PROYECTO FIN DE CARRERA -...

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS

UNIVERSIDAD DE SEVILLA

Departamento de Ingeniería Energética

Grupo de Termotecnia

PROYECTO FIN DE CARRERA

ALMACENAMIENTO TÉRMICO EN

APLICACIONES SOLARES DE

CONCENTRACIÓN DE ALTA

TEMPERATURA

Autor: David Almagro Cabrera Tutor: José Julio Guerra Macho Sevilla, Febrero 2012

Proyecto Fin de Carrera David Almagro Cabrera

Almacenamiento Térmico en Aplicaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura

2

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 14-35

1.1 Estado del arte ........................................................................................... 14-34

1.1.1 Síntesis de la bibliografía .................................................................... 14-26

1.1.2 Estudio cienciométrico ........................................................................ 26-34

1.2 Antecedentes ................................................................................................... 34

1.3 Organización y contenido ......................................................................... 34-35

2. ALMACENAMIENTO TÉRMICO Y PLANTAS SOLARES DE

CONCENTRACIÓN .................................................................................... 36-45

2.1 Introducción .................................................................................................... 36

2.2 Almacenamiento de energía ...................................................................... 36-38

2.2.1 Almacenamiento térmico ............................................................... 36-38

2.3 Plantas Solares de Concentración ................................................................... 38

2.4 Integración de sistemas de almacenamiento térmico en el sector termosolar

........................................................................................................................ 38-44

2.5 Influencia del contexto político ................................................................ 44-45

3. ANÁLISIS DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TÉRMICO .. 46-148

3.1 Introducción .................................................................................................... 46

3.2 Tipologías de almacenamiento ................................................................. 46-69

3.2.1 Clasificación según el medio de almacenamiento ............................... 46-55

3.2.2 Clasificación según el concepto de almacenamiento ........................... 55-69

3.3 Esfuerzos investigadores de especial relevancia en la última década ...... 69-83

3.3.1 Proyectos desarrollados ....................................................................... 69-71

3.3.2 Proyectos en desarrollo ........................................................................ 71-83



3

3.4 Almacenamiento térmico a escala comercial .......................................... 83-107

3.4.1 Instalaciones solares de concentración de alta temperatura con sistemas de

almacenamiento térmico ...................................................................................... 83-97

3.4.2 Plantas operativas y futuros proyectos que no incluyen sistemas de

almacenamiento térmico .................................................................................... 97-102

3.4.3 Análisis de la tendencia comercial de los sistemas de almacenamiento

térmico ............................................................................................................. 102-107

3.5 Consideraciones generales en el diseño de sistemas TES ................... 107-131

3.5.1 Posibles configuraciones de las plantas solares de concentración con

almacenamiento térmico ................................................................................. 107-114

3.5.2 Consideraciones generales ............................................................... 114-116

3.5.3 Selección del medio de almacenamiento ......................................... 116-122

3.5.4 Compatibilidad de materiales .......................................................... 122-124

3.5.5 Eficiencia y pérdidas térmicas ................................................................ 124

3.5.6 Costes .............................................................................................. 124-128

3.5.7 Capacidad del sistema de almacenamiento...................................... 128-131

3.6 Consideraciones constructivas generales de los distintos elementos de

sistemas TES ............................................................................................... 132-148

3.6.1 Elementos generales de un sistema de almacenamiento térmico ........... 132

3.6.2 Recipientes de almacenamiento ...................................................... 132-135

3.6.3 Traceado de la red de tuberías ........................................................ 135-136

3.6.4 Traceado de calentadores de las tuberías ........................................ 136-139

3.6.5 Intercambiadores de calor ............................................................... 139-142

3.6.6 Otros elementos auxiliares .............................................................. 143-146

3.6.7 Aislamiento térmico en conductos ................................................. 146-147

3.6.8 Instrumentación y control ............................................................... 147-148

4. RESUMEN Y CONCLUSIONES ........................................................... 149-153



4

Resumen ...................................................................................................... 149-152

Conclusiones ............................................................................................... 152-153

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 154-160



5

TABLA DE FIGURAS

Figura 1.1: Consideraciones en el diseño en cada uno de los niveles propuestos por

Kuravi et al. (2013) .......................................................................................................... 16

Figura 1.2: Procedimiento del análisis propuesto por Rahul et al. (2012) ...................... 18

Figura 1.3: Coste monetario frente a requerimiento energético para la generación de

energía térmica con distintos sistemas TES – Rahul et al. (2012) .................................. 19

Figura 1.4: Modelo físico de la unidad de almacenamiento del módulo estudiado por

Tamme et al. (2013)......................................................................................................... 23

Figura 1.5: Cubos de hormigón antes (izquierda) y después (derecha) de ser sumergidos

en un baños de sales fundidas a 585ºC durante 500 horas. ............................................. 24

Figura 1.6: Módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto WESPE .............. 25

Figura 1.7: Receptor reactor de amoníaco de 15 kWsol en plena operación en el disco

concentrador de 20 m2 en la ANU .................................................................................. 25

Figura 1.8: Horno rotativo de reducción/oxidación del óxido de cobalto en las

instalaciones de la DLR .................................................................................................. 26

Figura 1.9: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y

Medio Ambiente – Número de publicaciones por País ................................................... 28

Figura 1.10: Cinturón Solar ............................................................................................. 29

Figura 1.11: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y

Medio Ambiente - Número de citas promedio por documento ....................................... 29

Figura 1.12: Ranking Internacional Europeo en materia de Energías Renovables,

Sostenibilidad y Medio Ambiente ................................................................................... 30

Figura 1.13: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas de

producción de potencia (color rojo) y a plantas solares de concentración (color azul) ... 31

Figura 1.14: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas solares de

concentración (color azul) y a sistemas de almacenamiento térmico en plantas solares de

concentración (color rojo) ............................................................................................... 32

Figura 1.15: Tendencia del número de publicaciones en diferentes tecnologías de

almacenamiento ............................................................................................................... 33



6

Figura 1.16: Ampliación figura 1.15 ............................................................................... 33

Figura 2.1: Interacción entre componentes principales en una planta de potencia [Kuravi

et al. (2013)] .................................................................................................................... 39

Figura 2.2: Demanda de potencia (línea roja) frente a la radiación solar (línea negra). . 41

Figura 2.3: Resultados de la energía entregada con y sin almacenamiento .................... 42

Figura 2.4: Tarifas establecidas por el RD 661/2007 (derogadas por el RD 9/2013) ..... 45

Figura 3.1: Sistema de almacenamiento en hormigón, Proyecto Wespe......................... 49

Figura 3.2: Módulos de prueba en hormigón, Proyecto Wespe ...................................... 50

Figura 3.3: Lazo experimental para la evaluación de nuevos medios sólidos en el

Proyecto Wespe ............................................................................................................... 50

Figura 3.4: Medios de almacenamiento químico. Kuravi et al. (2013) ........................... 53

Figura 3.5: Planta piloto de almacenamiento termoquímico en la Universidad Nacional

Australiana (ANU) .......................................................................................................... 55

Figura 3.6: Clasificación de los sistemas de almacenamiento según el concepto de

almacenamiento ............................................................................................................... 56

Figura 3.7: Acumulador de vapor convencional(presión deslizante)/tanque Ruths ........ 58

Figura 3.8: Planta de colectores cilindro-parabólico funcionando con aceite térmico

como HTF y acumulador de vapor: carga indirecta [Steinmann et al.(2006)] ................ 58

Figura 3.9: Producción de vapor sobrecalentado con acumuladores de vapor [Steinmann

et al.(2006)] ..................................................................................................................... 58

Figura 3.10: Sistema de generación directa de vapor con acumulador trabajando a la

salida del campo de colectores como acumulador y separador de fase ........................... 59

Figura 3.11: Acumulador de vapor con PCM [Steinmann et al.(2006)] ......................... 60

Figura 3.12: Diseño de sandwich .................................................................................... 61

Figura 3.13: Unidad de almacenamiento con aletas de grafito fósil y sales eutécticas

como PCM ....................................................................................................................... 62

Figura 3.14: Comparación del estado de cambio de fase de PCM, con aletas de acero de

distintos espesores y con aletas de grafito fósil de 1mm (Liu M. et al (2012)) ............... 62



7

Figura 3.15: Sección transversal de un termosifón (K. Nithyanandam et al. (2011)) ..... 63

Figura 3.16: Transmisión de calor entre el fluido de transferencia y el material de

cambio de fase en un termosifón ..................................................................................... 64

Figura 3.17: a) PCM rodeando al tubo que transporta el HTF ; b) PCM contenido en el

tubo sobre el cual fluye el HTF. Shabgard et al. (2010) .................................................. 64

Figura 3.18: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento con transferencia de

calor por reflujo o sistema RHTS. (Liu et al. (2012)) ..................................................... 65

Figura 3.19: Sistema de múltiples materiales de cambio de fase ................................... 66

Figura 3.20: Esquema de funcionamiento del sistema del lecho fluido integrado en un

receptor central ................................................................................................................ 68

Figura 3.21: Vista del módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto DISTOR

conectado a la planta DISS .............................................................................................. 70

Figura 3.22: Módulo de almacenamiento del proyecto OPTS ........................................ 72

Figura 3.23: Evolución de la inversión necesaria en los premios “Thermal Storage

FOA”. Fuente: US Department Of Energy ...................................................................... 73

Figura 3.24: Lazo de prueba de Acciona con materiales de cambio de fase, Fuente: US

Department Of Energy..................................................................................................... 74

Figura 3.25: Modelo computacional de la presión de una celda unidad CCC de la sal

fundida como HTF. Fuente: US Department Of Energy ................................................. 75

Figura 3.26: Módulo de almacenamiento de lecho empacado con alúmina propuesto por

“City College of New York”. Fuente: US Department Of Energy ................................. 75

Figura 3.27: Velocidad de reacción redox en el horno rotatorio propuesto por General

Atomics. Fuente: US Department Of Energy .................................................................. 76

Figura 3.28: Diagrama de fase de las mezclas de sales (Halotechnics). Fuente: US

Department Of Energy..................................................................................................... 77

Figura 3.29: Banco de tubos de alta temperatura (Infinia). Fuente: US Department Of

Energy .............................................................................................................................. 78

Figura 3.30: Sección transversal de una cápsula de acero inoxidable con sales eutécticas

como PCM (Lehigh University). Fuente: US Department Of Energy ............................ 78



8

Figura 3.31: Esquema de una central de torre utilizando el tanque termoclino con lecho

de sales fundidas propuesto por Terrafore. Fuente: US Department Of Energy ............. 79

Figura 3.32: Evolución del calor específico del material de almacenamiento en función

de la concentración de Nanopartículas. Fuente: US Department Of Energy .................. 80

Figura 3.33: Investigaciones en Universidad de Alabama. Fuente: US Department Of

Energy .............................................................................................................................. 80

Figura 3.34: Módulos de hormigón desarrollados en la Universidad de Arkansas.

Fuente: US Department Of Energy ................................................................................. 81

Figura 3.35: Sistema de almacenamiento de calor latente con PCM y termosifones

integrados para reducir las resistencias térmica desarrollado en la Universidad de

Connecticut. Fuente: US Department Of Energy ............................................................ 82

Figura 3.36: Almacenamiento térmico en arena mediante el paso de esta por un

intercambiador de calor. Fuente: US Department Of Energy ......................................... 83

Figura 3.37: La planta Solar One..................................................................................... 90

Figura 3.38: Demolición de los tanques de almacenamiento de Solar One .................... 91

Figura 3.39: Esquema de la planta PS10 ......................................................................... 93

Figura 3.40: Desglose del rendimiento de generación de PS10 ...................................... 94

Figura 3.41: Esquema inicial de la planta SEGS I .......................................................... 95

Figura 3.42: Incendio en la planta SEGS I, año 1999 (Fuente:

http://www.digitalstoryteller.com/) ................................................................................. 95

Figura 3.43: Esquema de la planta solar de concentración Andasol I ............................ 96

Figura 3.44: Punto de Diseño (línea superior) y Eficiencia Óptica Anual (línea inferior)

frente a superficie reflectante para receptores de torre central [Antonio L. Ávila-Marín

et al. (2013)] .................................................................................................................. 106

Figura 3.45: Almacenamiento directo en dos tanques de sales [SOLAR TWO] .......... 108

Figura3.46: Almacenamiento indirecto en un tanque termoclino ................................. 108

Figura 3.47: Almacenamiento indirecto en 2 tanques de sales [Tipo Andasol I]. ......... 109

Figura 3.48: Almacenamiento indirecto en dos tanques de sales. ................................. 109



9

Figura 3.49: Almacenamiento en hormigón (medio sólido), también conocido como

“concrete storage”.......................................................................................................... 110

Figura 3.50: Almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase en

cascada (Cascaded Latent Heat Storage, CLHS)........................................................... 110

Figura 3.51: Almacenamiento termoquímico mediante amoníaco ................................ 111

Figura 3.52: Esquema de una planta solar de concentración con configuración “Double

Thermal Storage” (DTS) [Rovira et al., 2011] .............................................................. 112

Figura 3.53: Esquema de una planta solar de concentración con configuración

“Subdivided Solar Field” (SSF) [Rovira et al., 2011] ................................................... 113

Figura 3.54: Diagrama T-Q de los generadores de vapor [Rovira et al., 2011] ............ 113

Figura 3.55: Desglose por sistemas del coste de inversión en una central de colectores

cilindro parabólicos [Krishnamurthyet al. 2012] ........................................................... 125

Figura 3.56: Coste específico de varios sistemas de almacenamiento [Hermann et al.,

2002]. ............................................................................................................................. 126

Figura 3.57: Coste específico de materiales de almacenamiento en función del rango de

temperaturas. [Khare et al., 2013] ................................................................................. 126

Figura 3.58: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de dos

tanques con sales [Kuravi et al., 2013] .......................................................................... 127

Figura 3.59: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento en hormigón

[L. Doerte et al., 2012]. ................................................................................................. 127

Figura 3.60: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de un tanque

termoclino con sales y cuarcita como material de relleno. Fuente: Pacheco et al., 2001

....................................................................................................................................... 128

Figura 3.61: Efectos de la capacidad de almacenamiento (H) sobre el factor de

capacidad (CF) y la electricidad solar generada (SE), con múltiplo solar SM=2,5.

[Izquierdo S. et al. (2010)] ............................................................................................ 129

Figura 3.62: Efectos del múltiplo solar (SM) y la capacidad de almacenamiento en el

coste unitario de la energía generada [Izquierdo S. et al. (2010)] ................................. 130

Figura 3.63: CF vs electricidad solar generada (SE) por plantas de CCP y RC como

función del SM y la capacidad de almacenamiento (H). [Izquierdo S. et al. (2010)] ... 131



10

Figura 3.64: (a) LEC relativa para planta de 390MWth con TES y tecnología de sales

fundidas (b) LEC relativa para planta de 390MWth con TES y tecnología de generación

directa de vapor. ............................................................................................................ 131

Figura 3.65: Cimientos de los tanques de almacenamiento de Solar Two (Kuravi et al.

(2013)) ........................................................................................................................... 133

Figura 3.66: Tanques de almacenamiento de Solar Two: a la izquierda se observa el

tanque frío y a la derecha el tanque de sales calientes. .................................................. 134

Figura 3.67: Mejoras de la transferencia de calor entre el trazado de calentamiento y

tuberías. 1: PT100. 2: Traceado de calentamiento eléctrico. 3: Malla metálica. 4:

Láminas de acero inoxidable. 5: Pieza circular de aluminio situada al final del

aislamiento térmico. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ...................................... 138

Figura 3.68: Disposición inapropiada del traceado eléctrico de calentamiento con

respecto a la tubería en una abrazadera. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ........ 138

Figura 3.69: Intercambiador de calor con cierto grado de inclinación y canales de

drenaje en la base de los deflectores. Con color gris se representan el volumen ocupado

por las sales fundidas y de color blanco las burbujas de N2 producidas por la inclinación

[M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)].. ...................................................................... 140

Figura 3.70: Tubos de intercambio presentados por Yang et al. (2010). ...................... 142

Figura 3.71: Sistema de bombeo de Solar Two. Pacheco et al. (2001) ......................... 143

Figura 3.72: Bomba de impulsión de sales de Solar Two. Pacheco et al. (2001) ......... 144

Figura 3.73: Montaje de la bomba centrífuga de vástago alargado en los ensayos

realizados por SNL. Barth et al., 2001 .......................................................................... 144



11

TABLA DE TABLAS

Tabla 1.1: Escenarios planteados por Oró et al. (2012) para el ACV de un sistema de

TES .................................................................................................................................. 17

Tabla 2.1: Tabla comparativa entre las principales características de las distintas

tecnologías de concentración termosolar [Kuravi et al. (2013)] ............................... 39-40

Tabla 3.1: Medios líquidos de almacenamiento sensible ................................................ 47

Tabla 3.2: Medios sólidos de almacenamiento sensible. [Herrmann et al., 2002] ......... 48

Tabla 3.3: Materiales ensayados en el proyecto Wespe ................................................. 51

Tabla 3.4: Medios de almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase.

[Herrmann et al., 2002].................................................................................................... 52

Tabla 3.5: Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura activas con

sistema de almacenamiento térmico ......................................................................... 84-87

Tabla 3.6: Algunas de las plantas termosolares sin sistemas de almacenamiento térmico

................................................................................................................................... 88-89


................................................................................................................................. 98-102

Tabla 3.8: Tabla resumen plantas CSP & sistemas TES ...................................... 102-103

Tabla 3.9: Comparativa entre centrales de 50 MW instaladas en España, sin y con

almacenamiento ............................................................................................................ 104

Tabla 3.10: Tabla resumen tendencia de los sistemas TES en centrales CCP ............. 105

Tabla 3.11: Tabla resumen de la evolución futura de los sistemas TES en centrales RC .

....................................................................................................................................... 107

Tabla 3.12: Software y modelos para el diseño de plantas solares de concentración.

............................................................................................................................... 115-116

Tabla 3.13: Materiales que han sido evaluados para su uso como medios de

almacenamiento en los sistemas de almacenamiento térmico en términos de ciclo de

vida y la estabilidad .............................................................................................. 117-122



12

Tabla 3.14: Materiales empleados para la construcción de depósitos de sales [Kuravi et

al., 2013] ........................................................................................................................ 124

Tabla 3.15: Coste de un sistema de almacenamiento térmico de dos tanques indirectos

con aceite como HTF. [Herrmann et al., 2004] ............................................................. 128

Tabla 3.16: Características de los tanques instalados en la planta experimental de PSA.

[M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ........................................................................ 135

Tabla 3.17: Parámetros de diseño de los intercambiadores de la planta experimental en

la PSA [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)] ............................................................ 142

Tabla 3.18: Válvulas necesarias para sistemas de almacenamiento con sales fundidas en

plantas solares de concentración. Fuente: www.tyco.com ............................................ 145

Tabla 3.19: Comparativa entre materiales aislantes. Fuente: Moore R. et al. (2010). .. 147



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GLOSARIO

ACV: Análisis del Ciclo de Vida

ANU: Universidad Nacional Australiana

ARPA-E: Agencia de Proyectos de Investigación Avanzados de Energía

BOP: Bloque de Potencia

CCP: Plantas de Colector Cilíndrico Parabólico

CF: Factor de Capacidad de la planta

CIEMAT: Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas

CEG: Grafito Natural Expandido Poroso Comprimido

CSP: Energía Solar de Concentración

DISS: Planta experimental dentro de las instalaciones de PSA

DISTOR: Proyecto “Energy Storage for Direct Steam Solar Power Plants”

DLR: Centro Aeroespacial Alemán

DOE: Departamento de Energía de los Estados Unidos

DSG: Generación Directa de Vapor

DTS: Sistema “Double Thermal Storage”

HEAT: Programa desarrollado por el DOE para la mejora de los sistemas de almacenamiento,

“High Energy Advanced Storage”

HTF: Fluido de Transferencia

LCE/LEC/LCOE: Levelized Electric Cost

MS: Sales Fundidas

NETL: Laboratorio Nacional de Tecnología Energética de los Estados Unidos

NG: Gas Natural

O&M: Costes de Operación y mantenimiento

PCM: Material de Cambio de Fase

PSA: Plataforma Solar de Almería

RHTS: Reflux Heat transfer Storage

SE: Electricidad Solar Anual Generada

SG: Generador de Vapor

SM: Múltiplo Solar

SNL: Sandia National Laboratories

SSF: Sistema “Subdivided Solar Field”

TES: Almacenamiento Térmico

ZSW: Centro de Energía Solar e Investigación del Hidrógeno



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1.- INTRODUCCIÓN

1.1 Estado del arte

En este apartado se proporciona al lector una síntesis de la bibliografía de interés para el

conocimiento de los sistemas TES. Posteriormente, a través de un estudio cienciométrico, se

desarrollará un análisis de la repercusión de la necesidad del desarrollo de estos sistemas en el

entorno investigador a nivel mundial.

1.1.1. Síntesis de la bibliografía

Gil et al (2010); proporcionan una visión general y detallada del estado de madurez de las

distintas tecnologías en el año 2010 en relación al almacenamiento térmico para aplicaciones

solares de concentración, ofreciendo una clasificación y análisis de cada una de estas. El

principal interés de este trabajo es la posibilidad de encontrar la información más relevante con

respecto a todos los materiales recogidos en la literatura anterior al escrito así como una amplia

bibliografía para el estudio de estos. Aspectos fundamentales como el criterio diseño a seguir

para sistemas de almacenamiento, modelado de estos sistemas o aspectos relacionados con los

materiales de almacenamiento y su comportamiento e implicaciones en el sistema son tratados

de manera esquemática mediante una clasificación de las distintas tecnologías en función del

medio de almacenamiento. Los autores proponen una clasificación de las tecnologías en función

del medio de almacenamiento (almacenamiento sensible: en medio líquido y sólido, mediante

materiales de cambio de fase y almacenamiento termoquímico) y del modo en el que el fluido

carga y descarga el sistema (subdividido en sistemas activos: la transmisión de calor es

mediante convección forzada, y pasivos: el HTF pasa a través del medio de almacenamiento

solo para cargar y descargar térmicamente el material sólido). Actualmente, a escala comercial,

sólo se ha empleado el almacenamiento sensible en medio líquido. El uso de sales fundidas es el

más extendido dentro de este grupo, destacando la llamada Sal Solar (60% NaNO3 and 40%

KNO3) y la sal ternaria HitecXL (48% Ca(NO3)2, 7% NaNO3, and 45% KNO3). Para soslayar

los problemas relacionados con el alto punto de fusión de estas sales se están estudiando nuevas

mezclas de sales. Dentro de las plantas solares reales, el concepto de almacenamiento activo es

el más extendido. En este grupo se incluye el almacenamiento directo: configuración de dos

tanques utilizando sales fundidas como medio de almacenamiento y HTF; y el almacenamiento

indirecto: englobando, tanto la configuración de dos tanques utilizando sales fundidas como

medio de almacenamiento y otro fluido distinto como HTF, como el almacenamiento en un

tanque (conocido como sistema termoclino). Los sistemas pasivos como el almacenamiento

sensible en medio sólido o los sistemas de cambio de fase aún se encuentran en un período de

maduración a escala experimental, siendo numerosas las investigaciones y proyectos en

desarrollo en este campo.

