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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



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.



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



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



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.



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.



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.



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.



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.



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.



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.



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



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



- 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.



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 %.



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.



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.



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.



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.



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.



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



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.



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.



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



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



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.



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



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.



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



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.



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.



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



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.



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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