ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS
UNIVERSIDAD DE SEVILLA
Departamento de Ingeniería Energética
Grupo de Termotecnia
PROYECTO FIN DE CARRERA
ALMACENAMIENTO TÉRMICO EN
APLICACIONES SOLARES DE
CONCENTRACIÓN DE ALTA
TEMPERATURA
Autor: David Almagro Cabrera Tutor: José Julio Guerra Macho Sevilla, Febrero 2012
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
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TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 14-35
1.1 Estado del arte ........................................................................................... 14-34
1.1.1 Síntesis de la bibliografía .................................................................... 14-26
1.1.2 Estudio cienciométrico ........................................................................ 26-34
1.2 Antecedentes ................................................................................................... 34
1.3 Organización y contenido ......................................................................... 34-35
2. ALMACENAMIENTO TÉRMICO Y PLANTAS SOLARES DE
CONCENTRACIÓN .................................................................................... 36-45
2.1 Introducción .................................................................................................... 36
2.2 Almacenamiento de energía ...................................................................... 36-38
2.2.1 Almacenamiento térmico ............................................................... 36-38
2.3 Plantas Solares de Concentración ................................................................... 38
2.4 Integración de sistemas de almacenamiento térmico en el sector termosolar
........................................................................................................................ 38-44
2.5 Influencia del contexto político ................................................................ 44-45
3. ANÁLISIS DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TÉRMICO .. 46-148
3.1 Introducción .................................................................................................... 46
3.2 Tipologías de almacenamiento ................................................................. 46-69
3.2.1 Clasificación según el medio de almacenamiento ............................... 46-55
3.2.2 Clasificación según el concepto de almacenamiento ........................... 55-69
3.3 Esfuerzos investigadores de especial relevancia en la última década ...... 69-83
3.3.1 Proyectos desarrollados ....................................................................... 69-71
3.3.2 Proyectos en desarrollo ........................................................................ 71-83
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3.4 Almacenamiento térmico a escala comercial .......................................... 83-107
3.4.1 Instalaciones solares de concentración de alta temperatura con sistemas de
almacenamiento térmico ...................................................................................... 83-97
3.4.2 Plantas operativas y futuros proyectos que no incluyen sistemas de
almacenamiento térmico .................................................................................... 97-102
3.4.3 Análisis de la tendencia comercial de los sistemas de almacenamiento
térmico ............................................................................................................. 102-107
3.5 Consideraciones generales en el diseño de sistemas TES ................... 107-131
3.5.1 Posibles configuraciones de las plantas solares de concentración con
almacenamiento térmico ................................................................................. 107-114
3.5.2 Consideraciones generales ............................................................... 114-116
3.5.3 Selección del medio de almacenamiento ......................................... 116-122
3.5.4 Compatibilidad de materiales .......................................................... 122-124
3.5.5 Eficiencia y pérdidas térmicas ................................................................ 124
3.5.6 Costes .............................................................................................. 124-128
3.5.7 Capacidad del sistema de almacenamiento...................................... 128-131
3.6 Consideraciones constructivas generales de los distintos elementos de
sistemas TES ............................................................................................... 132-148
3.6.1 Elementos generales de un sistema de almacenamiento térmico ........... 132
3.6.2 Recipientes de almacenamiento ...................................................... 132-135
3.6.3 Traceado de la red de tuberías ........................................................ 135-136
3.6.4 Traceado de calentadores de las tuberías ........................................ 136-139
3.6.5 Intercambiadores de calor ............................................................... 139-142
3.6.6 Otros elementos auxiliares .............................................................. 143-146
3.6.7 Aislamiento térmico en conductos ................................................. 146-147
3.6.8 Instrumentación y control ............................................................... 147-148
4. RESUMEN Y CONCLUSIONES ........................................................... 149-153
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Resumen ...................................................................................................... 149-152
Conclusiones ............................................................................................... 152-153
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 154-160
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TABLA DE FIGURAS
Figura 1.1: Consideraciones en el diseño en cada uno de los niveles propuestos por
Kuravi et al. (2013) .......................................................................................................... 16
Figura 1.2: Procedimiento del análisis propuesto por Rahul et al. (2012) ...................... 18
Figura 1.3: Coste monetario frente a requerimiento energético para la generación de
energía térmica con distintos sistemas TES – Rahul et al. (2012) .................................. 19
Figura 1.4: Modelo físico de la unidad de almacenamiento del módulo estudiado por
Tamme et al. (2013)......................................................................................................... 23
Figura 1.5: Cubos de hormigón antes (izquierda) y después (derecha) de ser sumergidos
en un baños de sales fundidas a 585ºC durante 500 horas. ............................................. 24
Figura 1.6: Módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto WESPE .............. 25
Figura 1.7: Receptor reactor de amoníaco de 15 kWsol en plena operación en el disco
concentrador de 20 m2 en la ANU .................................................................................. 25
Figura 1.8: Horno rotativo de reducción/oxidación del óxido de cobalto en las
instalaciones de la DLR .................................................................................................. 26
Figura 1.9: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y
Medio Ambiente – Número de publicaciones por País ................................................... 28
Figura 1.10: Cinturón Solar ............................................................................................. 29
Figura 1.11: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y
Medio Ambiente - Número de citas promedio por documento ....................................... 29
Figura 1.12: Ranking Internacional Europeo en materia de Energías Renovables,
Sostenibilidad y Medio Ambiente ................................................................................... 30
Figura 1.13: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas de
producción de potencia (color rojo) y a plantas solares de concentración (color azul) ... 31
Figura 1.14: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas solares de
concentración (color azul) y a sistemas de almacenamiento térmico en plantas solares de
concentración (color rojo) ............................................................................................... 32
Figura 1.15: Tendencia del número de publicaciones en diferentes tecnologías de
almacenamiento ............................................................................................................... 33
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Figura 1.16: Ampliación figura 1.15 ............................................................................... 33
Figura 2.1: Interacción entre componentes principales en una planta de potencia [Kuravi
et al. (2013)] .................................................................................................................... 39
Figura 2.2: Demanda de potencia (línea roja) frente a la radiación solar (línea negra). . 41
Figura 2.3: Resultados de la energía entregada con y sin almacenamiento .................... 42
Figura 2.4: Tarifas establecidas por el RD 661/2007 (derogadas por el RD 9/2013) ..... 45
Figura 3.1: Sistema de almacenamiento en hormigón, Proyecto Wespe......................... 49
Figura 3.2: Módulos de prueba en hormigón, Proyecto Wespe ...................................... 50
Figura 3.3: Lazo experimental para la evaluación de nuevos medios sólidos en el
Proyecto Wespe ............................................................................................................... 50
Figura 3.4: Medios de almacenamiento químico. Kuravi et al. (2013) ........................... 53
Figura 3.5: Planta piloto de almacenamiento termoquímico en la Universidad Nacional
Australiana (ANU) .......................................................................................................... 55
Figura 3.6: Clasificación de los sistemas de almacenamiento según el concepto de
almacenamiento ............................................................................................................... 56
Figura 3.7: Acumulador de vapor convencional(presión deslizante)/tanque Ruths ........ 58
Figura 3.8: Planta de colectores cilindro-parabólico funcionando con aceite térmico
como HTF y acumulador de vapor: carga indirecta [Steinmann et al.(2006)] ................ 58
Figura 3.9: Producción de vapor sobrecalentado con acumuladores de vapor [Steinmann
et al.(2006)] ..................................................................................................................... 58
Figura 3.10: Sistema de generación directa de vapor con acumulador trabajando a la
salida del campo de colectores como acumulador y separador de fase ........................... 59
Figura 3.11: Acumulador de vapor con PCM [Steinmann et al.(2006)] ......................... 60
Figura 3.12: Diseño de sandwich .................................................................................... 61
Figura 3.13: Unidad de almacenamiento con aletas de grafito fósil y sales eutécticas
como PCM ....................................................................................................................... 62
Figura 3.14: Comparación del estado de cambio de fase de PCM, con aletas de acero de
distintos espesores y con aletas de grafito fósil de 1mm (Liu M. et al (2012)) ............... 62
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Figura 3.15: Sección transversal de un termosifón (K. Nithyanandam et al. (2011)) ..... 63
Figura 3.16: Transmisión de calor entre el fluido de transferencia y el material de
cambio de fase en un termosifón ..................................................................................... 64
Figura 3.17: a) PCM rodeando al tubo que transporta el HTF ; b) PCM contenido en el
tubo sobre el cual fluye el HTF. Shabgard et al. (2010) .................................................. 64
Figura 3.18: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento con transferencia de
calor por reflujo o sistema RHTS. (Liu et al. (2012)) ..................................................... 65
Figura 3.19: Sistema de múltiples materiales de cambio de fase ................................... 66
Figura 3.20: Esquema de funcionamiento del sistema del lecho fluido integrado en un
receptor central ................................................................................................................ 68
Figura 3.21: Vista del módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto DISTOR
conectado a la planta DISS .............................................................................................. 70
Figura 3.22: Módulo de almacenamiento del proyecto OPTS ........................................ 72
Figura 3.23: Evolución de la inversión necesaria en los premios “Thermal Storage
FOA”. Fuente: US Department Of Energy ...................................................................... 73
Figura 3.24: Lazo de prueba de Acciona con materiales de cambio de fase, Fuente: US
Department Of Energy..................................................................................................... 74
Figura 3.25: Modelo computacional de la presión de una celda unidad CCC de la sal
fundida como HTF. Fuente: US Department Of Energy ................................................. 75
Figura 3.26: Módulo de almacenamiento de lecho empacado con alúmina propuesto por
“City College of New York”. Fuente: US Department Of Energy ................................. 75
Figura 3.27: Velocidad de reacción redox en el horno rotatorio propuesto por General
Atomics. Fuente: US Department Of Energy .................................................................. 76
Figura 3.28: Diagrama de fase de las mezclas de sales (Halotechnics). Fuente: US
Department Of Energy..................................................................................................... 77
Figura 3.29: Banco de tubos de alta temperatura (Infinia). Fuente: US Department Of
Energy .............................................................................................................................. 78
Figura 3.30: Sección transversal de una cápsula de acero inoxidable con sales eutécticas
como PCM (Lehigh University). Fuente: US Department Of Energy ............................ 78
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Figura 3.31: Esquema de una central de torre utilizando el tanque termoclino con lecho
de sales fundidas propuesto por Terrafore. Fuente: US Department Of Energy ............. 79
Figura 3.32: Evolución del calor específico del material de almacenamiento en función
de la concentración de Nanopartículas. Fuente: US Department Of Energy .................. 80
Figura 3.33: Investigaciones en Universidad de Alabama. Fuente: US Department Of
Energy .............................................................................................................................. 80
Figura 3.34: Módulos de hormigón desarrollados en la Universidad de Arkansas.
Fuente: US Department Of Energy ................................................................................. 81
Figura 3.35: Sistema de almacenamiento de calor latente con PCM y termosifones
integrados para reducir las resistencias térmica desarrollado en la Universidad de
Connecticut. Fuente: US Department Of Energy ............................................................ 82
Figura 3.36: Almacenamiento térmico en arena mediante el paso de esta por un
intercambiador de calor. Fuente: US Department Of Energy ......................................... 83
Figura 3.37: La planta Solar One..................................................................................... 90
Figura 3.38: Demolición de los tanques de almacenamiento de Solar One .................... 91
Figura 3.39: Esquema de la planta PS10 ......................................................................... 93
Figura 3.40: Desglose del rendimiento de generación de PS10 ...................................... 94
Figura 3.41: Esquema inicial de la planta SEGS I .......................................................... 95
Figura 3.42: Incendio en la planta SEGS I, año 1999 (Fuente:
http://www.digitalstoryteller.com/) ................................................................................. 95
Figura 3.43: Esquema de la planta solar de concentración Andasol I ............................ 96
Figura 3.44: Punto de Diseño (línea superior) y Eficiencia Óptica Anual (línea inferior)
frente a superficie reflectante para receptores de torre central [Antonio L. Ávila-Marín
et al. (2013)] .................................................................................................................. 106
Figura 3.45: Almacenamiento directo en dos tanques de sales [SOLAR TWO] .......... 108
Figura3.46: Almacenamiento indirecto en un tanque termoclino ................................. 108
Figura 3.47: Almacenamiento indirecto en 2 tanques de sales [Tipo Andasol I]. ......... 109
Figura 3.48: Almacenamiento indirecto en dos tanques de sales. ................................. 109
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Figura 3.49: Almacenamiento en hormigón (medio sólido), también conocido como
“concrete storage”.......................................................................................................... 110
Figura 3.50: Almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase en
cascada (Cascaded Latent Heat Storage, CLHS)........................................................... 110
Figura 3.51: Almacenamiento termoquímico mediante amoníaco ................................ 111
Figura 3.52: Esquema de una planta solar de concentración con configuración “Double
Thermal Storage” (DTS) [Rovira et al., 2011] .............................................................. 112
Figura 3.53: Esquema de una planta solar de concentración con configuración
“Subdivided Solar Field” (SSF) [Rovira et al., 2011] ................................................... 113
Figura 3.54: Diagrama T-Q de los generadores de vapor [Rovira et al., 2011] ............ 113
Figura 3.55: Desglose por sistemas del coste de inversión en una central de colectores
cilindro parabólicos [Krishnamurthyet al. 2012] ........................................................... 125
Figura 3.56: Coste específico de varios sistemas de almacenamiento [Hermann et al.,
2002]. ............................................................................................................................. 126
Figura 3.57: Coste específico de materiales de almacenamiento en función del rango de
temperaturas. [Khare et al., 2013] ................................................................................. 126
Figura 3.58: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de dos
tanques con sales [Kuravi et al., 2013] .......................................................................... 127
Figura 3.59: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento en hormigón
[L. Doerte et al., 2012]. ................................................................................................. 127
Figura 3.60: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de un tanque
termoclino con sales y cuarcita como material de relleno. Fuente: Pacheco et al., 2001
....................................................................................................................................... 128
Figura 3.61: Efectos de la capacidad de almacenamiento (H) sobre el factor de
capacidad (CF) y la electricidad solar generada (SE), con múltiplo solar SM=2,5.
[Izquierdo S. et al. (2010)] ............................................................................................ 129
Figura 3.62: Efectos del múltiplo solar (SM) y la capacidad de almacenamiento en el
coste unitario de la energía generada [Izquierdo S. et al. (2010)] ................................. 130
Figura 3.63: CF vs electricidad solar generada (SE) por plantas de CCP y RC como
función del SM y la capacidad de almacenamiento (H). [Izquierdo S. et al. (2010)] ... 131
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Figura 3.64: (a) LEC relativa para planta de 390MWth con TES y tecnología de sales
fundidas (b) LEC relativa para planta de 390MWth con TES y tecnología de generación
directa de vapor. ............................................................................................................ 131
Figura 3.65: Cimientos de los tanques de almacenamiento de Solar Two (Kuravi et al.
(2013)) ........................................................................................................................... 133
Figura 3.66: Tanques de almacenamiento de Solar Two: a la izquierda se observa el
tanque frío y a la derecha el tanque de sales calientes. .................................................. 134
Figura 3.67: Mejoras de la transferencia de calor entre el trazado de calentamiento y
tuberías. 1: PT100. 2: Traceado de calentamiento eléctrico. 3: Malla metálica. 4:
Láminas de acero inoxidable. 5: Pieza circular de aluminio situada al final del
aislamiento térmico. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ...................................... 138
Figura 3.68: Disposición inapropiada del traceado eléctrico de calentamiento con
respecto a la tubería en una abrazadera. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ........ 138
Figura 3.69: Intercambiador de calor con cierto grado de inclinación y canales de
drenaje en la base de los deflectores. Con color gris se representan el volumen ocupado
por las sales fundidas y de color blanco las burbujas de N2 producidas por la inclinación
[M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)].. ...................................................................... 140
Figura 3.70: Tubos de intercambio presentados por Yang et al. (2010). ...................... 142
Figura 3.71: Sistema de bombeo de Solar Two. Pacheco et al. (2001) ......................... 143
Figura 3.72: Bomba de impulsión de sales de Solar Two. Pacheco et al. (2001) ......... 144
Figura 3.73: Montaje de la bomba centrífuga de vástago alargado en los ensayos
realizados por SNL. Barth et al., 2001 .......................................................................... 144
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TABLA DE TABLAS
Tabla 1.1: Escenarios planteados por Oró et al. (2012) para el ACV de un sistema de
TES .................................................................................................................................. 17
Tabla 2.1: Tabla comparativa entre las principales características de las distintas
tecnologías de concentración termosolar [Kuravi et al. (2013)] ............................... 39-40
Tabla 3.1: Medios líquidos de almacenamiento sensible ................................................ 47
Tabla 3.2: Medios sólidos de almacenamiento sensible. [Herrmann et al., 2002] ......... 48
Tabla 3.3: Materiales ensayados en el proyecto Wespe ................................................. 51
Tabla 3.4: Medios de almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase.
[Herrmann et al., 2002].................................................................................................... 52
Tabla 3.5: Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura activas con
sistema de almacenamiento térmico ......................................................................... 84-87
Tabla 3.6: Algunas de las plantas termosolares sin sistemas de almacenamiento térmico
................................................................................................................................... 88-89
Tabla 3.7: Algunas de las plantas termosolares sin sistemas de almacenamiento térmico
................................................................................................................................. 98-102
Tabla 3.8: Tabla resumen plantas CSP & sistemas TES ...................................... 102-103
Tabla 3.9: Comparativa entre centrales de 50 MW instaladas en España, sin y con
almacenamiento ............................................................................................................ 104
Tabla 3.10: Tabla resumen tendencia de los sistemas TES en centrales CCP ............. 105
Tabla 3.11: Tabla resumen de la evolución futura de los sistemas TES en centrales RC .
....................................................................................................................................... 107
Tabla 3.12: Software y modelos para el diseño de plantas solares de concentración.
............................................................................................................................... 115-116
Tabla 3.13: Materiales que han sido evaluados para su uso como medios de
almacenamiento en los sistemas de almacenamiento térmico en términos de ciclo de
vida y la estabilidad .............................................................................................. 117-122
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Tabla 3.14: Materiales empleados para la construcción de depósitos de sales [Kuravi et
al., 2013] ........................................................................................................................ 124
Tabla 3.15: Coste de un sistema de almacenamiento térmico de dos tanques indirectos
con aceite como HTF. [Herrmann et al., 2004] ............................................................. 128
Tabla 3.16: Características de los tanques instalados en la planta experimental de PSA.
[M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ........................................................................ 135
Tabla 3.17: Parámetros de diseño de los intercambiadores de la planta experimental en
la PSA [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ............................................................ 142
Tabla 3.18: Válvulas necesarias para sistemas de almacenamiento con sales fundidas en
plantas solares de concentración. Fuente: www.tyco.com ............................................ 145
Tabla 3.19: Comparativa entre materiales aislantes. Fuente: Moore R. et al. (2010). .. 147
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GLOSARIO
ACV: Análisis del Ciclo de Vida
ANU: Universidad Nacional Australiana
ARPA-E: Agencia de Proyectos de Investigación Avanzados de Energía
BOP: Bloque de Potencia
CCP: Plantas de Colector Cilíndrico Parabólico
CF: Factor de Capacidad de la planta
CIEMAT: Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas
CEG: Grafito Natural Expandido Poroso Comprimido
CSP: Energía Solar de Concentración
DISS: Planta experimental dentro de las instalaciones de PSA
DISTOR: Proyecto “Energy Storage for Direct Steam Solar Power Plants”
DLR: Centro Aeroespacial Alemán
DOE: Departamento de Energía de los Estados Unidos
DSG: Generación Directa de Vapor
DTS: Sistema “Double Thermal Storage”
HEAT: Programa desarrollado por el DOE para la mejora de los sistemas de almacenamiento,
“High Energy Advanced Storage”
HTF: Fluido de Transferencia
LCE/LEC/LCOE: Levelized Electric Cost
MS: Sales Fundidas
NETL: Laboratorio Nacional de Tecnología Energética de los Estados Unidos
NG: Gas Natural
O&M: Costes de Operación y mantenimiento
PCM: Material de Cambio de Fase
PSA: Plataforma Solar de Almería
RHTS: Reflux Heat transfer Storage
SE: Electricidad Solar Anual Generada
SG: Generador de Vapor
SM: Múltiplo Solar
SNL: Sandia National Laboratories
SSF: Sistema “Subdivided Solar Field”
TES: Almacenamiento Térmico
ZSW: Centro de Energía Solar e Investigación del Hidrógeno
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1.- INTRODUCCIÓN
1.1 Estado del arte
En este apartado se proporciona al lector una síntesis de la bibliografía de interés para el
conocimiento de los sistemas TES. Posteriormente, a través de un estudio cienciométrico, se
desarrollará un análisis de la repercusión de la necesidad del desarrollo de estos sistemas en el
entorno investigador a nivel mundial.
1.1.1. Síntesis de la bibliografía
Gil et al (2010); proporcionan una visión general y detallada del estado de madurez de las
distintas tecnologías en el año 2010 en relación al almacenamiento térmico para aplicaciones
solares de concentración, ofreciendo una clasificación y análisis de cada una de estas. El
principal interés de este trabajo es la posibilidad de encontrar la información más relevante con
respecto a todos los materiales recogidos en la literatura anterior al escrito así como una amplia
bibliografía para el estudio de estos. Aspectos fundamentales como el criterio diseño a seguir
para sistemas de almacenamiento, modelado de estos sistemas o aspectos relacionados con los
materiales de almacenamiento y su comportamiento e implicaciones en el sistema son tratados
de manera esquemática mediante una clasificación de las distintas tecnologías en función del
medio de almacenamiento. Los autores proponen una clasificación de las tecnologías en función
del medio de almacenamiento (almacenamiento sensible: en medio líquido y sólido, mediante
materiales de cambio de fase y almacenamiento termoquímico) y del modo en el que el fluido
carga y descarga el sistema (subdividido en sistemas activos: la transmisión de calor es
mediante convección forzada, y pasivos: el HTF pasa a través del medio de almacenamiento
solo para cargar y descargar térmicamente el material sólido). Actualmente, a escala comercial,
sólo se ha empleado el almacenamiento sensible en medio líquido. El uso de sales fundidas es el
más extendido dentro de este grupo, destacando la llamada Sal Solar (60% NaNO3 and 40%
KNO3) y la sal ternaria HitecXL (48% Ca(NO3)2, 7% NaNO3, and 45% KNO3). Para soslayar
los problemas relacionados con el alto punto de fusión de estas sales se están estudiando nuevas
mezclas de sales. Dentro de las plantas solares reales, el concepto de almacenamiento activo es
el más extendido. En este grupo se incluye el almacenamiento directo: configuración de dos
tanques utilizando sales fundidas como medio de almacenamiento y HTF; y el almacenamiento
indirecto: englobando, tanto la configuración de dos tanques utilizando sales fundidas como
medio de almacenamiento y otro fluido distinto como HTF, como el almacenamiento en un
tanque (conocido como sistema termoclino). Los sistemas pasivos como el almacenamiento
sensible en medio sólido o los sistemas de cambio de fase aún se encuentran en un período de
maduración a escala experimental, siendo numerosas las investigaciones y proyectos en
desarrollo en este campo.
Medrano et al. (2010): Un gran número de experiencias en relación al almacenamiento térmico
han tenido lugar en las últimas décadas en plantas solares de potencia, muchas de ellas como
iniciativas en el ámbito investigador. En este artículo se recogen experiencias reales con
sistemas de almacenamiento activo y pasivo, proporcionando información detallada de las
ventajas y desventajas de cada una de las tecnologías. Se proporciona además un resumen de las
distintas tecnologías y materiales en relación al almacenamiento térmico utilizados en cada una
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
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de las plantas existentes en el mundo que incluyen este tipo de instalaciones. Mediante este
documento es posible observar la tendencia internacional y la evolución a escala comercial en
cuanto a la instalación de sistemas de almacenamiento térmico se refiere desde los ochenta hasta
el momento de la publicación (2010).
Durante la década de los ochenta, los fluidos de almacenamiento más utilizados eran los aceites
minerales y las sales fundidas (mezcla de nitratos potásico y sódico). Las plantas de potencia de
esta misma fecha basadas en colectores de canal parabólico utilizaban sistemas activos directos
con aceites minerales utilizados como HTF y medio de almacenamiento. Las primeras
experiencias de centrales de receptor central datan de la década de los años ochenta teniendo
lugar en Francia y California, utilizando sistemas de almacenamiento activo directo mediante
dos tanques de sales fundidas.
Según puede observarse en este estudio, gran parte de las plantas construidas recientemente han
sido emplazadas en España, utilizando la mayoría de ellas vapor como fluido de transferencia.
La mayor ventaja de la generación directa de vapor es la simplicidad en cuanto a la
configuración de la planta, permitiendo a la planta operar a mayores temperaturas en
comparación a las instalaciones con HTF como HTF. La tendencia en materia de
almacenamiento térmico en centrales de colector cilindro-parabólico presenta una clara
inclinación por sistemas de almacenamiento activo indirecto, utilizando sales fundidas como
medio de almacenamiento y tanto vapor como aceites minerales como fluidos de transferencia.
En una planta experimental a pequeña escala se investiga un sistema de almacenamiento pasivo,
utilizando aceite mineral como HTF y cerámicas u hormigón como medio de almacenamiento.
En relación a las plantas de potencia de receptor central más recientes, un total de dos plantas de
potencia de nueva construcción en España se han decantado por el almacenamiento en sistemas
pasivos con un solo tanque utilizando vapor como HTF y por una combinación de vapor y
cerámica como medio de almacenamiento, y en un tercer caso también en España se ha aplicado
el almacenamiento activo directo con sales fundidas.
Kuravi et al. (2013); presentan en este artículo un análisis de la metodología y demás factores a
considerar en el diseño de un sistema del almacenamiento térmico dividido en niveles
jerárquicos para plantas solares de concentración. El aspecto novedoso de este trabajo está en
que los autores focalizan el diseño del sistema de almacenamiento desde un punto de vista de
integración en la planta de potencia. Este documento analiza el diseño de sistemas de
almacenamiento de energía térmica que se presentan en la diversa literatura, junto con los
análisis de eficiencia térmica y la exergía de algunos de los sistemas de almacenamiento de
energía térmica integrados en una central eléctrica. Aspectos económicos de estos sistemas y las
publicaciones relevantes de la literatura también son resumidos en esta obra.
La jerarquización hecha para el estudio se compone de tres niveles: nivel de planta, nivel de
componente y nivel del sistema.
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16
Figura 1.1: Consideraciones en el diseño en cada uno de los niveles propuestos por Kuravi et al. (2013)
Las consideraciones a nivel de planta se centran en los requisitos de la planta de CSP en general,
la estrategia de diseño para satisfacer las exigencias de la instalación y la integración del sistema
de TES en la planta de energía, así como su aptitud para ser compatible con las otras unidades /
sistemas de la planta de energía. Con respecto al nivel de componente, se hace referencia al
nivel de diseño en relación a la selección de los componentes básicos que se utilizan para formar
el sistema de almacenamiento de energía térmica, incluyendo material de almacenamiento, tipo
de contacto y transferencia de calor entre el material de almacenamiento y el HTF, además de
cualquier mejora en la transferencia de calor que pueda ser llevada a cabo. Finalmente, el diseño
del sistema de almacenamiento térmico se centra en la integración de los componentes, tales
como tanques de almacenamiento, bombas e intercambiadores de calor, y los controles para las
operaciones de carga y descarga, la reducción de las pérdidas a nivel de sistema, la mejora de la
eficiencia, y los costes del sistema.
Adinberg (2011); El principal objetivo de este estudio es evaluar y analizar el comportamiento
del sistema de almacenamiento para una planta solar de concentración para centrales de
potencia base minimizando la necesidad de la utilización de combustibles fósiles. Para ello se ha
desarrollado un modelo matemático-estadístico para ciclos híbridos solares y fósiles, basado en
ecuaciones de balance de energía y datos históricos de radiación directa normal. Como se
deduce de los resultados computacionales para plantas de potencia termo-solares de carga base,
es necesario disponer de un sistema de almacenamiento equivalente a miles horas de operación
para poder prescindir absolutamente del consumo de combustibles fósiles (fracción solar igual a
1) durante un ciclo anual de operación. Para las tecnologías de almacenamiento actuales, las
plantas de potencia cilindro-parabólicas a gran escala que disponen de una capacidad de
almacenamiento equivalente a 10-14 horas de operación a plena carga, el valor de la fracción
solar fue de 0.4-0.5 respectivamente, bajo las condiciones de operación implementadas. No
obstante, en este artículo se presentan las características de operación de centrales con un factor
solar desde 0.2 (equivalente a una planta si sistema de almacenamiento) hasta 1(dependencia
únicamente del sol
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17
Hasnain (1998); En este trabajo se analiza la evolución de las tecnologías disponibles de
almacenamiento de energía térmica (TES) de baja y alta temperatura hasta el año de publicación
analizando sus pros y contras para diversas aplicaciones industriales (calentamiento de agua,
climatización residencial, etc.). El estudio se centra en el análisis del almacenamiento sensible
en medio líquido (agua, agua salada, sales inorgánicas, aceites minerales) y en el
almacenamiento latente con materiales de cambio de fase. Con respecto al almacenamiento
sensible de alta temperatura en medio sólido, se hace mención al interés del uso de residuos
metálicos provenientes de procesos industriales como medio sólido de almacenamiento sensible.
Uno de los aspectos más relevantes de este estudio es el llamamiento realizado a la comunidad
investigadora del momento para el estudio del almacenamiento de calor latente en PCM, y más
en concreto para la obtención de resultados experimentales de las propiedades termo-físicas de
estos, debido al potencial que presentaba esta tecnología, el cual se veía entorpecido por la
discrepancia entre los datos presentes en la literatura y los análisis experimentales recogidos
para el artículo.
Oró et al. (2012); En esta obra los autores comparan el impacto ambiental de tres sistemas de
almacenamiento de energía térmica diferentes para plantas de potencia solar de concentración.
El Análisis de Ciclo de Vida (ACV) desarrollado se basa en el método de evaluación de impacto
Eco-Indicador 99 (EI99), extraído de la base de datos EcoInvent 2009, aplicándose este a las
tecnologías de: almacenamiento calor sensible, tanto en medio sólido (hormigón de alta
temperatura) como en medio líquido (sales fundidas), y almacenamiento de calor latente que
utiliza material de cambio de fase (PCM). El objetivo de este trabajo es analizar si los ahorros
energéticos relacionados con la energía almacenada de los diferentes sistemas son suficientes
para equilibrar el impacto ambiental producido durante las fases de fabricación y de
funcionamiento de cada sistema de almacenamiento. Para ello se han estudiado tres escenarios
hipotéticos mediante la metodología del ACV y así señalar las diferencias entre los distintos
sistemas de TES. En primer lugar se ha llevado a cabo el estudio en condiciones normales del
sistema de almacenamiento, con el rango de temperaturas de almacenamiento típicas de cada
sistema. En segundo lugar se ha estudiado el caso en el que la diferencia de temperatura en el
medio de almacenamiento sea igual en los tres sistemas con un valor de 50ºC. Y por último, el
tercer caso compilado sería análogo al segundo pero con una diferencia 250ºC.
Tabla 1.1: Escenarios planteados por Oró et al. (2012) para el ACV de un sistema de TES
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18
De entre los resultados obtenidos, es de reseñar el hecho de que el sistema basado en el
almacenamiento en medio sólido, debido a su sencillez, muestra el menor impacto ambiental
por kWh almacenado de los tres sistemas estudiados. Además, el almacenamiento térmico en
sales fundidas muestra el mayor impacto por kWh almacenado, ya que necesita más material y
equipos más complejos para el funcionamiento del sistema.
Rahul et al. (2012); en esta obra se desarrolla un análisis comparativo de las opciones actuales
más comunes de almacenamiento térmico fijando el tamaño de estos sistemas para una central
solar de 50MW de potencia y con una capacidad de almacenamiento de 6 horas. La
comparativa se realiza entre los siguientes sistemas: almacenamiento en dos tanques de sales,
almacenamiento en tanque termoclino, almacenamiento en medios sólidos como hormigón de
alta temperatura y cerámicas moldeables, y el almacenamiento de calor latente en materiales de
cambio de fase. El análisis de costes y energético de los anteriores sistemas se ha realizado a
propósito de evaluar los requerimientos energéticos y económicos para cada sistema (Figura
1.2).
De este análisis puede concluirse que el almacenamiento termoclino es la opción más atractiva
para el almacenamiento térmico a bajo coste y buenas características (Figura 1.3). Con respecto
Figura 1.2: Procedimiento del análisis propuesto por Rahul et al. (2012)
al almacenamiento latente mediante PCM se remarca su aptitud debido a que el almacenamiento
tiene lugar a temperatura constante. Sin embargo se destacan dos aspectos negativos en relación
a los PCM: (a) hasta el momento no hay materiales de cambio de fase de alta temperatura
comercialmente disponibles (b) los sistemas basados en los PCM necesitan de una gran cantidad
de energía indirecta para su funcionamiento.
Wagner et al. (2012): En este trabajo se describe el desarrollo de un modelo económico
ingenieril que compara directamente el comportamiento, el coste y los beneficios de una planta
CSP con una potencia 110 MW de colectores cilindro-parabólicos CSP planta que opera con un
sistema de almacenamiento térmico, con un sistema auxiliar de gas natural y sin él. Este modelo
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Figura 1.3: Coste monetario frente a requerimiento energético para la generación de energía térmica con
distintos sistemas TES – Rahul et al. (2012)
se ha desarrollado para capacidades del sistema de apoyo de gas natural desde 0 hasta 12 horas,
teniendo en cuenta los actuales subsidios del gobierno estadounidense. Los resultados del
modelo revelaron que el almacenamiento térmico permitió aumentar el factor de capacidad
anual desde alrededor de un 30 % sin ningún sistema auxiliar de apoyo hasta un máximo de un
55 % con 12 h de almacenamiento térmico y seleccionando el área solar para proporcionar un
coste normalizado mínimo de la energía ( LCOE ). El uso de un sistema de almacenamiento sin
calentador de gas natural aumenta notablemente el coste de capital de la planta, pero permite
disminuir los costes anuales de operación y mantenimiento. Con estos resultados, los autores
afirman que la integración conjunta de un sistema de almacenamiento térmico y de un sistema
de apoyo auxiliar de gas natural aumenta siempre el LCOE, aumentando este parámetro en
proporción al aumento de la capacidad del sistema de apoyo. Para capacidades del sistema de
apoyo pequeñas (1-4 h ), las plantas con TES tuvieron valores LCOE ligeramente inferiores a
las plantas con respaldo de gas natural. En cambio, para mayores capacidades del sistema de
apoyo ( 5-12 h ), las plantas con uso exclusivo de almacenamiento tuvieron valores LCOE
ligeramente más altos que las plantas con respaldo NG. Los costes obtenidos con el modelo
revelaban que los actuales incentivos federales no son suficientes para hacer competitiva la
energía solar de concentración en un mercado con un precio fluctuante de la electricidad. Los
actuales incentivos estadounidenses junto con un precio fijo de la electricidad de 200$/MWh
pueden hacer más rentables las plantas con mayor capacidad del sistema de apoyo que las
plantas sin sistema de apoyo o con poca capacidad de este. Sin ningún tipo de incentivo, sería
necesario un precio del mercado de emisiones de 100-160 $/tonsCO2eq para poder hacer
competitivas las plantas termosolares frente a las nuevas plantas de potencia de carbón
instaladas en Estados Unidos.
Esta obra concluye con un llamamiento al gobierno estadounidense por la necesidad de un
cambio en la política energética actual mediante el incremento de incentivos para alentar a las
nuevas plantas CSP a utilizar sistemas de almacenamiento de energía térmica, y así poder hacer
real la consecución de los objetivos propuestos para el 2020 en dicho estado, de aumentar la
generación eléctrica de plantas base de potencia que hagan uso de recursos renovables.