Medrano et al. (2010): Un gran número de experiencias en relación al almacenamiento térmico

han tenido lugar en las últimas décadas en plantas solares de potencia, muchas de ellas como

iniciativas en el ámbito investigador. En este artículo se recogen experiencias reales con

sistemas de almacenamiento activo y pasivo, proporcionando información detallada de las

ventajas y desventajas de cada una de las tecnologías. Se proporciona además un resumen de las

distintas tecnologías y materiales en relación al almacenamiento térmico utilizados en cada una



15

de las plantas existentes en el mundo que incluyen este tipo de instalaciones. Mediante este

documento es posible observar la tendencia internacional y la evolución a escala comercial en

cuanto a la instalación de sistemas de almacenamiento térmico se refiere desde los ochenta hasta

el momento de la publicación (2010).

Durante la década de los ochenta, los fluidos de almacenamiento más utilizados eran los aceites

minerales y las sales fundidas (mezcla de nitratos potásico y sódico). Las plantas de potencia de

esta misma fecha basadas en colectores de canal parabólico utilizaban sistemas activos directos

con aceites minerales utilizados como HTF y medio de almacenamiento. Las primeras

experiencias de centrales de receptor central datan de la década de los años ochenta teniendo

lugar en Francia y California, utilizando sistemas de almacenamiento activo directo mediante

dos tanques de sales fundidas.

Según puede observarse en este estudio, gran parte de las plantas construidas recientemente han

sido emplazadas en España, utilizando la mayoría de ellas vapor como fluido de transferencia.

La mayor ventaja de la generación directa de vapor es la simplicidad en cuanto a la

configuración de la planta, permitiendo a la planta operar a mayores temperaturas en

comparación a las instalaciones con HTF como HTF. La tendencia en materia de

almacenamiento térmico en centrales de colector cilindro-parabólico presenta una clara

inclinación por sistemas de almacenamiento activo indirecto, utilizando sales fundidas como

medio de almacenamiento y tanto vapor como aceites minerales como fluidos de transferencia.

En una planta experimental a pequeña escala se investiga un sistema de almacenamiento pasivo,

utilizando aceite mineral como HTF y cerámicas u hormigón como medio de almacenamiento.

En relación a las plantas de potencia de receptor central más recientes, un total de dos plantas de

potencia de nueva construcción en España se han decantado por el almacenamiento en sistemas

pasivos con un solo tanque utilizando vapor como HTF y por una combinación de vapor y

cerámica como medio de almacenamiento, y en un tercer caso también en España se ha aplicado

el almacenamiento activo directo con sales fundidas.

Kuravi et al. (2013); presentan en este artículo un análisis de la metodología y demás factores a

considerar en el diseño de un sistema del almacenamiento térmico dividido en niveles

jerárquicos para plantas solares de concentración. El aspecto novedoso de este trabajo está en

que los autores focalizan el diseño del sistema de almacenamiento desde un punto de vista de

integración en la planta de potencia. Este documento analiza el diseño de sistemas de

almacenamiento de energía térmica que se presentan en la diversa literatura, junto con los

análisis de eficiencia térmica y la exergía de algunos de los sistemas de almacenamiento de

energía térmica integrados en una central eléctrica. Aspectos económicos de estos sistemas y las

publicaciones relevantes de la literatura también son resumidos en esta obra.

La jerarquización hecha para el estudio se compone de tres niveles: nivel de planta, nivel de

componente y nivel del sistema.



16

Figura 1.1: Consideraciones en el diseño en cada uno de los niveles propuestos por Kuravi et al. (2013)

Las consideraciones a nivel de planta se centran en los requisitos de la planta de CSP en general,

la estrategia de diseño para satisfacer las exigencias de la instalación y la integración del sistema

de TES en la planta de energía, así como su aptitud para ser compatible con las otras unidades /

sistemas de la planta de energía. Con respecto al nivel de componente, se hace referencia al

nivel de diseño en relación a la selección de los componentes básicos que se utilizan para formar

el sistema de almacenamiento de energía térmica, incluyendo material de almacenamiento, tipo

de contacto y transferencia de calor entre el material de almacenamiento y el HTF, además de

cualquier mejora en la transferencia de calor que pueda ser llevada a cabo. Finalmente, el diseño

del sistema de almacenamiento térmico se centra en la integración de los componentes, tales

como tanques de almacenamiento, bombas e intercambiadores de calor, y los controles para las

operaciones de carga y descarga, la reducción de las pérdidas a nivel de sistema, la mejora de la

eficiencia, y los costes del sistema.

Adinberg (2011); El principal objetivo de este estudio es evaluar y analizar el comportamiento

del sistema de almacenamiento para una planta solar de concentración para centrales de

potencia base minimizando la necesidad de la utilización de combustibles fósiles. Para ello se ha

desarrollado un modelo matemático-estadístico para ciclos híbridos solares y fósiles, basado en

ecuaciones de balance de energía y datos históricos de radiación directa normal. Como se

deduce de los resultados computacionales para plantas de potencia termo-solares de carga base,

es necesario disponer de un sistema de almacenamiento equivalente a miles horas de operación

para poder prescindir absolutamente del consumo de combustibles fósiles (fracción solar igual a

1) durante un ciclo anual de operación. Para las tecnologías de almacenamiento actuales, las

plantas de potencia cilindro-parabólicas a gran escala que disponen de una capacidad de

almacenamiento equivalente a 10-14 horas de operación a plena carga, el valor de la fracción

solar fue de 0.4-0.5 respectivamente, bajo las condiciones de operación implementadas. No

obstante, en este artículo se presentan las características de operación de centrales con un factor

solar desde 0.2 (equivalente a una planta si sistema de almacenamiento) hasta 1(dependencia

únicamente del sol



17

Hasnain (1998); En este trabajo se analiza la evolución de las tecnologías disponibles de

almacenamiento de energía térmica (TES) de baja y alta temperatura hasta el año de publicación

analizando sus pros y contras para diversas aplicaciones industriales (calentamiento de agua,

climatización residencial, etc.). El estudio se centra en el análisis del almacenamiento sensible

en medio líquido (agua, agua salada, sales inorgánicas, aceites minerales) y en el

almacenamiento latente con materiales de cambio de fase. Con respecto al almacenamiento

sensible de alta temperatura en medio sólido, se hace mención al interés del uso de residuos

metálicos provenientes de procesos industriales como medio sólido de almacenamiento sensible.

Uno de los aspectos más relevantes de este estudio es el llamamiento realizado a la comunidad

investigadora del momento para el estudio del almacenamiento de calor latente en PCM, y más

en concreto para la obtención de resultados experimentales de las propiedades termo-físicas de

estos, debido al potencial que presentaba esta tecnología, el cual se veía entorpecido por la

discrepancia entre los datos presentes en la literatura y los análisis experimentales recogidos

para el artículo.

Oró et al. (2012); En esta obra los autores comparan el impacto ambiental de tres sistemas de

almacenamiento de energía térmica diferentes para plantas de potencia solar de concentración.

El Análisis de Ciclo de Vida (ACV) desarrollado se basa en el método de evaluación de impacto

Eco-Indicador 99 (EI99), extraído de la base de datos EcoInvent 2009, aplicándose este a las

tecnologías de: almacenamiento calor sensible, tanto en medio sólido (hormigón de alta

temperatura) como en medio líquido (sales fundidas), y almacenamiento de calor latente que

utiliza material de cambio de fase (PCM). El objetivo de este trabajo es analizar si los ahorros

energéticos relacionados con la energía almacenada de los diferentes sistemas son suficientes

para equilibrar el impacto ambiental producido durante las fases de fabricación y de

funcionamiento de cada sistema de almacenamiento. Para ello se han estudiado tres escenarios

hipotéticos mediante la metodología del ACV y así señalar las diferencias entre los distintos

sistemas de TES. En primer lugar se ha llevado a cabo el estudio en condiciones normales del

sistema de almacenamiento, con el rango de temperaturas de almacenamiento típicas de cada

sistema. En segundo lugar se ha estudiado el caso en el que la diferencia de temperatura en el

medio de almacenamiento sea igual en los tres sistemas con un valor de 50ºC. Y por último, el

tercer caso compilado sería análogo al segundo pero con una diferencia 250ºC.

Tabla 1.1: Escenarios planteados por Oró et al. (2012) para el ACV de un sistema de TES



18

De entre los resultados obtenidos, es de reseñar el hecho de que el sistema basado en el

almacenamiento en medio sólido, debido a su sencillez, muestra el menor impacto ambiental

por kWh almacenado de los tres sistemas estudiados. Además, el almacenamiento térmico en

sales fundidas muestra el mayor impacto por kWh almacenado, ya que necesita más material y

equipos más complejos para el funcionamiento del sistema.

Rahul et al. (2012); en esta obra se desarrolla un análisis comparativo de las opciones actuales

más comunes de almacenamiento térmico fijando el tamaño de estos sistemas para una central

solar de 50MW de potencia y con una capacidad de almacenamiento de 6 horas. La

comparativa se realiza entre los siguientes sistemas: almacenamiento en dos tanques de sales,

almacenamiento en tanque termoclino, almacenamiento en medios sólidos como hormigón de

alta temperatura y cerámicas moldeables, y el almacenamiento de calor latente en materiales de

cambio de fase. El análisis de costes y energético de los anteriores sistemas se ha realizado a

propósito de evaluar los requerimientos energéticos y económicos para cada sistema (Figura

1.2).

De este análisis puede concluirse que el almacenamiento termoclino es la opción más atractiva

para el almacenamiento térmico a bajo coste y buenas características (Figura 1.3). Con respecto

Figura 1.2: Procedimiento del análisis propuesto por Rahul et al. (2012)

al almacenamiento latente mediante PCM se remarca su aptitud debido a que el almacenamiento

tiene lugar a temperatura constante. Sin embargo se destacan dos aspectos negativos en relación

a los PCM: (a) hasta el momento no hay materiales de cambio de fase de alta temperatura

comercialmente disponibles (b) los sistemas basados en los PCM necesitan de una gran cantidad

de energía indirecta para su funcionamiento.

Wagner et al. (2012): En este trabajo se describe el desarrollo de un modelo económico

ingenieril que compara directamente el comportamiento, el coste y los beneficios de una planta

CSP con una potencia 110 MW de colectores cilindro-parabólicos CSP planta que opera con un

sistema de almacenamiento térmico, con un sistema auxiliar de gas natural y sin él. Este modelo



19

Figura 1.3: Coste monetario frente a requerimiento energético para la generación de energía térmica con

distintos sistemas TES – Rahul et al. (2012)

se ha desarrollado para capacidades del sistema de apoyo de gas natural desde 0 hasta 12 horas,

teniendo en cuenta los actuales subsidios del gobierno estadounidense. Los resultados del

modelo revelaron que el almacenamiento térmico permitió aumentar el factor de capacidad

anual desde alrededor de un 30 % sin ningún sistema auxiliar de apoyo hasta un máximo de un

55 % con 12 h de almacenamiento térmico y seleccionando el área solar para proporcionar un

coste normalizado mínimo de la energía ( LCOE ). El uso de un sistema de almacenamiento sin

calentador de gas natural aumenta notablemente el coste de capital de la planta, pero permite

disminuir los costes anuales de operación y mantenimiento. Con estos resultados, los autores

afirman que la integración conjunta de un sistema de almacenamiento térmico y de un sistema

de apoyo auxiliar de gas natural aumenta siempre el LCOE, aumentando este parámetro en

proporción al aumento de la capacidad del sistema de apoyo. Para capacidades del sistema de

apoyo pequeñas (1-4 h ), las plantas con TES tuvieron valores LCOE ligeramente inferiores a

las plantas con respaldo de gas natural. En cambio, para mayores capacidades del sistema de

apoyo ( 5-12 h ), las plantas con uso exclusivo de almacenamiento tuvieron valores LCOE

ligeramente más altos que las plantas con respaldo NG. Los costes obtenidos con el modelo

revelaban que los actuales incentivos federales no son suficientes para hacer competitiva la

energía solar de concentración en un mercado con un precio fluctuante de la electricidad. Los

actuales incentivos estadounidenses junto con un precio fijo de la electricidad de 200$/MWh

pueden hacer más rentables las plantas con mayor capacidad del sistema de apoyo que las

plantas sin sistema de apoyo o con poca capacidad de este. Sin ningún tipo de incentivo, sería

necesario un precio del mercado de emisiones de 100-160 $/tonsCO2eq para poder hacer

competitivas las plantas termosolares frente a las nuevas plantas de potencia de carbón

instaladas en Estados Unidos.

Esta obra concluye con un llamamiento al gobierno estadounidense por la necesidad de un

cambio en la política energética actual mediante el incremento de incentivos para alentar a las

nuevas plantas CSP a utilizar sistemas de almacenamiento de energía térmica, y así poder hacer

real la consecución de los objetivos propuestos para el 2020 en dicho estado, de aumentar la

generación eléctrica de plantas base de potencia que hagan uso de recursos renovables.



20

Laing et al. (2012); este artículo ofrece un resumen de los actuales progresos llevados a cabo

por el Centro Aeroespacial Alemán (DLR) para cubrir el espectro de tecnologías factibles de

almacenamiento térmico, desde el almacenamiento sensible hasta el termoquímico, pasando por

el almacenamiento latente. Se proponen diferentes conceptos de almacenamiento en función del

fluido de transferencia (aceite sintético, agua/vapor, sales fundidas, aire) y del rango de

temperatura requerido. El propósito primordial de esta entidad es el desarrollo de sistemas de

almacenamiento económicos, eficientes y seguros. La investigación se centra en la

caracterización de los materiales de almacenamiento, la mejora de la transferencia interna de

calor, el diseño de novedosos conceptos de almacenamiento y en el modelado de sistemas y

componentes de almacenamiento. La demostración de la tecnología tiene lugar a escala de

laboratorio para las pruebas experimentales, con potencias desde 5kW hasta 1MW.

Algunos de los logros alcanzados en los tres últimos años previos a la publicación son:

Un diseño de hormigón de alta temperatura, modular, ampliable y seguro para ser utilizado

por encima de 400ºC.

Almacenamiento regenerativo para procesos de enfriamiento con aire para sistemas de

almacenamiento adiabático de aire comprimido para plantas de potencia solares de receptor

solar basadas en receptores refrigerados por aire.

Un nuevo concepto de almacenamiento, combinando las experiencias del almacenamiento

en hormigón y del almacenamiento regenerativo, con intercambiadores de calor externos

aplicables a varios fluidos de transferencia (el concepto de almacenamiento “CellFlux”), se

está desarrollando dentro del programa de E.ON International Research Initiave.

Intercambiador de lecho dinámico para el almacenamiento de partículas utilizando

materiales en partículas similares a la arena.

Almacenamiento de sales fundidas. Caracterización de nuevas mezclas de sales inorgánicas

con bajo punto de fusión. Un bucle de prueba de sal fundida se encuentra en la etapa de

planificación, permitiendo la realización de pruebas para los nuevos conceptos de

almacenamiento de sales fundidas y de los componentes necesarios, tales como bombas y

válvulas

Almacenamiento de calor latente: La demostración de la mayor instalación de

almacenamiento latente del mundo (700 kWh, 305ºC) en un bucle de vapor de 1 MW en la

planta de potencia Litoral en Carboneras perteneciente a Endesa, con un total de 2949 horas

de operación y 95 ciclos de carga y descarga.

Almacenamiento termoquímico con reacciones reversibles sólido-gas. Demostración del

almacenamiento termoquímico con altas densidades de almacenamiento a pequeña escala

(1-5 kW).

Rovira et al. (2011); estudian dos sistemas para plantas de potencia solares de concentración

ideados para mejorar el funcionamiento de la planta. Con cada uno de ellos se pretende reducir

unas pérdidas en concreto. Estos dos sistemas de almacenamiento consisten en: (a) un sistema

doble de almacenamiento (DTS) con diferentes funcionalidades para cada depósito (b) la

subdivisión del campo de colectores solares (SSF) en sectores específicos, de manera que cada

sector sea diseñado para cumplir un requerimiento concreto, normalmente mediante un

intercambiador de calor. Esta subdivisión reduce las pérdidas en el campo solar mediante un

descenso de la temperatura del fluido de transferencia (HTF). El almacenamiento doble, en



21

cambio, ha sido ideado para mantener la planta en condiciones nominales durante un mayor

número de horas al día, incluyendo las horas posteriores al ocaso. Uno de los sistemas de

depósitos recibe un fluido que es calentado hasta temperaturas por encima de la nominal. Para

que sea posible el funcionamiento del sistema, el campo solar ha de sobrecalentar el HTF en las

horas pico. El segundo par de depósitos cumplen las funciones de un sistema de

almacenamiento clásico. La combinación de ambos sistemas de almacenamiento permite

mantener la planta en condiciones nominales durante mayores períodos de tiempo en

comparación al sistema convencional de almacenamiento indirecto en dos tanques (sistemas

tipo Andasol I).

Bradshaw et al. (2008); este artículo recoge los progresos, hasta la fecha de la publicación, en

la formulación de las sales fundidas multicomponente consistentes en nitratos alcalinos

comunes y sales de nitrato alcalino-térreos. Estas investigaciones surgen de la necesidad tanto

de la minimización de costes en el fluido de almacenamiento como de la optimización de los

procesos de transferencia de calor para plantas de potencia de colector cilindro-parabólico a

gran escala (>100 MW). Los resultados experimentales revelaron que algunas mezclas de sales

inorgánicas mostraban puntos de inicio de congelación por debajo de los 100ºC. Con respecto al

comportamiento de las sales de nitrato como materiales de cambio de fase, se evalúan

propiedades como la estabilidad térmica y viscosidad de estas. Una de las nuevas mezclas de

sales inorgánicas evaluadas presentaba estabilidad química en presencia de aire hasta una

temperatura de 500ºC en pruebas de laboratorio y un equilibrio químico similar a la Sal Solar.

También se hace mención a los experimentos desarrollados para confirmar que el

comportamiento frente a la corrosión de las aleaciones comercialmente disponibles en presencia

de estas sales es satisfactorio para el uso a largo plazo.

Kearney et al. (2004); Hasta la fecha de la publicación del artículo, todas las plantas de colector

cilindro-parabólico a gran escala operativas en los Estados Unidos utilizaban en el campo solar

aceites sintéticos, basados en una mezcla eutéctica de oxido de bifenilo/difenilo. Por ello, en

este artículo se recoge un análisis realizado para investigar la viabilidad de utilizar sales

fundidas como fluido de transferencia y de almacenamiento en el campo solar, cuya finalidad es

la mejora del comportamiento del sistema y reducir el coste normalizado de la electricidad. El

alcance de esta investigación incluye el examen de los asuntos críticos más conocidos con el uso

de sales, proponiendo soluciones o posibles medidas a tomar frente a la existencia de problemas

potenciales. Los autores concluyen que los fluidos más recomendables son la llamada Sal Solar

y la sal comercialmente conocida como Hitec XL. En el artículo además se estudian aspectos

que afectan al coste de operación y mantenimiento en instalaciones con sales fundidas,

profundizando en asuntos en relación con la protección frente a la congelación, métodos de

precalentamiento del fluido, el mantenimiento del bucle de colectores y la selección de los

materiales adecuados para el trazado de tuberías y demás componentes.

Brosseau et al. (2004); Este artículo recoge las pruebas realizadas en los Laboratorios

Nacionales de Sandia con materiales de bajo coste como relleno de sistemas termoclinos con

sales fundidas, actuando estas como fluido de transferencia directa. Las pruebas de estabilidad

térmica realizadas en las instalaciones experimentales mostraban la especial aptitud de las rocas

de cuarcita y de arena de sílice como potenciales materiales de relleno. Se planearon e

implementaron numerosas series de experimentos de ciclos térmicos e isotérmicos en aras de



22

demostrar la durabilidad de estos materiales de relleno inmersos en sales fundidas dentro de un

amplio rango de temperaturas durante períodos de tiempo prolongados. Los resultados

demostraron que ambos materiales de relleno anteriormente mencionados soportaban

perfectamente una atmósfera de sales fundidas, sin evidenciar ningún deterioro del

comportamiento u operación del sistema de almacenamiento termoclino.

Reilly et al. (2001); Esta obra se basa en los resultados recopilados en las experiencias en

relación a “Solar Two Project”, para contribuir en el desarrollo y madurez de la tecnología solar

de concentración basa en un receptor central. En este artículo se recoge la evolución del proceso

de ampliación de Solar One a Solar Two, un análisis del desarrollo del proyecto (qué es lo que

se esperaba, qué sucedió en realidad, qué se aprendió y cuáles fueron los logros finalmente

conseguidos), un análisis de las aportaciones y mejoras para experiencias futuras en esta misma

tecnología, y finalmente los autores proporcionan una evaluación del comportamiento y costes

de la primera central de torre comercial (PS10). El trabajo ha sido incluido dentro de la

bibliografía porque, además de su relevancia, nos ofrece una revisión interesante de los posibles

problemas en relación al uso de sales fundidas: problemas en el transporte de sales hasta la

central (absorción de humedad y compactación en bloques de las sales), reacciones inesperadas

(aparición de atmósfera gaseosa de dióxido de nitrógeno por un contenido de 0.05%wt de

magnesio en forma de nitrato magnésico) y fallos en el traceado de los cables de calentamiento

de la red de tuberías de sales fundidas.

Cárdenas et al. (2013); Los autores desarrollan una revisión de los materiales de cambio de fase

disponibles actualmente, principalmente compuestos de sales inorgánicas y aleaciones

metálicas, que pueden ser potencialmente interesantes para su integración en sistemas de

almacenamiento térmico de alta temperatura (por encima de 300ºC) brindando al lector una

extensa base de datos de propiedades termofísicas para facilitar la tarea de selección del material

pertinente para aplicaciones a altas temperaturas. Con motivo del entorpecimiento que supone la

baja conductividad de los PCM estudiados para el pleno desarrollo tecnológico del

almacenamiento latente, los autores hacen un análisis de todas las técnicas existentes en la

literatura para mejorar la transmisión de calor en estos sistemas. Además, se recopilan algunas

consideraciones a tener en cuenta a la hora de diseñar un sistema de almacenamiento térmico de

alta temperatura con PCM.

Los autores alientan a la investigación de las aleaciones metálicas como PCM en aplicaciones

en las que el peso del sistema no sea un parámetro limitante, puesto que su potencial ha sido

subestimado a pesar de la aptitud de sus propiedades: alta conductividad térmica, bajamente

corrosivos y baja dilatación en el cambio de fase. Además, denuncian la falta de un

procedimiento estándar internacional de caracterización de las propiedades termofísicas de los

PCM, con el que se evite la actual divergencia en los métodos y procedimientos para este fin.

Liu et al. (2012); en este artículo, tras realizar una revisión de la presente situación del

almacenamiento térmico, se hace un análisis del estado actual de las tecnologías de

almacenamiento latente, recogiendo los métodos actualmente en desarrollo para sortear los

problemas de transmisión de calor. El aspecto más relevante de esta obra para el presente

proyecto se encuentra en el análisis brindado al lector de los distintos métodos de mejora de los

sistemas con materiales de cambio de fase, el cual es de estimable utilidad para contrastar

aspectos como el coste de los distintos sistemas o las limitaciones de estos.



