reflejada

desde un campo de heliostatos con seguimiento y se concentra en el receptor, el cual calienta

el agua de alimentación hasta vapor sobrecalentado, y se envía a la entrada de la turbina

directamente o se almacenarse en el sistema de almacenamiento. El aceite se bombea desde

el tanque frío al depósito de agua caliente a través de los intercambiadores de calor y se

calienta con vapor de agua producido por el receptor. Existe una resistencia auxiliar antes de

entrada de la turbina de vapor saturado.

El objetivo principal del diseño y la construcción de DAHAN es demostrar el funcionamiento de

las centrales solares con receptor central en China. La herramienta de software HFLD ha sido

desarrollada para el cálculo del diseño y disposición del campo de helióstatos. Los resultados

de la simulación de HFLD concuerdan muy bien con los datos de eficiencia publicados en el

campo de helióstatos PS10 de España. En base a esto, el diseño del campo de helióstatos de

DAHAN se ha diseñado utilizando HFLD y toda la planta se simula usando un modelo en

TRNSYS.

Slocum et al. 2011. Artículo científico en el que se presenta un sistema de producción de

energía solar de concentración que utiliza heliostatos sobre una ladera, concentrando la

radiación solar en un receptor volumétrico de sales fundidas con almacenamiento integral

(NaNO3-KNO3 punto de fusión, 222ºC, temperatura estimada de corrosión, 593ºC).

La radiación solar concentrada es absorbida por sales fundidas en el receptor a través de una

profundidad de 4-5 m, haciendo en la medida de lo posible que el sistema sea insensible al

paso de las nubes esporádicas. El volumen del receptor también actúa como almacenamiento

térmico que elimina la necesidad de tanques de sal, de almacenamiento secundario. Una

abertura pequeña y un techo abovedado cubierto de material refractario reducen las pérdidas

y reflejan la radiación térmica en el tanque. La sal caliente es bombeada desde la parte

superior del tanque a través de un generador de vapor y luego regresa a la parte inferior del

tanque. Una placa aislante se coloca dentro del tanque para proporcionar una barrera física y

térmica entre las capas térmicamente estratificadas, manteniendo los volúmenes de sal fría y

caliente requeridos para la operación continua.

Utilizando el programa de NREL Solar Advisor, se estima que el sistema consiga unos costos de

producción de la electricidad competitivos (0.07-0.33$/kWh).



Villafán-Vidales et al. 2011. Estudio numérico con el objetivo de predecir la transferencia

térmica dentro de un receptor solar volumétrico cerámico de 1kW. El receptor consiste en una

cámara cilíndrica horizontal que contiene una estructura porosa cerámica. El frontal del equipo

es directamente irradiado mediante la concentración de la energía solar suministrado por un

heliostato parabólico de 2 metros de diámetro (85 cm de distancia focal, 120º de apertura),

con seguimiento solar. Las paredes laterales están rodeadas de aislante y cristal semiesférico

separa el sistema del aire ambiente.

El reactor produce hidrógeno mediante un ciclo termoquímico de dos reacciones. El modelo

es usado para predecir el comportamiento térmico del receptor bajo diferentes condiciones

operacionales como el ratio de flujo de gas inerte (N2), el flujo de incidencia solar, la

porosidad, el tamaño de celda, el tamaño del receptor solar volumétrico y la influencia de la

reacción química. Los resultados concluyen que la máxima temperatura del receptor fue de

1440 ºC y que las mayores variaciones de temperatura del receptor volumétrico se dan al

aumentar el ratio de flujo de gas inerte, lógicamente disminuyendo la temperatura del

receptor.

Wu et al. 2011. Este estudio analiza de manera similar a Villafán-Vidales et al. 2011 la

distribución de temperatura de las fases fluida y sólida en receptores volumétricos de aire, si

bien no se realiza un experimento real sino una simulación con un modelo macroscópico de

receptor cerámico con forma cilíndrica. La caída de presión en la espuma cerámica y la

transferencia de calor entre el fluido y el sólido están incluidas en el modelo. Los estudios

fueron destinados a analizar los efectos de la velocidad, porosidad, tamaño de celda y

conductividad térmica de la fase solida frente a la temperatura.

Los resultados concluyen que, partiendo de una radiación solar de 600KW/m2

aproximadamente, el tamaño de celda tiene un efecto dominante en la temperatura del

receptor.

Coelho et al. 2012. Las plantas termosolares tienen costos de electricidad reales moderados, y

en la mayoría de los casos tienen problemas transitorios, debido a la alta inercia. La

hibridación puede ayudar a resolver estos problemas y, si se hace con la integración de la

biomasa de residuos forestales, se puede mantener el objetivo de energía "renovable", con un

impacto positivo en la reducción de incendios forestales. Las condiciones locales, los recursos y

las tarifas tienen un gran impacto en la evaluación económica y técnica de las soluciones

híbridas. Uno de los lugares más idóneos en Europa para este tipo de centrales es la región

portuguesa del Algarve.



Debido al nivel de concepto innovador, los enfoques conservadores se consideran las mejores

soluciones. En esta perspectiva, para una inversión de capital pequeña en una planta de 4

MWe de potencia, la mejor solución técnica y económica es Planta de concentración de torre

central (con receptor volumétrico)/ Planta de biomasa HVIB3S4s con estrategia de control

CS3. El resultado es un costo de electricidad de 0,146 €/kWh, con una mayor eficiencia y

factor de capacidad que una planta convencional de 4 MWe. Una planta de 10 MWe

(HVIB3S10s) híbrida, podría generar electricidad con indicadores económicos positivos (0,108

€/kWh y una TIR del 11,0%), con el doble de eficiencia anual y menores costos que una planta

convencional de 4 MWe. También daría lugar a una reducción del 17% en el consumo de

biomasa (aproximadamente 12.000 toneladas por año menos) en comparación con una típica

planta de energía de 10 MWe de biomasa, lo que sería importante en el caso de un aumento

constante en el precio de la biomasa.

Cui et al. 2012. En este artículo, los autores han desarrollado un modelo (Figura 1-1) óptico

tridimensional para un receptor volumétrico presurizado y simulan el proceso de propagación

de radiación solar dentro del receptor volumétrico presurizado, por el método de Monte Carlo.

Usando las coordenadas cilíndricas en las estadísticas de distribución de energía, se reduce el

número de células en la malla computacional y por tanto, el tiempo, en comparación con un

mallado uniforme normal.

El concentrador secundario tiene un ángulo de aceptación de 20º, 1200mm de diámetro. El

cristal de cuarzo tiene un diámetro de 620mm y un espesor de pared de 8mm. El receptor es

diseñado para una temperatura de operación de 800-1000ºC y una presión de 1.5 MPa.

Figura 1-1 Sistema de receptor volumétrico.



Los resultados muestran que, en las condiciones de funcionamiento dadas, el flujo de calor de

radiación se concentra principalmente en el área superior del absorbedor y el valor del flujo

térmico máximo es de hasta 2,73x 109Wm-3, pero disminuye rápidamente en los laterales.

En el artículo se concluye que el ángulo de incidencia y una forma relativamente estrecha de

absorbedor son útiles para reducir el flujo de calor máximo en el absorbedor. Además, la

distribución de energía de radiación absorbida es más uniforme y el máximo del flujo térmico

en el absorbedor disminuye en gran medida.

Veeraragavan et al. 2012. En este artículo se presenta un modelo de análisis que investiga el

efecto de la pérdida de calor, la concentración solar y la altura del canal en la eficiencia del

receptor.

El modelo analítico fue formulado modelando la absorción de la radiación solar por las

nanopartículas en suspensión como una generación de calor dentro del FC. La ecuación de la

energía se resolvió modelando las pérdidas de calor utilizando un coeficiente de pérdidas

combinado radiante y convectivo.

Por último, el modelo analítico se utilizó para estimar la eficiencia óptima y la correspondiente

longitud óptima del receptor para diferentes configuraciones de diseño con diferentes

Nusselts y flujos solares incidentes adimensionales obteniendo una eficiencia del sistema de

0.35 con una longitud adimensional de 0.86 para un valor de Nusselt igual a uno.

1.2.2. Revisiones de la Tecnología Actual.

García et al. 2008. En este estudio los investigadores han tratado de obtener una visión

general de los códigos informáticos detallando sus características, fortalezas y debilidades.

Muestran que las herramientas de modelado de sistemas de receptor central (CRS) se pueden

dividir en dos categorías principales, que corresponden a dos tipos de problemas: por un lado

las dedicadas a la optimización del sistema: HFLCAL, UHC-RCELL y (WIN) DELSOL; y por otro

lado los diseñados para el análisis detallado de las prestaciones ópticas: FIAT LUX, MIRVAL,

UHC-NS o IH y SOLTRACE.

Para laboratorios de investigación o empresas del sector, es interesante el uso de un código de

cada categoría. Mediante un código de la primera categoría se consigue la distribución de flujo

en lo alto del receptor y por tanto dimensionar el receptor. Con el uso de un software de la

segunda categoría es posible el asesoramiento técnico y económico en la instalación de

centrales termosolares.

Ávila-Marín 2011. Este documento es una extensa guía cronológica de los receptores

volumétricos más interesantes para la producción de electricidad, identificando las diferentes

configuraciones, los materiales y resultados reales y esperados y señalando sus principales

ventajas y conclusiones basadas en la multitud de referencias y reportes de proyectos

internacionales.



Este estudio también trata otros temas importantes relacionados con los receptores

volumétricos como la configuración básica de las plantas, el fenómeno de estabilidad de flujo y

los principales problemas del diseño de ventana para receptores presurizados.

1.2.3. Actividades de Investigación.

Buck et al. 2006. En este artículo se desarrolla un nuevo concepto de receptor dual que mejora

la adaptación del receptor central al ciclo de vapor en una central térmica solar. Mediante la

combinación de un calentador de aire volumétrico abierto con una sección de evaporador

tubular, conseguimos las ventajas de estos dos conceptos básicos evitando sus problemas

característicos.

En este trabajo se presenta un estudio de concepto basado en la configuración que se planeó

originalmente para el proyecto PS10 en España, utilizando la tecnología volumétrica de

receptor abierto donde el aire es calentado hasta 700ºC en el receptor. El sistema de

concentración consiste en 620 heliostatos de con seguimiento en dos ejes, y con una superficie

total de 120m2.

Los resultados muestran varias ventajas del nuevo concepto: incrementar la eficiencia térmica

del receptor desde el 66.7% hasta un 79.4%, reducir temperatura en el receptor de 700ºC

hasta 500ºC y menores pérdidas parásitas. Gracias a estas mejoras, la producción anual podría

aumentar en un 27.2% pasando a 15.9GWh, en comparación con el sistema de calentamiento

de aire solar.

Becker et al. 2006. En este artículo científico se informa de los resultados de un análisis

teórico, así como un estudio numérico, investigando las inestabilidades de flujo en los

materiales porosos que se usan como receptores solares volumétricos.

En el análisis teórico se muestra que la conductividad térmica y las propiedades de

permeabilidad de los materiales porosos tienen una influencia significativa en la probabilidad

de la aparición de inestabilidades de flujo. En las simulaciones se asumen un flujo de calor

constante de radiación, que se absorbe en un volumen definido, y coeficientes constantes de

permeabilidad. Los investigadores han elegido unas condiciones de contorno similares a los del

proyecto Solucar Solar, de 10MW. Se han variado sistemáticamente los parámetros de

conductividad térmica, el coeficiente de permeabilidad y el coeficiente de dispersión

turbulenta radial.

Finalmente, para una densidad de flujo de calor de 1 MW/m2 se genera una tabla de

parámetros, mostrando la posible aparición de inestabilidad o estabilidad térmica y el

comportamiento del fluido. Estos resultados numéricos son tremendamente útiles para la

optimización en el diseño de materiales para receptores volumétricos.



Schmitz et al. 2006. El artículo muestra que en los sistemas térmicos solares de receptor

central, la radiación solar tiende a concentrarse en las ventanas de vidrio relativamente

pequeñas del receptor, lo que conduce a un cono de visión limitado. Esto significa que de

todas las posiciones posibles de helióstatos alrededor de la torre, sólo aquellas dentro de la

elipse, que resultan de la sección del cono de visión con el plano del suelo, son utilizables.

Para los sistemas pequeños, para los cuales los costes de la torre son pequeños, el diseño del

campo de helióstatos resultante es similar, con o sin concentrador secundario. Para sistemas

grandes, que son más rentables, los costes de la torre empiezan a ser significativos, y las

pérdidas debidas a la atenuación atmosférica y por desbordamiento dominan sobre las

pérdidas por coseno. Por lo tanto, los campos puramente orientado al Norte tienden a ser

cada vez menos óptimos. Esto es demostrado mediante la simulación de las plantas usando el

software HFLCAL.

Finalmente se demuestra que para potencias del receptor volumétrico superiores a 30 MW es

conveniente usar no una única abertura orientada al Norte, sino hasta seis orificios, cada uno

de ellos asociado a un campo de helióstatos separado. La potencia óptima para estas plantas

se encuentra entre 50 y 200 MWe con un receptor de entre 100 y 400 MW.

Agrafiotis et al. 2007. En este estudio, se evalúa un elemento poroso monolítico de múltiples

canales de carburo de silicio (SiC) con forma de panal empleado como receptor volumétrico de

radiación solar concentrada. Se evaluó con respecto a su estructura porosa y propiedades

termomecánicas antes y después de un largo tiempo de operación.

Del artículo se extrae que la correcta elección de la porosidad, la distribución de tamaño de

poro y la microestructura pueden proporcionar panales de SiC con mejores propiedades

mecánicas (resistencia de flexión y de compresión). La exposición bajo irradiación solar se

encontró que afectan tanto a su estructura de poros como a sus características mecánicas.

Durante las primeras etapas de la exposición, se lleva a cabo una reestructuración de la

estructura porosa cambiando el tamaño medio de poro a valores más altos y disminuyendo

ligeramente la porosidad total; esta re-estructuración cesa después de algún tiempo de

exposición característico. Después de la exposición solar, los panales se vuelven más rígidos y

exhiben una resistencia significativamente mayor a la compresión.

Se concluyó que se puede lograr una extensión de la vida útil esperada con materiales con

propiedades mecánicas mejoradas tales como silicio infiltrado (siliconizado) SiC.

Albanakis et al. 2009. El objetivo principal que se trata en este artículo es la evaluación del

comportamiento de los materiales porosos utilizados en receptores volumétricos bajo la

radiación solar concentrada. Por esta razón, han sido probados diversos materiales porosos

metálicos y cerámicos, como receptores potenciales de la radiación solar concentrada. La

investigación experimental demostró que su eficiencia depende tanto de los parámetros de los

materiales como de las condiciones del flujo.



En este trabajo, se ensayó una variedad de materiales de espuma, tales como níquel y

aleaciones de níquel, inconel, cobre, aluminio y carburo de silicio con diferente porosidad de

célula abierta como medios potenciales para ser utilizados como receptores volumétricos e

intercambiadores de calor. Sin embargo, ya que los resultados fueron similares, solamente los

resultados de dos de ellos, el níquel y el inconel, se presentaron en detalle y se compararon

entre sí.

Se concluye afirmando que la caída de presión en la espuma de níquel es superior a la de

inconel en todos los casos estudiados; y en cuanto a la transferencia de calor, también es

superior en el níquel.

Chacartegui et al. 2010. De acuerdo con la experiencia adquirida en plantas de receptor

central, si queremos conseguir un costo competitivo de electricidad, los costos de capital y de

mantenimiento deben ser reducidos y la eficiencia debe incrementarse. Para lograr estos

objetivos, se considera esencial la modificación del ciclo de energía, ya sea con vapor

sobrecalentado o fluidos alternativos.

En este trabajo, se propone para esta aplicación el uso de ciclos supercríticos y transcríticos de

dióxido de carbono. Se han considerado tres ciclos diferentes, los dos primeros (Figura 1-2) son

ciclos recuperativos Brayton cerrados con turbina de gas utilizando dióxido de carbono, y el

segundo adicionalmente incorpora una compresión en dos etapas, es decir, que tras una

compresión inicial, una fracción es bypaseada, enfriada y comprimida; mientras que la otra

fracción es comprimido con el mismo ratio pero sin ser enfriado. Éste último ciclo está

motivado para favorecer la transferencia de calor y atenuar los problemas de pinch point en

intercambiadores de baja temperatura.

Figura 1-2 Ciclos Brayton propuestos.

El tercer ciclo propuesto (Figura 1-3) es un ciclo combinado que comprende un ciclo de turbina

de gas con dióxido de carbono y un ciclo de Rankine Orgánico. Los resultados preliminares

muestran que estos ciclos son tecnologías prometedoras para plantas solares de torre,

teniendo potencial para competir en términos de eficiencia y costo con otras tecnologías

convencionales.



Figura 1-3 Ciclo combinado propuesto.

Fend 2010. En este documento se presenta un resumen de las actividades de investigación del

Departamento de Tecnología Solar del Centro Aeroespacial Alemán en materiales porosos para

la tecnología de torre solar.

En primer lugar se describe en detalle y con ejemplos los receptores volumétricos de aire, así

como los resultados experimentales de las pruebas, en una instalación solar de 20kW capaz de

concentrar hasta 5 MW/m2. Los estudios numéricos se han realizado para caracterizar la

estabilidad del flujo de aire en sistemas de receptor. Además se presentan los diferentes

enfoques actualmente utilizados para modelar las temperaturas interiores del receptor. Por

último, se da información sobre la Torre Solar Jülich, que es la primera estación de ensayos de

potencia que hace uso de la tecnología de aire receptor solar.

Wu et al. 2010. Este trabajo presenta los estudios experimentales y numéricos de la caída de

presión en las espumas cerámicas para aplicaciones de receptor volumétrico de aire.

El estudio tiene tres objetivos fundamentales. El primero es medir la caída de presión en las

espumas de cerámicas estudiadas, y construir un modelo empírico basado en los resultados

experimentales y una simulación numérica paramétrica. El segundo objetivo es el estudio de

las características del flujo en las espumas cerámicas, especialmente en las proximidades de la

interfaz. El tercero es el estudio de las características de la caída de presión de dos estructuras

modificadas (por agujeros de fabricación relativas a las espumas cerámicas) que se espera que

disminuya la caída de presión en espumas de cerámica, pero al mismo tiempo, mantener

buenas propiedades de transferencia de calor.

Los resultados experimentales de los ensayos, incluyendo las dos estructuras modificadas,

junto con los resultados de la simulación, muestran que la caída de presión en las espumas

cerámicas sigue una ley modificada de Darcy. Los resultados experimentales también

muestran que las dos estructuras modificadas, disminuyen drásticamente la caída de presión

(con caída de presión disminuye hasta el 70% a una velocidad superficial de 5 m / s).