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Laing et al. (2012); este artículo ofrece un resumen de los actuales progresos llevados a cabo
por el Centro Aeroespacial Alemán (DLR) para cubrir el espectro de tecnologías factibles de
almacenamiento térmico, desde el almacenamiento sensible hasta el termoquímico, pasando por
el almacenamiento latente. Se proponen diferentes conceptos de almacenamiento en función del
fluido de transferencia (aceite sintético, agua/vapor, sales fundidas, aire) y del rango de
temperatura requerido. El propósito primordial de esta entidad es el desarrollo de sistemas de
almacenamiento económicos, eficientes y seguros. La investigación se centra en la
caracterización de los materiales de almacenamiento, la mejora de la transferencia interna de
calor, el diseño de novedosos conceptos de almacenamiento y en el modelado de sistemas y
componentes de almacenamiento. La demostración de la tecnología tiene lugar a escala de
laboratorio para las pruebas experimentales, con potencias desde 5kW hasta 1MW.
Algunos de los logros alcanzados en los tres últimos años previos a la publicación son:
Un diseño de hormigón de alta temperatura, modular, ampliable y seguro para ser utilizado
por encima de 400ºC.
Almacenamiento regenerativo para procesos de enfriamiento con aire para sistemas de
almacenamiento adiabático de aire comprimido para plantas de potencia solares de receptor
solar basadas en receptores refrigerados por aire.
Un nuevo concepto de almacenamiento, combinando las experiencias del almacenamiento
en hormigón y del almacenamiento regenerativo, con intercambiadores de calor externos
aplicables a varios fluidos de transferencia (el concepto de almacenamiento “CellFlux”), se
está desarrollando dentro del programa de E.ON International Research Initiave.
Intercambiador de lecho dinámico para el almacenamiento de partículas utilizando
materiales en partículas similares a la arena.
Almacenamiento de sales fundidas. Caracterización de nuevas mezclas de sales inorgánicas
con bajo punto de fusión. Un bucle de prueba de sal fundida se encuentra en la etapa de
planificación, permitiendo la realización de pruebas para los nuevos conceptos de
almacenamiento de sales fundidas y de los componentes necesarios, tales como bombas y
válvulas
Almacenamiento de calor latente: La demostración de la mayor instalación de
almacenamiento latente del mundo (700 kWh, 305ºC) en un bucle de vapor de 1 MW en la
planta de potencia Litoral en Carboneras perteneciente a Endesa, con un total de 2949 horas
de operación y 95 ciclos de carga y descarga.
Almacenamiento termoquímico con reacciones reversibles sólido-gas. Demostración del
almacenamiento termoquímico con altas densidades de almacenamiento a pequeña escala
(1-5 kW).
Rovira et al. (2011); estudian dos sistemas para plantas de potencia solares de concentración
ideados para mejorar el funcionamiento de la planta. Con cada uno de ellos se pretende reducir
unas pérdidas en concreto. Estos dos sistemas de almacenamiento consisten en: (a) un sistema
doble de almacenamiento (DTS) con diferentes funcionalidades para cada depósito (b) la
subdivisión del campo de colectores solares (SSF) en sectores específicos, de manera que cada
sector sea diseñado para cumplir un requerimiento concreto, normalmente mediante un
intercambiador de calor. Esta subdivisión reduce las pérdidas en el campo solar mediante un
descenso de la temperatura del fluido de transferencia (HTF). El almacenamiento doble, en
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cambio, ha sido ideado para mantener la planta en condiciones nominales durante un mayor
número de horas al día, incluyendo las horas posteriores al ocaso. Uno de los sistemas de
depósitos recibe un fluido que es calentado hasta temperaturas por encima de la nominal. Para
que sea posible el funcionamiento del sistema, el campo solar ha de sobrecalentar el HTF en las
horas pico. El segundo par de depósitos cumplen las funciones de un sistema de
almacenamiento clásico. La combinación de ambos sistemas de almacenamiento permite
mantener la planta en condiciones nominales durante mayores períodos de tiempo en
comparación al sistema convencional de almacenamiento indirecto en dos tanques (sistemas
tipo Andasol I).
Bradshaw et al. (2008); este artículo recoge los progresos, hasta la fecha de la publicación, en
la formulación de las sales fundidas multicomponente consistentes en nitratos alcalinos
comunes y sales de nitrato alcalino-térreos. Estas investigaciones surgen de la necesidad tanto
de la minimización de costes en el fluido de almacenamiento como de la optimización de los
procesos de transferencia de calor para plantas de potencia de colector cilindro-parabólico a
gran escala (>100 MW). Los resultados experimentales revelaron que algunas mezclas de sales
inorgánicas mostraban puntos de inicio de congelación por debajo de los 100ºC. Con respecto al
comportamiento de las sales de nitrato como materiales de cambio de fase, se evalúan
propiedades como la estabilidad térmica y viscosidad de estas. Una de las nuevas mezclas de
sales inorgánicas evaluadas presentaba estabilidad química en presencia de aire hasta una
temperatura de 500ºC en pruebas de laboratorio y un equilibrio químico similar a la Sal Solar.
También se hace mención a los experimentos desarrollados para confirmar que el
comportamiento frente a la corrosión de las aleaciones comercialmente disponibles en presencia
de estas sales es satisfactorio para el uso a largo plazo.
Kearney et al. (2004); Hasta la fecha de la publicación del artículo, todas las plantas de colector
cilindro-parabólico a gran escala operativas en los Estados Unidos utilizaban en el campo solar
aceites sintéticos, basados en una mezcla eutéctica de oxido de bifenilo/difenilo. Por ello, en
este artículo se recoge un análisis realizado para investigar la viabilidad de utilizar sales
fundidas como fluido de transferencia y de almacenamiento en el campo solar, cuya finalidad es
la mejora del comportamiento del sistema y reducir el coste normalizado de la electricidad. El
alcance de esta investigación incluye el examen de los asuntos críticos más conocidos con el uso
de sales, proponiendo soluciones o posibles medidas a tomar frente a la existencia de problemas
potenciales. Los autores concluyen que los fluidos más recomendables son la llamada Sal Solar
y la sal comercialmente conocida como Hitec XL. En el artículo además se estudian aspectos
que afectan al coste de operación y mantenimiento en instalaciones con sales fundidas,
profundizando en asuntos en relación con la protección frente a la congelación, métodos de
precalentamiento del fluido, el mantenimiento del bucle de colectores y la selección de los
materiales adecuados para el trazado de tuberías y demás componentes.
Brosseau et al. (2004); Este artículo recoge las pruebas realizadas en los Laboratorios
Nacionales de Sandia con materiales de bajo coste como relleno de sistemas termoclinos con
sales fundidas, actuando estas como fluido de transferencia directa. Las pruebas de estabilidad
térmica realizadas en las instalaciones experimentales mostraban la especial aptitud de las rocas
de cuarcita y de arena de sílice como potenciales materiales de relleno. Se planearon e
implementaron numerosas series de experimentos de ciclos térmicos e isotérmicos en aras de
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demostrar la durabilidad de estos materiales de relleno inmersos en sales fundidas dentro de un
amplio rango de temperaturas durante períodos de tiempo prolongados. Los resultados
demostraron que ambos materiales de relleno anteriormente mencionados soportaban
perfectamente una atmósfera de sales fundidas, sin evidenciar ningún deterioro del
comportamiento u operación del sistema de almacenamiento termoclino.
Reilly et al. (2001); Esta obra se basa en los resultados recopilados en las experiencias en
relación a “Solar Two Project”, para contribuir en el desarrollo y madurez de la tecnología solar
de concentración basa en un receptor central. En este artículo se recoge la evolución del proceso
de ampliación de Solar One a Solar Two, un análisis del desarrollo del proyecto (qué es lo que
se esperaba, qué sucedió en realidad, qué se aprendió y cuáles fueron los logros finalmente
conseguidos), un análisis de las aportaciones y mejoras para experiencias futuras en esta misma
tecnología, y finalmente los autores proporcionan una evaluación del comportamiento y costes
de la primera central de torre comercial (PS10). El trabajo ha sido incluido dentro de la
bibliografía porque, además de su relevancia, nos ofrece una revisión interesante de los posibles
problemas en relación al uso de sales fundidas: problemas en el transporte de sales hasta la
central (absorción de humedad y compactación en bloques de las sales), reacciones inesperadas
(aparición de atmósfera gaseosa de dióxido de nitrógeno por un contenido de 0.05%wt de
magnesio en forma de nitrato magnésico) y fallos en el traceado de los cables de calentamiento
de la red de tuberías de sales fundidas.
Cárdenas et al. (2013); Los autores desarrollan una revisión de los materiales de cambio de fase
disponibles actualmente, principalmente compuestos de sales inorgánicas y aleaciones
metálicas, que pueden ser potencialmente interesantes para su integración en sistemas de
almacenamiento térmico de alta temperatura (por encima de 300ºC) brindando al lector una
extensa base de datos de propiedades termofísicas para facilitar la tarea de selección del material
pertinente para aplicaciones a altas temperaturas. Con motivo del entorpecimiento que supone la
baja conductividad de los PCM estudiados para el pleno desarrollo tecnológico del
almacenamiento latente, los autores hacen un análisis de todas las técnicas existentes en la
literatura para mejorar la transmisión de calor en estos sistemas. Además, se recopilan algunas
consideraciones a tener en cuenta a la hora de diseñar un sistema de almacenamiento térmico de
alta temperatura con PCM.
Los autores alientan a la investigación de las aleaciones metálicas como PCM en aplicaciones
en las que el peso del sistema no sea un parámetro limitante, puesto que su potencial ha sido
subestimado a pesar de la aptitud de sus propiedades: alta conductividad térmica, bajamente
corrosivos y baja dilatación en el cambio de fase. Además, denuncian la falta de un
procedimiento estándar internacional de caracterización de las propiedades termofísicas de los
PCM, con el que se evite la actual divergencia en los métodos y procedimientos para este fin.
Liu et al. (2012); en este artículo, tras realizar una revisión de la presente situación del
almacenamiento térmico, se hace un análisis del estado actual de las tecnologías de
almacenamiento latente, recogiendo los métodos actualmente en desarrollo para sortear los
problemas de transmisión de calor. El aspecto más relevante de esta obra para el presente
proyecto se encuentra en el análisis brindado al lector de los distintos métodos de mejora de los
sistemas con materiales de cambio de fase, el cual es de estimable utilidad para contrastar
aspectos como el coste de los distintos sistemas o las limitaciones de estos.
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Tamme et al. (2003); Los autores recogen el desarrollo y análisis de un sistema de
almacenamiento térmico sensible en medio sólido probado en un bucle de prueba en la
Plataforma Solar de Almería. Parte de este trabajo se ha realizado dentro del proyecto
PARASOL / WESPE. Las unidades de almacenamiento se componen de una matriz sólida de
hormigón atravesada por tubos paralelos por los que circula el aceite (Figura 1.4).
Figura 1.4: Modelo físico de la unidad de almacenamiento del módulo estudiado por Tamme et al. (2013)
En este trabajo se analizan aspectos del diseño para una mayor homogeneidad térmica dentro de
la unidad, la optimización de los procesos de carga y descarga de la unidad para incrementar la
capacidad del almacenamiento del sistema, centrándose no solo en las repercusiones de estos
aspectos dentro del sistema de almacenamiento, sino en el funcionamiento global de la planta.
Emerson et al. (2013); Se describe un programa de investigación en el entorno del
almacenamiento en hormigón y el desarrollo de nuevos materiales para reducir su coste de
producción y mejorar la operación de los sistemas termoclinos. En este trabajo se listan un total
de 26 nuevas mezclas de hormigón ideadas para trabajar a temperaturas de hasta 600ºC (Figura
1.5), revelando las propiedades obtenidas en los ensayos de cada mezcla, incluyendo el coste
total de producción de cada material. De entre los ensayos, puede destacarse la inmersión de los
materiales estudiados en un baño de sales fundidas para analizar el comportamiento de estos en
contacto directo con sales fundidas.
Laing et al. (2006) y Tamme et al. (2003); En estas publicaciones es posible encontrar
información variada del proyecto WESPE (Figura 1.6), acerca del desarrollo de unidades de
prueba para el almacenamiento de calor en medios sólido. El proyecto ‘‘Midterm Storage
Concepts– Further Development of Solid Media Storage Systems’’ (PARASOL / WESPE), fue
financiado por el gobierno alemán, con un periodo de actividad desde diciembre de 2001 hasta
diciembre de 2003. Los objetivos de este proyecto fueron el desarrollo de un material de
almacenamiento sensible que fuese eficiente y barato, la optimización del intercambiador de
calor de banco de tubos y la demostración de esta tecnología con una unidad de prueba de 350
kWh.
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Figura 1.5: Cubos de hormigón antes (izquierda) y después (derecha) de ser sumergidos en un baños de sales
fundidas a 585ºC durante 500 horas.
Figura 1.6: Módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto WESPE.
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cemento de fosfato de potasio y calcio (KMgPO4· 6H2O), y cemento aluminoso. En la obra se
recogen también las características mecánicas y térmicas de estos compuestos, que
posteriormente son comparadas con las de otros materiales utilizados para el almacenamiento
térmico disponibles en la literatura y con algunos listados en la base de datos “Cambridge
Educational Software” (CES). Finalmente, los autores demuestran el potencial de estos
materiales para su integración en sistemas de almacenamiento térmico sensible en medio sólido.
Lovegrove et al. (2004); En la Universidad Nacional Australiana, el Grupo Solar Térmico
realizó un experimento con un sistema de almacenamiento termoquímico de amoníaco en bucle
cerrado. El sistema utilizaba un receptor de 20 tubos reactores rellenados con un catalizador de
material metálico, que captaba la radiación incidente de un disco solar concentrador de 15kWsol
y 20 m2
(Figura 1.7). En este artículo se recogen los resultados de esta experiencia,
concluyendo que es viable obtener unas condiciones operativas fiables y controladas en sistemas
de este tipo teniendo en cuenta períodos transitorios de nubes y demás dificultades técnicas.
Figura 1.7: Receptor reactor de amoníaco de 15 kWsol en plena operación en el disco concentrador de 20 m2 en la
ANU
Paralelamente a esta operación, los investigadores determinaron que el potencial para la
generación eléctrica mediante la síntesis del amoníaco en reactores puede alcanzarse con una
apropiada elección de las temperaturas medias de operación en reactores estándar. Los autores
además mencionan la posibilidad de utilizar los sistemas basados en la síntesis del amoníaco en
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concentradores de canal parabólico. Los resultados preliminares de este tipo de sistemas
apuntan a una eficiencia de almacenamiento entorno al 53%.
Experiencias similares a esta son recogidas por este influyente autor en numerosas obras en
colaboración con A. Luzzi, H. Kreetz.
Neises et al. (2012); los autores hacen inventario de las experiencias dentro del almacenamiento
termoquímico mediante reacciones de oxidación y reducción, recogiendo posteriormente las
experiencias reducción y oxidación del óxido de cobalto en un horno rotativo desarrollada en el
horno solar de la DLR. El material REDOX fue reducido a temperaturas en torno a los 900ºC y
oxidado en el mismo horno rotativo, dentro de una atmósfera de aire. Se evaluó el sistema bajo
30 ciclos térmicos sin evidencia alguna de degradación del material. Los resultaros confirmaron
la viabilidad de utilizar la reducción solar de óxidos metálicos para el almacenamiento térmico.
Figura 1.8: Horno rotativo de reducción/oxidación del óxido de cobalto en las instalaciones de la DLR
Foster (2004); presenta una investigación teórica de los sistemas SnOx/Sn para el
almacenamiento térmico. El autor caracteriza termodinámicamente un sistema SnO2/SnO/Sn
en ausencia de CH4 y C y en presencia de estos, en función de la temperatura. Para la completa
reducción del SnOx sin la presencia de ninguna sustancia reductora requiere de temperaturas por
encima de los 2000 K a 1 bar. Mientras que en presencia de CH4 y C esta disociación puede
tener lugar a temperaturas por debajo de los 1250 K. Los resultados de las distintas reacciones
indican que la reacción óptima es , teniendo lugar a 980K,
que es seguida de la reacción . Se propone, además, un dispositivo
combinación de un reactor solar, un sistema recuperador de calor y un reactor para producción
de H2. Los cálculos de las dimensiones, volumen y flujo másico de este reactor también quedan
recogidos en esta obra.
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1.1.2. Estudio cienciométrico
Para el estudio de una temática en concreto es positivo realizar un análisis cienciométrico
mediante el cual sea posible contextualizar dicha temática en un entorno científico a nivel
mundial. La cienciometría se encarga de analizar la producción científica y obtener información
cuantitativa de esta con el fin de medirla. Esta ciencia suele tomar forma mediante la medida de
las publicaciones científicas (bibliometría).
El nivel de producción científica de una materia, además, es un reflejo directo de las
posibilidades de mejora que esta presenta. Por ello con la inclusión del siguiente análisis
cienciométrico del almacenamiento térmico en centrales termosolares se pretende esclarecer la
latente necesidad de maduración y conocimiento que se requiere aún de esta tecnología.
Análisis de las energías renovables a nivel mundial
Con esta primera parte del análisis se pretende clasificar por países el esfuerzo científico
empleado en el ámbito de las energías renovables a nivel mundial.
Como fuente de información de este apartado se hará uso del portal del grupo de investigación
SCImago, en el cual queda recogida toda la información de la base de datos Scopus. Scopus es
la base de datos en lo referente a publicaciones científicas más grande del mundo.
Los datos obtenidos pertenecen al cúmulo de publicaciones de la mencionada base de datos
desde el año 1996 hasta el año 2012.
A pesar de no estudiar directamente la influencia del ámbito termosolar en el mundo científico
en este apartado, puede observarse la implicación internacional por desligar el ámbito
energético del consumo de combustibles fósiles.
La Figura 1.9 muestra el nivel de publicaciones registradas en la base de datos Scopus bajo la
temática “Renewable Energy, Sustainability and the Environment”.
La supremacía de Estados Unidos y China en el ámbito de la investigación en materia sostenible
se hace fácilmente visible con sólo observar el hecho de que el nivel de publicaciones
procedentes de estos países se desmarca con holgura del resto. Así lo constata, además, el
programa HEAT (High Energy Advanced Storage) propuesto por el DOE(US Department Of
Energy) para la financiación de proyectos para la mejora de los sistemas de almacenamiento
térmico con un presupuesto empleado de más de 14 millones de euros hasta día de hoy.
En un segundo panorama, se han de destacar los esfuerzos investigadores realizados en India en
materia de energías renovables y sostenibilidad. Dado el presuroso crecimiento de la demanda
eléctrica en India, se evidenció la necesidad de un desarrollo sostenible del sector energético
basado en el enlace de las fuentes renovables con las no renovables. El 30 de Junio de 2008, el
gobierno Indio informó de un cambio en la dirección política a través del Plan de Actuación
Nacional contra el Cambio Climático, el cual propone una inversión sustancial en materia de
investigación para incrementar el uso de la energía solar (Ummadisingu et al. (2011)).
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Figura 1.9: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y Medio Ambiente – Número
de publicaciones por País
Los niveles de investigación europeos ocupan un puesto privilegiado en el anterior ranking,
destacando las aportaciones de Reino Unido, Alemania, España e Italia al panorama científico
en el mundo de las energías renovables.
Es interesante resaltar la posible conexión entre el esfuerzo investigador de los países que
lideran el ranking anterior y la situación geográfica de estos. Países líderes de este ranking como
EEUU, China, India, España, Italia, Australia, Grecia, Irán y Malasia ocupan una posición
idónea para el desarrollo de tecnologías de aprovechamiento de la energía solar debido a su
situación dentro de los márgenes geográficos que definen el cinturón solar (Figura 1.10).
Bajo el mismo formato de búsqueda, puede realizarse una clasificación por citas recibidas por
documento, en el que puede verse el nivel medio de impacto científico de las publicaciones por
país (Figura 1.11).
Bajo esta clasificación es visible la importancia de las publicaciones procedentes de países
europeos para el desarrollo de nuevos trabajos de investigación a nivel mundial. Países como
Dinamarca o Suecia, que no destacan por un nivel de publicaciones extraordinario, si lo hacen
por el impacto científico de los trabajos desarrollados en sus centros de investigación.
Con respecto a los líderes en volumen de trabajos investigación como EEUU, China, India y
Canadá tienen una importancia estimable para el resto del entorno científico del resto del
mundo.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
Esta
do
s U
nid
os
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an
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Bra
sil
Mal
asia
Nº Publicaciones
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Figura 1.10: Cinturón Solar
Figura 1.11: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y Medio Ambiente -
Número de citas promedio por documento
Focalizando el estudio a nivel europeo, cuya aportación es de gran valor para la comunidad
científica mundial, se adjunta la siguiente gráfica en la que se muestra tanto el nivel porcentual
de publicaciones por países en función del nivel máximo de publicaciones de entre los países
europeos (Reino Unido) como el nivel porcentual del volumen de citas por documento en
0
5
10
15
20
25
Din
amar
ca
Sue
cia
Suiz
a
Turq
uía
Ho
lan
da
Ho
ng
Ko
ng
Ale
man
ia
Gre
cia
Bé
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a
Mal
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Esp
aña
Can
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an
Ch
ina
Re
ino
Un
ido
Ind
ia
Au
stra
lia
Po
rtu
gal
Ko
rea
de
l Su
r
Estados…
Nº citas promedio
por documento
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
30
función del número máximo de citas por publicación de entre los países europeos (Dinamarca)
(Figura 1.12).
Figura 1.12: Ranking Internacional Europeo en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y Medio Ambiente.
Análisis del almacenamiento térmico dentro de la tecnología termosolar
En este apartado del análisis, se pretende aclarar el papel que juega la investigación del
almacenamiento térmico en un contexto global desde el punto de vista de la producción de
potencia. Para ello, se hará uso de la base de datos Sciencedirect.
En la Figura 1.13 podemos observar la evolución temporal en los últimos 18 años del esfuerzo
invertido en investigación relativa a sistemas termosolares (campo denotado por THS) dentro de
la investigación concerniente a la producción de potencia (campo denotado por GLOB).
Las publicaciones en relación con la producción de potencia siguen una tendencia ascendente, y
cada vez más, con una pendiente más pronunciada.
El peso de la investigación en el campo de la producción de potencia termosolar en el panorama
global se ha mantenido constante desde el primer año de estudio hasta el 2009, con un valor en
torno al 15% del total. Sin embargo, durante el último trienio el número de publicaciones
entorno a la energía termosolar ha crecido notablemente, llegando en 2013 hasta unos valores
que suponen un 19% del total de publicaciones con respecto a la producción de potencia por
medio de las diferentes tecnologías existentes.
Estos resultados son concluyentes en cuanto al peso que ha tenido y tendrá la energía termosolar
en un contexto energético global.
0 20 40 60 80 100
Reino Unido
Alemania
España
Italia
Francia
Suecia
Holanda
Grecia
Dinamarca
Suiza
Volumen de Publicaciones
Volumen de repercusiónmedia por documento
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
31
Figura 1.13: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas de producción de potencia (color
rojo) y a plantas solares de concentración (color azul)
Para ubicar la importancia que tiene el almacenamiento térmico se contextualizará dentro del
ámbito termosolar. De esta manera, el número de publicaciones en relación a la totalidad del
sector termosolar vendrá definido por la etiqueta THS, mientras que para el almacenamiento
térmico se utilizará la etiqueta TES (Figura 1.14).
Es de notar el importante crecimiento del número de aportaciones al mundo científico con
respecto a la termosolar. Pero aún más destacable es el crecimiento anual del estudio del
almacenamiento térmico, llegando a constituir en la actualidad un 38% del total de
publicaciones en relación al ámbito termosolar.
Análisis de las diferentes tecnologías de almacenamiento actuales
En este apartado se analiza el número de publicaciones con respecto a distintas tecnologías de
almacenamiento actualmente disponibles. Para tal fin, se hará uso de la siguiente nomenclatura:
MS: Molten Salt (Sales fundidas)
CONC: Concrete (Hormigón)
PCM: Phase Change Materials (Materiales de cambio de fase)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
2013201120092007200520032001199919971995
THS
GLOB
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
32
TCHM: Thermochemical Storage (Almacenamiento termo-químico)
Figura 1.14: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas solares de concentración (color azul) y
a sistemas de almacenamiento térmico en plantas solares de concentración (color rojo)
La Figura 1.15 muestra el interés que suscita cada una de las tecnologías existentes.
Las líneas de investigación abiertas en lo referente a materiales de cambio de fase superan
ventajosamente a las relacionadas con el resto de tecnologías de almacenamiento térmico. Como
buena prueba de ello puede observarse la tendencia de este tipo de tecnología de
almacenamiento con respecto al resto.
Para un análisis comparativo del resto de tecnologías, podemos observar la siguiente ampliación
del gráfico anterior.
Como puede observarse en la Figura 1.16, después del almacenamiento latente, el
almacenamiento sensible en medio sólido suscita una mayor inquietud en el mundo científico en
comparación al almacenamiento termoquímico y en sales fundidas. Es de reseñar el cambio de
tendencia en el número de publicaciones con respecto al almacenamiento en hormigón desde
2003 en adelante. Este año supone una ruptura de la tendencia constante en el número de
publicaciones, pasando a incrementar año tras año. Incremento que en primer lugar sigue una
pendiente lineal y, posteriormente a partir del año 2010, este incremento tiene lugar de una
manera exponencial. Esto podría confluir con la percepción de los expertos tanto del potencial
de este material para el TES, como de las carencias que acucian al pleno desarrollo de esta
tecnología (necesidad de reducción de costes de material y mejoras en los procesos de
transferencia) a partir de las experiencias desarrolladas por el DLR (proyecto WESPE).
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
20
13
20
12
20
11
20
10
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09
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
THS
TES
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
33
Figura 1.15: Tendencia del número de publicaciones en diferentes tecnologías de almacenamiento
Figura 1.16: Ampliación figura 1.15
Con respecto a la tendencia del aumento de las publicaciones de almacenamiento sensible
podemos ver un comportamiento lineal constante desde el año base (1995). Sin embargo, al
igual que el resto de publicaciones en almacenamiento térmico, ha aumentado notablemente la
pendiente de esta recta. Aunque las sales fundidas es el medio más conocido en experiencias
reales, aún se evidencia la necesidad de mejoras es aspectos como el bajo punto de fusión de
estas. Además, durante la última década se está considerando el uso de sales como materiales de
0
2000
4000
6000
8000
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14000
1990 1995 2000 2005 2010 2015
MS
CONC
PCM
TCHM
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1990 1995 2000 2005 2010 2015
MS
CONC
TCHM
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
34
cambio de fase (PCM), lo cual también contribuye activamente a este incremento del número de
publicaciones referentes a las sales fundidas.
Las publicaciones referentes al almacenamiento termoquímico, a pesar de que esta tecnología
presenta el mayor potencial de almacenamiento, sigue una línea de evolución muy similar a la
que presentan las sales fundidas. No obstante, y continuando con la comparativa anterior, puede
observarse una mayor irregularidad en el número de publicaciones bajo esta temática. Esto
puede tener su razón de ser en el hecho de que desde los inicios ha existido una gran
contradicción acerca de aspectos varios entre la distinta literatura recogida de esta tipología de
almacenamiento (propiedades termodinámicas del medio de almacenamiento, etc), frenando la
madurez de esta tecnología, pudiendo derivar en una mayor discontinuidad en el número de
publicaciones y proyectos emprendidos en este campo.
1.2 Antecedentes
La naturaleza intermitente de las fuentes de energías renovables las coloca en clara desventaja
frente a los combustibles fósiles. Los combustibles fósiles son en esencia almacenables,
pudiéndose ajustar oferta y demanda energética con la combustión de estos. Por consiguiente, es
preciso conseguir métodos de almacenamiento energético eficientes y económicos para poder
aspirar a un futuro modelo energético basado principalmente en recursos renovables.
El almacenamiento térmico (TES), es en la actualidad una de las tecnologías de almacenamiento
energético más eficientes, con muchas aplicaciones potenciales. Un claro ejemplo del valor
estimable del almacenamiento térmico podemos encontrarlo en los sistemas solares de
concentración (CSP). Los sistemas CSP concentran la radiación solar mediante espejos o lentes,
transfiriendo esta energía térmica a un fluido de transferencia (HTF) y posteriormente, del HTF
a un bloque de potencia o a otra aplicación. Sin almacenamiento térmico, la producción de
potencia se ve interrumpida con la más mínima perturbación en el campo solar (nubes
transitorias p.ej.). Por esta razón, los sistemas de almacenamiento térmico dentro de la
tecnología solar de concentración están cobrando un papel protagonista en lo que a esfuerzos
investigadores se refiere.
El presente trabajo surge de la necesidad de condensar y recopilar la información más relevante
en materia de almacenamiento térmico para aplicaciones solares de concentración de alta
temperatura presentes hasta el momento en la literatura. La intención primera de este documento
es ofrecer una base de datos variada de las distintas tecnologías disponibles, su estado actual,
criterios de diseño a tener en cuenta, recopilación de experiencias reales con sistemas de
almacenamiento y contextualizar los esfuerzos, económicos e investigadores, invertidos para la
maduración de los sistemas TES. Esto, en definitiva, nos brinda una idea del “estado del arte”
del almacenamiento térmico a escala mundial.
1.3 Organización y contenido
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
35
Este Proyecto Fin de Carrera se ha desarrollado en el período 2013/2014 bajo la dirección del
catedrático José Julio Guerra Macho dentro del Grupo de Termotécnia perteneciente al
Departamento de Energética de la Escuela Superior de Ingenieros de Sevilla.
Habiendo comprendido el creciente interés en el sector investigador por el desarrollo y mejora
de los sistemas de almacenamiento térmico en aplicaciones solares de concentración de alta
temperatura, y por tanto de la importancia de estos sistemas para el desarrollo del sector
termosolar, este escrito surge del interés por el conocimiento del estado real de esta tecnología
tanto en materia investigativa como en el sector comercial.
Tras este capítulo introductorio, en el Capítulo 2 se argumentará la utilidad de la integración de
sistemas de almacenamiento en centrales solares tras un análisis de las características
individuales de ambos sistemas. Posteriormente se examinarán las repercusiones directas en el
ciclo de potencia y algunos aspectos básicos relacionados con la disposición de sistemas de
almacenamiento en centrales solares de concentración.
El capítulo 3 tiene como objetivo principal ilustrar el estado actual de desarrollo de todos los
sistemas de almacenamiento ideados y/o aplicados en el sector termosolar, tanto a nivel
comercial como investigativo. El principal propósito de esto es poder contrastar el grado de
divergencia/convergencia de la trayectoria de ambos ámbitos (investigación frente a realidad
comercial), abriendo la posibilidad a una reflexión posterior sobre las posibilidades de mejora
del sector termosolar mediante la evolución de los sistemas TES.
Dicho capítulo dará comienzo con los distintos criterios presentes en la literatura para la
clasificación de los sistemas de almacenamiento, con una descripción de los sistemas que
componen las distintas subdivisiones. Brindando así al lector la posibilidad de entender de una
manera ordenada las características básicas de cada uno de los sistemas de almacenamiento.
Como complemento a ello, en notas posteriores se hace inventario de los proyectos de
investigación y las áreas de estudio abiertas para la mejora de la eficiencia y reducción del coste
del almacenamiento térmico.
Para ilustrar la realidad comercial del almacenamiento térmico se listarán todas las plantas y
prototipos solares de concentración construidos/en construcción que hacen uso de dispositivos
TES. También se recopilará información de los proyectos sin sistema TES, para contrastar con
otros proyectos en los que si se ha dispuesto de un sistema TES. Lo cual nos permitiría
comprender definitivamente cuál es la tendencia seguida a nivel mundial en cuanto a la
inclusión de sistemas de almacenamiento térmico en centrales termosolares.
Este capítulo se cerrará con un apartado en el que se hace acopio de algunas consideraciones
necesarias a la hora de diseñar o disponer de un sistema de almacenamiento térmico.
Este escrito en definitiva es una guía orientativa a nivel cualitativo en materia de
almacenamiento térmico para la comprensión del estado actual de esta.
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36
2.- ALMACENAMIENTO TÉRMICO Y PLANTAS
SOLARES DE CONCENTRACIÓN
2.1. Introducción.
Para entender la relación entre los sistemas de almacenamiento térmico y las centrales de
concentración solar térmica, se hará una revisión de algunos aspectos básicos de ambos sistemas
de manera individual. Posteriormente, se pretende justificar el interés de la inclusión de un
sistema de almacenamiento en la producción de potencia solar de concentración entendiendo
ambos sistemas como un todo.
Finalmente, para comprender la evolución de las plantas solares de concentración con sistemas
de almacenamiento integrados se hará un breve repaso del panorama político que ha afectado al
sector termosolar hasta el momento (año 2013).
2.2. Almacenamiento de energía.
El almacenamiento de energía consiste en reservar parte de la energía producida, en cualquiera
de sus formas, para su posterior uso en el tiempo en alguna operación de interés. Los sistemas
que llevan a cabo este proceso suelen denominarse acumuladores. Todos los tipos de energía
potencial, cinética, eléctrica o térmica pueden ser almacenados con un método, sistema o
tecnología apropiados y específicos. Lo que significa que cualquier tipo de energía tiene su
propio tipo de acumulador.
Este trabajo se centra en el almacenamiento térmico, así como en la tecnología y sistemas
necesarios para llevar a cabo dicho proceso.
2.2.1 Almacenamiento térmico
Los sistemas de almacenamiento térmico tienen el potencial de incrementar el uso efectivo de la
energía térmica y de facilitar el control de la producción térmica a gran escala. Suelen ser
especialmente útiles para la corrección de la discordancia entre demanda y producción de
energía. Principalmente hay tres tipos de almacenamiento: el almacenamiento sensible, el
almacenamiento latente y el almacenamiento termoquímico.
El almacenamiento sensible en un material tiene una fuerte dependencia con la capacidad
calorífica de este, ρ·cp, ya que determina la densidad de energía y con la difusividad térmica, κ/
ρ·cp , lo que determina el ratio a la que esta energía puede ser introducida y extraída.
La cantidad de energía introducida viene dada por la siguiente fórmula:
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37
Donde, Q es la energía almacenada, m es la masa del medio de almacenamiento, Cp es el calor
específico del material y ∆T es el cambio de temperatura durante el proceso. Las instalaciones
más recientes de sistemas de almacenamiento dentro del panorama comercial son de
almacenamiento sensible, generalmente bajo la tipología de almacenamiento indirecto en dos
tanques de sales fundidas. El principal beneficio de este tipo de almacenamiento es que tanto la
carga como la descarga ocurren bajo un régimen de convección forzada; por tanto la
transferencia de calor no es un factor limitante para el sistema.
El almacenamiento latente se realiza mediante materiales que cambian de fase dentro de un
rango operativo de temperaturas cuyos límites tanto superiores como inferiores vienen
determinados por el campo solar. El fenómeno de cambio de fase pueden ser transiciones del
tipo sólido-sólido, líquido-vapor y sólido-líquido, aunque esta última es la más extensamente
utilizada en este campo puesto que los sistemas de este tipo presentan bajos índices de
expansión volumétrica en comparación a la transición líquido-vapor y un alto calor latente
frente a la transición sólido-sólido. La cantidad de energía almacenada viene dada por la
siguiente fórmula:
( )
Donde y
son los calores específicos medios en las fases sólidas y líquidas
respectivamente, h es la entalpía de cambio de fase, es la temperatura de fusión, es la
temperatura del sólido y es la temperatura del líquido.
El almacenamiento de calor latente es un proceso casi isotermo lo que puede suponer una
mejora sustancial de la cantidad de energía almacenada en comparación a un sistema de
almacenamiento de calor sensible en el mismo rango de temperaturas. El almacenamiento
isotermo es un proceso totalmente deseable puesto que las temperaturas de entrada y salida del
campo solar solo están limitadas por el fluido de transferencia, el propio campo solar y el ciclo
de Rankine.
El almacenamiento químico es el menos investigado y desarrollado hasta el momento, sin
embargo, es el que presenta un mayor potencial debido al calor liberado cuando se produce la
reacción.
Este tipo de sistemas dependen principalmente del calor procedente del campo solar para
desarrollar reacciones químicas reversibles, por lo que el medio de almacenamiento ha de tener
la habilidad de disociarse completamente en el rango de temperaturas del campo solar. Las
reacciones que se dan en el período de carga son endotérmicas mientras que en los períodos de
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
38
descarga se obtienen reacciones exotérmicas. La cantidad de energía almacenada depende
principalmente del calor liberado en la reacción y el grado de conversión, dado por:
Donde es la fracción reaccionada y es el calor de reacción por unidad de masa, siendo
la unidad de masa del medio de almacenamiento.