23

Tamme et al. (2003); Los autores recogen el desarrollo y análisis de un sistema de

almacenamiento térmico sensible en medio sólido probado en un bucle de prueba en la

Plataforma Solar de Almería. Parte de este trabajo se ha realizado dentro del proyecto

PARASOL / WESPE. Las unidades de almacenamiento se componen de una matriz sólida de

hormigón atravesada por tubos paralelos por los que circula el aceite (Figura 1.4).

Figura 1.4: Modelo físico de la unidad de almacenamiento del módulo estudiado por Tamme et al. (2013)

En este trabajo se analizan aspectos del diseño para una mayor homogeneidad térmica dentro de

la unidad, la optimización de los procesos de carga y descarga de la unidad para incrementar la

capacidad del almacenamiento del sistema, centrándose no solo en las repercusiones de estos

aspectos dentro del sistema de almacenamiento, sino en el funcionamiento global de la planta.

Emerson et al. (2013); Se describe un programa de investigación en el entorno del

almacenamiento en hormigón y el desarrollo de nuevos materiales para reducir su coste de

producción y mejorar la operación de los sistemas termoclinos. En este trabajo se listan un total

de 26 nuevas mezclas de hormigón ideadas para trabajar a temperaturas de hasta 600ºC (Figura

1.5), revelando las propiedades obtenidas en los ensayos de cada mezcla, incluyendo el coste

total de producción de cada material. De entre los ensayos, puede destacarse la inmersión de los

materiales estudiados en un baño de sales fundidas para analizar el comportamiento de estos en

contacto directo con sales fundidas.

Laing et al. (2006) y Tamme et al. (2003); En estas publicaciones es posible encontrar

información variada del proyecto WESPE (Figura 1.6), acerca del desarrollo de unidades de

prueba para el almacenamiento de calor en medios sólido. El proyecto ‘‘Midterm Storage

Concepts– Further Development of Solid Media Storage Systems’’ (PARASOL / WESPE), fue

financiado por el gobierno alemán, con un periodo de actividad desde diciembre de 2001 hasta

diciembre de 2003. Los objetivos de este proyecto fueron el desarrollo de un material de

almacenamiento sensible que fuese eficiente y barato, la optimización del intercambiador de

calor de banco de tubos y la demostración de esta tecnología con una unidad de prueba de 350

kWh.



24

Figura 1.5: Cubos de hormigón antes (izquierda) y después (derecha) de ser sumergidos en un baños de sales

fundidas a 585ºC durante 500 horas.

Figura 1.6: Módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto WESPE.



25

cemento de fosfato de potasio y calcio (KMgPO4· 6H2O), y cemento aluminoso. En la obra se

recogen también las características mecánicas y térmicas de estos compuestos, que

posteriormente son comparadas con las de otros materiales utilizados para el almacenamiento

térmico disponibles en la literatura y con algunos listados en la base de datos “Cambridge

Educational Software” (CES). Finalmente, los autores demuestran el potencial de estos

materiales para su integración en sistemas de almacenamiento térmico sensible en medio sólido.

Lovegrove et al. (2004); En la Universidad Nacional Australiana, el Grupo Solar Térmico

realizó un experimento con un sistema de almacenamiento termoquímico de amoníaco en bucle

cerrado. El sistema utilizaba un receptor de 20 tubos reactores rellenados con un catalizador de

material metálico, que captaba la radiación incidente de un disco solar concentrador de 15kWsol

y 20 m2

(Figura 1.7). En este artículo se recogen los resultados de esta experiencia,

concluyendo que es viable obtener unas condiciones operativas fiables y controladas en sistemas

de este tipo teniendo en cuenta períodos transitorios de nubes y demás dificultades técnicas.

Figura 1.7: Receptor reactor de amoníaco de 15 kWsol en plena operación en el disco concentrador de 20 m2 en la

ANU

Paralelamente a esta operación, los investigadores determinaron que el potencial para la

generación eléctrica mediante la síntesis del amoníaco en reactores puede alcanzarse con una

apropiada elección de las temperaturas medias de operación en reactores estándar. Los autores

además mencionan la posibilidad de utilizar los sistemas basados en la síntesis del amoníaco en



26

concentradores de canal parabólico. Los resultados preliminares de este tipo de sistemas

apuntan a una eficiencia de almacenamiento entorno al 53%.

Experiencias similares a esta son recogidas por este influyente autor en numerosas obras en

colaboración con A. Luzzi, H. Kreetz.

Neises et al. (2012); los autores hacen inventario de las experiencias dentro del almacenamiento

termoquímico mediante reacciones de oxidación y reducción, recogiendo posteriormente las

experiencias reducción y oxidación del óxido de cobalto en un horno rotativo desarrollada en el

horno solar de la DLR. El material REDOX fue reducido a temperaturas en torno a los 900ºC y

oxidado en el mismo horno rotativo, dentro de una atmósfera de aire. Se evaluó el sistema bajo

30 ciclos térmicos sin evidencia alguna de degradación del material. Los resultaros confirmaron

la viabilidad de utilizar la reducción solar de óxidos metálicos para el almacenamiento térmico.

Figura 1.8: Horno rotativo de reducción/oxidación del óxido de cobalto en las instalaciones de la DLR

Foster (2004); presenta una investigación teórica de los sistemas SnOx/Sn para el

almacenamiento térmico. El autor caracteriza termodinámicamente un sistema SnO2/SnO/Sn

en ausencia de CH4 y C y en presencia de estos, en función de la temperatura. Para la completa

reducción del SnOx sin la presencia de ninguna sustancia reductora requiere de temperaturas por

encima de los 2000 K a 1 bar. Mientras que en presencia de CH4 y C esta disociación puede

tener lugar a temperaturas por debajo de los 1250 K. Los resultados de las distintas reacciones

indican que la reacción óptima es , teniendo lugar a 980K,

que es seguida de la reacción . Se propone, además, un dispositivo

combinación de un reactor solar, un sistema recuperador de calor y un reactor para producción

de H2. Los cálculos de las dimensiones, volumen y flujo másico de este reactor también quedan

recogidos en esta obra.



27

1.1.2. Estudio cienciométrico

Para el estudio de una temática en concreto es positivo realizar un análisis cienciométrico

mediante el cual sea posible contextualizar dicha temática en un entorno científico a nivel

mundial. La cienciometría se encarga de analizar la producción científica y obtener información

cuantitativa de esta con el fin de medirla. Esta ciencia suele tomar forma mediante la medida de

las publicaciones científicas (bibliometría).

El nivel de producción científica de una materia, además, es un reflejo directo de las

posibilidades de mejora que esta presenta. Por ello con la inclusión del siguiente análisis

cienciométrico del almacenamiento térmico en centrales termosolares se pretende esclarecer la

latente necesidad de maduración y conocimiento que se requiere aún de esta tecnología.

Análisis de las energías renovables a nivel mundial

Con esta primera parte del análisis se pretende clasificar por países el esfuerzo científico

empleado en el ámbito de las energías renovables a nivel mundial.

Como fuente de información de este apartado se hará uso del portal del grupo de investigación

SCImago, en el cual queda recogida toda la información de la base de datos Scopus. Scopus es

la base de datos en lo referente a publicaciones científicas más grande del mundo.

Los datos obtenidos pertenecen al cúmulo de publicaciones de la mencionada base de datos

desde el año 1996 hasta el año 2012.

A pesar de no estudiar directamente la influencia del ámbito termosolar en el mundo científico

en este apartado, puede observarse la implicación internacional por desligar el ámbito

energético del consumo de combustibles fósiles.

La Figura 1.9 muestra el nivel de publicaciones registradas en la base de datos Scopus bajo la

temática “Renewable Energy, Sustainability and the Environment”.

La supremacía de Estados Unidos y China en el ámbito de la investigación en materia sostenible

se hace fácilmente visible con sólo observar el hecho de que el nivel de publicaciones

procedentes de estos países se desmarca con holgura del resto. Así lo constata, además, el

programa HEAT (High Energy Advanced Storage) propuesto por el DOE(US Department Of

Energy) para la financiación de proyectos para la mejora de los sistemas de almacenamiento

térmico con un presupuesto empleado de más de 14 millones de euros hasta día de hoy.

En un segundo panorama, se han de destacar los esfuerzos investigadores realizados en India en

materia de energías renovables y sostenibilidad. Dado el presuroso crecimiento de la demanda

eléctrica en India, se evidenció la necesidad de un desarrollo sostenible del sector energético

basado en el enlace de las fuentes renovables con las no renovables. El 30 de Junio de 2008, el

gobierno Indio informó de un cambio en la dirección política a través del Plan de Actuación

Nacional contra el Cambio Climático, el cual propone una inversión sustancial en materia de

investigación para incrementar el uso de la energía solar (Ummadisingu et al. (2011)).



28

Figura 1.9: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y Medio Ambiente – Número

de publicaciones por País

Los niveles de investigación europeos ocupan un puesto privilegiado en el anterior ranking,

destacando las aportaciones de Reino Unido, Alemania, España e Italia al panorama científico

en el mundo de las energías renovables.

Es interesante resaltar la posible conexión entre el esfuerzo investigador de los países que

lideran el ranking anterior y la situación geográfica de estos. Países líderes de este ranking como

EEUU, China, India, España, Italia, Australia, Grecia, Irán y Malasia ocupan una posición

idónea para el desarrollo de tecnologías de aprovechamiento de la energía solar debido a su

situación dentro de los márgenes geográficos que definen el cinturón solar (Figura 1.10).

Bajo el mismo formato de búsqueda, puede realizarse una clasificación por citas recibidas por

documento, en el que puede verse el nivel medio de impacto científico de las publicaciones por

país (Figura 1.11).

Bajo esta clasificación es visible la importancia de las publicaciones procedentes de países

europeos para el desarrollo de nuevos trabajos de investigación a nivel mundial. Países como

Dinamarca o Suecia, que no destacan por un nivel de publicaciones extraordinario, si lo hacen

por el impacto científico de los trabajos desarrollados en sus centros de investigación.

Con respecto a los líderes en volumen de trabajos investigación como EEUU, China, India y

Canadá tienen una importancia estimable para el resto del entorno científico del resto del

mundo.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

Esta

do

s U

nid

os

Ch

ina

Ind

ia

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ino

Un

ido

Jap

ón

Ale

man

ia

Turq

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Ho

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da

Ko

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de

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Taiw

an

Irán

Bra

sil

Mal

asia

Nº Publicaciones



29

Figura 1.10: Cinturón Solar

Figura 1.11: Ranking Internacional en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y Medio Ambiente -

Número de citas promedio por documento

Focalizando el estudio a nivel europeo, cuya aportación es de gran valor para la comunidad

científica mundial, se adjunta la siguiente gráfica en la que se muestra tanto el nivel porcentual

de publicaciones por países en función del nivel máximo de publicaciones de entre los países

europeos (Reino Unido) como el nivel porcentual del volumen de citas por documento en

0

5

10

15

20

25

Din

amar

ca

Sue

cia

Suiz

a

Turq

uía

Ho

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Ho

ng

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lia

Po

rtu

gal

Ko

rea

de

l Su

r

Estados…

Nº citas promedio

por documento



30

función del número máximo de citas por publicación de entre los países europeos (Dinamarca)

(Figura 1.12).

Figura 1.12: Ranking Internacional Europeo en materia de Energías Renovables, Sostenibilidad y Medio Ambiente.

Análisis del almacenamiento térmico dentro de la tecnología termosolar

En este apartado del análisis, se pretende aclarar el papel que juega la investigación del

almacenamiento térmico en un contexto global desde el punto de vista de la producción de

potencia. Para ello, se hará uso de la base de datos Sciencedirect.

En la Figura 1.13 podemos observar la evolución temporal en los últimos 18 años del esfuerzo

invertido en investigación relativa a sistemas termosolares (campo denotado por THS) dentro de

la investigación concerniente a la producción de potencia (campo denotado por GLOB).

Las publicaciones en relación con la producción de potencia siguen una tendencia ascendente, y

cada vez más, con una pendiente más pronunciada.

El peso de la investigación en el campo de la producción de potencia termosolar en el panorama

global se ha mantenido constante desde el primer año de estudio hasta el 2009, con un valor en

torno al 15% del total. Sin embargo, durante el último trienio el número de publicaciones

entorno a la energía termosolar ha crecido notablemente, llegando en 2013 hasta unos valores

que suponen un 19% del total de publicaciones con respecto a la producción de potencia por

medio de las diferentes tecnologías existentes.

Estos resultados son concluyentes en cuanto al peso que ha tenido y tendrá la energía termosolar

en un contexto energético global.

0 20 40 60 80 100

Reino Unido

Alemania

España

Italia

Francia

Suecia

Holanda

Grecia

Dinamarca

Suiza

Volumen de Publicaciones

Volumen de repercusiónmedia por documento



31

Figura 1.13: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas de producción de potencia (color

rojo) y a plantas solares de concentración (color azul)

Para ubicar la importancia que tiene el almacenamiento térmico se contextualizará dentro del

ámbito termosolar. De esta manera, el número de publicaciones en relación a la totalidad del

sector termosolar vendrá definido por la etiqueta THS, mientras que para el almacenamiento

térmico se utilizará la etiqueta TES (Figura 1.14).

Es de notar el importante crecimiento del número de aportaciones al mundo científico con

respecto a la termosolar. Pero aún más destacable es el crecimiento anual del estudio del

almacenamiento térmico, llegando a constituir en la actualidad un 38% del total de

publicaciones en relación al ámbito termosolar.

Análisis de las diferentes tecnologías de almacenamiento actuales

En este apartado se analiza el número de publicaciones con respecto a distintas tecnologías de

almacenamiento actualmente disponibles. Para tal fin, se hará uso de la siguiente nomenclatura:

MS: Molten Salt (Sales fundidas)

CONC: Concrete (Hormigón)

PCM: Phase Change Materials (Materiales de cambio de fase)

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2013201120092007200520032001199919971995

THS

GLOB



32

TCHM: Thermochemical Storage (Almacenamiento termo-químico)

Figura 1.14: Tendencia en el número de publicaciones en relación a plantas solares de concentración (color azul) y

a sistemas de almacenamiento térmico en plantas solares de concentración (color rojo)

La Figura 1.15 muestra el interés que suscita cada una de las tecnologías existentes.

Las líneas de investigación abiertas en lo referente a materiales de cambio de fase superan

ventajosamente a las relacionadas con el resto de tecnologías de almacenamiento térmico. Como

buena prueba de ello puede observarse la tendencia de este tipo de tecnología de

almacenamiento con respecto al resto.

Para un análisis comparativo del resto de tecnologías, podemos observar la siguiente ampliación

del gráfico anterior.

Como puede observarse en la Figura 1.16, después del almacenamiento latente, el

almacenamiento sensible en medio sólido suscita una mayor inquietud en el mundo científico en

comparación al almacenamiento termoquímico y en sales fundidas. Es de reseñar el cambio de

tendencia en el número de publicaciones con respecto al almacenamiento en hormigón desde

2003 en adelante. Este año supone una ruptura de la tendencia constante en el número de

publicaciones, pasando a incrementar año tras año. Incremento que en primer lugar sigue una

pendiente lineal y, posteriormente a partir del año 2010, este incremento tiene lugar de una

manera exponencial. Esto podría confluir con la percepción de los expertos tanto del potencial

de este material para el TES, como de las carencias que acucian al pleno desarrollo de esta

tecnología (necesidad de reducción de costes de material y mejoras en los procesos de

transferencia) a partir de las experiencias desarrolladas por el DLR (proyecto WESPE).

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

20

13

20

12

20

11

20

10

20

09

20

08

20

07

20

06

20

05

20

04

20

03

20

02

20

01

20

00

19

99

19

98

19

97

19

96

19

95

THS

TES



33

Figura 1.15: Tendencia del número de publicaciones en diferentes tecnologías de almacenamiento

Figura 1.16: Ampliación figura 1.15

Con respecto a la tendencia del aumento de las publicaciones de almacenamiento sensible

podemos ver un comportamiento lineal constante desde el año base (1995). Sin embargo, al

igual que el resto de publicaciones en almacenamiento térmico, ha aumentado notablemente la

pendiente de esta recta. Aunque las sales fundidas es el medio más conocido en experiencias

reales, aún se evidencia la necesidad de mejoras es aspectos como el bajo punto de fusión de

estas. Además, durante la última década se está considerando el uso de sales como materiales de

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1990 1995 2000 2005 2010 2015

MS

CONC

PCM

TCHM

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1990 1995 2000 2005 2010 2015

MS

CONC

TCHM



34

cambio de fase (PCM), lo cual también contribuye activamente a este incremento del número de

publicaciones referentes a las sales fundidas.

Las publicaciones referentes al almacenamiento termoquímico, a pesar de que esta tecnología

presenta el mayor potencial de almacenamiento, sigue una línea de evolución muy similar a la

que presentan las sales fundidas. No obstante, y continuando con la comparativa anterior, puede

observarse una mayor irregularidad en el número de publicaciones bajo esta temática. Esto

puede tener su razón de ser en el hecho de que desde los inicios ha existido una gran

contradicción acerca de aspectos varios entre la distinta literatura recogida de esta tipología de

almacenamiento (propiedades termodinámicas del medio de almacenamiento, etc), frenando la

madurez de esta tecnología, pudiendo derivar en una mayor discontinuidad en el número de

publicaciones y proyectos emprendidos en este campo.

1.2 Antecedentes

La naturaleza intermitente de las fuentes de energías renovables las coloca en clara desventaja

frente a los combustibles fósiles. Los combustibles fósiles son en esencia almacenables,

pudiéndose ajustar oferta y demanda energética con la combustión de estos. Por consiguiente, es

preciso conseguir métodos de almacenamiento energético eficientes y económicos para poder

aspirar a un futuro modelo energético basado principalmente en recursos renovables.

El almacenamiento térmico (TES), es en la actualidad una de las tecnologías de almacenamiento

energético más eficientes, con muchas aplicaciones potenciales. Un claro ejemplo del valor

estimable del almacenamiento térmico podemos encontrarlo en los sistemas solares de

concentración (CSP). Los sistemas CSP concentran la radiación solar mediante espejos o lentes,

transfiriendo esta energía térmica a un fluido de transferencia (HTF) y posteriormente, del HTF

a un bloque de potencia o a otra aplicación. Sin almacenamiento térmico, la producción de

potencia se ve interrumpida con la más mínima perturbación en el campo solar (nubes

transitorias p.ej.). Por esta razón, los sistemas de almacenamiento térmico dentro de la

tecnología solar de concentración están cobrando un papel protagonista en lo que a esfuerzos

investigadores se refiere.

El presente trabajo surge de la necesidad de condensar y recopilar la información más relevante

en materia de almacenamiento térmico para aplicaciones solares de concentración de alta

temperatura presentes hasta el momento en la literatura. La intención primera de este documento

es ofrecer una base de datos variada de las distintas tecnologías disponibles, su estado actual,

criterios de diseño a tener en cuenta, recopilación de experiencias reales con sistemas de

almacenamiento y contextualizar los esfuerzos, económicos e investigadores, invertidos para la

maduración de los sistemas TES. Esto, en definitiva, nos brinda una idea del “estado del arte”

del almacenamiento térmico a escala mundial.

1.3 Organización y contenido



35

Este Proyecto Fin de Carrera se ha desarrollado en el período 2013/2014 bajo la dirección del

catedrático José Julio Guerra Macho dentro del Grupo de Termotécnia perteneciente al

Departamento de Energética de la Escuela Superior de Ingenieros de Sevilla.

Habiendo comprendido el creciente interés en el sector investigador por el desarrollo y mejora

de los sistemas de almacenamiento térmico en aplicaciones solares de concentración de alta

temperatura, y por tanto de la importancia de estos sistemas para el desarrollo del sector

termosolar, este escrito surge del interés por el conocimiento del estado real de esta tecnología

tanto en materia investigativa como en el sector comercial.

Tras este capítulo introductorio, en el Capítulo 2 se argumentará la utilidad de la integración de

sistemas de almacenamiento en centrales solares tras un análisis de las características

individuales de ambos sistemas. Posteriormente se examinarán las repercusiones directas en el

ciclo de potencia y algunos aspectos básicos relacionados con la disposición de sistemas de

almacenamiento en centrales solares de concentración.

El capítulo 3 tiene como objetivo principal ilustrar el estado actual de desarrollo de todos los

sistemas de almacenamiento ideados y/o aplicados en el sector termosolar, tanto a nivel

comercial como investigativo. El principal propósito de esto es poder contrastar el grado de

divergencia/convergencia de la trayectoria de ambos ámbitos (investigación frente a realidad

comercial), abriendo la posibilidad a una reflexión posterior sobre las posibilidades de mejora

del sector termosolar mediante la evolución de los sistemas TES.

Dicho capítulo dará comienzo con los distintos criterios presentes en la literatura para la

clasificación de los sistemas de almacenamiento, con una descripción de los sistemas que

componen las distintas subdivisiones. Brindando así al lector la posibilidad de entender de una

manera ordenada las características básicas de cada uno de los sistemas de almacenamiento.

Como complemento a ello, en notas posteriores se hace inventario de los proyectos de

investigación y las áreas de estudio abiertas para la mejora de la eficiencia y reducción del coste

del almacenamiento térmico.

Para ilustrar la realidad comercial del almacenamiento térmico se listarán todas las plantas y

prototipos solares de concentración construidos/en construcción que hacen uso de dispositivos

TES. También se recopilará información de los proyectos sin sistema TES, para contrastar con

otros proyectos en los que si se ha dispuesto de un sistema TES. Lo cual nos permitiría

comprender definitivamente cuál es la tendencia seguida a nivel mundial en cuanto a la

inclusión de sistemas de almacenamiento térmico en centrales termosolares.

Este capítulo se cerrará con un apartado en el que se hace acopio de algunas consideraciones

necesarias a la hora de diseñar o disponer de un sistema de almacenamiento térmico.

Este escrito en definitiva es una guía orientativa a nivel cualitativo en materia de

almacenamiento térmico para la comprensión del estado actual de esta.



36

2.- ALMACENAMIENTO TÉRMICO Y PLANTAS

SOLARES DE CONCENTRACIÓN

2.1. Introducción.

Para entender la relación entre los sistemas de almacenamiento térmico y las centrales de

concentración solar térmica, se hará una revisión de algunos aspectos básicos de ambos sistemas

de manera individual. Posteriormente, se pretende justificar el interés de la inclusión de un

sistema de almacenamiento en la producción de potencia solar de concentración entendiendo

ambos sistemas como un todo.

Finalmente, para comprender la evolución de las plantas solares de concentración con sistemas

de almacenamiento integrados se hará un breve repaso del panorama político que ha afectado al

sector termosolar hasta el momento (año 2013).

