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Diseño básico de planta solar termoeléctrica de 100 kW
16 Plantas termosolares de concentración
3. Plantas termosolares de concentración
3.1 Tipología de plantas termosolares de concentración
Las plantas termosolares se basan en el calentamiento de un fluido de acuerdo con un
ciclo termodinámico mediante radiación solar para después expandirlo en una turbina y
producir la potencia mecánica necesaria para mover un alternador y producir de esta forma
energía eléctrica.
Existe una gran variedad de soluciones para conseguir el mismo fin aunque todas se basan
en re direccionar la radiación solar que llega a lo largo de un día alrededor de un punto o una
línea por donde pasa el fluido que se calienta. Así pues, los equipos comunes de entre todas
las centrales termosolares de concentración son:
- Sistema de re dirección de radiación solar
- Fluido de trabajo
- Sistema de transferencia de calor al fluido de trabajo
- Compresores o bombas para aumentar la presión al inicio del ciclo
- Turbina donde se expande el fluido de trabajo
Opcionalmente, muchas soluciones pueden tener también un sistema de recuperación de
calor como economizadores o intercambiadores de calor a la salida de la turbina para
precalentar el fluido entrante en el sistema de absorción de radiación y de esta forma
aumentar el rendimiento total del ciclo termodinámico utilizado para el proceso.
Además, como la radiación solar es totalmente variable a lo largo del tiempo dentro de un
mismo día pero también a lo largo de un año entero de funcionamiento, para determinadas
plantas se utilizan sistemas de almacenamiento de energía que permiten aumentar la
regularidad en la producción eléctrica pudiendo absorber pequeños transitorios dentro de un
mismo día como nubes sin necesidad de tener que recurrir a apoyos fósiles.
Por último, las plantas termosolares de concentración son eminentemente automáticas
en el sentido que han de poder seguir la trayectoria del sol en las medidas de sus posibilidades
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a lo largo del día y a veces incluso del año. Por esta razón, el sistema de control de este tipo de
tecnología es muy importante.
De esta forma, se pueden diferenciar cuatro sistemas principales de concentración solar
termosolar en función de si el seguimiento se realiza mediante uno o dos ejes. Para las
tecnologías que usan seguimiento en un eje las dos principales son:
- Plantas de concentrador cilindro-parabólico (CCP)
- Plantas termosolares Fresnel
Estas plantas se caracterizan por concentrar la radiación solar a lo largo de una superficie
lineal encargada de absorber la energía y trasmitirla al fluido de trabajo.
Las tecnologías que usan seguimiento en dos ejes son:
- Discos parabólicos
- Plantas de recepción central (CRS)
A diferencia de las plantas de concentración en una superficie lineal, cuando se usa el
seguimiento en dos ejes se concentra la radiación solar en un punto o una superficie puntual.
A día de hoy no existe una supremacía clara de unas frente a otras aunque sí se puede
decir que las plantas de concentrador cilindro parabólico son las que más desarrolladas están
en estos momentos.
En la página siguiente se detalla una tabla comparativa de ventajas e inconvenientes de
los sistemas de concentración termosolar más utilizados a día de hoy.
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Sistema Ventajas Inconvenientes
Receptor central - Posibilidad de
almacenamiento térmico
- Relativamente altas
eficiencias
- Facilidad de integración
con ciclos Rankine muy
conocidos
- Necesidad de mayores
inversiones que otras
tecnologías.
- Poca densidad de
espejos en el terreno.
Disco parabólico - Consiguen las más altas
eficiencias
- Módulos pequeños
- Poca inversión
- Forma de
almacenamiento no
económica.
- Aplicaciones limitadas
Cilindro parabólico - Sistema modular
pequeño
- Menor coste por metro
cuadrado de colector
- Mayor densidad de
colectores en el terreno
- Seguimiento del Sol sólo
en un eje que hace que
eficiencia no sea menor
que otras soluciones.
- Pérdidas térmicas altas
en las conexiones de los
lazos
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3.2 Plantas de colector cilindro parabólico (CCP)
Esta tecnología se basa en el uso de espejos prismáticos curvados en forma de parábolas
que tienen la propiedad de concentrar la radiación en el foco de ésta. De esta forma, se coloca
un tubo absorbedor con la finalidad de transmitir la energía al fluido de trabajo.
La concentración óptica hace que sólo la componente directa de la radiación solar sea
aprovechable para el receptor haciendo necesario el seguimiento del Sol de forma continua a
lo largo del día. Normalmente este seguimiento suele ser alrededor de un eje que se sitúa en
dirección Este-Oeste. Es decir, que la rotación del colector va de Norte a Sur.
Hoy en día, este tipo de tecnología se encuentra en su madurez en el sentido de que ha
sido más desarrollada que las demás alternativas. Así pues, permite operar con rendimientos
aceptables a temperaturas de hasta 450 ºC aproximadamente.
Entre las ventajas de este tipo de tecnología cabe destacar la mayor variedad de equipos
comerciales disponibles lo que facilita su diseño y construcción. Además, las pérdidas de carga
que se producen a lo largo de los tubos absorbedores suelen ser bajas ya que en realidad se
trata de una tubería recta. Por otra parte, como la superficie del absorbedor es pequeña, las
pérdidas térmicas durante son pequeñas, debido a la poca cantidad de fluido en éstos.
Los componentes básicos que caracterizan este tipo de tecnología son:
- Cimentación y estructura metálica
- Reflector cilindro parabólico
- Tubo absorbente
- Conexión entre colectores
Además, también comparte los siguientes equipos con otras tecnologías:
- Fluido de trabajo o calorportador
- Sistema de transmisión del fluido de trabajo
- Sistema de seguimiento del Sol
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Cimentación y estructura metálica:
Es la parte encargada de fijar al suelo los colectores de forma que soporte las cargas para
las que se diseña. Entre ellas cabe destacar la importancia de la carga de viento que será un
gran condicionante en el desarrollo de esta fase.
Para la cimentación se utiliza hormigón armado pudiendo en función del terreno tener
que llegar a usar pilotes para poder anclar convenientemente la estructura metálica al terreno
sin peligro de vuelco ni deslizamientos.
Reflector cilindro parabólico:
Como se ha dicho anteriormente, su función es reflejar la radiación solar concentrándola
en el foco de la parábola. Se fabrican en diferentes materiales y formas dependiendo de su
aplicación. Los principales materiales reflectantes son la plata o el aluminio depositados en
una fina capa sobre un soporte que le da rigidez al conjunto o también chapas pulidas.
También existe la posibilidad de utilizar un material que cumpla a la vez las funciones de
material soporte y de medio reflexivo. Esto se consigue por ejemplo utilizando Aluminio
pulido. Sin embargo tiene la desventaja de que el Aluminio pierde fácilmente su reflectividad
cuando se usa en aplicaciones a la intemperie como es el caso de este tipo de tecnologías. Es
por esto que aunque el coste es menor que la solución de película reflexiva más vidrio, se
descarta su uso actualmente.