El almacenamiento termoquímico presenta notables ventajas frente a los demás tipos de
almacenamiento debido a que los productos químicos tras la reacción de disociación presentan
un potencial estimable ya que pueden ser almacenados indefinidamente a temperatura ambiente
reduciendo considerablemente las pérdidas térmicas. Además, los procesos exotérmicos ocurren
a temperatura constante si el calor es extraído a una razón que evite el calentamiento
espontáneo. Pero desafortunadamente, el almacenamiento termoquímico presenta una serie de
impedimentos técnicos como son las limitaciones en la transferencia de calor, la inestabilidad
cíclica, problemas de reversibilidad en las reacciones y el elevado coste. Asimismo, durante el
almacenamiento termoquímico puede haber pérdidas ligadas al almacenamiento de gases que
pueden estar restringidos por reacciones cinéticas.
2.3. Plantas solares de concentración térmica.
Las plantas solares térmicas producen electricidad de la misma manera que otras plantas de
potencia convencionales, pero utilizando la radiación solar como energía de entrada. Esta
energía puede transformarse en vapor a alta temperatura para alimentar a una turbina u otro
motor. Hay principalmente cuatro tipo de tecnologías de concentración solar: colector cilindro-
parabólico, receptor central de torre, disco parabólico con motor Stirling, y colector lineal de
Fresnel. Todos estos sistemas pueden integrar un sistema de almacenamiento, aunque para los
discos parabólicos con motor Stirling se requieren diseños con tipologías que se desmarcan de
las utilizadas en los otros tres sistemas. En la Figura 2.1 se muestran los componentes
principales de una planta termosolar: el campo solar, el sistema de almacenamiento y el bloque
de potencia.
En la tabla 2.1 se proporciona una lista comparativa entre las principales características de las
distintas tecnologías de concentración solar.
2.4. Almacenamiento térmico y plantas Solares de Concentración.
Aunque el almacenamiento térmico se ha utilizado en una amplia variedad de aplicaciones,
todos los sistemas son diseñados para operar cíclicamente (normalmente durante el día,
ocasionalmente durante una jornada completa). Los sistemas de almacenamiento térmico
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39
reducen la discordancia entre el suministro de energía solar y la demanda eléctrica.
Dependiendo de la incidencia solar a lo largo del día y el año, así como de la demanda de
Figura 2.1: Interacción entre componentes principales en una planta de potencia [Kuravi et al. (2013)]
Tabla 2.1: Tabla comparativa entre las principales características de las distintas tecnologías de concentración
termosolar [Kuravi et al. (2013)].
Canal parabólico Torre Solar Lineal de Fresnel Disco parabólico
con motor Stirling
Madurez Comercialmente
probado
Plantas piloto y
proyectos bajo
construcción
Plantas piloto Proyectos
demostrativos
Proveedores Abengoa Solar,
Sener Group,
Acciona,
Siemens, NextEra,
ACS, SAMCA,
etc.
Abengoa Solar,
BrightSource Energy,
eSolar, SolarReserve,
Torresol, SunBorne
Energy
Novatec Solar,
Areva
Riesgos* Bajo Medio Medio Medio
Temperatura máxima
de la planta (ºC)
290-560 250-650 250-390 550-750
Eficiencia máxima de
la planta (%)
14-20 23-35 ~18 ~30
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40
Canal parabólico Torre Solar Lineal de Fresnel Disco parabólico
con motor Stirling
Eficiencia de
conversion eléctrica
media anual (net) (%)
11-16 7-20 13 12-25
Factor de capacidad
anual
25-28 (no TES) 55 (10h TES) 22-24 25-28
Concentración del
colector
70-80 soles >1000 soles >60 soles >1300 soles
Receptor/absorbedor
Absorbedor unido
al colector, movido
con este, diseño
complejo
Cavidad/superficie
fija, externa al
receptor
Absorbedor fijo,
sin ‘evacuación’,
reflector
secundario
Absorbedor unido
al colector,
movimiento de
ambos proporcional
Sistema de
almacenamiento
2 Tanques
indirectos de sales
fundidas a 380ºC
(∆T=100ºC)
2 Tanques directos
de sales fundidas a
550ºC (∆T=300ºC)
2 Tanques directos
de sales fundidas a
550ºC((∆T=300ºC)
Almacenamiento a
corto plazo con
vapor presurizado
(<10min)
Almacenamiento
químico bajo
investigación
Estabilidad eléctrica Media/Alta Alta (grandes
unidades TES)
Medio
(incorporación de
caldera auxiliar)
Bajo
Ciclo termodinámico Rankine con vapor
sobrecalentado
Rankine con vapor
sobrecalentado
Rankine con vapor
saturado
Stirling
Condiciones del vapor De 380 a 540 ºC
100 bares
540 ºC
De 100 a 160
260 ºC y 50 bares n.d.
Ratio Agua/Potencia 3 con wet cooling
0.3 con dry cooling
2-3 con wet cooling
0.25 con dry cooling
3 con wet cooling
0.2 con dry cooling
0.05-1 (para
limpieza del cristal)
Pertinencia para
refrigeración de aire
Baja-Buena Buena Baja La mejor opción
Almacenamiento con
sales fundidas
Comercialmente
disponible
Comercialmente
disponible
Posible pero no
probado
Posible pero no
probado
electricidad, un sistema de almacenamiento puede integrarse para mejorar alguno de los
siguientes aspectos:
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41
Amortiguamientos transitorios: Los cielos nublados u otro tipo de inclemencias climáticas
inducen en la turbina/generador un transitorio, reduciendo la eficiencia de la turbina debido
a pérdidas de puesta en marcha por parada del bloque de potencia. Aunque los HTF tienen
cierta inercia térmica para ayudar a sobrevenir periodos nubosos de corta duración, las
experiencias con instalaciones a gran escala han mostrado que esto no es suficiente para
prevenir un bloqueo en la turbina. La inclusión de un pequeño sistema de almacenamiento
puede ayudar a mitigar este tipo de fluctuaciones en el campo solar indeseadas.
Cambios en la demanda de potencia: Usualmente, la demanda pico de potencia no coincide
con las horas de máxima incidencia solar. Un sistema de almacenamiento térmico puede
mejorar el suministro de potencia de la planta, almacenando parte de la energía térmica
durante las picos de incidencia térmica, descargándola posteriormente durante los picos de
demanda de potencia, lo cual permitiría la venta de energía eléctrica a mayor precio en
función de los periodos tarifarios.
Aumento del factor de capacidad anual: El factor de capacidad anual es un parámetro de
operación que compara la electricidad neta suministrada frente a la energía que podría
producirse en un régimen continuo de operación a plena carga durante el mismo período de
tiempo. Puesto que hay fracciones del día en la que no se dispone de energía solar
suficiente, una planta solar sin almacenamiento térmico presenta bajos valores de este
parámetro. En cambio, la inclusión de una instalación con capacidad de siete horas de
almacenamiento puede incrementar el factor de capacidad de un 25-28% hasta un 43%.
El almacenamiento térmico siempre ha estado asociado con las instalaciones solares debido a la
reducida disponibilidad de la energía solar, sin coincidir además, las horas de máxima radiación
solar con los períodos de mayor demanda energética. Diariamente, el pico de consumo
energético tiene lugar en horas posteriores a la puesta de sol, tal y como puede observarse en la
Figura 2.2. Los sistemas de almacenamiento pueden ayudar a solventar parcialmente este
problema, proveyendo al bloque de potencia de la energía almacenada durante el día en
períodos de nubes o nocturnos (Figura 2.3).
Figura 2.2: Demanda de potencia (línea roja) frente a la radiación solar (línea negra).
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42
Figura 2.3: Resultados de la energía entregada con y sin almacenamiento
Los sistemas de almacenamiento térmico presentan dos principales características de gran
importancia a tener presente en cuanto al funcionamiento del sistema:
- Eficiencia de carga y descarga (round-trip): es el ratio de la energía útil recuperada del sistema
de almacenamiento con respecto a la cantidad de calor inicialmente extraída de la fuente de
calor.
- El almacenamiento térmico está limitado por las leyes de la termodinámica (eficiencia real del
sistema menor a la ideal) y por las pérdidas térmicas en tanques, tuberías e intercambiadores de
calor, además de estar condicionado por el coste unitario de energía entregada (€/KWhth).
Para determinar la pertinencia de la inclusión de un sistema de almacenamiento térmico en una
central solar es necesario evaluar factores como la generación eléctrica de anual, los costes de
inversión necesarios, el coste de generación de la electricidad (LCOE) y el precio de mercado de
la electricidad (electric time-of-use value), y posteriormente llegar a un punto intermedio de
compromiso entre todos estos factores.
Uno de los requisitos básicos para la selección de un sistema de almacenamiento térmico viene
determinado por la temperatura del fluido de transferencia en el campo solar. Otros aspectos
importantes son, por ejemplo, el modo de operación deseado para el sistema de
almacenamiento, la tipología de la instalación global (CSP+TES), y el tamaño del campo solar.
Para evaluar el diseño de un sistema de almacenamiento llegando a una situación de
compromiso entre costes, rendimiento y otros parámetros económicos de una planta solar con
almacenamiento térmico en dos tanques de sales fundidas , Price y Kearney desarrollaron un
modelo informático que permitía simular el comportamiento anual de una planta solar de
cilindros parabólicos de 50MWe de potencia con 6 horas de almacenamiento térmico y sin
almacenamiento térmico. Las conclusiones obtenidas determinaron que:
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43
Teniendo en cuenta la eficiencia de los distintos componentes de la planta, el
almacenamiento térmico puede llegar a incrementar la eficiencia de conversión solar-
eléctrica hasta un 0.8% adicional (De 12.4 a 13.2%). Este incremento se debe
principalmente a dos razones: (a) durante las horas pico de producción de potencia se
reduce el desperdicio de calor excedente y (b) disminuyen las paradas en la turbina en los
momentos de menor incidencia solar. A pesar de ello, puede producirse un descenso en el
rendimiento del ciclo de vapor (37.5% frente a 37.9%) debido a la caída de temperatura en
el vapor mientras el sistema de almacenamiento se encuentra en uso.
El coste ‘levelizado’ anual de la electricidad disminuye hasta un 10% debido al incremento
del factor solar anual.
Debido a un aumento en la temperatura de retorno al campo solar del fluido de
transferencia, aumentan las pérdidas en el receptor.
Aparecen dos tipos de pérdidas nuevas en el sistema: (a) las pérdidas térmicas del sistema
de almacenamiento, y (b) las pérdidas asociadas a una carga completa del sistema de
almacenamiento siendo imposible seguir aceptando más energía térmica del campo solar
debido a que se ha alcanzado una saturación global del sistema (carga máxima admisible).
Se necesita un mayor campo solar
El aumento del coste de la instalación aumenta, pero también se produce más energía a un
coste menor
Se reducen las corrientes parasitarias procedentes del consumo de red debido a que aumenta
la producción anual y disminuye el porcentaje de desconexiones de la red.
La puesta en marcha de la turbina pasa a ser una fracción muy pequeña del consumo de
energía eléctrica total, puesto que funciona durante más horas sin necesidad de excesivas
paradas ni puestas en marchas.
En la actualidad, se están haciendo notables esfuerzos tanto por el desarrollo de nuevos sistemas
de almacenamiento que sean rentables y presenten una alta densidad energética de cara al
almacenamiento, como por la mejora de los ya existentes (aumento del rango de temperaturas
de operación del medio de almacenamiento, reducción de costes, mejora de la conductividad y
de los procesos de transferencia en general, etc). Sin embargo, es importante recalcar una serie
de aspectos que se han de tener en cuenta necesariamente a la hora de desarrollar sistemas de
almacenamiento para plantas de potencia:
Alta densidad de energía del material de almacenamiento
Eficiente transferencia de calor entre el material de almacenamiento y el fluido de
transferencia fruto de un correcto diseño del equipo de intercambio de calor.
Respuesta rápida frente a los cambios de carga del bloque de potencia en el modo de
descarga
Baja actividad química del material de almacenamiento y del fluido de transferencia con los
materiales del sistema.
Buena estabilidad química del material de almacenamiento / HTF y reversibilidad de la
temperatura tras un gran número de ciclos térmicos de carga / descarga en proporción a la
vida útil de la planta de potencia (30 años).
Alta eficiencia térmica y bajo consumo de energía eléctrica parásita por el sistema.
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44
Bajo impacto medioambiental en caso de derrame accidental de grandes cantidades de
productos químicos utilizados en el sistema de TES.
Bajo coste de material de almacenamiento, teniendo en cuenta los materiales adicionales
incorporados al sistema (p.ej. grafito).
Facilidad de operación y bajos costes O&M.
Viabilidad de la ampliación del diseño del sistema para proporcionar al menos 10 horas de
funcionamiento a plena carga para las plantas de energía solar a gran escala de 50 MW de
potencia.
2.5. Influencia del contexto político.
El reciente marco normativo y los mecanismos de apoyo en los países europeos han influido en
un alto grado en el diseño y operación de las plantas de potencia de concentración solar. En los
Estados Unidos, el sistema implantado de cuotas de generación y reducción de impuestos
tuvieron efectos diversos en las inversiones en sistemas de concentración solar. Debido a la
mayor demanda eléctrica durante las horas solares, los proyectos de plantas solares no solían
incluir sistemas de almacenamiento, por ejemplo Nevada One (Nevada) o Martin (Florida).
En el sur de Europa, algunos países con altos índices de radiación (España, Portugal, Italia) han
decidido apoyar la generación de potencia solar de concentración mediante tarifas retributivas.
Un objetivo importante de los organismos reguladores competentes era apoyar las plantas
solares con sistemas de almacenamiento para proporcionar un entorno estable de cara al
suministro energético con fuentes solares. En Portugal, las pequeñas plantas termosolares (<
10MW) pueden operar bajo tarifas fijas de retribución de 260-270 €/MWh, lo que se traduce en
un apoyo a las pequeñas plantas piloto. En Italia, las tarifas especiales están entre los 220 y los
280 €/MWh, reflejándose en el uso de gas natural como sistema auxiliar de apoyo a la
generación térmica (CSPtoday, 2011). En ambos casos, las tarifas especiales implantadas no
relacionan la producción energética con el precio de mercado de la electricidad sino que más
bien ofrecen una tarifa fija por cada KWh generado. Bajo estos modelos de apoyo, el
almacenamiento térmico se incluye únicamente como soporte para trabajar en condiciones
nominales de la turbina en situaciones puntuales.
En España, el marco regulatorio establecido por RD 661/2007 (derogado por RD 9/2013, de 12
de julio) tuvo el mayor impacto en la creación del mercado termosolar en Europa debido las
estables condiciones para el desarrollo de esta industria, reduciendo el riesgo de inversión en
tecnologías renovables. El organismo regulador ofrecía dos tarifas especiales diferentes para
plantas termosolares: una tarifa fija y otra con primas. Otros sectores de las energías renovables
podían acogerse a tarifas con primas parecidas, pero con distinta remuneración. En los años
posteriores a la entrada en vigor de este marco regulatorio, hubo un fuerte crecimiento de
proyectos acogidos a la tarifa con primas, por ejemplo el 96% de todos los proyectos eólicos y
todos los proyectos termosolares optaron por esta alternativa. La tarifa retributiva estándar,
similar a las existentes en Italia y Portugal, garantizaba una tasa fija de α=270 €/MWh durante
25 años por cada KWh generado. La segunda opción usa el precio de mercado español de la
electricidad más una prima de αp=254 €/MWh. La remuneración total tiene un límite máximo de
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45
. Tal como puede observarse en la Figura 2.4, los beneficios de la tarifa fija
son menores que la tarifa con primas si el precio de mercado es superior a 16 €/MWh.
Figura 2.4: Tarifas establecidas por el RD 661/2007 (derogadas por el RD 9/2013)
Con todo ello puede atisbarse la profunda importancia e influencia que tiene el contexto político
en el sector solar de concentración, requiriéndose en la actualidad de ayudas gubernamentales
para el desarrollo futuro de los sistemas de almacenamiento térmico para aplicaciones solares.
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46
3.- ANÁLISIS DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO
TÉRMICO
3.1. Introducción
En este capítulo se pretende ofrecer la información más relevante para el conocimiento de las
actuales posibilidades en materia de almacenamiento térmico, así como entender cuál es el
estado comercial y el grado de desarrollo técnico de los distintos sistemas de almacenamiento
térmico actuales. Se comenzará enunciando los criterios de clasificación más extensamente
utilizados en la literatura relacionada, enumerando y detallando algunos aspectos básicos de la
variedad de sistemas de almacenamiento asignables dentro de cada una de las subdivisiones
fruto del criterio seguido. Para terminar de entender cuáles han sido y son las limitaciones
principales de los diversos sistemas de almacenamiento se incluye un apartado en relación a los
esfuerzos investigadores de especial relevancia en la última década. El segundo propósito de
este apartado es cubrir un mayor radio de información con respecto a la variedad de sistemas de
almacenamiento existentes. La medida de la presencia de los sistemas de almacenamiento en
centrales solares de concentración actuales y de futura construcción ayuda a entender la
importancia relativa de estos sistemas dentro del conjunto. A su vez, esta información permitirá
realizar un análisis de la tendencia seguida en cuanto a tipologías de almacenamiento instaladas
a nivel comercial se refiere. Finalmente se enumeran aspectos específicos a tener en cuenta en el
diseño e instalación de sistemas de almacenamiento térmico. Es en este punto en el que la
información ofrecida se centra principalmente en las instalaciones que trabajan con sales
fundidas debido al papel protagonista de estos sistemas dentro del panorama global del
almacenamiento térmico.
3.2. Tipologías de almacenamiento
En este punto se clasificarán los sistemas de almacenamiento existentes según los dos criterios
principales: clasificación según el medio y según el concepto de almacenamiento.
3.2.1 Clasificación según el medio de almacenamiento
Almacenamiento de calor sensible
El almacenamiento sensible se realiza mediante el incremento de temperatura del medio de
almacenamiento. Por ello, es deseable que el medio de almacenamiento tenga una alta
capacidad calorífica, estabilidad a largo plazo bajo ciclos térmicos, compatibilidad con el
recipiente en el que está contenido, y lo que es más importante, un bajo coste. El
almacenamiento sensible puede clasificarse en función del medio de sistemas de
almacenamiento como almacenamiento en medio líquido y en medio sólido.
Almacenamiento en medio líquido.
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47
Este tipo de almacenamiento es el único probado y desarrollado a escala comercial. El 100% de
los sistemas de almacenamiento térmico existentes en el mundo utiliza esta tecnología.
En este tipo de sistemas el calor es almacenado en fluidos como agua, agua presurizada, aceites
térmicos (Santotherm55, Downtherm A, Therminol VP-1), sales inorgánicas (Sal Solar, Hitec
XL ). Estas últimas son las más ampliamente utilizadas a escala comercial.
Tabla 3.1: Medios líquidos de almacenamiento sensible.
- Dentro del grupo de los aceites minerales como fluido de almacenamiento podemos destacar la
experiencia del aceite Caloría en la planta SEGS I. Debido a su alta inflamabilidad la
temperatura máxima de uso se limitaba a 300ºC. El aceite Caloría supuso el 42% de la inversión
total de SEGS I, que utilizaba un sistema de almacenamiento directo con dos tanques.
- Numerosas son las experiencias con sales fundidas como medio de almacenamiento (Solar
Two, centrales tipo Andasol, etc). Actualmente además, se está estudiando su comportamiento
como HTF (Gemasolar). Bradshaw et al. (2008) explican que el uso de las sales de nitrato para
procesos de transferencia de calor o almacenamiento térmico se ve limitado por las reacciones
NO2- = O
-2 + 3/2 O2 + N2 y CO2 + O
-2 = CO3
-2, que tienen lugar a aproximadamente 500ºC.
Estas reacciones producen la aparición de compuestos insolubles que terminan obstruyendo
válvulas, tuberías y superficies de intercambio. Además, la aparición de iones óxidos solubles
agravan los efectos de corrosión a altas temperaturas.
Las sales fundidas suelen utilizarse en sistemas de torre central porque se encuentran en estado
líquido a presión atmosférica, proporcionan un medio eficiente y de bajo coste en el cual se
pueda almacenar energía térmica, sus temperaturas de operación son compatibles con los
requerimientos de las turbinas de alta temperatura y las de alta presión, y no son ni tóxicas ni
inflamables. Además, las sales fundidas han sido utilizadas en la industria metalúrgica y
química como fluidos de transferencia de calor, por lo que se encuentran en un grado de
madurez elevado. (Kuravi et al. (2013))
Los dos candidatos líderes dentro de las sales fundidas son la llamada sal solar y la
comercialmente conocida como HitecXL. La sal solar es una sal binaria compuesta por
60%NaNO3 y 40%KNO3, se funde a 221ºC y suele mantenerse en estado líquido a 288ºC en los
tanques aislados de baja temperatura. La sal HitecXL es una sal ternaria compuesta por un
48%Ca(NO3)2, 7% NaNO3 y 40%KNO3, cuyo comportamiento fue analizado en las plantas de
PSA y Themis. (Kuravi et al. (2013))
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48
Un laboratorio italiano de investigación, ENEA, ha probado la viabilidad técnica de la
utilización de sales fundidas en un campo solar de colectores parabólicos con mezclas de sales
que se solidifican a 220ºC. Los Laboratorios Nacionales Sandia están desarrollando mezclas de
sales cuyo punto de fusión esté por debajo de los 100ºC (con puntos de fusión por debajo de los
100ºC las sales sería completamente manejables)
- Las sales de carbonato son aplicables con numerosos conceptos distintos de almacenamiento
térmico, ya que pueden utilizarse para sistemas de almacenamiento de calor latente en sistemas
de receptor central, pero estas tienen alta viscosidad y facilidad para la descomposición.
- Boherema et al. (2012) realizan un estudio comparativo entre el Sodio líquido y la sal fundida
Hitec en un sistema de receptor central. De entre las desventajas de la utilización de Sodio
líquido está el hecho de que es un 200% más caro por kilo que el Hitec y además del sistema
debe estar completamente aislado del ambiente. Además, su baja capacidad calorífica incurre en
volúmenes elevados de los sistemas de almacenamiento, aunque este hecho podría reducirse si
se utiliza todo el potencial del sodio en cuanto a la posibilidad de trabajar a altas temperaturas.
Sin embargo, el uso de sodio líquido podría reducir el riesgo de puntos calientes y por tanto,
reducir el extrés térmico de las tuberías. El interés principal del uso de sodio líquido está en el
amplio rango de temperaturas en el que se mantiene en estado líquido, soslayando así los
problemas existentes con las sales fundidas.
Almacenamiento en medio sólido
Hermann et al. (2002) hacían inventario de algunos materiales estudiados para el
almacenamiento sensible en medio sólido.
Tabla 3.2: Medios sólidos de almacenamiento sensible. [Herrmann et al., 2002]
Entre los años 1988 y 1992, el DLR(Centro Aereoespacial Alemán, Alemania) realizó una serie
de estudios para el desarrollo del almacenamiento térmico sensible en medio sólido. Tras esta
fase de estudio, entre 1991 y 1994, se llevaron a cabo pruebas con dos módulos de hormigón en
las instalaciones de prueba pertenecientes al centro de Energía Solar e Investigación del
Hidrógeno (ZSW), un centro perteneciente a DLR (Centro Aereoespacial Alemán, Alemania)
situado en Stuttgart. Tras estos ensayos, entre los años 1995-1998, no fue posible encontrar una
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49
fuente de financiación. Ya en el año 2000 se reactivó la actividad investigadora del
almacenamiento sensible en hormigón, dando comienzo así al proyecto WESPE, iniciado por el
Gobierno Alemán en Noviembre de 2001 y con fecha de finalización en Diciembre de 2003.
Este proyecto fue desarrollado por el DLR en la plataforma solar de Almería.
En la PSA, y bajo la dirección del proyecto WESPE, tuvieron lugar unos ensayos de
almacenamiento sensible en medios sólidos. El propósito primordial del proyecto era obtener un
sistema de almacenamiento térmico para centrales termosolares de canal parabólico con unos
costes específicos inferiores a los 20 €/kWh y probar la viabilidad de esta tecnología mediante
una unidad de prueba de 350 kWh para una introducción de estos sistemas en el panorama
comercial en un período de 5 años tras la conclusión del programa.
Tal y como puede apreciarse en las Figuras 3.1 y 3.2, en un medio de almacenamiento térmico
sólido, el intercambiador de calor está empotrado en una matriz sólida.
Figura 3.1: Sistema de almacenamiento en hormigón, Proyecto Wespe
Una de las áreas de estudio cardinales en la investigación, fue la mejora en la eficiencia del
intercambio de calor por medio de la optimización del banco de tubos del intercambiador de
calor (dimensiones geométricas y disposición de los tubos, y pérdidas de presión) y aspectos
relativos al proceso de fabricación de los módulos y sus costes asociados.
La otra línea fundamental del proyecto fue el desarrollo paralelo de nuevos materiales que
conformasen la matriz sólida, con vistas a mejorar aspectos como la conductividad térmica, el
producto de la capacidad calorífica específica y la densidad (con vistas a la reducción del
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50
Figura 3.2: Módulos de prueba en hormigón, Proyecto Wespe
volumen del módulo), resistencia térmica cíclica a largo plazo, dilatación térmica junto con la
estabilidad mecánica y el coste de los materiales empleados. Esta línea del proyecto se centró en
el desarrollo de estos aspectos en los materiales cerámicos moldeables y en el hormigón de alta
temperatura (Figura 3.3).
Figura 3.3: Lazo experimental para la evaluación de nuevos medios sólidos en el Proyecto Wespe
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51
En la tabla 3.3 pueden observarse los materiales ensayados en el proyecto, así como algunas
propiedades de estos:
Tabla 3.3: Materiales ensayados en el proyecto Wespe
Las cerámicas moldeables están basadas en un aglutinante que incluye Al2O3. Este aglutinante
se produce químicamente y en condiciones ambiente, formando una matriz sólida y estable, que
contiene los agregados. Como agregado principal se ha de destacar el empleo de óxidos férricos
provenientes del desecho de la producción de flejes de acero. Se requieren, además, materiales
auxiliares para mejorar la manejabilidad de la mezcla, como por ejemplo para aumentar o
disminuir la viscosidad.
En el caso del hormigón de alta temperatura suele utilizarse cemento de altos hornos como
aglutinante, óxidos férricos y cenizas volátiles como agregados, y pequeñas cantidades de
materiales auxiliares.
Los resultados obtenidos en los módulos analizados mostraron una muy buena compatibilidad
entre los tubos y el medio sólido, tanto a temperatura ambiente como a temperaturas de hasta
350ºC, incluso después de 160 ciclos térmicos. Además, se concluyó que globalmente el uso de
hormigón de alta temperatura era el medio más adecuado de entre los analizados, debido a su
bajo coste, gran solidez y maleabilidad de la mezcla. Sin embargo, durante los ensayos
realizados se avistaron grietas en los módulos con este material. Por otro lado, las cerámicas
moldeables presentan una capacidad de almacenamiento y una conductividad térmica de un
20% y 35% mayores respectivamente, además aún puede reducirse notablemente el coste de
estas.
En el año 2004, se llevaron a cabo nuevos ensayos en la PSA. Esta vez las pruebas se realizaron
con un circuito de colectores de canal parabólico cuya potencia térmica máxima era de 480 kW
con aceite mineral como HTF. Las temperaturas de almacenamiento alcanzadas estaban en
torno a los 390 ºC, dentro de un rango entre 340-390 ºC. La capacidad de almacenamiento del
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52
módulo de cerámica moldeable era de 350 kWh, y el HTF era aceite mineral. Los resultados de
estos ensayos mostraron que tanto el hormigón de alta temperatura como la cerámica moldeable
son adecuados como medios sólidos de almacenamiento sensible.
Actualmente, DLR está ensayando unos módulos más optimizados de un nuevo hormigón de
alta temperatura en la Universidad de Stuttgart.
Almacenamiento de calor latente
Hermann et al. (2002) recogían algunos de los materiales estudiados para el almacenamiento de
calor latente media materiales de cambio de fase (PCMs).
Tabla 3.4: Medios de almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase. [Herrmann et al., 2002]
El almacenamiento térmico en forma de calor latente tiene su máxima representación en los
sistemas basados en la transición sólido-líquido. El almacenamiento de calor mediante
materiales de cambio de fase actualmente se presenta como una opción alternativa interesante a
los sistemas convencionales de almacenamiento sensible. Esto se debe a que las operaciones de
carga y descarga del sistema de almacenamiento tienen lugar a temperaturas casi constantes,
existiendo además una diferencia mínima de temperaturas entre ambos procesos. Por otro lado,
este tipo de almacenamiento presenta una gran densidad de energía en comparación al
almacenamiento sensible, por lo que es posible reducir notablemente la cantidad de material de
almacenamiento.
Sin embargo, a pesar de que el interés en este tipo de sistemas crece a un ritmo presuroso aún
quedan importantes obstáculos a salvar. La mayor parte de los PCM tienen una baja
conductividad térmica, lo cual conduce a bajos ratios de carga/descarga del sistema.
Las principales dificultades técnicas que frenan la aplicabilidad a escala comercial de los
sistemas con PCM son la baja conductividad térmica y los depósitos de sólidos en las
superficies de intercambio fruto de un cambio de fase incompleto en parte del material.
Para mejorar la conductividad térmica de los sistemas de almacenamiento con PCM pueden
tomarse medidas como mejorar el intercambio de calor utilizando la transferencia de masa (lo
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53
cual sólo es posible cuando el material de almacenamiento se encuentra en estado líquido), o
mejorar la conductividad térmica del medio de almacenamiento mediante la inclusión de
materiales de alta conductividad. El material más comúnmente utilizado para este fin es el
grafito. Los medios de almacenamiento producto de la combinación de materiales de cambio de
fase con grafito suele tener una conductividad térmica en torno a 5-10 W/m·K, mientras que los
materiales de cambio de fase comerciales presentan unos valores de la conductividad térmica
dentro del rango de 0.2-0.8 W/m·k.
En la actualidad no se ha desarrollado este tipo de almacenamiento en una planta a escala
comercial debido a las dificultades técnicas anteriormente mencionadas. No obstante, es
remarcable el creciente esfuerzo científico para alcanzar una base de conocimiento consolidada
de esta tecnología. Claro ejemplo de este esfuerzo es el proyecto DISTOR llevado a cabo
principalmente por entidades europeas, cuyo afán es la mejora de la conductividad del medio de
almacenamiento mediante la inclusión de grafito en sales fundidas, el cual será descrito con
mayor profundidad en notas posteriores.
Almacenamiento termoquímico
Estos sistemas se basan en el calor procedente del campo solar para desencadenar reacciones
químicas reversibles, por lo que el medio de almacenamiento debe tener la capacidad de
disociarse por completo en el rango de temperaturas del campo solar. En este tipo de sistemas la
reacción producida en la carga del sistema es endotérmica mientras que la reacción inversa es
exotérmica.
En la Figura 3.4, Kuravi et al. (2013) recogen los medios de almacenamiento (con sus
respectivas reacciones químicas) más característicos de estos sistemas.
Figura 3.4: Medios de almacenamiento químico. Kuravi et al. (2013)
Este tipo de almacenamiento sólo ha sido probado en plantas piloto a pequeña escala en
laboratorios, por lo que aún queda un largo camino de desarrollo y maduración de la tecnología
en cuestión del aprovechamiento del potencial que presenta.
En este documento se hablará de las dos opciones principales dentro de esta tipología de
almacenamiento térmico: mediante las reacciones de óxidos metálicos y metales (SnOx/Sn) y
con las reacciones del amoníaco.
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54
En las reacciones óxido metálico/metal (SnOx/Sn), de acuerdo con la literatura, la reacción es
posible y técnicamente factible, considerando la siguiente reacción:
La energía solar concentrada incrementa la temperatura del reactor. La reacción (R1) tiene lugar
a 980K y el SnO2 se reduce con CH4. A estas temperaturas, el SnO2 se encuentra en estado
sólido (polvo), flotando este en la superficie del Sn líquido en un reactor solar. Esto simplifica
considerablemente el concepto y construcción del reactor solar.
Al añadir CH4 se produce la disociación del SnOx, y el Sn líquido a 980 K aproximadamente es
almacenado en un tanque. En períodos nublados o nocturnos, el Sn pasa a través de un
intercambiador de calor. El Sn frío se envía al tanque donde se añade vapor de agua, teniendo
lugar la reacción (R2). De esta manera, el SnO2 puede recuperarse para volver a comenzar el
proceso.
El punto crítico de este mecanismo es el comportamiento cinético de las anteriores reacciones.
Aunque la reacción es factible con energía solar, técnicamente aun no esta lo suficientemente
desarrollado, siendo necesario aun aumentar la labor investigativa en este campo (Gil et al.
(2010)).
La Universidad Nacional Australiana (ANU) está desarrollando una serie de experimentos con
un sistema solar a circuito cerrado en un concentrador de disco parabólico para probar un
sistema de almacenamiento termo-químico mediante la reacción endotérmica de disociación del
amoníaco en el proceso de carga y la reacción exotérmica inversa en el proceso de descarga, tal
y como se esquematiza en la Figura 3.5.
En las investigaciones se ha hecho uso de un receptor parabólico de 20 m2 con una capacidad de
15 kWsol. Los reactores, en los que tienen lugar las distintas reacciones para la carga o liberación
de energía, son unidades catalíticas de lecho fluido y utilizan materiales catalíticos dentro de los
estándares comerciales.
El propósito principal de esta experiencia es demostrar la viabilidad de esta tecnología basada
en el empleo del amoníaco como medio de almacenamiento solar térmico, y la posibilidad de
aplicarla en instalaciones de colectores cilindro-parabólicos.
Los resultados obtenidos hasta el momento muestran que los reactores solares son fácilmente
controlables, puesto que la temperatura del reactor receptor de la radiación del concentrador se
encuentra siempre dentro del rango de temperaturas la reacción endotérmica tiene lugar, sin que
haya posibilidad de que se produzcan reacciones distintas a las deseadas. Otras ventajas del
proceso son la posibilidad de utilizar un tanque de almacenamiento común (no se precisa de un
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
55
Figura 3.5: Planta piloto de almacenamiento termoquímico en la Universidad Nacional Australiana (ANU).
diseño específico de este para el proceso) y el proceso Harber-Bosch1 cuenta con unos 100 años
de experiencia industrial.
3.2.2 Clasificación según el concepto de almacenamiento.
Bajo esta terminología, Gil et al. (2010) establecen una clasificación de los sistemas de
almacenamiento atendiendo a la manera en la que se transfiere el calor al medio de
almacenamiento. Según este criterio, puede diferenciarse entre sistemas activos y sistemas
pasivos (Figura 3.6).
Un sistema activo se caracteriza principalmente por un intercambio de calor con el material de
almacenamiento por convección forzada. El medio de almacenamiento circula por el
intercambiador de calor (también puede ser un receptor solar o un acumulador/regenerador de
vapor). Estos sistemas utilizan uno o dos tanques. A su vez, los sistemas activos se subdividen
en sistemas directos e indirectos. En sistemas directos, el fluido de transferencia hace además
las veces de medio de almacenamiento, mientras que en un sistema indirecto se transfiere el
calor desde el fluido de transferencia hacia un medio de almacenamiento distinto, a través de un
intercambiador de calor.
Los sistemas pasivos son generalmente medios duales: el fluido de transferencia pasa a través
del sistema de almacenamiento solo para la carga y descarga de un material sólido. Estos
sistemas son también denominados regeneradores. La disposición en la que el fluido de
transferencia pasa por el medio de almacenamiento es un parámetro especialmente crítico en la
1 En química, el proceso de Haber - Bosch es la reacción de nitrógeno e hidrógeno gaseosos para
producir amoníaco. La importancia de la reacción radica en la dificultad de producir amoníaco a un nivel industrial
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
56
transferencia de calor en estos sistemas, puesto que el medio de almacenamiento suele
encontrarse mayormente en estado sólido. Los sistemas pasivos podrían incluir materiales
sólidos como rocas, arena u hormigón, o incluso materiales de cambio de fase. Cuando el HTF
es un líquido y hay materiales sólidos (cuya capacidad calorífica no es despreciable) presentes
en el medio de almacenamiento estaríamos hablando de sistemas duales.