2.2. Almacenamiento de energía.

El almacenamiento de energía consiste en reservar parte de la energía producida, en cualquiera

de sus formas, para su posterior uso en el tiempo en alguna operación de interés. Los sistemas

que llevan a cabo este proceso suelen denominarse acumuladores. Todos los tipos de energía

potencial, cinética, eléctrica o térmica pueden ser almacenados con un método, sistema o

tecnología apropiados y específicos. Lo que significa que cualquier tipo de energía tiene su

propio tipo de acumulador.

Este trabajo se centra en el almacenamiento térmico, así como en la tecnología y sistemas

necesarios para llevar a cabo dicho proceso.

2.2.1 Almacenamiento térmico

Los sistemas de almacenamiento térmico tienen el potencial de incrementar el uso efectivo de la

energía térmica y de facilitar el control de la producción térmica a gran escala. Suelen ser

especialmente útiles para la corrección de la discordancia entre demanda y producción de

energía. Principalmente hay tres tipos de almacenamiento: el almacenamiento sensible, el

almacenamiento latente y el almacenamiento termoquímico.

El almacenamiento sensible en un material tiene una fuerte dependencia con la capacidad

calorífica de este, ρ·cp, ya que determina la densidad de energía y con la difusividad térmica, κ/

ρ·cp , lo que determina el ratio a la que esta energía puede ser introducida y extraída.

La cantidad de energía introducida viene dada por la siguiente fórmula:



37

Donde, Q es la energía almacenada, m es la masa del medio de almacenamiento, Cp es el calor

específico del material y ∆T es el cambio de temperatura durante el proceso. Las instalaciones

más recientes de sistemas de almacenamiento dentro del panorama comercial son de

almacenamiento sensible, generalmente bajo la tipología de almacenamiento indirecto en dos

tanques de sales fundidas. El principal beneficio de este tipo de almacenamiento es que tanto la

carga como la descarga ocurren bajo un régimen de convección forzada; por tanto la

transferencia de calor no es un factor limitante para el sistema.

El almacenamiento latente se realiza mediante materiales que cambian de fase dentro de un

rango operativo de temperaturas cuyos límites tanto superiores como inferiores vienen

determinados por el campo solar. El fenómeno de cambio de fase pueden ser transiciones del

tipo sólido-sólido, líquido-vapor y sólido-líquido, aunque esta última es la más extensamente

utilizada en este campo puesto que los sistemas de este tipo presentan bajos índices de

expansión volumétrica en comparación a la transición líquido-vapor y un alto calor latente

frente a la transición sólido-sólido. La cantidad de energía almacenada viene dada por la

siguiente fórmula:

( )

Donde y

son los calores específicos medios en las fases sólidas y líquidas

respectivamente, h es la entalpía de cambio de fase, es la temperatura de fusión, es la

temperatura del sólido y es la temperatura del líquido.

El almacenamiento de calor latente es un proceso casi isotermo lo que puede suponer una

mejora sustancial de la cantidad de energía almacenada en comparación a un sistema de

almacenamiento de calor sensible en el mismo rango de temperaturas. El almacenamiento

isotermo es un proceso totalmente deseable puesto que las temperaturas de entrada y salida del

campo solar solo están limitadas por el fluido de transferencia, el propio campo solar y el ciclo

de Rankine.

El almacenamiento químico es el menos investigado y desarrollado hasta el momento, sin

embargo, es el que presenta un mayor potencial debido al calor liberado cuando se produce la

reacción.

Este tipo de sistemas dependen principalmente del calor procedente del campo solar para

desarrollar reacciones químicas reversibles, por lo que el medio de almacenamiento ha de tener

la habilidad de disociarse completamente en el rango de temperaturas del campo solar. Las

reacciones que se dan en el período de carga son endotérmicas mientras que en los períodos de



38

descarga se obtienen reacciones exotérmicas. La cantidad de energía almacenada depende

principalmente del calor liberado en la reacción y el grado de conversión, dado por:

Donde es la fracción reaccionada y es el calor de reacción por unidad de masa, siendo

la unidad de masa del medio de almacenamiento.

El almacenamiento termoquímico presenta notables ventajas frente a los demás tipos de

almacenamiento debido a que los productos químicos tras la reacción de disociación presentan

un potencial estimable ya que pueden ser almacenados indefinidamente a temperatura ambiente

reduciendo considerablemente las pérdidas térmicas. Además, los procesos exotérmicos ocurren

a temperatura constante si el calor es extraído a una razón que evite el calentamiento

espontáneo. Pero desafortunadamente, el almacenamiento termoquímico presenta una serie de

impedimentos técnicos como son las limitaciones en la transferencia de calor, la inestabilidad

cíclica, problemas de reversibilidad en las reacciones y el elevado coste. Asimismo, durante el

almacenamiento termoquímico puede haber pérdidas ligadas al almacenamiento de gases que

pueden estar restringidos por reacciones cinéticas.

2.3. Plantas solares de concentración térmica.

Las plantas solares térmicas producen electricidad de la misma manera que otras plantas de

potencia convencionales, pero utilizando la radiación solar como energía de entrada. Esta

energía puede transformarse en vapor a alta temperatura para alimentar a una turbina u otro

motor. Hay principalmente cuatro tipo de tecnologías de concentración solar: colector cilindro-

parabólico, receptor central de torre, disco parabólico con motor Stirling, y colector lineal de

Fresnel. Todos estos sistemas pueden integrar un sistema de almacenamiento, aunque para los

discos parabólicos con motor Stirling se requieren diseños con tipologías que se desmarcan de

las utilizadas en los otros tres sistemas. En la Figura 2.1 se muestran los componentes

principales de una planta termosolar: el campo solar, el sistema de almacenamiento y el bloque

de potencia.

En la tabla 2.1 se proporciona una lista comparativa entre las principales características de las

distintas tecnologías de concentración solar.

2.4. Almacenamiento térmico y plantas Solares de Concentración.

Aunque el almacenamiento térmico se ha utilizado en una amplia variedad de aplicaciones,

todos los sistemas son diseñados para operar cíclicamente (normalmente durante el día,

ocasionalmente durante una jornada completa). Los sistemas de almacenamiento térmico



39

reducen la discordancia entre el suministro de energía solar y la demanda eléctrica.

Dependiendo de la incidencia solar a lo largo del día y el año, así como de la demanda de

Figura 2.1: Interacción entre componentes principales en una planta de potencia [Kuravi et al. (2013)]

Tabla 2.1: Tabla comparativa entre las principales características de las distintas tecnologías de concentración

termosolar [Kuravi et al. (2013)].

Canal parabólico Torre Solar Lineal de Fresnel Disco parabólico

con motor Stirling

Madurez Comercialmente

probado

Plantas piloto y

proyectos bajo

construcción

Plantas piloto Proyectos

demostrativos

Proveedores Abengoa Solar,

Sener Group,

Acciona,

Siemens, NextEra,

ACS, SAMCA,

etc.

Abengoa Solar,

BrightSource Energy,

eSolar, SolarReserve,

Torresol, SunBorne

Energy

Novatec Solar,

Areva

Riesgos* Bajo Medio Medio Medio

Temperatura máxima

de la planta (ºC)

290-560 250-650 250-390 550-750

Eficiencia máxima de

la planta (%)

14-20 23-35 ~18 ~30



40

Canal parabólico Torre Solar Lineal de Fresnel Disco parabólico

con motor Stirling

Eficiencia de

conversion eléctrica

media anual (net) (%)

11-16 7-20 13 12-25

Factor de capacidad

anual

25-28 (no TES) 55 (10h TES) 22-24 25-28

Concentración del

colector

70-80 soles >1000 soles >60 soles >1300 soles

Receptor/absorbedor

Absorbedor unido

al colector, movido

con este, diseño

complejo

Cavidad/superficie

fija, externa al

receptor

Absorbedor fijo,

sin ‘evacuación’,

reflector

secundario

Absorbedor unido

al colector,

movimiento de

ambos proporcional

Sistema de

almacenamiento

2 Tanques

indirectos de sales

fundidas a 380ºC

(∆T=100ºC)

2 Tanques directos

de sales fundidas a

550ºC (∆T=300ºC)

2 Tanques directos

de sales fundidas a

550ºC((∆T=300ºC)

Almacenamiento a

corto plazo con

vapor presurizado

(<10min)

Almacenamiento

químico bajo

investigación

Estabilidad eléctrica Media/Alta Alta (grandes

unidades TES)

Medio

(incorporación de

caldera auxiliar)

Bajo

Ciclo termodinámico Rankine con vapor

sobrecalentado

Rankine con vapor

sobrecalentado

Rankine con vapor

saturado

Stirling

Condiciones del vapor De 380 a 540 ºC

100 bares

540 ºC

De 100 a 160

260 ºC y 50 bares n.d.

Ratio Agua/Potencia 3 con wet cooling

0.3 con dry cooling

2-3 con wet cooling

0.25 con dry cooling

3 con wet cooling

0.2 con dry cooling

0.05-1 (para

limpieza del cristal)

Pertinencia para

refrigeración de aire

Baja-Buena Buena Baja La mejor opción

Almacenamiento con

sales fundidas

Comercialmente

disponible

Comercialmente

disponible

Posible pero no

probado

Posible pero no

probado

electricidad, un sistema de almacenamiento puede integrarse para mejorar alguno de los

siguientes aspectos:



41

Amortiguamientos transitorios: Los cielos nublados u otro tipo de inclemencias climáticas

inducen en la turbina/generador un transitorio, reduciendo la eficiencia de la turbina debido

a pérdidas de puesta en marcha por parada del bloque de potencia. Aunque los HTF tienen

cierta inercia térmica para ayudar a sobrevenir periodos nubosos de corta duración, las

experiencias con instalaciones a gran escala han mostrado que esto no es suficiente para

prevenir un bloqueo en la turbina. La inclusión de un pequeño sistema de almacenamiento

puede ayudar a mitigar este tipo de fluctuaciones en el campo solar indeseadas.

Cambios en la demanda de potencia: Usualmente, la demanda pico de potencia no coincide

con las horas de máxima incidencia solar. Un sistema de almacenamiento térmico puede

mejorar el suministro de potencia de la planta, almacenando parte de la energía térmica

durante las picos de incidencia térmica, descargándola posteriormente durante los picos de

demanda de potencia, lo cual permitiría la venta de energía eléctrica a mayor precio en

función de los periodos tarifarios.

Aumento del factor de capacidad anual: El factor de capacidad anual es un parámetro de

operación que compara la electricidad neta suministrada frente a la energía que podría

producirse en un régimen continuo de operación a plena carga durante el mismo período de

tiempo. Puesto que hay fracciones del día en la que no se dispone de energía solar

suficiente, una planta solar sin almacenamiento térmico presenta bajos valores de este

parámetro. En cambio, la inclusión de una instalación con capacidad de siete horas de

almacenamiento puede incrementar el factor de capacidad de un 25-28% hasta un 43%.

El almacenamiento térmico siempre ha estado asociado con las instalaciones solares debido a la

reducida disponibilidad de la energía solar, sin coincidir además, las horas de máxima radiación

solar con los períodos de mayor demanda energética. Diariamente, el pico de consumo

energético tiene lugar en horas posteriores a la puesta de sol, tal y como puede observarse en la

Figura 2.2. Los sistemas de almacenamiento pueden ayudar a solventar parcialmente este

problema, proveyendo al bloque de potencia de la energía almacenada durante el día en

períodos de nubes o nocturnos (Figura 2.3).

Figura 2.2: Demanda de potencia (línea roja) frente a la radiación solar (línea negra).



42

Figura 2.3: Resultados de la energía entregada con y sin almacenamiento

Los sistemas de almacenamiento térmico presentan dos principales características de gran

importancia a tener presente en cuanto al funcionamiento del sistema:

- Eficiencia de carga y descarga (round-trip): es el ratio de la energía útil recuperada del sistema

de almacenamiento con respecto a la cantidad de calor inicialmente extraída de la fuente de

calor.

- El almacenamiento térmico está limitado por las leyes de la termodinámica (eficiencia real del

sistema menor a la ideal) y por las pérdidas térmicas en tanques, tuberías e intercambiadores de

calor, además de estar condicionado por el coste unitario de energía entregada (€/KWhth).

Para determinar la pertinencia de la inclusión de un sistema de almacenamiento térmico en una

central solar es necesario evaluar factores como la generación eléctrica de anual, los costes de

inversión necesarios, el coste de generación de la electricidad (LCOE) y el precio de mercado de

la electricidad (electric time-of-use value), y posteriormente llegar a un punto intermedio de

compromiso entre todos estos factores.

Uno de los requisitos básicos para la selección de un sistema de almacenamiento térmico viene

determinado por la temperatura del fluido de transferencia en el campo solar. Otros aspectos

importantes son, por ejemplo, el modo de operación deseado para el sistema de

almacenamiento, la tipología de la instalación global (CSP+TES), y el tamaño del campo solar.

Para evaluar el diseño de un sistema de almacenamiento llegando a una situación de

compromiso entre costes, rendimiento y otros parámetros económicos de una planta solar con

almacenamiento térmico en dos tanques de sales fundidas , Price y Kearney desarrollaron un

modelo informático que permitía simular el comportamiento anual de una planta solar de

cilindros parabólicos de 50MWe de potencia con 6 horas de almacenamiento térmico y sin

almacenamiento térmico. Las conclusiones obtenidas determinaron que:



43

Teniendo en cuenta la eficiencia de los distintos componentes de la planta, el

almacenamiento térmico puede llegar a incrementar la eficiencia de conversión solar-

eléctrica hasta un 0.8% adicional (De 12.4 a 13.2%). Este incremento se debe

principalmente a dos razones: (a) durante las horas pico de producción de potencia se

reduce el desperdicio de calor excedente y (b) disminuyen las paradas en la turbina en los

momentos de menor incidencia solar. A pesar de ello, puede producirse un descenso en el

rendimiento del ciclo de vapor (37.5% frente a 37.9%) debido a la caída de temperatura en

el vapor mientras el sistema de almacenamiento se encuentra en uso.

El coste ‘levelizado’ anual de la electricidad disminuye hasta un 10% debido al incremento

del factor solar anual.

Debido a un aumento en la temperatura de retorno al campo solar del fluido de

transferencia, aumentan las pérdidas en el receptor.

Aparecen dos tipos de pérdidas nuevas en el sistema: (a) las pérdidas térmicas del sistema

de almacenamiento, y (b) las pérdidas asociadas a una carga completa del sistema de

almacenamiento siendo imposible seguir aceptando más energía térmica del campo solar

debido a que se ha alcanzado una saturación global del sistema (carga máxima admisible).

Se necesita un mayor campo solar

El aumento del coste de la instalación aumenta, pero también se produce más energía a un

coste menor

Se reducen las corrientes parasitarias procedentes del consumo de red debido a que aumenta

la producción anual y disminuye el porcentaje de desconexiones de la red.

La puesta en marcha de la turbina pasa a ser una fracción muy pequeña del consumo de

energía eléctrica total, puesto que funciona durante más horas sin necesidad de excesivas

paradas ni puestas en marchas.

En la actualidad, se están haciendo notables esfuerzos tanto por el desarrollo de nuevos sistemas

de almacenamiento que sean rentables y presenten una alta densidad energética de cara al

almacenamiento, como por la mejora de los ya existentes (aumento del rango de temperaturas

de operación del medio de almacenamiento, reducción de costes, mejora de la conductividad y

de los procesos de transferencia en general, etc). Sin embargo, es importante recalcar una serie

de aspectos que se han de tener en cuenta necesariamente a la hora de desarrollar sistemas de

almacenamiento para plantas de potencia:

Alta densidad de energía del material de almacenamiento

Eficiente transferencia de calor entre el material de almacenamiento y el fluido de

transferencia fruto de un correcto diseño del equipo de intercambio de calor.

Respuesta rápida frente a los cambios de carga del bloque de potencia en el modo de

descarga

Baja actividad química del material de almacenamiento y del fluido de transferencia con los

materiales del sistema.

Buena estabilidad química del material de almacenamiento / HTF y reversibilidad de la

temperatura tras un gran número de ciclos térmicos de carga / descarga en proporción a la

vida útil de la planta de potencia (30 años).

Alta eficiencia térmica y bajo consumo de energía eléctrica parásita por el sistema.



44

Bajo impacto medioambiental en caso de derrame accidental de grandes cantidades de

productos químicos utilizados en el sistema de TES.

Bajo coste de material de almacenamiento, teniendo en cuenta los materiales adicionales

incorporados al sistema (p.ej. grafito).

Facilidad de operación y bajos costes O&M.

Viabilidad de la ampliación del diseño del sistema para proporcionar al menos 10 horas de

funcionamiento a plena carga para las plantas de energía solar a gran escala de 50 MW de

potencia.

2.5. Influencia del contexto político.

El reciente marco normativo y los mecanismos de apoyo en los países europeos han influido en

un alto grado en el diseño y operación de las plantas de potencia de concentración solar. En los

Estados Unidos, el sistema implantado de cuotas de generación y reducción de impuestos

tuvieron efectos diversos en las inversiones en sistemas de concentración solar. Debido a la

mayor demanda eléctrica durante las horas solares, los proyectos de plantas solares no solían

incluir sistemas de almacenamiento, por ejemplo Nevada One (Nevada) o Martin (Florida).

En el sur de Europa, algunos países con altos índices de radiación (España, Portugal, Italia) han

decidido apoyar la generación de potencia solar de concentración mediante tarifas retributivas.

Un objetivo importante de los organismos reguladores competentes era apoyar las plantas

solares con sistemas de almacenamiento para proporcionar un entorno estable de cara al

suministro energético con fuentes solares. En Portugal, las pequeñas plantas termosolares (<

10MW) pueden operar bajo tarifas fijas de retribución de 260-270 €/MWh, lo que se traduce en

un apoyo a las pequeñas plantas piloto. En Italia, las tarifas especiales están entre los 220 y los

280 €/MWh, reflejándose en el uso de gas natural como sistema auxiliar de apoyo a la

generación térmica (CSPtoday, 2011). En ambos casos, las tarifas especiales implantadas no

relacionan la producción energética con el precio de mercado de la electricidad sino que más

bien ofrecen una tarifa fija por cada KWh generado. Bajo estos modelos de apoyo, el

almacenamiento térmico se incluye únicamente como soporte para trabajar en condiciones

nominales de la turbina en situaciones puntuales.

En España, el marco regulatorio establecido por RD 661/2007 (derogado por RD 9/2013, de 12

de julio) tuvo el mayor impacto en la creación del mercado termosolar en Europa debido las

estables condiciones para el desarrollo de esta industria, reduciendo el riesgo de inversión en

tecnologías renovables. El organismo regulador ofrecía dos tarifas especiales diferentes para

plantas termosolares: una tarifa fija y otra con primas. Otros sectores de las energías renovables

podían acogerse a tarifas con primas parecidas, pero con distinta remuneración. En los años

posteriores a la entrada en vigor de este marco regulatorio, hubo un fuerte crecimiento de

proyectos acogidos a la tarifa con primas, por ejemplo el 96% de todos los proyectos eólicos y

todos los proyectos termosolares optaron por esta alternativa. La tarifa retributiva estándar,

similar a las existentes en Italia y Portugal, garantizaba una tasa fija de α=270 €/MWh durante

25 años por cada KWh generado. La segunda opción usa el precio de mercado español de la

electricidad más una prima de αp=254 €/MWh. La remuneración total tiene un límite máximo de



45

. Tal como puede observarse en la Figura 2.4, los beneficios de la tarifa fija

son menores que la tarifa con primas si el precio de mercado es superior a 16 €/MWh.

Figura 2.4: Tarifas establecidas por el RD 661/2007 (derogadas por el RD 9/2013)

Con todo ello puede atisbarse la profunda importancia e influencia que tiene el contexto político

en el sector solar de concentración, requiriéndose en la actualidad de ayudas gubernamentales

para el desarrollo futuro de los sistemas de almacenamiento térmico para aplicaciones solares.



46

3.- ANÁLISIS DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO

TÉRMICO

3.1. Introducción

En este capítulo se pretende ofrecer la información más relevante para el conocimiento de las

actuales posibilidades en materia de almacenamiento térmico, así como entender cuál es el

estado comercial y el grado de desarrollo técnico de los distintos sistemas de almacenamiento

térmico actuales. Se comenzará enunciando los criterios de clasificación más extensamente

utilizados en la literatura relacionada, enumerando y detallando algunos aspectos básicos de la

variedad de sistemas de almacenamiento asignables dentro de cada una de las subdivisiones

fruto del criterio seguido. Para terminar de entender cuáles han sido y son las limitaciones

principales de los diversos sistemas de almacenamiento se incluye un apartado en relación a los

esfuerzos investigadores de especial relevancia en la última década. El segundo propósito de

este apartado es cubrir un mayor radio de información con respecto a la variedad de sistemas de

almacenamiento existentes. La medida de la presencia de los sistemas de almacenamiento en

centrales solares de concentración actuales y de futura construcción ayuda a entender la

importancia relativa de estos sistemas dentro del conjunto. A su vez, esta información permitirá

realizar un análisis de la tendencia seguida en cuanto a tipologías de almacenamiento instaladas

a nivel comercial se refiere. Finalmente se enumeran aspectos específicos a tener en cuenta en el

diseño e instalación de sistemas de almacenamiento térmico. Es en este punto en el que la

información ofrecida se centra principalmente en las instalaciones que trabajan con sales

fundidas debido al papel protagonista de estos sistemas dentro del panorama global del

almacenamiento térmico.

3.2. Tipologías de almacenamiento

En este punto se clasificarán los sistemas de almacenamiento existentes según los dos criterios

principales: clasificación según el medio y según el concepto de almacenamiento.

3.2.1 Clasificación según el medio de almacenamiento

Almacenamiento de calor sensible

El almacenamiento sensible se realiza mediante el incremento de temperatura del medio de

almacenamiento. Por ello, es deseable que el medio de almacenamiento tenga una alta

capacidad calorífica, estabilidad a largo plazo bajo ciclos térmicos, compatibilidad con el

recipiente en el que está contenido, y lo que es más importante, un bajo coste. El

almacenamiento sensible puede clasificarse en función del medio de sistemas de

almacenamiento como almacenamiento en medio líquido y en medio sólido.

Almacenamiento en medio líquido.



47

Este tipo de almacenamiento es el único probado y desarrollado a escala comercial. El 100% de

los sistemas de almacenamiento térmico existentes en el mundo utiliza esta tecnología.

En este tipo de sistemas el calor es almacenado en fluidos como agua, agua presurizada, aceites

térmicos (Santotherm55, Downtherm A, Therminol VP-1), sales inorgánicas (Sal Solar, Hitec

XL ). Estas últimas son las más ampliamente utilizadas a escala comercial.

Tabla 3.1: Medios líquidos de almacenamiento sensible.

- Dentro del grupo de los aceites minerales como fluido de almacenamiento podemos destacar la

experiencia del aceite Caloría en la planta SEGS I. Debido a su alta inflamabilidad la

temperatura máxima de uso se limitaba a 300ºC. El aceite Caloría supuso el 42% de la inversión

total de SEGS I, que utilizaba un sistema de almacenamiento directo con dos tanques.