Basándose tanto en el grupo experimental y los resultados de la simulación, los investigadores

han creado un modelo generalizado para predecir la caída de presión en espumas de cerámica.



Noone et al. 2011. En este artículo, se introduce una nueva herramienta con el propósito de

seleccionar la mejor ubicación de una central térmica solar con receptor central en terrenos

con una pronunciada inclinación.

Una vez obtenidos los datos de la elevación con una resolución suficiente, la herramienta es

capaz de evaluar la eficiencia de un campo de helióstatos en cualquier ubicación del

emplazamiento. Además, la herramienta también localiza los sitios adecuados basados en la

eficiencia y la insolación media anual. La eficiencia del campo, o la proporción de radiación

incidente al receptor para dirigir la radiación solar normal, se maximiza como resultado de

factores que incluyen las pérdidas por proyección y las interferencias entre los heliostatos,

conocidas respectivamente como la eficiencia coseno, sombreado, y el bloqueo. Por la

iteración de definir la ubicación del receptor y evaluar la eficiencia correspondiente mediante

el muestreo de los puntos de elevación dentro de la frontera definida para campo de

helióstatos, la eficiencia puede ser mapeada como una función de la ubicación del receptor.

Los estudios de casos presentados ilustran el uso de la herramienta para dos configuraciones

de campo, con los receptores a nivel del suelo y los diseños de los de helióstatos en las laderas.

Según concluyen en el documento, aunque ambas configuraciones proporcionan eficiencias

aceptables, los resultados de estudios de casos muestran que los sitios óptimos para los

receptores a nivel del suelo (sin la colocación de torre alguna en la instalación) son aquellos en

los que el receptor se encuentra en una elevación mayor que el campo de helióstatos. Este

resultado es intuitivo, desde la perspectiva de minimizar las pérdidas de coseno.

Wu et al. 2011. Las espumas cerámicas porosas se utilizan para lograr un alto rendimiento en

las centrales térmicas de torre. Entender la transferencia de calor por convección entre el flujo

de aire y la espuma cerámica es de gran importancia para optimizar el receptor volumétrico de

aire. En este artículo científico se nos presenta un estudio numérico sobre la transferencia de

calor por convección.

Los autores buscan un diseño para calcular el coeficiente local de transferencia de calor por

convección entre el flujo de aire y una espuma cerámica porosa. Para ello, resolvieron el

balance de energía y de flujo en el interior de la espuma cerámica porosa. Además,

consideraron una geometría detallada de la espuma cerámica porosa.

La espuma cerámica fue representada por las estructuras idealizadas tetracaidecahedros. Las

simulaciones se basan en las ecuaciones en tres dimensiones de Reynolds-averaged Navier-

Stokes (RANS).

Se llevó a cabo un estudio de sensibilidad en el coeficiente de transferencia de calor con el

tamaño medio de celda, la porosidad, y la velocidad como parámetros. Basándose en los

resultados de simulaciones numéricas, se desarrolló una correlación para el coeficiente de

convección volumétrica local de transferencia de calor entre el aire y espumas cerámicas. La

correlación resultante cubre una amplia gama de porosidades, velocidades, tamaños de celdas,

y temperaturas. Los resultados de correlación fueron comparados con datos experimentales

de la literatura, y la comparación muestra una buena concordancia.



La correlación está destinada a ser utilizada en el diseño de receptores volumétricos solares de

aire.

Leonardi 2012. En este artículo se propone un análisis sistemático de parámetros para el

diseño de una planta de energía solar con receptor volumétrico. Con el software CRS4 se

analiza el efecto de la excentricidad hiperboloide y el tamaño de los helióstatos. Se proponen

valores óptimos de los parámetros característicos del concentrador parabólico compuesto y

sobre la base de estas consideraciones, se presentan cálculos extensos para evaluar la

colección anual de energía solar.

Un análisis completo debe tener en cuenta la distribución de potencia en el receptor y su

efecto sobre la temperatura de un fluido de transporte de calor oportuno, así como los

factores económicos que no han sido considerados aquí en este artículo. La autora deja estos

aspectos para un trabajo futuro que se encuentra en desarrollo.

Lenert et al. 2012. El artículo se centra en la mejora de los receptores de nanofluido

volumétricos, donde las nanopartículas en un medio líquido absorben directamente la

radiación solar. Se obtiene así un aumento del rendimiento respecto a los receptores de

superficie, reduciendo al mínimo la diferencia de temperatura entre el absorbedor y el fluido,

reduciéndose las pérdidas radiantes de larga.

Los investigadores presentan un modelado y un estudio experimental para optimizar la

eficiencia de los receptores solares con nanopartículas de carbono C-Co, elegidas su banda de

absorción en el espectro visible. Para investigar el efecto de la concentración solar, altura

nanofluido, y el espesor óptico en el rendimiento del receptor se desarrolló un modelo

unidimensional transitorio de transferencia de calor. Al mismo tiempo, han investigado

experimentalmente un receptor volumétrico cilíndrico, que mostró una buena concordancia

con el modelo para diferentes espesores ópticos del nanofluido.

Basándose en el modelo, la eficiencia de receptores volumétricos aumenta al aumentar la

concentración solar y el tamaño del nanofluido. La eficiencia de los receptores excede del 35%

cuando se utilice el nanofluido y estén acoplados a un ciclo de potencia y optimizado con

respecto al espesor óptico y el tiempo de exposición solar. Este trabajo proporciona una visión

de cómo nanofluidos pueden ser utilizados como en receptores volumétricos en aplicaciones

solares, como los receptores con almacenamiento integrado.

Michailidis et al. 2013. El principal objetivo de este trabajo fue evaluar el comportamiento de

Ni-espuma (níquel con 92% de porosidad y tamaño de poro uniforme), cuando son tratados

como receptores volumétricos bajo la radiación solar concentrada, al tiempo que mejorar su

resistencia a la oxidación, con el fin de hacerlos atractivos para tales aplicaciones.



La investigación experimental demostró que su eficiencia depende tanto de los parámetros de

los materiales como de las condiciones de flujo, los cuales afectan en la caída de presión y el

comportamiento de transferencia de calor. Mediante el uso de un microscopio electrónico de

barrido y de un espectroscopio de energía dispersa, se investigó la caracterización

microestructural de morfologías superficiales de óxido formada sobre las espumas de células

abiertas de Ni expuestas a la radiación solar concentrada. Mediante SEM se reveló una rápida

oxidación homogénea en el Ni-espuma con tres estructuras diferentes de óxido formadas en

relación con la temperatura de proceso.

Para mejorar la resistencia a la oxidación, se aplicó un proceso de aluminización de espumas

de níquel, que conserva sus propiedades geométricas, con el fin de desarrollar una capa

intermetálica de aluminuro de níquel en forma de una espuma Ni.

Para evaluar la eficacia del proceso de aluminización y determinar los parámetros óptimos del

procedimiento (composición de la suspensión, manteniendo la temperatura y tiempo) se

aplicó una microscopía electrónica de barrido y difracción de rayos X.

1.2.4. Software para el Análisis y la Optimización de

Instalaciones.

Berenguel et al. 2004. En este artículo se presenta el desarrollo de un sistema de control de

posicionamiento simplificado y automático, de helióstatos mediante técnicas de visión artificial

y dispositivos CCD.

La aproximación adoptada en este trabajo se basa en el uso de una cámara de B/W CCD

conectada a una grabadora (Imagenation PXC200) por un bus PCI para la transmisión en

tiempo real a la memoria instalada en el ordenador, permitiendo la captura de imágenes con

resolución 640x480 (NTSC) y 768x576 (PAL/SECAM). Este sistema ha sido desarrollado una

herramienta de software con Visual C++, permitiendo una interfaz de tipo Windows,

programas independientes y el uso de código preinstalado. Las acciones correctivas generadas

en el ordenador, son finalmente enviadas a la estación µVAX, la cual procesa estas acciones de

control y manda las señales apropiadas a los controles de los servomotores para mover los

heliostatos a la posición indicada por el programa de control.

Con ello se corrigen estas desviaciones de forma automática imitando el mismo procedimiento

seguido por los operadores, los cuales deberán supervisar el proceso en lugar de accionar el

movimiento de los heliostatos. Las imágenes obtenidas se utilizan para estimar la distancia

entre el centroide de los rayos de sol proyectados por los heliostatos y un blanco situado en la

torre, esta distancia por lo tanto se utiliza para fines de baja precisión de corrección de offsets.

Para la corrección automática se usan técnicas básicas de procesamiento de imágenes.



Alexopoulos et al. 2011. La ventaja de la hibridación en centrales de energía solar/fósil, en

comparación con plantas exclusivamente solares, reside en los bajos costes de inversión

adicionales debido a una facilidad de adaptación y unos reducidos riesgos técnicos y

económicos. En los días soleados del sistema híbrido funciona en un modo “solo solar” con el

receptor central y en los días nublados y por la noche con la turbina de gas.

Como una alternativa al gas metano, se puede utilizar el biogás, ambientalmente neutro, para

el funcionamiento de la turbina de gas. Por lo tanto, el sistema híbrido se hace funcionar a

100% a partir de fuentes de energía renovables.

Para modelar esas plantas solares híbridas, han utilizado una herramienta de software

avanzada (MATLAB). En la biblioteca que crearon, se incluye los componentes del ciclo de gas,

calentado con energía solar y el ciclo de vapor. Cuando se quiera desarrollar un modelo de

simulación para el cálculo de una planta de energía híbrido pequeño, los componentes de la

biblioteca se insertarán en el modelo. La herramienta de software incluye la posibilidad de

calcular la energía de salida de puntos de funcionamiento individuales o de intervalos de

tiempo desde días hasta un año entero.

Con esta herramienta de simulación, los sistemas híbridos de torres solares se calculan para

varios lugares con alto potencial solar en Europa. Además, se investigan las localizaciones en

países del norte de Escandinavia con elevado potencial de biomasa y se calculan plantas de

energía con biogás como combustible sin entrada solar.

Los resultados del análisis muestran que el modelo creado de biblioteca para simulaciones, es

una base sólida para la simulación de conceptos híbridos para sistemas de torres solares.

Leonardi et al. 2011. El análisis de la energía solar recogida por el receptor en las centrales

solares de torre requiere el uso de códigos numéricos eficientes y precisos. En este artículo

científico se presenta un nuevo programa informático, CRS4-2, para la simulación del

comportamiento óptico de una planta solar con receptor central. El algoritmo matemático

implementado permite el cálculo de coseno, el sombreado y efectos de bloqueo de heliostatos

dispuestos arbitrariamente en el campo solar. Ha prestado especial atención en el diseño para

garantizar la máxima flexibilidad en cuanto al número, dimensión, forma y posición de los

heliostatos.

En la actual implementación, el campo solar podrá estar compuesto por dos tipos de

heliostatos, cuadradas y circulares, posiblemente, mezclados entre sí, cada uno de ellos

caracterizado por el tamaño y la altura desde el suelo. El diseño modular de CRS4-2 permite la

extensión de helióstatos de forma arbitraria con sólo modificaciones menores del código.

Efectos de sombreado y el bloqueo se calculan por un mosaico de los heliostatos: por lo tanto,

la precisión numérica sólo depende de la finura de la teselación. La aplicación a los sistemas

reales ha demostrado que el enfoque es estable y general.



He et al. 2012. El objetivo principal de este trabajo es el desarrollo de métodos numéricos para

la mejora del diseño o las herramientas de simulación; y responder a preguntas específicas

relacionadas con la transferencia de calor y masa dentro de un receptor volumétrico

presurizado (RVP), que proporcionará la base fundamental para el diseño de nuevos

receptores para el proyecto DAHAN.

En este documento, con la asunción de algunas simplificaciones, se presenta en primer lugar

un modelo ideal de cálculo tridimensional con simetría axial de un RVP con un concentrador

secundario. Además, se propone un nuevo método de diseño y un código unificado del

método de Monte Carlo, para las investigaciones numéricas de concentración solar. A

continuación, el método propuesto y el código se aplica para simular y analizar el proceso de

conversión fototérmico en un RVP, que engloba la concentración de energía solar, la

recolección y el proceso de transferencia de la energía solar. La radiación solar en medio

participativo y/o no participativo puede tenerse en cuenta simultáneamente o forma dividida

en la simulación. Por último, también podemos calcular la distribución de la densidad de flujo

de energía solar no uniforme en el receptor.

Cheng et al. 2013. En este artículo presenta un modelo computacional de dinámica de

fluidos y otros estudios sobre la transferencia de calor combinando radiación, convección,

conducción en un receptor volumétrico presurizado, combinando el Método de Volúmenes

Finitos y el método de Monte Carlo.

Además, se analizan y se discuten detalladamente los efectos de los parámetros geométricos

del concentrador parabólico y las propiedades del absorbedor poroso sobre el rendimiento del

proceso de conversión fototérmica. Se ha encontrado que las distribuciones de densidad de

flujo solar son siempre muy heterogéneas con grandes faltas de uniformidad, y las tendencias

de variación de las distribuciones de temperatura correspondientes son muy similares a estas,

pero con mucho menor orden de magnitud. La forma del concentrador parabólico

determinado por su abertura de salida, tiene efectos mucho más grandes sobre el rendimiento

de la PVR que el de la abertura de entrada, con un ángulo constante de aceptación.

Por último un espesor adecuado u óptimo del absorbedor poroso puede ser determinado en

examinando las curvas de variación del rendimiento con la porosidad y observando el lugar

donde se dan las tendencias drásticas decrecientes.

1.3. Organización y Contenido

En el siguiente capítulo definirán los fundamentos y el funcionamiento de las centrales

termosolares. Además, se detallarán las tecnologías de producción de energía mediante

concentración solar y se hará un análisis comparativo de estas tecnologías. Por último se

mostrará una relación de plantas existentes clasificadas por áreas geográficas.



En el capítulo tercero se profundizará en el receptor volumétrico indicando principios

operativos, sus características y su clasificación. Además también se incluye un apartado con

los materiales constructivos más empleados y los problemas no resueltos que presenta ésta

tecnología.

Por último se extraerán unas conclusiones obtenidas gracias al trabajo de investigación

desarrollado.



2. Centrales Termosolares

2.1. Concepto

Conocemos desde hace más de un siglo los principios de la radiación solar concentrada para

alcanzar altas temperaturas y convertirla en electricidad, pero sólo se explota comercialmente

desde mediados de los años 80. Las primeras plantas de energía solar térmica de

concentración a gran escala se construyeron en el desierto californiano de Mojave (EEUU). En

muy poco tiempo, la tecnología ha confirmado ser una enorme promesa tecnológica y

económica ya que tiene una gran ventaja: un enorme recurso renovable, el sol, y muy pocas

desventajas.

En algunas regiones con regímenes solares similares a California, la energía solar térmica

concentrada ofrece las mismas oportunidades que los grandes parques eólicos marinos de

Europa. La energía solar térmica de concentración para la generación bruta de electricidad es

una de las tecnologías más idóneas para frenar el cambio climático de una manera asequible y

para reducir el consumo de combustibles fósiles. Las centrales térmicas solares pueden operar

almacenando calor o combinando la generación con combustible (biomasa, gas o carbón);

generan energía incluso cuando no brilla el sol.

2.2. Fundamentos

2.2.1. El medio ambiente

La ventaja principal de las centrales termosolares (CTS) es que pueden remplazar a las

centrales eléctricas basadas en combustibles fósiles, lo que reduciría las emisiones de gases de

efecto invernadero que provocan el cambio climático. Por ejemplo, cada metro cuadrado de

superficie de concentradores es suficiente para evitar de 200 a 300 kilos de dióxido de carbono

cada año, dependiendo de su configuración. Las centrales termosolares más usuales están

formadas por cientos de concentradores organizados en series. El análisis del ciclo de vida de

los componentes junto con la superficie ocupada donde se instalan las CTS indican que se

tarda unos cinco meses en ‘recuperar’ la energía que se ha utilizado para fabricar e instalar el

equipo. Considerando que las plantas pueden durar 40 años, como se ha demostrado en las

centrales de Mojave (EEUU), estamos ante una buena relación. La mayoría de los materiales

empleados para las centrales CTS pueden ser reciclados y utilizados de nuevo para otras

centrales.



2.2.2. Economía

Los costes de la energía termosolar están bajando. En Estados Unidos se puede observar que

los costes actuales de generación son de unos 15 céntimos de dólar por kWh para electricidad

solar en instalaciones con muy buena radiación del sol, con previsiones de nuevas caídas de

costes de hasta 8 céntimos/kWh en algunos casos2. El desarrollo de la tecnología se encuentra

en una curva de aprendizaje rápida, y los factores que ayudarán a reducir costes son las

mejoras tecnológicas, la producción en serie, la economía de escala y la mejora de las

operaciones.

La energía solar térmica de concentración se está convirtiendo en una tecnología competitiva

con respecto a las centrales térmicas convencionales de combustible fósil que operan en punta

o a media carga. La incorporación de nuevas CTS a la red puede ayudar a mantener estables

los costes eléctricos, lo que evitaría subidas drásticas de precios como consecuencia de la

escasez de combustible y de los costes del carbono.

Las plantas híbridas pueden utilizar energía solar concentrada y combustibles fósiles (o

biomasa). Algunas, aprovechando programas de financiación especiales, pueden ofrecer ya

electricidad a precios muy competitivos. Para la generación de energía solar a pequeña escala

y fuera de la red, por ejemplo en islas o en zonas rurales interiores de países en vías de

desarrollo, la otra opción es generalmente el uso de generadores diésel, que son ruidosos,

sucios y de funcionamiento caro.

Son varios los factores que aumentan la viabilidad económica de los proyectos de CTS, como la

reforma del sector eléctrico, el aumento de la demanda de ‘energía verde’, y el desarrollo de

mercados del carbono mundiales para la generación de energía no contaminante. Los

programas de ayuda directa suponen también un fuerte empuje, así como las leyes sobre

tarifas de introducción de renovables a la red u obligaciones de suministro de energías

renovables en algunos países. Las centrales CTS necesitan una elevada inversión inicial, pero

durante todo su ciclo de vida, aproximadamente el 80% de los costes son en construcción y

deuda asociada, y sólo el 20% es de operación. Esto significa que una vez abonados todos los

gastos generados por la construcción de la central, durante un periodo de unos 20 años, sólo

quedan los costes operativos, que pueden rondar actualmente en torno a 3 céntimos/kWh.

2.2.3. Requisitos

La energía termosolar utiliza la radiación solar directa, radiación que no es desviada por nubes,

humo o polvo suspendido en la atmósfera y que llega a la superficie terrestre en rayos

paralelos para su concentración. Los lugares más idóneos deben tener muchas horas de

radiación solar directa, al menos 2.000 kWh de radiación solar por metro cuadrado al año. Las

mejores instalaciones reciben más de 2.800 kWh/m2/año.