Así pues, lo que más se utiliza actualmente es vidrio como capa soporte con una capa en
su interior de plata protegida por una película de cobre entre otras. La diferencia con cualquier
espejo normal es el contenido en Fe2O3 del vidrio.
Existe un gran número de soluciones para la construcción de los colectores. Actualmente
se pueden encontrar fácilmente catálogos amplios con una gran diversidad de materiales y
medidas lo cual flexibiliza mucho las aplicaciones de este tipo de tecnología.
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Fig. 6: Colector CCP
Tubo absorbedor
El tubo absorbedor es el sistema de transferencia de calor al fluido de trabajo. Convierte
la radiación solar en energía térmica aportándole calor al fluido de trabajo.
Se encuentra fijado con ayuda de una estructura soporte al foco del reflector cilindro
parabólico girando solidariamente a todo el colector para que siempre se mantenga en el
punto óptimo de recepción. Está formado por dos tubos concéntricos, uno metálico en cuyo su
interior discurre el fluido de trabajo y otro que rodea a éste de vidrio.
Las partes principales de un tubo absorbedor son:
- Conjunto de tubos metálicos unidos entre sí.
- Tubo de vidrio externo al metálico.
- Sistema de unión entre ambos tubos.
- Anillos soporte del tubo metálico.
- Collarines de soporte del tubo de vidrio.
El funcionamiento de estos elementos se basa en el paso de la radiación a través del tubo
externo de vidrio incidiendo sobre el conducto interno que aumenta su temperatura.
Posteriormente, por convección en el interior del tubo interno, se calienta el fluido de trabajo.
Los tubos metálicos se suelen pintar en función de la temperatura de operación para la
que se diseñen con la finalidad de que aumente la absortividad. De esta forma la radiación que
llega a este conducto se absorbe más que el equivalente sin pintar que reflejaría una parte de
lo que le llegara.
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Además, para disminuir las pérdidas del tubo absorbedor con el ambiente a veces se
dispone de una cámara de aire entre ambos conductos. Esto se hace porque si no se coloca, las
paredes exteriores del tubo metálico disiparían calor por conducción con el tubo de vidrio y
éste por convección con el aire ambiente que siempre se encontrará a menor temperatura que
el conjunto absorbedor.
Por último, en un campo de CCP, se usan tantas filas de colectores como sea necesario
para poder alcanzar la potencia deseada. Así pues, una parte crítica del conjunto de los
absorbedores es el sistema de unión entre ellos. Como los colectores se mueven, se han de
disponer sistemas que permitan unir diferentes filas de colectores y que además fijen los tubos
al terreno que los llevará al bloque de potencia pero que a la vez permita los movimientos a los
que están sometidos.
Esto se soluciona con la ayuda de uniones móviles o también con tubos flexibles que
pueden deformarse absorbiendo los movimientos de los colectores sin perjuicio ninguno.
Sistema de seguimiento solar
Es la parte encargada de mover el colector de forma que se aproveche la máxima
radiación solar en cada momento. Normalmente las centrales CCP se mueven en un eje, es
decir, que el seguimiento del colector se basa en el giro de éste alrededor de un eje que suele
ser perpendicular a la dirección principal de la trayectoria solar. Sin embargo, también se han
experimentado con aplicaciones de colectores cilindro parabólicos con seguimiento solar en
dos ejes. Esto no es lo habitual por la sencilla razón del encarecimiento de los colectores y del
sistema de unión entre tubos absorbedores. Además, se ha comprobado que este tipo de
colectores soporta una carga de viento mucho menor que los de seguimiento en un eje.
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Fig. 7: Sistema de seguimiento solar de un CCP
Así pues, típicamente, el movimiento de un colector cilindro parabólico lo gobierna un
motor que puede ser eléctrico con reductoras o hidráulico dependiendo de las dimensiones
del colector.
Además, existe la posibilidad de disponer un motor por fila de colectores. De esta forma
pueden moverse todos los colectores simultáneamente con la ayuda de poleas y cables. El
inconveniente de esta solución es que la precisión en el apunte es mucho menor que si se
accionan los colectores directamente a través de su eje de giro. Es por esto que la solución de
las poleas no se ha aplicado a colectores de gran tamaño. Por lo tanto, el mecanismo de
accionamiento se acopla rígidamente al eje de giro consiguiendo de esta forma precisiones
bastante aceptables.
Por otra parte, el sistema encargado de gobernar el mecanismo de accionamiento, es
decir, de comprobar dónde está el Sol en cada momento y transmitir las señales adecuadas al
motor para que éste gire, suele ser sensores de orientación por medio de células fotosensibles
o sensores solares de banda de sombra.
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Estos sensores orientan los colectores automáticamente. Otra forma sería utilizar
algoritmos matemáticos que dan el giro del mecanismo de accionamiento en función del
momento del año en el que se esté.
Fluido de transferencia de calor
Existe una gran variedad de fluidos encargados de absorber la potencia térmica absorbida
de la radiación solar. Se eligen en función de la aplicación para la que se destinen. Entre los
más usados están el agua, el aceite térmico, o a veces el glicol o algunas sales fundidas.
Mientras el agua se ha usado para temperaturas bajas (hasta 200ºC), el aceite térmico
tiene la capacidad de ser usado en un rango mayor de temperaturas. Además, tiene la ventaja
de tener una baja presión de vapor para altas temperaturas por lo tanto hace que sea posible
utilizar materiales más económicos. Por otra parte, tiene la ventaja de que puede ser
almacenado directamente. Sin embargo entre sus inconvenientes cabe destacar que toda la
línea de aceite ha de ser inertizada para evitar combustiones o la contaminación que
supondría una fuga.
Estado del arte
La tecnología de plantas termosolares con colectores cilindro parabólico es la que más
desarrollada se encuentra en la actualidad.
De esta forma, la capacidad mundial actual total instalada es de 354 MW con una
disponibilidad de más del 95 %. Además, los módulos o plantas típicas actualmente se diseñan
para que suministren una potencia eléctrica desde 30 a 80 MW. En un futuro muy próximo se
van a construir plantas de más de 200 MW como por ejemplo la que está construyendo
Abengoa en el desierto de Mojave en Estados Unidos con una potencia de 250 MW.
Además, todas las plantas realizadas de este tipo utilizan un ciclo Rankine de vapor para
producir energía eléctrica. Por lo tanto, en un futuro se tenderá a la posibilidad de la
producción directa de vapor en los tubos absorbedores.