- Numerosas son las experiencias con sales fundidas como medio de almacenamiento (Solar

Two, centrales tipo Andasol, etc). Actualmente además, se está estudiando su comportamiento

como HTF (Gemasolar). Bradshaw et al. (2008) explican que el uso de las sales de nitrato para

procesos de transferencia de calor o almacenamiento térmico se ve limitado por las reacciones

NO2- = O

-2 + 3/2 O2 + N2 y CO2 + O

-2 = CO3

-2, que tienen lugar a aproximadamente 500ºC.

Estas reacciones producen la aparición de compuestos insolubles que terminan obstruyendo

válvulas, tuberías y superficies de intercambio. Además, la aparición de iones óxidos solubles

agravan los efectos de corrosión a altas temperaturas.

Las sales fundidas suelen utilizarse en sistemas de torre central porque se encuentran en estado

líquido a presión atmosférica, proporcionan un medio eficiente y de bajo coste en el cual se

pueda almacenar energía térmica, sus temperaturas de operación son compatibles con los

requerimientos de las turbinas de alta temperatura y las de alta presión, y no son ni tóxicas ni

inflamables. Además, las sales fundidas han sido utilizadas en la industria metalúrgica y

química como fluidos de transferencia de calor, por lo que se encuentran en un grado de

madurez elevado. (Kuravi et al. (2013))

Los dos candidatos líderes dentro de las sales fundidas son la llamada sal solar y la

comercialmente conocida como HitecXL. La sal solar es una sal binaria compuesta por

60%NaNO3 y 40%KNO3, se funde a 221ºC y suele mantenerse en estado líquido a 288ºC en los

tanques aislados de baja temperatura. La sal HitecXL es una sal ternaria compuesta por un

48%Ca(NO3)2, 7% NaNO3 y 40%KNO3, cuyo comportamiento fue analizado en las plantas de

PSA y Themis. (Kuravi et al. (2013))



48

Un laboratorio italiano de investigación, ENEA, ha probado la viabilidad técnica de la

utilización de sales fundidas en un campo solar de colectores parabólicos con mezclas de sales

que se solidifican a 220ºC. Los Laboratorios Nacionales Sandia están desarrollando mezclas de

sales cuyo punto de fusión esté por debajo de los 100ºC (con puntos de fusión por debajo de los

100ºC las sales sería completamente manejables)

- Las sales de carbonato son aplicables con numerosos conceptos distintos de almacenamiento

térmico, ya que pueden utilizarse para sistemas de almacenamiento de calor latente en sistemas

de receptor central, pero estas tienen alta viscosidad y facilidad para la descomposición.

- Boherema et al. (2012) realizan un estudio comparativo entre el Sodio líquido y la sal fundida

Hitec en un sistema de receptor central. De entre las desventajas de la utilización de Sodio

líquido está el hecho de que es un 200% más caro por kilo que el Hitec y además del sistema

debe estar completamente aislado del ambiente. Además, su baja capacidad calorífica incurre en

volúmenes elevados de los sistemas de almacenamiento, aunque este hecho podría reducirse si

se utiliza todo el potencial del sodio en cuanto a la posibilidad de trabajar a altas temperaturas.

Sin embargo, el uso de sodio líquido podría reducir el riesgo de puntos calientes y por tanto,

reducir el extrés térmico de las tuberías. El interés principal del uso de sodio líquido está en el

amplio rango de temperaturas en el que se mantiene en estado líquido, soslayando así los

problemas existentes con las sales fundidas.

Almacenamiento en medio sólido

Hermann et al. (2002) hacían inventario de algunos materiales estudiados para el

almacenamiento sensible en medio sólido.

Tabla 3.2: Medios sólidos de almacenamiento sensible. [Herrmann et al., 2002]

Entre los años 1988 y 1992, el DLR(Centro Aereoespacial Alemán, Alemania) realizó una serie

de estudios para el desarrollo del almacenamiento térmico sensible en medio sólido. Tras esta

fase de estudio, entre 1991 y 1994, se llevaron a cabo pruebas con dos módulos de hormigón en

las instalaciones de prueba pertenecientes al centro de Energía Solar e Investigación del

Hidrógeno (ZSW), un centro perteneciente a DLR (Centro Aereoespacial Alemán, Alemania)

situado en Stuttgart. Tras estos ensayos, entre los años 1995-1998, no fue posible encontrar una



49

fuente de financiación. Ya en el año 2000 se reactivó la actividad investigadora del

almacenamiento sensible en hormigón, dando comienzo así al proyecto WESPE, iniciado por el

Gobierno Alemán en Noviembre de 2001 y con fecha de finalización en Diciembre de 2003.

Este proyecto fue desarrollado por el DLR en la plataforma solar de Almería.

En la PSA, y bajo la dirección del proyecto WESPE, tuvieron lugar unos ensayos de

almacenamiento sensible en medios sólidos. El propósito primordial del proyecto era obtener un

sistema de almacenamiento térmico para centrales termosolares de canal parabólico con unos

costes específicos inferiores a los 20 €/kWh y probar la viabilidad de esta tecnología mediante

una unidad de prueba de 350 kWh para una introducción de estos sistemas en el panorama

comercial en un período de 5 años tras la conclusión del programa.

Tal y como puede apreciarse en las Figuras 3.1 y 3.2, en un medio de almacenamiento térmico

sólido, el intercambiador de calor está empotrado en una matriz sólida.

Figura 3.1: Sistema de almacenamiento en hormigón, Proyecto Wespe

Una de las áreas de estudio cardinales en la investigación, fue la mejora en la eficiencia del

intercambio de calor por medio de la optimización del banco de tubos del intercambiador de

calor (dimensiones geométricas y disposición de los tubos, y pérdidas de presión) y aspectos

relativos al proceso de fabricación de los módulos y sus costes asociados.

La otra línea fundamental del proyecto fue el desarrollo paralelo de nuevos materiales que

conformasen la matriz sólida, con vistas a mejorar aspectos como la conductividad térmica, el

producto de la capacidad calorífica específica y la densidad (con vistas a la reducción del



50

Figura 3.2: Módulos de prueba en hormigón, Proyecto Wespe

volumen del módulo), resistencia térmica cíclica a largo plazo, dilatación térmica junto con la

estabilidad mecánica y el coste de los materiales empleados. Esta línea del proyecto se centró en

el desarrollo de estos aspectos en los materiales cerámicos moldeables y en el hormigón de alta

temperatura (Figura 3.3).

Figura 3.3: Lazo experimental para la evaluación de nuevos medios sólidos en el Proyecto Wespe



51

En la tabla 3.3 pueden observarse los materiales ensayados en el proyecto, así como algunas

propiedades de estos:

Tabla 3.3: Materiales ensayados en el proyecto Wespe

Las cerámicas moldeables están basadas en un aglutinante que incluye Al2O3. Este aglutinante

se produce químicamente y en condiciones ambiente, formando una matriz sólida y estable, que

contiene los agregados. Como agregado principal se ha de destacar el empleo de óxidos férricos

provenientes del desecho de la producción de flejes de acero. Se requieren, además, materiales

auxiliares para mejorar la manejabilidad de la mezcla, como por ejemplo para aumentar o

disminuir la viscosidad.

En el caso del hormigón de alta temperatura suele utilizarse cemento de altos hornos como

aglutinante, óxidos férricos y cenizas volátiles como agregados, y pequeñas cantidades de

materiales auxiliares.

Los resultados obtenidos en los módulos analizados mostraron una muy buena compatibilidad

entre los tubos y el medio sólido, tanto a temperatura ambiente como a temperaturas de hasta

350ºC, incluso después de 160 ciclos térmicos. Además, se concluyó que globalmente el uso de

hormigón de alta temperatura era el medio más adecuado de entre los analizados, debido a su

bajo coste, gran solidez y maleabilidad de la mezcla. Sin embargo, durante los ensayos

realizados se avistaron grietas en los módulos con este material. Por otro lado, las cerámicas

moldeables presentan una capacidad de almacenamiento y una conductividad térmica de un

20% y 35% mayores respectivamente, además aún puede reducirse notablemente el coste de

estas.

En el año 2004, se llevaron a cabo nuevos ensayos en la PSA. Esta vez las pruebas se realizaron

con un circuito de colectores de canal parabólico cuya potencia térmica máxima era de 480 kW

con aceite mineral como HTF. Las temperaturas de almacenamiento alcanzadas estaban en

torno a los 390 ºC, dentro de un rango entre 340-390 ºC. La capacidad de almacenamiento del



52

módulo de cerámica moldeable era de 350 kWh, y el HTF era aceite mineral. Los resultados de

estos ensayos mostraron que tanto el hormigón de alta temperatura como la cerámica moldeable

son adecuados como medios sólidos de almacenamiento sensible.

Actualmente, DLR está ensayando unos módulos más optimizados de un nuevo hormigón de

alta temperatura en la Universidad de Stuttgart.

Almacenamiento de calor latente

Hermann et al. (2002) recogían algunos de los materiales estudiados para el almacenamiento de

calor latente media materiales de cambio de fase (PCMs).

Tabla 3.4: Medios de almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase. [Herrmann et al., 2002]

El almacenamiento térmico en forma de calor latente tiene su máxima representación en los

sistemas basados en la transición sólido-líquido. El almacenamiento de calor mediante

materiales de cambio de fase actualmente se presenta como una opción alternativa interesante a

los sistemas convencionales de almacenamiento sensible. Esto se debe a que las operaciones de

carga y descarga del sistema de almacenamiento tienen lugar a temperaturas casi constantes,

existiendo además una diferencia mínima de temperaturas entre ambos procesos. Por otro lado,

este tipo de almacenamiento presenta una gran densidad de energía en comparación al

almacenamiento sensible, por lo que es posible reducir notablemente la cantidad de material de

almacenamiento.

Sin embargo, a pesar de que el interés en este tipo de sistemas crece a un ritmo presuroso aún

quedan importantes obstáculos a salvar. La mayor parte de los PCM tienen una baja

conductividad térmica, lo cual conduce a bajos ratios de carga/descarga del sistema.

Las principales dificultades técnicas que frenan la aplicabilidad a escala comercial de los

sistemas con PCM son la baja conductividad térmica y los depósitos de sólidos en las

superficies de intercambio fruto de un cambio de fase incompleto en parte del material.

Para mejorar la conductividad térmica de los sistemas de almacenamiento con PCM pueden

tomarse medidas como mejorar el intercambio de calor utilizando la transferencia de masa (lo



53

cual sólo es posible cuando el material de almacenamiento se encuentra en estado líquido), o

mejorar la conductividad térmica del medio de almacenamiento mediante la inclusión de

materiales de alta conductividad. El material más comúnmente utilizado para este fin es el

grafito. Los medios de almacenamiento producto de la combinación de materiales de cambio de

fase con grafito suele tener una conductividad térmica en torno a 5-10 W/m·K, mientras que los

materiales de cambio de fase comerciales presentan unos valores de la conductividad térmica

dentro del rango de 0.2-0.8 W/m·k.

En la actualidad no se ha desarrollado este tipo de almacenamiento en una planta a escala

comercial debido a las dificultades técnicas anteriormente mencionadas. No obstante, es

remarcable el creciente esfuerzo científico para alcanzar una base de conocimiento consolidada

de esta tecnología. Claro ejemplo de este esfuerzo es el proyecto DISTOR llevado a cabo

principalmente por entidades europeas, cuyo afán es la mejora de la conductividad del medio de

almacenamiento mediante la inclusión de grafito en sales fundidas, el cual será descrito con

mayor profundidad en notas posteriores.

Almacenamiento termoquímico

Estos sistemas se basan en el calor procedente del campo solar para desencadenar reacciones

químicas reversibles, por lo que el medio de almacenamiento debe tener la capacidad de

disociarse por completo en el rango de temperaturas del campo solar. En este tipo de sistemas la

reacción producida en la carga del sistema es endotérmica mientras que la reacción inversa es

exotérmica.

En la Figura 3.4, Kuravi et al. (2013) recogen los medios de almacenamiento (con sus

respectivas reacciones químicas) más característicos de estos sistemas.

Figura 3.4: Medios de almacenamiento químico. Kuravi et al. (2013)

Este tipo de almacenamiento sólo ha sido probado en plantas piloto a pequeña escala en

laboratorios, por lo que aún queda un largo camino de desarrollo y maduración de la tecnología

en cuestión del aprovechamiento del potencial que presenta.

En este documento se hablará de las dos opciones principales dentro de esta tipología de

almacenamiento térmico: mediante las reacciones de óxidos metálicos y metales (SnOx/Sn) y

con las reacciones del amoníaco.



54

En las reacciones óxido metálico/metal (SnOx/Sn), de acuerdo con la literatura, la reacción es

posible y técnicamente factible, considerando la siguiente reacción:

La energía solar concentrada incrementa la temperatura del reactor. La reacción (R1) tiene lugar

a 980K y el SnO2 se reduce con CH4. A estas temperaturas, el SnO2 se encuentra en estado

sólido (polvo), flotando este en la superficie del Sn líquido en un reactor solar. Esto simplifica

considerablemente el concepto y construcción del reactor solar.

Al añadir CH4 se produce la disociación del SnOx, y el Sn líquido a 980 K aproximadamente es

almacenado en un tanque. En períodos nublados o nocturnos, el Sn pasa a través de un

intercambiador de calor. El Sn frío se envía al tanque donde se añade vapor de agua, teniendo

lugar la reacción (R2). De esta manera, el SnO2 puede recuperarse para volver a comenzar el

proceso.

El punto crítico de este mecanismo es el comportamiento cinético de las anteriores reacciones.

Aunque la reacción es factible con energía solar, técnicamente aun no esta lo suficientemente

desarrollado, siendo necesario aun aumentar la labor investigativa en este campo (Gil et al.

(2010)).

La Universidad Nacional Australiana (ANU) está desarrollando una serie de experimentos con

un sistema solar a circuito cerrado en un concentrador de disco parabólico para probar un

sistema de almacenamiento termo-químico mediante la reacción endotérmica de disociación del

amoníaco en el proceso de carga y la reacción exotérmica inversa en el proceso de descarga, tal

y como se esquematiza en la Figura 3.5.

En las investigaciones se ha hecho uso de un receptor parabólico de 20 m2 con una capacidad de

15 kWsol. Los reactores, en los que tienen lugar las distintas reacciones para la carga o liberación

de energía, son unidades catalíticas de lecho fluido y utilizan materiales catalíticos dentro de los

estándares comerciales.

El propósito principal de esta experiencia es demostrar la viabilidad de esta tecnología basada

en el empleo del amoníaco como medio de almacenamiento solar térmico, y la posibilidad de

aplicarla en instalaciones de colectores cilindro-parabólicos.

Los resultados obtenidos hasta el momento muestran que los reactores solares son fácilmente

controlables, puesto que la temperatura del reactor receptor de la radiación del concentrador se

encuentra siempre dentro del rango de temperaturas la reacción endotérmica tiene lugar, sin que

haya posibilidad de que se produzcan reacciones distintas a las deseadas. Otras ventajas del

proceso son la posibilidad de utilizar un tanque de almacenamiento común (no se precisa de un



55

Figura 3.5: Planta piloto de almacenamiento termoquímico en la Universidad Nacional Australiana (ANU).

diseño específico de este para el proceso) y el proceso Harber-Bosch1 cuenta con unos 100 años

de experiencia industrial.

3.2.2 Clasificación según el concepto de almacenamiento.

Bajo esta terminología, Gil et al. (2010) establecen una clasificación de los sistemas de

almacenamiento atendiendo a la manera en la que se transfiere el calor al medio de

almacenamiento. Según este criterio, puede diferenciarse entre sistemas activos y sistemas

pasivos (Figura 3.6).

Un sistema activo se caracteriza principalmente por un intercambio de calor con el material de

almacenamiento por convección forzada. El medio de almacenamiento circula por el

intercambiador de calor (también puede ser un receptor solar o un acumulador/regenerador de

vapor). Estos sistemas utilizan uno o dos tanques. A su vez, los sistemas activos se subdividen

en sistemas directos e indirectos. En sistemas directos, el fluido de transferencia hace además

las veces de medio de almacenamiento, mientras que en un sistema indirecto se transfiere el

calor desde el fluido de transferencia hacia un medio de almacenamiento distinto, a través de un

intercambiador de calor.

Los sistemas pasivos son generalmente medios duales: el fluido de transferencia pasa a través

del sistema de almacenamiento solo para la carga y descarga de un material sólido. Estos

sistemas son también denominados regeneradores. La disposición en la que el fluido de

transferencia pasa por el medio de almacenamiento es un parámetro especialmente crítico en la

1 En química, el proceso de Haber - Bosch es la reacción de nitrógeno e hidrógeno gaseosos para

producir amoníaco. La importancia de la reacción radica en la dificultad de producir amoníaco a un nivel industrial



56

transferencia de calor en estos sistemas, puesto que el medio de almacenamiento suele

encontrarse mayormente en estado sólido. Los sistemas pasivos podrían incluir materiales

sólidos como rocas, arena u hormigón, o incluso materiales de cambio de fase. Cuando el HTF

es un líquido y hay materiales sólidos (cuya capacidad calorífica no es despreciable) presentes

en el medio de almacenamiento estaríamos hablando de sistemas duales.

Si el medio de almacenamiento es un material de cambio de fase solido-líquido, se han de tener

en cuenta consideraciones adicionales en el diseño que incluyan la separación del medio de

almacenamiento líquido y del fluido de transferencia (almacenamiento en tanques,

intercambiadores de calor, microencapsulación y macroencapsulación).

Figura 3.6: Clasificación de los sistemas de almacenamiento según el concepto de almacenamiento

Sistemas activos

Sistemas de dos tanques: El uso de sales fundidas como medio de almacenamiento es lo más

común en plantas CSP de alta temperatura con sistemas TES de dos tanques. En sistemas

indirectos con esta tipología suelen utilizarse sales fundidas como medio de almacenamiento, y

como fluido de transferencia suelen utilizarse principalmente vapor (centrales tipo Andasol) y

aceites térmicos (Solana Generating Station). En los sistemas directos, se utilizan

principalmente sales fundidas (planta Gemasolar) o aceites térmicos con materiales de relleno.

A. Gil et al. (2010) hacen una síntesis de las ventajas y desventajas de este tipo de sistemas.

De entre las ventajas de los sistemas de dos tanques pueden destacarse: los materiales de

almacenamiento a baja y a alta temperatura están separados; bajo riesgo; posibilidad de

incremento de la temperatura del campo solar de 450/500ºC en plantas de colector parabólico, y

por tanto, incremento hasta el 40% en el rendimiento de la turbina de vapor; y el incremento de



57

la temperatura del HTF en el campo de colectores puede incrementarse hasta un factor de 2,5 en

comparación a la experiencia Solar Two, permitiendo reducir el tamaño físico del sistema de

almacenamiento.

Las desventajas son un coste elevado del material empleado en el HTF y el medio de

almacenamiento; elevado coste de los intercambiadores de calor, junto con la necesidad de

utilizar dos tanques en vez de uno; diferencia relativamente pequeña entre el fluido frío y el

caliente en el sistema de almacenamiento; elevado riesgo de solidificación del fluido de

almacenamiento, debido a su alto punto de congelación (incrementando los costes O&M); la

alta temperatura de ambos tanques conduce a un aumento de las pérdidas en el campo solar; y el

menor coste en el diseño de la unidad TES y su operación no se corresponde con un menor

coste de la electricidad.

Según Kuravi et al. (2013), el almacenamiento en sistemas de dos tanques indirectos es la

tecnología de almacenamiento más madura y viable en el ámbito comercial.

Sistemas termoclinos: Este tipo de sistemas utilizan un solo tanque en el cual el fluido de

almacenamiento es bombeado a la parte superior de este en el período de carga, desplazando

gradualmente el volumen de volumen frío del tanque. Tras esto, se crea un gradiente de

temperaturas que es estabilizado y preservado por los fenómenos de flotación debido a la

diferencia de densidades de los volúmenes a distinta temperatura. Idealmente, el volumen de

fluido caliente permanece en la parte superior del tanque y el frío en la inferior, sin embargo en

la práctica es difícil separar el fluido frío del caliente.

Por lo general, se suele insertar material de relleno en el sistema. La presencia de material de

relleno contribuye a mantener el gradiente de temperaturas y a reducir la convección natural

dentro del líquido. Este relleno actúa como material primario de almacenamiento. Por tanto

aquellos sistemas termoclinos que utilicen materiales de relleno son catalogados como sistemas

pasivos (Kuravi et al. (2013)), que serán discutidos con posterioridad.

Acumuladores de vapor: En estos sistemas, el período de carga tiene lugar cuando el vapor

sobrecalentado o el agua saturada entra en un tanque presurizado que previamente contenía

vapor y líquido saturados. Si la carga se realiza con vapor sobrecalentado, la temperatura y

presión del agua en el tanque aumenta, cambiando el estado de saturación inicial. Si por el

contrario, se utiliza líquido saturado para cargar el sistema, presión y temperatura se mantienen

constantes mientras que el volumen se ve incrementado. El proceso de descarga tiene lugar

mediante la reducción de presión en el tanque. Esto tiene como consecuencia la producción de

vapor saturado que disminuye su presión tal como avanza el proceso de descarga (Figura 3.7).

Un acumulador de vapor también puede ser cargado indirectamente vía un intercambiador de

calor inmerso en el volumen líquido. El medio que fluye por el intercambiador (no

necesariamente agua) calienta el sistema desde una fuente a menor presión (Figura 3.8).

Como puede observarse en la Figura 3.9, si se desea obtener vapor sobrecalentado, se requiere

de una segunda etapa para incrementar la temperatura del vapor (Steinmann et al.(2006)).



58

Figura 3.7: Acumulador de vapor convencional(presión deslizante)/tanque Ruths

Figura 3.8: Planta de colectores cilindro-parabólico funcionando con aceite térmico como HTF y acumulador de

vapor: carga indirecta [Steinmann et al.(2006)]

Figura 3.9: Producción de vapor sobrecalentado con acumuladores de vapor [Steinmann et al.(2006)]



59

Los acumuladores de vapor son adecuados para generación directa de vapor en plantas

termosolares en las cuales el vapor se produce directamente en el campo solar y después es

usado directamente en el bloque de potencia. Si se produce demasiado vapor, excediendo los

requerimientos en la turbina, el excedente puede ser desviado al acumulador. Este tipo de

sistemas también actúan como sistemas de almacenamiento y como separadores de fase

líquida/vapor en plantas que está trabajando en modo recirculación. Funcionando de este modo,

el vapor saturado se separa del líquido saturado en un tambor separador y después es enviado

hacia otro colector para la producción de vapor sobrecalentado. Como se muestra en la Figura

3.10, más que utilizar dos equipos distintos, el vapor húmedo abandona el campo solar y entra

en el acumulador, que hace las veces de acumulador y separador, separando las dos fases

mientras que la presión se mantiene constante.

Figura 3.10: Sistema de generación directa de vapor con acumulador trabajando a la salida del campo de

colectores como acumulador y separador de fase

En sistemas de presión deslizante (también llamados tanques Ruths, como su inventor), el vapor

saturado abandona el depósito de almacenamiento durante el proceso de descarga. La principal

ventaja es la gran cantidad de vapor que es capaz de liberar en un periodo corto de tiempo.