Las mejores regiones son aquellas sin mucha humedad atmosférica, polvo o humo, como

estepas, zonas de matorral, sabanas, semi-desiertos y auténticos desiertos, localizados

idealmente a menos de 40 grados de latitud norte o sur. Por ello, en las zonas más

prometedoras del mundo están incluidos los Estados sur-occidentales de Estados Unidos,

América Central y del Sur, norte y sur de África, los países mediterráneos, Oriente Próximo y

Oriente Medio, Irán y las planicies desérticas de India, Pakistán, la antigua Unión Soviética,

China y Australia. En esas regiones es suficiente un kilómetro cuadrado de terreno para

generar hasta 100-130 GWh de energía solar por año utilizando tecnología termosolar. Esta es

la misma energía que la producida por una central convencional de gas o carbón de 50 MW

que funcione a carga media durante un año.

Durante todo el ciclo de vida de una CTS su rendimiento es equivalente a la energía contenida

en más de 5 millones de barriles de crudo. Al igual que las centrales térmicas convencionales,

las CTS necesitan refrigeración en el denominado extremo ‘frío’ del ciclo de turbinas de vapor.

Esto se obtiene mediante refrigeración evaporativa (húmeda) cuando se dispone de agua, o

mediante refrigeración en seco (con aire). La refrigeración en seco requiere una mayor

inversión y sus costes son entre un 5% y un 10% mayor comparado con la refrigeración

húmeda. Existen opciones de refrigeración híbridas que pueden mejorar el rendimiento de las

condiciones de la instalación y se encuentran actualmente en proceso de desarrollo. Pero el

enorme potencial de energía solar de esas zonas excede mucho la demanda local, por lo que

puede exportarse la electricidad solar a zonas con una alta demanda energética y menos

recursos solares. Si los países del cinturón del sol ‘cultivan’ su energía natural de esta manera,

podrían realizar una enorme contribución a la protección del clima mundial. Países como

Alemania están ya considerando seriamente importar electricidad solar del norte de África y el

sur de Europa para hacer más sostenible su sector energético.

2.3. Funcionamiento

El funcionamiento básico de una planta CTS lo podemos resumir según el siguiente esquema

(Figura 2-1):

Figura 2-1 Esquema de CTS



1) Un reflector solar formado por espejos concentra la radiación solar en un absorbedor.

Los espejos pueden tener diferentes formas para maximizar la reflexión, pudiendo

tener como foco un punto o una línea.

2) El calor absorbido es transferido mediante un intercambiador de calor a un caudal de

agua bombeada que se transforma en vapor sobrecalentado.

3) Con este vapor obtenido se alimenta a una turbina de vapor, la cual genera

electricidad.

4) El vapor sobrecalentado pasa por un condensador y es enfriado antes de ser usado de

nuevo para la generación de vapor.

5) Durante el proceso, el fluido de transferencia puede ser vehiculado a través de otro

intercambiador de vapor para carga el sistema de almacenamiento, el cual se podrá

usar para devolver esa energía térmica almacenada para que la turbina opere durante

la noche.

Pueden utilizarse diversas tecnologías para concentrar, recoger la luz del sol y convertirla en

calor a alta-media temperatura. Este calor se utiliza después para generar electricidad de

forma convencional, por ejemplo, con una turbina de vapor o de gas, o un motor Stirling. El

calor solar recogido durante el día puede también almacenarse en un medio líquido o sólido,

como las sales fundidas, materiales cerámicos, hormigón o mezclas de sales de fase

cambiante, y puede extraerse durante la noche del medio del almacenamiento para mantener

en funcionamiento la turbina.

Las centrales eléctricas termosolares sólo con generación solar funcionan bien para

suministrar cargas pico estivales en las franjas horarias de mediodía en regiones con grandes

demandas de refrigeración, como España y California. Con los sistemas de almacenamiento de

energía térmica funcionan durante más tiempo e incluso proporcionan energía de carga base.

En España las plantas Andasol de 50 MWe han sido diseñadas con aproximadamente 8 horas

de almacenamiento térmico, lo que mejora la disponibilidad anual en unas 1.000 a 2.500

horas.

Los sistemas de espejos concentradores utilizados en las CTS son sistemas de enfoque puntual

o lineal. Los sistemas lineales concentran la radiación unas 100 veces y se obtienen unas

temperaturas de trabajo de hasta 550°C, mientras que los sistemas puntuales pueden

concentrar mucho más de mil veces y lograr unas temperaturas de trabajo de más de 1.000°C.

2.4. Clasificación de CTS

Existen cuatro tecnologías comerciales de CTS; sistemas de concentradores cilíndricos

parabólicos y sistemas de concentradores lineales de Fresnel, los cuales son concentradores

lineales; y receptores centrales y sistemas de discos parabólicos, que son concentradores

puntuales. Los sistemas de receptores centrales se denominan también torres solares (Figura

2-2).



Figura 2-2 Clasificación de centrales termosolares

2.4.1. Centrales de Concentrador Cilindro Parabólico

Las centrales cuya tecnología se considera más madura en estos momentos, y que supone más

del 95% de la potencia de generación termosolar instalada en el mundo, es la tecnología CCP

(Figura 2-3). Básicamente consiste en la concentración de la radiación solar a lo largo de una

línea recta con una longitud que oscila entre los 600 y los 800 metros. El fluido caloportador

entra por uno de los extremos a una temperatura y con una velocidad determinados, y sale

por el otro extremo a una temperatura superior debido a la concentración solar, de entre 50 y

90 veces, que aporta el espejo.

Figura 2-3 Centrales de concentrador cilindro parabólico.

Centrales Termosolares

Concentración Lineal

Cilindro parabólico

Fresnel

Concentración Puntual

Disco Stirling Torre



El fluido caloportador

El fluido utilizado puede ser agua, pero actualmente no se han superado los problemas

derivados de la vaporización que se produciría en un punto intermedio del recorrido. Por esta

razón se prefiere el uso de otros fluidos que no cambian de estado entre un extremo y otro de

la línea recta en la que se concentra la radiación solar. De todos los fluidos posibles, los fluidos

orgánicos sintéticos son los que mayores ventajas presentan, y entre ellos destaca la mezcla

eutéctica compuesta por un 26,5% en peso de óxido de difenilo y un 73,5% de bifenilo. Esta

mezcla presenta el mejor compromiso entre coste y prestaciones, aunque presenta grandes

dificultades en su manejo que condicionan enormemente los resultados de explotación de las

plantas.

Por este compromiso entre economía y técnica, las centrales termosolares CCP construidas

hasta la fecha utilizan esta mezcla de hidrocarburos aromáticos sintéticos, cuyas prestaciones y

comportamiento es necesario conocer y dominar si se quiere diseñar, construir, operar y/o

mantener plantas termosolares CCP. El FC trabaja entre unos 290 ºC a la entrada de la línea en

la que se concentra la radiación y los 390 ºC a la salida. A mayor temperatura de salida, mayor

rendimiento global de la planta, pero las características químicas del fluido no hacen posible

utilizarlo por encima de los 400 ºC. Con el aumento de la temperatura, se originan

hidrocarburos volátiles y pesados que modifican el comportamiento de la planta y que

plantean incluso problemas de seguridad. Por ellos las centrales CCP tienen limitada la

temperatura máxima de trabajo del fluido orgánico a unos 400 ºC. Además, requieren de

sistemas que eliminen los productos originados en la degradación, normalmente utilizando

filtraciones y destilaciones sucesivas.

El campo solar

El lugar donde se realiza la captación de radiación y su posterior transferencia en forma de

calor al FC se denomina campo solar y consiste en una vasta extensión de terreno de

aproximadamente 2 hectáreas por MW de potencia eléctrica instalada, cubierto de módulos

captadores de radiación solar. Así, una planta de 49,9 MW, la máxima posible de acuerdo con

la actual legislación española que limita a 50 MW la generación en régimen especial con

derecho a percepción de una prima por cada MWh exportado a la red eléctrica, ocupa unas

100 hectáreas.

Los módulos captadores tienen unas dimensiones y forma perfectamente definidas, y están

compuestos por tres partes, cada una de ellas responsable de una importante función:

• El espejo reflector, responsable de reflejar la radiación incidente hacia la línea

formada por el foco de la parábola que forman.

• El tubo absorbedor, auténtico corazón de la tecnología CCP y responsable de la

transformación de la radiación en energía térmica.

• La estructura, que le da al conjunto su forma y que sirve de sujeción para los

elementos que forman el módulo.



Los módulos se agrupan en colectores, que se mueven conjuntamente para que la radiación

solar siempre incida en un plano lo más perpendicular posible a la superficie de los módulos.

Varios colectores se unen en serie para formar lazos, que componen la unidad productiva

mínima. En cada uno de estos lazos, con una potencia típica cercana a 1,6 MW térmicos, se

produce la elevación de temperatura del fluido.

Un campo solar es pues el conjunto de lazos que trabajan en paralelo, y que juntos suministran

la energía térmica necesaria para producir vapor. Como simple referencia, el campo solar de

una central CCP de 50 MW sin almacenamiento térmico puede estar formado por unos 100

lazos.

El tren de generación de vapor

El calor absorbido por el FC a continuación es transferido a un circuito de agua para generar

vapor. Esta agua, que anteriormente ha sido presurizada en una bomba centrífuga multietapa

hasta presiones comprendidas entre los 50 y los 100 bar de presión, se vaporiza y se

sobrecalienta hasta aproximadamente 380 ºC enfriándose el FC hasta los 290 ºC. A esa

temperatura el fluido caloportador se devuelve al campo solar para que continúe

transportando la energía captada en el campo solar.

Los equipos responsables del intercambio de calor entre el FC y el ciclo agua-vapor son

intercambiadores del tipo carcasa-tubo de gran tamaño y cierto grado de complejidad. En ellos

se realiza la transferencia de calor entre los dos fluidos de forma especializada: el tren de

generación de vapor incluye equipos diseñados para calentar agua, para producir vapor y para

sobrecalentar ese vapor. Con los conocimientos actuales no es posible construir un equipo que

realice con eficiencia y sin problemas técnicos esas tres funciones, razón por la que el tren de

generación tiene equipos especializados para cada una de estos procesos.

La turbina de vapor

El vapor generado es entonces conducido hasta la turbina de vapor, donde se producirá una

nueva transformación energética. La energía contenida en el vapor en forma de presión

(energía potencial) se transforma de forma escalonada en energía mecánica rotativa, con un

excelente rendimiento teniendo en cuenta la baja temperatura del vapor (380 ºC). El

rendimiento de esta transformación oscila entre el 27% y el 40%, dependiendo de la carga a la

que esté la planta (mayor rendimiento a mayor carga) alcanzando su máximo valor cuando la

central está al 100% de potencia.

La condensación del vapor

El vapor a la salida de la turbina es vapor «muerto», sin capacidad para realizar trabajo

mecánico. Su temperatura es inferior a 50 ºC y su presión absoluta ronda los 0,05 a 0,08 bar,

es decir, una presión inferior a la presión atmosférica. Para aprovechar ese caudal de agua

desmineralizada, cuando la planta está a plena carga, es necesario condensarla y volver a

tenerla en forma líquida. De esta forma se consiguen tres objetivos:

• Se aprovecha el agua a la salida de la turbina para reutilizarlo nuevamente.



• Se genera en el condensador una presión inferior a la atmosférica, imposible de

conseguir si el vapor se tirara a la atmósfera. Con ello el salto de presión entre la

entrada y la salida de la turbina es mayor y por tanto también lo es la potencia

generada y el rendimiento de la planta.

• Se puede presurizar el fluido de forma económica antes de introducirlo en la caldera.

Presurizar un líquido siempre es más barato que presurizar vapor, por la

incompresibilidad de los líquidos. Así, si se intentar comprimir vapor hasta los 100

bares se consumiría más energía de la que generaría su posterior expansión.

Comprimir agua resulta energéticamente más favorable.

Para condensarlo es necesario introducir un nuevo fluido en el sistema, al que el vapor pueda

cederle el calor latente de condensación. Hay que recordar que los procesos de evaporación o

de condensación requieren al aporte o la sustracción de grandes cantidades de calor (unas

2.418 KJ por cada Kg de vapor que llega al condensador a esa temperatura). Existen dos

posibilidades: utilizar agua como fluido frío al que se transferirá el calor que debe sustraérsela

al vapor para que condense, o utilizar aire.

En el primer caso el agua fría se obtiene habitualmente de una torre evaporativa. El agua

enfriada en la torre se conduce hasta el condensador, que no es más que un intercambiador

carcasa- tubos. En el condensador el agua de refrigeración captará el calor de condensación y

lo transferirá posteriormente al ambiente con la ayuda de la torre. La torre disipa calor

evaporando parte del agua, por lo que es necesario reponer tanto el agua evaporada como el

agua purgada de la torre para mantener la concentración de sales dentro de unos límites

seguros. El consumo de agua ronda los 500.000 m3/año.

En lugares en los que hay escasez de agua no puede emplearse este sistema se recurre a

grandes aerocondensadores, en los cuales se transfiere el calor de condensación directamente

al aire ambiente. Es una forma menos eficiente y más cara de condensar, y por tanto sólo se

emplea si no hay otras alternativas.

El generador

La energía mecánica rotativa requiere ahora una última transformación en energía eléctrica.

Esta transformación se realiza en el generador, que es un equipo eficiente y maduro.

El sistema de alta tensión

La energía eléctrica generada se transporta a la red eléctrica mediante las líneas de transporte.

Estas líneas pueden ser aéreas o enterradas y requieren de una serie de equipos que facilitan

la conexión:

• Transformadores, que igualan las tensión eléctrica entre la generada en la planta y la

de la línea a la que se conecta. Hay que tener en cuenta que la generación se realiza en

la tensión más favorable para el generador, mientras que el transporte se hace a una

tensión que minimiza las pérdidas. Habitualmente, en centrales CCP de 50 MW la

tensión del generador ronda los 10.000 V, mientras que la tensión de las líneas a las

que se conecta la planta suelen ser de 132.000, 220.000 o 400.000 voltios.

• Aparamenta de maniobra, que permite la conexión y desconexión.



• Protección eléctricas, para garantizar que generador y red eléctrica se encuentran en

las condiciones adecuadas para estar interconectadas sin causarse daños.

• Red de tierras, a la que se transferirán las corrientes de defecto.

• Equipos de medida, que informan a las protecciones eléctricas de los valores de

tensión e intensidad, y a las que se conectan también los equipos de facturación que

miden la energía que entra y sale de la planta.

2.4.2. Central de Concentrador Lineal Fresnel

Las centrales eléctricas termosolares basadas en la tecnología fresnel, al igual que las centrales

CCP, concentran la radiación solar a lo largo de una línea (Figura 2-4). Estas centrales basan la

generación eléctrica en la concentración de la radiación solar a lo largo de un tubo absorbedor

situado a varios metros de altura. La relación de concentración es de aproximadamente 20:1.

Estas centrales destacan por la sencillez de su construcción y por su bajo coste.

Figura 2-4 Central de concentrador lineal fresnel.



Los reflectores planos simulan un espejo curvo por variación del ángulo ajustable de cada fila

individual de espejos, en relación con el absorbedor. Los reflectores se construyen con espejos

de vidrio planos y por lo tanto su materia prima es muy barata. La forma curvada de los

espejos cilindro parabólicos hace que sean un 15% más eficientes que los espejos fresnel, pero

con el ahorro de costes en materiales, junto con la simplicidad del funcionamiento hacen que

la reducción de costes sea muy superior a la reducción de rendimiento. Así, mientras que una

central CCP cuesta alrededor de 4,5 millones de € por MW eléctrico instalado, una planta

basada en espejos en disposición fresnel cuesta alrededor de 3,1 millones, es decir, casi una

tercera parte menos.

Las relaciones de concentración también son menores, y esa es una de las razones por las que

las temperaturas que se pueden alcanzar son menores: 20 a 1, frente a la relación 80 a 1 que

se puede conseguir en las centrales CCP.

En marzo del 2009 la planta Puerto Errado 1 construida por el grupo alemán Novatec Biosol

comenzó con sus operaciones en Murcia. Ocupa una superficie aproximada de 18.000 m2,

tiene una potencia de 1,4 MW, y una producción esperada cercana a los 2.000 MWh anuales.

Esta primera planta piloto ha dejado paso a una segunda planta de tamaño comercial, de 30

MW de potencia eléctrica, construida al lado de la anterior.

Los principios de la tecnología fresnel

Las centrales basadas en concentradores lineales fresnel tratan de imitar de alguna forma los

concentradores cilindro-parabólicos de una manera más sencilla y económica. Las centrales

basadas en tecnología fresnel consisten principalmente en un campo de espejos primario, un

tubo absorbedor y un espejo secundario.

El campo primario está compuesto por una serie de filas de espejos planos a un metro de

altura sobre el terreno. Cada fila tiene unos 60 cm de ancho y se extiende en líneas rectas que

miden entre 600 y 900 metros. Los rayos reflejados en los espejos planos que simulan la lente

curva reflejan los rayos del sol en un tubo absorbedor, colgado unos 8 metros por encima del

nivel en que se encuentran los espejos reflectores, y que es el responsable de la

transformación de la radiación en energía térmica. Por encima del tubo absorbedor hay un

espejo secundario cilíndrico que concentra la luz solar que se ha desviado ligeramente de su

trayectoria y por tanto no ha impactado en el tubo absorbedor lineal.

Debido al pequeño tamaño de los espejos estos son menos sensibles al viento. Los espejos son

planos, lo que supone un abaratamiento de más del 30% sobre los costes de los espejos

curvos. Además, las diferentes líneas de espejos pueden colocarse muy cerca unas de otras.

Esto supone que el porcentaje de aprovechamiento del terreno es muy alto, frente a la

tecnología CCP en la que se requiere una gran separación para evitar sombras y para permitir

el acceso de vehículos de mantenimiento (aproximadamente los espacios entre filas de

módulos suponen 2/3 partes del terreno). Las filas de espejos se controlan con una serie de

motores eléctricos que realizan el seguimiento del movimiento del sol a lo largo del día en un

solo eje. Por esta razón, la producción eléctrica varia a lo largo de las estaciones del año, al no

poder hacer el seguimiento estacional.



El sistema de seguimiento es sencillo, ya que un solo motor se encarga de la orientación de

todos los espejos colocados a lo largo de 100 metros, lo que supone un nuevo ahorro en costes

de inversión. Al ser los espejos planos, es muy fácil implementar un sistema completamente

automatizado para su limpieza. Este sistema consiste en un motor equipado con unos cepillos

rotativos que se van desplazando a través en toda la línea y que limpian el espejo del polvo

acumulado sin consumir agua y sin requerir personal para la vigilancia directa del proceso de

limpieza.