Si el medio de almacenamiento es un material de cambio de fase solido-líquido, se han de tener
en cuenta consideraciones adicionales en el diseño que incluyan la separación del medio de
almacenamiento líquido y del fluido de transferencia (almacenamiento en tanques,
intercambiadores de calor, microencapsulación y macroencapsulación).
Figura 3.6: Clasificación de los sistemas de almacenamiento según el concepto de almacenamiento
Sistemas activos
Sistemas de dos tanques: El uso de sales fundidas como medio de almacenamiento es lo más
común en plantas CSP de alta temperatura con sistemas TES de dos tanques. En sistemas
indirectos con esta tipología suelen utilizarse sales fundidas como medio de almacenamiento, y
como fluido de transferencia suelen utilizarse principalmente vapor (centrales tipo Andasol) y
aceites térmicos (Solana Generating Station). En los sistemas directos, se utilizan
principalmente sales fundidas (planta Gemasolar) o aceites térmicos con materiales de relleno.
A. Gil et al. (2010) hacen una síntesis de las ventajas y desventajas de este tipo de sistemas.
De entre las ventajas de los sistemas de dos tanques pueden destacarse: los materiales de
almacenamiento a baja y a alta temperatura están separados; bajo riesgo; posibilidad de
incremento de la temperatura del campo solar de 450/500ºC en plantas de colector parabólico, y
por tanto, incremento hasta el 40% en el rendimiento de la turbina de vapor; y el incremento de
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57
la temperatura del HTF en el campo de colectores puede incrementarse hasta un factor de 2,5 en
comparación a la experiencia Solar Two, permitiendo reducir el tamaño físico del sistema de
almacenamiento.
Las desventajas son un coste elevado del material empleado en el HTF y el medio de
almacenamiento; elevado coste de los intercambiadores de calor, junto con la necesidad de
utilizar dos tanques en vez de uno; diferencia relativamente pequeña entre el fluido frío y el
caliente en el sistema de almacenamiento; elevado riesgo de solidificación del fluido de
almacenamiento, debido a su alto punto de congelación (incrementando los costes O&M); la
alta temperatura de ambos tanques conduce a un aumento de las pérdidas en el campo solar; y el
menor coste en el diseño de la unidad TES y su operación no se corresponde con un menor
coste de la electricidad.
Según Kuravi et al. (2013), el almacenamiento en sistemas de dos tanques indirectos es la
tecnología de almacenamiento más madura y viable en el ámbito comercial.
Sistemas termoclinos: Este tipo de sistemas utilizan un solo tanque en el cual el fluido de
almacenamiento es bombeado a la parte superior de este en el período de carga, desplazando
gradualmente el volumen de volumen frío del tanque. Tras esto, se crea un gradiente de
temperaturas que es estabilizado y preservado por los fenómenos de flotación debido a la
diferencia de densidades de los volúmenes a distinta temperatura. Idealmente, el volumen de
fluido caliente permanece en la parte superior del tanque y el frío en la inferior, sin embargo en
la práctica es difícil separar el fluido frío del caliente.
Por lo general, se suele insertar material de relleno en el sistema. La presencia de material de
relleno contribuye a mantener el gradiente de temperaturas y a reducir la convección natural
dentro del líquido. Este relleno actúa como material primario de almacenamiento. Por tanto
aquellos sistemas termoclinos que utilicen materiales de relleno son catalogados como sistemas
pasivos (Kuravi et al. (2013)), que serán discutidos con posterioridad.
Acumuladores de vapor: En estos sistemas, el período de carga tiene lugar cuando el vapor
sobrecalentado o el agua saturada entra en un tanque presurizado que previamente contenía
vapor y líquido saturados. Si la carga se realiza con vapor sobrecalentado, la temperatura y
presión del agua en el tanque aumenta, cambiando el estado de saturación inicial. Si por el
contrario, se utiliza líquido saturado para cargar el sistema, presión y temperatura se mantienen
constantes mientras que el volumen se ve incrementado. El proceso de descarga tiene lugar
mediante la reducción de presión en el tanque. Esto tiene como consecuencia la producción de
vapor saturado que disminuye su presión tal como avanza el proceso de descarga (Figura 3.7).
Un acumulador de vapor también puede ser cargado indirectamente vía un intercambiador de
calor inmerso en el volumen líquido. El medio que fluye por el intercambiador (no
necesariamente agua) calienta el sistema desde una fuente a menor presión (Figura 3.8).
Como puede observarse en la Figura 3.9, si se desea obtener vapor sobrecalentado, se requiere
de una segunda etapa para incrementar la temperatura del vapor (Steinmann et al.(2006)).
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58
Figura 3.7: Acumulador de vapor convencional(presión deslizante)/tanque Ruths
Figura 3.8: Planta de colectores cilindro-parabólico funcionando con aceite térmico como HTF y acumulador de
vapor: carga indirecta [Steinmann et al.(2006)]
Figura 3.9: Producción de vapor sobrecalentado con acumuladores de vapor [Steinmann et al.(2006)]
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59
Los acumuladores de vapor son adecuados para generación directa de vapor en plantas
termosolares en las cuales el vapor se produce directamente en el campo solar y después es
usado directamente en el bloque de potencia. Si se produce demasiado vapor, excediendo los
requerimientos en la turbina, el excedente puede ser desviado al acumulador. Este tipo de
sistemas también actúan como sistemas de almacenamiento y como separadores de fase
líquida/vapor en plantas que está trabajando en modo recirculación. Funcionando de este modo,
el vapor saturado se separa del líquido saturado en un tambor separador y después es enviado
hacia otro colector para la producción de vapor sobrecalentado. Como se muestra en la Figura
3.10, más que utilizar dos equipos distintos, el vapor húmedo abandona el campo solar y entra
en el acumulador, que hace las veces de acumulador y separador, separando las dos fases
mientras que la presión se mantiene constante.
Figura 3.10: Sistema de generación directa de vapor con acumulador trabajando a la salida del campo de
colectores como acumulador y separador de fase
En sistemas de presión deslizante (también llamados tanques Ruths, como su inventor), el vapor
saturado abandona el depósito de almacenamiento durante el proceso de descarga. La principal
ventaja es la gran cantidad de vapor que es capaz de liberar en un periodo corto de tiempo.
Además, tanto el funcionamiento como el medio de almacenamiento son muy sencillos. Sin
embargo, los tanques de almacenamiento son caros, ya que deben ser muy estables para
aguantar los constantes cambios de presión y las consecuentes cargas termo-mecánicas. A esto
se le suma la baja densidad volumétrica de energía (20-30 kWh/m3 frente a los 100kwh/m
3 que
presentan los PCM). La posible capacidad de almacenamiento aumenta notablemente con
incrementos del rango de temperaturas, sin embargo la temperatura del vapor también
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60
disminuye en la descarga por encima del correspondiente rango típico de temperaturas. Por ello,
este tipo de sistemas son adecuados para bajos requerimientos de almacenamiento, como puede
ser el caso de un almacenamiento “buffer”.
Steinmann et al.(2006) proponen la utilización del concepto de almacenamiento latente en
conjunción con el acumulador de vapor, mediante la inclusión de materiales de cambio de fase
en el acumulador.
Figura 3.11: Acumulador de vapor con PCM [Steinmann et al.(2006)]
Sistemas pasivos
Sistemas con estructuras de transferencia empotradas o mejoradas:
Este tipo de estructuras utilizadas para mejorar los procesos de transferencia de calor han sido
estudiadas por numerosos investigadores tanto a baja como a alta temperatura. No obstante, si
se utilizan materiales de alta conductividad térmica, se han de tener en cuenta numerosas
consideraciones con respecto a la compatibilidad con el material de almacenamiento y el fluido
de transferencia (Kuravi et al. (2013)). Algunos autores, como Cárdernas et al. (2013) o Liu M
et al. (2012), hacen una revisión completa de los numerosos métodos existentes para sortear los
problemas en relación a la transferencia de calor en sistemas de almacenamiento latente que
desmerecen su potencial.
- En el caso del almacenamiento en hormigón, la energía solar proveniente del campo solar es
transferida desde el fluido de transferencia hasta el medio sólido. El material de almacenamiento
contiene un intercambiador de tubos para transferir la energía desde el HTF para su
almacenamiento. Este intercambiador de calor suele suponer un coste de inversión importante.
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61
El diseño de los parámetros geométricos como el diámetro de los tubos y el número de tuberías
también es importante para el resultado final (A. Gil et al. (2010)).
- Otro tipo de sistemas pasivos son los materiales de cambio de fase utilizados como medio de
almacenamiento. El concepto principal del sistema de almacenamiento es el mismo que en
sistemas con medios sólidos, pero el material de almacenamiento es un material cuya
temperatura de fusión está dentro del rango de temperaturas de carga y descarga del HTF. Este
concepto ha sido desarrollado ampliamente en el proyecto europeo DISTOR (Rainer Tamme
(2006)), del cual se hablará en notas posteriores. Pero con sistemas en los que se hace uso de
materiales de cambio de fase, la transferencia de calor se ve limitada por la resistencia térmica
del propio sistema. Para eludir dichas limitaciones se hace uso de diversos sistemas para
mejorar la transferencia de calor, también conocidas como estructuras de transferencia
mejorada.
La disposición de aletas ortogonales al eje por donde transcurre el fluido de transferencia en
aras de mejorar la transferencia de calor en sistemas de cambio de fase recibe el nombre de
diseño de sándwich. El material de las aletas puede ser grafito fósil, aluminio, acero o cobre
(Liu M. et al (2012)).
Figura 3.12: Diseño de sándwich
Debido a las ventajas que ofrece el grafito fósil, como son su alta conductividad térmica, baja
densidad y buena resistencia a la corrosión con sales de nitrato y de nitrito a temperaturas de
hasta 250ºC, se ha demostrado la viabilidad de su uso como material para la fabricación de
aletas de intercambio térmico (Figura 3.13).
El aluminio es aplicable en aletas para temperaturas de hasta 330ºC. Se ha probado que no
existen indicios de degradación después de 400 horas de prueba con NaNO3. Tanto el grafito
como el aluminio no muestran signos de corrosión galvánica en contacto con el acero, por ello
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62
Figura 3.13: Unidad de almacenamiento con aletas de grafito fósil y sales eutécticas como PCM
la mayor parte de las tuberías están hechas de acero. Como se muestra en la Figura 3.14, para
obtener el mismo comportamiento de transferencia, se requiere un volumen de hasta cuatro
veces mayor con aletas de acero frente a las de grafito fósil.
Figura 3.14: Comparación del estado de cambio de fase de PCM, con aletas de acero de distintos espesores y con
aletas de grafito fósil de 1mm (Liu M. et al (2012))
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63
Para proteger los materiales de cambio de fase es necesario separarlos del HTF, esto puede
hacerse mediante el uso de aletas. El material de cambio de fase suele colocarse en largos y
delgados termosifones o en aletas cilíndricas y rectangulares. Las distintas configuraciones han
sido ampliamente estudiada por diferentes investigadores.
- En lugar de utilizar materiales de alta conductividad, la transferencia de calor también puede
ser mejorada mediante el uso de mecanismos de intercambio de calor de alta temperatura
(Kuravi et al (2013)). La inclusión de caloductos (más conocidos por su nombre en inglés,
“Heat pipes”) o termosifones entre materiales de cambio de fase y el fluido de transferencia
genera un incipiente interés en el mundo investigador, debido a que: presentan altas
conductividades térmicas efectivas, pueden ajustarse para trabajar en rangos de temperatura
muy específicos y pueden fabricarse en una amplia variedad de formas. K. Nithyanandam et al.
(2011), proponen un modelo de la resistencia térmica de un sistema de almacenamiento latente
con cuatro termosifones para simular la respuesta transitoria del sistema en las operaciones de
carga y descarga (Figura 3.15).
Figura 3.15: Sección transversal de un termosifón (K. Nithyanandam et al. (2011))
Nithyanandam y Pitchumani concluyeron que el incremento en la longitud de la sección de
condensación, el incremento de la sección de evaporación y el radio del núcleo de vapor
mejoraban notablemente la efectividad del sistema.
Shabgard et al. (2010), también proponen en su obra el análisis de un sistema de
almacenamiento latente a alta temperatura mediante el uso de múltiples termosifones entre el
HTF y PCM, a través de un modelo de resistencias térmicas (Figura 3.16). Los termosifones
pueden transferir el calor entre el fluido de transferencia y el material de cambio de fase
mediante evaporación y condensación del fluido de trabajo del termosifón, teniendo esto lugar
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en el extremo del termosifón. Se demuestra que la adición de termosifones mejora el
comportamiento térmico del sistema.
Figura 3.16: Transmisión de calor entre el fluido de transferencia y el material de cambio de fase en un
termosifón
En la Figura 3.17 puede observarse un esquema global del sistema estudiado por Shabgard et
al. (2010), con las dos configuraciones estudiadas en su obra.
Figura 3.17: a) PCM rodeando al tubo que transporta el HTF ; b) PCM contenido en el tubo sobre el cual fluye el
HTF. Shabgard et al. (2010).
- El concepto de almacenamiento térmico con fluidos intermedios de alta conductividad se
muestra en la Figura 3.18, el cual es denominado almacenamiento con transferencia de calor
por reflujo (Reflux Heat transfer Storage, “RHTS”). M. Liu et al. (2012) recogen el
funcionamiento de este sistema en su obra. Este concepto está basado en el reflujo de
evaporación-condensación ocurrido en el fluido de transferencia intermedio. El sistema
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65
completo consiste en una unidad de almacenamiento con materiales de cambio de fase,
intercambiadores de calor de carga y descarga situados externamente a los materiales de cambio
de fase en la parte superior e inferior de la unidad. El intercambiador de carga está inmerso en el
fluido de transferencia (HTF) intermedio. En el proceso de carga, el HTF absorbe energía
mediante vaporización y este vapor emerge a la parte superior de la unidad a través de los
canales distribuidos entre el PCM. Posteriormente, el vapor condensa en las superficies de estos
canales y el calor latente del vapor es transferido a través de las paredes hacia el PCM. El HTF
licuado, vuelve al depósito inicial debido a la gravedad. En el proceso de descarga, el PCM
caliente evapora el HTF líquido, y este vapor transfiere su energía al fluido de trabajo pasando a
través del intercambiador de calor de la parte superior.
Figura 3.18: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento con transferencia de calor por reflujo o
sistema RHTS. (Liu et al. (2012))
Este concepto fue demostrado exitosamente por primera vez por Adinberg R., Yogev A. y
Kaftori D. en su obra “High temperature thermal energy storage an experimental study” (1999).
En el experimento se utilizó cloruro de sodio como PCM y sodio metálico como medio para la
transferencia de calor intermedia para un almacenamiento a 800ºC. Se investigó
experimentalmente una aleación metálica de Zinc y Estaño (70/30 wt%) y una mezcla eutéctica
de bifenilo y óxido de difenilo como sistema PCM-HTF para producir vapor sobrecalentado en
el rango de temperaturas de 350-400 ºC.
En los ensayos en laboratorio se obtuvieron conductividades térmicas del aparato RHTS de
entorno a 500 W/mK, lo cual es comparable con el comportamiento de los termosifones.
- El almacenamiento latente en sistemas con múltiples PCM ha sido recogido en numerosas
obras como una técnica interesante para mejorar el comportamiento de sistemas con materiales
de cambio de fase. B. Cárdenas y N. León (2013) recogen en su obra el fundamento físico de los
sistemas de almacenamiento en materiales de cambio de fase múltiple.
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66
En sistemas con múltiples PCMs, al haber varias temperaturas de fusión, los ratios de
transferencia de calor en la unidad y por tanto el comportamiento del sistema durante la carga
(fusión) y descarga (solidificación) depende principalmente de la diferencia entre la temperatura
del HTF y la de fusión del material de cambio de fase.
Si se utilizase un solo PCM, esta diferencia disminuiría en la dirección del flujo del HTF. Esto
resultaría en una disminución del ratio de transferencia y por tanto en un pobre comportamiento
de la unidad. En cambio, si se disponen los múltiples PCMs con diferentes temperaturas de
fusión en orden decreciente en función de sus puntos de fusión, se conseguiría una diferencia de
temperatura prácticamente constante durante el proceso de fusión, incluso si la temperatura del
HTF disminuye. Esto tiene como consecuencia un flujo de calor hacia el PCM prácticamente
constante. Durante la descarga, si la dirección de flujo se invierte, los PCMs permanecen en
orden creciente en función de sus puntos de fusión, y de nuevo se consigue un flujo de calor del
PCM hacia el HTF prácticamente constante. El uso de un sistema de múltiples PCMs se
presenta en la Figura 3.19.
Figura 3.19: Sistema de múltiples materiales de cambio de fase.
- Otra técnica para mejorar la transferencia de calor en PCMs es utilizar macro y
microencapsulación. Hay muchas ventajas asociadas a los PCM encapsulados, como un
incremento del área de transferencia, una reducción de la reactividad de los materiales de
cambio de fase con el ambiente exterior y el control de los cambios en el volumen del material
de almacenamiento cuando se produce el cambio de fase. Los PCM macroencapsulados pueden
ser utilizados en sistemas de lecho empacado. Los métodos más utilizados en el
microencapsulado son:
Métodos físicos
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67
(i) revestimiento de bandeja, (ii) revestimiento de suspensión neumática, (iii) extrusión
centrífuga, (iv) boquilla vibratoria, (v) secado por pulverización y congelación (vi)
recubrimiento de lecho fluido.
Métodos químicos
(i) polimerización interfacial, (ii) polimerización in situ, (iii) polimerización de la matriz y (iv)
evaporación del disolvente.
Sin embargo, la viabilidad de estos métodos para aplicaciones de alta temperatura aún debe ser
investigada (Kuravi et al. (2013)).
Sistemas de lecho empacado: Los sistemas de lecho empacado consisten en elementos de
materiales de almacenamiento, de diversas formas y tamaños, y un fluido de transferencia que
fluye entre estos elementos para transferir calor al material de almacenamiento. Debido al
contacto directo entre el material de almacenamiento y el fluido de transferencia, los
coeficientes de transferencia pueden ser elevados. Estos sistemas pueden mantener gradientes
térmicos incluso cuando se utilizan materiales de baja conductividad como rocas. El mayor
exponente de este tipo de sistemas son los anteriormente mencionados sistemas termoclinos con
materiales de relleno. La planta piloto de receptor central Solar One utilizaba un sistema de
almacenamiento termoclino con una mezcla eutéctica de nitrato de sodio y potasio como medio
de almacenamiento entre fragmentos de cuarcita y sílice como medio de almacenamiento.
(James E. Pacheco (2002)).
Según Brosseau et al. (2004), la principal ventaja de un sistema de tanque aislado termoclino es
la disminución del coste del sistema un 35% con respecto al sistema convencional de
almacenamiento en dos tanques. Esto se debe esencialmente a la disminución del coste del
tanque, debido a que este sistema solo utiliza un solo tanque, y al bajo coste de los materiales de
relleno (rocas y arena).
No obstante, A. Gil et al. (2010) recogen algunas de las desventajas de este tipo de sistemas en
su trabajo. Así pues, destacan los elevados puntos de congelación de la mayoría de las sales
utilizadas (es necesario mantener una temperatura mínima del sistema para evitar la congelación
y la disociación de las sales); las dificultades existentes para separar el HTF frío y el caliente;
las altas temperaturas de salida conducen a un incremento de las pérdidas en el campo solar;
mantener la estratificación térmica requiere de procesos de carga/ descarga y métodos
apropiados para evitar la mezclas de los volúmenes a distinta temperatura; el diseño de estos
sistemas de almacenamiento es complejo; y finalmente, es un sistema termodinámicamente
ineficiente.
A continuación se hará mención a algunas obras/investigaciones en relación a los sistemas de
lecho empacado.
- En la obra de S. Kuravi et al. (2013) se hace referencia a una investigación realizada por Kelly
B. para el grupo Abengoa Solar S.A. , en el que se analizan y comparan diseños de receptores
supercríticos que utilizan sistemas de lecho empacado termoclinos y sistemas de
almacenamiento térmico mediante dos tanques. El sistema de dos tanques funcionaba a una
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temperatura de 288ºC en el tanque de sales frías y a 565ºC en el tanque de sales calientes. El
sistema termoclino consistía en un depósito vertical relleno de material cerámico granular, como
la cuarcita. En este estudio se desaconseja la utilización de vapor supercrítico como HTF en
sistemas termoclinos, sugiriendo en su lugar, la utilización de CO2 crítico. En este artículo,
finalmente, se muestra una especial predilección hacia los sistemas de dos tanques con sales
fundidas frente a los sistemas termoclinos para aplicaciones con fluidos supercríticos.
- Autores como R. Tamme en su obra “Future Storage Systems” (2007) o S. Warerkar et al. en
“Advanced termal storage for central receivers with supercritical coolants” (2010) hacen
referencia a un novedoso sistema de almacenamiento desarrollado en el DLR, en Stuttgart: un
sistema integrado de receptor/sistema de almacenamiento, utilizando el concepto de lecho
empacado. En este caso, sería necesario la instalación de un intercambiador arena-aire en el
receptor de torre para minimizar las pérdidas. Se forzaría fluir la arena a través del
intercambiador, y el aire a su vez atravesaría este flujo. Teóricamente, el aire alcanzaría
temperaturas muy elevadas en el receptor, lo que significaría un incremento de la eficiencia y
de los ratios de almacenamiento de la planta. Según Warerkar, la viabilidad de este proyecto
radica en la eficiencia del intercambiador, que aún se encuentra en desarrollo. En la Figura 3.20
podemos observar un esquema de este nuevo concepto.
Figura 3.20: Esquema de funcionamiento del sistema del lecho fluido integrado en un receptor central
El uso de aire como fluido de transferencia en sistemas de lecho empacado ha sido investigado
por otros autores.
- Por ejemplo Hanchen et al. (2011), recientemente han validado un modelo de transferencia de
calor de un sistema de almacenamiento térmico en un lecho de rocas para receptores centrales
con aire como HTF. Estos validaron sus simulaciones con experimentos con rocas de silicato de
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magnesio a 800 K, con un diámetro entre 2mm y 30mm. Los resultados del experimento
concluyeron que; en condiciones óptimas el sistema tenía una eficiencia media de
almacenamiento superior al 90% ; tras 20 ciclos diarios de 6 horas de carga y 6 horas de
descarga se alcanzaba un estado cíclico estable; la mayor eficiencia del sistema se alcanza para
los tamaños de partícula más pequeños (2 mm); la potencia de bombeo empleada con partículas
de más de 10 mm era menor del 1% de la potencia almacenada.
3.3.ESFUERZOS INVESTIGADORES DE ESPECIAL
RELEVANCIA EN LA ÚLTIMA DÉCADA
En este apartado se comentarán algunos de los proyectos y programas recientes de especial
interés e importancia.
3.3.1 Proyectos desarrollados: Proyecto DISTOR
Proyecto DISTOR (Energy Storage for Direct Steam Solar Power Plants)
Participantes: DLR (D), CIEMAT-PSA (E), Sistemas de Calor (E), INASMET (E), IBERINCO
(E), DEFY Systemes (F), EPSILON Ingénierie (F), SGL Technologies GMBH (D), FLAGSOL
GMBH (D), Solucar (E), ZSW (D), Weizmann Institute of Science (IL), y el Central Laboratory
of Solar Energy and New Energy Sources (BLG). [Fuente: http://www.psa.es]
Financiación: 3.036.650€. Financiado parcialmente por la CE [Fuente: http://www.psa.es]
Duración: febrero, 2004 - octubre, 2007 [Fuente: http://www.psa.es]
Dado que las distintas tecnologías de almacenamiento térmico disponibles consisten en el
almacenamiento de calor sensible y por tanto su aplicación no es apta para sistemas de
generación directa de vapor, el proyecto DISTOR surgió de la necesidad de disponer de un
almacenamiento térmico específico para sistemas termosolares cilindro-parabólicos con
generación directa de vapor en los tubos absorbedores, cuyo interés comercial ha ido en
crescendo a lo largo de las últimas décadas.
La mayor fracción de energía contenida en el vapor se libera mediante el cambio de fase vapor-
líquido, y como tal, este proceso se desarrolla a temperatura constante. Por ello, para llevar a
cabo un almacenamiento de energía eficiente a partir del vapor, es necesario disponer de un
medio de almacenamiento tal que pueda absorber calor a temperatura constante. Esto limita las
posibilidades del aprovechamiento energético del vapor para el almacenamiento térmico,
apuntando al uso de materiales de cambio de fase para tal fin.
La configuración del sistema de almacenamiento desarrollada en el proyecto consiste en bloques
de compuesto de cambio de fase (mezclas binarias de sales) atravesados por un haz de tubos
paralelos por los que circula el vapor. Para contener el material de cambio de fase se utilizaron
matrices de grafito natural expandido poroso comprimido (CEG). El polvo de grafito expandido
fue vertido en un molde cúbico de aluminio y posteriormente prensado para obtener la densidad
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70
deseada. Los poros de dicha matriz fueron posteriormente rellenados con mezclas binarias de
sales (NO3K/NO3Na). Cada matriz cúbica fue introducida cíclicamente en un baño de sales
fundidas hasta que se alcanzó la máxima concentración de sales en el material poroso. El grafito
tenía como función principal favorecer la transmisión de calor desde el haz tubular hasta las
sales.
El módulo de almacenamiento, con unas dimensiones finales de 580x596x4310 mm, fue
instalado en un depósito metálico para la conexión con la planta DISS en el transcurso del año
2007. El espacio entre el módulo y el depósito metálico fue cubierto con aislante térmico.
El módulo de almacenamiento recibía del campo solar un caudal de vapor de 0.083 kg/s. Dicho
módulo fue diseñado para trabajar a una presión de 25 bares y una temperatura de 220ºC.
Figura 3.21: Vista del módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto DISTOR conectado a la planta DISS.
Finalmente, en el año 2007 en la Plataforma Solar de Almería se realizó una construcción para
conectar el módulo de almacenamiento desarrollado a la planta DISS (planta experimental de
producción de vapor directo). Resultando una potencia nominal instalada de 100 kWth y una
capacidad de almacenamiento de 200kWh. Tras su construcción se procedió a la investigación
del comportamiento de este sistema de almacenamiento en condiciones de funcionamiento.
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71
Con este proyecto, se demostró la viabilidad técnica del almacenamiento latente mediante la
fusión de sales. Los resultados obtenidos durante los ensayos además pusieron de manifiesto la
importancia del diseño de los haces tubulares.
3.3.2 Proyectos en desarrollo
Proyecto OPTS (Optimization of a thermal energy Storage system with
integrated Steam Generator).
Participantes: Ciemat-PSA, ENEA (AGENZIA NAZIONALE PER LE NUOVE
TECNOLOGIE,L'ENERGIA E LO SVILUPPO ECONOMICO SOSTENIBILE, Italia), CEA
(COMMISSARIAT A L’ ENERGIE ATOMIQUE ET AUX ENERGIES ALTERNATIVES,
Francia), CNRS CENTRE NATIONAL DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE, Francia),
Frauhofer (FRAUNHOFER-GESELLSCHAFT ZUR FOERDERUNG DER
ANGEWANDTEN FORSCHUNG E.V, Alemania), Weizmann IS (WEIZMANN INSTITUTE
OF SCIENCE, Israel), CREF-Cyl (THE CYPRUS RESEARCH AND EDUCATIONAL
FOUNDATION, Chipre), ANSALDO NUCLEARE SPA (Italia), ACS Cobra(COBRA
INSTALACIONES Y SERVICIOS S.A, España), LNEG (Laboratorio Nacional de Energia e
Geologia I.P., Portugal), TKT (TECNIMONT KT - KINETICS TECHNOLOGYSPA, Italia).
[Fuente: http://www.psa.es]
Financiación: Comisión Europea, FP7, ENERGY.2011.2.5-1. 13,7 M€ con una contribución de
8,6 M€ solicitada a la U.E. [Fuente: http://www.psa.es]
Duración: Desde 1 Diciembre, 2011 al 30 Noviembre 2014, con una reunión de revisión a
Medio-Plazo a los 18 meses [Fuente: http://www.psa.es]
Varias instituciones de investigación europeas trabajarán conjuntamente durante un período de
tres años para desarrollar un sistema de almacenamiento basado en la configuración de un
tanque aislado utilizando la estratificación de temperaturas en Sales Fundidas (60% NaNO3 -
40% KNO3) como medio de almacenamiento a una temperatura máxima de 550ºC, integrado en
un generador de vapor para plantas de concentración solar a gran escala. Sin embargo, en lugar
de investigar nuevos medios de almacenamiento para reducir el coste de almacenamiento y del
propio sistema, este proyecto se centra en el desarrollo de un nuevo diseño del sistema que
integrará un generador de vapor con el sistema de almacenamiento utilizando la misma sal
fundida que se utiliza en el sistema de dos tanques. Este proyecto nace a partir de la necesidad
de mejora, tanto económica como del rendimiento, del sistema de almacenamiento térmico para
la nueva generación de plantas de canal parabólico y de receptor central. El programa
experimental, con tres años de duración, se centrará en el completo desarrollo de sistemas
integrados (almacenamiento térmico-generador de vapor) a un nivel demostrativo. El generador
de vapor, con recirculación natural de las sales fundidas, puede integrarse directamente en un
tanque (tipo piscina) o con un generador de vapor de carcasa y tubo externo de un paso (tipo
bucle o “loop”) con un sistema de tuberías y de bombeo. Ambos generadores de vapor, se prevé
que sean de tipo modular y por tanto se utilizarán varias unidades en una misma instalación para
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72
el ajuste de potencia en las plantas CSP de mayor tamaño, por ejemplo de 50 MW. Otra
innovación propuesta consiste en la inclusión de un calentador de sales fundidas funcionando
como apoyo del sistema en ausencia de radiación solar, mediante el uso de fuentes renovables
(p.ej.,biomasa gasificada). Para la demostración del nuevo concepto TES-SG a gran escala, por
ejemplo con 50 MW, las investigaciones se realizarán en centrales experimentales con un
tamaño mínimo (al menos de 12.5 MWhth), manteniendo los mismos parámetros termo-fluido-
dinámicos de las centrales de gran escala, p.ej. en la planta de potencia Manchasol (La Mancha,
España) construida por COBRA; pero puesto que el tanque actual puede operar a temperaturas
máximas de 400ºC, por debajo de las deseadas (550ºC), se procederá a la instalación de un
calentador de apoyo, para así probar otro componente bajo estudio en el proyecto.
Programa HEAT (High Energy Advanced Thermal Storage) por ARPA-E
En el año 2008, el Departamento de Energía (DOE) del laboratorio nacional de tecnología
energética de los Estados Unidos (NETL), realizó un concurso para la financiación de proyectos
para el desarrollo e innovación de fluidos de transferencia avanzados y nuevos conceptos para el
almacenamiento térmico en centrales termosolares de concentración (Thermal Storage FOA) a
través de la Agencia de Proyectos de Investigación Avanzados de Energía (ARPA-E).
Para el desarrollo del programa, el gobierno estadounidense ha invertido hasta la fecha una
cantidad superior a 14 M$. El objetivo del programa de financiación es "desarrollar formas
revolucionarias y rentables para almacenar energía térmica". Los conceptos de almacenamiento
bajo estudio se extienden por las tres categorías existentes: almacenamiento sensible,
almacenamiento latente, y de almacenamiento termoquímico.
En la figura 3.23 puede observarse el peso económico y la evolución de la inversión necesaria
de los distintos proyectos que conforman el programa.
Figura 3.22: Módulo de almacenamiento del proyecto OPTS
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Figura 3.23: Evolución de la inversión necesaria en los premios “Thermal Storage FOA”. Fuente: US Department
Of Energy
A continuación se detallarán los aspectos más básicos de los distintos proyectos seleccionados
Reducing the Cost of Thermal Energy Storage for Parabolic Trough Solar Power
Plants (Abengoa).
Abengoa está investigando nuevas vías para la reducción de costes en el almacenamiento
térmico.
Como principales objetivos de este estudio cabe reseñar:
Identificación de nuevas oportunidades para reducir los costes de los sistemas de
almacenamiento térmico a corto plazo.
Identificación de dos opciones a medio plazo con buenas opciones para la reducción de costes.
Demostrar las opciones de almacenamiento térmico para la mayor reducción potencial de costes
para un intervalo temporal a medio plazo.
Hasta el día del hoy no hay publicaciones referentes a este estudio.
Indirect, Dual-Media, Phase Changing Material Modular Thermal Energy Storage
System (Acciona Solar).
Acciona Solar, planea diseñar y validar un prototipo y demostrar un sistema de almacenamiento
de 800 MWhth basado en materiales de cambio de fase.
El objetivo es desarrollar un sistema TES simple, fiable y modular que pueda ser fabricado en
masa, utilizando la fabricación y procesos de ensamblaje más automatizados. El logro de este
objetivo facilitaría la consecución de un LCOE de 0.07 $/kWh para 2015.
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Con la conclusión del proyecto, Acciona Solar pretende haber demostrado un sistema
almacenamiento de 800 MWhth cuyos costes sean menores de 15 $/kWth·h con una eficiencia
mayor del 93%.
Sensible Heat, Direct, Dual-Media Thermal Energy Storage Module (Acciona Solar).
En este proyecto, Acciona Solar está planificando el prototipo de un módulo de
almacenamiento térmico de alta eficiencia (>93%), consistente en dos tanques de lecho
empacado con sales fundidas fluyendo entre estos.
Este diseño tiene como principal objetivo eliminar la necesidad del seguimiento térmico a lo
largo de la red de colectores parabólicos, que son capaces de trabajar a una temperatura de al
menos 500ºC.
En la Figura 3.25 puede observarse algunas simulaciones de la presión del medio de
almacenamiento.
A Novel Storage Method for CSP Plants Allowing Operation at High Temperature
(City College of New York).
El CCNY está trabajando en el desarrollo de un nuevo método de almacenamiento aplicable a
toda la tecnología CSP existente a día de hoy. El diseño propuesto aumenta sustancialmente los
límites actuales de temperatura tanto superiores como inferiores, permitiendo una reducción de
costes mediante la eliminación del control exhaustivo de la temperatura a lo largo del proceso.
Figura 3.24: Lazo de prueba de Acciona con materiales de cambio de fase, Fuente: US Department Of Energy
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Figura 3.25: Modelo computacional de la presión de una celda unidad CCC de la sal fundida como HTF. Fuente: US
Department Of Energy
Tal y como puede apreciarse en la Figura 3.26, el diseño consiste en el almacenamiento térmico
en lecho empacado de materiales químicamente inertes (como por ejemplo en atmósferas de
alúmina).
Esta universidad trabaja además en la creación de un modelo matemático que describa los
fenómenos que tienen lugar durante el almacenamiento y liberación de energía térmica.
Figura 3.26: Módulo de almacenamiento de lecho empacado con alúmina propuesto por “City College of New
York”. Fuente: US Department Of Energy
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Thermochemical Heat Storage for CSP Based on Multivalent Metal Oxides (General
Atomics).
General atomics (GA), actualmente está desarrollando un sistema de almacenamiento térmico
de alta densidad basado en óxidos de metales sólidos que son capaces de la reducción y
oxidación redox en aire (Figura 3.27).
La energía térmica solar es almacenada en óxidos sólidos reducidos. El calor es liberado a
temperatura constante. El aire actúa tanto como HTF como reactante químico. Los sistemas de
óxidos pueden ajustarse para fijar la temperatura de entrada.
Los mejores resultados se obtuvieron con la conjunción de óxidos metales y hornos rotatorios.
Figura 3.27: Velocidad de reacción redox en el horno rotatorio propuesto por General Atomics. Fuente: US
Department Of Energy
En sus primeros diagramas de flujo del proceso, GA estudió los medios para mejorar la cinética
y la estabilidad de la oxidación redox. El modelado se desarrolló para caracterizar el
comportamiento del lecho y establecer el diseño de un reactor para proporcionar la mayor
economía del sistema.
Deep Eutectic Salt Formulations Suitable as Advanced Heat Transfer Fluids
(Halotechnics).