Además, tanto el funcionamiento como el medio de almacenamiento son muy sencillos. Sin

embargo, los tanques de almacenamiento son caros, ya que deben ser muy estables para

aguantar los constantes cambios de presión y las consecuentes cargas termo-mecánicas. A esto

se le suma la baja densidad volumétrica de energía (20-30 kWh/m3 frente a los 100kwh/m

3 que

presentan los PCM). La posible capacidad de almacenamiento aumenta notablemente con

incrementos del rango de temperaturas, sin embargo la temperatura del vapor también



60

disminuye en la descarga por encima del correspondiente rango típico de temperaturas. Por ello,

este tipo de sistemas son adecuados para bajos requerimientos de almacenamiento, como puede

ser el caso de un almacenamiento “buffer”.

Steinmann et al.(2006) proponen la utilización del concepto de almacenamiento latente en

conjunción con el acumulador de vapor, mediante la inclusión de materiales de cambio de fase

en el acumulador.

Figura 3.11: Acumulador de vapor con PCM [Steinmann et al.(2006)]

Sistemas pasivos

Sistemas con estructuras de transferencia empotradas o mejoradas:

Este tipo de estructuras utilizadas para mejorar los procesos de transferencia de calor han sido

estudiadas por numerosos investigadores tanto a baja como a alta temperatura. No obstante, si

se utilizan materiales de alta conductividad térmica, se han de tener en cuenta numerosas

consideraciones con respecto a la compatibilidad con el material de almacenamiento y el fluido

de transferencia (Kuravi et al. (2013)). Algunos autores, como Cárdernas et al. (2013) o Liu M

et al. (2012), hacen una revisión completa de los numerosos métodos existentes para sortear los

problemas en relación a la transferencia de calor en sistemas de almacenamiento latente que

desmerecen su potencial.

- En el caso del almacenamiento en hormigón, la energía solar proveniente del campo solar es

transferida desde el fluido de transferencia hasta el medio sólido. El material de almacenamiento

contiene un intercambiador de tubos para transferir la energía desde el HTF para su

almacenamiento. Este intercambiador de calor suele suponer un coste de inversión importante.



61

El diseño de los parámetros geométricos como el diámetro de los tubos y el número de tuberías

también es importante para el resultado final (A. Gil et al. (2010)).

- Otro tipo de sistemas pasivos son los materiales de cambio de fase utilizados como medio de

almacenamiento. El concepto principal del sistema de almacenamiento es el mismo que en

sistemas con medios sólidos, pero el material de almacenamiento es un material cuya

temperatura de fusión está dentro del rango de temperaturas de carga y descarga del HTF. Este

concepto ha sido desarrollado ampliamente en el proyecto europeo DISTOR (Rainer Tamme

(2006)), del cual se hablará en notas posteriores. Pero con sistemas en los que se hace uso de

materiales de cambio de fase, la transferencia de calor se ve limitada por la resistencia térmica

del propio sistema. Para eludir dichas limitaciones se hace uso de diversos sistemas para

mejorar la transferencia de calor, también conocidas como estructuras de transferencia

mejorada.

La disposición de aletas ortogonales al eje por donde transcurre el fluido de transferencia en

aras de mejorar la transferencia de calor en sistemas de cambio de fase recibe el nombre de

diseño de sándwich. El material de las aletas puede ser grafito fósil, aluminio, acero o cobre

(Liu M. et al (2012)).

Figura 3.12: Diseño de sándwich

Debido a las ventajas que ofrece el grafito fósil, como son su alta conductividad térmica, baja

densidad y buena resistencia a la corrosión con sales de nitrato y de nitrito a temperaturas de

hasta 250ºC, se ha demostrado la viabilidad de su uso como material para la fabricación de

aletas de intercambio térmico (Figura 3.13).

El aluminio es aplicable en aletas para temperaturas de hasta 330ºC. Se ha probado que no

existen indicios de degradación después de 400 horas de prueba con NaNO3. Tanto el grafito

como el aluminio no muestran signos de corrosión galvánica en contacto con el acero, por ello



62

Figura 3.13: Unidad de almacenamiento con aletas de grafito fósil y sales eutécticas como PCM

la mayor parte de las tuberías están hechas de acero. Como se muestra en la Figura 3.14, para

obtener el mismo comportamiento de transferencia, se requiere un volumen de hasta cuatro

veces mayor con aletas de acero frente a las de grafito fósil.

Figura 3.14: Comparación del estado de cambio de fase de PCM, con aletas de acero de distintos espesores y con

aletas de grafito fósil de 1mm (Liu M. et al (2012))



63

Para proteger los materiales de cambio de fase es necesario separarlos del HTF, esto puede

hacerse mediante el uso de aletas. El material de cambio de fase suele colocarse en largos y

delgados termosifones o en aletas cilíndricas y rectangulares. Las distintas configuraciones han

sido ampliamente estudiada por diferentes investigadores.

- En lugar de utilizar materiales de alta conductividad, la transferencia de calor también puede

ser mejorada mediante el uso de mecanismos de intercambio de calor de alta temperatura

(Kuravi et al (2013)). La inclusión de caloductos (más conocidos por su nombre en inglés,

“Heat pipes”) o termosifones entre materiales de cambio de fase y el fluido de transferencia

genera un incipiente interés en el mundo investigador, debido a que: presentan altas

conductividades térmicas efectivas, pueden ajustarse para trabajar en rangos de temperatura

muy específicos y pueden fabricarse en una amplia variedad de formas. K. Nithyanandam et al.

(2011), proponen un modelo de la resistencia térmica de un sistema de almacenamiento latente

con cuatro termosifones para simular la respuesta transitoria del sistema en las operaciones de

carga y descarga (Figura 3.15).

Figura 3.15: Sección transversal de un termosifón (K. Nithyanandam et al. (2011))

Nithyanandam y Pitchumani concluyeron que el incremento en la longitud de la sección de

condensación, el incremento de la sección de evaporación y el radio del núcleo de vapor

mejoraban notablemente la efectividad del sistema.

Shabgard et al. (2010), también proponen en su obra el análisis de un sistema de

almacenamiento latente a alta temperatura mediante el uso de múltiples termosifones entre el

HTF y PCM, a través de un modelo de resistencias térmicas (Figura 3.16). Los termosifones

pueden transferir el calor entre el fluido de transferencia y el material de cambio de fase

mediante evaporación y condensación del fluido de trabajo del termosifón, teniendo esto lugar



64

en el extremo del termosifón. Se demuestra que la adición de termosifones mejora el

comportamiento térmico del sistema.

Figura 3.16: Transmisión de calor entre el fluido de transferencia y el material de cambio de fase en un

termosifón

En la Figura 3.17 puede observarse un esquema global del sistema estudiado por Shabgard et

al. (2010), con las dos configuraciones estudiadas en su obra.

Figura 3.17: a) PCM rodeando al tubo que transporta el HTF ; b) PCM contenido en el tubo sobre el cual fluye el

HTF. Shabgard et al. (2010).

- El concepto de almacenamiento térmico con fluidos intermedios de alta conductividad se

muestra en la Figura 3.18, el cual es denominado almacenamiento con transferencia de calor

por reflujo (Reflux Heat transfer Storage, “RHTS”). M. Liu et al. (2012) recogen el

funcionamiento de este sistema en su obra. Este concepto está basado en el reflujo de

evaporación-condensación ocurrido en el fluido de transferencia intermedio. El sistema



65

completo consiste en una unidad de almacenamiento con materiales de cambio de fase,

intercambiadores de calor de carga y descarga situados externamente a los materiales de cambio

de fase en la parte superior e inferior de la unidad. El intercambiador de carga está inmerso en el

fluido de transferencia (HTF) intermedio. En el proceso de carga, el HTF absorbe energía

mediante vaporización y este vapor emerge a la parte superior de la unidad a través de los

canales distribuidos entre el PCM. Posteriormente, el vapor condensa en las superficies de estos

canales y el calor latente del vapor es transferido a través de las paredes hacia el PCM. El HTF

licuado, vuelve al depósito inicial debido a la gravedad. En el proceso de descarga, el PCM

caliente evapora el HTF líquido, y este vapor transfiere su energía al fluido de trabajo pasando a

través del intercambiador de calor de la parte superior.

Figura 3.18: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento con transferencia de calor por reflujo o

sistema RHTS. (Liu et al. (2012))

Este concepto fue demostrado exitosamente por primera vez por Adinberg R., Yogev A. y

Kaftori D. en su obra “High temperature thermal energy storage an experimental study” (1999).

En el experimento se utilizó cloruro de sodio como PCM y sodio metálico como medio para la

transferencia de calor intermedia para un almacenamiento a 800ºC. Se investigó

experimentalmente una aleación metálica de Zinc y Estaño (70/30 wt%) y una mezcla eutéctica

de bifenilo y óxido de difenilo como sistema PCM-HTF para producir vapor sobrecalentado en

el rango de temperaturas de 350-400 ºC.

En los ensayos en laboratorio se obtuvieron conductividades térmicas del aparato RHTS de

entorno a 500 W/mK, lo cual es comparable con el comportamiento de los termosifones.

- El almacenamiento latente en sistemas con múltiples PCM ha sido recogido en numerosas

obras como una técnica interesante para mejorar el comportamiento de sistemas con materiales

de cambio de fase. B. Cárdenas y N. León (2013) recogen en su obra el fundamento físico de los

sistemas de almacenamiento en materiales de cambio de fase múltiple.



66

En sistemas con múltiples PCMs, al haber varias temperaturas de fusión, los ratios de

transferencia de calor en la unidad y por tanto el comportamiento del sistema durante la carga

(fusión) y descarga (solidificación) depende principalmente de la diferencia entre la temperatura

del HTF y la de fusión del material de cambio de fase.

Si se utilizase un solo PCM, esta diferencia disminuiría en la dirección del flujo del HTF. Esto

resultaría en una disminución del ratio de transferencia y por tanto en un pobre comportamiento

de la unidad. En cambio, si se disponen los múltiples PCMs con diferentes temperaturas de

fusión en orden decreciente en función de sus puntos de fusión, se conseguiría una diferencia de

temperatura prácticamente constante durante el proceso de fusión, incluso si la temperatura del

HTF disminuye. Esto tiene como consecuencia un flujo de calor hacia el PCM prácticamente

constante. Durante la descarga, si la dirección de flujo se invierte, los PCMs permanecen en

orden creciente en función de sus puntos de fusión, y de nuevo se consigue un flujo de calor del

PCM hacia el HTF prácticamente constante. El uso de un sistema de múltiples PCMs se

presenta en la Figura 3.19.

Figura 3.19: Sistema de múltiples materiales de cambio de fase.

- Otra técnica para mejorar la transferencia de calor en PCMs es utilizar macro y

microencapsulación. Hay muchas ventajas asociadas a los PCM encapsulados, como un

incremento del área de transferencia, una reducción de la reactividad de los materiales de

cambio de fase con el ambiente exterior y el control de los cambios en el volumen del material

de almacenamiento cuando se produce el cambio de fase. Los PCM macroencapsulados pueden

ser utilizados en sistemas de lecho empacado. Los métodos más utilizados en el

microencapsulado son:

Métodos físicos



67

(i) revestimiento de bandeja, (ii) revestimiento de suspensión neumática, (iii) extrusión

centrífuga, (iv) boquilla vibratoria, (v) secado por pulverización y congelación (vi)

recubrimiento de lecho fluido.

Métodos químicos

(i) polimerización interfacial, (ii) polimerización in situ, (iii) polimerización de la matriz y (iv)

evaporación del disolvente.

Sin embargo, la viabilidad de estos métodos para aplicaciones de alta temperatura aún debe ser

investigada (Kuravi et al. (2013)).

Sistemas de lecho empacado: Los sistemas de lecho empacado consisten en elementos de

materiales de almacenamiento, de diversas formas y tamaños, y un fluido de transferencia que

fluye entre estos elementos para transferir calor al material de almacenamiento. Debido al

contacto directo entre el material de almacenamiento y el fluido de transferencia, los

coeficientes de transferencia pueden ser elevados. Estos sistemas pueden mantener gradientes

térmicos incluso cuando se utilizan materiales de baja conductividad como rocas. El mayor

exponente de este tipo de sistemas son los anteriormente mencionados sistemas termoclinos con

materiales de relleno. La planta piloto de receptor central Solar One utilizaba un sistema de

almacenamiento termoclino con una mezcla eutéctica de nitrato de sodio y potasio como medio

de almacenamiento entre fragmentos de cuarcita y sílice como medio de almacenamiento.

(James E. Pacheco (2002)).

Según Brosseau et al. (2004), la principal ventaja de un sistema de tanque aislado termoclino es

la disminución del coste del sistema un 35% con respecto al sistema convencional de

almacenamiento en dos tanques. Esto se debe esencialmente a la disminución del coste del

tanque, debido a que este sistema solo utiliza un solo tanque, y al bajo coste de los materiales de

relleno (rocas y arena).

No obstante, A. Gil et al. (2010) recogen algunas de las desventajas de este tipo de sistemas en

su trabajo. Así pues, destacan los elevados puntos de congelación de la mayoría de las sales

utilizadas (es necesario mantener una temperatura mínima del sistema para evitar la congelación

y la disociación de las sales); las dificultades existentes para separar el HTF frío y el caliente;

las altas temperaturas de salida conducen a un incremento de las pérdidas en el campo solar;

mantener la estratificación térmica requiere de procesos de carga/ descarga y métodos

apropiados para evitar la mezclas de los volúmenes a distinta temperatura; el diseño de estos

sistemas de almacenamiento es complejo; y finalmente, es un sistema termodinámicamente

ineficiente.

A continuación se hará mención a algunas obras/investigaciones en relación a los sistemas de

lecho empacado.

- En la obra de S. Kuravi et al. (2013) se hace referencia a una investigación realizada por Kelly

B. para el grupo Abengoa Solar S.A. , en el que se analizan y comparan diseños de receptores

supercríticos que utilizan sistemas de lecho empacado termoclinos y sistemas de

almacenamiento térmico mediante dos tanques. El sistema de dos tanques funcionaba a una



68

temperatura de 288ºC en el tanque de sales frías y a 565ºC en el tanque de sales calientes. El

sistema termoclino consistía en un depósito vertical relleno de material cerámico granular, como

la cuarcita. En este estudio se desaconseja la utilización de vapor supercrítico como HTF en

sistemas termoclinos, sugiriendo en su lugar, la utilización de CO2 crítico. En este artículo,

finalmente, se muestra una especial predilección hacia los sistemas de dos tanques con sales

fundidas frente a los sistemas termoclinos para aplicaciones con fluidos supercríticos.

- Autores como R. Tamme en su obra “Future Storage Systems” (2007) o S. Warerkar et al. en

“Advanced termal storage for central receivers with supercritical coolants” (2010) hacen

referencia a un novedoso sistema de almacenamiento desarrollado en el DLR, en Stuttgart: un

sistema integrado de receptor/sistema de almacenamiento, utilizando el concepto de lecho

empacado. En este caso, sería necesario la instalación de un intercambiador arena-aire en el

receptor de torre para minimizar las pérdidas. Se forzaría fluir la arena a través del

intercambiador, y el aire a su vez atravesaría este flujo. Teóricamente, el aire alcanzaría

temperaturas muy elevadas en el receptor, lo que significaría un incremento de la eficiencia y

de los ratios de almacenamiento de la planta. Según Warerkar, la viabilidad de este proyecto

radica en la eficiencia del intercambiador, que aún se encuentra en desarrollo. En la Figura 3.20

podemos observar un esquema de este nuevo concepto.

Figura 3.20: Esquema de funcionamiento del sistema del lecho fluido integrado en un receptor central

El uso de aire como fluido de transferencia en sistemas de lecho empacado ha sido investigado

por otros autores.

- Por ejemplo Hanchen et al. (2011), recientemente han validado un modelo de transferencia de

calor de un sistema de almacenamiento térmico en un lecho de rocas para receptores centrales

con aire como HTF. Estos validaron sus simulaciones con experimentos con rocas de silicato de



69

magnesio a 800 K, con un diámetro entre 2mm y 30mm. Los resultados del experimento

concluyeron que; en condiciones óptimas el sistema tenía una eficiencia media de

almacenamiento superior al 90% ; tras 20 ciclos diarios de 6 horas de carga y 6 horas de

descarga se alcanzaba un estado cíclico estable; la mayor eficiencia del sistema se alcanza para

los tamaños de partícula más pequeños (2 mm); la potencia de bombeo empleada con partículas

de más de 10 mm era menor del 1% de la potencia almacenada.

3.3.ESFUERZOS INVESTIGADORES DE ESPECIAL

RELEVANCIA EN LA ÚLTIMA DÉCADA

En este apartado se comentarán algunos de los proyectos y programas recientes de especial

interés e importancia.

3.3.1 Proyectos desarrollados: Proyecto DISTOR

Proyecto DISTOR (Energy Storage for Direct Steam Solar Power Plants)

Participantes: DLR (D), CIEMAT-PSA (E), Sistemas de Calor (E), INASMET (E), IBERINCO

(E), DEFY Systemes (F), EPSILON Ingénierie (F), SGL Technologies GMBH (D), FLAGSOL

GMBH (D), Solucar (E), ZSW (D), Weizmann Institute of Science (IL), y el Central Laboratory

of Solar Energy and New Energy Sources (BLG). [Fuente: http://www.psa.es]

Financiación: 3.036.650€. Financiado parcialmente por la CE [Fuente: http://www.psa.es]

Duración: febrero, 2004 - octubre, 2007 [Fuente: http://www.psa.es]

Dado que las distintas tecnologías de almacenamiento térmico disponibles consisten en el

almacenamiento de calor sensible y por tanto su aplicación no es apta para sistemas de

generación directa de vapor, el proyecto DISTOR surgió de la necesidad de disponer de un

almacenamiento térmico específico para sistemas termosolares cilindro-parabólicos con

generación directa de vapor en los tubos absorbedores, cuyo interés comercial ha ido en

crescendo a lo largo de las últimas décadas.

La mayor fracción de energía contenida en el vapor se libera mediante el cambio de fase vapor-

líquido, y como tal, este proceso se desarrolla a temperatura constante. Por ello, para llevar a

cabo un almacenamiento de energía eficiente a partir del vapor, es necesario disponer de un

medio de almacenamiento tal que pueda absorber calor a temperatura constante. Esto limita las

posibilidades del aprovechamiento energético del vapor para el almacenamiento térmico,

apuntando al uso de materiales de cambio de fase para tal fin.

La configuración del sistema de almacenamiento desarrollada en el proyecto consiste en bloques

de compuesto de cambio de fase (mezclas binarias de sales) atravesados por un haz de tubos

paralelos por los que circula el vapor. Para contener el material de cambio de fase se utilizaron

matrices de grafito natural expandido poroso comprimido (CEG). El polvo de grafito expandido

fue vertido en un molde cúbico de aluminio y posteriormente prensado para obtener la densidad

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70

deseada. Los poros de dicha matriz fueron posteriormente rellenados con mezclas binarias de

sales (NO3K/NO3Na). Cada matriz cúbica fue introducida cíclicamente en un baño de sales

fundidas hasta que se alcanzó la máxima concentración de sales en el material poroso. El grafito

tenía como función principal favorecer la transmisión de calor desde el haz tubular hasta las

sales.

El módulo de almacenamiento, con unas dimensiones finales de 580x596x4310 mm, fue

instalado en un depósito metálico para la conexión con la planta DISS en el transcurso del año

2007. El espacio entre el módulo y el depósito metálico fue cubierto con aislante térmico.

El módulo de almacenamiento recibía del campo solar un caudal de vapor de 0.083 kg/s. Dicho

módulo fue diseñado para trabajar a una presión de 25 bares y una temperatura de 220ºC.

Figura 3.21: Vista del módulo de almacenamiento desarrollado en el proyecto DISTOR conectado a la planta DISS.

Finalmente, en el año 2007 en la Plataforma Solar de Almería se realizó una construcción para

conectar el módulo de almacenamiento desarrollado a la planta DISS (planta experimental de

producción de vapor directo). Resultando una potencia nominal instalada de 100 kWth y una

capacidad de almacenamiento de 200kWh. Tras su construcción se procedió a la investigación

del comportamiento de este sistema de almacenamiento en condiciones de funcionamiento.



71

Con este proyecto, se demostró la viabilidad técnica del almacenamiento latente mediante la

fusión de sales. Los resultados obtenidos durante los ensayos además pusieron de manifiesto la

importancia del diseño de los haces tubulares.

3.3.2 Proyectos en desarrollo

Proyecto OPTS (Optimization of a thermal energy Storage system with

integrated Steam Generator).

Participantes: Ciemat-PSA, ENEA (AGENZIA NAZIONALE PER LE NUOVE

TECNOLOGIE,L'ENERGIA E LO SVILUPPO ECONOMICO SOSTENIBILE, Italia), CEA

(COMMISSARIAT A L’ ENERGIE ATOMIQUE ET AUX ENERGIES ALTERNATIVES,

Francia), CNRS CENTRE NATIONAL DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE, Francia),

Frauhofer (FRAUNHOFER-GESELLSCHAFT ZUR FOERDERUNG DER

ANGEWANDTEN FORSCHUNG E.V, Alemania), Weizmann IS (WEIZMANN INSTITUTE

OF SCIENCE, Israel), CREF-Cyl (THE CYPRUS RESEARCH AND EDUCATIONAL

FOUNDATION, Chipre), ANSALDO NUCLEARE SPA (Italia), ACS Cobra(COBRA

INSTALACIONES Y SERVICIOS S.A, España), LNEG (Laboratorio Nacional de Energia e

Geologia I.P., Portugal), TKT (TECNIMONT KT - KINETICS TECHNOLOGYSPA, Italia).

[Fuente: http://www.psa.es]

Financiación: Comisión Europea, FP7, ENERGY.2011.2.5-1. 13,7 M€ con una contribución de

8,6 M€ solicitada a la U.E. [Fuente: http://www.psa.es]

Duración: Desde 1 Diciembre, 2011 al 30 Noviembre 2014, con una reunión de revisión a

Medio-Plazo a los 18 meses [Fuente: http://www.psa.es]

Varias instituciones de investigación europeas trabajarán conjuntamente durante un período de

tres años para desarrollar un sistema de almacenamiento basado en la configuración de un

tanque aislado utilizando la estratificación de temperaturas en Sales Fundidas (60% NaNO3 -

40% KNO3) como medio de almacenamiento a una temperatura máxima de 550ºC, integrado en

un generador de vapor para plantas de concentración solar a gran escala. Sin embargo, en lugar

de investigar nuevos medios de almacenamiento para reducir el coste de almacenamiento y del

propio sistema, este proyecto se centra en el desarrollo de un nuevo diseño del sistema que

integrará un generador de vapor con el sistema de almacenamiento utilizando la misma sal

fundida que se utiliza en el sistema de dos tanques. Este proyecto nace a partir de la necesidad

de mejora, tanto económica como del rendimiento, del sistema de almacenamiento térmico para

la nueva generación de plantas de canal parabólico y de receptor central. El programa

experimental, con tres años de duración, se centrará en el completo desarrollo de sistemas

integrados (almacenamiento térmico-generador de vapor) a un nivel demostrativo. El generador

de vapor, con recirculación natural de las sales fundidas, puede integrarse directamente en un

tanque (tipo piscina) o con un generador de vapor de carcasa y tubo externo de un paso (tipo

bucle o “loop”) con un sistema de tuberías y de bombeo. Ambos generadores de vapor, se prevé

que sean de tipo modular y por tanto se utilizarán varias unidades en una misma instalación para

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72

el ajuste de potencia en las plantas CSP de mayor tamaño, por ejemplo de 50 MW. Otra

innovación propuesta consiste en la inclusión de un calentador de sales fundidas funcionando

como apoyo del sistema en ausencia de radiación solar, mediante el uso de fuentes renovables

(p.ej.,biomasa gasificada). Para la demostración del nuevo concepto TES-SG a gran escala, por

ejemplo con 50 MW, las investigaciones se realizarán en centrales experimentales con un

tamaño mínimo (al menos de 12.5 MWhth), manteniendo los mismos parámetros termo-fluido-

dinámicos de las centrales de gran escala, p.ej. en la planta de potencia Manchasol (La Mancha,

España) construida por COBRA; pero puesto que el tanque actual puede operar a temperaturas

máximas de 400ºC, por debajo de las deseadas (550ºC), se procederá a la instalación de un

calentador de apoyo, para así probar otro componente bajo estudio en el proyecto.