El tubo absorbedor no tiene unos requerimientos tan exigentes como el tubo de una central

CCP. Así, al ser las temperaturas menores no requiere tener una cubierta de cristal ni realizarse

el vacío. Por el tubo absorbedor circula agua que se evapora con la radiación solar absorbida.

A la salida del largo tubo el vapor se encuentra a 270 º C de temperatura y unos 55 bares de

presión. El vapor se reduce de presión en un tanque de acumulación de vapor hasta

aproximadamente 33 bares. Este vapor alimenta una turbina dividida en dos niveles de presión

(alta presión, 33 bar y baja presión, 4,3 bar), y es el equipo encargado de transformar la

energía térmica en energía mecánica rotativa.

Como en las centrales CCP, la turbina de alta presión normalmente es de pequeño tamaño y

gira a gran velocidad, por lo que es necesario un reductor para ajustar sus revoluciones a las

3.000 r.p.m. que requiere el generador al que están ambas conectadas. La necesidad de tener

dos turbinas de vapor aparece porque a una presión y temperatura determinadas la cantidad

de agua que aparece en el vapor es grande. Es necesario extraerlo de la turbina y retirar el

agua condensada con la ayuda de un separador de humedad.

Principales diferencias entre la tecnología CCP y la tecnología fresnel

De acuerdo con lo visto en los apartados anteriores, las diferencias más sobresalientes entre

las plantas de concentrador cilindro-parabólico y las que utilizan espejos fresnel son las

siguientes:

• El precio de las centrales fresnel es más ventajoso.

• Los espejos de las primeras son curvos, mientras que los de las segundas son rectos.

Esto supone cierta pérdida de rendimiento (en torno al 15% menos de rendimiento

óptico), pero a cambio supone un importante abaratamiento en el precio y simplifica

las líneas de captación.

• El tubo absorbedor no tiene cubierta de cristal y por lo tanto no se requiere el vacío

entre el tubo metálico y la cubierta de vidrio. Esto simplifica y abarata las plantas.

• Las relaciones de concentración son menores en las centrales de concentradores

lineales fresnel. Mientras que las centrales CCP trabajan con relaciones cercanas a

80:1, las de concentradores fresnel trabajan con relaciones 20:1.



• El campo solar de una planta fresnel ocupa casi un 40% menos que una planta CCP.

La segunda requiere aproximadamente 20.000 m2 por MW eléctrico instalado,

mientras que una planta fresnel requiere unos 12.000 m2 por MW eléctrico instalado.

La razón fundamental está en la separación entre líneas: mientras que la tecnología

CCP requiere que las líneas estén separadas entre 15 y 18 metros, la tecnología fresnel

requiere entre 4 y 5 metros de separación, simplemente para facilitar el acceso de

vehículos de mantenimiento

• Las centrales CCP utilizan actualmente un fluido orgánico sintético que encarece

notablemente las plantas y complica su operación. Las plantas fresnel generan

directamente vapor, lo que simplifica notablemente el proceso.

• Los niveles de presión en las plantas fresnel son más bajos. Mientras que las plantas

CCP utilizan presiones cercanas a los 100 bar para alimentar la turbina de alta presión,

las plantas fresnel utilizan presiones de hasta 55 bar en el colector fresnel, presión que

después reducen hasta unos 35 bar en el calderín de vapor y con el que se alimenta la

turbina de alta presión. La reducción en la presión lleva aparejada la reducción en el

rendimiento de la turbina, ya que éste es proporcional al salto de presión. Hay que

recordar que también hay una pérdida de rendimiento óptico del campo solar, por lo

que el rendimiento global es mucho menor que en una planta CCP.

• Las temperaturas del vapor también son más bajas: 380 ºC de las CCP, frente a

apenas 240 de las plantas fresnel actuales.

• Las centrales CCP tienen un recalentamiento intermedio entre las dos turbinas, lo

que permite mejorar el rendimiento del ciclo y alejar el vapor de las condiciones de

condensación. Las plantas fresnel trabajan con vapor saturado tanto en la turbina de

baja como en la de alta, de manera que hay condensaciones desde el primer momento

en que empieza la expansión. Como consecuencia, las turbinas empleadas en las

plantas fresnel siempre serán turbinas de pocas etapas, un rendimiento bajo y una

necesidad constante de mantenimiento. El intervalo entre revisiones también será

menor, y la turbina proporcionalmente más cara al tener que utilizar materiales

especiales en los álabes.

• Los rendimientos del ciclo agua-vapor consecuentemente son mucho menores.

Frente al 39% que alcanzan las plantas CCP, las fresnel se quedan muy lejos, casi 12

puntos por debajo. Su rendimiento ronda el 27%.

2.4.3. Centrales de Disco Parabólico con Motor Stirling

Además de las plantas que concentran la radiación solar a lo largo de una línea,

consiguiéndose relaciones de concentración que rondan 80:1, existe otra forma de

concentración de los rayos solares: la concentración en un punto (Figura 2-5). Este tipo de

plantas ya presentan dos ventajas indudables:



No requieren fluidos circulando por el campo solar, lo que simplifica notablemente las

plantas.

Los ratios de concentración pueden ser mucho mayores, en el entorno de 2000:1. Esto

supone que la temperatura que se puede alcanzar en el receptor es mucho mayor, lo

cual tiene la ventaja de que aumentará el rendimiento del ciclo térmico. Eso sí,

presenta el indudable inconveniente de que habrá que estudiar mejor los materiales y

el control de la temperatura máxima.

Figura 2-5 Centrales de disco parabólico con motor Stirling.

Dentro de las tecnologías que concentran la radiación en un punto existen dos hasta la fecha:

las basadas en discos parabólicos y las basadas en una torre central. Las primeras utilizan unos

espejos en forma de disco parabólico para concentrar la radiación en el foco de la parábola. En

ese punto se sitúa un receptor que calienta un fluido que a su vez alimenta y mueva un motor

de ciclo Stirling. Las segundas utilizan unos espejos planos para concentrar la radiación en un

punto alejado de los espejos y situado a gran altura.

Un concepto modular

Las centrales basadas en discos concentradores parabólicos están compuestas por unidades

productoras independientes de entre 5 y 25 MW eléctricos de potencia unitaria. Esto hace que

en realidad tengan algunas similitudes con la forma de generación eléctrica de las placas

fotovoltaicas desde el punto de vista del explotador de la planta.



Ya que la complejidad de la operación es muy pequeña, es posible la automatización completa

y si los equipos son fiables, especialmente los equipos de orientación y los responsables de la

transformación de la radiación solar en energía mecánica rotativa, requerirían poca

intervención de operadores. La tecnología moderna fue desarrollada en la década de 1970 y a

principios de 1980 por varias compañías americanas ligadas al mundo aeroespacial, aunque

estaban basadas en pesadas estructuras de alto coste. La evolución hacia la construcción de las

actuales unidades autónomas que incluyen un motor de ciclo Stirling se ha producido en los

últimos años, y aunque aún se considera una tecnología inmadura, es indudable que

representa numerosas ventajas frente al resto de tecnologías de aprovechamiento termosolar,

por su simplicidad y su modularidad.

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

posible y sobre todo su altísimo rendimiento (transforma más del 25% de la radiación

incidente en energía eléctrica) hacen de las centrales de disco parabólico la que presenta un

futuro más prometedor, una vez se resuelvan los problemas técnicos de una tecnología que

aún no está suficientemente desarrollada.

Este tipo de plantas están compuesta por multitud de unidades autónomas conectadas a

motores Stirling situados en el foco. Debido a la curvatura parabólica del concentrador y a la

baja relación distancia focal/diámetro (f/D =0,6), se pueden conseguir altas relaciones de

concentración por encima de 3.000. Esto permite alcanzar muy altas temperaturas de

operación entre 650 y 800 ºC, dando lugar a eficiencias en el motor Stirling superiores al 40%

en algunos casos.

La superficie cóncava del concentrador está cubierta por espejos de vidrio de segunda

superficie con su correspondiente curvatura parabólica o bien por espejos delgados o

polímeros metalizados de primera superficie soportados sobre una estructura de fibra de

vidrio o de membrana tensionada.

Los receptores para sistemas disco/Stirling son de tipo cavidad, con una pequeña apertura y su

correspondiente sistema de aislamiento. La unidad generadora está formada por un conjunto

de espejos para reflejar y concentrar la radiación proveniente de los rayos del sol en un

receptor, con el fin de alcanzar las temperaturas necesarias para convertir eficientemente el

calor en trabajo. La radiación solar concentrada es absorbida por el receptor y transferida a un

motor.

Al ser unidades independientes no interconectadas con tuberías, las unidades tienen una

libertad total de movimiento, pudiendo orientarse perfectamente en la dirección

perpendicular a la radiación solar mediante un sistema de orientación a dos ejes.

El espacio ocupado

El espacio ocupado por una planta de discos parabólicos es de aproximadamente 4,5 Ha por

MW instalado, más del doble de la que requiere una central de CCP. El aprovechamiento del

terreno es de aproximadamente del 20%, por lo que por cada metro cuadrado de superficie de

captación se requieren 5 metros cuadrados de terreno.



El futuro de las plantas de disco parabólico

Por coste, por la sencillez del sistema y por su modularidad, no cabe duda de que la

producción de electricidad con centrales constituidas por discos parabólicos equipados con

motores Stirling tiene un futuro poco despreciable. Si el sistema no está suficientemente

desarrollado es porque aún no cuenta con suficiente experiencia y con suficientes referencias

como para que los grandes inversores apuesten por esta tecnología, al considerarla aún

inmadura. Pero en cuanto los problemas técnicos detectados hasta la fecha estén

completamente resueltos, no cabe duda de que las ventajas técnicas relacionadas con la

ausencia de fluidos circulantes y de su modularidad se harán patentes. Por tanto, con algo más

de investigación y desarrollo, y con la apuesta firme de inversionistas dispuestos a apostar por

estas plantas a gran escala, el futuro de estas plantas es indudable.

2.4.4. Centrales de Torre

Las plantas de torre, denominadas normalmente centrales de receptor central, consisten en

una serie de grandes espejos dispuestos en torno a la torre, denominados heliostatos. Cada

uno de ellos posee un sistema de movimiento independiente que permite orientarlo de forma

que el rayo solar reflejado por todos ellos se concentre en un punto situado en lo alto de una

torre (Figura 2-6).

Figura 2-6 Centrales de receptor central.



El receptor es el encargado de transformar la radiación concentrada en calor, transfiriéndolo a

un fluido, que puede ser aire, agua o sales inorgánicas. Este fluido puede utilizarse

directamente en caso de que sea agua convertida en vapor, puede emplearse bien para

producir vapor, en el caso de que sean sales inorgánicas, o puede emplearse para aumentar el

rendimiento de una turbina de gas calentando el aire de admisión a la entrada de la cámara de

combustión. En el caso de que el fluido caloportador sea agua, las centrales de receptor

central calientan y evaporan el líquido previamente inyectado a presión en el receptor, para

producir vapor a una determinada presión y temperatura. Este vapor se expande a

continuación en una turbina de vapor, siguiendo un proceso exactamente igual que el seguido

en cualquier central termoeléctrica.

Heliostatos

La radiación solar se capta en espejos planos soportados sobre una estructura móvil. Al

conjunto formado por los espejos planos, el soporte y el sistema de orientación se le denomina

heliostato.

La función del heliostato es reflejar la luz solar dirigiéndola a un punto situado en la torre

central, donde se encuentra el receptor. Los espejos tienen una reflectividad del 92%

aproximadamente, y se consigue concentrar en el pequeño área ocupada por el receptor

aproximadamente el 97% de la radiación que le llega. La superficie ocupada por espejos es de

unos 100-150 m2 por cada heliostato. Los espejos no suponen un especial problema ya que se

trata de espejos planos de 4-6 mm de espesor. El soporte móvil representa en cambio un gran

reto. Por un lado, debe soportar el peso de la estructura de sujeción y de los espejos, debe ser

capaz de soportar las cargas de viento, que pueden llegar a ser importantes. Por último, debe

ser capaz de orientarse de forma que los rayos solares incidentes sean reflejados hacia el

receptor situado en la torre.

Disposiciones del campo solar

Existen dos configuraciones para el campo solar:

Campo norte, en el que los espejos se sitúan detrás de la torre, al norte de ésta. El

aprovechamiento solar es máximo, ya que se consigue un mejor ángulo de incidencia.

Además, la construcción del receptor es más sencilla, al tener haces tubulares sólo en

una cara.

Campo circular, en el que todo el campo solar se sitúa alrededor de la torre, que no

está situada en el centro del circulo formado por los heliostatos, sino que está

desplazada hacia el sur.

La disposición del campo de heliostatos suele atender a dos consideraciones:

La latitud en que está situada la planta. Así, cuanto más lejos del ecuador mayor es la

eficiencia óptica anual de un campo norte (en el hemisferio Norte), respecto a un

campo circular.

El coste de la torre, que suele crecer de modo exponencial con la altura y dado que las

centrales en disposición campo norte (en el hemisferio norte) requieren torres más

altas que los circulares para una misma potencia térmica en receptor, cuanto mayor

campo solar más interesante es la disposición en campo circular.



Cualquiera que sea la disposición, hay que tener en cuenta que el rendimiento óptico

disminuye a medida que el campo solar aumenta, y el espacio ocupado es mayor. Ambos

efectos provocan que exista un tamaño máximo para estas centrales, que actualmente se sitúa

en el entorno de los 20 MW. Esta cifra puede mejorarse curvando ligeramente los espejos o la

estructura soporte, aunque esto encarece la construcción.

El receptor

Uno de los componentes más críticos de las centrales de torre es el receptor, situado en lo alto

de la misma. Debido a las altas temperaturas y gradientes que puede alcanzar, íntimamente

ligado al rendimiento del ciclo termodinámico, los estudios actuales se centran básicamente

en la elección de materiales y la disposición de estos de forma que existan las menores

pérdidas de calor posibles, incrementando así no sólo la eficiencia global del ciclo sino la del

receptor en sí.

El receptor es el encargado de transformar la energía de la radiación solar en energía térmica.

Utiliza para ello una serie de tubos refrigerados por el fluido caloportador al que se transferirá

una parte de la energía absorbida, perdiéndose el resto. Los tubos son generalmente

metálicos, normalmente de algún tipo de acero inoxidable, y en su exterior tienen un

recubrimiento selectivo capaz de absorber una buena parte de la radiación en el espectro

visible y ultravioleta (más del 90%), y de emitir poco en el espectro infrarrojo.

La disposición de los tubos es diferente en los diversos tipos de receptores probados hasta la

fecha, esto nos permite hacer una primera clasificación. Así, existen receptores de cavidad, en

los que los haces tubulares se encuentran en el interior de un recinto. Los rayos solares entran

por una de sus paredes. Las pérdidas por emisión infrarroja y por fenómenos de conducción-

convección se minimizan, pero aumentan las pérdidas por desbordamiento. El receptor usado

en las centrales PS10 y PS20 es de este tipo.

La disposición de los tubos puede hacerse de una forma distinta, no ya introduciendo los haces

tubulares en el interior de un recinto sino haciendo que sean externos. Las pérdidas

aumentan, pero es más fácil que los rayos solares alcancen los tubos. Este tipo de receptores

externos se clasifica a su vez en receptores planos, semicilíndricos o cilíndricos.

El receptor externo cilíndrico, compuesto por diversos paneles planos formando un prisma

poligonal recto con numerosas caras (más de 20) se empleó en el proyecto Solar Two y se

utiliza en la planta Gemasolar (Fuentes de Andalucía).

En segundo lugar, los haces tubulares a través de los que circula el fluido caloportador pueden

disponerse de forma horizontal o de forma vertical, configurando así receptores horizontales o

verticales.

En tercer lugar los receptores pueden clasificarse según el fluido que circula a través de ellos.

Así, existen tres tipos de receptores:

• Receptores de agua, a través de los cuales fluye agua que se transforma en vapor saturado.

• Sales fundidas, a través de los cuales fluyen sales inorgánicas fundidas, que aumentan su

temperatura.



• Gases, en los que o bien aire o bien otro gas inerte (helio, por ejemplo) actúa como fluido

caloportador aumentando su entalpía en forma de calor sensible (aumento de temperatura).

Por último, los receptores pueden clasificarse según el mecanismo empleado para la

transferencia de la energía al fluido. Así, existen tres tipos de receptores:

• De placa, en los que la radiación incide sobre una placa, a la que van adosados los tubos a

través de los cuales circula el fluido.

• Tubulares, en los que los rayos solares inciden directamente sobre los tubos.

• Volumétricos, en los que la radiación incide sobre una superficie con un mayado

perpendicular a ella. El fluido habitual no es agua, o sales, sino un fluido gaseoso,

normalmente aire. Este aire circula por la parte trasera del receptor, refrigerándolo y a la vez

aumentando de temperatura. Pese a las indudables ventajas técnicas y termodinámicas,

presenta una serie de inconvenientes mecánicos y de resistencia de materiales que aún no han

sido resueltos satisfactoriamente, razón por lo que no han sido empleados en ninguno de los

proyectos comerciales actualmente desarrollados.

El problema básico al que se enfrentan los diseñadores de receptores y que suponen también

uno de los principales problemas de operación y mantenimiento por los fallos potenciales que

se pueden presentar, es el del material empleado en el receptor. Hay que tener en cuenta que

estas centrales concentran la radiación solar captada en una vasta extensión en un punto, el

área ocupada por el receptor. El ratio de concentración puede oscilar entre 200 y 1.000,

incluso más.

La irradiancia incidente en ese punto es muy alta, del orden de los 650 KW/m2 lo que supone

un reto importantísimo de diseño. El material seleccionado para los tubos, el estudio de las

dilataciones y comportamiento térmico y el tipo de recubrimiento selectivo condicionan no

sólo el rendimiento del colector, sino incluso un funcionamiento exento de problemas.

Comparación con las centrales CCP

Estas dos tecnologías son las que tienen mejores expectativas de futuro y es por ello por lo que

están siendo desarrolladas en nuestro país. Las principales diferencias entre las centrales CCP y

las plantas de receptor central con generación directa de vapor son las siguientes:

• El campo solar aprovecha mucho menos el terreno. Mientras que una central CCP

requiere 3 m2 por cada m2

de superficie captadora, las centrales de receptor central

requieren entre 5 y 8 m2 por cada metro cuadrado de espejo instalado. Por tanto,

menos del 20% de la superficie total del campo solar está ocupada por paneles

reflectores.