Halotechnics está llevando a cabo una investigación y desarrollo de nuevas fórmulas de sales
para su uso como fluidos de transferencia de alta eficiencia. El proyecto se centra en la
investigación de complejas mezclas de sales inorgánicas para descubrir fórmulas con bajos
puntos de congelación (deep eutectic formulations). Las principales propiedades buscadas son la
estabilidad térmica del fluido a 500ºC, un punto de congelación inferior a 80ºC, presión de
vapor menor a 5 atmósferas a 500ºC y compatibilidad química con los aceros inoxidables
típicos, entre otras.
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Las mezclas de sales investigadas están compuestas de cuatro o más componentes y se pretende
que las sales que conformen la mezcla sean abundantes, como sulfatos o cloruros, para poder así
remplazar la Sal Solar.
Para definir las combinaciones de sales con bajos puntos de fusión a partir de los diagramas de
fase se están aplicando métodos analíticos de gran precisión típicos de la industria farmacéutica
como el mostrado en la Figura 3.28.
Innovative Application of Maintenance-Free Phase-Change Thermal Energy Storage for
Dish Engine Systems (Infinia).
Infinia actualmente está desarrollando un sistema concentrador de disco parabólico con motor
Stirling de 3 kW combinado con almacenamiento térmico con una autonomía de 4-6 horas para
contribuir en alcanzar los objetivos de DOE para las centrales CSP con un coste de 7 c$/kWh
para 2015 y 5 c$/kWh para 2020, trabajando estas como centrales de potencia base.
El sistema utilizaría sales térmicas como PCM para acercarse a una operación isoterma.
En la Figura 3.29 puede observarse el banco de tubos de alta temperatura para transferir el calor
desde el receptor hasta el PCM, y desde este hasta el motor Stirling.
Novel Thermal Storage Technologies for Concentrating Solar Power Generation
(Lehigh University).
La Universidad de Lehigh está trabajando por asentar la viabilidad técnica de los materiales de
cambio de fase a elevada temperatura y elaborar resultados concluyentes para demostrar vsu
utilización en sistemas de almacenamiento térmico a gran escala, mediante pruebas a escala de
laboratorio con material de cambio de fase encapsulado (EPCM).
El desarrollo del EPCM se realiza mediante material particulado (casi esférico) o con formas
tubulares, ambas para introducirlas en intercambiadores de calor. Los materiales de cambio de
fase desarrollados son el Zn y mezclas eutécticas de MgCl2-NaCl, con un especial interés en el
Figura 3.28: Diagrama de fase de las mezclas de sales (Halotechnics). Fuente: US Department Of Energy
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
78
Figura 3.29: Banco de tubos de alta temperatura (Infinia). Fuente: US Department Of Energy
primero de ellos. El encapsulamiento o recubrimiento se realiza mediante técnicas de baño
electroquímico de níquel en el caso de utilizar el Zn como PCM y de acero inoxidable en el caso
de utilizar las sales. Según informes del proyecto, el tamaño óptimo de fabricación de estas
cápsulas bajo la premisa de una fácil fabricación e inclusión en los intercambiadores de calor
será de 1-5 cm.
Figura 3.30: Sección transversal de una cápsula de acero inoxidable con sales eutécticas como PCM (Lehigh
University). Fuente: US Department Of Energy
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
79
Heat Transfer and Latent Heat Storage in Inorganic Molten Salts for CSP Plants
(Terrafore).
El ánimo principal de Terrafore es desarrollar nuevas mezclas de sales inorgánicas como
material de cambio de fase, mejorando el concepto actual del almacenamiento térmico en dos
tanques de sales o la tecnología de almacenamiento en medios duales (sólido y fluido) mediante
la reducción del medio y recipiente de almacenamiento entre un 37% y un 56% con respecto a
diseños convencionales.
Terrafore está utilizando un lecho de material de relleno para capturar tanto el calor sensible
como el latente. Esto ha conducido al descubrimiento de un nuevo tipo de intercambiador que
puede inhibir la nucleación sólida en la zona de intercambio.
En la Figura 3.31 puede verse un esquema del tanque termoclino de sales fundidas con material
de relleno desarrollado por Terrafore.
Figura 3.31: Esquema de una central de torre utilizando el tanque termoclino con lecho de sales fundidas
propuesto por Terrafore. Fuente: US Department Of Energy
Molten Salt-Carbon Nanotube Thermal Storage (Texas Engineering Experiment
Station).
En TEES se ha creado un compuesto para el almacenamiento térmico mediante la inclusión de
nanoparticulas cerámicas en sal fundida. Para probar la utilidad del material compuesto creado
se desarrolló un modelo económico y de comportamiento del sistema para evaluar su
comportamiento en aplicaciones termosolares de concentración (Figura 3.32).
Mediante la inclusión de nanopartículas en las sales fundidas se logró incrementar la capacidad
térmica específica del material de almacenamiento de 1.5 a 1.9 J/g·K.
Novel Molten Salts Thermal Energy Storage for Concentrating Solar Power Generation
(University of Alabama).
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
80
Figura 3.32: Evolución del calor específico del material de almacenamiento en función de la
concentración de Nanopartículas. Fuente: US Department Of Energy
La Universidad de Alabama está desarrollando un medio de almacenamiento térmico
consistente en sales fundidas de bajo punto de fusión (LMP) y alta densidad de almacenamiento
de calor sensible. Con ello se pretende obtener un fluido de transferencia y almacenamiento con
el cual pueda trabajarse a más de 650ºC y por ello hacer posible el funcionamiento de turbinas
de alta eficiencia (Figura 3.33).
Con el proyecto se pretende investigar el comportamiento térmico del TES, determinar el ciclo
de vida del sistema de sales fundidas LMP y medir la eficiencia de carga/descarga del sistema.
Figura 3.33: Investigaciones en Universidad de Alabama.Fuente: US Department Of Energy
Development and Performance Evaluation of High Temperature Concrete for Thermal
Energy Storage for Solar Power Generation (University of Arkansas).
La Universidad de Arkansas se encuentra desarrollando un nuevo tipo de hormigón que puede
aguantar elevadas temperaturas (hasta de 500ºC). Se están evaluando las propiedades térmicas,
los ratios de intercambio de calor y los ciclos de calentamiento/enfriamiento (Figura 3.34).
Esta universidad está desarrollando técnicas novedosas de construcción de los módulos en aras
del incremento del ratio de intercambio de calor desde el fluido de transferencia (HTF) hacia el
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
81
hormigón y viceversa, así como reducir la diferencia entre los coeficientes de dilatación del
hormigón y el material de refuerzo. Además, se están investigando otras técnicas para la
transferencia de calor directa del fluido al hormigón sin necesidad de tuberías intermedias.
Actualmente el precio del almacenamiento térmico en hormigón se estima en unos 25 $/kWhth,
con este proyecto se pretende alcanzar el objetivo del “Thermal Storage FOA” de un coste de
almacenamiento por debajo de los 15 $/kWthh con una eficiencia de almacenamiento >93%.
Hasta el momento, el almacenamiento de calor sensible en hormigón ha sido muy atractivo,
pero también ha presentado una serie de desafíos a superar como la compatibilidad del
hormigón con los HTFs, durabilidad después de grandes ciclos térmicos y asuntos de
carga/descarga parciales. Además, para aplicaciones de almacenamiento térmico es necesario
disponer de hormigón especial, lo cual suele aumentar el coste del sistema.
La entidad Abengoa, como parte del proyecto que le fue concedido, evaluó el almacenamiento
sensible en hormigón (basado en la configuración estudiada en el DLR) determinando que no es
competitivo frente a otras tecnologías existentes (2 tanques de almacenamiento en sales
fundidas) ya que el LCOE es aproximadamente un 10% superior. Por ello la universidad de
Arkansas se enfrenta a un arduo camino que superar lleno de dificultades técnicas para
conseguir los objetivos anteriormente mencionados.
Figura 3.34: Módulos de hormigón desarrollados en la Universidad de Arkansas. Fuente: US Department Of
Energy
Novel Thermal Energy Storage Systems (TES) for Concentrating Solar Power (CSP)
(University of Connecticut)
La Universidad de Connecticut está desarrollando nuevos sistemas para la transferencia, o
mejorando los ya existentes.
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
82
De entre los objetivos específicos del proyecto podrían nombrarse la inclusión de sistemas de
termosifón y/o caloductos/heat pipes (TS/HPs) dentro del PCM adecuado para reducir
significativamente la resistencia térmica a la transmisión de calor dentro de los sistemas de
almacenamiento en plantas CSP a gran escala, y con ello mejorar el funcionamiento de la
planta.
De entre las ventajas de los termosifones y las tuberías se ha de destacar
Tienen una conductividad térmica efectiva de hasta 90 veces mayor que el cobre
Transfieren grandes cantidades de energía de manera prácticamente isoterma
Pueden diseñarse para proporcionar un alto rendimiento seleccionando cuidadosamente
el fluido de trabajo y la presión de operación, así como el material de las paredes.
Pueden fabricarse con una gran variedad de formas
Los objetivos primordiales del proyecto son establecer una base de conocimiento suficiente para
el diseño a gran escala de un sistema que pueda reducir significativamente el LCOE y mejore el
rendimiento de carga y descarga en sistemas que utilicen PCM y probar que el uso de
termosifones puede mejorar la transferencia de calor en sistemas de almacenamiento térmico
con PCM.
Figura 3.35: Sistema de almacenamiento de calor latente con PCM y termosifones integrados para reducir la
resistencia térmica desarrollado en la Universidad de Connecticut. Fuente: US Department Of Energy
CSP Energy Storage Solutions – Multiple Technologies Compared (US Solar
Holdings).
US Solar Holdings actualmente se ha propuesto demostrar la aplicabilidad de varias tecnologías
de almacenamiento a escala comercial y proveer de un almacenamiento eficiente para plantas
CSP de más de 50 MW.
Los objetivos claves del proyecto incluyen:
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
83
Pruebas concluyentes de la viabilidad de la tecnología termoclina, así como la
reducción de los costes actuales.
Desarrollo de la novedosa tecnología de almacenamiento en dos tanques de arena
(“SandShifter”)
Maximización del tiempo de almacenamiento útil (particularmente en términos de
maximización de la capacidad y el tiempo de liberación de energía)
Análisis y optimización de asuntos de operación y mantenimiento.
En el ámbito de la tecnología termoclina, US Solar Holdings está creando un servicio de soporte
para apoyar la financiación y la inclusión de tanques termoclinos en las plantas CSP futuras a
gran escala.
En cuanto al “SandShifter”, el proyecto se centra en identificar e investigar los asuntos más
determinantes para este concepto tan actual, con la meta de eliminar las dificultades técnicas y
llevando a la práctica dicho concepto con la puesta en marcha de una instalación de 1 MW
como proyecto de demostración. También se pretende extender este concepto con un análisis
teórico de una instalación de 50 MW, para demostrar si es interesante económicamente o no.
Figura 3.36: Almacenamiento térmico en arena mediante el paso de esta por un intercambiador de calor. Fuente:
US Department Of Energy
3.4. Almacenamiento térmico a escala comercial
3.4.1 Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con TES.
En este punto se hará un listado de todos los proyectos en los que se integre/ se haya integrado
un sistema de almacenamiento térmico para la producción de potencia en centrales solares de
concentración de alta temperatura. El propósito de esto es establecer una base de datos a partir
de la cual pueda elaborarse un análisis de resultados para determinar aspectos relevantes de
estos sistemas como puede ser la tendencia seguida a escala mundial en cuanto a tipología y
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
84
medios de almacenamiento, ratios potencia instalada/capacidad de almacenamiento y esfuerzos
internacionales para la maduración e inclusión de sistemas TES en proyectos futuros.
A pesar de que el interés principal es recopilar información de aquellas instalaciones ligadas al
ámbito comercial, también quedan recogidas algunas otras experiencias como son plantas piloto
y experimentales, plantas de demostración y prototipos previos a modelos comerciales.
En la tabla 3.5 se hace una recopilación de las plantas actualmente en servicio (año 2013) que
utilizan un sistema de almacenamiento térmico. Para resaltar la fuerte presencia española en el
mercado solar de concentración, se dividen los proyectos en dos grupos: Instalaciones Solares
de Concentración de Alta Temperatura con TES a nivel mundial e Instalaciones Solares de
Concentración de Alta Temperatura con TES sólo en España.
Tabla 3.5: Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura activas con sistema de almacenamiento
térmico
Proyecto Tipo de
CSP
Medio de
almacenamiento
Temperatura
nominal
Tipología
almacenamiento
Capacidad
de la
planta
Capacidad
de
almacenami
ento Fría Caliente
Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con TES a nivel mundial
Nevada Solar
One
Nevada, USA
Canal
parabólico
Dowtherm A 318 393 Sobredimensionamiento
de la red de tuberías
64 MWe 0.5 h
Solana Power
Station,
Arizona, USA
Canal
Parabólico
Sales fundidas n.d. n.d. 2 Tanques indirectos 250 MWe 6 h
Holaniku en
Keahole Point
Hawaii, USA
Canal
parabólico
Agua n.d. 200 Almacenamiento
indirecto
2 MW 2h
Proyecto
demostración
Lake Cargelligo,
Nueva Gales del
Sur, Australia
Receptor
central
n.d. n.d. n.d. Tecnología “Core
Graphite” 2
3 MW n.d.
2 Tipo de grafito utilizado con sales fundidas en la industria nuclear
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
85
Proyecto Tipo de
CSP
Medio de
almacenamiento
Temperatura
nominal
Tipología
almacenamiento
Capacidad
de la
planta
Capacidad
de
almacenami
ento Proyecto
demostración
Jülich Solar
Tower,
Rhineland,
Alemania
Receptor
central
n.d. n.d. n.d. Tecnología “Ceramic
Heat Sink”3
1.5 MW n.d.
Archimede
Sicilia, Italia
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
290 550 Dos tanques directos
H=6.5 m, ø=13.5 m
5 MW 8h/100 MWh
Plataforma
experimental y
de demostración
Dahan,
Beijing, China
Receptor
central
Vapor
saturado/aceite
220 350 Acumulador combinado
vapor/hormigón
1 Mwe 1 MWh/ 1h
SEGS I, Mojave
Desert,Californi
a, EEUU
Canal
parabólico
Aceite mineral 240 307 Dos tanques directos 354 Mwe 120
MWh(SEGSI)
Prototipo
Augustin
Fresnel I,
Targassonne,
Francia
Concentrador
lineal de
Fresnel
Vapor saturado n.d. n.d. Acumulador de
vapor/Tanques Ruths
250 kW 0.25 h
Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con TES sólo en España
Instalaciones de
prueba SSPS-
DCS
Almeria, España
Canal
parabólico
Santotherm 55 225 295 Tanque termoclino 1.2 MWth 5 MWth
Planta Solar-10
Sevilla, España
Receptor
central
Agua presurizada 240 260 Acumulador de vapor 11 Mwe 50
min/20MWth
Planta Solar-20
Sevilla, España
Receptor
central
Agua presurizada n.d. 250-300 Acumulador de vapor 20 Mwe 50 min
3 Tipo de cerámicas de alta conductividad térmica
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86
Proyecto Tipo de
CSP
Medio de
almacenamiento
Temperatura
nominal
Tipología
almacenamiento
Capacidad
de la
planta
Capacidad
de
almacenami
ento Gemasolar
Sevilla, España
Receptor
central
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
292 565 Dos tanques directos 17 MW 15 h
El Reboso II,
Sevilla, España
Canal
parabólico
n.d. n.d. n.d. n.d. 50 MWe n.d.
El Reboso III,
Sevilla, España
Canal
parabólico
Sales fundidas n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 116 MWh
Andasol-1
Granada,
España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 - 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MWe 7.5h/1010
MWh
Andasol-2
Granada,
España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MWe 7.5h/1010
MWh
Andasol-3
Granada,
España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos 50 MWe 7.5h
Arcosol 50,
Cádiz, España
Canal
Parabólico
Sales fundidas n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 7.5h/1010
MWh
Termesol 50,
Cádiz, España
Canal
Parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 7.5h/1010
MWh
La Africana,
Córdoba,
España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos 50 MW 7.5h
Extresol-1
Badajoz, España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MWe 7.5h/1010
MWh
Extresol-2
Badajoz, España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MWe 7.5h/1010
MWh
Extresol-3
Badajoz, España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MWe 7.5h/1010
MWh
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
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Proyecto Tipo de
CSP
Medio de
almacenamiento
Temperatura
nominal
Tipología
almacenamiento
Capacidad
de la
planta
Capacidad
de
almacenami
ento La Florida,
Badajoz, España
Canal
parabólico
Sales fundidas n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 1010 MWh
La Dehesa,
Badajoz, España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos 50 MW 7.5h/1010
MWh
Termosol 1,
Badajoz, España
Canal
Parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 9 h
Termosol 2,
Badajoz, España
Canal
Parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 9 h
Astexol II,
Badajoz,España
Canal
Parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 8h
Manchasol-1
Ciudad Real,
España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MWe 7.5h
Manchasol-2
Ciudad Real,
España
Canal
parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
KNO3]
292 386 Dos tanques indirectos
H=14 m, ø=36 m
50 MW 7.5h
Aste 1A, Ciudad
Real, España
Canal
Parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 8h
Aste 1B, Ciudad
Real, España
Canal
Parabólico
Sales fundidas
[60% NaNO3 – 40%
kNO3]
n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 8h
Puerto Errado 1
Murcia, España
Lineal de
Fresnel
Vapor Saturado n.d. 270 Acumulador de vapor 1.4 MW n.d.
Prototipo
Puerto Errado
1, Murcia,
España
Lineal de
Fresnel
n.d. n.d. n.d. Tanque termoclino
Tanque Rush
1.4 MWe n.d.
Puerto Errado
2, Murcia,
España
Lineal de
Fresnel
n.d. n.d. n.d. Tanque Termoclino
Tanque Rush
30 MWe 0.5 h
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
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A continuación podemos observar algunos de los proyectos actualmente en desarrollo de
centrales Termo-Solares de Concentración que incluyen sistemas de almacenamiento térmico
nivel mundial. Dentro de los proyectos en marcha, diferenciaremos dos grupos: los proyectos
en construcción y los proyectos en desarrollo. Los proyectos en desarrollo son aquellos en los
que, habiéndose firmado la aceptación del proyecto por las autoridades competentes, están
pendientes de construcción. En este grupo no se han incluido, por tanto, proyectos pendientes de
validación formal. Tampoco se han incluido aquellos en los que la información disponible no es
suficiente para saber si integran un sistema de almacenamiento en sus instalaciones.
Tabla 3.6: Proyectos en desarrollo de Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con sistemas
de almacenamiento térmico integrado
Proyecto Tipo de CSP Capacidad
de la planta
[MWe]
Medio de
almacenamiento
Tipología
almacenamiento
Capacidad de
almacenamiento
Plantas en construcción
Planta Piloto
Airlight Energy Ait
Baha Canal parabólico 3 Fragmentos de piedra n.d. 12 horas
Proyecto demostración Alba Nova 1, Ghisonaccia, Francia
Colector lineal de
Fresnel
12 Agua presurizada Tanque Ruths 1 hora
Arenales, Morón de la Frontera, España
Canal parabólico 50 Sales fundidas [60%
NaNO3 – 40% KNO3]
2 tanques indirectos 7 horas
Bokpoort, Globershoop, Sudáfrica.
Canal parabólico 50 Sales fundidas 2 tanques indirectos 9 horas
1300 MWhth
Caceres,
Valdeobispo, España Canal parabólico 50 Sales fundidas [60%
NaNO3 – 40% KNO3]
2 tanques indirectos 7.5 horas
Casablanca,
Talarrubias, España Canal parabólico 50 Sales fundidas [60%
NaNO3 – 40% KNO3]
2 tanques indirectos 7.5 horas
Proyecto Crescent
Dunes Solar Energy,
Tonopah, EEUU
Receptor Central 110 Sales fundidas [a una
temperatura de 566ºC]
2 tanques directos 10 horas [con una
eficiencia de
almacenamiento del
99%]
Diwakar, Askandra,
India
Canal parabólico 100 Sales fundidas 2 tanques indirectos 4 horas
1010 MWhth
Gujarat Solar One,
Kutch, India
Canal parabólico 25 Sales fundidas 2 tanques indirectos 9 horas
1300 MWhth
KaXu Solar One,
Poffader, Sudáfrica Canal parabólico 100 Sales fundidas 2 tanques indirectos 3 horas
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
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Proyecto Tipo de CSP Capacidad
de la planta
[MWe]
Medio de
almacenamiento
Tipología
almacenamiento
Capacidad de
almacenamiento
Khi Solar One,
Upington, Sudáfrica Receptor Central 50 Vapor Saturado Acumulador de vapor 2 horas
Proyecto KVK Solar
Energy, Askandra,
India
Canal parabólico 100 Sales fundidas 2 tanques indirectos 4 horas.
1010 MWhth
Noor I, Ouarzazate,
Marruecos Canal parabólico 160 Sales fundidas 2 tanques indirectos 3 horas
Proyecto Supcon
Solar, Delingha,
China Receptor Central 50 Sales fundidas n.d. n.d.
Proyectos en desarrollo
Pedro de Valdivia,
Maria Elena, Chile Canal parabólico 360 Sales fundidas 2 tanques indirectos 10.5 horas
Proyecto Rice Solar
Energy, Rice, EEUU
Receptor central 150 Sales fundidas [a una
temperatura de 566ºC]
n.d. Capacidad n.d.
[eficiencia de
almacenamiento del
99%]
Ashalim 2, Desierto
Negev, Israel Canal parabólico 110 Sales fundidas 2 tanques indirectos 4.5 horas
A continuación se ofrece información más detallada de algunos sistemas anteriormente listados.
También se incluyen experiencias de gran valor como el Proyecto Solar, compuesto a su vez por
los proyectos Solar One, Solar Two y Solar Tres. Finalmente, para comparar información, se
nombrarán algunas instalaciones y proyectos a gran escala que no disponen/dispondrán de
sistemas de almacenamiento térmico.
Proyecto Solar
Solar One
La planta Solar One fue la primera prueba de una central térmica solar a gran escala. Solar One
fue diseñada por el Departamento de Energía (U.S. DOE), Southern California Edison, LA
Dpto. de Agua y Potencia y la comisión de Energía de California. Situada en Daggett, CA,
estuvo operativa desde 1982 hasta 1988.
Esta planta se construyó con un sistema de recepción central. Incorporaba un sistema de
almacenamiento para amortiguar los efectos de nubes transitorias y evitar interrupciones en el
suministro eléctrico a la red. El sistema de almacenamiento estaba basado en el concepto de
tanque termoclino, y consistía en un tanque relleno de rocas y arena, usando aceite como HTF.
Con Solar One se consiguió alcanzar la mayoría de los hitos propuestos, entre ellos, demostrar
la viabilidad técnica de generar una potencia de 10MWe durante ocho horas al día en el solsticio
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
90
de verano y durante cuatro cerca del solsticio de verano. La eficiencia media de la planta fue de
entorno al 16%.
Figura 3.37: La planta Solar One
Solar Two (Sales fundidas)
En 1995 Solar One fue remodelada conviertiendose en Solar Two, añadiendo un segundo anillo
de 108 heliostatos alrededor del campo solar ya existente de Solar One, resultando un total de
1926 heliostatos en el campo solar, con un área total de 82.750 m2. Esta iniciativa fue llevada a
cabo por un consorcio de empresas lideradas por Southern California Edison junto con US
DOE. Solar Two fue dado de baja en el 1999, y fue convertido en un Telescopio Cherencov
Aéreo en 2001 [Reilly et al. (2001)].
Tras la experiencia con la planta SEGS I, se determinó que el uso de aceites minerales como
HTF en una planta como Solar Two era desaconsejable debido a la alta inflamabilidad de estos.
Por otro lado, el uso de aceites sintéticos como HTF había quedado descartado para su uso en
sistemas de almacenamiento directo debido al incremento dramático de la inversión necesaria en
el fluido de transferencia. Por ello en la ampliación de Solar One, se determinó el uso de sales
fundidas (60% NaNO3 – 40% KNO3) como la opción más interesante de entre las disponibles.
Los tanques de almacenamiento térmico de Solar One fueron demolidos, y la empresa Pitt-Des
Moins construyó dos nuevos tanques de sales. Este sistema permitía cubrir tres horas de
operación a plena carga, con una capacidad de almacenamiento total de 105 MWhth, o
equivalentemente, 35 MW de capacidad. El tanque de sales fría trabajaba a una temperatura de
290ºC mientras que el de sales calientes a 565ºC.
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
91
Figura 3.38: Demolición de los tanques de almacenamiento de Solar One
Solar Tres/Gemasolar
Situado en Fuentes de Andalucía, cerca de Sevilla, Solar Tres (posteriormente denominada
Gemasolar) es la primera planta comercial con receptor central y utiliza la tecnología de Solar
One y Solar Two para una producción eléctrica de 15 MW. Para almacenar 588 MWhth se
utiliza un gran tanque de sales de nitrato, brindando a la planta la posibilidad de 15 horas de
operación autónoma con el calor almacenado en este sistema. Lo que se traduce en que esta
planta puede operara alrededor de 6500 horas al año. Solar Tres se puso en marcha oficialmente
en 2011.
El sistema de almacenamiento está compuesto por dos tanques de almacenamiento directo con
sales fundidas (una mezcla de NaNO3 y KNO3).
El tanque de sales calientes trabaja a unos 565ºC y fue fabricado con acero inoxidable ASTM A
240 Grade 347. El tanque frío, fabricado con acero al carbón ASTM A 516 Grade 70, almacena
las sales fundidas a aproximadamente 288ºC. La capacidad de almacenamiento fue de
588MWth. Para obtener el mayor factor de utilización de la planta, debe almacenarse el 70% de
la capacidad nominal del sistema.
Solana Generating Station
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
92
El 23 de Octubre de 2013 se procedió a la puesta en marcha de la planta de potencia solar de
280 MW con colectores cilindro parabólicos construida en Arizona por el grupo Abengoa Solar,
ocupando una superficie total de 1257 hectáreas. La planta genera suficiente potencia como para
suministrar electricidad a 70.000 viviendas bajo un contrato de 30 años de duración con Arizona
Public Service (APS). Solana Generating Station generará una cantidad anual de electricidad de
944 GWh/año. El coste total de este proyecto se estima en unos 2 billones de US$, contando con
unos incentivos de 1.45 billones de US$ del Programa de Garantía de Prestamos Federales del
U.S. DOE.
El campo solar está compuesto por un área de captación de 2.200.000 m2, con un total de 3232
colectores, formando 808 lazos de 4 colectores cada uno. Como HTF se ha utilizado el aceite
Therminol VP-1. Este sale del campo solar a una temperatura de 380 ºC.
El bloque de potencia sigue un ciclo Rankine, con dos turbinas de 140 MW que reciben vapor a
100 bares de presión.
Para el almacenamiento térmico se dispone de dos tanques de almacenamiento indirecto de sales
fundidas, proporcionando estos una autonomía a la planta de 6 horas. Además se dispone de una
caldera de gas natural auxiliar para asegurar el correcto funcionamiento de la planta.
Nevada Solar One
Situada en Boulder City, Nevada, un sistema de colectores parabólicos funciona desde Junio de
2007. Esta planta, que tiene una capacidad nominal de 64 MW y una capacidad máxima de 70
MW, alimenta a más de 14.000 casas anualmente. Nevada Solar One generara una cantidad
estimada anual de 134 GWh/año. Para su puesta en marcha fue necesaria una inversión
aproximada de 266.000.000 US$.
El campo solar está compuesto por un área de apertura del campo solar de 357.200 m2 y de
ensamblaje de colectores solares de 470 m
2, con un total de colectores de 760, formando 95
lazos de 8 colectores cada uno con una longitud de 100m. Como HTF se ha utilizado el aceite
Downtherm A. El HTF entra al campo solar a 318 ºC y sale de este a 393ºC.
El sistema de almacenamiento de Nevada Solar One sólo cubre media hora de operación de la
planta.
PS10(Agua presurizada)
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
93
Figura 3.39: Esquema de la planta PS10
La compañía Abengoa Solar NT lleva promoviendo la instalación de la planta solar PS10 en
Sevilla desde 1999. Este proyecto, contando con la colaboración de Ciemat en el dimensionado
y optimización de algunos componentes, emplea la tecnología de receptor volumétrico central
de aire y un sistema de almacenamiento en medio dual, almacenando vapor en un lecho
cerámico de alúmina. La planta tiene una capacidad de 10 MW. Suministra una cantidad de
23.400 MWh/año.
El esquema de la planta solar PS10 está basado en el de la planta solar PHOEBUS, una planta
piloto experimental que estuvo operativa entre 1993 y 1995 con el propósito de probar la
viabilidad de los sistemas con receptores volumétricos de aire.
Durante la operación a plena carga, parte del vapor a 250 ºC y 40 bar es empleado para cargar el
sistema de almacenamiento térmico. Para períodos nublados transitorios, la planta dispone de un
sistema de almacenamiento térmico, con una autonomía de 50 minutos de operación al 50% de
la carga total del sistema. El sistema de almacenamiento está compuesto por cuatro tanques que
operan secuencialmente en función del estado de carga. Estos tanques tienen una capacidad de
aproximadamente 12 MWhth.
La planta tiene una eficiencia media en torno al 17.5 %, con un rendimiento en el
almacenamiento del 92.4%. En la Figura 3.40 puede observarse el desglose de pérdidas y
eficiencia energéticas de los distintos procesos correspondientes a la producción eléctrica en la
planta PS10.
Para cubrir períodos de carencia solar, esta planta también incluye una caldera auxiliar de gas
natural para generación de vapor, con capacidad para cubrir el 15% de la producción total de la
planta.
SEGS I (Aceite térmico)
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
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94
Figura 3.40: Desglose del rendimiento de generación de PS10
SEGS I es una de las nueve plantas SEGS (Solar Electric Generating Stations) situadas en el
desierto californiano Mojave. La combinación de estas nueve plantas de colectores cilindro
parabólico computan más de 350 Megavatios.
El bloque de potencia está compuesto por una turbina de 13.8 MW trabajando con vapor a 40
bares con una eficiencia del 31.5% a plena carga.
Inicialmente, la planta disponía de dos tanques de almacenamiento directo con una autonomía
de almacenamiento térmico de 3 horas para suministro de electricidad en momentos pico de
demanda. En esta planta, se utilizó un aceite mineral llamado Caloría, especialmente diseñado
para esta aplicación, tanto como HTF como medio de almacenamiento. El aceite se almacenaba
en dos tanques diferentes: un tanque a alta temperatura, donde el aceite se almacenaba tras haber
sido calentado en el campo solar, a una temperatura de 307ºC, y un tanque frío a 240ºC, en el
que se almacenaba el aceite tras haber descargado su energía en el bloque de potencia. El aceite
Caloría supuso el 42% de la inversión total de SEGS I (Figura 3.41).
En 1999 se produjo un incendio en los tanques de almacenamiento (Figura 3.42), dejando
inservible el sistema. Desde entonces no se ha sustituido.
Debido a la tendencia seguida en cuanto al incremento de la temperatura de operación para la
mejora del rendimiento del bloque de potencia, en las posteriores SEGS se cambió el aceite
caloría por otro fluido de transferencia de alta temperatura. Este cambio imposibilitó el uso del
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
95
mismo tipo sistemas de tanques despresurizados utilizados en SEGS I debido a que el nuevo
HTF tenía una presión de vapor mucho mayor que el Caloría. Por otro lado, los tanques
presurizados tienen un elevado coste y no pueden fabricarse en grandes dimensiones, lo cual fue
determinante para no incluir sistemas de almacenamiento térmico en las plantas SEGS II-IX.
Figura 3.41: Esquema inicial de la planta SEGS I
Figura 3.42: Incendio en la planta SEGS I, año 1999 (Fuente: http://www.digitalstoryteller.com/)
Andasol I
Esta planta termo-solar basada en la tecnología de colectores cilindro parabólicos fue
construida por la empresa Sener en la localidad de Guadix, provincia de Granada. Esta fue la
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
96
primera central de colectores cilindro parabólico en Europa y la primera a nivel mundial en
utilizar un sistema de almacenamiento térmico. Con una potencia nominal de 50 MW, Andasol I
abastece hasta a 200.000 personas. La cantidad anual de electricidad generada por esta central
ronda los 158 GWh/año. El coste total de la planta rondó los 300.000 M€.
Figura 3.43: Esquema de la planta solar de concentración Andasol I
Como HTF utiliza vapor sobrecalentado, que transfiere su energía térmica tanto al ciclo de
potencia como al sistema de almacenamiento térmico cuando es preciso derivar parte de la
energía obtenida en el campo solar.
El almacenamiento térmico se realiza indirectamente mediante la transferencia de calor desde el
HTF hacia un circuito cerrado de dos tanques de sales fundidas (Sal Solar: 40%NaNO3 y
60%KNO3, con una temperatura de fusión de 221ºC) mediante un intercambiador. En el circuito
de tanques de sales, el fluido de almacenamiento sigue un movimiento unidireccional a través
de un sistema de tuberías que conecta ambos tanques. El sentido de movimiento del fluido de
transferencia varía en función del tipo de operación llevada a cabo. En un momento de
producción de calor pico en el campo solar, para cargar térmicamente el sistema de taques de
sales el fluido de almacenamiento se impulsa desde el tanque de baja temperatura hacia el de
alta temperatura, pasando por el intercambiador de calor captando así parte de la energía térmica
contenida en el HTF. Para la descarga del sistema de almacenamiento en un instante de carencia
térmica en el campo solar el funcionamiento sería inverso al anteriormente explicitado.
Con dos tanques de almacenamiento indirecto que albergan 28.500 toneladas de sales fundidas,
la capacidad de almacenamiento de Andasol I ronda los 1010 MWth, lo cual permite la
posibilidad de trabajar a plena carga durante 7.5 horas. El rendimiento anual de conversión de la
energía solar a la energía eléctrica es del 14.7%.
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97
Proyecto Crescent Dunes Solar Energy (en construcción)
Esta planta de potencia ocupa una superficie aproximada de 6.5 Km2 en el territorio de Tonopah
(Nevada) en los Estados Unidos. Es una planta basada en la tecnología de receptor central, con
110 MW de potencia.
El campo solar estará compuesto por 17.170 heliostatos con un área de 62.4 m2 cada uno (área
total de Heliostatos de 1.071.361 m2). La torre tiene una altura aproximada de 165 metros,
culminando en un receptor del tipo externo – cilíndrico. Como fluido de transferencia se
utilizarán sales fundidas a unas temperaturas de trabajos entre 288ºC y 566 ºC.
Se dispondrá, además, de dos tanques de almacenamiento directo de sales fundidas, con una
capacidad de 10 horas de almacenamiento. Es digno de reseña las expectativas existentes en
cuanto a eficiencia de almacenamiento de este sistema, ya que debido al incremento de la
temperatura de almacenamiento con respecto a sistemas convencionales, se espera que ronde el
99% de efectividad.
Aunque aún se encuentra en construcción, se prevé que entre en funcionamiento en el presente
2013, y que genere 485.000 MWh/año.
Pedro de Valdivia (en desarrollo)
Este proyecto, situado en Maria Elena en la región de Antofagasta, es una planta de 360 MW
dividida en dos fases (I y II), que a su vez se dividen en dos unidades de 90 MW. La planta
utilizará la tecnología de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento térmico.
El campo solar estará compuesto por 1344 lazos con 4 colectores por lazo (5.376 colectores).
Utilizará aceite térmico como HTF, trabajando a unas temperaturas de 293ºC (entrada al campo
solar) y 393ºC (salida del campo solar).
El sistema de almacenamiento dispuesto responderá a la configuración típica de dos tanques
indirectos de sales fundidas, con una capacidad de 10.5 horas de almacenamiento.
Se prevé que entre en funcionamiento en 2015, suministrando 2.108 GWh/año. El coste de esta
planta se estima en unos 2.610.000.000 US$.
3.4.2 Plantas operativas y futuros proyectos que no incluyen TES
El ánimo de este apartado es recopilar información de los proyectos en los que se ha prescindido
de un sistema de almacenamiento para disponer de un inventario que sirva de apoyo para una
posterior comparación entre los sistemas con y sin almacenamiento. Además este apartado nos
permite comprender definitivamente cuál es la tendencia seguida a nivel mundial en cuanto a la
inclusión de sistemas de almacenamiento térmico en aplicaciones termosolares de concentración
de alta temperatura.