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3.3 Plantas termosolares Fresnel (LFR)
Las plantas termosolares con tecnología Fresnel se basan al igual que las demás en
calentar un fluido para poder generar vapor y expandirlo en una turbina produciendo de esta
forma energía eléctrica.
La peculiaridad que tiene esta tecnología en comparación con la anteriormente detallada
CCP es que los reflectores en lugar de tener forma parabólica son espejos rectos que
concentran la radiación solar a lo largo de una línea donde se sitúa un receptor por el que
discurre un fluido y que se dispone fijo al terreno sin posibilidad de girar solidariamente a los
espejos.
La primera planta de este tipo se desarrolló en Francia en el año 1961. Desde entonces no
se ha avanzado mucho en la investigación de esta solución hasta los últimos años, cuando se
retomó en Australia y Bélgica. Ambos experimentos arrojaron costes menores que un
equivalente cilindro parabólico.
El reflector compacto lineal Fresnel (CLFR) se desarrolló en Australia durante la década de
los 90. Se intentó en varias ocasiones construir una planta con esta tecnología, sin embargo
surgieron problemas económicos que lo imposibilitaron.
El CLFR se basa en el uso de varios receptores colocados en filas de 200 metros de
longitud. Los reflectores se disponen alrededor con unas dimensiones elementales de 1.6
metros de altura y 6 metros de longitud por cada uno de ellos.
Los reflectores empleados están curvados muy ligeramente para enfocar aún más. Cada
fila se mueve con la ayuda de un motor dispuesto en el centro de ella. Los reflectores están
compuestos de una fina capa de vidrio pegada a un metal que hace de material reflectante.
Esta tecnología facilita mucho la producción directa de vapor lo cual siempre es un
atractivo
Solarmundo
El diseño propuesto por la compañía Solarmundo en 2001 es mucho más básico que el
CLFR en el sentido que los receptores no se encuentran conectados entre sí formando una red
y la altura a la que son situados es mucho mayor. En Bélgica de probaron receptores de 100
metros de longitud situados a una altura de 26 metros. Estos receptores se basaron en la
cavidad del absorbedor y en el grado de aprovechamiento ocupado por los reflectores.
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Posteriormente Solar Power Group Gmbh fue fundada en Múnich, Alemania por
Solarmundo. Un sistema fresnel con la capacidad de generación directa de vapor fue
construido por el SPG en conjunto con el Centro Aeroespacial Alemán (DLR [43]).
Uno de los proyectos recientes es la planta con un sistema Fresnel en Almería, España
construida por SGP y por el grupo alemán MAN Ferrostaal. Consiste principalmente en un
campo de espejos primario, un tubo absorbedor y un espejo secundario. El campo primario
contiene 25 filas de espejos planos sobre el terreno, cada uno de 100 metros de largo por 60
cm de ancho, que reflejan los rayos del sol en un tubo absorbedor de 100 metros de largo
colgado varios metros por encima del campo principal. Por encima del tubo absorbedor hay un
espejo secundario que concentra la luz solar restante en el tubo absorbedor lineal.
Los espejos paralelos enfocan la energía irradiada por el sol en un tubo, colocado a 8
metros por encima de los espejos. El agua fluye a través de este tubo de absorción, que se
calienta a temperaturas de hasta 450ºC. Esto produce vapor (como en una central térmica
convencional), que se convierte en energía eléctrica en una turbina de vapor. Debido al
pequeño tamaño de los espejos permite que sean menos sensibles al viento. Almería, España
ofrece las mejores condiciones para una planta de demostración de esta tecnología debido a
que el sol brilla cerca de 3000 horas al año.
Desde marzo del 2009, la planta Puerto Errado 1 construida por el grupo alemán Novatec
Biosol comenzó con sus operaciones en Murcia. Conformada por una superficie de 18000 m2,
tiene una potencia de 1,4 MW, producirá cerca de 2 GWh anuales. En pocos meses se abrirá la
segunda planta, que producirá 30 MW. La misma compañía ha programado tres nuevos
proyectos cerca de la localidad murciana de Lorca, los dos primeros producirán cerca de 60
MW.
Los nuevos proyectos de Novatec Biosol suponen una inversión cerca de 120 millones de
euros.
Estados Unidos también tiene proyectos planeados con la tecnología Fresnel, la empresa
PG&E está construyendo una planta en el condado de San Luis Obispo, que generará 177 MW
de potencia. La compañía pretende construir más plantas hasta llegar a un total de 1000
megavatios de energía solar en los próximos cinco años.
Una característica de la tecnología Fresnel es que el absorbedor está separado de los
concentradores, se mantiene fijo y no tiene partes móviles. Por lo tanto lo hace más
económico.
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27 Plantas termosolares de concentración
Entre las ventajas de utilizar este tipo de tecnología cabe destacar:
• Los concentradores se instalan a nivel del piso, reduciendo la carga del viento y son
más fáciles para mantener y limpiar.
• El vapor se genera directamente y no se requiere de intercambiadores de calor.
• Capacidad de producción escalable.
• Construcción automatizada de los componentes clave.
• Sin emisiones de CO2.
• Poco consumo de agua.
• Utiliza menos espacio que otras tecnologías debido a que no necesita un terreno
perfectamente llano.
Fig. 8: Tecnología Fresnel en Murcia
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3.4 Discos parabólicos (DP)
Las centrales termosolares de disco parabólico (DP) se componen de un reflector con
forma de paraboloide de revolución que concentra la radiación solar en un punto.
Concretamente en su foco.
En este punto se coloca en un mismo bloque un receptor solar donde se transforma la
radiación solar en energía térmica y un bloque de potencia que permite generar energía
eléctrica directamente aprovechando la energía térmica del receptor.
El fluido, que normalmente es aire, sigue un ciclo Stirling
Las ventajas de este tipo de tecnología son principalmente la modularidad y las altas
eficiencias. Las más altas de todas las soluciones de plantas de concentración solar. Sin
embargo, su elevado coste y su baja fiabilidad hacen que aún no terminen de despegar.
Fig. 9: Discos parabólicos
Los componentes característicos principales de esta tecnología son los siguientes:
- Estructura soporte y mecanismos
- Concentrador de paraboloide de revolución
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29 Plantas termosolares de concentración
- Receptor
- Sistema de generación de energía eléctrica
Concentrador
Las dimensiones de este componente dependen de la potencia de diseño. Existen diversas
soluciones como por ejemplo concentradores formados por facetas que aproximan de manera
discreta la forma del paraboloide de revolución. Otras sin embargo, se basan en el uso de
membranas tensionadas de metal que se forman con espejos de vidrio o metales pulidos.
Los diámetros típicos de los concentradores desarrollados hasta ahora han oscilado entre
los 7 y los 17 metros de los más recientes.