• Los espejos de las plantas de receptor central son planos, mientras que los espejos

de las centrales CCP son curvos, más difíciles de construir

• En las plantas de receptor central no hay fluidos circulando por el campo solar, lo

que abarata y simplifica la instalación.



• El rendimiento del ciclo agua-vapor es teóricamente mayor. Frente al 39% máximo

de una central CCP, el rendimiento del ciclo puede alcanzar con facilidad desde un

punto de vista teórico valores superiores al 42%. La experiencia práctica después no

confirma este dato, ya que los rendimientos del ciclo agua-vapor de las plantas de

torre central con generación directa de vapor en funcionamiento hasta el momento

rondan el 30-34%. La razón hay que encontrarla en las bajas temperaturas empleadas

hasta la fecha en el vapor, provocadas por limitaciones impuestas por el receptor.

• Las plantas de receptor central para generación directa de vapor utilizan, hasta la

fecha, vapor saturado. Las centrales CCP utilizan vapor sobrecalentado.

• En las plantas de receptor central no hay recalentamiento intermedio, por lo que

estas plantas siempre tendrán un rendimiento inferior que las plantas CCP.

• Todos los sistemas auxiliares y el sistema de alta tensión son similares a los

necesarios en una central termosolar CCP, por lo que en este punto apenas se

encuentran diferencias.

• La planta en conjunto resulta un 30% más barata que las centrales CCP.

2.5. Análisis Comparativo de las Tecnologías

Como se ha mostrado, existen diferentes tecnologías con características apropiadas para

diferentes aplicaciones. En el siguiente cuadro se muestra un resumen de los sistemas

descritos, describiendo sus particularidades.



Concentrador cilindro parabólico

Receptor Central Disco parabólico Concentrador lineal Fresnel

Aplicaciones Planta conectadas a la red, calor de proceso de temperatura medio-alta

Plantas conectadas a la red, calor de proceso de alta temperatura

Sistema pequeños independientes, sin conexión a red, o en parques solares más grandes de discos Stirling conectado a la red

Plantas conectadas a la red, o generación de vapor para uso en plantas térmicas convencionales

Rango de capacidad

10-200 MW 10-200 MW 0,1-1 MW 10-200 MW

Máxima capacidad instalada

80 MW 20 MW 1.5 MW 5 MW

Eficiencia (%) 10-25 10-25 16-29 9-17 Temperatura (ºC) 350-415 250-565 750-800 270-500 Factor de concentración (kW/m2)

50-90 600-1000 Más de 3000 25-50

Modo de operación

Red Red Red o aislada Red

Requerimiento de espacio

15-30 m2/kW 20-35 m2/kW 20-35 m2/kW 25-50 m2/kW

Coste de inversión estimado (€/kW)

3000-6500 4000-6000 4000-10000 2500-5500

Estado de desarrollo

Comercial Comercial Prototipo Prototipo

Ventajas La más probada comercialmente

Alta temperatura Potencial de inversión

Bajo coste de componentes

Alta fiabilidad del sistema

Alta eficiencia Alta eficiencia Fiabilidad demostrada

Alta eficiencia Posibilidad de operación híbrida

Modularidad Modularidad

Poca necesidad de materiales

Posibilidad de almacenamiento

Concepto híbrido probado

Potencial de incremento de eficiencia

Capacidad de almacenamiento

Desventajas

Baja temperatura que provoca poca eficiencia

Poco probado comercialmente

Fiabilidad aún no probada

Baja eficiencia

Bajo potencial de eficiencia

Coste de equipos y mantenimiento altos

Muy poco probado comercialmente

Baja temperatura

Alta complejidad Sin capacidad de

almacenamiento

Tabla 2-1 Comparación de las Tecnologías.



2.6. Relación de Plantas Existentes

En lo últimos años se han construido un gran número de centrales por todo el mundo de las

cuatro tecnologías existentes, predominando principalmente las de cilindro parabólico y en

menor medida las de torre. A continuación, se muestra un resumen agrupadas por su

emplazamiento.

2.6.1. España

Abengoa lidera claramente el mercado español con numerosas plantas en Andalucía y

Extremadura sumando entre estas dos comunidades el 77% del total. Destacable también la

cantidad de plantas que se encuentran en la provincia de Ciudad Real (Figura 2-7).

Figura 2-7 Distribución geográfica de plantas operativas en España

Si atendemos a la tecnología utilizada en las plantas termosolares, se aprecia una clara

predilección por las plantas de cilindro parabólico, las cuales han sido implantadas basándose

en un modelo estándar de central de 50 MW. El resto de tecnologías apenas tienen una

mínima representación con potencias que van desde 1 MW de una central de disco Stirling de

Cuenca hasta los 30 MW de una Fresnel en Murcia (Figura 2-8).

46%

31%

17% 4%

2%

Plantas Operativas en España

Andalucía Extremadura Castilla la Mancha Murcia Cataluña



Figura 2-8 Distribución por tecnologías de plantas operativas en España

A modo de resumen, presento un cuadro con las plantas en operación en España y sus

principales características:

Nombre (Provincia) Tecnología

(*)

Potencia

(MW)

Almacenamiento

(horas a carga

nominal)

Producción

estimada

(GWh/año)

Área de

captación

solar (m2)

PS10 (Sevilla) TVS 10 1 24 75.000

Andasol-1

(Granada)

CCP 50 7,5 175 510.120

PS20 (Sevilla) TVS 20 1 44 150.000

Puerto Errado I

(Murcia)

Fresnel 1,4 0,5 2 18.000

Andasol-2

(Granada)

CCP 50 7,5 175 510.120

Ibersol Puertollano

(Ciudad Real)

CCP 50 n/a 103 290.000

La Risca (Badajoz) CCP 50 n/a 103 390.000

Extresol-1 (Badajoz) CCP 50 7,5 177 510.120


Solnova 1 (Sevilla) CCP 50 n/a 110 350.000

Tabla 2-2 Plantas operativas en España.

85%

5% 2%

4% 2% 2%

Tecnología de la Panta Termosolar

Cilindro Parabólico

Torre con Vapor Saturado

Torre con Sales

Fresnel

Disco Stirling




(*)

Potencia

(MW)

Almacenamiento

(horas a carga

nominal)

Producción

estimada

(GWh/año)

Área de

captación

solar (m2)


La Florida (Badajoz) CCP 50 7,5 180 550.000


Majadas (Cáceres) CCP 50 n/a 108 380.000

La Dehesa (Badajoz) CCP 50 7,5 180 550.000

Palma del Río II

(Córdoba)

CCP 50 n/a 116 380.000

Manchasol-1

(Ciudad Real)

CCP 50 7,5 185 510.120

Casa de los pinos

(Cuenca)

DS 1 n/a 2,25 5.280

Manchasol-2

(Ciudad Real)

CCP 50 7,5 185 510.120

Gemasolar (Sevilla) TS 20 15 100 304.750

Palma del Río I

(Córdoba)

CCP 50 n/a 116 380.000

Andasol 3 (Granada) CCP 50 7,5 170 512.000

Helioenergy 1

(Sevilla)

CCP 50 6 140 500.000

Lebrija 1 (Sevilla) CCP 50 n/a 122 412.000

Astexol II (Badajoz) CCP 50 7,5 188 510.120

Arcosol-50 (Cádiz) CCP 50 7,5 160 510.000

Termosol-50 (Cádiz) CCP 50 7,5 160 510.000

Aste 1A (Ciudad

Real)

CCP 50 8 187 510.120

Aste 1B (Ciudad

Real)

CCP 50 8 187 510.120

Tabla 2-3 Plantas operativas en España (continuación).




(*)

Potencia

(MW)

Almacenamiento

(horas a carga

nominal)

Producción

estimada

(GWh/año)

Área de

captación

solar (m2)

Helioenergy 2

(Sevilla)

CCP 50 6 140 500.000

Solacor 1 (Córdoba) CCP 50 n/a 110 350.000

Puerto Errado II

(Murcia)

Fresnel 30 0,5 50 302.000

Solacor 2 (Córdoba) CCP 50 6 140 500.000

Helios 1 (Ciudad

Real)

CCP 50 7 150 500.000

Morón (Sevilla) CCP 50 n/a 122 380.000

Solaben 3 (Cáceres) CCP 50 4 130 500.000

La Africana

(Córdoba)

CCP 50 7,5 173 549.360

Guzman (Córdoba) CCP 50 n/a 110 310.406

Olivenza 1 (Badajoz) CCP 50 n/a 120 402.000

Orellana (Badajoz) CCP 50 n/a 117 405.480


Helios 2 (Ciudad

Real)

CCP 50 7 150 500.000

Solaben 2 (Cáceres) CCP 50 n/a 110 350.00

Termosolar Borges

(Lérida)

CCP+HB 22,5 n/a 98 181.000

Termosol 1

(Badajoz)

CCP 50 9 175 523.200

Termosol 1

(Badajoz)

CCP 50 9 175 523.200

Total 2054,9 6.043,25 18.494.876

Tabla 2-4 Plantas operativas en España (continuación).

*TVS = Torre Vapor Saturado; TS = torre con Sales; CCP = Canal Cilindro-Parabólico; CCP+HB = CCP +

Hibridación con Biomasa.



PS10. Es la primera central solar termo-eléctrica de torre central y campo de helióstatos

comercial instalada en el mundo. Está situada en Sanlúcar la Mayor, Sevilla, y tiene una

potencia de 11 MW.

Esta planta consta de 624 helióstatos y de una torre solar de 114 metros de altura, produce

una potencia de 11 MW y es sólo la primera de un conjunto de plantas solares que se

construirán hasta 2013 para alcanzar una producción total de 300 MW, potencia suficiente

para abastecer a 180.000 hogares, lo que evitaría la emisión de 600.000 toneladas de CO2 a la

atmósfera.

PS20. Segunda central solar de torre del mundo, situada junto a la PS10 en la plataforma

Solúcar de Sanlúcar la Mayor, en la provincia de Sevilla, España.

Operada por Abengoa, tiene 20 megavatios de potencia, y produce energía para alimentar a

10.000 hogares, evitando la emisión a la atmósfera de unas 12.000 toneladas de CO2. La

central está formada por un campo solar de 1.255 heliostatos y una torre de 165 metros de

altura.

Plataforma Solar Écija. Está formada por dos plantas de 50 MW cada una y tecnología cilindro

parabólica. Ambas centrales están en operación comercial, la primera de las plantas,

Helioenergy 1, entró en operación en septiembre de 2011 y la segunda, Helioenergy 2, lo hizo

en enero de 2012.

Las dos plantas cuentan con un total de 121.000 espejos (360 colectores) instalados en el

campo solar que concentran la luz del sol para generar vapor a unas temperaturas de hasta

400 grados, en una superficie de más de 220 hectáreas, el equivalente a unos 300 campos de

fútbol. Con estas plantas se produce la energía suficiente como para abastecer el consumo de

aproximadamente 52.000 hogares.

Plataforma Solar El Carpio. Central similar a la Plataforma Solar Écija formada por dos plantas

de 50 MW cada una y tecnología cilindro parabólica. Ambas centrales están en operación

comercial desde principios de 2012.

Cada planta tiene un total de 360 colectores (colector cilindro parabólico ASTRØ), ocupando

una superficie aproximada de 110 hectáreas cada una.

Cada planta tiene una producción equivalente a 26. 000 hogares minimizando el consumo de

recursos naturales y la generación de residuos. Asimismo, cada una evitará la emisión de

31.400 toneladas de CO2 a la atmósfera.

Helios I y II. En Agosto del 2012, empezó la operación del dos plantas termosolares situadas en

Ciudad Real, de 50 MW cada una. La tecnología que usan es cilindro-parabólico y contienen un

total de 360 colectores por planta. La operación está gestionada por Abengoa.

Plataforma Solar Extremadura. Estará formada por cuatro plantas cilindro parabólicas de 50

MW cada una, iguales que las plantas anteriores. La primera de ellas, Solaben 3, ha comenzado

su operación en Julio de 2012 y la segunda, comenzará en el tercer cuarto de 2012. Las otras

dos plantas entrarán en funcionamiento en 2013.

Gemasolar. Es la primera planta comercial de energía solar térmica con tecnología de receptor

central de torre y sistema de almacenamiento en sales fundidas. Se trata de un campo solar de

185 Ha que alberga el receptor en una torre de 140 m de altura, la isla de potencia y 2.650

heliostatos –cada uno de ellos de 120 m2- distribuidos en anillos concéntricos alrededor de la

torre.

http://es.wikipedia.org/wiki/Central_solar_termo-el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Sanl%C3%BAcar_la_Mayor

http://es.wikipedia.org/wiki/Sevilla

http://es.wikipedia.org/wiki/Megavatio

http://es.wikipedia.org/wiki/Heli%C3%B3stato

http://es.wikipedia.org/wiki/Torre_solar

http://es.wikipedia.org/wiki/Vatio

http://es.wikipedia.org/wiki/PS10

http://es.wikipedia.org/wiki/Sol%C3%BAcar_Energ%C3%ADa_S.A.

http://es.wikipedia.org/wiki/Sol%C3%BAcar_Energ%C3%ADa_S.A.

http://es.wikipedia.org/wiki/Sanl%C3%BAcar_la_Mayor

http://es.wikipedia.org/wiki/Provincia_de_Sevilla

http://es.wikipedia.org/wiki/Espa%C3%B1a

http://es.wikipedia.org/wiki/Abengoa


http://es.wikipedia.org/wiki/CO2

http://es.wikipedia.org/wiki/Heliostato

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar_t%C3%A9rmica

http://es.wikipedia.org/wiki/Tecnolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Heliostato



Los aspectos más innovadores de esta planta, propiedad de la empresa Torresol Energy, son el

receptor de sales fundidas, el mecanismo de apunte de heliostatos y el sistema de control;

además, el sistema de almacenamiento permite producir electricidad durante 15 horas sin sol

(por la noche o en días nublados). Gracias a esta capacidad de almacenamiento, la energía

solar pasa a ser gestionable y puede ser suministrada en función de la demanda. La planta ya

ha alcanzado un día completo de suministro ininterrumpido a la red mediante la tecnología de

transferencia térmica desarrollada por SENER.

Gemasolar, de 19.9 MW de potencia, es capaz de suministrar 110 GWh al año, con lo que se

puede abastecer energía a 27.500 hogares. Esta planta está operativa desde mayo de 2011.

Andasol. Es el primer complejo termosolar del mundo con almacenamiento térmico y se

encuentra formada por Andasol-1, Andasol-2 y Andasol-3. Ubicado en la Comarca de Guadix

(Granada) es un complejo de tres plantas de 50 MW cada una, las cuales han sido construidas

en uno de los altiplanos más elevados y extensos de la Península Ibérica (la elevación media es

de 1100m.). Gracias a esta altura posee uno de los mejores recursos de radiación solar directa

de España.

Las plantas cuentan con un sistema de almacenamiento de energía térmica de 7,5 horas de

capacidad a base de sales fundidas y un ciclo de vapor de 49,9 megavatios (MW) de capacidad

nominal. El campo solar comprende 624 unidades de colector ocupando una superficie total

de 510.120 m2, formando 156 lazos paralelos de cuatro colectores conectados en serie y

seguimiento solar.

Extresol y Manchasol. Cada proyecto consta de dos plantas de 50 MW gestionadas por Grupo

Cobra, filial de ACS. Las centrales se emplazan sobre terrenos de unas 225 hectáreas en el que

se instalarán 624 colectores que ocuparán 510.120 m2 por cada planta

Como en el complejo de Andasol, utilizarán colectores cilindro-parabólicos que cuentan con un

sistema de concentración de radiación solar dotado de un mecanismo de seguimiento del sol

lo que permite calentar el aceite sintético hasta los 400 ºC.


(*)

Potencia

(MW)

Almacenamiento

(horas a carga

nominal)

Producción

estimada

(GWh/año)

Área de

captación

solar (m2)

Enerstar (Alicante) CCP 50 n/a 47.124 327.000

Extremasol 1

(Badajoz)

CCP 50 7,5 76.160 497.040

Arenales (Sevilla) CCP 50 7 79.492 510.000

Puertollano 1

(Ciudad Real)

DS 8 n/a 10.136 44.704

Puertollano 2

(Ciudad Real)

DS 10 n/a 12.656 54.080

Tabla 2-5 Plantas en construcción o preasignadas.

http://es.wikipedia.org/wiki/Torresol_Energy

http://es.wikipedia.org/wiki/Electricidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar

http://es.wikipedia.org/wiki/SENER


http://es.wikipedia.org/wiki/Comarca_de_Guadix





(*)

Potencia

(MW)

Almacenamiento

(horas a carga

nominal)

Producción

estimada

(GWh/año)

Área de

captación

solar (m2)

Puertollano 3

(Ciudad Real)

DS 10 n/a 12.656 54.080

Puertollano 4

(Ciudad Real)

DS 10 n/a 12.656 54.080

Puertollano 5

(Ciudad Real)

DS 10 n/a 12.656 54.080

Puertollano 6

(Ciudad Real)

DS 10 n/a 12.656 54.080

Puertollano 7

(Ciudad Real)

DS 12,4 n/a 15.624 68.768

Solaben 1 (Cáceres) CCP 50 4 61.880 500.000

Cáceres (Cáceres) CCP 50 7,5 88.060 550.000

Solaben 6 (Cáceres) CCP 50 n/a 52.360 350.000

Alcázar (Ciudad

Real)

TS 50 20 83.300 523.200

Tabla 2-6 Plantas en construcción o preasignadas (continuación).

*TVS = Torre Vapor Saturado; TS = torre con Sales; CCP = Canal Cilindro-Parabólico; CCP+HB = CCP +

Hibridación con Biomasa.

2.6.2. EE.UU.

País que lidera el número de plantas en proyección para ser construidas durante los próximos

años.

Sistemas de Energía Solar Generación (SEGS). Situado en California, con 354 megavatios, es la

mayor planta de energía solar térmica de generación en el mundo. Se compone de nueve

plantas de energía solar de cilindro parabólico, en el desierto de Mojave en California, el cual

es uno de los mejores lugares disponibles en los Estados Unidos. SEGS I-II (44 MW) se

encuentra en Daggett, SEGS III-VII (150 MW) están instalados en Kramer Junction, y SEGS VIII-

IX (160 MW) se encuentran en Harper Lake.

Con un total de 936.384 espejos que ocupan más de 647.5 hectáreas, la luz del sol rebota y se

dirige a un tubo central lleno de aceite sintético, que se calienta a más de 400 ° C. La luz

reflejada es de 71 a 80 veces más intensa que la luz ordinaria. El aceite sintético transfiere su

calor al agua, que hierve y acciona la turbina de vapor con ciclo Rankine.