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
98
La tabla 3.7 recoge algunos ejemplos de plantas de potencia que no incluyen sistemas TES,
dividiendo estas en función de la tipología de la planta (Torre Central, concentradores cilindro-
parabólicos y concentradores lineales de Fresnel).
Tabla 3.7: Algunas de las plantas termosolares sin sistemas de almacenamiento térmico
Proyectos Estado Capacidad
de la planta
HTF Comentarios
Torre Central
ACME Solar
Tower,
Rajasthan, India
Operativa 2,5 MW Agua/Vapor Campo Solar: Te,r=218ºC ; Ts,r=440ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=60 bar
Sierra
SunTower,
California,
EEUU
Operativa 5 MW Agua/vapor O&M: 12 trabajos/año
Campo Solar: Te,r=218ºC ; Ts,r=440ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=160 bar ; η=28,72%
Ivanpah Solar
Electric
Generating
System,
California,
EEUU
En
construcción
377 MW Agua/vapor Generación eléctrica: 1.079,232
GWh/año
O&M: 90 trabajos/año
Coste de inversión: 2200 millones de
US$
Campo Solar: Te,r=288ºC ; Ts,r=566ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=160 bar ; η=28,72%
Ashalim 1,
Desierto Negev,
Israel
En
desarrollo
121 MW n.d. Bloque de potencia: Tipo=Rankine
BrightSource
Coyote Springs 1
(PG&E 3)
(Coyote Springs
1), Nevada,
EEUU
En
desarrollo
200 MW n.d. Generación eléctrica: 573 GWh/año
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
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99
Proyectos Estado Capacidad
de la planta
HTF Comentarios
BrightSource
Coyote Springs 2
(PG&E 4)
(Coyote Springs
2), Nevada,
EEUU
En
desarrollo
200 MW n.d. Generación eléctrica: 573 GWh/año
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
BrightSource
PG&E 5-7,
Nevada, EEUU
En
desarrollo
200 MW n.d. Generación eléctrica: 573 GWh/año
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Gaskell Sun
Tower,
California,
EEUU
En
desarrollo
245 MW n.d. Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Palen Solar
Electric
Generating
System,
California,
EEUU
En
desarrollo
500 MW
(2x250MW)
n.d. Generación eléctrica: 1.430 GWh/año
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Colectores Cilindro-parabólicos
Borges
Termosolar,
Lleida, España
Operativa 22,5 MW Aceite
Térmico
Generación eléctrica: 98 GWh/año
O&M: 30 trabajos/año
Coste de inversión: 153 M€
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
η=37%
Godawari Solar
Project,
Rajhastan, India
Operativa 50 MW Dowtherm
A
Generación eléctrica: 118 GWh/año
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=390ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
100
Proyectos Estado Capacidad
de la planta
HTF Comentarios
Guzmán,
Córdoba, España
Operativa 50 MW Dowtherm
A
Generación eléctrica: 104 GWh/año
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=100 bar
Helioenergy 1 y
2, Sevilla,
España
Operativas 50 MW Aceite
Térmico
Generación eléctrica: 95 GWh/año
O&M: 60 trabajos/año
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=100 bar
Enerstar,
Alicante, España
Operativa 50 MW Aceite
Térmico
Generación eléctrica: 100 GWh/año
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=100 bar
Morón, Sevilla,
España
Operativa 50 MW Aceite
Térmico
Generación eléctrica: 100 GWh/año
O&M: 45 trabajos/año
Coste de inversión: 295 M€
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Shams I,
Madinat Zayed,
Emiratos Árabes
Operativa 100 MW Therminol
VP-1
Generación eléctrica: 210 GWh/año
Coste de inversión: 445 M€
Campo Solar: Te,cs=300ºC ;
Ts,cs=400ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
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101
Proyectos Estado Capacidad
de la planta
HTF Comentarios
Agua Prieta II,
Sonora State,
Méjico
En
construcción
12 MW Aceite
Térmico
Generación eléctrica: 34 GWh/año
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Megha Solar
Plant, Andhra
Presdesh, India
En
construcción
50 MW Aceite
Sintético
Generación eléctrica: 130 GWh/año
O&M: 30 trabajos/año
Coste de inversión: 230 M€
Campo Solar: Te,cs=293ºC ;
Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Genesis Solar
Energy Project,
California,
EEUU
En
construcción
250 MW Therminol
VP-1
Generación eléctrica: 300 GWh/año
O&M: 50 trabajos/año
Campo Solar: Ts,cs=393ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Mojave Solar
Project,
California,
EEUU
En
construcción
250 MW
(2x140)
Therminol
VP-1
Generación eléctrica: 600 GWh/año
O&M: 80 trabajos/año
Coste de inversión: 1.185 M€
Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Colectores lineales de Fresnel
Dhursar,
Rajasthan, India
En
construcción
100 MW n.d. Bloque de potencia: Tipo=Rankine
Kimberlina Solar
Thermal Power
Plant, California,
EEUU
Operativa 5 MW Agua/vapor Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=40 bar
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Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
102
Proyectos Estado Capacidad
de la planta
HTF Comentarios
Kogan Creek
Solar Boost,
Queensland,
Australia
En
construcción
44 MW Agua Generación eléctrica: 44 GWh/año
Coste de inversión: 73 M€
Campo Solar: Te,cs=186ºC ;
Ts,cs=370ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=60 bar
Liddell Power
Station
Operativa 9 MW Agua/Vapor Generación eléctrica: 13,55 GWh/año
Campo Solar: Te,cs=140ºC ;
Ts,cs=270ºC
Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;
Pvapor=50 bar
3.4.3 Análisis de la tendencia comercial de los sistemas de almacenamiento térmico
En la Tabla 3.8 se ofrece un resumen de las tablas anteriores (Tablas 3.5, 3.6 y 3.7).
Tabla 3.8: Tabla resumen plantas CSP & sistemas TES
CCP RC CLF
TOTAL 83 16 9
Plantas Operativas
Total 67 8 6
Con TES (nº) 19 6 4
Ejemplos Solana Power Station
(250 MW - EEUU)
Andasol (50 MW -
España)
Nevada Solar One (64
MW- EEUU)
Gemasolar (17 MW -
España)
Puerto Errado 2 (30 MW - España)
Llo Solar Thermal Project (9 MW -
Francia)
Sin TES (nº) 48 2 2
Ejemplos Segs I-IX (350 MW -
EEUU)
Shams 1 (100 MW –
Emiratos Árabes
Unidos)
Sierra SunTower (5
MW- EEUU)
ACME SolarTower (2,5
MW - India)
Kimberlina (5 MW - EEUU)
Liddel Power Station (9 MW -
Australia)
Plantas en Construcción
TOTAL 14 4 3
Con TES (nº) 10 3 1
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103
Centrales de colectores cilindro-parabólico
La tecnología de colectores cilindro-parabólicos es la que juega un papel claramente dominante
en el panorama actual en la generación de energía termosolar. Dentro de este grupo, destaca el
protagonismo de las centrales con una potencia instalada de 50 MW, trabajando con aceites
térmicos como fluidos de transferencia, disponiendo de un sistema de almacenamiento indirecto
de dos tanques de sales fundidas con una capacidad de almacenamiento de entre 7,5-9 horas
(1010 MWhth), cuya tipología tiene su origen en la experiencia de Andasol-I. Esta tendencia
actual viene condicionada principalmente por la firme apuesta por la energía solar de
concentración en España durante la primera década del siglo XXI bajo un marco nacional
regulatorio con tarifas retributivas para la energía procedente de fuentes renovables. Esto ha
creado un escenario en el mercado eléctrico estable y constante desde el RD 661/2007. Las
distintas disposiciones de este plan ofrecen incentivos para animar a invertir a las distintas
empresas del sector en plantas termosolares de concentración de hasta 50 MW con sistemas de
almacenamiento térmico integrados (Kost C. et al (2013)), siendo esta potencia límite la opción
más interesante.
Por esta razón, actualmente la mayor parte de las centrales de colector parabólico con 50 MW
de potencia operativas se encuentran en España. De entre las cuales, más de la mitad de ellas
están equipadas con sistemas de almacenamiento térmico (tipología Andasol)(Kost C. et al
(2013)). Dentro de las instalaciones de colector cilindro-parabólico no hay diferencias en cuanto
a lo que el bloque de potencia y rendimiento de la turbina se refiere. En ambas tipologías se
emplean aceites térmicos como fluido de transferencia, con una temperatura del HTF a la
Ejemplos Noor I (160 MW -
Marruecos)
Kaxu Solar One (100
MW - Sudáfrica)
Diwakar (100 MW -
India)
Proyecto Crescent Dunes
Solar Energy (110 MW -
EEUU)
Khi Solar One (50 MW -
Sudáfrica)
Alba Nova I (12 MW - Francia)
Sin TES (nº) 4 1 2
Ejemplos Genesis Solar Energy
Project (250 MW -
EEUU)
Ivanpah Solar Electric
Generating System (377
MW - EEUU)
Kogan Kreek Solar Boost (44 MW -
Australia)
Proyectos en Desarrollo
TOTAL 2 4 0
Con TES (nº) 2 1 -
Ejemplos Pedro de Valdivia (360
MW - Chile)
Xina Solar One (100
MW - Sudáfrica)
Proyecto Rice Solar
Energy (150 MW -
EEUU)
-
Sin TES (nº) - 3 -
Ejemplos - Ashalim 1 y 2 (110 y 121
MW - Israel)
Palen Solar Electric
Generating System
(2x250 MW - EEUU)
-
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104
entrada del campo solar de en torno a 293ºC y de 393ºC a la salida de este, la turbina trabaja con
una presión de vapor de 100 bares y un rendimiento de entorno al 38%. Sin embargo hay
notables diferencias en cuanto a la generación eléctrica anual esperada y al coste de inversión,
esto último debido al incremento del tamaño del campo solar y al coste de los tanques de
almacenamiento térmico en las plantas con sistemas de almacenamiento. En la tabla 3.9, se
recogen las principales diferencias entre este tipo de plantas.
Tabla 3.9: Comparativa entre centrales de 50 MW instaladas en España, sin y con almacenamiento
Parámetros promedio en plantas de colectores cilindro-parabólicos de 50 MW en
España
Parámetros Sin almacenamiento térmico Con almacenamiento térmico
Inversión 295 M€ (Morón) 320 M€ (Arcosol 50) – 387
M€ (La Africana)
Nº promedio anual de trabajos
O&M
30-45 trabajos/año 40-50 trabajos/año
Gerenación eléctrica anual
esperada [GWh/año]
95 (Helioenergy 1-2)
104 (Guzmán)
158 GWh/año (Extresol 1-3) –
170 GWh/año (Arcosol 50)
Dentro de las instalaciones operativas, también se ha de destacar la creciente presencia de
centrales de gran potencia instalada, como es el caso de la reciente Solana Generating Station
con 250 MW instalados y 6 horas de almacenamiento para suministro eléctrico tras la puesta de
sol (6 tanques de sales fundidas).
Con respecto a la tendencia futura en un horizonte a corto plazo (10 años) de las centrales de
colector cilindro parabólico con sistemas de almacenamiento, no puede hablarse de una
predilección clara por estructuras innovadoras con respecto a lo ya existente. Proyectos diversos
con potencias instaladas desde 25 MW (Gujarat Solar One) hasta 360 MW (Pedro de Valdivia)
se encuentran en fase de construcción o en desarrollo. Sin embargo, en término promedio puede
atisbarse una inclinación clara al uso del sistema de almacenamiento indirecto en dos tanques de
sales con una capacidad de entorno a 1000-1300 MWhth, puesto que es el sistema que
actualmente cuenta con un mayor grado de madurez comercial. Por este motivo es difícil
establecer un ratio claro de potencia instalada/capacidad de almacenamiento con respecto a las
centrales comerciales de colectores parabólicos.
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
105
Con respecto a la tipología de almacenamiento, vemos una presencia casi exclusiva de los
sistemas de dos tanques indirectos con sales fundidas. Y es que desde la experiencia de SEGS I
no se ha vuelto a utilizar un sistema de almacenamiento térmico directo con dos tanques y aceite
térmico como fluido de transferencia. Este hecho se debe principalmente a dos motivos: (a) La
inversión necesaria en el sistema de almacenamiento se dispara debido al elevado coste del
fluido y la gran cantidad de este para rellenar los tanques (b) Este aceite es altamente
inflamable, elevando el riesgo de incendio del sistema.
Tabla 3.10: Tabla resumen tendencia de los sistemas TES en centrales CCP
Centrales CCP
Tendencia actual Tendencia futura
Rango de potencias 50 MW 100-360 (Pedro de
Valdivia: 360 MW)
Tipo de
almacenamiento
Tipo Andasol I (dos
tanques)
Tipo Andasol I en
bloques de pares de
tanques (4 pares de
tanques en Solana)
Capacidad de
almaceamiento
1010 Mwhth ≈ 7.5 horas ≈ 7.5 horas
Plantas de Torre Central
El presente escenario evidencia signos claros de una tendencia en el crecimiento del tamaño de
las centrales de potencia de torre central en aras de reducir los costes específicos de la planta.
Claro reflejo de ello es la nueva generación plantas de potencia de receptor central, destacando
los proyectos Ivanpah Solar Electric Generating Station (California); con torres de vapor de 377
MWe, el proyecto Crescent Dunes Plant (Tonopah); con una torre de sales fundidas de 110
MWe y 10 horas de almacenamiento térmico, Gaskell Sun Tower (California); con una
potencia de 245 MW, y finalmente Palen Solar Electric Generating System (California); con dos
unidades de 250 MW instaladas.
Acorde con este hecho, Reilly et al. (2001) afirman que las plantas de torre central deben ser de
gran potencia (>30 MW) para ser económicamente atractivas frente otras tecnologías de
concentración solar. También afirman que el Suroeste de los Estados Unidos es ideal para la
construcción de estas plantas debido al bajo coste del terreno, facilidad de interconectar las
instalaciones a la red eléctrica del lugar y la gran radiación directa normal. Similares
condiciones se dan en Sudáfrica, en el Sur europeo, Méjico, Oriente Medio, Australia e India, lo
cual permitiría hacer viable el suministro eléctrico a gran parte de la población mundial. Según
el DOE (1997), las grandes torres de receptor central de sales fundidas podrían ser capaces de
producir electricidad solar a un menor coste que cualquier tecnología solar disponible en los
próximos 30 años.
Sin embargo esta tendencia en el aumento de la potencia instalada se encuentra parcialmente
limitada por la pérdida de eficiencia óptica debido a la atenuación atmosférica. En adición, la
localización de heliostatos lejos del receptor repercute en una mayor presencia de efectos
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
106
indeseables como el fenómeno de “spillage”, debido a la desalineación o a distorsiones por
vientos (Antonio L. Ávila-Marín et al. (2013)). Por ello es de esperar un límite en el crecimiento
de estos sistemas hasta que no se resuelvan las presentes limitaciones.
Figura 3.44: Punto de Diseño (línea superior) y Eficiencia Óptica Anual (línea inferior) frente a superficie
reflectante para receptores de torre central [Antonio L. Ávila-Marín et al. (2013)].
Según A. L. Ávila-Marín et al. (2013), la máxima reducción del LEC para la generación de
plantas de potencias actuales después de la combinación de todas las mejoras posibles con la
tecnología actual contempladas en su estudio (optimización del factor de capacidad,
dimensionado correcto del sistema de almacenamiento y horas de almacenamiento óptimas,
localización más favorable, etc) es de entorno a un 25-30% con respecto a la situación actual.
De entre las plantas de nueva generación puede observarse una notable presencia de plantas con
generación directa de vapor como Khi Solar One (con aproximadamente 100 MWhth de
almacenamiento) o Ivanpah Solar (no dispone de sistema de almacenamiento).
Hasta el momento, el almacenamiento térmico en sistemas de gran potencia con receptor central
y generación directa de vapor es un asunto sin resolver completamente, quedando limitada su
aplicación a sistemas con pequeñas capacidades de almacenamiento. Es el caso de la planta de
torre central PS10, que cuenta con un sistema de almacenamiento con 50 minutos de capacidad
de suministro térmico al 50% de la carga nominal (20 MWhth). El proyecto Khi Solar One
supone una ruptura de barreras en cuanto al tamaño de los sistemas de almacenamiento térmico
de vapor saturado, con un sistema cuya capacidad rondará los 100MWhth. En contraposición,
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
107
uno de los mayores proyectos dentro de las plantas de receptor central es la central de Ivanpah
Solar, la cual prescindirá de sistema de almacenamiento. En el caso de la planta Ivanpah Solar,
la razón por la que se descarta el uso de un sistema de almacenamiento podría deberse a dos
motivos principales e interrelacionados entre sí: el gran tamaño requerido para almacenar
suficiente energía térmica para un sistema de 377MWe de potencia trabajando, además, a
altísimas presiones (presión de alimentación a la turbina: 160 bar). Por otro lado, los
proveedores de la tecnología de generación directa de vapor afirman que esta es una opción
práctica y rentable para sistemas sin almacenamiento (A. L. Ávila-Marín et al. (2013)). No
obstante, L. Ávila-Marín et al. (2013) remarcan que las futuras centrales de potencia de
generación directa incluirán almacenamiento térmico para al menos unas pocas horas como Khi
Solar One para incrementar el LCE y así incrementar el valor de la energía producida, e
incrementar el factor de capacidad de la planta así como aumentar la facilidad de gestión de la
planta, ya que estos son factores indispensables para una central conectada a la red eléctrica.
La centrales de receptor central con sales fundidas constituyen el otro bloque principal de la
nueva generación de plantas de torre central. El uso de sales fundidas en plantas de torre tiene su
principal aplicación a sistemas que prevean la incorporación de un sistema de almacenamiento
de gran capacidad. Dentro de este grupo pueden destacarse los proyectos en construcción de
Crescent Dunes Energy (110MW y 10 horas de almacenamiento térmico directo en dos
tanques), Supcon Solar (situado en China, con 50 MW de potencia y sistema de
almacenamiento) y el proyecto aún en desarrollo de Rice Solar Energy (situado en EEUU, con
una potencia de 150 MWe y sistema de almacenamiento térmico). Se prevé, que la tendencia
seguida en este tipo de sistemas sea el aumento de la temperatura de almacenamiento de las
sales fundidas, para así aumentar el rendimiento del bloque de potencia, como es el caso del
proyecto Crescent Dunes Energy, con una temperatura estimada de las sales de 565ºC.
Tabla 3.11: Tabla resumen de la evolución futura de los sistemas TES en centrales RC
Centrales de Receptor de torre central
Tecnología Tendencias futuras Limitaciones
Torre de sales ↑P: De 19.9 MW (Gemasolar) a 150
MW (Rice Solar Energy Project)
-↓Eficiencia óptica (atenuación
atmosférica)
- Spillage (heliostatos lejos del
receptor)
Elevar la Tª de sales hasta 1050 F →
Turbinas de alta eficiencia
NO2- = O
-2 + 3/2 O2 + N2 (a 500ºC)
CO2 + O-2
= CO3-2
(a 500ºC)
Bradshaw et al. (2008)
Torre de generación
directa de vapor
↑P: De 20 MW (PS20) a 50 MW (Khi
Solar One)
-↓Eficiencia óptica
↑ Capacidad de almacenamiento (de
30 min para 20 MW a 2 horas para 50
MW)
-Limitaciones en el diseño para el
aumento del tamaño de los tanques
(+ nº udds.)
3.5. CONSIDERACIONES GENERALES EN EL DISEÑO DE
SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TÉRMICO
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
108
En el presente punto se pretende recopilar una serie de criterios que han de ser tomados en
cuenta para el diseño de sistemas de almacenamiento.
3.5.1. Posibles configuraciones de las plantas solares de concentración con
almacenamiento
Para facilitar la comprensión del lector, a continuación se hará una recopilación de las
configuraciones más comunes de los sistemas de almacenamiento integrados en plantas CSP,
esto a su vez permitirá observar las diferencias constructivas entre las distintas disposiciones:
Configuraciones tradicionales
Configuraciones posibles para el almacenamiento sensible en medio líquido:
Sistemas de almacenamiento directo con dos tanques (Figura 3.45)
Sistemas de almacenamiento indirecto con un tanque termoclino (Figura 3.46)
Sistemas de almacenamiento indirecto con dos tanques (Figuras 3.47 y 3.48)
Figura 3.45: Almacenamiento directo en dos tanques de sales [SOLAR TWO]
Figura3.46: Almacenamiento indirecto en un tanque termoclino.
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109
Figura 3.47: Almacenamiento indirecto en dos tanques de sales [Central tipo Andasol I].
Figura 3.48: Almacenamiento indirecto en dos tanques de sales.
Configuraciones posibles para el almacenamiento sensible en medio sólido:
Sistemas de almacenamiento en hormigón o “concrete storage”:
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110
Figura 3.49: Almacenamiento en hormigón (medio sólido), también conocido como “concrete storage”
Configuraciones propuestas en la literatura para el almacenamiento latente con PCM:
Almacenamiento en múltiples materiales de cambio de fase:
Figura 3.50: Almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase en cascada (Cascaded Latent
Heat Storage, CLHS)
Configuraciones propuestas en la literatura para el almacenamiento químico:
Almacenamiento termoquímico con un reactor de amoníaco:
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111
Figura 3.51: Almacenamiento termoquímico mediante amoníaco
Configuraciones innovadoras
En su obra, Rovira et al. (2011) proponen y simulan nuevas configuraciones para posibles
futuros diseño de colectores cilindro-parabólicos. Los autores toman como referencia la
configuración y parámetros de una central tipo Andasol I con almacenamiento térmico indirecto
(Figura 3.47 anterior).
A continuación se describen las propuestas realizadas por ambos autores así como los resultados
de las simulaciones.
En la Figura 3.52 puede observarse el esquema de una planta solar de concentración de
colectores cilindro-parabólicos bajo la configuración denominada por los autores “Double
Thermal Storage” (DTS). En esta configuración hay dos sistemas de almacenamiento indirecto
en sales fundidas. Ambos están dimensionados para trabajar durante 7.5 horas a plena carga
durante períodos de ausencia de radiación solar. El tamaño del campo solar y del múltiplo solar
son también idénticos a las de referencia. La configuración con doble sistema de
almacenamiento (DTS) está diseñada para evitar el descenso de temperatura del fluido de
transferencia cuando se descarga el sistema de almacenamiento.
Cuando hay ausencia de radiación en el campo solar, se produce un menor flujo másico de
fluido de transferencia en los colectores, y por tanto de vapor generado. Si dicho flujo es menor
del requerido por la turbina para trabajar en condiciones nominales se activa el modo descarga
del sistema de almacenamiento. Para restaurar el flujo másico, se añade algo de fluido de
transferencia al flujo proveniente del campo solar. Este flujo adicional bypasa los colectores
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112
Figura 3.52: Esquema de una planta solar de concentración con configuración “Double Thermal Storage”
(DTS) [Rovira et al., 2011]
solares y es calentado con las sales calientes en el LSS (Sistema de Almacenamiento de Baja
Temperatura). Como anteriormente, la temperatura de los dos flujos está por encima de la
requerida. Para restaurar la temperatura requerida por el generador de vapor, todo el HTF pasa a
través del intercambiador de calor en el cual las sales fundidas del HSS (Sistema de
Almacenamiento de Alta Temperatura) transfieren la energía térmica necesaria a la temperatura
adecuada. Puesto que se consiguen las condiciones nominales de flujo de vapor a la temperatura
nominal, la turbina trabajaría en condiciones de diseño.
Por consiguiente, como ventaja de esta disposición (DTS) se puede trabajar durante un mayor
tiempo a plena carga. Como desventaja se obtienen menores eficiencias nominales que en la de
referencia, aunque la planta solo trabaja en condiciones nominales en las horas centrales del día.
En la Figura 3.53 puede observarse el esquema de una planta solar de concentración de
colectores cilindro-parabólicos bajo la configuración denominada por los autores “Subdivided
Solar Field” (SSF). Esta configuración es una extensión de la anterior, pero dividiendo en este
caso el sistema de almacenamiento de baja temperatura (LSS) en varios sectores para mejorar el
comportamiento del generador de vapor. Esta configuración permite reducir las pérdidas de
calor en los colectores, por medio de un buen ajuste de la diferencia de temperaturas en el
generador de vapor.
El perfil de temperaturas del agua/vapor es el mismo para las tres configuraciones (Figura
3.53). Sin embargo, los perfiles del HTF (aceite) en el generador de vapor difieren de unas
configuraciones a otras. Por un lado, con la configuración de referencia y la de DTS se obtienen
los mismos perfiles de temperaturas para el aceite (línea continua), mientras que para la
configuración SSF dicho perfil difiere notablemente.
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113
Figura 3.53: Esquema de una planta solar de concentración con configuración “Subdivided Solar Field” (SSF)
[Rovira et al., 2011]
Figura 3.54: Diagrama T-Q de los generadores de vapor [Rovira et al., 2011]
Comparando los diagramas de calor-temperatura de las tres configuraciones bajo estudio, puede
observarse como la configuración SSF reduce la diferencia de temperaturas. Para la misma
cantidad de vapor generador a la misma presión y temperatura, esta disposición supone un
descenso de la temperatura requerida para el lado del aceite. Esto es así debido a los distintos
flujos de aceite para cada sector del generador de vapor. En especial, el flujo de aceite en el
precalentador y en el sobrecalentador + recalentador es más bajo que en la configuración de
referencia. Por el contrario, en el evaporador el flujo de Therminol VP1 es mayor.
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114
Sin embargo la menor diferencia media de temperatura tiene como consecuencia inmediata la
necesidad de un mayor intercambiador de calor.
Si se instala un sistema SSF, la temperatura media del Therminol VP1 en el SG será menor. Por
lo tanto, la temperatura del aceite tras el campo solar, también será menor. Esto puede llevar a
una reducción de las pérdidas térmicas en los colectores y por tanto, de la energía solar
requerida. Esto nos puede llevar a un incremento del factor solar o incluso a una reducción del
campo solar.
Para simular estas configuraciones los autores desarrollaron una serie de modelos extensamente.
Especialmente, un modelo para calcular la longitud de los lazos de los colectores solares como
una función del incremento de temperatura del HTF. Para el caso de la configuración SSF se ha
ajustado el modelo del SG para las características de este sistema. Adicionalmente, también se
ha desarrollado un modelo para simular las pérdidas de calor en los tanques de sales para
diferentes tamaños, basado en datos proporcionados por Andasol I.
Las simulaciones realizadas para ambas configuraciones mostraron un incremento en la
producción anual de energía frente a la configuración de referencia.
Para la configuración DTS, la mejora solo se hace latente para tanques perfectamente aislados
térmicamente, alcanzando hasta un 1,7% de mejora adicional. Esto se debe a que el ‘High
Temperature Storage System’ es capaz de mantener la temperatura del HTF a una temperatura
mayor que la planta de referencia. Sin embargo, este sistema es muy sensible a las pérdidas de
calor y es necesario un alto nivel de aislamiento para los tanques de almacenamiento de alta
temperatura.
En los sistemas DTS, tal como se fija la temperatura del HTF se produce un descenso de la
potencia del BOP en condiciones nominales. Sin embargo, si el aislamiento de los tanques es
suficientemente bueno, este descenso es estable en períodos sin radiación solar.
Para el caso de la configuración SSF, las ventajas siempre son visibles y el incremento de la
producción de potencia siempre es mayor del 3% para un aislamiento común y un aislamiento
perfecto. Este comportamiento se debe al aumento del factor solar, que permite aumentar la
disponibilidad de la planta así como trabajar períodos más largos a plena carga. Además, el
campo solar de la configuración SSF podría ser menor para alcanzar el mismo factor solar.
3.5.2. Consideraciones generales
A la hora diseñar un sistema de almacenamiento térmico se han de tener en cuenta numerosas
consideraciones. Un aspecto clave del diseño es elegir la capacidad térmica del sistema. Sin
embargo, la selección de un sistema apropiado requiere de diversas contemplaciones en función
de criterios económicos, medioambientales y técnicos. El coste de un sistema de
almacenamiento depende principalmente de: el medio de almacenamiento, el intercambiador de
calor de carga y descarga del sistema y el coste del espacio y/o recinto dispuesto para el sistema.
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115
Desde un punto de vista técnico, los requerimientos más importantes son: alta densidad de
energía en el material de almacenamiento (capacidad de almacenamiento); buena transferencia
de calor entre el fluido de transferencia y el medio de almacenamiento (eficiencia); estabilidad
térmica y mecánica del material de almacenamiento (debe soportar numerosos ciclos de carga y
descarga); compatibilidad entre el fluido de transferencia, el intercambiador de calor y/o el
medio de almacenamiento (seguridad); completa reversibilidad durante un número de ciclos de
carga y descarga (vida útil); bajas pérdidas térmicas; y facilidad de control del sistema.
Finalmente, desde un punto de vista tecnológico es necesario contemplar aspectos como:
estrategias de operación; máxima carga; temperatura nominal y caída específica de entalpía en
la carga del sistema de almacenamiento.
Todos estos criterios han de ser considerados a la hora de diseñar un sistema de almacenamiento
(Gil et al., 2010).
Además, tal y como sugiere Kuravi et al., 2013, cuando se integra un sistema de
almacenamiento hay que tener en cuenta una serie de aspectos adicionales en relación al
funcionamiento global del sistema. Por ejemplo, en el caso de un concentrador parabólico,
cuando el sistema de almacenamiento térmico está descargando durante la noche, la temperatura
pico del HTF no será igual a la que se tendría en una descarga durante el día, lo cual conlleva a
menores ratios de transferencia de calor repercutiendo negativamente en la formación de vapor,
tanto en temperatura como en cantidad. Para sobrellevar esta situación, la presión de vapor
puede reducirse para así reducir también la temperatura de este, resultando en un incremento de
la transferencia de calor. Este tipo de acciones han de tenerse presentes para realizar un estudio
de optimización y del rendimiento de la planta.
Como en cualquier otro diseño de este tipo, es importante definir los parámetros básicos de
operación como la temperatura y presión de entrada a la turbina, la temperatura de salida del
campo solar, incidencia solar nominal y el tamaño de la planta.
En la actualidad hay numerosos modelos y software disponibles para optimizar los parámetros
de funcionamientos de un sistema de producción de potencia con almacenamiento térmico. En
la tabla 3.12 se recogen las herramientas informáticas comúnmente utilizadas en el diseño de
sistemas solares de concentración con almacenamiento térmico.
Tabla 3.12: Software y modelos para el diseño de plantas solares de concentración.
Tipo de planta Componente Software
Torre solar Diseño óptico y comportamiento
de Heliostatos
ASAP, DELSOL, HELIOS,
MIRVAL, SOLTRACE,
Códigos de evaluación del
Estrés como ANSYS y
CosmosWorks, HFLCAL
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116
Tipo de planta Componente Software
Funcionamiento del receptor
central
CAVITY, DRAC and TOPAZ,
FLUENT, RADSOLVER,
Códigos de evaluación del
Estrés Térmico como ANSYS y
CosmosWorks
Transporte, intercambio de calor
y almacenamiento del HTF
FLUENT, SAM, SOLERGY,
TRNSYS
Ciclo de potencia GATECYCLE, IPSEPRO,
STEAM PRO, Ebsilon
Funcionamiento del sistema
completo
DELSOL, SAM, SOLERGY,
TRNSYS
Concentradores lineales(de
Fresnel y cilíndrico
parabólicos)
Colectores solares ASAP, CIRCE, FLUENT,
SOLTRACE, TROUGH
HELIOS
Platos receptores (Absorbedor) AAETES, FLUENT
Ciclo de potencia GATECYCLE, IPSEPRO,
STEAM PRO
Funcionamiento del sistema
completo
EXCELERGY, SAM,
SOLERGY, TRNSYS
Concentradores de disco
parabólico
Colector solar de disco ASAP, CIRCE, SOLTRACE
Transporte, intercambio de calor
y almacenamiento del HTF
FLUENT, SAM, SOLERGY,
TRNSYS
Funcionamiento del sistema
completo
Dish Field System Model (un
modelo de cálculo basado en
Excel)
3.5.3. Selección del medio de almacenamiento
Como se hacía mención en notas anteriores, la reactividad y estabilidad térmica son criterios
fundamentales para la selección del medio de almacenamiento, y por tanto estas propiedades
deben ser sólidamente establecidas. Desafortunadamente, la evaluación de estos criterios puede
tomar un tiempo considerable debido a la naturaleza cíclica y la larga esperanza de vida de los
sistemas de almacenamiento térmico. Dentro de los esfuerzos realizados para tal fin, cabe
destacar: los ensayos llevados a cabo por el Centro Aerospacial Alemán (DLR) para evaluar
módulos de hormigón con un banco de tubos para incrementar la transferencia de calor; y la
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117
construcción de un módulo a gran escala para evaluar la estabilidad cíclica de las sales de nitrato
tanto como medio sensible como medio latente, llevado a cabo por el Centro Aerospacial
Alemán (DLR) en colaboración con la empresa constructora Züblin AG.
La tabla 3.13 es una extracción de la obra de Kuravi et al., 2013, donde se acuñan gran parte de
los materiales que han sido caracterizados en términos de vida útil y estabilidad cíclica
recogidos en la literatura hasta el momento de la publicación de susodicha obra.
Tabla 3.13: Materiales que han sido evaluados para su uso como medios de almacenamiento en términos de ciclo
de vida y la estabilidad.
Material Tipo de
almacen.
Número de
ciclos/ horas de
prueba
Temperatura
[ºC]
Notas/conclusiones
Hormigón de alta
temperatura
Sensible 370 ciclos 200 - 400 Adecuado para uso como material de
almacenamiento
Sal Solar (60%
NaNO3 – 40%
KNO3)
Sensible 30000 horas 290 - 565 - Las impurezas en la sal con un 98% de
pureza requiere de un pretratamiento para
la eliminación del NOx.
- La composición de las sales cambió
ligeramente a lo largo del tiempo, y el
punto de fusión disminuyó ligeramente,
pero esto no cambió el comportamiento de
las sales.
-Adecuado para uso como material de
almacenamiento
Taconita (bolas
mineral de hierro)
Sensible 550 Podría mantenerse intacto durante años
como material de relleno en sales de nitrito
Taconita (bolas
mineral de hierro)
Sensible 350 ciclos 290 - 400 Las bolas porosas se mantenían bastante
sólidas. Aceptables para el uso como
material de relleno con sales fundidas
Carbonato de Bario
(nombre del
mineral: witherita)
Sensible 10 horas 400 Reaccionó con Ca(NO3)2 despúes de 10 h
de exposición a las sales Hitec XL
Sulfato de Bario
(nombre del
mineral: Barita)
Sensible 10 horas 400 Reaccionó con Ca(NO3)2 después de 10 h
de exposición a las sales Hitec XL
Oxi-hidróxido de
Aluminio (nombre
del mineral:
Bauxita)
Sensible 1000 horas 400 Se desmenuzó después de la exposición a
la sal de nitrato Hitec XL
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Material Tipo de
almacen.
Número de
ciclos/ horas de
prueba
Temperatura
[ºC]
Notas/conclusiones
Titanato de Hierro
(nombre del
mineral: Illmenita)
Sensible 1000 horas 400 Se desmenuzó después de la exposición a
la sal de nitrato Hitec XL
Carbonato Cálcico
(nombre del
mineral: Caliza KS)
Sensible 1000 horas 400 Se desmenuzó después de la exposición a
la sal de nitrato Hitec XL
Sulfato Cálcico
(nombre del
mineral: Anhidrita)
Sensible 1000 horas 400 Experimentó notables reducciones de peso
tras la exposición a Hitec XL
Carburo de Silicio
(nombre del
mineral:
Carborundo)
Sensible 1000 horas 400 Aumentó su peso tras la exposición a Hitec
XL, muy probablemente debido a la
porosidad
Dioxido de Silicio
(nombre del
mineral: Cuarcita)
Sensible 553 ciclo 290-400 -Algunos aspectos incompatibles con Hitec
XL.
-Solo ligeros cambios en el color.