Receptor
Es el encargado de transmitir la energía producida por la radiación solar al fluido en forma
de energía térmica que a su vez se transmite al sistema de generación. Los receptores que se
usan comúnmente son receptores de cavidad. Entre ellos cabe distinguir dos grupos:
- Receptores de tubos directamente iluminados: Se basan en el calentamiento del
fluido de trabajo del motor por convección con las paredes internas de un haz de
tubos sobre los que incide la radiación solar concentrada con ayuda del concentrador.
Estos absorbedores llegan hasta temperaturas de 800 ºC.
- Receptores de reflujo: Se basan en el empleo de un fluido intermedio, normalmente
metal líquido (normalmente sodio) que se evapora a consecuencia de la
concentración de radiación solar y se condensa al ponerse en contacto con el fluido
de trabajo del motor, aportándole energía a éste. Entre las ventajas de este tipo de
receptor cabe destacar que se consiguen receptores más pequeños además de un
calentamiento más uniforme. Es por esto que este tipo de receptores son los más
utilizados.
Actualmente además, de estos dos tipos de receptores se experimenta con sistemas que
permitan una integración con un funcionamiento híbrido solar / gas natural.
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Sistema de generación de energía eléctrica
Es el sistema encargado de convertir la energía térmica del fluido a potencia eléctrica.
Esta transformación está ligada a un ciclo termodinámico. Normalmente un ciclo Stirling
aunque gracias al desarrollo de pequeñas turbinas de gas se están empezando a utilizar ciclos
Brayton de aire.
Las potencias de estas turbinas no suelen superar los 25 kW con rendimientos del 30 al 40
% lo cual es bastante alto en este tipo de tecnología.
De hecho, el mayor rendimiento en la conversión energía solar-eléctrica, un 29.4 %, se ha
logrado utilizando un disco parabólico siguiendo un ciclo Stirling utilizando hidrógeno como
fluido de trabajo a presiones de 200 bar y alcanzando temperaturas de 720 ºC. Con estas
condiciones se alcanzó un rendimiento en el motor Stirling del 41 %.
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3.5 Plantas de recepción central (CRS)
Los sistemas de recepción central o plantas de torre se basan en la concentración extrema
(del orden de mil soles) de la radiación solar en un punto situado en la parte superior de una
torre. En este punto se coloca un sistema receptor que al igual que en las anteriores
tecnologías, convierte la energía radiante en energía térmica en forma de calor a un fluido de
trabajo que posteriormente moverá un turbina para por último generar electricidad.
El sistema de concentración de la radiación solar está formado por un número de espejos
rectos llamados heliostatos que puede ser grande en función de la potencia de la planta. Éstos
siguen la trayectoria del Sol en dos ejes, es decir, uno para la inclinación y otro para el giro en
un plano paralelo al suelo.
El receptor solar se coloca a una altura que puede llegar a más de 150 metros para evitar
pérdidas por sombras. Los heliostatos pueden disponerse en planta rodeando la torre o
pueden colocarse a un lado de ésta.
El diseño y el funcionamiento de una planta de generación eléctrica de receptor central
están fuertemente influenciados por la naturaleza transitoria de la radiación solar incidente.
Uno de los grandes atractivos de esta tipología de centrales de concentración solar es la
capacidad para almacenar energía térmica eficientemente durante un espacio de tiempo que
aunque pequeño, puede servir para absorber momentos en los que la radiación solar no sea
suficiente para seguir produciendo energía. Otra posibilidad muy usada a este respecto es la
hibridación, concepto que se discutirá ampliamente en capítulos posteriores. Se basa en
quemar combustible fósil con unas restricciones determinadas con el mismo objeto que tiene
el almacenamiento térmico. Aumentar la estabilidad de la producción eléctrica.
Los primeros datos de estudios de este tipo de tecnología datan de la década de los 50 en
la antigua Unión Soviética en los que se usaron modelos primitivos de heliostatos que
operaban manualmente.
Sin embargo no fue hasta la década de los 60 en Italia cuando se produjeron los primeros
experimentos serios sobre receptores centrales. En 1965, se construyó un generador de vapor
que funcionaba exclusivamente con la ayuda de la concentración solar provocada por 121
pequeños heliostatos. En 1969, se consiguió generar vapor a altas temperaturas.
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32 Plantas termosolares de concentración
A partir de entonces, se sucedieron diversos experimentos y plantas piloto en los años 70
con potencias eléctricas que iban desde los 500 kWe hasta los 10 MWe.
De forma paralela, se avanzó en el diseño cada vez más competitivos de heliostatos,
aunque a día de hoy es un campo en el que se sigue avanzando cada día. Por otra parte, desde
los primeros experimentos hasta ahora se han propuesto multitud de soluciones para los
receptores solares utilizando diferentes fluidos de trabajo e incluso basados en diferentes
ciclos termodinámicos. Desde los receptores con fluidos intermedios para generar vapor y usar
un ciclo Rankine a los últimos, como es el caso de este proyecto, que usan aire que se encarga
por sí solo de mover la turbina siguiendo un ciclo Brayton.
Por último, cabe destacar que el sistema de control de una planta solar termosolar de
receptor central es mucho más complejo que el de una central de potencia convencional ya
que además del sistema formado por la turbina y el alternador, se deben controlar caudales,
flujos de calor, temperaturas, presiones en el receptor solar y el sistema de almacenamiento
además de posiciones en el campo de colectores formados por los heliostatos. Todo esto
teniendo en cuenta lo anteriormente dicho acerca de la transitoriedad del foco energético, la
radiación solar. Esto provoca que durante la operación se prevean estrategias para arranques,
paradas, transitorios etc.
Así pues, las partes típicas de una central termosolar de receptor central son siguiendo el
flujo energético:
- Campo de colectores formado por conjunto de heliostatos
- Receptor solar
- Sistema de transporte de calor
- Sistema de almacenamiento térmico
- Bloque de potencia
- Sistema de control
Por otra parte, también es de importancia la consideración del fluido de trabajo así como
del ciclo de trabajo elegido.
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33 Plantas termosolares de concentración
3.5.1 Tipos de fluidos de trabajo
El fluido de trabajo, el ciclo termodinámico utilizado para generar energía eléctrica y el
tipo de receptor están ligados entre sí. De esta forma, se analizan cinco opciones muy
utilizadas que se diferencian en principio por el tipo de fluido de trabajo utilizado.
Sistema agua/vapor
Se basa en la utilización de agua como fluido de trabajo generando en el receptor solar
vapor sobrecalentado. Éste vapor se conduce directamente desde el receptor hasta el sistema
de potencia, es decir, a la turbina.