Ivanpah Solar Electric Generating System. Proyecto solar en construcción en el desierto

californiano de Mojave con una potencia de 392 MW. El complejo consiste en tres plantas de

126, 133 y 133 MW y un total de 170 000 heliostatos con una apertura de 15 m2. Para el ciclo

de Rankine se usa la turbina Siemens SST-900 dual-casing reheat turbine, mientras que los

receptores suministrados por Riley Power estarán sobre unas torre de 140 m de altura.

Crescent Dunes Solar Energy Project. Proyecto de 110 MW, construido cerca de Tonopah, a

aproximadamente 310 km al noroeste de Las Vegas. El proyecto está siendo desarrollado por

SolarReserve a través de su filial, Tonopah Energía Solar.

El proyecto incluye 17.500 helióstatos que recogen y enfocan la energía térmica del sol para

calentar la sal fundida que fluye a través de una torre de aproximadamente 200 m de altura. La

sal fundida circula desde la torre a un tanque de almacenamiento, donde se utiliza para

producir vapor y generar electricidad. Energía térmica sobrante se almacena en la sal fundida y

se puede utilizar para generar energía para hasta diez horas, incluso durante la noche y cuando

la luz solar directa no está disponible.

En virtud de un acuerdo de compra de energía entre SolarReserve y NV Energy , toda la

energía generada por el proyecto Crescent Dunes en los próximos 20 años se venderán a

Nevada Power Company por 0.135 dólares por kilovatio-hora.

Sierra SunTower. Es una planta comercial de energía solar concentrada, de 5 MW construida y

operada por eSolar, y que se encuentra ubicada en Lancaster, California.

Sierra SunTower incluye dos módulos eSolar. Los 24.000 heliostatos están divididos en cuatro

sub-campos, reflejando el sol y focalizando su energía hacia dos receptores montados en

torres de 55 metros. El calor focalizado convierte el agua de alimentación en vapor

sobrecalentado a 440 ºC y 60 bar, que es conducido al generador 1947 GE Turbine para

producir electricidad

Solana. La mayor planta solar del mundo una vez finalizada su construcción, tendrá una

potencia de 280 megavatios de potencia usando tecnología cilindroparabólica. La planta estará

ubicada a unos 100 kilómetros al suroeste de Phoenix, cerca de Gila Bend, Arizona. Comenzó

su construcción a finales de 2010 y está previsto que entre en operación en 2013.

Solana, que utilizará tecnología cilindroparabólica, incluirá seis horas de almacenamiento de

energía térmica, lo que permitirá producir electricidad durante los períodos nublados y tras la

puesta del sol, satisfaciendo el pico de demanda de electricidad que existe en esta zona en los

meses de verano.

2.6.3. Área Mediterránea y Oriente Medio.

Hassi R'Mel. La planta eléctrica híbrida es una central de ciclo combinado con energía solar

integrada, cerca de Hassi R'Mel en Argelia. La planta combina una planta con tecnología

cilindroparabólica de 25 MW, con una superficie de más de 180.000 m2, junto con una planta

de 130 MW de ciclo combinado con turbina de gas, por lo que reduce las emisiones de

carbono en comparación con una central eléctrica tradicional. El caudal que se obtiene a la

salida de la planta cilindroparabólica será usada en la turbina de vapor.

http://en.wikipedia.org/wiki/Siemens

http://en.wikipedia.org/wiki/SolarReserve

http://en.wikipedia.org/wiki/Heliostat

http://en.wikipedia.org/wiki/Molten_salt

http://en.wikipedia.org/wiki/Power_purchase_agreement

http://en.wikipedia.org/wiki/NV_Energy

http://en.wikipedia.org/wiki/Nevada_Power_Company

http://en.wikipedia.org/wiki/Kilowatt-hour

http://en.wikipedia.org/wiki/Concentrating_solar_power

http://en.wikipedia.org/wiki/ESolar

http://en.wikipedia.org/wiki/Lancaster,_California



ISCC Ain Beni Mathar. Esta planta híbrida marroquí, combina los beneficios de la energía solar

con los beneficios de un ciclo combinado. El proyecto consiste en una planta de energía híbrida

de 470 MW, compuesta por un ciclo combinado y una planta solar térmica de 20 MWe, donde

el recurso solar sustituye parcialmente al combustible fósil. Empezó su producción en 2010 y

cuenta con 56 lazos con una longitud de 150m y una temperatura de salida del campo solar de

393 ºC.

Ouarzazate solar plant. En el sur de marruecos se está planificando un complejo de plantas

que alcanzarían una producción de 500 MW mediante concentración solar. La primera fase,

consta de una planta con tecnología cilindro parabólico de 160 MW en la que colaboran las

empresas Acciona y Sener. La planta contiene un sistema de almacenamiento de hasta 3 horas

mediante sales fundidas y se prevé que empiece la producción en el 2015.

Kuraymat power plant. 100 kilómetros al sur de El Cairo se encuentra la primera central solar

construida en Egipto. La planta consiste en una central hibrida con tecnología de cilindro

parabólica apoyada con gas natural. La suma de la superficie de los 2000 colectores es de 130

000 m2, con lo que la planta alcanza una capacidad de 150 MW.

El lugar se antoja idóneo, ya que existen estudios que prueban que la planta se podría

beneficiar de más de 2400 KWh de irradiación solar por metro cuadrado y año.

Archimede solar power plant. Central situada en Sicilia, inaugurada en Julio del 2010 que usa

sales fundidas para el almacenamiento, combinado con una planta de gas. La planta consiste

en 54 colectores de cien metros cada uno, obteniendo en total una superficie de 30 000 m2 de

espejos cilindro-parabólicos que concentran la energía solar calentando la sal fundida a 550ºC.

Shams 1 es una central solar de 100 MW que utiliza la tecnología de colectores cilindro-

parabólicos construida en Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos) con la cooperación de Abengoa

Solar. La estación se compone de 258.048 espejos parabólicos, 192 lazos de colectores con 8

colectores solares por lazo y 27.648 tubos absorbedores. Cubre un área de aproximadamente

2,5 km2 y su potencia es suficiente para abastecer a 20.000 hogares.

2.6.4. Australia y Sudáfrica.

Kogan Creek Power Station. La mayor central de Australia, cuenta con una planta anexa con

tecnología Fresnel capaz de proporcionar picos de 44 MW que complementa a la capacidad de

750 MW de la central principal de carbón. Anualmente, se calcula que contribuye con el 0,8 %

de la producción de la planta.

Khi Solar One. En la región de Upington, Sudáfrica, la empresa española está construyendo la

que será la tercera planta comercial de tecnología de torre de Abengoa, y la primera fuera de

España. Esta planta, con dos horas de almacenamiento, representa un importante avance

tecnológico en eficiencia por usar temperaturas más altas en el proceso y tener una capacidad

nominal dos veces y media mayor que la última de torre construida por Abengoa en Andalucía,

todo ello fruto de la nueva generación tecnológica de vapor sobrecalentado desarrollada en

sus centros de I+D. Será una planta con refrigeración seca y por tanto con un consumo de agua

que se reduce en un 80 %



KaXu Solar One. Planta solar de 100 MW de colectores cilindros parabólicos tendrá una

capacidad de almacenamiento de 3 horas, y ocupará una superficie de 1.100 hectáreas, cerca

de la ciudad de Pofadder, en el norte de la provincia de Northern Cape (Sudáfrica). Esta planta

representa un importante avance tecnológico al utilizar refrigeración seca también.

The Bokpoort CSP power station. De Nuevo en la provincia de Northern Cape (Sudáfrica)

encontramos el proyecto de una planta de colectores cilíndricos parabólicos de 50 MW. La

planta está equipada con un sistema almacenamiento térmico de larga duración ya que la

capacidad de almacenamiento térmico planta será 9,3 horas lo que le permite tener una

producción estimada superior a 200 GWh / año.



3. Receptores Volumétricos

3.1. Introducción

Los receptores volumétricos surgen como una alternativa a los de intercambio indirecto

asumiendo que por su configuración serán capaces de alcanzar temperaturas más elevadas en

el gas caloportador. Esto es debido al modo de intercambio térmico que tiene lugar en el

interior, el cual se basa en que la radiación solar incide en el receptor a través de una ventana

transparente y es absorbida directamente por un sólido que se encuentra en el interior.

Dentro del receptor se desarrollan fenómenos de transmisión de calor por radiación y por

convección.

En concreto, en Europa (Fricker, 1983), se buscaron receptores alternativos basados en otros

conceptos, tales como el receptor volumétrico que era más simple, más barato, más eficiente

y tenía mejores propiedades térmicas.

Las investigaciones se orientaron hacia nuevos receptores para las futuras plantas con una

abertura más pequeña para reducir al mínimo la pérdida de calor, lo que permite mayor flujo

solar en comparación de tecnologías en uso en ese momento (receptores de tubo). Los

receptores volumétricos son más flexibles que los receptores de tubo debido a su

funcionalidad y la configuración tridimensional (volumétrico) en comparación con el tubo de

dos dimensiones.

En este capítulo se describirá el funcionamiento y el proceso de transferencia de calor del

receptor volumétrico mediante una comparación con el receptor de cavidad de tubos.

Posteriormente se realizará una clasificación de los receptores volumétricos hasta la fecha

mediante dos criterios: presurización y material constructivo. En este capítulo se describirán

numerosos receptores volumétricos construidos mayoritariamente en EE.UU., Europa e Israel.

Finalmente se indicarán los materiales constructivos más empleados y sus características; y se

acabará describiendo los problemas no resueltos en este tipo de receptores.

3.2. Descripción del Funcionamiento y del Proceso

de Transferencia de Calor



Térmicamente, un receptor solar convencional es un intercambiador de calor cuya superficie

de transferencia está sometida a un flujo de calor no uniforme de naturaleza radiante (Guerra

1999). Conceptualmente, un receptor solar con agua/vapor como fluido de trabajo se

comporta como un generador de vapor acuotubular de una central térmica convencional.

Existen no obstante importantes diferencias entre ambos que complican el diseño y operación

del receptor solar. Así por ejemplo:

a) En un generador convencional el combustible de naturaleza fósil es controlable y su

consumo se ajusta a las necesidades de la central. En un receptor solar el combustible

es la radiación solar procedente del campo de helióstatos. La radiación solar no es

controlable y el funcionamiento del receptor está sometido a las oscilaciones de la

radiación solar disponible.

b) En un receptor solar no tiene lugar un proceso de combustión que libere gases

calientes. No existe por tanto zona convectiva y toda la transferencia de calor tiene

lugar en la zona radiante del generador convencional.

c) El flujo de calor incidente en cada superficie es no uniforme como en el caso de un

generador convencional, pero debido a la naturaleza del combustible, la distribución

espacial de este flujo de calor es variable con el tiempo y está sometido a las

oscilaciones aleatorias de la radiación solar incidente.

d) El intercambio radiante en un receptor solar tiene lugar fundamentalmente en la

banda de corta longitud de onda, debido a la temperatura del foco caliente (el máximo

de la irradiancia monocromática solar es de 0,5 µm). En un generador convencional,

sin embargo, el intercambio radiante se realiza en una banda de longitud de onda

mayor (por encima normalmente de 2 µm).

El elemento principal de un receptor volumétrico es un absorbedor que es el elemento que

recibe la radiación solar y alcanza una alta temperatura. Los absorbedores pueden ser

metálicos o cerámicos y pueden llegar a estar presurizados. En la parte exterior del receptor se

puede llegar a instalar un concentrador secundario con el objetivo de concentrar aún más la

radiación solar en el absorbedor. Con él se pueden subsanar parcialmente las pérdidas

originadas por la mala focalización de los heliostatos. Este absorbedor se encuentra en el

interior de un recinto denominado carcasa y que tiene la función de soporte y a la vez de

aislamiento térmico. Dentro de esta carcasa se sitúan los conductos que suministran el aire al

absorbedor. Por último es posible instalar una pantalla que mantenga aislado el recinto del

absorbedor. Esta pantalla se suele utilizar en los receptores presurizados y hace que disminuya

la reflexión y las pérdidas convectivas.

Para explicar el funcionamiento del receptor volumétrico, se describe en primer lugar el

funcionamiento de un receptor de cavidad de tubos, y a partir del mismo se desarrollará el

esquema de funcionamiento del receptor volumétrico.



En un receptor solar de cavidad, una fracción de la superficie interior está cubierta por tubos

por los que circula el fluido de trabajo, mientras que el resto está formado por refractarios. El

recinto está abierto al exterior en unas de sus superficies a través de la abertura. Las

dimensiones, ubicación e inclinación de la abertura desempeñan un importante papel en el

proceso de transferencia de calor que tiene lugar en el interior de la cavidad, ya que a través

de la misma entra la radiación solar procedente del campo de helióstatos y al mismo tiempo

tienen lugar las pérdidas de calor más importantes (radiantes y convectivas ).

El proceso de transferencia de calor en el interior del receptor es complejo. Están presentes

todos los mecanismos de transferencia de calor, acoplados entre sí y con el proceso de

transferencia de masas a través de la abertura dela cavidad (Figura 3-1).

Figura 3-1 Mecanismos de transferencia de calor en un receptor de cavidad.

La radiación solar procedente de los helióstatos incide sobre los tubos y superficies

refractarias, siendo parcialmente absorbida. El resto es reflejada hacia las otras superficies de

la cavidad, dando lugar a un proceso de reflexiones múltiples. La radiación incidente se

redistribuye de esta forma en el interior del receptor en función de su geometría y de las

propiedades radiantes de las superficies. Parte de la radiación reflejada por las superficies

escapa al exterior a través de la abertura, dando lugar a las pérdidas radiantes de corta.



La radiación absorbida por los tubos y refractarios aumentan su temperatura, estableciéndose

un proceso acoplado de transferencia de calor por convección, conducción y radiación. Cada

superficie alcanza una temperatura de equilibrio, emitiendo radiación onda larga en función de

la temperatura y emisividad de la superficie. Esta radiación incide en las superficies interiores,

estableciéndose un nuevo proceso de reflexiones múltiples en la banda de larga. Parte de esta

radiación escapa al exterior a través de la abertura, dando lugar a las pérdidas radiantes de

larga longitud de onda.

En paralelo al intercambio radiante de onda corta y larga en el interior del recinto, tiene lugar

una transferencia de calor por convección, fundamentalmente convección libre, desde las

superficies de los tubos y refractarios al aire ambiente en el interior de la cavidad. Este aire

caliente se renueva a través de la abertura dando lugar a las pérdidas por convección. Estas

pérdidas son las más difíciles de evaluar debido a la geometría, distribución de temperaturas y

patrones de flujo de aire tanto dentro como fuera de la cavidad. Heidt, desarrolla un detallado

estudio paramétrico de estas pérdidas (Heidt 1983).

La radiación neta absorbida en los paneles evaporadores se transfiere por conducción al fluido

de trabajo a través de la pared de los tubos. El fluido incrementa su entalpía, obteniéndose

como efecto útil un caudal de vapor que se impulsa al calderín.

Por último, tanto desde las superficies de los refractarios como de la superficie trasera de los

tubos, se transfiere calor por conducción a través del material aislante y finalmente por

convección al ambiente exterior, dando lugar a las pérdidas por conducción.

El mecanismo de transferencia de calor dominante en la cavidad es el intercambio radiante de

corta. No obstante, hay que evaluar el resto de mecanismos debido a su influencia en las

temperaturas superficiales. Los campos de temperaturas y los flujos de calor son claramente

no uniformes en el interior de la cavidad, variando con la posición y con el tiempo.

En el caso del receptor volumétrico, en lugar de una superficie con tubos, tenemos una

multitud de formas entrelazadas, hilos tejidos, espuma, papel de aluminio, panal cerámico u

otros materiales adecuados con una porosidad específica alta (Figura 3-2); instalados en un

volumen en el interior del receptor de modo que la radiación solar concentrada se absorbe en

la profundidad de la estructura. El fenómeno de absorción de la radiación solar es volumétrico

en lugar de superficial como ocurre en los receptores solares convencionales.

Figura 3-2 Estructura porosa de alúmina recubierta de SiC



La radiación solar concentrada calienta el material. Al mismo tiempo, el fluido caloportador

pasa a través del volumen y se calienta por convección forzada, transformando la radiación

solar en energía térmica. Finalmente, el efecto volumétrico provoca que la temperatura en el

lado irradiado del absorbedor sea menor que la temperatura de salida (Figura 3-3).

Figura 3-3 Perfil generalizado de temperaturas en el interior de un receptor volumétrico.

El aire en la cavidad se comporta como medio no participativo, es decir, su contribución al

intercambio radiante es despreciable frente al intercambio radiante total. Ésta hipótesis está

justificada siempre que los contenidos de vapor de agua y dióxido de carbono en el aire sean

pequeños

A continuación se muestra una figura (Figura 3-4) en la que se comparan los dos receptores

explicados previamente. Se aprecia que, en el receptor de tubos, el flujo solar máximo se ve

limitado debido a la transferencia por conducción, ya que la radiación solar incide en una

superficie que no está directamente el contacto con el fluido caloportador. Este inconveniente

no se da en el receptor volumétrico ya que la superficie que recibe la radiación solar es

directamente la que lo transfiere al fluido. Además debido a la estructura porosa que

encontramos en el receptor volumétrico, la superficie de transferencia es mucho mayor que

en el receptor volumétrico.

Figura 3-4 Comparación de los mecanismos de intercambio de calor entre un receptor de tubos y uno volumétrico.



3.3. Clasificación de Receptores Volumétricos

Se pueden definir diferentes criterios para establecer una clasificación de los receptores

volumétricos. Si atendemos a la finalidad de receptor, podemos distinguir entre los destinados

a producción de energía y los que forman parte de procesos químicos. En este último tipo, su

principal aplicación ha sido el reformado de metano, para la cual presentan un buen

comportamiento. Se debe destacar que para esta aplicación no se requiere de temperaturas

muy elevadas. Así, en 1998, Wörmer desarrolla un reformador de metano con una potencia de

entre 200 y 300 kW.

Este reactor volumétrico cuenta con una ventana cóncava por la cual penetra la radiación

solar. En el interior existe una estructura absorbedora de material catalítico, para dicho

material se probaron dos sistemas, una estructura de espuma de Al2O3 la cual se utilizó como

soporte para el Rh, metal activo y otra de cerámica de SiC. El metano se inyecta por la parte

delantera, de forma tangencial a la ventana y el producto se extrae por la zona posterior

(Figura 3-5 Reactor volumétrico para el reformado de metanoFigura 3-5).