-Sólido y apropiado para su uso como
material de relleno
Apatita Sensible 1000 horas 400 Algunos aspectos incompatibles con Hitec
XL a la Tª de ensayo
Carbonato Cálcico
(Nombre del
mineral: mármol)
Sensible 350 ciclos 290-400 Tras el ensayo el material se ablandó y
quedó en mal estado. Inaceptable como
material de relleno
Carbonato de
Calcio hidratado
(nombre del
mineral: Caliza
NM)
Sensible 365 ciclos 290 - 400 Tras el ensayo el material se ablandó,
parenciendo barro. Inaceptable como
material de relleno
Oxido de Aluminio
(nombre del
mineral: Corindón)
Sensible 1000 horas 400 Algunos aspectos incompatibles con Hitec
XL
Scheelita Algunos aspectos incompatibles con Hitec
XL
Óxido de Estaño
(nombre del
mineral: Casiterita)
Sensible 1000 horas 400 Algunos aspectos incompatibles con Hitec
XL
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Material Tipo de
almacen.
Número de
ciclos/ horas de
prueba
Temperatura
[ºC]
Notas/conclusiones
Mezcla de 16%
Ca(NO3)2-34%
NaNO3-50% KNO3
Sensible >72 horas 531 -Sales con grado reactivo cuando se
calienta en presencia de aire.
-Cantidad poco significativa de CaCO3 y
nitritos detectados por la descomposición
-El agua no afecta a la estabilidad química
-Sales estables hasta 460ºC
Mezcla de 30%
Ca(NO3)2-24%
NaNO3-46% KNO3
Sensible >72 horas 504 Sales con grado reactivo cuando se calienta
en presencia de aire.
-Cantidad poco significativa de CaCO3 y
nitritos detectados por la descomposición
-El agua no afecta a la estabilidad química
-Sales estables hasta 460ºC
Mezcla de 42%
Ca(NO3)2-15%
NaNO3-43% KNO3
Sensible >72 horas 501 Sales con grado reactivo cuando se calienta
en presencia de aire.
-Cantidad poco significativa de CaCO3 y
nitritos detectados por la descomposición
-El agua no afecta a la estabilidad química
-Sales estables hasta 460ºC
Mezcla de 12%
LiNO3-18%
NaNO3-70% KNO3
Sensible >72 horas 601 -Sales con grado reactivo cuando se
calientan en presencia de oxígeno
-Cantidad poco significativa de óxidos
detectados debido a la descomposición de
las sales
-Estables hasta los 550ºC en ausencia de
CO2 atmosférico
Mezcla de 20%
LiNO3-28%
NaNO3-52% KNO3
Sensible >72 horas 600 -Sales con grado reactivo cuando se
calientan en presencia de oxígeno
-Cantidad poco significativa de óxidos
detectados debido a la descomposición de
las sales
-Estables hasta los 550ºC en ausencia de
CO2 atmosférico
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Material Tipo de
almacen.
Número de
ciclos/ horas de
prueba
Temperatura
[ºC]
Notas/conclusiones
Mezcla de 27%
LiNO3-33%
NaNO3-40% KNO3
Sensible >72 horas 600 -Sales con grado reactivo cuando se
calientan en presencia de oxígeno
-Cantidad poco significativa de óxidos
detectados debido a la descomposición de
las sales
-Estables hasta los 550ºC en ausencia de
CO2 atmosférico
Mezcla de 30%
LiNO3-18%
NaNO3-52% KNO3
Sensible >72 horas 600 -Sales con grado reactivo cuando se
calientan en presencia de oxígeno
-Cantidad poco significativa de óxidos
detectados debido a la descomposición de
las sales
-Estables hasta los 550ºC en ausencia de
CO2 atmosférico
Aluminio Latente 130 ciclos 570 - 690 Aluminio 99.999% puro testado en un
recipiente Iconel® X-750. El aluminio se
aleó con el material del recipiente, evitando
así que el aluminio pudiera fundirse; por
tanto no puede utilizarse como medio de
almacenamiento si contiene aleaciones con
Inconel o acero inoxidable
Aleación 60%Al-
34%Mg-6%Zn
Latente 1000 ciclos 25-550 -El calor latente decayó un 10.98% y el
punto de fusión disminuyó 5.3ºC después
de 1000 ciclos.
-Buena estabilidad térmica promedio
50% p.v. NaNO3-
KNO3
Latente >100 ciclos 175 - 275 -Más de 20 muestras distintas fueron
probadas a una velocidad de 5ºC/min.
-No se observó ni sub-enfriamiento ni
inestabilidad química.
Nitrato de Sodio Latente 2600 horas 350 -Un material con 99% pureza se analizó en
un ensayo isotermo a 350ºC
-Se formaron pequeñas impurezas de
Nitrito
-Térmicamente estable en promedio
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121
Material Tipo de
almacen.
Número de
ciclos/ horas de
prueba
Temperatura
[ºC]
Notas/conclusiones
LiKCO3
(compuesto
intermedio mezcla
de 35% p.p.
Li2CO3-
65%K2CO3)
Latente 5650 horas/129
ciclos
430-535 -Ensayado en un recipiente de acero 316SS
-La sal mostró un alto grado de estabilidad
-Ligera disminución del punto de fusión
-No se observaron cambios en la
composición debido a descomposición o
reacciones químicas.
-Se formó una delgada capa de óxido en el
recipiente, pero esta era estable
18.5% p.v. NaNO3-
81.5% NaOH
Latente 1000 ciclos 230-300 -Se ensayó un material de grado industrial
que generalmente contiene trazas de NaCl
-Se observó un pequeño pico atribuido a la
formación de un eutéctico ternario con
NaCl
-Los autores concluyeron que los cambios
experimentados después del ensayo eran
pequeños, por lo que el material sería
bueno para el almacenamiento
Li2CO3 Latente 408 horas/13
ciclos
676 – 776 -Ensayado en un depósito de acero 316SS
soldado.
-Pequeñas fugas a través de las soldaduras
debido a la carburización del recipiente
-El uso de CO2 redujo este efecto
Na2CO3 Latente 288 horas/ 21
ciclos
808 - 908 -Ensayado en un depósito soldado de acero
316SS
-Pequeñas fugas alrededor de los
instrumentos del medidos de temperatura
-Se observó estrato de corrosión y
fenómenos de carburización en el tubo del
intercambiador de calor debido a la
interacción con sales.
52.2% p.p. BaCO3-
47.8% Na2CO3
Latente 984 horas / 36
ciclos
636 - 736 -Se observó que el punto de fusión tuvo
lugar entre 712ºC-717ºC en lugar de los
686ºC publicados con anterioridad.
-La sal mostró un comportamiento estable
y una buena compatibilidad con el material
del depósito
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122
Material Tipo de
almacen.
Número de
ciclos/ horas de
prueba
Temperatura
[ºC]
Notas/conclusiones
81.3% p.p. Na2CO3-
18.7% K2CO3
Latente 1032 horas / 38
ciclos
737 - 797 -El sistema fue estable durante la operación
-La sal se fundió incongruentemente,
resultando en un comportamiento “tipo
aguanieve (slush en Inglés)”, indicado por
la falta de cristales columnares en el
intercambiador y por la distribución radial
de temperaturas.
MgH2/Mg Químico 700 ciclos 475 - 522 -Probado bajo una presión de 115-130
bares.
-Las partículas de Mg se aglomeraron y
fusionaron a las temperaturas de prueba
debido a las altas presiones de vapor y
bajos puntos de fusión del Mg. Por lo que
hubo partículas sin reaccionar
completamente con el hidrógeno.
3.5.4. Compatibilidad de materiales
Una vez se haya seleccionado el medio de almacenamiento, es importante definir los materiales
que se utilizaran para los demás componentes del sistemas, ya sean los tanques de
almacenamiento, los fluidos de transferencia o los materiales utilizados para la mejora de la
transferencia de calor. En algunos casos, por ejemplo en un sistema de lecho empacado, el
encapsulado o continente del material puede estar en contacto directo con el fluido de
transferencia. Sin embargo, en sistemas de almacenamiento de calor latente los materiales de
cambio de fase han de separarse del fluido de transferencia para evitar cualquier problema
durante el cambio de fase.
El material del depósito ha de ser compatible con el material de almacenamiento, sin entorpecer
la transferencia de calor entre el medio de almacenamiento y el HTF. Para el diseño del
continente de materiales de cambio de fase se ha de cumplir con los requerimientos de dureza,
flexibilidad, resistencia a la corrosión y estabilidad térmica; actuar como barrera de protección
para el PCM de interacciones dañinas para este con el ambiente; proveer de suficiente superficie
de intercambio; y proporcionar estabilidad estructural y facilidad en el manejo.
Un aspecto vital para la selección de los materiales del sistema es la corrosión. La corrosión
disminuye la vida útil del sistema y cambia el comportamiento de este. Otro asunto importante
es la estabilidad térmica durante repetidos ciclos térmicos, que generalmente agrava la
oxidación por alta temperatura. Los materiales orgánicos de encapsulado como polímeros
pueden presentar problemas de desgasificación.
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123
A pesar de que en la literatura actual es posible encontrar documentación en relación a
problemas de corrosión en sistemas trabajando con hidratos de sales en la industria química, la
información en relación a la corrosión con sales en plantas solares de concentración es escasa.
Porisini et al. (1998) estudiaron la corrosión de cuatro sales de hidrato usadas como material de
cambio de fase en un sistema de almacenamiento, con puntos de fusión entre 15ºC y 32ºC, en
acero inoxidable, acero al carbono y aleaciones de aluminio y cobre en 1988, determinando que
el uso del acero inoxidables es la opción más ventajosa debido a su estabilidad térmica.
Estudios acerca de la corrosión en acero concluyeron que las impurezas típicamente contenidas
en grados comerciales de nitratos alcalinos tienen efectos relativamente bajos en aceros
inoxidables y al carbono trabajando con sales que contengan estos componentes (Kuravi et al.,
2013)
Los ciclos térmicos generalmente agravan la oxidación a alta temperatura, pero el grado en el
que un material en particular puede verse afectado en un entorno determinado es difícil de
predecir (Gil et al., 2010). En el caso de la corrosión del acero bajo ciclos térmicos con sales,
esta incrementa entre un 25%-50%, dependiendo del contenido de cloruros de las sales, en
comparación a un baño isotermo de los aceros en las mismas sales.
En caso de trabajar con sales fundidas a más de 400ºC se recomienda el uso de acero inoxidable.
Si en cambio se trabaja con sales a menos de 400ºC el uso de acero al carbono puede
considerarse. Los estudios en relación a la corrosión del acero al carbono se centran en el
análisis de los efectos de las impurezas, como cloruros y sulfatos presentes sales de nitratos. Los
resultados a corto plazo del acero dulce en sales fundidas muestran que la corrosión en estos
aceros a 400ºC se incrementa a razón del logaritmo de la concentración de cloruros. A partir de
una concentración del 0.6% p.p. de NaCl y durante 8 horas de operación, los ratios de corrosión
son el triple que en un baño con sales libres de cloruros. A partir de una concentración del 0.7%
p.p. de NaCl y durante 25 horas de operación, los ratios de corrosión son el cuádruple que en
un baño con sales libres de cloruros.
Para la caracterización de la resistencia a la corrosión a largo plazo del acero al carbono se ha
llevado a cabo un ensayo con sales de nitrato comercialmente puras a 316ºC, concluyendo que
después de 4000 horas de ensayo se había perdido entre 1-3 mg/m2. Para mezclas de sales
ternarias la corrosión fue mucho más lenta, resultando una pérdida de sólo 0.3 mg/m2 después
de 4000 horas de ensayo.
Por otra parte, posterior a la conclusión de la operación de la planta Solar Two se analizó la
corrosión en los tanques de almacenamiento. Tras un baño con sales de nitrato durante más de
30000 horas de ensayo, se evaluó la penetración de la corrosión, la contaminación superficial y
el crecimiento de óxidos en muestras tomadas de las paredes. Los resultaron mostraron unos
ratios de corrosión aceptables, sin formación de productos inesperados procedentes de la
oxidación. En el tanque de sales a alta temperatura se observó una delgada capa de óxido, pero
de un espesor mínimo.
La tabla 3.14 muestra algunos materiales utilizados para fabricar depósitos de almacenamiento
de sales.
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124
Tabla 3.14: Materiales empleados para la construcción de depósitos de sales [Kuravi et al., 2013]
Sal empleada Material del depósito Temperatura de operación
AISI 1015 (PCM)
AISI K01200 (Tanque)
Tmin=270 ºC
Tmáx=350 ºC
mezcla binaria
y ternaria
304 y 316 SS
Acero al carbono A36
570ºC para los aceros inoxidables
316ºC para los aceros al carbono
316SS 450ºC y 500ºC
316SS
Aleaciones de alto contenido
en Níquel
850ºC para 100 horas de operación
Sales eutécticas fluoradas Aleación Iconel® 617 727 ºC para 20000-30000 horas de
operación
3.5.5. Eficiencia y pérdidas térmicas
A la hora de estimar las pérdidas térmicas en tanques de almacenamiento, se ha de tener
presente los elementos con reborde puesto que pueden causar pérdidas térmicas en el sistema
que pueden llegar a ser 3 o 4 veces mayores a las que ocurrirían en una superficie cilíndrica y
uniforme. Esta diferencia entre las pérdidas de ambas superficies va en crescendo con la
disminución del tamaño de los tanques. En el caso de la instalación experimental desarrollada
en la PSA (Moore R. et al. (2010)), se calcularon unas pérdidas en los tanques de 4 kW,
resultando un valor final tras las mediciones de 9.6 kW.
Por ello, se ha de disponer de aislantes de refuerzo en las zonas rebordeadas en conexión con los
tanques de almacenamiento.
3.5.6. Costes
Según P. Krishnamurthyet al. 2012, el sistema de almacenamiento de una central de
colectores cilindro parabólicos de 50 Mw con 7,5 horas de almacenamiento (central tipo
Andasol) situada en India, tiene un coste de un 9% con respecto al total de la inversión
total necesaria (Figura 3.55).
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125
Figura 3.55: Desglose por sistemas del coste de inversión en una central de colectores cilindro parabólicos
[Krishnamurthyet al. 2012]
Esto implica una necesidad de considerar los costes de las distintas tecnologías de
almacenamiento disponibles en aras de reducir la inversión de la planta. La reducción del coste
específico de almacenamiento cobra en la actualidad un papel cardinal en el diseño del sistema.
Un claro reflejo de ello es que el motor que impulsa la investigación y brinda mayores
oportunidades de financiación es la búsqueda de sistemas y materiales con los que se consiga un
almacenamiento térmico a bajo costo, reduciendo así el LCOE de las centrales solares de
concentración. En la Figura 3.56, Herrmann et al. (2002) hacen inventario del coste específico
desglosado de algunos sistemas de almacenamiento.
Tal y como puede observarse en la Figura 3.56, no hay muchas opciones económicamente más
interesantes que la del sistema de almacenamiento indirecto con 2 tanques de sales. Sin
embargo, opciones como el almacenamiento en módulos de hormigón, en tanques termoclino o
en ciertos materiales de cambio de fase, sí pueden suponer una reducción en el coste específico
de almacenamiento. Este hecho explica los numerosos esfuerzos que se han empleado en la
última década para desarrollar aspectos técnicos de sistemas de almacenamiento en hormigón
como con materiales de cambio de fase para su futura incorporación a gran escala.
El coste de los sistemas de almacenamiento depende fuertemente del medio de almacenamiento,
por ello es imprescindible seleccionar el material de almacenamiento compatible con los
requerimientos de operación que sea más económico. En la Figura 3.57 se muestra una gráfica
comparativa del coste específico de almacenamiento sensible en distintos materiales en función
de la temperatura de funcionamiento (Khare et al. (2013)).
Para poder analizar las necesidades y/o posibilidades de reducción del coste específico de un
sistema de almacenamiento es imprescindible conocer el coste asociado a cada una de las partes
que conforman un sistema de almacenamiento.
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126
Figura 3.56: Coste específico de varios sistemas de almacenamiento [Hermann et al., 2002]
En las Figuras 3.58, 3.59 y 3.60 se reflejan respectivamente los costes de un sistema de
almacenamiento de dos tanques con sales, de almacenamiento en hormigón y de
almacenamiento en un tanque termoclino de sales con cuarcita como elemento de relleno.
Para un sistema termoclino 688 MWhth utilizando sal solar como medio de almacenamiento y
relleno con cuarcita , Pacheco et al. (2001) estiman un coste de 20 $/MWhth, siendo un 66% del
Figura 3.57: Coste específico de materiales de almacenamiento en función del rango de temperaturas. [Khare et
al., 2013]
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127
coste que correspondría a un sistema de almacenamiento utilizando la configuración de dos
tanques indirectos utilizando como medio de almacenamiento la misma sal solar.
Figura 3.58: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de dos tanques con sales [Kuravi et
al., 2013]
El desglose de costes asociados a los distintos subsistemas, pone de manifiesto el hecho de que
la reducción del número de tanques de almacenamiento y, principalmente, del número de
intercambiadores de calor en un sistema de almacenamiento puede conllevar una disminución
de especial relevancia del coste específico de almacenamiento del sistema.
Hermann et al. (2004), muestran la disminución del coste específico de almacenamiento con el
crecimiento de la capacidad del mismo (tabla 3.15). Esta tendencia se ha de tener en cuenta a la
Figura 3.59: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento en hormigón [L. Doerte et al., 2012]
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128
Figura 3.60: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de un tanque termoclino con sales y
cuarcita como material de relleno. Fuente: Pacheco et al., 2001.
hora de diseñar la capacidad óptima para una planta de concentración, lo cual se discutirá en la
siguiente sección.
Tabla 3.15: Coste de un sistema de almacenamiento térmico de dos tanques indirectos con aceite como HTF.
[Herrmann et al., 2004]
3.5.7. Capacidad del sistema de almacenamiento
Plantas de colectores cilindro parabólicos
Izquierdo S. et al. (2010) utilizaban la función de densidad de probabilidad de la radiación solar
en España en conjunción con modelos analíticos para evaluar los costes y las características de
funcionamiento de las centrales de concentración solar. En este estudio se analizan las
tecnologías de receptor central y la de colector cilindro parabólico.
En la figura 3.61 se muestra una representación del efecto de la capacidad de almacenamiento
(
) en el factor de capacidad de la planta
4 (CF) y en la electricidad solar generada (
)
4 Def.- Ratio de la producción real durante un período de tiempo, entre la energía generada idealmente
a la capacidad nominal indefinidamente
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129
para una planta de colectores cilindro-parabólicos con un múltiplo solar5 SM=2,5 .En esta figura
puede observarse que tal como aumenta la capacidad de almacenamiento, lo hacen a su vez el
factor de capacidad y la energía generada, siendo más notable este efecto en las primeras horas
de almacenamiento. Sin embargo, para capacidades mayores de un cierto valor (que depende del
valor del múltiplo solar) se obtendría un inútil sobredimensionado del sistema de
almacenamiento que incrementaría el coste de capital.
Figura 3.61: Efectos de la capacidad de almacenamiento (H) sobre el factor de capacidad (CF) y la electricidad
solar generada (SE), con múltiplo solar SM=2,5. [Izquierdo S. et al. (2010)]
En la Figura 3.62 se muestra la influencia del múltiplo solar en el coste unitario para varias
capacidades de almacenamiento. A la luz de estos resultados se observa que para cada
capacidad de almacenamiento, tal como aumenta el múltiplo solar, hay una inicial reducción en
el coste por encima de un mínimo local alcanzado para valores entre 1,5 y 2,5, dependiendo de
la capacidad de almacenamiento. A partir de este punto, se produce un incremento en el coste
unitario de generación para un mayor valor del múltiplo solar. El coste mínimo de la energía
generada se obtiene para mayores capacidades de almacenamiento, a costa de aumentar el
múltiplo solar. El valor mínimo del coste de generación eléctrica es prácticamente idéntico
para capacidades de almacenamiento de entre 8 y 12 horas, produciéndose un aumento
notable en dicho coste para capacidades de almacenamiento mayores de 12 horas.
Los resultados anteriores pueden resumirse en la Figura 3.63, la cual muestra el
comportamiento de las dos tecnologías estudiadas para un rango del múltiplo solar y tiempos de
5 Def.- El múltiplo solar es una manera de expresar el área de apertura del campo solar como una
función de la capacidad del bloque de potencia. Un múltiplo solar de 1 es el área de apertura necesaria para liberar suficiente energía térmica al ciclo de potencia para trabajar en condiciones nominales. El múltiplo solar es útil para optimizer el tamaño del campo solar para una potencia y localización dada
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130
Figura 3.62: Efectos del múltiplo solar (SM) y la capacidad de almacenamiento en el coste unitario de la energía
generada [Izquierdo S. et al. (2010)]
almacenamientos mediante la representación del factor de capacidad frente a la energía solar
generada. Si se proyectan los costes mínimos de la Figura 3.62 en este gráfico, se obtendría la
zona sombreada, donde los tonos más oscuros representan los costes más bajos: esto permite no
solo vislumbrar cómo los costes de generación están afectados por el múltiplo solar y el tiempo
de almacenamiento, sino que también revela cómo estos parámetros están relacionados con el
factor de capacidad y la energía generada. Vale la pena destacar que el coste mínimo se alcanza
para valores casi constantes de la electricidad solar generada y con valores en aumento del
factor de capacidad tal y como se incrementa la capacidad de almacenamiento. En función de
esto, puede obtenerse un punto de funcionamiento óptimo de coste mínimo, que los autores
denominan SEc. Este valor de la electricidad solar generada depende de la tecnología, la
radiación solar y su homogeneidad a lo largo del año. Así pues, para una radiación solar similar
a la que se da en España, los valores son y para una
planta de receptor central y otra de colectores cilindro-parabólicos respectivamente.
Una vez definida la SEc, la optimización puede realizarse mediante el aumento del tiempo de
almacenamiento alcanzando, por tanto, un mayor factor de capacidad.
Plantas de receptor de torre central:
Con respecto a la relación entre potencia instalada y capacidad de almacenamiento en sistemas
de receptor central, A. L. Ávila-Marín et al. (2013) realizan un análisis mediante la herramienta
Windelsol 1.0 para evaluar la relación óptima entre estos parámetros. El estudio concluye que
para minimizar el LCE en la tecnología de sales fundidas de nitrato se ha de tender hacia valores
bajos en la potencia instalada (33-78 MWe) y disponer de sistemas de almacenamiento de alta
capacidad (14-16 horas). Para la generación directa de vapor, a pesar de encontrar severas
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131
Figura 3.63: CF vs electricidad solar generada (SE) por plantas de CCP y RC como función del SM y la capacidad de
almacenamiento (H). [Izquierdo S. et al. (2010)].
dificultades para encontrar información real en cuanto a costes reales, los resultados indicaban
que los valores mínimos para el LEC se obtenían con altas potencias (67-122 MWe) y baja
capacidad de almacenamiento (2-5 horas).
A pesar de las dificultades existentes para el almacenamiento térmico en centrales con
generación directa de vapor, A. L. Ávila-Marín et al. (2013) notan en su obra que la reducción
máxima en el LCE debido a la inclusión de un sistema de almacenamiento en centrales de
receptor central con generación directa de vapor es mucho más interesante que en centrales de
receptor central y sales fundidas (reducción del 3,9% frente al 2,7% respectivamente).
Figura 3.64: (a) LEC relativa para planta de 390MWth con TES y tecnología de sales fundidas (b) LEC relativa para
planta de 390MWth con TES y tecnología de generación directa de vapor.
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132
3.6. CONSIDERACIONES CONSTRUCTIVAS GENERALES DE
LOS DISTINTOS ELEMENTOS DE SISTEMAS TES
En este capítulo se pretende recoger una serie de consideraciones constructivas útiles para la
puesta en marcha y correcto funcionamiento de un sistema de almacenamiento térmico
integrado en una planta CSP.
3.6.1. Elementos generales de un sistema de almacenamiento térmico
Puesto que principalmente se trataran aspectos constructivos de sistemas de almacenamiento
térmico en sales fundidas, se hará referencia a los elementos comúnmente empleado en dichas
instalaciones. No obstante, se ha de notar que en función de cada tecnología de almacenamiento
estos elementos variarían, encontrándose en cada una de ellas elementos específicos de los
sistemas con dicha tecnología.
Los elementos en un sistema de almacenamiento térmico con sales fundidas son:
Tanques de almacenamiento: Para contener un medio de almacenamiento líquido se
requiere de tanques de almacenamiento.
Intercambiadores de calor: En todo sistema de almacenamiento en el que se disponga de un
medio de almacenamiento independiente del fluido de transferencia (almacenamiento
indirecto) se requiere de la presencia de un intercambiador de calor. Este puede ser de
carcasa y tubos (sistemas de almacenamiento indirecto en tanques de sales) o puede tomar
la forma de un banco de tubos (almacenamiento sensible en módulos de hormigón).
Bombas y válvulas: Estos dispositivos son fundamentales para un correcto funcionamiento
del sistema de circulación de las sales. Es necesario un diseño cuidadoso y una elección
adecuada de dichos equipos para evitar un elevado número operaciones de mantenimiento
en el sistema, paradas de este, problemas de solidificación, etc.
Calentadores inmersos en los tanques: Son incluidos en el sistema para compensar las
pérdidas térmicas de los tanques, evitando la solidificación de las sales.
Sistema de aislamiento: Es necesario un correcto diseño y mantenimiento del aislamiento
del sistema para evitar caídas en el rendimiento del sistema debido a las pérdidas térmicas.
Traceado eléctrico para el calentamiento de las tuberías: Es necesaria su instalación en todas
las tuberías y equipos por los que fluyan sales fundidas. Su función principal es mantener la
temperatura de las sales a 290ºC.
Instrumentación y dispositivos de control: Se requiere del uso de cierta instrumentación y
dispositivos de control para asegurar un funcionamiento correcto del sistema, bien sean
sensores de nivel o medidores de temperatura.
3.6.2. Recipientes de almacenamiento
Una vez identificado el material del tanque, se pueden seleccionar los componentes restantes del
sistema de tanques en base al rango de temperatura de trabajo como criterio.
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133
A continuación se detallaran algunos aspectos relacionados con el diseño de los tanques del
sistema de almacenamiento usado en el proyecto de demostración de Solar Two. Esto es de
interés para conocer tanto las partes básicas de un tanque de almacenamiento como los aspectos
más críticos para asegurar un correcto funcionamiento del sistema. En la obra de James E.
Pachecho (2002) puede encontrarse cuantiosa información al respecto.
Uno de los aspectos más importantes en el diseño de los tanques es el control de las pérdidas
térmicas, manteniendo unas buenas condiciones de aislamiento dentro del propio tanque. El
material de aislamiento ha de aislar el tanque de los alrededores y minimizar las pérdidas. En la
Figura 3.65 se muestran los distintos componentes que conformaban los cimientos de los dos
tanques de Solar Two. Partiendo desde el punto más bajo hacia arriba, la cimentación del tanque
consta de una losa de hormigón, una base de hormigón aislante, un aislamiento de espuma de
vidrio, ladrillos refractarios aislantes y una placa de acero. El perímetro de la base difiere
ligeramente, puesto que consiste en anillo amurallado de ladrillos refractarios para soportar las
grandes cargas de las paredes y el techo.
Con respecto al diseño de los propios tanques de almacenamiento, el tanque de sales frías se
fabricó con acero al carbono mientras que el de sales calientes se construyó con acero
inoxidable.
El tanque frío disponía de dos calentadores de 25 kWe inmersos en los tanques, y otro de
repuesto, para mantener el tanque a 290 ºC y así evitar la congelación de las sales en períodos
de ausencia de radiación solar. Las paredes y el tejado se aislaron respectivamente con 23 y 15
cm de mantas de lana mineral superpuestas con placas de 5 cm de espesor de fibra de vidrio. El
exterior del tanque se rodeó con protecciones de aluminio para evitar daños por las inclemencias
climáticas, y el fondo del tanque se aisló con 41 cm de aislante de espuma de vidrio en 10,2 m
de los 11,4 m de diámetro del tanque.
Figura 3.65: Cimientos de los tanques de almacenamiento de Solar Two (Kuravi et al. (2013))
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134
El tanque caliente contenía tres calentadores de 25 kWe inmersos en el baño de sales y disponía
de uno adicional de repuesto, para mantener la temperatura de las sales a 565ºC y así mantener
la generación de potencia en condiciones nominales aún en períodos en los que la radiación
solar no era suficiente. Las paredes y el tejado se aislaron respectivamente con 46 y 30 cm de
mantas de lana mineral superpuestas con placas de 5 cm de espesor de fibra de vidrio. El
exterior del tanque se rodeó con planchas de aluminio para la protección de las condiciones
climáticas. La eficiencia de almacenamiento rondaba el 97%.
Figura 3.66: Tanques de almacenamiento de Solar Two: a la izquierda se observa el tanque frío y a la derecha el
tanque de sales calientes.
En 2010, el CIEMAT (Centro de investigaciones Energéticas Medioambientales y
Tecnológicas) firmó un contrato llave en mano para crear una planta experimental de
almacenamiento térmico mediante sales fundidas en las instalaciones de la PSA (Plataforma
Solar de Almería). Esta planta fue diseñada para evaluar las estrategias de los componentes,
instrumentación y operación y para dar apoyo a la industria en la calificación y evaluación de
los componentes. En la obra de M.-M. Rodríguez-García et al. (2013) se recogen numerosas
experiencias y lecciones aprendidas a raíz de la puesta en marcha y funcionamiento de la planta.
Dado el carácter ilustrativo de esta obra, ha sido de estimable ayuda para nutrir este apartado de
diseño de sistemas de almacenamiento con sales fundidas y se harán numerosas referencias en
notas posteriores, tanto a dicho obra como a la planta experimental.
En esta planta experimental para el almacenamiento de sales frías, lejos del diseño
convencional, se optó por un tanque horizontal situado en una fosa de hormigón haciendo las
veces, además, de un depósito de retención. El depósito se colocó por debajo del nivel de tierra
y todas las tuberías tienen una inclinación de al menos 1º para permitir el drenaje completo de
las sales de toda la instalación a dicho tanque.
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135
Los tanques de sales fundidas están provistos de una bomba vertical, aislamiento térmico,
calentadores eléctricos interiores, traceado eléctrico en el lado exterior de las paredes,
medidores de nivel y sistemas de control de temperatura. En la fase de puesta en marcha, el
depósito de sal fría se llenó con 40 toneladas de sal. Durante el funcionamiento, esta sal era
bombeada desde un tanque a otro a través de cualquiera de los dos intercambiadores de calor,
dependiendo del modo de operación. En la tabla 3.16 se recogen las características principales
de los tanques de almacenamiento.
Tabla 3.16: Características de los tanques instalados en la planta experimental de PSA. [M.-M. Rodríguez-García
et al. (2013)].
3.6.3. Traceado de la red de tuberías
Para el diseño del traceado de tuberías se ha de tener en cuenta la necesidad de un perfil de
temperaturas homogéneo a lo largo del recorrido, evitando puntos fríos y calientes. Este aspecto
es especialmente crítico cuando se trabaja con sales fundidas, donde se ha de buscar un buen
contacto térmico entre la tubería y el calentador eléctrico instalado en el entorno de esta. En
tuberías con pequeños diámetros el control de la uniformidad de temperaturas resulta una tarea
complicada debido a que la inercia térmica y la transferencia de calor longitudinal por
conducción son menores Por esta razón, es recomendable evitar instalaciones de tuberías con
diámetros menores a 4”.
Cuando se incrementa el diámetro, la masa de fluido circulante incrementa a razón del cuadrado
del radio, sin embargo la transferencia de calor solo incrementa linealmente. Por ello, para un
mayor radio de tubería, menor es la unidad de masa de fluido por unidad de transferencia, y por
tanto menor es la inercia térmica. En tuberías con pequeños diámetros, una mínima variación en
la disposición de los calentadores eléctricos de las tuberías o en el aislamiento térmico resultaría
en una respuesta rápida del fluido circulante en el interior de la tubería, aumentando las
probabilidades de formación de deposiciones en la tubería.
Con el uso de sales fundidas, durante las horas nocturnas o de ausencia de radiación en el campo
solar, es recomendable drenar las sales hacia el tanque de almacenamiento (de sales frías en el
caso de disponer de la tipología de dos tanques), que deberá estar situado a una menor altura.
Tal y como recogen en su obra M.-M. Rodríguez-García et al. (2013), en la instalación
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136
experimental en la PSA, la red de tuberías se diseño con una inclinación de 1º, demostrándose a
posteriori que esta inclinación era insuficiente para evitar la retención de sales en algunos casos.
Válvulas e instrumentación podrían tener zonas internas en las cuales la inclinación efectiva
fuese menor a la de diseño, originando puntos proclives a la solidificación de las sales.
Previa a la puesta en marcha de un sistema de almacenamiento, se lleva a cabo una prueba de
presión del sistema. Tras ello, puede permanecer cierta cantidad de agua en el circuito. Para
proceder a su eliminación suele realizarse un calentamiento de la red de tuberías mediante las
resistencias eléctricas dispuestas. Con ello se consigue convertir el líquido en vapor,
conduciéndolo hacia los puntos más elevados de la instalación, donde se ha de disponer de
válvulas de venteo correctamente colocadas para la evacuación del vapor hacia el exterior. La
eliminación del líquido restante puede durar varias horas, dependiendo de la cantidad de agua
presente en el sistema. Además de las válvulas de venteo, también puede procederse a la
inyección de aire o nitrógeno en la red de tuberías y en los tanques de almacenamiento.
3.6.4. Traceado de calentadores de las tuberías
El traceado de los calentadores de las tuberías es un aspecto decisivo en la instalación cuando se
opera con fluidos que corran el riesgo de solidificación o de sufrir deposiciones debido a
temperaturas fuera del rango de operación, como es el caso del uso de sales fundidas.
Normalmente el traceado de calentadores es una de las fases finales del diseño del sistema. Sin
embargo, un diseño incorrecto de la red de calentadores puede resultar en una degradación del
fluido de trabajo debido a un sobrecalentamiento, fallo de válvulas y demás equipos, o en el
retraso de la puesta en marcha de la instalación, como en el caso de Solar Two (Moore R. et al.
(2010)). Para el calentamiento de la red de tuberías existen distintas opciones, recogidas por
Pitzer, K. en su obra“The Relative Merits and Limitations of Thermal Fluid, Electric and Steam
Heat Tracing Systems”Thermon Corp., 2003. A continuación se detallan las distintas opciones
propuestas por el autor, así como algunas características de cada una de ellas:
Calentamiento con minerales, silicona o aceites aromáticos:
- Rango de temperaturas: 300-400ºC
- Diseño complejo del traceado, necesidad de bombas y unidad de calentamiento.
- Baja capacidad de calentamiento, requiriéndose en ocasiones un trazado múltiple de
calentadores
- Problemas de fugas, corrosión y necesidad de reemplazo del fluido.
Calentamiento con vapor:
- Rango de temperaturas: típicamente bajas temperaturas (< 200ºC)
- Diseño complejo del traceado, necesidad de bombas y unidad de calentamiento.
- Problemas de fugas, corrosión y necesidad de reemplazo del fluido.
Calentamiento eléctrico:
- Rango de temperaturas: por encima de los 500ºC
- Fácil instalación y mantenimiento.
- Opción económica para aplicaciones de alta temperatura
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137
- Mejor control de la temperatura sobre otros métodos.
Basado en estas pautas, actualmente la única opción viable de todas ellas es el uso de
calentadores eléctricos (Moore R. et al. (2010)). Por ejemplo, para las instalaciones de Solar
Two se optó por el calentamiento eléctrico, puesto que se utilizaban sales fundidas tanto como
medio de almacenamiento como fluido de transferencia térmica, requiriéndose de una extensa
red de calentadores capaces mantener el fluido desde 290ºC para las sales a menor temperatura
hasta 600ºC para las sales calientes. Para el módulo de almacenamiento experimental fundado
por el CIEMAT en la Plataforma Solar de Almería en el año 2010, se optó también por el uso de
la típica configuración de calentadores eléctricos con aislante mineral. Más de 15 años han
pasado desde la instalación de la red de calentadores eléctricos en Solar Two, disponiéndose a
día de hoy de notables mejoras en el funcionamiento de estos sistemas en cuanto a
monitorización y control del proceso se refiere. Además, existen numerosas compañías que
trabajan en la instalación del traceado de los sistemas de calentamiento para plantas piloto y
aplicaciones industriales (Moore R. et al. (2010)).