En la industria de producción energética, el agua/vapor es el fluido más utilizado. Así
pues, sería lógico utilizar este fluido también directamente en los receptores de las
aplicaciones termosolares. Sin embargo, la naturaleza transitoria de la radiación solar complica
enormemente la conexión de la producción de vapor del receptor con la turbina. Por ejemplo,
cuando no se llega a una potencia térmica mínima, pueden surgir problemas de condensación
en los álabes de la turbina lo cual puede terminar con el deterioro de ésta. Una posible
solución es utilizar un sistema de almacenamiento térmico a la salida del receptor. Para ello, se
ha de transferir el calor a otro medio como aceites a través de intercambiadores de calor lo
cual conlleva pérdidas significativas.
El uso de agua/vapor como único fluido de trabajo afecta principalmente al receptor, el
sistema de almacenamiento térmico y a la turbina. Por ejemplo, la planta Solar One, en
Estados Unidos, que genera 10 MWe, emplea agua/vapor como fluido de trabajo y consigue
vapor sobrecalentado hasta 510ºC con un solo paso por el receptor solar. Además, usa un
sistema de almacenamiento térmico termoclino de aceite/rocas que se basa en la circulación
de aceite térmico a través de un lecho de pequeñas rocas y arena. Este aceite se calienta con la
ayuda de intercambiadores de calor por el vapor producido en el receptor solar. Al pasar el
aceite caliente a través del lecho de rocas y arena, calienta a éstas estableciendo una
termoclina en su interior. Un inconveniente asociado a este tipo de almacenamiento térmico
es la baja temperatura a la que puede ser calentado el aceite térmico. Por esta razón, sólo
puede ser calentado con vapor a no muy altas temperaturas. Además, el vapor generado con
el aceite almacenado provoca que el rendimiento de la turbina baje considerablemente
cuando se utiliza.
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34 Plantas termosolares de concentración
Así pues, el relativamente bajo rendimiento en la conversión de calor durante la
utilización del sistema de almacenamiento de energía térmica motivó el uso de otros fluidos de
trabajo. Estos fluidos, como las sales fundidas y el sodio, permiten el uso de altas temperaturas
en el sistema de almacenamiento térmico, posibilitando su uso sin el inconveniente de las
bajadas en el rendimiento y desconectando de este modo la turbina de los transitorios solares.
De esta forma se consiguen mayores rendimientos en ciclos Rankine regenerativos.
Sistema de sales fundidas
Se basa en el uso de sales fundidas como fluido de trabajo que se calienta al atravesar un
receptor solar adecuado a ellas y refrigerado. Estas sales son principalmente una mezcla de
nitrato de sodio y nitrato potásico. Las sales no pueden mover una turbina, así pues, lo que se
hace es conducir las sales calientes hasta un tanque que forma parte del sistema de
almacenamiento térmico. Posteriormente, salen hacia un generador de vapor que es el que se
utiliza para poder mover la turbina. Las sales frías pasan a través de un tanque frío del sistema
de almacenamiento térmico hacia el receptor de nuevo.
El uso de sales fundidas que operan siempre a altas temperaturas asegura que el vapor
que se produzca siempre será con temperaturas y presiones que resulten en rendimientos
altos del bloque de potencia para la generación eléctrica.
Sin embargo, entre las desventajas de esta aplicación cabe destacar que la temperatura
de solidificación para una mezcla típica de sales está alrededor de los 220 ºC lo cual obliga a
que las conducciones estén muy bien calorifugadas y calefactadas con resistencias eléctricas
arrolladas a lo largo de las paredes externas de los tubos para evitar congelaciones del fluido
de trabajo que serían críticas.
Por otra parte, este tipo de fluido se ha utilizado ampliamente en industrias de procesos,
por lo tanto es muy conocido además de no ser peligroso si se vigilan los sobrecalentamientos
y no reacciona con el agua. En cuanto al sistema de almacenamiento, el tanque de sales
calientes las dosifica en función de la demanda del generador de vapor.
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35 Plantas termosolares de concentración
Fig. 10: Esquema de funcionamiento con sales fundidas
Sistema de sodio líquido
El funcionamiento de una planta de receptor central usando sodio líquido como fluido de
trabajo en el receptor es básicamente el mismo que cuando se usa sales fundidas. El sodio
después de pasar a través del receptor solar calentándose, se lleva hacia el tanque caliente del
sistema de almacenamiento y desde allí se dosifica bajo demanda del generador de vapor. A la
salida de éste pasa a un tanque frío y por último al receptor de nuevo.
La diferencia principal es que la alta conductividad térmica del sodio líquido permite
trabajar en el receptor con niveles de flujo solar incidente mucho mayor. De esta forma, se
minimizan las diferencias de temperaturas desde la cara frontal a la trasera en el receptor lo
cual permite mayores temperaturas para las mismas tensiones térmicas.
Por lo tanto, la principal ventaja de este sistema es la reducción del área de recepción lo
que hace se bajen los costes del receptor además de aumentar la eficiencia de éste ya que se
minimizan las pérdidas dependientes del área de recepción. Sin embargo, el relativamente alto
coste y el bajo calor específico del sodio limitan mucho su aplicación en sistemas de
almacenamiento de calor sensible. Además, la alta reactividad del sodio con el agua también
es un problema que ha de ser tomado en consideración.
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36 Plantas termosolares de concentración
Sistema binario de sales fundidas/sodio
Debido al alto coste del uso del sodio como medio de almacenamiento térmico, se
propuso la utilización de sistemas binarios que combinan el sodio líquido y las sales fundidas
para el sistema de almacenamiento térmico. Para ello es necesario el uso de un
intercambiador de calor sodio-sales.
De esta forma, se usa el sodio líquido como fluido de trabajo en el receptor solar y sales
fundidas como medio del sistema de almacenamiento y de generador de calor. Así pues, se
combinan las características atractivas de ambos fluidos. Del sodio se aprovecha su capacidad
para transmitir altas tasas de calor, mientras que de las sales se aprovecha su bajo coste y su
seguridad en el sistema de almacenamiento.
Sistema de aire
El aire como medio calorportador en principio no es muy recomendable dado su muy baja
conductividad térmica. Sin embargo, su uso se justifica en un gran número de razones. Entre
ellas, la simplicidad en cuanto al número de equipos necesarios en una planta típica o que es
un medio del que se dispone sin limitación ninguna.
El uso del aire se basa principalmente en dos posibilidades. Ambas utilizan receptores
solares preparados para calentar aire. Sin embargo, se diferencian en el uso que se hace de
éste una vez sale del receptor.
En el primer caso se utiliza el aire caliente para generar vapor a través de un
intercambiador de calor aire-agua. Con este vapor se mueve una turbina siguiendo un ciclo
Rankine.