Figura 3-5 Reactor volumétrico para el reformado de metano



Este sistema fue probado en la torre solar de pruebas del Instituto Weizmann en Israel donde

se observó que la actividad del catalizador permite alcanzar conversiones de hasta el 80 %

operando a temperaturas entre 700 y 860 ºC para una presión absoluta de 3,5 bar. Por otro

lado, se determinó que para ambos sistemas catalíticos aparecieron deposiciones de coque

tras la prueba solar.

Por otro lado, en la reducción de óxidos metálicos en ciclos termoquímicos, se alcanzan

temperaturas de hasta 1700 ºC, aunque los resultados obtenidos en cuanto a las conversiones

no superan el 30 o 40%. Los reactores volumétricos se han escalado hasta 400 - 500 kW de

potencia máxima.

El caso más significativo es el realizado en el proyecto HYDROSOL, en el que las dos etapas de

ciclo termoquímico, reducción y oxidación de óxidos metálicos, tienen lugar en dos cámaras

volumétricas cuyas estructuras internas estaban formadas a partir de multicanales cerámicos

donde se fija el óxido metálico.

Por otro lado encontramos al grupo de receptores para la producción de energía en una

central solar. Se han integrado en plantas convencionales para la producción de vapor

saturado y en ciclos combinados.

El precalentamiento solar del aire tiene un mejor rendimiento, ya que la energía solar

absorbida en el aire se convierte directamente con la alta eficiencia de la planta de ciclo

combinado. Para un determinado porcentaje solar anual, esto conduce a un tamaño reducido

de campo de helióstatos y una menor inversión en la parte solar en comparación con la

generación de vapor solar.

Por otra parte, este concepto se puede aplicar a un amplio rango de potencias (1-100 MWe).

La cuota de energía solar es bastante flexible por la temperatura de salida del receptor, lo que

podría ser mayor que con otros conceptos híbridos (es decir, sistema de ciclo combinado solar

con colectores cilindro-parabólicos).

En muchos artículos científicos, se clasifican los receptores volumétricos en función de su

geometría, material, tipo de aplicación, etc. En éste proyecto, lejos de usar alguna de las

clasificaciones previas, propongo una nueva basada en la combinación de dos factores

importantes, el material constructivo y la presurización, resultando cuatro subgrupos:

3.3.1. Receptor no presurizado con absorbedor metálico.

Bajo la iniciativa de (Fricker, 1983) emergió el desarrollo de los receptores volumétricos

metálicos. Los principales diseños de los absorbedores metálicos se describen brevemente a

continuación.



El primer concepto presentado en Europa en 1983 (Fricker, 1983) consiste en una maya de

finos alambres alimentado por aire atmosférico. Para plasmar esta idea, se construyó un

prototipo de 62 mm de diámetro exterior que aportaba 3 kWth bajo una densidad de flujo de 1

MW/m2. El prototipo construido en Suiza en 1985, fue testeado en un disco parabólico de 2,7

m, produciendo aire caliente a 842 ºC sin incidencias. La eficiencia varió entre 70-90%.

Habiendo conseguido los objetivos para este receptor, su simple diseño, bajo coste y fácil

operación, contribuyó al desarrollo de Sulzer 1, varios años después.

La siguiente generación de este tipo de receptor volumétrico fue el Sulzer 1, con el que se

intentó demostrar la capacidad y viabilidad del concepto, además de adquirir más experiencia

de operación. Se construyó un receptor de óxido AISI 310, de 875 m de diámetro interior para

conseguir 200 kWth. El absorbedor tenía una forma de anillo y constaba de un filamento de

1,65 mm formando una madeja. Debajo del absorbedor, había una placa metálica perforada

para asegurar la correcta distribución de aire. El receptor se ensayó en la Plataforma Solar de

Almería consiguiendo una temperatura del aire de salida de 780 ºC. A 550 ºC, se pretendía

obtener una eficiencia de 80%, pero el máximo fue de 68%. El principal inconveniente fue el

diseño geométrico del absorbedor el cual causa una deformación en la estructura, haciendo

difícil mantener la geometría inicial del absorbedor y provocando una insuficiente refrigeración

de algunas áreas resultando unas eficiencias inferiores a las esperadas.

Un segundo absorbedor, el Sulzer 2, fue testeado en la Plataforma Solar de Almería en la

primavera de 1988 con el objetivo de corregir los errores encontrados (problemas en la

geometría, insuficiente refrigeración en ciertas áreas, etc.). La eficiencia mejoró hasta el 79% a

550ºC de temperatura de salida. El flujo máximo en el absorbedor fue 757 kW/m2 para una

temperatura de aire de 689 ºC. Las principales conclusiones a las que se llegaron después de

ensayar Sulzer 1 y 2 era que se podía producir aire caliente entre 550 y 800 ºC, con control

aceptable y rápida respuesta. Las principales desventajas fueron que en el absorbedor se

producían puntos calientes, que el efecto volumétrico no fue totalmente satisfactorio y que se

siguió produciendo algo de deformación.

Usando las instalación donde se testearon los anteriores receptores, se ensayó Catrec 1 entre

Noviembre de 1988 y Marzo de 1989. El absorbedor constaba de cinco módulos con un

diámetro total de 940 mm y 90 mm de profundidad de alambres de acero inoxidable

(X5CrAl2O5 + Ce) con un punto de fusión de 1470 ºC (Figura 3-6).

La potencia máxima no pudo pasar de 200 kWth, obteniéndose una eficiencia del 80% a 570 ºC

de temperatura de aire a la salida. Las temperaturas máximas en el acero y en el aire de salida

fueron 1070 y 826 ºC. Los altos resultados de eficiencia lo hacen una opción prometedora, por

lo que se propuso una siguiente versión, Catrec 2, con módulos hexagonales para paliar los

huecos por la deformación térmica.



Figura 3-6 Módulo de absobedor metálico

Tras el éxito del proyecto Sulzer, era necesario una paso intermedio hasta lograr los 115 MWth

del concepto del receptor Phoebus (Heinrich et al. 1992). El absorbedor Phoebus-TSA, de 2,5

MWth consta de secciones hexagonales de 280 mm de diámetro y 50 mm de profundidad

(Figura 3-7), consiguiendo una eficiencia del 85% para una temperatura de salida de 700 ºC,

con una densidad de flujo de 0,3 MW/m2 y un ratio de retorno de aire del 60%. Se consiguió

alcanzar en varios ocasiones la potencia nominal de 2934 kWth. Se pudo conseguir una

temperatura del absorbedor de 750 ºC tan solo treinta minutos después de su puesta en

marcha y tras otros treinta minutos se consiguió un temperatura estabilizada del aire de salida

de 700 ºC. La principal conclusión fue que era posible mantener un flujo de vapor (480-540 ºC

y 35-150 bar) constante. Pese a los buenos resultados, no se llevó a cabo la construcción de la

planta del consorcio Phoebus por falta de inversión.

Figura 3-7 Detalle de las secciones hexagonales del receptor Phoebus-TSA.



En 1993, la Universidad del Estado de Nuevo Méjico, construyó un receptor cilíndrico, Bechtel

1, de 67 mm de diámetro y 54mm de profundidad hecho de una aleación de níquel-cromo

(80% Ni – 20% Cr). El absorbedor estaba compuesto por 17 pantallas circulares; las primeras 9

pantallas estaban compuestas por una capa de filamento metálico de 0,11 mm y las restantes

8 pantallas estaban compuestas por cuatro capas de filamento de 0,21 mm con una separación

entre capas de 3,2 mm. La potencia fue de 2,3 kWth, permitiendo una temperatura de salida

del aire de 320 ºC a 820 ºC, con eficiencias del 80% a 69% respectivamente. El flujo varió

aproximadamente entre los 890 kW/m2 en el centro a los 400kW/m2 en los bordes.

Tras los resultados obtenidos, se pretendió escalar el proyecto hasta los 250KWth con el

receptor Bechtel 2, de 875 mm de diámetro con el mismo material. El equipo consistió en 15

pantallas; las 5 primeras con una capa de filamento de 0,11 mm, la 2 siguientes con dos capas

de filamento y las restantes con cuatro capas de filamento de 0,2 mm. Se alcanzó una

temperatura del aire a la salida de 563 ºC con un pico en el centro de 656 ºC con pobres

resultados de eficiencia (66% a 563 ºC).

La segunda generación del prototipo Catrec, llegó en 1994, constando de siete elementos

hexagonales de 240 mm de ancho por 90 mm de espesor. Se tuvo una especial dedicación

durante la instalación para prevenir huecos entre el absorbedor y el concentrador. Los

principales resultados fueron unos 1069 ºC de temperatura del absorbedor y 460 ºC de

temperatura del aire, el cual es un pobre resultado ya que se esperaban unos 700 ºC. En

intentos por alcanzar una temperatura mayor, se quemó uno de los módulos por la

distribución inestable del flujo de aire.

Por último, en el año 2001 el CIEMAT-PPSA diseñó y testeó un receptor volumétrico llamado

SIREC basándose en los receptores Bechtel. El prototipo tiene un diámetro de 875 mm y 190

mm de profundidad. Además se aplicaron las mismas mejoras para la distribución del aire que

se aplicaron en Catrec 2, con el objetivo de conseguir un flujo y una temperatura uniformes. Lo

resultados arrojaron una temperatura promedio máxima de 710ºC para una potencia de 300

kWth y una eficiencia del 48%, que aumenta hasta el 85% a temperaturas de 500 ºC.

Las conclusiones de los ensayos llevados a cabo en este receptor, que se podrían extrapolar al

resto de prototipos, muestra que existe una dificultad en controlar la distribución radial del

flujo de aire que acarrean problemas al sobrepasar los 600 ºC en el anillo exterior del receptor.

Además, la reducción de la superficie efectiva del absorbedor (alrededor de 24%) debido a un

mal diseño del sistema de enfriamiento, produce un inesperado efecto de enfriamiento sobre

los elementos externos del receptor.

3.3.2. Receptor no presurizado con absorbedor cerámico.



El interés en los absorbedores cerámicos se originó debido a los límites de temperatura

impuestos por los compuestos metálicos, que en caso del TSA fue de 700 ºC.

Termodinámicamente, cuanta más temperatura se alcance en el FC, mayor energía podremos

generar en la planta de potencia. Además, aportan una mayor durabilidad, posibilitan la

reducción de la apertura y por lo tanto, las perdidas infrarrojas; y tienen mayor resistencia a

flujos elevados y mayores gradientes térmicos. Los principales diseños de los absorbedores

metálicos se describen brevemente a continuación.

La primera referencia la encontramos en los desarrollos realizados por Sanders Assoc.

ensayados en diferentes emplazamientos. El programa finalizó con un prototipo de 250 kWth

testeado en Georgia Institute of Technology, consistente en un receptor de cavidad con una

temperatura de salida de 1100 ºC usando un panal de carburo de silicio. Tras este primer paso,

la Universidad de Colorado diseño un material cerámico poroso que fue construido por Sandia

y testeado en la PSA. El absorbedor estaba compuesto por 17 piezas de 30 mm de espesor

compuestas por un 92% de Alúmina y un 80% de porosidad. El absorbedor fue recubierto con

pintura negra mate Pyromark 2500 con el fin de aumentar su absortividad. La máxima

temperatura media del aire a la salida fue de 730 ºC con un 54% de eficiencia. El absorbedor

fue ensayado con un flujo medio de 410kW/m2 alcanzo picos de 824 kW/m2. Para

temperaturas de 550 ºC el rendimiento tan solo subía hasta el 65%. Las causas de tan bajos

rendimientos fueron el alto espesor de la pintura Pyromark 2500, que bloqueaba muchos

poros.

En los años 1989 y 1990 se ensayó un absorbedor en la PSA construido por Hoechst-CeramTec

y diseñado por DLR. Con un diámetro de 950 mm y una profundidad de 100 mm. El absorbedor

de carburo de silicona con silicona infiltrada (SiSiC) fue seleccionado para reducir las pérdidas

reflectivas frontales. Con una temperatura del aire de salida de 500 ºC y eficiencia del 89% se

consigue una potencia de salida de 234 kWth, mientras que con 782 ºC y un 59% dio una

potencia de 330 kWth. Durante el ensayo, se produjo la rotura de dos piezas del absorbedor

debido a una combinación de estrés mecánico y térmico.

Hoechst-CeramTec construyó un absorbedor (Conphoebus-Naples) multicavidad de SiSiC, el

cual se hizo mediante nueve piezas ensambladas. Los canales de 150 mm de espesor tenían

una sección transversal de 9 x 4,8 mm. Las paredes verticales eran 5 mm de espesor, y las

horizontales eran 1,6 mm de espesor. La cara frontal se acortó 10 mm para reducir las

pérdidas por radiación y aumentar el coeficiente convectivo en la apertura. El prototipo de

prueba proporcionó una temperatura del aire de salida máxima de 788 ° C con una eficiencia

del 60% para un máximo flujo solar incidente de 917 kW/m2. Para temperaturas de salida de

aire medio de 550 ºC, la eficiencia térmica alcanzó el 70%. Después de 30 días de operación,

no hubo evidencia de ningún daño estructural. No hubo muchas diferencias entre los

resultados calculados y medidos, lo que demostró el buen comportamiento del modelo físico.



En 1992 (Selective Receiver), el mismo consorcio Hoechst-CeramTec y DLR introdujeron un

elemento adicional con el objetivo de reducir las pérdidas por reflexión. La estructure cerámica

fue cubierta por una estructura de cristal de cuarzo (Figura 3-8), material muy transparente a

la radiación solar pero que absorbe parcialmente la radiación térmica emitida por el

absorbedor cerámico. Se realizó un modelo del absorbedor mostrando los siguientes

resultados: 997 ºC de temperatura de salida de aire con el 75% de eficiencia con el cristal de

cuarzo y 919 ºC y 68,5% sin cristal. Lo que indicaba que resultaba beneficioso el cristal de

cuarzo, si bien, para temperaturas menores de 600 ºC, se obtenía un mejor comportamiento

para el receptor sin el cristal. Finalmente se ensayó el receptor con el cristal aportando una

temperatura de salida de 620 ºC con un 62% de eficiencia, lo que evidencia una excesiva

variación entre lo calculado y lo medido.

Figura 3-8 Esquema del receptor cerámico con recubrimiento de cristal de cuarzo.

El High Temperature ReCeiver (HiTRec I, Figura 3-9) nació en 1995 durante unos test

comparativos entre diferentes materiales cerámicos, llevados a cabo por DLR. Un grupo de

piezas de cerámica hexagonales modulares formó la parte delantera de este receptor, y la

parte de atrás era una estructura de acero inoxidable. Las piezas tenían una cierta libertad de

movimiento y dilatación, gracias a la holgura entre piezas. La idea de separar los módulos de

absorción por un espacio, hizo posible que la parte delantera fuese alimentada por aire de

retorno de la caldera de recuperación de calor residual, y además, hizo fácil el reemplazo de

cada módulo.



Figura 3-9 Esquema del HiTRec I.

El receptor estaba compuesto por 37 módulos de 120 mm de diámetro de SiSiC y 0,49 m2 de

apertura. El estructura mayada del absorbedor estaba hecha de SiC recristalizado con una

porosidad del 49,5%. El flujo incidía sobre el absorbedor que era alimentado tanto por aire

ambiental como por aire frío recirculado que se vehiculaba por los laterales de los módulos. La

mezcla de ambos flujos atraviesa al absorbedor aumentando su temperatura. Los resultados

mostraron una temperatura de salida de 800 ºC con una eficiencias de 75% a 80%. La

temperatura máxima fue de 980 ºC con una eficiencia del 68%. El principal problema

encontrado durante el test fue la deformación de la estructura de acero inoxidable debido a un

error del diseño de la refrigeración.

Alentados por esta exitosa experiencia, se construyó en 1998 el HiTRec II para solucionar el

fallo del anterior proyecto. El nuevo receptor tenía 32 piezas de 140 mm de diagonal, usaba el

mismo material cerámico y la estructura metálica fue hecha con Incoloy 800, ambos con

similares coeficientes de expansión. Tras 155 horas de test, no se encontró daño estructural y

se consiguieron 700º C y 800ºC de temperatura de aire a la salida, con eficiencias de 76% y

72% respectivamente. El ratio de retorno del aire fue del 45%.

El proyecto SOLAIR 200, fue la primera parte de un conjunto de dos receptores, y consistió en

un absorbedor de 200 kWth, llevado a cabo en 2002, con 36 piezas cuadradas en 3

configuraciones diferentes:

Configuración 1: 36 piezas de SiC recristalizado con un 49,5% de porosidad.

Configuración 2: 18 piezas de SiC y 18 de SiSiC instaladas en la mitad superior.

Configuración 3: partiendo de la configuración 2, en la mitad Este, se colocó unos

platos de fibra porosa de 2 mm de espesor, dando lugar a 4 subconfiguraciones.

Con las dos primeras configuraciones se alcanzaron los 800 ºC, con eficiencias del 74%

(configuración 2) y 75% (configuración 1). En cambio, a 700 ºC, 81% (configuración 1) y 83%

(configuración 2), por lo que se concluye que a 750 ºC cambiaba la idoneidad de la

configuración. La configuración 3 no alcanzó los 800 ºC.



SOLAIR 3000, (Figura 3-10), es la continuación del proyecto anterior y constituyó un paso

intermedio en el proceso de escala. Fue diseñado para producir aire caliente a una

temperatura media de entre 680 ºC y 800 ºC y resistir más de 1000 ºC. Se testeó en Junio de

2003 en la PSA acumulando 115 horas. El receptor constaba de 270 piezas cuadradas de

cerámica de 140 mm hechas de SiSiC. La estructura fue hecha de carburo de silicio

recristalizado con una porosidad del 49,5% produciendo una potencia de 2950 kWth. La

principales conclusiones fueron:

En condiciones nominales de 750 ºC, la eficiencia varió entre 70% y 75%.

Las diferencias de temperatura en la apertura del absorbedor llegaron a ser de 450 ºC.

El tiempo de respuesta varió entre 10 y 14 minutos.

Figura 3-10 Detalle del receptor SOLAIR 3000.

En junio de 2006, se planificó la construcción de una planta de receptor central con receptor

volumétrico (tecnología SOLAIR 3000) y de almacenamiento térmico en Jülich, Alemania. Se

compone de una planta térmica solar de torre con receptor de aire de alta temperatura de 1,5

MWe. Su operación se inició a principios de 2009, y la primera electricidad solar fue volcada a

red en abril de 2009. El objetivo del proyecto era demostrar esta tecnología por primera vez en

una planta de energía precomercial completa. El receptor es cuatro veces más grande que el

SOLAIR 3000 probado en la PSA y tiene una abertura de aproximadamente 23 m2. El receptor

se compone de más de 1.000 módulos de absorción de cerámica montados en una torre de 55

m.



