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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
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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.
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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.
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5 David González Fuentes
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
21 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
22 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
23 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
24 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
25 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
26 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
27 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
28 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
29 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
30 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
31 David González Fuentes
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).
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
32 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
33 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
34 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
35 David González Fuentes
• 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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
36 David González Fuentes
• 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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
37 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
38 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
39 David González Fuentes
• 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:
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
40 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
41 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
42 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
43 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
44 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
45 David González Fuentes
• 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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
46 David González Fuentes
• 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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
47 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
48 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
49 David González Fuentes
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
Extresol-2 (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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
50 David González Fuentes
Nombre (Provincia) Tecnología
(*)
Potencia
(MW)
Almacenamiento
(horas a carga
nominal)
Producción
estimada
(GWh/año)
Área de
captación
solar (m2)
Solnova 3 (Sevilla) CCP 50 n/a 110 350.000
La Florida (Badajoz) CCP 50 7,5 180 550.000
Solnova 4 (Sevilla) CCP 50 n/a 110 350.000
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).
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
51 David González Fuentes
Nombre (Provincia) Tecnología
(*)
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
Extresol-3 (Badajoz) CCP 50 7,5 177 510.120
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
52 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
53 David González Fuentes
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.
Nombre (Provincia) Tecnología
(*)
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
54 David González Fuentes
Nombre (Provincia) Tecnología
(*)
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
55 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
56 David González Fuentes
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 %
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
57 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
58 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
59 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
60 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
61 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
62 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
63 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
64 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
65 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
66 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
67 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
68 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
69 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
70 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
71 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
72 David González Fuentes
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).
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
73 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
74 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
75 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
76 David González Fuentes
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:
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares
77 David González Fuentes
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
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
78 David González Fuentes
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).
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares
79 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
80 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
81 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
82 David González Fuentes
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.
Estudio de las Diferentes Tipologías de Receptores Volumétricos en Centrales Termosolares.
83 David González Fuentes
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