Programa HEAT (High Energy Advanced Thermal Storage) por ARPA-E

En el año 2008, el Departamento de Energía (DOE) del laboratorio nacional de tecnología

energética de los Estados Unidos (NETL), realizó un concurso para la financiación de proyectos

para el desarrollo e innovación de fluidos de transferencia avanzados y nuevos conceptos para el

almacenamiento térmico en centrales termosolares de concentración (Thermal Storage FOA) a

través de la Agencia de Proyectos de Investigación Avanzados de Energía (ARPA-E).

Para el desarrollo del programa, el gobierno estadounidense ha invertido hasta la fecha una

cantidad superior a 14 M$. El objetivo del programa de financiación es "desarrollar formas

revolucionarias y rentables para almacenar energía térmica". Los conceptos de almacenamiento

bajo estudio se extienden por las tres categorías existentes: almacenamiento sensible,

almacenamiento latente, y de almacenamiento termoquímico.

En la figura 3.23 puede observarse el peso económico y la evolución de la inversión necesaria

de los distintos proyectos que conforman el programa.

Figura 3.22: Módulo de almacenamiento del proyecto OPTS



73

Figura 3.23: Evolución de la inversión necesaria en los premios “Thermal Storage FOA”. Fuente: US Department

Of Energy

A continuación se detallarán los aspectos más básicos de los distintos proyectos seleccionados

Reducing the Cost of Thermal Energy Storage for Parabolic Trough Solar Power

Plants (Abengoa).

Abengoa está investigando nuevas vías para la reducción de costes en el almacenamiento

térmico.

Como principales objetivos de este estudio cabe reseñar:

Identificación de nuevas oportunidades para reducir los costes de los sistemas de

almacenamiento térmico a corto plazo.

Identificación de dos opciones a medio plazo con buenas opciones para la reducción de costes.

Demostrar las opciones de almacenamiento térmico para la mayor reducción potencial de costes

para un intervalo temporal a medio plazo.

Hasta el día del hoy no hay publicaciones referentes a este estudio.

Indirect, Dual-Media, Phase Changing Material Modular Thermal Energy Storage

System (Acciona Solar).

Acciona Solar, planea diseñar y validar un prototipo y demostrar un sistema de almacenamiento

de 800 MWhth basado en materiales de cambio de fase.

El objetivo es desarrollar un sistema TES simple, fiable y modular que pueda ser fabricado en

masa, utilizando la fabricación y procesos de ensamblaje más automatizados. El logro de este

objetivo facilitaría la consecución de un LCOE de 0.07 $/kWh para 2015.

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_abengoa.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_abengoa.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_acconia_indirect.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_acconia_indirect.html



74

Con la conclusión del proyecto, Acciona Solar pretende haber demostrado un sistema

almacenamiento de 800 MWhth cuyos costes sean menores de 15 $/kWth·h con una eficiencia

mayor del 93%.

Sensible Heat, Direct, Dual-Media Thermal Energy Storage Module (Acciona Solar).

En este proyecto, Acciona Solar está planificando el prototipo de un módulo de

almacenamiento térmico de alta eficiencia (>93%), consistente en dos tanques de lecho

empacado con sales fundidas fluyendo entre estos.

Este diseño tiene como principal objetivo eliminar la necesidad del seguimiento térmico a lo

largo de la red de colectores parabólicos, que son capaces de trabajar a una temperatura de al

menos 500ºC.

En la Figura 3.25 puede observarse algunas simulaciones de la presión del medio de

almacenamiento.

A Novel Storage Method for CSP Plants Allowing Operation at High Temperature

(City College of New York).

El CCNY está trabajando en el desarrollo de un nuevo método de almacenamiento aplicable a

toda la tecnología CSP existente a día de hoy. El diseño propuesto aumenta sustancialmente los

límites actuales de temperatura tanto superiores como inferiores, permitiendo una reducción de

costes mediante la eliminación del control exhaustivo de la temperatura a lo largo del proceso.

Figura 3.24: Lazo de prueba de Acciona con materiales de cambio de fase, Fuente: US Department Of Energy

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_acconia_direct.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_ccny.html



75

Figura 3.25: Modelo computacional de la presión de una celda unidad CCC de la sal fundida como HTF. Fuente: US

Department Of Energy

Tal y como puede apreciarse en la Figura 3.26, el diseño consiste en el almacenamiento térmico

en lecho empacado de materiales químicamente inertes (como por ejemplo en atmósferas de

alúmina).

Esta universidad trabaja además en la creación de un modelo matemático que describa los

fenómenos que tienen lugar durante el almacenamiento y liberación de energía térmica.

Figura 3.26: Módulo de almacenamiento de lecho empacado con alúmina propuesto por “City College of New

York”. Fuente: US Department Of Energy



76

Thermochemical Heat Storage for CSP Based on Multivalent Metal Oxides (General

Atomics).

General atomics (GA), actualmente está desarrollando un sistema de almacenamiento térmico

de alta densidad basado en óxidos de metales sólidos que son capaces de la reducción y

oxidación redox en aire (Figura 3.27).

La energía térmica solar es almacenada en óxidos sólidos reducidos. El calor es liberado a

temperatura constante. El aire actúa tanto como HTF como reactante químico. Los sistemas de

óxidos pueden ajustarse para fijar la temperatura de entrada.

Los mejores resultados se obtuvieron con la conjunción de óxidos metales y hornos rotatorios.

Figura 3.27: Velocidad de reacción redox en el horno rotatorio propuesto por General Atomics. Fuente: US

Department Of Energy

En sus primeros diagramas de flujo del proceso, GA estudió los medios para mejorar la cinética

y la estabilidad de la oxidación redox. El modelado se desarrolló para caracterizar el

comportamiento del lecho y establecer el diseño de un reactor para proporcionar la mayor

economía del sistema.

Deep Eutectic Salt Formulations Suitable as Advanced Heat Transfer Fluids

(Halotechnics).

Halotechnics está llevando a cabo una investigación y desarrollo de nuevas fórmulas de sales

para su uso como fluidos de transferencia de alta eficiencia. El proyecto se centra en la

investigación de complejas mezclas de sales inorgánicas para descubrir fórmulas con bajos

puntos de congelación (deep eutectic formulations). Las principales propiedades buscadas son la

estabilidad térmica del fluido a 500ºC, un punto de congelación inferior a 80ºC, presión de

vapor menor a 5 atmósferas a 500ºC y compatibilidad química con los aceros inoxidables

típicos, entre otras.

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_ga.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_halotechnics.html



77

Las mezclas de sales investigadas están compuestas de cuatro o más componentes y se pretende

que las sales que conformen la mezcla sean abundantes, como sulfatos o cloruros, para poder así

remplazar la Sal Solar.

Para definir las combinaciones de sales con bajos puntos de fusión a partir de los diagramas de

fase se están aplicando métodos analíticos de gran precisión típicos de la industria farmacéutica

como el mostrado en la Figura 3.28.

Innovative Application of Maintenance-Free Phase-Change Thermal Energy Storage for

Dish Engine Systems (Infinia).

Infinia actualmente está desarrollando un sistema concentrador de disco parabólico con motor

Stirling de 3 kW combinado con almacenamiento térmico con una autonomía de 4-6 horas para

contribuir en alcanzar los objetivos de DOE para las centrales CSP con un coste de 7 c$/kWh

para 2015 y 5 c$/kWh para 2020, trabajando estas como centrales de potencia base.

El sistema utilizaría sales térmicas como PCM para acercarse a una operación isoterma.

En la Figura 3.29 puede observarse el banco de tubos de alta temperatura para transferir el calor

desde el receptor hasta el PCM, y desde este hasta el motor Stirling.

Novel Thermal Storage Technologies for Concentrating Solar Power Generation

(Lehigh University).

La Universidad de Lehigh está trabajando por asentar la viabilidad técnica de los materiales de

cambio de fase a elevada temperatura y elaborar resultados concluyentes para demostrar vsu

utilización en sistemas de almacenamiento térmico a gran escala, mediante pruebas a escala de

laboratorio con material de cambio de fase encapsulado (EPCM).

El desarrollo del EPCM se realiza mediante material particulado (casi esférico) o con formas

tubulares, ambas para introducirlas en intercambiadores de calor. Los materiales de cambio de

fase desarrollados son el Zn y mezclas eutécticas de MgCl2-NaCl, con un especial interés en el

Figura 3.28: Diagrama de fase de las mezclas de sales (Halotechnics). Fuente: US Department Of Energy

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_infinia.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_infinia.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_lehigh.html



78

Figura 3.29: Banco de tubos de alta temperatura (Infinia). Fuente: US Department Of Energy

primero de ellos. El encapsulamiento o recubrimiento se realiza mediante técnicas de baño

electroquímico de níquel en el caso de utilizar el Zn como PCM y de acero inoxidable en el caso

de utilizar las sales. Según informes del proyecto, el tamaño óptimo de fabricación de estas

cápsulas bajo la premisa de una fácil fabricación e inclusión en los intercambiadores de calor

será de 1-5 cm.

Figura 3.30: Sección transversal de una cápsula de acero inoxidable con sales eutécticas como PCM (Lehigh

University). Fuente: US Department Of Energy



79

Heat Transfer and Latent Heat Storage in Inorganic Molten Salts for CSP Plants

(Terrafore).

El ánimo principal de Terrafore es desarrollar nuevas mezclas de sales inorgánicas como

material de cambio de fase, mejorando el concepto actual del almacenamiento térmico en dos

tanques de sales o la tecnología de almacenamiento en medios duales (sólido y fluido) mediante

la reducción del medio y recipiente de almacenamiento entre un 37% y un 56% con respecto a

diseños convencionales.

Terrafore está utilizando un lecho de material de relleno para capturar tanto el calor sensible

como el latente. Esto ha conducido al descubrimiento de un nuevo tipo de intercambiador que

puede inhibir la nucleación sólida en la zona de intercambio.

En la Figura 3.31 puede verse un esquema del tanque termoclino de sales fundidas con material

de relleno desarrollado por Terrafore.

Figura 3.31: Esquema de una central de torre utilizando el tanque termoclino con lecho de sales fundidas

propuesto por Terrafore. Fuente: US Department Of Energy

Molten Salt-Carbon Nanotube Thermal Storage (Texas Engineering Experiment

Station).

En TEES se ha creado un compuesto para el almacenamiento térmico mediante la inclusión de

nanoparticulas cerámicas en sal fundida. Para probar la utilidad del material compuesto creado

se desarrolló un modelo económico y de comportamiento del sistema para evaluar su

comportamiento en aplicaciones termosolares de concentración (Figura 3.32).

Mediante la inclusión de nanopartículas en las sales fundidas se logró incrementar la capacidad

térmica específica del material de almacenamiento de 1.5 a 1.9 J/g·K.

Novel Molten Salts Thermal Energy Storage for Concentrating Solar Power Generation

(University of Alabama).

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_terrafore.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_tees.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_alabama.html



80

Figura 3.32: Evolución del calor específico del material de almacenamiento en función de la

concentración de Nanopartículas. Fuente: US Department Of Energy

La Universidad de Alabama está desarrollando un medio de almacenamiento térmico

consistente en sales fundidas de bajo punto de fusión (LMP) y alta densidad de almacenamiento

de calor sensible. Con ello se pretende obtener un fluido de transferencia y almacenamiento con

el cual pueda trabajarse a más de 650ºC y por ello hacer posible el funcionamiento de turbinas

de alta eficiencia (Figura 3.33).

Con el proyecto se pretende investigar el comportamiento térmico del TES, determinar el ciclo

de vida del sistema de sales fundidas LMP y medir la eficiencia de carga/descarga del sistema.

Figura 3.33: Investigaciones en Universidad de Alabama.Fuente: US Department Of Energy

Development and Performance Evaluation of High Temperature Concrete for Thermal

Energy Storage for Solar Power Generation (University of Arkansas).

La Universidad de Arkansas se encuentra desarrollando un nuevo tipo de hormigón que puede

aguantar elevadas temperaturas (hasta de 500ºC). Se están evaluando las propiedades térmicas,

los ratios de intercambio de calor y los ciclos de calentamiento/enfriamiento (Figura 3.34).

Esta universidad está desarrollando técnicas novedosas de construcción de los módulos en aras

del incremento del ratio de intercambio de calor desde el fluido de transferencia (HTF) hacia el

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_arkansas.html

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_arkansas.html



81

hormigón y viceversa, así como reducir la diferencia entre los coeficientes de dilatación del

hormigón y el material de refuerzo. Además, se están investigando otras técnicas para la

transferencia de calor directa del fluido al hormigón sin necesidad de tuberías intermedias.

Actualmente el precio del almacenamiento térmico en hormigón se estima en unos 25 $/kWhth,

con este proyecto se pretende alcanzar el objetivo del “Thermal Storage FOA” de un coste de

almacenamiento por debajo de los 15 $/kWthh con una eficiencia de almacenamiento >93%.

Hasta el momento, el almacenamiento de calor sensible en hormigón ha sido muy atractivo,

pero también ha presentado una serie de desafíos a superar como la compatibilidad del

hormigón con los HTFs, durabilidad después de grandes ciclos térmicos y asuntos de

carga/descarga parciales. Además, para aplicaciones de almacenamiento térmico es necesario

disponer de hormigón especial, lo cual suele aumentar el coste del sistema.

La entidad Abengoa, como parte del proyecto que le fue concedido, evaluó el almacenamiento

sensible en hormigón (basado en la configuración estudiada en el DLR) determinando que no es

competitivo frente a otras tecnologías existentes (2 tanques de almacenamiento en sales

fundidas) ya que el LCOE es aproximadamente un 10% superior. Por ello la universidad de

Arkansas se enfrenta a un arduo camino que superar lleno de dificultades técnicas para

conseguir los objetivos anteriormente mencionados.

Figura 3.34: Módulos de hormigón desarrollados en la Universidad de Arkansas. Fuente: US Department Of

Energy

Novel Thermal Energy Storage Systems (TES) for Concentrating Solar Power (CSP)

(University of Connecticut)

La Universidad de Connecticut está desarrollando nuevos sistemas para la transferencia, o

mejorando los ya existentes.

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_connecticut.html



82

De entre los objetivos específicos del proyecto podrían nombrarse la inclusión de sistemas de

termosifón y/o caloductos/heat pipes (TS/HPs) dentro del PCM adecuado para reducir

significativamente la resistencia térmica a la transmisión de calor dentro de los sistemas de

almacenamiento en plantas CSP a gran escala, y con ello mejorar el funcionamiento de la

planta.

De entre las ventajas de los termosifones y las tuberías se ha de destacar

Tienen una conductividad térmica efectiva de hasta 90 veces mayor que el cobre

Transfieren grandes cantidades de energía de manera prácticamente isoterma

Pueden diseñarse para proporcionar un alto rendimiento seleccionando cuidadosamente

el fluido de trabajo y la presión de operación, así como el material de las paredes.

Pueden fabricarse con una gran variedad de formas

Los objetivos primordiales del proyecto son establecer una base de conocimiento suficiente para

el diseño a gran escala de un sistema que pueda reducir significativamente el LCOE y mejore el

rendimiento de carga y descarga en sistemas que utilicen PCM y probar que el uso de

termosifones puede mejorar la transferencia de calor en sistemas de almacenamiento térmico

con PCM.

Figura 3.35: Sistema de almacenamiento de calor latente con PCM y termosifones integrados para reducir la

resistencia térmica desarrollado en la Universidad de Connecticut. Fuente: US Department Of Energy

CSP Energy Storage Solutions – Multiple Technologies Compared (US Solar

Holdings).

US Solar Holdings actualmente se ha propuesto demostrar la aplicabilidad de varias tecnologías

de almacenamiento a escala comercial y proveer de un almacenamiento eficiente para plantas

CSP de más de 50 MW.

Los objetivos claves del proyecto incluyen:

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/csp_storage_ussh.html



83

Pruebas concluyentes de la viabilidad de la tecnología termoclina, así como la

reducción de los costes actuales.

Desarrollo de la novedosa tecnología de almacenamiento en dos tanques de arena

(“SandShifter”)

Maximización del tiempo de almacenamiento útil (particularmente en términos de

maximización de la capacidad y el tiempo de liberación de energía)

Análisis y optimización de asuntos de operación y mantenimiento.

En el ámbito de la tecnología termoclina, US Solar Holdings está creando un servicio de soporte

para apoyar la financiación y la inclusión de tanques termoclinos en las plantas CSP futuras a

gran escala.

En cuanto al “SandShifter”, el proyecto se centra en identificar e investigar los asuntos más

determinantes para este concepto tan actual, con la meta de eliminar las dificultades técnicas y

llevando a la práctica dicho concepto con la puesta en marcha de una instalación de 1 MW

como proyecto de demostración. También se pretende extender este concepto con un análisis

teórico de una instalación de 50 MW, para demostrar si es interesante económicamente o no.

Figura 3.36: Almacenamiento térmico en arena mediante el paso de esta por un intercambiador de calor. Fuente:

US Department Of Energy

3.4. Almacenamiento térmico a escala comercial

3.4.1 Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con TES.

En este punto se hará un listado de todos los proyectos en los que se integre/ se haya integrado

un sistema de almacenamiento térmico para la producción de potencia en centrales solares de

concentración de alta temperatura. El propósito de esto es establecer una base de datos a partir

de la cual pueda elaborarse un análisis de resultados para determinar aspectos relevantes de

estos sistemas como puede ser la tendencia seguida a escala mundial en cuanto a tipología y



84

medios de almacenamiento, ratios potencia instalada/capacidad de almacenamiento y esfuerzos

internacionales para la maduración e inclusión de sistemas TES en proyectos futuros.

A pesar de que el interés principal es recopilar información de aquellas instalaciones ligadas al

ámbito comercial, también quedan recogidas algunas otras experiencias como son plantas piloto

y experimentales, plantas de demostración y prototipos previos a modelos comerciales.

En la tabla 3.5 se hace una recopilación de las plantas actualmente en servicio (año 2013) que

utilizan un sistema de almacenamiento térmico. Para resaltar la fuerte presencia española en el

mercado solar de concentración, se dividen los proyectos en dos grupos: Instalaciones Solares

de Concentración de Alta Temperatura con TES a nivel mundial e Instalaciones Solares de

Concentración de Alta Temperatura con TES sólo en España.

Tabla 3.5: Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura activas con sistema de almacenamiento

térmico

Proyecto Tipo de

CSP

Medio de

almacenamiento

Temperatura

nominal

Tipología

almacenamiento

Capacidad

de la

planta

Capacidad

de

almacenami

ento Fría Caliente

Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con TES a nivel mundial

Nevada Solar

One

Nevada, USA

Canal

parabólico

Dowtherm A 318 393 Sobredimensionamiento

de la red de tuberías

64 MWe 0.5 h

Solana Power

Station,

Arizona, USA

Canal

Parabólico

Sales fundidas n.d. n.d. 2 Tanques indirectos 250 MWe 6 h

Holaniku en

Keahole Point

Hawaii, USA

Canal

parabólico

Agua n.d. 200 Almacenamiento

indirecto

2 MW 2h

Proyecto

demostración

Lake Cargelligo,

Nueva Gales del

Sur, Australia

Receptor

central

n.d. n.d. n.d. Tecnología “Core

Graphite” 2

3 MW n.d.

2 Tipo de grafito utilizado con sales fundidas en la industria nuclear



85

Proyecto Tipo de

CSP

Medio de

almacenamiento

Temperatura

nominal

Tipología

almacenamiento

Capacidad

de la

planta

Capacidad

de

almacenami

ento Proyecto

demostración

Jülich Solar

Tower,

Rhineland,

Alemania

Receptor

central

n.d. n.d. n.d. Tecnología “Ceramic

Heat Sink”3

1.5 MW n.d.

Archimede

Sicilia, Italia

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]

290 550 Dos tanques directos

H=6.5 m, ø=13.5 m

5 MW 8h/100 MWh

Plataforma

experimental y

de demostración

Dahan,

Beijing, China

Receptor

central

Vapor

saturado/aceite

220 350 Acumulador combinado

vapor/hormigón

1 Mwe 1 MWh/ 1h

SEGS I, Mojave

Desert,Californi

a, EEUU

Canal

parabólico

Aceite mineral 240 307 Dos tanques directos 354 Mwe 120

MWh(SEGSI)

Prototipo

Augustin

Fresnel I,

Targassonne,

Francia

Concentrador

lineal de

Fresnel

Vapor saturado n.d. n.d. Acumulador de

vapor/Tanques Ruths

250 kW 0.25 h

Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con TES sólo en España

Instalaciones de

prueba SSPS-

DCS

Almeria, España

Canal

parabólico

Santotherm 55 225 295 Tanque termoclino 1.2 MWth 5 MWth

Planta Solar-10

Sevilla, España

Receptor

central

Agua presurizada 240 260 Acumulador de vapor 11 Mwe 50

min/20MWth

Planta Solar-20

Sevilla, España

Receptor

central

Agua presurizada n.d. 250-300 Acumulador de vapor 20 Mwe 50 min

3 Tipo de cerámicas de alta conductividad térmica



86

Proyecto Tipo de

CSP

Medio de

almacenamiento

Temperatura

nominal

Tipología

almacenamiento

Capacidad

de la

planta

Capacidad

de

almacenami

ento Gemasolar

Sevilla, España

Receptor

central

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]

292 565 Dos tanques directos 17 MW 15 h

El Reboso II,

Sevilla, España

Canal

parabólico

n.d. n.d. n.d. n.d. 50 MWe n.d.