Fig. 11: Diagrama de funcionamiento de una planta con aire y ciclo Rankine
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37 Plantas termosolares de concentración
Para este tipo de plantas, el aire calentado en el receptor solar permanece en un circuito
distinto al de vapor. Además, no es necesario elevar la presión de éste sino simplemente
impulsarlo a lo largo del circuito. Esto hace que la admisión del aire pueda situarse incluso en
el mismo receptor solar. Este tipo de receptores como se verá más adelante se denominan
receptores volumétricos atmosféricos ya que utilizan aire a presión atmosférica.
La segunda posibilidad es el uso exclusivo de aire como fluido de trabajo. Es decir, no se
genera vapor sino que el aire caliente previamente presurizado es el encargado de pasar a
través del sistema de almacenamiento y de mover la turbina. Para ello, se usan turbinas de gas
que siguen ciclos Brayton.
Un ciclo Brayton ideal se basa en una compresión isentrópica seguida de un aporte de
calor externo al sistema isobáricamente y por último una expansión isentrópica en una
turbina.
Fig. 12: Ciclo Brayton ideal y real
En realidad el ciclo no se cierra. Es decir, los gases de escape de la turbina no se
introducen de nuevo en el receptor sino que se expulsan al ambiente
La eficiencia ideal del ciclo Brayton se define como:
𝜂 =�̇�𝑖𝑛 − �̇�𝑜𝑢𝑡
�̇�𝑖𝑛= 1 − �
𝑃2𝑃1�1−𝑘𝑘
Es decir, la eficiencia del ciclo Brayton depende de la relación de presión en el compresor.
En los procesos reales se ha de tener en cuenta la eficiencia isentrópica del compresor y de la
turbina así como las pérdidas de presión en el sistema de aporte de calor al aire. Además, la
eficiencia también depende de la temperatura de entrada al compresor y a la turbina
aumentando con ésta última hasta un máximo para una relación de compresión dada.
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38 Plantas termosolares de concentración
Para aumentar el rendimiento global de la planta, se recircula la salida de la turbina hacia
un recuperador que se dispone a la salida del compresor precalentando de este modo el aire
en su camino al receptor solar.
Fig. 13: Ciclo Brayton con recuperador
Como puede verse, se produce un ahorro en el receptor dado por el área 2356. Esta
solución es vital para plantas solares como la que es objeto de este proyecto ya que la relación
de compresión utilizada es pequeña y se necesita aumentar el rendimiento de alguna forma
adicional.
Así pues, la aplicación de este ciclo a la planta termosolar se limita a la introducción de un
receptor solar entre el recuperador y la cámara de combustión. Ésta última no puede evitarse
ya que como se demostrará posteriormente se hace necesaria en transitorios de la radiación
solar o en arranques.
Para el uso de este tipo de ciclos es necesario el empleo de un receptor solar presurizado,
es decir, que pueda calentar aire al que previamente se le ha comprimido.
Por último, aprovechando que las turbinas de gas generan funcionan con regímenes altos
de temperatura en el fluido de trabajo y que por lo tanto los gases de escape seguirán siendo
muy calientes, se ha planteado el uso de centrales combinadas que usen el gas de escape de la
turbina de gas para producir vapor y usar un ciclo Rankine en otra turbina en paralelo con la
primera.
Por problemas tecnológicos aún no se han construido plantas de este tipo.
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3.5.2 Heliostatos
Los heliostatos son las unidades básicas de las que se compone el campo de colectores. El
hecho de que no sea necesario un diseño fijo para cada tipo de aplicación hace que dentro del
proceso de desarrollo de estos elementos se pueda hacer énfasis en la producción en masa y el
abaratamiento de costes.
Existen dos tipos principales de heliostatos diferenciados por el tipo de espejo y la
estructura de soporte.
- Los de vidrio/metal se basan en el uso de una superficie reflexiva metálica pegada a
una capa de vidrio y una estructura rígida para resistir las cargas de viento.
- Los heliostatos de membrana usan una membrana tensionada como película
reflexiva. Tienen la ventaja de un menor coste al tener menos material.
Pese a que el área de los heliostatos ha ido aumentando con el paso del tiempo hasta
algunos de 150 m2, recientemente se ha vuelto al uso de espejos pequeños como es el caso de
este proyecto, ya que abarata los costes de transporte, instalación y puesta en marcha.
Configuración del campo de colectores
Existen dos disposiciones básicas de despliegue de heliostatos alrededor de la torre. El
despliegue alrededor de la torre o campo circundante o a un lado de ésta, Norte o Sur en
función de la latitud del emplazamiento.
Fig. 14: Disposición Norte y circundante del campo de colectores
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40 Plantas termosolares de concentración
La elección de una configuración u otra depende de la configuración del receptor aunque
en resumen se ha demostrado que para la producción de pequeñas potencias como es el caso
de este proyecto es más eficiente el uso de configuraciones Norte.
Balance de pérdidas en los heliostatos
Las pérdidas en el campo de colectores son un aspecto crítico en el proceso de colocación
de los heliostatos en planta. En general, el conjunto de pérdidas se define en términos de
eficiencia óptica. Es decir, cada pérdida en la práctica se tratará como una eficiencia que se irá
multiplicando por las de los demás tipo de pérdidas hasta obtener la eficiencia total del campo
de colectores.
Las pérdidas que puede tener un campo de colectores son:
- Efecto coseno
- Reflectividad
- Atenuación atmosférica
- Sombras y bloqueos
- Vertido
- Mantenimiento
Algunas de estas pérdidas son dependientes de la colocación de cada espejo en el
terreno. Es decir, que pueden minimizarse encontrando el lugar óptimo de cada espejo
respecto a los demás y a la torre.
1) Efecto coseno
Es el tipo de pérdida más significativa, en torno a un 20 %. Se produce por la disminución
de área reflexiva a consecuencia del ángulo de inclinación existente entre la normal al espejo y
la dirección de la radiación solar. Este tipo de pérdida se denomina efecto coseno porque es
proporcional al coseno del ángulo de inclinación del heliostato (𝛼 en la figura 15). Por lo tanto,
a mayores ángulos de inclinación, mayores pérdidas
Así pues, un campo que tenga en cuenta este tipo de pérdidas tendrá sus espejos
colocados de tal forma que minimice el ángulo de inclinación a lo largo de un año de
funcionamiento. Es decir, en un campo solar situado en el hemisferio Norte donde el Sol
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41 Plantas termosolares de concentración
siempre discurre en la parte Sur del cielo, los heliostatos se dispondrán en la parte Norte de la
parcela apuntando al receptor solar que se encontrará en la parte Sur.
Sin embargo, para un campo Sur en el hemisferio Norte o para los espejos situados en el
Sur de un campo circular, se tendrán importantes ángulos de inclinación lo cual revertirá en
una disminución considerable del área efectiva reflexiva como puede verse en la imagen
siguiente.