3.3.3. Receptor presurizado con absorbedor cerámico o

metálico.

Se revisan en esta sección los presurizados tanto de cerámica como de metal ya que esta

tecnología no se ha desarrollado ampliamente.

Muchos estudios (Kribus, 1998) han mostrado las ventajas de la introducción de la energía

solar en centrales de ciclo combinado sobre otras centrales híbridas. En un principio, las

turbinas de gas por lo general se decantan por la operación híbrida (ahorro de combustible) en

lugar de una planta solar independiente que sustituye a los combustibles fósiles por completo.

Sin embargo, el funcionamiento a alta presión hace que sea necesario equipar el receptor con

una ventana transparente. El propósito de la ventana es la de separar la cavidad receptor del

aire ambiente y permitir el funcionamiento a alta presión, minimizando las pérdidas de

reflexión, radiación y convección. Si bien, plantea un problema de diseño difícil solución

debido a las limitaciones de tamaño y los requisitos específicos en las propiedades ópticas,

resistencia mecánica, temperaturas de trabajo altamente variables y capacidad de sellado y de

refrigeración.

En 1989, DLR diseñó un receptor volumétrico cerámico presurizado (PLVCR) de 5 kWth

testeado en el Sandia National Laboratories. El sistema funciona de la siguiente manera: en el

canal del anillo del recipiente a presión se inyecta aire comprimido. Una vez que el aire se

extiende por la ventana, se sopla a través de la espuma absorbente de cerámica Si3N4

(SIRCON), recubierto con Pyromark. La ventana es de cristal de cuarzo con forma elíptica

gruesa y con un marco refrigerado por agua. La ventana de forma elíptica tiene la ventaja de

resistir la presión dentro del receptor. Tras catorce test y 8 horas de operación, la temperatura

del aire de salida fue de 1050 ºC con una eficiencia de 71% y a 4,2 bar de presión. La presión

de trabajo esperada de 10 bar no pudo lograrse debido a un problema de sellado entre el

metal frío y la estructura cerámica caliente.

El receptor PLVCR-500 (Figura 3-11) fue diseñado como un sistema modular alternativo con un

concentrador secundario y una potencia de 500 kWth. El diseño se centró en el calentamiento

de aire desde temperatura ambiente hasta 1000 ºC a presiones de hasta 10 bar. El flujo de

diseño fue de hasta 3,5 MW/m2, producido por el campo de helióstatos y el concentrador

secundario. El receptor fue ensayado en 1993 en la PSA. Tras los test, la temperatura del aire

de salida máxima alcanzada fue de 960 ºC entregando 92,4 kWth, con una eficiencia del 57,3%

trabajando a 4,15 bar.

En 1992, se construyó el primer DIAPR por el Weizmann Institute of Science y por Rotem

Industries. Tras varios ensayos, en 1994 se construyó una versión modificada de 30 – 50 kWth

de potencia. El diámetro de la abertura de entrada es de 0,1 m, y las dimensiones del receptor

exteriores son 0,42 m de diámetro por 0,35 m de largo. Los elementos de absorción se hicieron

de tubos de alúmina-sílice (60% de Al2O3). El receptor consta de tres componentes principales:

un absorbedor volumétrico, una ventana de cono truncado de alta presión y un concentrador

secundario (Figura 3-12).



Figura 3-11 Esquema del Receptor PLVCR-500

Figura 3-12 Esquema de la sección de DIAPR.

Después de alrededor de 250 horas de pruebas, los resultados más notables fueron que el

DIAPR era capaz de producir temperaturas del aire de salida de 1200 ºC, trabajando a 17-20

bar con un flujo solar incidente varía entre 3.600 y 5.300 kW/m2. Las eficiencias estuvieron en

el intervalo del 70-80%. Basado en la tecnología desarrollada, Aora erigió una planta

termosolar híbrida modular con 30 m de altura de torre en el desierto de Arava, en el sur de

Israel. Este receptor forma un único módulo de potencia, capaz de generar una potencia de

100 kWe, además de 170kWth.



En 1996, una tercera versión del receptor fue diseñada por el Weizmann Institute of Science,

con una apertura dividida en dos etapas separadas de acuerdo con la distribución de la

irradiancia, para minimizar las pérdidas térmicas. El diseño consistía en cuatro precalentadores

con sus respectivos concentradores secundarios alrededor de la etapa central (alta

temperatura) (Figura 3-13). Los precalentadores fueron diseñados como receptores tubulares

de cavidad con un tubo absorbedor Inconel 600 y el receptor de alta temperatura fue un

DIAPR cerrado con una ventana de sílice fundida. En este receptor, el aire se divide en dos

corrientes, la principal, distribuida a los precalentadores y luego recogida en un solo tubo y

transportada hasta el receptor de alta temperatura y la segunda corriente, para la

refrigeración de la ventana. Tras 40 horas de operación, la temperatura máxima del aire de

salida fue de 1000 ºC suministrando un máximo de 60 kWth y operando a presiones de entre 16

y 19 bar.

Figura 3-13 Conjunto de precalentadores sobre la etapa central.

El primer equipo de un tamaño considerable fue desarrollado en el proyecto REFOS en 1996. El

receptor volumétrico instalado en un recipiente presurizado, consistió en varias capas

metálicas (Inconel 600), y fue cerrado por una ventana de cuarzo con cúpula elíptica de 620

mm de diámetro (Figura 3-14). A 800 ºC se logró una potencia de 400 kWth y una eficiencia de

tan sólo el 67% debido a las pérdidas por reflexión en el concentrador secundario e

insuficiente aislamiento del receptor.



Figura 3-14 Módulo del receptor REFOS.

Por último, el proyecto SOLGATE se inició en 2001 con el objetivo principal de desarrollar un

conjunto de receptores solares capaces de proporcionar aire presurizado a 1000 ºC para

alimentar un sistema convencional de turbina de gas. El sistema de receptor solar presurizado

consta de tres módulos de 400 kWth, cada uno con un concentrador secundario. Los módulos,

que están conectados en serie, tienen una abertura hexagonal. El módulo superior (Figura

3-15) fue el receptor de baja temperatura y el concepto fue una bobina de múltiples tubos

adheridos al concentrador secundario. El módulo del medio fue el receptor de temperatura

media (receptor REFOS), y finalmente, el módulo de alta temperatura (otro REFOS) donde el

absorbedor de malla de alambre de metal fue reemplazado por un absorbedor de cerámica

hecho de carburo de silicio recubierto con una capa de sílice y templado para aumentar la

absorción a 96%. El clúster de receptores solares fue diseñado para aumentar la temperatura

en alrededor de 200-250 ° C en cada módulo.

Figura 3-15 Conjunto de receptores solares SOLGATE.



Durante la primera fase del ensayo, al final de marzo de 2003, la temperatura alcanzó los 800

ºC y el sistema entregó 230 kWe a la red sin mayores problemas. En la segunda etapa, la

temperatura se elevó a 960 ° C con aproximadamente 770 W/m2 de irradiación directa normal

y 70% de eficiencia. En estas condiciones, la fracción solar era cercana al 70%.

Con estos resultados obtenidos, se demostró que los receptores volumétricos presurizados son

capaces de producir aire a 1000ºC para alimentar a una turbina de gas. Todos los componentes

fueron satisfactoriamente ensayados y el coste y la operación prevén un futuro prometedor

para la generación de energía termosolar.

Evaluación de las actividades de investigación y desarrollo

La revisión anterior de receptores volumétricos muestra que se ha hecho un gran esfuerzo en

EE.UU., Europa e Israel para estudiar el rendimiento de una gran variedad de receptores,

probado en diferentes instituciones de investigación en todo el mundo durante las últimas tres

décadas.

La mayoría de los prototipos han sido probados en el laboratorio o banco de ensayos a

pequeña escala, pero otros, como el Phoebus-TSA y SOLAIR 3000, han tenido un desarrollo

mediana escala. DLR y el PSA han tenido un papel muy importante en el desarrollo de esta

tecnología en sus instalaciones.

A modo de resumen, se muestra la siguiente tabla con los parámetros característicos y los

datos más importantes:



Nombre Material Ratio de retorno de aire (%)

Espesor (mm)

Diámetro (mm)

Flujo medio (kW/m

2)

Flujo máximo (kW/m

2)

Temperatura media de salida de aire (ºC)

Temperatura máxima de salida de aire (ºC)

Eficiencia (%)

Lugar de Ensayo

Potencia (kW)

Mk-I AISI 310 - - 62 1000 - - - 70-90 842 Suiza

Sulzer 1 AISI 310 - - 875 265 960 780 830 68 550 PSA

Sulzer 2 AISI 310 - - 875 218 757 689 800 79 550 PSA

Catrec 1 X5CrAl2O5 + Ce

- 90 940 254 844 570 826 80 570 PSA

TSA Inconel 601 60 50 280 300 800 700 950 79 700 PSA

Bechtel 1 NiCr 80/20 - 54 67 660 - 820 - 69 820 USA

Bechtel 2 NiCr 80/20 - - 875 - - 563 656 66 563 PSA

Catrec 2 X5CrAl2O5 + Ce

- 90 756 - - 460 560 70 460 PSA

SIREC Alloy 230 45 190 875 300 - 710 973 48 710 PSA

SANDIA FOAM Al2O3 - 30 875 410 824 550 730 54 730 PSA

CeramTec SiSiC - 100 950 330 840 500 782 59 782 PSA

Conphoebus-Naples

SiSiC - 150 706 255 917 550 788 60 788 PSA

Tabla 3-1 Resumen de receptores volumétricos



Nombre Material Ratio de retorno de aire (%)

Espesor (mm)

Diámetro (mm)

Flujo medio (kW/m

2)

Flujo máximo (kW/m

2)

Temperatura media de salida de aire (ºC)

Temperatura máxima de salida de aire (ºC)

Eficiencia (%)

Lugar de Ensayo

Potencia (kW)

Selective Receiver

SiSiC - 92+80 835 600 750 620 750 62 620 PSA

HiTRec I re-SiC - - Hexagonal 600 - 800 980 68 980 PSA

HiTRec II re-SiC 45 - Hexagonal 450 900 700 800 72 800 PSA

SOLAIR 200 re-SiC/SiSiC 40 - Cuadrado 450 620 700 815 75 800 PSA

SOLAIR 3000 re-SiC 52 - Cuadrado 500 800 750 - 75 750 PSA

PLVCR-5 SIRCON - 18 150 300 470 - 1050 71 1050 Sandia

PLVCR-500 SIRCON - 25 650 420 550 625 960 57 960 PSA

DIAPR 30-50 Alumina-silica

- 350 420 3600 5300 - 1200 71 1200 Weizmann Institute Sciences

DIAPR Multistage

Alumina-silica

- 350 420 2500 4000 900 1000 - 1000 Weizmann Institute Sciences

REFOS Inconel 600 - - - 350 600 800 990 67 800 PSA

SOLGATE Inconel 600 y SiC

- - - 550 800 800 960 70 960 PSA

Tabla 3-2 Resumen de receptores volumétricos (continuación).



3.4. Materiales Constructivos

La estructura altamente porosa de receptores volumétricos puede ser de metal o de cerámica.

Dado que la cerámica es el material más apropiado para el logro de las temperaturas más altas

del aire, esta es la opción más adecuada cuando son necesarias unas temperaturas por encima

de 800 º C. Los receptores volumétricos son capaces de producir altas temperaturas de salida

de aire:

Con metales, se consiguen un mínimo de 800 ºC y un máximo de 1000 ºC.

Con materiales cerámicos como SiSiC o SiC se consiguen temperaturas de 1200 ºC y

1500 ºC respectivamente.

Otras cerámicas con intervalos de temperatura más altos, tales como cerámicas de

alúmina, con un punto de fusión de alrededor de 2000 ºC, también se pueden usar. Su

principal desventaja es que son de color blanco, pero puede ser dopado o recubiertos

para aumentar su capacidad de absorción, conservando sus buenas propiedades

mecánicas.

La siguiente figura (Figura 3-16) muestra los rangos de temperaturas de varios metales y

cerámicas. Se aprecia cómo incluso los metales pueden conseguir temperaturas de salida del

aire de 1000 ºC. Las temperaturas límite para los cerámicos vienen dadas por el silicio, q funde

a 1400 ºC. SiC puede superar temperaturas de 1400 ºC estando limitado en torno a 1700 ºC.

Figura 3-16 Resistencia frente a temperatura de diversos materiales.



3.5. Problemas no resueltos.

Materiales.

Los absorbedores volumétricos cerámicos trabajan en el entorno de los 1000ºC, con focos

localizados que pueden alcanzar 1400ºC y atmósfera oxidante. Estas exigencias reducen

considerablemente los materiales candidatos para la fabricación de absorbedores, siendo los

más adecuados las cerámicas oxídicas. De entre estos la alúmina sería un material ideal, por

sus prestaciones y su bajo coste. Sin embargo es un material de color blanco, siendo sus

características ópticas y de absortividad muy poco satisfactorias. No obstante, existen técnicas

superficiales que permiten recubrir esta alúmina para otorgarle propiedades ópticas

superficiales adecuadas, manteniendo el material base sus propiedades.

También se pueden usar materiales cerámicos no oxídicos, cuyo problema fundamental radica

en su baja resistencia a la oxidación, muy acusada en los nitruros. De la familia de los carburos

cerámicos nos encontramos el carburo de silicio como el mejor. Este material posee una mayor

conductividad térmica, así como mejores propiedades ópticas y de absortividad que la

alúmina. Sin embargo, su oxidación puede iniciarse levemente a temperaturas muy inferiores a

la de servicio, formándose una capa de óxido de silicio con comportamiento diferente al

material base, que reduce la vida útil del componente.

La pregunta sobre el tipo de material idóneo, bien sea cerámico, bien sea metálico, para

diferentes temperaturas permanece incontestada. En general podemos decir que:

Para temperaturas por debajo de 800 ºC, algunos aceros inoxidables y especialmente

las aleaciones de base níquel con alto contenido en cromo son las más idóneas para

receptores volumétricos debido a sus capacidades para formar óxidos, los cuales son

negros y muy absortivos.

Para temperaturas superiores a 800 ºC, los materiales más apropiados son los óxidos

cerámicos. Se podría decir que Al2O3 es el material ideal debido a su buenas

propiedades y precio, pero, como hemos dicho antes, su principal desventaja es su

color blanco, lo que resulta en un pobre comportamiento óptico. A pesar de ello, hay

varias técnicas de revestimiento que pueden mejorar el comportamiento óptico,

manteniendo buenas propiedades mecánicas. Otros materiales son las cerámica no

oxídicas, que aún no han sido ampliamente ensayadas. El mejor material es SiC, que

tiene mejores propiedades ópticas y absortividad que el Al2O3.

Por todo esto, existe una gran necesidad en aumentar el conocimiento y el desarrollo de

materiales que permitan la obtención de energía eléctrica a partir de la radiación solar

concentrada.



Estabilidad del Flujo.

En el flujo a través de una muestra porosa, la densidad de flujo de masa se determina por la

diferencia de presión entre los dos lados de la muestra. La caída de presión es producida por

un compresor. La inestabilidad ocurre cuando una caída de presión provoca diferentes

densidades de flujo de masa, y por tanto se puede relacionar con las diferentes temperaturas

de salida.

El bajo rendimiento de algunos receptores es motivo de preocupación. En los ejemplos

mostrados anteriormente, las predicciones de la temperatura del aire de salida de más de

1000 ° C para una variedad de materiales no se han cumplido totalmente. Estos problemas se

deben a que un flujo inestable de gas a través del receptor volumétrico, conduce a

recalentamientos y fallos locales, tales como fusión o formación de grietas y por lo tanto,

pobres rendimientos que impiden alcanzar las temperaturas deseadas.

Con el objetivo de corregir estos fallos, se ha intentado focalizar en un mejor entendimiento,

térmico y fluidodinámico, del comportamiento de los receptores volumétricos.

Estamos pues en un escenario en el que se necesitan mejoras en varios puntos para conseguir

el éxito en aplicaciones comerciales en esta tecnología. Se deben desarrollar métodos de

control así como las estrategias de gestión de plantas.

Pantallas.

En algunas centrales se optó por elegir un receptor presurizado, obteniendo un

funcionamiento aceptable pero existe poca madurez principalmente por los problemas

relacionados con el diseño de las pantallas. En los proyectos llevados a cabo, se han apreciado

problemas en la refrigeración de las mismas, lo que unido a la flexibilidad, provocaron la

aparición de grietas o directamente la rotura.



4. Conclusiones

La finalidad de este proyecto ha sido tanto recopilar un compendio de documentación técnica

referente a los receptores volumétricos, englobados en las centrales termosolares, como

integrarlos en un único documento desarrollando diferentes clasificaciones.

La obtención de información se ha llevado a cabo de dos formas, en primer lugar con la

búsqueda de textos científicos en las plataformas elsevier y sciencedirect, en menor medida.

Estas herramientas constituyen una poderosa fuente de información de fiabilidad contrastada.

En segundo lugar, el tutor me ha aportado gran cantidad de material proveniente de

diferentes fuentes que me ha permitido completar la información.

La clasificación y los ejemplos han sido unos objetivos claros en este proyecto fin de carrera.

En algunas ocasiones se ha buscado la claridad, mostrando los conceptos de la manera en la

que mejor se pudiese comprender. En otras ocasiones se ha propuesto una clasificación menos

común pero que aporta un punto de vista interesante al respecto. Debido a los vaivenes de las

políticas llevadas a cabo por los gobiernos, los ejemplos han sido siempre contrastados ya que

en muchas ocasiones, proyectos prometedores se han quedado en simple estudios sin la

consecución de los mismos.

Se puede decir que se han cumplido las expectativas de este proyecto, quedando

sobrepasadas a medida que se iban resolviendo nuevos contratiempos y aprendiendo más

sobre las tecnologías ya vistas en algunas asignaturas de la carrera. Es, sin lugar a dudas, un

gran momento para la realización de este trabajo.

Las centrales termosolares de torre son parte del futuro de las tecnologías renovables ya que

cubren el espectro de alta temperatura, lo que es fundamental en ciertos procesos

termoquímicos. Los pasos más importante son, por un lado la necesaria aplicación de todo el

conocimiento desarrollado a los sistemas reales, ya que la mayoría de los receptores

construidos son simples experimentos llevados a cabo para bajas potencias; y por otro, el

desarrollo de materiales con mejores cualidades que permitan obtener mejores resultados y

que aporten fiabilidad a las plantas termosolares.

Se está consiguiendo avanzar y es un campo apasionante que dará calidad de vida a millones

de personas evitando la emisión de toneladas de CO2 al año. Esto es fruto de los grandes

profesionales que hoy forman parte y se forman en las escuelas de ingenieros.



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