El trazado eléctrico tiene un consumo eléctrico importante. En el caso de Solar Two, el traceado
eléctrico consumía aproximadamente 3 MWh/día (Pacheco J.E. (2002)). En el caso de la
anteriormente mencionada instalación experimental de la PSA, la instalación del trazado de
calentadores se dividía en dos circuitos diferentes, cada uno de los cuales podían activarse
independientemente. La potencia requerida iba desde 67.3 W/m en las tuberías de 2” hasta de
202.3 W/m para el resto de elementos (M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)).
A la hora de dimensionar la longitud del trazado del cable, pueden ocurrir algunos problemas si
no se corresponde la longitud del cable con la de la tubería. Por ejemplo, si el cable es
demasiado largo, puede haber un doblez del cable eléctrico en una misma zona produciéndose
un sobrecalentamiento de dicha zona; si por el contrario, el cable es demasiado corto habrá una
zona desprotegida térmicamente, en donde podría producirse una solidificación de las sales. Por
ello, en la fase de diseño del trazado de calentamiento debe especificarse el calor específico
disipado (W/m) y la masa de los elementos a calentar, así como la duración del período
promedio de calentamiento.
Para conseguir una buena distribución de temperaturas en un sistema de sales fundidas, los
cables de calentamiento han de ser cuidadosamente instalados, discurriendo paralelos a la
tubería y bien fijados a esta. Para una buena fijación del trazado de calentamiento tuberías,
válvulas y otros elementos suelen utilizarse mallas metálicas. Para proteger el aislamiento del
contacto directo con los calentadores suelen emplearse láminas de acero inoxidable. Estas
láminas de acero inoxidable también suelen utilizarse para mejorar la transferencia de calor
entre el trazado eléctrico y las válvulas y tuberías, tal y como puede observarse en la Figura
3.67 (M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)).
Otro aspecto importante a contemplar para una buena fijación del trazado eléctrico con respecto
a la red de tuberías de fluido de almacenamiento es la disposición de los cables en la
confluencia de las abrazaderas y demás soportes de las tuberías. Siempre se ha de disponer el
trazado eléctrico junto a la tubería, por ello se ha de hacer pasar el trazado eléctrico de
calentamiento por el interior de dicha abrazadera, y no por el exterior de esta tal y como puede
apreciarse en la Figura 3.68. Con esta disposición, a pesar de que tubería y cableado tengan
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138
distintos coeficientes de dilatación pueden discurrir paralelamente manteniendo el contacto en
todo momento, evitando puntos fríos (M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)).
Debido a los elementos de mayor masa, p.ej. válvulas, puesto que tienen una mayor inercia
Figura 3.67: Mejoras de la transferencia de calor entre el trazado de calentamiento y tuberías. 1: PT100. 2:
Traceado de calentamiento eléctrico. 3: Malla metálica. 4: Láminas de acero inoxidable. 5: Pieza circular de
aluminio situada al final del aislamiento térmico. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)]
Figura 3.68: Disposición inapropiada del traceado eléctrico de calentamiento con respecto a la tubería en una
abrazadera. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)]
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139
térmica, se ha de disponer de un circuito de calentamiento independiente del de calentamiento
de tuberías, con distintos ratios de calentamiento y sensores de control de temperatura ajustados
convenientemente.
3.6.5 Intercambiadores de calor
En una planta de generación eléctrica solar de concentración, se hace totalmente imprescindible
la inclusión de un intercambiador de calor si se dispone de un sistema de almacenamiento
térmico indirecto. La eficiencia térmica en este caso depende de las pérdidas hacia el exterior,
no sólo a través del propio intercambiador, sino también a través de los conductos de entrada y
salida y a través de los apoyos. Dentro de los sistemas de almacenamiento está completamente
extendido el uso de intercambiadores de carcasa y tubo, debido principalmente a su simplicidad
y a unos criterios de diseño totalmente asentados.
El proceso de selección del diseño de un intercambiador de carcassa y tubo es proporcionado
por Rohsenow, W.M. en su obra “Handbook of Heat Transfer, 3rd Edition” (1998). La selección
del lado de circulación de los fluidos implicados en la transferencia de calor desde el sistema de
almacenamiento hasta el fluido de transferencia en el intercambiador de calor depende de varios
factores (Moore R. et al. (2010)):
Mantenimiento y limpieza: La carcasa suele ser muy cara en comparación al banco de
tubos. El banco de tubos suele ser fácilmente repuesto, mientras que la carcasa no. Además,
en la parte de la carcasa se dificultan las tareas de limpieza.
Corrosión: Los fenómenos de corrosión podría obligar a emplear materiales caros, por ello
el fluido más corrosivo ha de estar en el lado de los tubos.
Presión: El fluido a mayor presión ha de ir contenido en el lado de los tubos.
Temperatura: El fluido a mayor temperatura deberá circular por el lado de los tubos. Como
con la presión, los fluidos a alta temperatura requieren de materiales de mayor espesor.
Además, si el fluido más caliente se encuentra en el lado de la carcasa se incrementarían las
pérdidas térmicas hacia el exterior, requiriéndose de un mayor espesor de aislante.
Fluidos peligrosos o caros: Han de transcurrir por el lado de los tubos por motivos de
seguridad.
Cantidad de flujo: La corriente con menor flujo debería circular por el lado de la carcasa.
Para así poder disminuir la cantidad de superficie requerida en el intercambiador.
Viscosidad: Un flujo turbulento proporciona una mejor transferencia de calor que un flujo
laminar. Por ello, los fluidos deben ir dispuestos para obtener en la medida de lo posible un
flujo turbulento tanto en el lado de la carcasa como en el de los tubos.
Caída de presión: La caída de presión es fácilmente calculable en el lado de los tubos
mientras que una caída de presión en el lado de la carcasa puede variar de manera
significante con respecto a los valores teóricos. Si la caída de presión es especialmente
crítica para uno de los fluidos implicados ha de ir en el lado de los tubos.
En el caso de operar con sales fundidas como medio de almacenamiento, esta corriente suele
disponerse en el lado de la carcasa.
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140
Adicionalmente a los criterios anteriormente mencionados, a la hora de situar el generador de
vapor se ha de tener en cuenta tanto la gran longitud de los intercambiadores de carcasa y tubo,
como el gran peso de estos (Moore R. et al. (2010)).
Una peculiaridad de los intercambiadores de calor utilizados en un sistema de almacenamiento
indirecto es que han de permitir el drenaje completo del fluido que circula por la carcasa en caso
de parada, para así evitar deposiciones del fluido de almacenamiento dentro del intercambiador.
Esto suele realizarse en los intercambiadores de carcasa y tubo mediante la instalación de estos
con cierta inclinación o con unos canales de drenaje en la base de los deflectores. No obstante,
en el caso de disponer de canales de drenaje dentro del intercambiador se ha de tener en cuenta
que esto puede tener consecuencias negativas de cara al intercambio de calor, y si el
intercambiador opera con cierta inclinación se ha de tener en cuenta la posibilidad de formación
de burbujas de gas dentro de este, tal y como se representa en la Figura 3.69 con la formación
de una bolsa de nitrógeno (N2) cuando se opera con sales fundidas.
Figura 3.69: Intercambiador de calor con cierto grado de inclinación y canales de drenaje en la base de los
deflectores. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)].
Las dos opciones contempladas por M.M. Rodríguez-García et al. para realizar el drenaje en
intercambiadores que operan con sales fundidas, van en detrimento del comportamiento térmico
del intercambiador puesto que se reduce el área efectiva de intercambio, y por tanto las
consideraciones anteriores han de ser tenidas en cuenta en el diseño del intercambiador. Por
todo ello es recomendable reducir al mínimo la pendiente del intercambiador para hacer posible
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141
el drenaje de las sales (en torno a un 0.5%), situando la entrada de las sales al intercambiador en
la parte baja y la salida en la parte alta. Además, el tamaño de los canales para el drenaje se ha
reducir al mínimo para permitir el drenaje por gravedad de la sales, a pesar de que esto
incremente el tiempo de drenaje.
Los autores Herrmann et al. 2004, reportan algunas de las características exigibles a los
intercambiadores de calor de aceite-sales utilizados en sistemas de almacenamiento indirecto
integrados en plantas que utilizan aceites térmicos como HTF. Estos intercambiadores han de
diseñarse con un approach point mínimo, en un rango de entre 3-10 ºC, para así minimizar una
penalización en el rendimiento del ciclo Rankine durante la descarga térmica, y para mantener
el suministro de fluido de transferencia a una temperatura razonable al campo de colectores
durante la carga del sistema de almacenamiento. Adicionalmente, la presión de vapor del fluido
de transferencia es aproximadamente 10 bares a la temperatura típica de salida del campo de
colectores a 390 ºC. La presión a la entrada del intercambiador se mantiene en un valor nominal
de 20 bares. Por el contrario, la presión de vapor de las sale de nitrato es muy baja (< 1Pa), por
lo que la presión en el lado de las sales es la mínima necesaria para la circulación de las sales, o
a lo sumo de 5 bares. Por ello, una vez más la opción más adecuada es la de disponer de un
intercambiador de carcasa y tubos, con las sales de nitrato en el lado de la carcasa y el aceite
térmico circulando por el banco de tubos.
En la planta experimental de la PSA, también se dispuso de un circuito de CO2, utilizando dicho
gas como fluido de transferencia. Este se compone de dos 50 m colectores parabólicos
Eurotrough, conectados en serie a un soplador que impulsa el gas y para un enfriador de aire
para el escape de calor a la atmósfera. El CO2 puede alcanzar temperaturas de hasta 525 º C. La
instalación está conectada a la instalación de prueba de sal fundida a través de un
intercambiador de calor de CO2-sales fundidas. Con este intercambiador la sal fundida a 290º C
se calienta hasta 505 ° C en condiciones nominales. El gas utilizado actualmente es el CO2,
pero el intercambiador de calor puede trabajar con cualquier otro gas para dar diferentes tasas de
intercambio de calor.
En esta planta se hace uso además de un intercambiador de calor de sales-aceite, cuyas
condiciones de trabajos son similares a las típicas de una central solar de concentración
funcionando con aceite térmico como fluido de transferencia.
En la tabla 3.17 se muestran los parámetros de diseño de ambos intercambiadores.
A parte de los intercambiadores de carcasa y tubo, también pueden considerarse otras opciones
no convencionales. Una de ellas es el uso de intercambiadores helicoidales o de espiral. Estos
intercambiadores presentan coeficientes de transferencia mayores que los anteriormente
descritos, precisando, por tanto, de una menor área de intercambio. La principal característica de
estos intercambiadores es que la trayectoria curva hace que el fluido circulante lo haga bajo un
flujo turbulento, que sería laminar en caso de seguir una trayectoria recta con las mismas
condiciones de flujo (Moore R. et al. (2010)). La fuerza centrífuga creada por la trayectoria
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142
Tabla 3.17: Parámetros de diseño de los intercambiadores de la planta experimental en la PSA [M.-M. Rodríguez-
García et al. (2013)].
curva del fluido crea un mecanismo de auto-limpieza, previniendo así la formación de fouling
dentro del intercambiador. Debido a esta característica, los intercambiadores de espiral son
ampliamente utilizados con flujos bifásicos.
Por otro lado, Yang et al. (2009) investigaron el rendimiento de transferencia térmica en un
receptor de sales fundidas con tubos en espiral en una torre solar (Figura 3.70). Los autores
concluyeron que este sistema presentaba una transferencia de calor tres veces mayor que con el
uso de tubos rectos.
Figura 3.70: Tubos de intercambio presentados por Yang et al. (2010).
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143
3.6.6. Otros elementos auxiliares
Bombas
A pesar de que hay una gran variedad de bombas y válvulas comercialmente disponibles, tal y
como apunta Moore R. et al. (2010), en la experiencia de Solar Two se observaron numerosos
problemas de fugas y demás fallos de estos equipos. Sin embargo, los autores señalan una
carencia de información reportada en estos aspectos en instalaciones en funcionamiento.
Tal y como describen Pacheco et al. (2001), en la planta Solar Two, para el bombeo de las sales
a alta temperatura se hizo uso de bombas verticales en voladizo puesto que no se disponía de
cojinetes cuyos materiales fuesen apropiados para el uso con sales a altas temperaturas (570ºC).
Debido a la tipología de estas bombas, su longitud estaba limitada a 3 m. Esto hecho hizo
imposible su instalación dentro de los propios tanques, requiriéndose de pozos de bombeo tal y
como puede apreciarse en la Figura 3.71. Para el bombeo de sales a baja temperatura se hizo
uso de cojinetes lubricados.
Figura 3.71: Sistema de bombeo de Solar Two. Pacheco et al. (2001)
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144
Figura 3.72: Bomba de impulsión de sales de Solar Two. Pacheco et al. (2001)
Según recogen Reilly et al. (2001), este sistema de bombeo produjo numerosos problemas de
fugas, tenía un flujo y presión máximas muy limitadas, quedando desaconsejado para
experiencias futuras.
Por ello, Sandia National Laboratories (SNL) junto con Nagle Pumps, como parte del
“Concentrating Solar Power Program” del DOE, estudió el comportamiento de las bombas
centrífugas verticales de vástago alargado para sales fundidas a alta temperatura para plantas de
torre central (Figura 3.73). En las pruebas se identificaron una serie de materiales para
conformar las camisas de los cojinetes que trabajasen bien a altas temperaturas (Barth et al.,
2001). Esta bomba tenía aproximadamente 9 metros ya montada (frente a los1.8 metros de las
bombas en voladizo de Solar Two), por lo que permitió montarla directamente sobre los tanques
de sales. Esto permitió eliminar los pozos de bombeo así como las válvulas de control,
instrumentación y el aislamiento de estos; reduciendo por ende las pérdidas térmicas y
problemas de anegación de los pozos de bombeo.
Figura 3.73: Montaje de la bomba centrífuga de vástago alargado en los ensayos realizados por SNL. Barth et al.,
2001
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145
Según anuncia la empresa Wilfley, estas bombas se encuentran comercialmente
disponibles con tamaños de hasta 15 metros, además pueden ser también instaladas en
plantas de colectores cilindro parabólicos.
Válvulas
En Solar Two se utilizaron numerosos diseños de válvulas en alta y baja temperatura. Las
válvulas de compuerta y de tapón funcionaron bien. En cambio las válvulas de bola no tuvieron
un comportamiento favorable, y tuvieron que cambiarse por válvulas de compuerta o eliminadas
por un rediseño del sistema (Reilly et al. (2001)).
En la página de la empresa Tyco se recogen las válvulas necesarias en un sistema de
almacenamiento térmico en una instalación de colector cilindro-parabólico (almacenamiento
indirecto) y en otra de receptor central (almacenamiento directo).
Tabla 3.18: Válvulas necesarias para sistemas de almacenamiento con sales fundidas en plantas solares de
concentración. Fuente: www.tyco.com
Planta de concentración solar de colectores cilindro-parabólicos.
Tanque de sales frías Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de
estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad,
Sistema de recubrimiento, Válvulas de venteo
Tanque de sales calientes Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de
estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad,
Sistema de recubrimiento, Válvulas de venteo
Intercambiador de calor Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de
estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad
Planta de concentración de receptor central
Tanque de sales frías Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de
estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad,
Sistema de recubrimiento, Válvulas de venteo
Tanque de sales calientes Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de
estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad,
Sistema de recubrimiento, Válvulas de venteo
Resistencias de calentamiento inmersas en los tanques de almacenamiento
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146
Las pérdidas térmicas en los tanques de almacenamiento pueden ser compensadas con un aporte
de calor por otro medio externo. En las plantas comerciales, la superficie del tanque es pequeña
en comparación a su volumen por lo que disponer de calentadores eléctricos puede ser suficiente
para compensar las pérdidas térmicas. En instalaciones que hacen uso de sales fundidas como
medio de almacenamiento se hace absolutamente necesaria su disposición para evitar la
solidificación de las sales
Uno de los aspectos que requieren un mayor cuidado en la instalación de calentadores inmersos
en los tanques de sales es la disipación de calor. El aporte térmico ha de ser lo suficientemente
rápido para evitar que la sal en contacto directo con estas resistencias alcance temperaturas en
las cuales las sales sean químicamente inestables. Esto tiene lugar a unos 620 ºC, produciéndose
una disociación de los iones de nitrato en iones de nitrito y oxígeno, de acuerdo con la siguiente
reacción
. Por tanto, el flujo de calor a disipar ha de ser calculado con
precisión. Los valores típicos para el acero inoxidable puede variar entre 1.2-1.4 W/cm2.
La transferencia de calor entre el fluido y estos calentadores tiene lugar principalmente por
convección. Por tanto, la temperatura del fluido por debajo de estos dispositivos será
ligeramente menor que la del mismo fluido centímetros por encima. En el caso de utilizar sales
fundidas como medio de almacenamiento, si el tanque de almacenamiento contiene un doble
fondo en la base para la disposición de la bomba de impulsión y los calentadores eléctricos se
instalan por encima de esta superficie, es posible que se produzca la solidificación de las sales
aún cuando los calentadores están en funcionamiento. Una manera de evitar este inconveniente
es instalar un cableado eléctrico de calentamiento alrededor de la base que compense las
pérdidas térmicas en esta, para así evitar la solidificación de las sales en la bomba de impulsión.
3.6.7. Aislamiento térmico en conductos
Una de los aspectos más importantes para reducir las pérdidas térmicas en un sistema que
trabaja a alta temperatura es la instalación de un aislamiento adecuado. Si el aislamiento es
inapropiado pueden producirse puentes térmicos de transferencia de calor desde las tuberías
hacia la atmósfera.
Comúnmente suele utilizarse como aislante lana de roca rodeadas con carcasas de aluminio para
la protección de las condiciones climatológicas. Esta carcasa de aluminio, en ocasiones puede
estar en contacto con las tuberías en determinados puntos como en la confluencia de varias
secciones de tuberías o entre secciones estrechas de tuberías y válvulas. Esto puede conllevar la
presencia de puntos fríos, que en el caso de sistemas con sales fundidas son puntos proclives a
la solidificación de dichas sales (M.-M. Rodríguez-García et al. (2014)). En los puntos
especialmente susceptibles de solidificación de las sales, como las estructuras de apoyo,
instrumentos de medida, válvulas, etc., es necesario prestar especial atención a la calidad del
aislamiento térmico.
Moore R. et al. (2010), tras los numerosos problemas de fugas térmicas y de fallos en el
aislamiento reportados durante la experiencia de Solar Two, sugieren la utilización de aerogel
como aislamiento térmico para puntos en los que el aislamiento térmico es crítico en
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147
instalaciones que trabajen con sales fundidas. El aerogel tiene menor densidad volumétrica que
cualquier otro material sólido poroso y una conductividad térmica 2 o 3 veces menor que la
mejor fibra cerámica de aislamiento. El coste de este tipo de aislamiento es de 1.99$/ft2 para 5
mm de espesor y de 3.67$/ft2 para 10mm. La temperatura máxima de operación de este material
es de 650ºC. Puede adquirirse en láminas o planchas en Aspen Aerogels, S.A.. Además es
fácilmente manejable, pudiéndose cortar con un cuchillo o con tijeras. En la tabla 3.19 se
muestra una comparativa entre las propiedades del aerogel y de una manta cerámica para unas
mismas condiciones de aislamiento.
Tabla 3.19: Comparativa entre materiales aislantes. Fuente: Moore R. et al. (2010).
Material Conductividad
[W/mk]
Espesor
[kg/m3]
Coste
[$/ft2]
Manta cerámica 40 128 3,67 (10 mm espesor)
Aerogel De 12 a 16 112 2-5 (1” de espesor)
.
3.6.8. Instrumentación y control
Con respecto a las partes electrónicas de los componentes de la instalación, M.-M. Rodríguez-
García et al. (2014) recomiendan dejar una distancia apropiada sin aislamiento térmico para
asegurar que dichas partes electrónicas no alcanzan excesivas temperaturas durante su
funcionamiento. Los autores advierten, además, que a la hora de seleccionar la instrumentación
se evite incluir instrumentos con transductores integrados. Esto se debe a que los instrumentos
suelen venir aislados térmicamente para reducir las pérdidas de calor y esto puede causar un
calentamiento de las partes electrónicas del transductor, resultando en un funcionamiento
inapropiado del dispositivo. La mejor opción en este caso es fijar una cierta distancia entre
transductores y el sensor correspondiente. Para evitar este problema, los autores sugieren la
utilización de instrumentos de medida sin componentes electrónicos. Para la protección de los
sensores de temperatura con conversor electrónico sugieren la inclusión de termopozos.
Las altas temperaturas en sistemas de almacenamiento también pueden afectar a los
posicionadores de las válvulas, produciendo un mal funcionamiento de estos. No obstante, esto
puede evitarse colocando estos posicionadores alejados de las propias válvulas o mediante la
instalación de aletas para disipar el calor.
Para el control de la temperatura en válvulas y las tuberías adyacentes a estas, se recomienda el
uso sensores independientes puesto que si se dispone de un sensor común situado en la válvula,
la temperatura en la tubería puede ser excesivamente alta en el momento en el que el sensor
controlador desactiva el traceado eléctrico de calentamiento. Esto se debe a que la inercia
térmica de la válvula es mucho mayor que la de la tubería. Esto puede originar daños en el
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148
traceado eléctrico de calentamiento o acelerar la corrosión en las zonas más calientes. Si por el
contrario se instalase en la tubería, podría desactivarse el traceado de calentamiento en un
momento en el que la temperatura en la válvula fuese excesivamente baja, surgiendo la
posibilidad de solidificación de las sales en la válvula.
Estos sensores han de ir colocados cuidadosamente. En válvulas pequeñas se recomienda
colocarlos en los puntos de menor temperatura esperada. En válvulas de gran tamaño es positivo
disponer de al menos dos circuitos independientes, uno en la base y otro en la cabeza de la
válvula. En las tuberías se ha de instalar en un punto en el que no haya posibilidad de existencia
de otra fuente de calor (como por ejemplo un tanque de almacenamiento) que pueda falsear las
lecturas del sensor.
Tal y como explican Moore R. et al. (2010), la medición del nivel de fluido de almacenamiento
en los tanques durante la experiencia de Solar Two estuvo marcada por una serie de dificultades.
Para soslayar estas dificultades, los autores recomiendan el uso de sensores radar del nivel en
sistemas de almacenamiento con sales fundidas, debido a que las señales emitidas pueden
penetrar numerosos materiales, incluyendo materiales cerámicos, poliméricos e incluso algunas
aleaciones metálicas. Algunos de estos materiales además son buenos aislantes térmicos, por lo
que podrían utilizarse para proteger al dispositivo radar de las altas temperaturas. Estos
dispositivos se encuentran comercialmente disponibles, p.ej. la empresa Vega S.A.
comercializará un sensor radar para operar por encima de los 400ºC y 160 bares.
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149
4.- RESUMEN Y CONCLUSIONES
4.1. Resumen
- La integración de un sistema de almacenamiento térmico en una planta solar de
concentración tiene como repercusiones positivas: incremento de la eficiencia de conversión
solar-eléctrica, debido a que (a) durante las horas pico de producción de potencia se reduce el
desperdicio de calor excedente y (b) disminuyen las paradas en la turbina en los momentos de
menor incidencia solar ; disminuye el coste de generación eléctrica (LCOE); y se disminuyen el
número de paradas y puesta en marcha de la turbina debido a transitorios, disminuyendo el
consumo parasitario de electricidad. Por el contrario tiene como consecuencias menos
deseables: posibilidad de un descenso en el rendimiento del ciclo de potencia debido a la
disminución de la temperatura de vapor cuando el sistema de almacenamiento está descargando;
posible aumento de las pérdidas en el receptor por un aumento en la temperatura de retorno del
fluido de transferencia al campo solar; aumentan las pérdidas térmicas de la planta; aumenta el
campo solar; aumenta el coste de capital de la planta.
- Debido a la creciente preocupación por la autonomía energética y la desvinculación del
consumo de combustibles fósiles en gobiernos de todo el mundo, el sector termosolar está
experimentando un crecimiento que tiene su inicio con el comienzo del siglo XXI. Este hecho
estuvo propiciado por el potencial de esta tecnología de cara a la gestión de la producción
eléctrica con la disposición de sistemas de almacenamiento térmico, haciéndose efectivo dicho
desarrollo con la estimable ayuda de políticas energéticas que han favorecido este sector frente a
otras tecnologías de producción de potencia con recursos renovables.
- Actualmente, según el US DOE, el LCOE con sistemas solares de concentración se
sitúa en torno a los 0.21 c$/kWh. Para acortar la diferencia del coste de generación de la energía
solar con respecto a otras tecnologías, el gobierno estadounidense ha planteado un ambicioso
programa de financiación de proyectos con el que se pretende situar el LCOE en 6c$/kWh para
2020. Para conseguirlo, las reducciones de costes más notables se pretenden realizar en el
campo solar (reducción del 78%) y fundamentalmente en los sistemas de almacenamiento
(reducción del 80%).
- Según apuntan numerosos investigadores, el uso del sistema convencional de dos
tanques de sales fundidas con almacenamiento indirecto parece ser la solución más viable
comercialmente para las centrales solares de concentración con aceites como fluido de trabajo.
Actualmente más de tres cuartos de los sistemas de almacenamiento instalados en centrales de
potencia trabajan con sales fundidas. La mayor ventaja que presentan este tipo de sistemas es la
consolidada madurez de la tecnología en relación al uso de sales fundidas. Sin embargo, análisis
del ciclo de vida de sistemas de almacenamiento en sales fundidas muestran que esta tecnología
es una de las que tienen un mayor impacto por kWh almacenado, ya que se necesita más
material y equipos más complejos para el funcionamiento del conjunto. El aspecto más crítico y
que además ocupa gran parte de los esfuerzos empleados en el diseño de sistemas de
almacenamiento con sales fundidas es evitar puntos proclives a la solidificación de las sales. A
su vez, gran parte del coste de capital y de funcionamiento de estas instalaciones está
relacionado con el calentamiento de las sales para evitar la congelación de estas. Empresas
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150
como Halotechnics trabajan activamente en el desarrollo de sales inorgánicas con bajos puntos
de congelación (< 80ºC) también conocidas como “deep eutectic formulations” y bajas
presiones de vapor (< 5 atmósferas) cuando se encuentran a temperaturas de en torno a 500ºC.
La Universidad de Alabama, por otro lado, trabaja en el desarrollo de sales que puedan trabajar
a más de 650ºC para posibilitar el uso de las sales en las generaciones venideras de centrales de
receptor central que integrarán turbinas de alta eficiencia. El uso de nanopartículas tanto de
grafito como de cerámicas y de nanotubos de grafito ocupa el interés de numerosas
investigaciones para aumentar la capacidad específica térmica de las sales (llegando Texas
Engineering Experiment Station a incrementar la capacidad térmica específica de las sales
fundidas de 1.5 a 1.9 J/g·K con nanopartículas cerámicas).
- Desde el año 1992 hasta el momento, el DLR (Centro Aereoespacial Alemán) ha
investigado a fondo aspectos varios del almacenamiento en hormigón. Los resultados obtenidos
hasta el momento parecen apuntar que solo parece viable el uso futuro de estructuras de
cerámica moldeable y hormigón de alta temperatura, siendo este último material la opción más
interesante de ambas. Los sistemas basados en el almacenamiento en hormigón, debido a su
sencillez, son unos de los que menor impacto ambiental tienen por kWh almacenado. No
obstante, este tipo de sistemas presentan una serie de limitaciones importantes actualmente: las
pérdidas de calor en sistemas de almacenamiento en hormigón y cerámicas suelen ser
notablemente elevadas y difíciles de controlar; bajos ratios de intercambio de calor entre el
fluido de transferencia y el medio de almacenamiento; estrés termomecánico entre el medio de
almacenamiento y los materiales de refuerzo del sistema debido a la diferencia entre los
coeficientes de dilatación. De hecho, la entidad ABENGOA como parte de su proyecto dentro
del programa HEAT fruto la iniciativa SunShot del US DOE afirmaba que el almacenamiento
sensible en medios sólidos no es viable debido a que presenta un coste global de un 10% mayor
que el resto de tecnologías (coste de almacenamiento ~ 25-30 $/kWhth ).
- El almacenamiento de calor en materiales de cambio de fase presenta una serie de
características que hacen de estos una opción futura de estimable interés, como son la alta
densidad de energía de almacenamiento y los procesos de transferencia isotermos (característica
especialmente interesante para el uso de PCM en sistemas de generación directa de vapor). Las
limitaciones técnicas más importantes de este tipo de sistemas son: la baja conductividad; la
deposición de sólidos en las superficies de intercambio debido a un cambio de fase incompleto
en parte del material; necesidad de un procedimiento estándar internacional de caracterización
de las propiedades termofísicas de los PCM, con el que se evite la actual divergencia en los
métodos y procedimientos para este fin. (Cárdenas et al., 2013); hasta el momento no hay
materiales de cambio de fase de alta temperatura comercialmente disponibles; los sistemas
basados en el uso de PCMs necesitan de una gran cantidad de energía indirecta para su
funcionamiento. De entre los métodos de mejora de la transferencia de calor en sistemas de
almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase destaca el uso de estructuras
de grafito (como superficies aleteadas de grafito que encierran el material de cambio de fase) y
el uso de termosifones (“Heat Pipes”). Acciona Solar, planea diseñar y validar un prototipo y
demostrar un sistema de almacenamiento de 800 MWhth basado en materiales de cambio de
fase.
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151
- El almacenamiento en tanques termoclino es una de las opciones futuras más atractivas
para el almacenamiento térmico a bajo coste con buenas características. La principal ventaja de
un sistema de tanque aislado termoclino es la disminución del coste del sistema un 35% con
respecto al sistema convencional de almacenamiento en dos tanques. Para la mejora del
comportamiento térmico de estos sistemas, la investigación actual parece decantarse por el
almacenamiento en medio dual mediante la inclusión de materiales de relleno en un fluido de
almacenamiento. Las pruebas de estabilidad térmica realizadas en las instalaciones
experimentales de los laboratorios Nacionales de Sandia indicaban la especial aptitud de las
rocas de cuarcita y de arena de sílice como potenciales materiales de relleno con sales fundidas
(Brosseau et al., 2004). Las principales dificultades técnicas de estos sistemas son: problemas
para separar el fluido frío y el caliente; las altas temperaturas de salida del sistema de
almacenamiento conducen a un incremento de las pérdidas en el campo solar; en definitiva, es
considerado como un sistema de almacenamiento termodinámicamente ineficiente.
- Debido a al calor asociado a las reacciones que tienen lugar en los procesos de
almacenamiento, el almacenamiento termoquímico presenta un gran potencial. Sin embargo,
sólo se han realizado experimentos a pequeña escala (~15 kWsol ). Los resultados experimentales
muestran que es posible el uso de estos sistemas, aun teniendo en cuenta períodos transitorios y
demás dificultades técnicas, mediante una correcta selección del rango de temperaturas de
operación en reactores estándar. Los sistemas de almacenamiento termoquímico con amoníaco
tienen una eficiencia de almacenamiento entorno al 53% (Lovegrove et al., 2004). De entre los
principales obstáculos para el uso de estos sistemas a nivel comercial pueden mencionarse:
problemas de estabilidad térmica y cíclica; elevado coste del sistema; falta de madurez de esta
tecnología. Numerosas investigaciones giran en torno a la utilización de las reacciones de
oxidación/reducción de óxidos metálicos para el almacenamiento termoquímico.
- Los sistemas de generación directa de vapor en el campo de colectores está cobrando
importancia en las centrales de receptor central de torre y en las de colectores cilindro-
parabólicos. Estas plantas precisan, al menos de sistemas de almacenamiento a corto plazo
(almacenamiento “buffer”) para absorber transitorios por falta de radiación que puedan inducir
paradas en la turbinas o estrés termomecánico en los componentes del sistema. Esta tarea se ha
venido desempeñando por acumuladores de vapor bajo distintas configuraciones, trabajando con
vapor entre 60 y 100 bares. Sin embargo el uso de acumuladores de vapor se ve limitado a bajas
capacidades de almacenamiento. Hay estudios que afirman que el almacenamiento en plantas de
receptor central con generación directa de vapor puede llegar a ser incluso más interesante que
en sistemas similares que trabajen con sales fundidas. Tal y como se mencionaba anteriormente,
el uso de materiales de cambio de fase es especialmente interesante para tenerlo en
consideración en futuros sistemas de almacenamiento de vapor.
- Ciertos estudios parecen indicar que para minimizar el LCOE en plantas de receptor
central con de sales fundidas de nitrato se ha de tender hacia valores bajos en la potencia
instalada (33-78 MWe) y disponer de sistemas de almacenamiento de alta capacidad (14-16
horas) mientras que en las plantas de receptor central con generación directa de vapor a pesar de
encontrar severas dificultades para encontrar información real en cuanto a costes reales, los
resultados indicaban que los valores mínimos para el LCOE se obtenían con altas potencias (67-
122 MWe) y baja capacidad de almacenamiento (2-5 horas). Por otro lado, para las plantas de
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colector cilindro-parabólico el valor mínimo del LCOE es prácticamente idéntico para
capacidades de almacenamiento de entre 8 y 12 horas. Otros estudios revelan que si desea
disponer de sistemas de apoyo con pequeñas capacidades (1-4 h ), las plantas solares con
almacenamiento térmico (solo almacenamiento térmico) tuvieron valores del LCOE ligeramente
inferiores a las plantas con respaldo de gas natural. En cambio, para mayores capacidades del
sistema de apoyo ( 5-12 h ), las plantas con uso exclusivo de almacenamiento tuvieron valores
LCOE ligeramente más altos que las plantas con sistemas auxiliares de gas natural.
4.2. Conclusiones
- La inclusión de sistemas de almacenamiento térmico y la reducción de los costes de
almacenamiento de energía están tomando gran importancia en el sector termosolar. Entre el 35-
38% de los esfuerzos mundiales para el progreso de dicho sector se centran en el desarrollo de
los sistemas de almacenamiento.
- Actualmente el uso de sales fundidas es el estandarte del almacenamiento térmico a
nivel comercial. Su presencia en las actuales centrales solares de concentración es muy
sobresaliente con respecto al resto de tecnologías. El bastión del papel protagonista de esta
tecnología a día de hoy son la conjunción de madurez y fiabilidad del sistema junto con unas
buenas características de operación a un coste asumible. Por otra parte, el uso comercial de otros
sistemas de almacenamiento de alta temperatura (almacenamiento en medio sólido, con
materiales de cambio de fase, etc.) ha de romper aún con muchas barreras técnicas y
económicas. En base a esto y tras un análisis de la tecnología utilizada en los futuros sistemas
de almacenamiento integrados en los proyectos de plantas CSP que actualmente se encuentran
en fase de desarrollo, podría afirmarse que durante al menos los próximos 10 años la presencia
de sales fundidas en sistemas de almacenamiento en el entorno comercial seguirá ocupando el
puesto predominante que tiene a día de hoy.
- El sector termosolar parece presentar una predilección por la tecnología de receptor
central de torre para la construcción de grandes plantas solares funcionando como plantas base
de suministro de potencia. La principal característica de la nueva generación de plantas
termosolares es el aumento de los parámetros de vapor del bloque de potencia, permitiendo el
uso de turbinas de alta eficiencia. La discordancia entre la evolución tecnológica de los sistemas
de almacenamiento con respecto a otros subconjuntos de las plantas solares parece ser la
principal limitación para su uso futuro en la nueva generación de plantas de potencia. Por ello,
parece plausible afirmar que más que apostar por la introducción de nuevas tecnologías, las
mejoras en un futuro a corto plazo de los sistemas de almacenamiento comerciales giren entorno
al desarrollo de los sistemas de almacenamiento con sales debido a su actual estado de
desarrollo. El campo de mejora de los sistemas de sales fundidas se basará en aspectos como:
elevación de la temperatura máxima de trabajo; disminución del punto de congelación;
disminución de la presión de vapor de las sales a altas temperaturas; aumento de la capacidad
específica térmica; o rediseño del sistema para utilizar el número mínimo de elementos que
eleven el coste del sistema (intercambiadores de calor y tanques).
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura
153
- Para una prosperidad futura de los sistemas de almacenamiento y del sector termosolar
en definitiva, es imprescindible la financiación de entidades gubernamentales para la
investigación y desarrollo de la tecnología implicada, y conseguir así hacer competitiva la
generación eléctrica solar de concentración frente a otras fuentes energéticas no renovables.
Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera
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