Fig. 15: Efecto coseno
2) Pérdidas por Reflectividad
Se definen como aquellas pérdidas producidas por la reflexión incompleta de la radiación
solar incidente sobre un espejo. Es decir, existe una fracción de la radiación solar que es
absorbida en lugar de ser reflejada. Esto es función de la longitud de onda de la radiación
incidente.
En la práctica se asume un valor que suele ser suministrado por el fabricante.
3) Atenuación atmosférica
Las pérdidas por atenuación atmosférica son aquellas que reducen la intensidad del flujo
radiante como consecuencia de fenómenos climatológicos. Por ejemplo en los momentos en
los que existe vapor de agua o aerosoles en el ambiente y se reduce la visibilidad.
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42 Plantas termosolares de concentración
Por lo tanto este tipo de pérdidas aumenta con la distancia del heliostato al receptor solar
y con la visibilidad a nivel de superficie en el día estudiado.
En un día con buena visibilidad se pueden conseguir pérdidas casi nulas mientras que para
días desfavorables las pérdidas pueden llegar hasta el 5%. En general se pueden calcular con la
siguiente ecuación:
𝐹𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = 𝐴𝑇𝑀1 + 𝐴𝑇𝑀2 ∙ 𝑅 + 𝐴𝑇𝑀3 ∙ 𝑅2 + 𝐴𝑇𝑀4 ∙ 𝑅3
Donde ATM1, ATM2, ATM3 Y ATM4 son coeficientes dependientes de la localización de la
planta y R es la distancia del espejo al receptor solar en km.
Fig. 16: Atenuación atmosférica en Dagget (California)
4) Sombras y bloqueos
Las sombras se producen cuando un espejo o grupo de ellos o la misma torre interceptan
una fracción de la radiación solar que tendría que llegar a otro espejo reduciendo por lo tanto
la eficiencia de éste último.
Los bloqueos se producen cuando un espejo o grupo de ellos bloquea una fracción de
radiación reflejada por otro heliostato que debería llegar al receptor solar.
Son pérdidas que se tratan en el mismo grupo porque dependen de las mismas variables
geométricas. Por lo tanto, para un número de heliostatos con una geometría dada existirá una
colocación óptima de cada espejo en planta que reducirá al mínimo este tipo de pérdidas. Para
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43 Plantas termosolares de concentración
campos normales su cálculo analítico a mano o mediante hojas de cálculo es inabordable.
Como se verá en secciones posteriores se tendrá que recurrir a métodos informáticos.
Fig. 17: Pérdidas por bloqueos
5) Vertido
Las pérdidas por vertido o spillage, se refieren a la fracción de la radiación solar reflejada
que no consigue llegar al receptor solar, sino que se refleja a sus proximidades. Este tipo de
pérdidas es función de múltiples factores como son imperfecciones en la superficie del
heliostato, desenfoques por cargas de viento, asientos en las cimentaciones de los espejos,
errores en el seguimiento solar, la forma del Sol (el Sol actúa como un disco radiante más que
como un punto) etc.
Todos estos factores provocan una aberración en la imagen reflejada en el receptor solar.
En la práctica se modela usando distribuciones probabilísticas centradas en el vector que une
el heliostato con el receptor con una desviación típica de entre 1 y 3 mRad en función de la
construcción del espejo. Por lo tanto, este tipo de pérdidas es función de la posición de los
heliostatos con respecto a la torre y así se verá posteriormente.
6) Mantenimiento
Por último, las superficies reflexivas de los heliostatos pierden eficiencia cuando se
deposita en ellos capas de suciedad o polvo. En esos momentos la fracción de radiación
absorbida aumenta rápidamente. Es necesario por lo tanto un mantenimiento intensivo.
Layout de Heliostatos
Como se ha visto, la colocación de los espejos en planta no es un proceso arbitrario ni
convencional sino que debe responder a criterios de optimización y reducción de las pérdidas
en el campo de colectores ya que muchas de ellas son función de la distancia entre espejos y
con respecto a la torre.
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44 Plantas termosolares de concentración
La distribución típica de colocación de los espejos en planta es la radial. Es decir, los
espejos se colocan en circunferencias concéntricas a la torre rodeándola en el caso de un
campo circular o cubriendo un arco variable en el caso de los campos Norte o Sur.
Diversos códigos informáticos han surgido para cubrir esta necesidad. Uno de ellos, el
DELSOL3 será explicado en el capítulo 5 ya que forma parte del software utilizado en este
proyecto para este fin, el Windelsol 1.0.
Así pues, en resumen, DELSOL3 espacia los espejos en coordenadas polares con espacios
que van variando en función de un ángulo llamado “loft angle” (𝜃𝐿) que se define como el
ángulo complementario al que se da entre un vector que une el heliostato con la torre y la
vertical al terreno. Por lo tanto, para un campo Norte, Kistler en 1986 propuso las siguientes
ecuaciones:
∆𝑅 = �63.0093− 0.587313𝜃𝐿 + 0.0184239𝜃𝐿2 + 𝑐𝑜𝑠𝜙(2.80873− 0.1480𝜃𝐿
+ 0.0014892𝜃𝐿2�𝐻ℎ𝑒𝑙𝑖𝑜
∆𝐴𝑧 = �2.46812− 0.040105𝜃𝐿 + 9.2359 ∙ 10−4𝜃𝐿2 + 𝑐𝑜𝑠𝜙(0.17345− 0.009113𝜃𝐿
+ 1.2761 ∙ 10−4𝜃𝐿2�𝑊ℎ𝑒𝑙𝑖𝑜
Donde 𝜙 es el ángulo acimutal del heliostato siendo 0º el Sur, 𝐻ℎ𝑒𝑙𝑖𝑜 y 𝑊ℎ𝑒𝑙𝑖𝑜 la altura y la
anchura del heliostato respectivamente y ∆𝑅 y ∆𝐴𝑧 los espaciados radiales y acimutales tal
como se ve en la siguiente imagen:
Fig. 18: Espaciados radiales y acimutales
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45 Plantas termosolares de concentración
3.5.3 El receptor solar
El receptor solar es la parte más crítica de este tipo de tecnología ya que condiciona
completamente el resto del proceso. Existe una gran variedad de receptores solares en función
del tipo de fluido de trabajo utilizado, de la potencia necesaria etc.
El funcionamiento general del receptor solar se basa en la conversión de la energía
producida por la concentración de la radiación solar reflejada por el campo de colectores a
energía térmica aportada al fluido de trabajo. Esta conversión se produce típicamente con el
calentamiento de una superficie sobre la que incide la radiación a través de la cual se hace
pasar el fluido de trabajo que se calienta por convección. Las tasas de concentración del flujo
solar en el receptor llegan hasta 600-1200 veces la radiación normal directa a niveles de
superficie.
El receptor solar en este tipo de plantas funciona de manera similar a como lo haría una
caldera en una planta de potencia convencional de la misma potencia. Sin embargo, la
radiación solar varía continuamente lo cual complica considerablemente el funcionamiento
habitual. En concreto, el flujo de radiación concentrada varía en función de la radiación solar
disponible, los transitorios de nubes, la posición solar y la configuración de la planta. Además,
para complicarlo todo aún más, la superficie receptora está expuesta normalmente a las
condiciones ambiente que varían en función de la velocidad del viento, la presión atmosférica,
la temperatura etc.
Además, otro aspecto muy importante a tener en cuenta es la sobrecarga en la superficie
receptora. Es decir, la posibilidad de que se concentre una radiación tal que la superficie se
caliente excesivamente pudiendo incluso dañarse. Es por esto que se han de prever estrategias
para que cuando se sobrepase un margen de seguridad se desenfoquen heliostatos
automáticamente de forma que se permanezca en esa potencia máxima.
Como primera clasificación básica, existen dos tipos de receptores diferenciados por su
geometría. Los de cavidad y los receptores externos. Los externos suelen tratarse de una
superficie cilíndrica totalmente expuesta compuesta por paneles receptores sobre el que
incide la radiación solar. Los de cavidad también pueden estar compuestos de paneles
receptores. Sin embargo, están situados dentro de una cavidad abierta lo cual les provee de
una protección extra frente a pérdidas de radiación y convección con el ambiente.
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46 Plantas termosolares de concentración
Los receptores exteriores permiten la incidencia de la radiación a lo largo de toda su
superficie. Es decir, son los únicos que pueden usarse para campos circulares donde los
heliostatos rodean a la torre. Por el contrario, los receptores de cavidad restringen el ángulo
acimutal en el cual se pueden colocar heliostatos en el Layout.
Fig. 19: Receptor externo y de cavidad
Superficie receptora
Como se ha detallado antes, en general las superficies receptoras se calientan como
consecuencia de la incidencia de la radiación solar y aportan calor al fluido de trabajo por
convección al pasar éste a través de las superficies.
Sin embargo incluso respecto a este aspecto existen diferentes tipos de receptores. Los
receptores externos y los de cavidad usan superficies receptoras como tal, es decir, están
compuestos por paneles rectangulares formados por tubos por dentro de los que pasa el fluido
de trabajo. Por otra parte, existe otro tipo de receptor que en lugar de usar tubos como medio
receptor usa matrices porosas. Este tipo de receptores se llama receptor volumétrico y es el
tipo elegido para este proyecto.
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47 Plantas termosolares de concentración
Mientras que la superficie receptora de los receptores tubulares externo o de cavidad
suele ser acero inoxidable, la matriz porosa de los receptores volumétricos se suele construir
de materiales de materiales cerámicos y más concretamente, se han ensayado matrices de SiC.
Fig. 20: Receptor tubular y volumétrico
Las ventajas de los receptores volumétricos respecto a los tubulares entre otras son por
ejemplo la mayor concentración solar en el receptor ya que ésta se reparte en un volumen y
no en una superficie como en los tubulares, la mayor superficie de contacto entre el fluido y la
superficie receptora ya que ésta se asemeja a un conjunto de micro-aletas que disipan el calor
mejor que sólo una gran superficie. Además, los receptores volumétricos tienen menores
pérdidas por convección.
Sin embargo, también tienen sus inconvenientes provocados principalmente por el hecho
de que aún están en fase de desarrollo. Por ejemplo, es difícil de controlar el caudal de aire
que pasa a través de la matriz porosa. Para ello se utilizan placas perforadas o diafragmas. Por
otra parte, en la práctica se obtienen eficiencias menores de las esperadas y lo más grave de
todo, este tipo de receptores pueden llegar a ser destruidos fácilmente por ejemplo ante
sobrecargas. Es por esto que el diseño de los módulos de las matrices absorbedoras no es nada
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48 Plantas termosolares de concentración
sencillo teniendo que recurrir habitualmente a modelos de elementos finitos y compararlos
con resultados experimentales.
Fig. 21: Modelo en Fluent de una matriz porosa
Por último, dentro de los receptores volumétricos también se puede diferenciar en
función de la procedencia del aire que calientan. Es decir, se habla de receptores volumétricos
abiertos o atmosféricos para referirse a aquellos receptores que trabajan con aire a presiones
atmosféricas y que típicamente tienen la admisión de éste situada en el propio receptor.
Receptores volumétricos cerrados
Es el tipo de receptor que se usa en este proyecto. Los receptores volumétricos cerrados
utilizan aire que previamente ha sido comprimido para seguir con un ciclo Brayton. Este tipo
de receptores han de tener un sistema para que entre la radiación solar y sin embargo que
haga que el aire presurizado no se escape a la atmósfera. Esto se consigue con la ayuda de
cristales de cuarzo que se colocan pegados a la matriz porosa. El receptor considerado en este
proyecto se basa en el desarrollado en el proyecto Refos. Este receptor estaba compuesto por
un grupo de tres módulos receptores conectados en serie formados por un cuerpo metálico
dentro del cual se introduce la matriz porosa y los conductos de admisión y escape. Pegado a
la matriz porosa se coloca una ventana de cuarzo y en el exterior de ésta un concentrador
secundario que no es más que un elemento formado por espejos que concentra aún más la
radiación reflejada por el campo de colectores.
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Fig. 22: Receptor volumétrico cerrado
La ventana es un elemento crítico ya que muy frecuentemente el cuarzo puede
deteriorase como consecuencia de un sobrecalentamiento lo cual produce cambios en su
microstructura fragilizando el material y pudiendo incluso producir grietas o fracturas que
inutilicen completamente el receptor completo.
Para solucionar este problema de la ventana de cuarzo se han propuesto soluciones como
la refrigeración externas mediante chorros de aire a presión que permiten obtener
temperaturas de salida del receptor de más de 1000ºC sin que la ventana de cuarzo supere en
ningún momento los 800ºC.
3.5.4 El sistema de almacenamiento
El sistema de almacenamiento se encarga de suministrar potencia térmica al fluido de
trabajo en momentos en los que la contribución solar es menor de la mínima.
Existe una gran variedad de soluciones para el almacenamiento térmico aunque ninguno
es capaz de proporcionar una autonomía mayor de 15 horas. Los sistemas más utilizados se
basan en sales fundidas aunque para la tipología de este proyecto lo más normal es el uso de
un sistema basado en un lecho de rocas a través del cual se hace pasar una corriente de aire
procedente del receptor. Las rocas retienen el calor y lo proporcionan en momentos de
deficiencia.
El inconveniente de este sistema es el coste y las pérdidas de cargas asociadas. Por esto
no se ha propuesto en este proyecto.
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