El Reboso III,

Sevilla, España

Canal

parabólico

Sales fundidas n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 116 MWh

Andasol-1

Granada,

España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 - 40%

KNO3]

292 386 Dos tanques indirectos

H=14 m, ø=36 m

50 MWe 7.5h/1010

MWh

Andasol-2

Granada,

España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]


H=14 m, ø=36 m

50 MWe 7.5h/1010

MWh

Andasol-3

Granada,

España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]

292 386 Dos tanques indirectos 50 MWe 7.5h

Arcosol 50,

Cádiz, España

Canal

Parabólico

Sales fundidas n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 7.5h/1010

MWh

Termesol 50,

Cádiz, España

Canal

Parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]

n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 7.5h/1010

MWh

La Africana,

Córdoba,

España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]

292 386 Dos tanques indirectos 50 MW 7.5h

Extresol-1

Badajoz, España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]


H=14 m, ø=36 m

50 MWe 7.5h/1010

MWh

Extresol-2

Badajoz, España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]


H=14 m, ø=36 m

50 MWe 7.5h/1010

MWh

Extresol-3

Badajoz, España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]


H=14 m, ø=36 m

50 MWe 7.5h/1010

MWh



87

Proyecto Tipo de

CSP

Medio de

almacenamiento

Temperatura

nominal

Tipología

almacenamiento

Capacidad

de la

planta

Capacidad

de

almacenami

ento La Florida,

Badajoz, España

Canal

parabólico

Sales fundidas n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 1010 MWh

La Dehesa,

Badajoz, España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]

292 386 Dos tanques indirectos 50 MW 7.5h/1010

MWh

Termosol 1,

Badajoz, España

Canal

Parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]

n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 9 h

Termosol 2,

Badajoz, España

Canal

Parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]

n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 9 h

Astexol II,

Badajoz,España

Canal

Parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]

n.d. n.d. Dos tanques indirectos 50 MWe 8h

Manchasol-1

Ciudad Real,

España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]


H=14 m, ø=36 m

50 MWe 7.5h

Manchasol-2

Ciudad Real,

España

Canal

parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

KNO3]


H=14 m, ø=36 m

50 MW 7.5h

Aste 1A, Ciudad

Real, España

Canal

Parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]


Aste 1B, Ciudad

Real, España

Canal

Parabólico

Sales fundidas

[60% NaNO3 – 40%

kNO3]


Puerto Errado 1

Murcia, España

Lineal de

Fresnel

Vapor Saturado n.d. 270 Acumulador de vapor 1.4 MW n.d.

Prototipo

Puerto Errado

1, Murcia,

España

Lineal de

Fresnel

n.d. n.d. n.d. Tanque termoclino

Tanque Rush

1.4 MWe n.d.

Puerto Errado

2, Murcia,

España

Lineal de

Fresnel

n.d. n.d. n.d. Tanque Termoclino

Tanque Rush

30 MWe 0.5 h



88

A continuación podemos observar algunos de los proyectos actualmente en desarrollo de

centrales Termo-Solares de Concentración que incluyen sistemas de almacenamiento térmico

nivel mundial. Dentro de los proyectos en marcha, diferenciaremos dos grupos: los proyectos

en construcción y los proyectos en desarrollo. Los proyectos en desarrollo son aquellos en los

que, habiéndose firmado la aceptación del proyecto por las autoridades competentes, están

pendientes de construcción. En este grupo no se han incluido, por tanto, proyectos pendientes de

validación formal. Tampoco se han incluido aquellos en los que la información disponible no es

suficiente para saber si integran un sistema de almacenamiento en sus instalaciones.

Tabla 3.6: Proyectos en desarrollo de Instalaciones Solares de Concentración de Alta Temperatura con sistemas

de almacenamiento térmico integrado

Proyecto Tipo de CSP Capacidad

de la planta

[MWe]

Medio de

almacenamiento

Tipología

almacenamiento

Capacidad de

almacenamiento

Plantas en construcción

Planta Piloto

Airlight Energy Ait

Baha Canal parabólico 3 Fragmentos de piedra n.d. 12 horas

Proyecto demostración Alba Nova 1, Ghisonaccia, Francia

Colector lineal de

Fresnel

12 Agua presurizada Tanque Ruths 1 hora

Arenales, Morón de la Frontera, España

Canal parabólico 50 Sales fundidas [60%

NaNO3 – 40% KNO3]

2 tanques indirectos 7 horas

Bokpoort, Globershoop, Sudáfrica.

Canal parabólico 50 Sales fundidas 2 tanques indirectos 9 horas

1300 MWhth

Caceres,

Valdeobispo, España Canal parabólico 50 Sales fundidas [60%

NaNO3 – 40% KNO3]

2 tanques indirectos 7.5 horas

Casablanca,

Talarrubias, España Canal parabólico 50 Sales fundidas [60%

NaNO3 – 40% KNO3]

2 tanques indirectos 7.5 horas

Proyecto Crescent

Dunes Solar Energy,

Tonopah, EEUU

Receptor Central 110 Sales fundidas [a una

temperatura de 566ºC]

2 tanques directos 10 horas [con una

eficiencia de

almacenamiento del

99%]

Diwakar, Askandra,

India


1010 MWhth

Gujarat Solar One,

Kutch, India


1300 MWhth

KaXu Solar One,

Poffader, Sudáfrica Canal parabólico 100 Sales fundidas 2 tanques indirectos 3 horas



89

Proyecto Tipo de CSP Capacidad

de la planta

[MWe]

Medio de

almacenamiento

Tipología

almacenamiento

Capacidad de

almacenamiento

Khi Solar One,

Upington, Sudáfrica Receptor Central 50 Vapor Saturado Acumulador de vapor 2 horas

Proyecto KVK Solar

Energy, Askandra,

India

Canal parabólico 100 Sales fundidas 2 tanques indirectos 4 horas.

1010 MWhth

Noor I, Ouarzazate,

Marruecos Canal parabólico 160 Sales fundidas 2 tanques indirectos 3 horas

Proyecto Supcon

Solar, Delingha,

China Receptor Central 50 Sales fundidas n.d. n.d.

Proyectos en desarrollo

Pedro de Valdivia,

Maria Elena, Chile Canal parabólico 360 Sales fundidas 2 tanques indirectos 10.5 horas

Proyecto Rice Solar

Energy, Rice, EEUU

Receptor central 150 Sales fundidas [a una

temperatura de 566ºC]

n.d. Capacidad n.d.

[eficiencia de

almacenamiento del

99%]

Ashalim 2, Desierto

Negev, Israel Canal parabólico 110 Sales fundidas 2 tanques indirectos 4.5 horas

A continuación se ofrece información más detallada de algunos sistemas anteriormente listados.

También se incluyen experiencias de gran valor como el Proyecto Solar, compuesto a su vez por

los proyectos Solar One, Solar Two y Solar Tres. Finalmente, para comparar información, se

nombrarán algunas instalaciones y proyectos a gran escala que no disponen/dispondrán de

sistemas de almacenamiento térmico.

Proyecto Solar

Solar One

La planta Solar One fue la primera prueba de una central térmica solar a gran escala. Solar One

fue diseñada por el Departamento de Energía (U.S. DOE), Southern California Edison, LA

Dpto. de Agua y Potencia y la comisión de Energía de California. Situada en Daggett, CA,

estuvo operativa desde 1982 hasta 1988.

Esta planta se construyó con un sistema de recepción central. Incorporaba un sistema de

almacenamiento para amortiguar los efectos de nubes transitorias y evitar interrupciones en el

suministro eléctrico a la red. El sistema de almacenamiento estaba basado en el concepto de

tanque termoclino, y consistía en un tanque relleno de rocas y arena, usando aceite como HTF.

Con Solar One se consiguió alcanzar la mayoría de los hitos propuestos, entre ellos, demostrar

la viabilidad técnica de generar una potencia de 10MWe durante ocho horas al día en el solsticio



90

de verano y durante cuatro cerca del solsticio de verano. La eficiencia media de la planta fue de

entorno al 16%.

Figura 3.37: La planta Solar One

Solar Two (Sales fundidas)

En 1995 Solar One fue remodelada conviertiendose en Solar Two, añadiendo un segundo anillo

de 108 heliostatos alrededor del campo solar ya existente de Solar One, resultando un total de

1926 heliostatos en el campo solar, con un área total de 82.750 m2. Esta iniciativa fue llevada a

cabo por un consorcio de empresas lideradas por Southern California Edison junto con US

DOE. Solar Two fue dado de baja en el 1999, y fue convertido en un Telescopio Cherencov

Aéreo en 2001 [Reilly et al. (2001)].

Tras la experiencia con la planta SEGS I, se determinó que el uso de aceites minerales como

HTF en una planta como Solar Two era desaconsejable debido a la alta inflamabilidad de estos.

Por otro lado, el uso de aceites sintéticos como HTF había quedado descartado para su uso en

sistemas de almacenamiento directo debido al incremento dramático de la inversión necesaria en

el fluido de transferencia. Por ello en la ampliación de Solar One, se determinó el uso de sales

fundidas (60% NaNO3 – 40% KNO3) como la opción más interesante de entre las disponibles.

Los tanques de almacenamiento térmico de Solar One fueron demolidos, y la empresa Pitt-Des

Moins construyó dos nuevos tanques de sales. Este sistema permitía cubrir tres horas de

operación a plena carga, con una capacidad de almacenamiento total de 105 MWhth, o

equivalentemente, 35 MW de capacidad. El tanque de sales fría trabajaba a una temperatura de

290ºC mientras que el de sales calientes a 565ºC.



91

Figura 3.38: Demolición de los tanques de almacenamiento de Solar One

Solar Tres/Gemasolar

Situado en Fuentes de Andalucía, cerca de Sevilla, Solar Tres (posteriormente denominada

Gemasolar) es la primera planta comercial con receptor central y utiliza la tecnología de Solar

One y Solar Two para una producción eléctrica de 15 MW. Para almacenar 588 MWhth se

utiliza un gran tanque de sales de nitrato, brindando a la planta la posibilidad de 15 horas de

operación autónoma con el calor almacenado en este sistema. Lo que se traduce en que esta

planta puede operara alrededor de 6500 horas al año. Solar Tres se puso en marcha oficialmente

en 2011.

El sistema de almacenamiento está compuesto por dos tanques de almacenamiento directo con

sales fundidas (una mezcla de NaNO3 y KNO3).

El tanque de sales calientes trabaja a unos 565ºC y fue fabricado con acero inoxidable ASTM A

240 Grade 347. El tanque frío, fabricado con acero al carbón ASTM A 516 Grade 70, almacena

las sales fundidas a aproximadamente 288ºC. La capacidad de almacenamiento fue de

588MWth. Para obtener el mayor factor de utilización de la planta, debe almacenarse el 70% de

la capacidad nominal del sistema.

Solana Generating Station



92

El 23 de Octubre de 2013 se procedió a la puesta en marcha de la planta de potencia solar de

280 MW con colectores cilindro parabólicos construida en Arizona por el grupo Abengoa Solar,

ocupando una superficie total de 1257 hectáreas. La planta genera suficiente potencia como para

suministrar electricidad a 70.000 viviendas bajo un contrato de 30 años de duración con Arizona

Public Service (APS). Solana Generating Station generará una cantidad anual de electricidad de

944 GWh/año. El coste total de este proyecto se estima en unos 2 billones de US$, contando con

unos incentivos de 1.45 billones de US$ del Programa de Garantía de Prestamos Federales del

U.S. DOE.

El campo solar está compuesto por un área de captación de 2.200.000 m2, con un total de 3232

colectores, formando 808 lazos de 4 colectores cada uno. Como HTF se ha utilizado el aceite

Therminol VP-1. Este sale del campo solar a una temperatura de 380 ºC.

El bloque de potencia sigue un ciclo Rankine, con dos turbinas de 140 MW que reciben vapor a

100 bares de presión.

Para el almacenamiento térmico se dispone de dos tanques de almacenamiento indirecto de sales

fundidas, proporcionando estos una autonomía a la planta de 6 horas. Además se dispone de una

caldera de gas natural auxiliar para asegurar el correcto funcionamiento de la planta.

Nevada Solar One

Situada en Boulder City, Nevada, un sistema de colectores parabólicos funciona desde Junio de

2007. Esta planta, que tiene una capacidad nominal de 64 MW y una capacidad máxima de 70

MW, alimenta a más de 14.000 casas anualmente. Nevada Solar One generara una cantidad

estimada anual de 134 GWh/año. Para su puesta en marcha fue necesaria una inversión

aproximada de 266.000.000 US$.

El campo solar está compuesto por un área de apertura del campo solar de 357.200 m2 y de

ensamblaje de colectores solares de 470 m

2, con un total de colectores de 760, formando 95

lazos de 8 colectores cada uno con una longitud de 100m. Como HTF se ha utilizado el aceite

Downtherm A. El HTF entra al campo solar a 318 ºC y sale de este a 393ºC.

El sistema de almacenamiento de Nevada Solar One sólo cubre media hora de operación de la

planta.

PS10(Agua presurizada)



93

Figura 3.39: Esquema de la planta PS10

La compañía Abengoa Solar NT lleva promoviendo la instalación de la planta solar PS10 en

Sevilla desde 1999. Este proyecto, contando con la colaboración de Ciemat en el dimensionado

y optimización de algunos componentes, emplea la tecnología de receptor volumétrico central

de aire y un sistema de almacenamiento en medio dual, almacenando vapor en un lecho

cerámico de alúmina. La planta tiene una capacidad de 10 MW. Suministra una cantidad de

23.400 MWh/año.

El esquema de la planta solar PS10 está basado en el de la planta solar PHOEBUS, una planta

piloto experimental que estuvo operativa entre 1993 y 1995 con el propósito de probar la

viabilidad de los sistemas con receptores volumétricos de aire.

Durante la operación a plena carga, parte del vapor a 250 ºC y 40 bar es empleado para cargar el

sistema de almacenamiento térmico. Para períodos nublados transitorios, la planta dispone de un

sistema de almacenamiento térmico, con una autonomía de 50 minutos de operación al 50% de

la carga total del sistema. El sistema de almacenamiento está compuesto por cuatro tanques que

operan secuencialmente en función del estado de carga. Estos tanques tienen una capacidad de

aproximadamente 12 MWhth.

La planta tiene una eficiencia media en torno al 17.5 %, con un rendimiento en el

almacenamiento del 92.4%. En la Figura 3.40 puede observarse el desglose de pérdidas y

eficiencia energéticas de los distintos procesos correspondientes a la producción eléctrica en la

planta PS10.

Para cubrir períodos de carencia solar, esta planta también incluye una caldera auxiliar de gas

natural para generación de vapor, con capacidad para cubrir el 15% de la producción total de la

planta.

SEGS I (Aceite térmico)



94

Figura 3.40: Desglose del rendimiento de generación de PS10

SEGS I es una de las nueve plantas SEGS (Solar Electric Generating Stations) situadas en el

desierto californiano Mojave. La combinación de estas nueve plantas de colectores cilindro

parabólico computan más de 350 Megavatios.

El bloque de potencia está compuesto por una turbina de 13.8 MW trabajando con vapor a 40

bares con una eficiencia del 31.5% a plena carga.

Inicialmente, la planta disponía de dos tanques de almacenamiento directo con una autonomía

de almacenamiento térmico de 3 horas para suministro de electricidad en momentos pico de

demanda. En esta planta, se utilizó un aceite mineral llamado Caloría, especialmente diseñado

para esta aplicación, tanto como HTF como medio de almacenamiento. El aceite se almacenaba

en dos tanques diferentes: un tanque a alta temperatura, donde el aceite se almacenaba tras haber

sido calentado en el campo solar, a una temperatura de 307ºC, y un tanque frío a 240ºC, en el

que se almacenaba el aceite tras haber descargado su energía en el bloque de potencia. El aceite

Caloría supuso el 42% de la inversión total de SEGS I (Figura 3.41).

En 1999 se produjo un incendio en los tanques de almacenamiento (Figura 3.42), dejando

inservible el sistema. Desde entonces no se ha sustituido.

Debido a la tendencia seguida en cuanto al incremento de la temperatura de operación para la

mejora del rendimiento del bloque de potencia, en las posteriores SEGS se cambió el aceite

caloría por otro fluido de transferencia de alta temperatura. Este cambio imposibilitó el uso del



95

mismo tipo sistemas de tanques despresurizados utilizados en SEGS I debido a que el nuevo

HTF tenía una presión de vapor mucho mayor que el Caloría. Por otro lado, los tanques

presurizados tienen un elevado coste y no pueden fabricarse en grandes dimensiones, lo cual fue

determinante para no incluir sistemas de almacenamiento térmico en las plantas SEGS II-IX.

Figura 3.41: Esquema inicial de la planta SEGS I

Figura 3.42: Incendio en la planta SEGS I, año 1999 (Fuente: http://www.digitalstoryteller.com/)

Andasol I

Esta planta termo-solar basada en la tecnología de colectores cilindro parabólicos fue

construida por la empresa Sener en la localidad de Guadix, provincia de Granada. Esta fue la

http://www.digitalstoryteller.com/



96

primera central de colectores cilindro parabólico en Europa y la primera a nivel mundial en

utilizar un sistema de almacenamiento térmico. Con una potencia nominal de 50 MW, Andasol I

abastece hasta a 200.000 personas. La cantidad anual de electricidad generada por esta central

ronda los 158 GWh/año. El coste total de la planta rondó los 300.000 M€.

Figura 3.43: Esquema de la planta solar de concentración Andasol I

Como HTF utiliza vapor sobrecalentado, que transfiere su energía térmica tanto al ciclo de

potencia como al sistema de almacenamiento térmico cuando es preciso derivar parte de la

energía obtenida en el campo solar.

El almacenamiento térmico se realiza indirectamente mediante la transferencia de calor desde el

HTF hacia un circuito cerrado de dos tanques de sales fundidas (Sal Solar: 40%NaNO3 y

60%KNO3, con una temperatura de fusión de 221ºC) mediante un intercambiador. En el circuito

de tanques de sales, el fluido de almacenamiento sigue un movimiento unidireccional a través

de un sistema de tuberías que conecta ambos tanques. El sentido de movimiento del fluido de

transferencia varía en función del tipo de operación llevada a cabo. En un momento de

producción de calor pico en el campo solar, para cargar térmicamente el sistema de taques de

sales el fluido de almacenamiento se impulsa desde el tanque de baja temperatura hacia el de

alta temperatura, pasando por el intercambiador de calor captando así parte de la energía térmica

contenida en el HTF. Para la descarga del sistema de almacenamiento en un instante de carencia

térmica en el campo solar el funcionamiento sería inverso al anteriormente explicitado.

Con dos tanques de almacenamiento indirecto que albergan 28.500 toneladas de sales fundidas,

la capacidad de almacenamiento de Andasol I ronda los 1010 MWth, lo cual permite la

posibilidad de trabajar a plena carga durante 7.5 horas. El rendimiento anual de conversión de la

energía solar a la energía eléctrica es del 14.7%.



97

Proyecto Crescent Dunes Solar Energy (en construcción)

Esta planta de potencia ocupa una superficie aproximada de 6.5 Km2 en el territorio de Tonopah

(Nevada) en los Estados Unidos. Es una planta basada en la tecnología de receptor central, con

110 MW de potencia.

El campo solar estará compuesto por 17.170 heliostatos con un área de 62.4 m2 cada uno (área

total de Heliostatos de 1.071.361 m2). La torre tiene una altura aproximada de 165 metros,

culminando en un receptor del tipo externo – cilíndrico. Como fluido de transferencia se

utilizarán sales fundidas a unas temperaturas de trabajos entre 288ºC y 566 ºC.

Se dispondrá, además, de dos tanques de almacenamiento directo de sales fundidas, con una

capacidad de 10 horas de almacenamiento. Es digno de reseña las expectativas existentes en

cuanto a eficiencia de almacenamiento de este sistema, ya que debido al incremento de la

temperatura de almacenamiento con respecto a sistemas convencionales, se espera que ronde el

99% de efectividad.

Aunque aún se encuentra en construcción, se prevé que entre en funcionamiento en el presente

2013, y que genere 485.000 MWh/año.

Pedro de Valdivia (en desarrollo)

Este proyecto, situado en Maria Elena en la región de Antofagasta, es una planta de 360 MW

dividida en dos fases (I y II), que a su vez se dividen en dos unidades de 90 MW. La planta

utilizará la tecnología de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento térmico.

El campo solar estará compuesto por 1344 lazos con 4 colectores por lazo (5.376 colectores).

Utilizará aceite térmico como HTF, trabajando a unas temperaturas de 293ºC (entrada al campo

solar) y 393ºC (salida del campo solar).

El sistema de almacenamiento dispuesto responderá a la configuración típica de dos tanques

indirectos de sales fundidas, con una capacidad de 10.5 horas de almacenamiento.

Se prevé que entre en funcionamiento en 2015, suministrando 2.108 GWh/año. El coste de esta

planta se estima en unos 2.610.000.000 US$.

3.4.2 Plantas operativas y futuros proyectos que no incluyen TES

El ánimo de este apartado es recopilar información de los proyectos en los que se ha prescindido

de un sistema de almacenamiento para disponer de un inventario que sirva de apoyo para una

posterior comparación entre los sistemas con y sin almacenamiento. Además este apartado nos

permite comprender definitivamente cuál es la tendencia seguida a nivel mundial en cuanto a la

inclusión de sistemas de almacenamiento térmico en aplicaciones termosolares de concentración

de alta temperatura.



98

La tabla 3.7 recoge algunos ejemplos de plantas de potencia que no incluyen sistemas TES,

dividiendo estas en función de la tipología de la planta (Torre Central, concentradores cilindro-

parabólicos y concentradores lineales de Fresnel).


Proyectos Estado Capacidad

de la planta

HTF Comentarios

Torre Central

ACME Solar

Tower,

Rajasthan, India

Operativa 2,5 MW Agua/Vapor Campo Solar: Te,r=218ºC ; Ts,r=440ºC

Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;

Pvapor=60 bar

Sierra

SunTower,

California,

EEUU

Operativa 5 MW Agua/vapor O&M: 12 trabajos/año

Campo Solar: Te,r=218ºC ; Ts,r=440ºC


Pvapor=160 bar ; η=28,72%

Ivanpah Solar

Electric

Generating

System,

California,

EEUU

En

construcción

377 MW Agua/vapor Generación eléctrica: 1.079,232

GWh/año

O&M: 90 trabajos/año

Coste de inversión: 2200 millones de

US$

Campo Solar: Te,r=288ºC ; Ts,r=566ºC


Pvapor=160 bar ; η=28,72%

Ashalim 1,

Desierto Negev,

Israel

En

desarrollo

121 MW n.d. Bloque de potencia: Tipo=Rankine

BrightSource

Coyote Springs 1

(PG&E 3)

(Coyote Springs

1), Nevada,

EEUU

En

desarrollo

200 MW n.d. Generación eléctrica: 573 GWh/año

Bloque de potencia: Tipo=Rankine



99


de la planta

HTF Comentarios

BrightSource

Coyote Springs 2

(PG&E 4)

(Coyote Springs

2), Nevada,

EEUU

En

desarrollo



BrightSource

PG&E 5-7,

Nevada, EEUU

En

desarrollo



Gaskell Sun

Tower,

California,

EEUU

En

desarrollo


Palen Solar

Electric

Generating

System,

California,

EEUU

En

desarrollo

500 MW

(2x250MW)

n.d. Generación eléctrica: 1.430 GWh/año


Colectores Cilindro-parabólicos

Borges

Termosolar,

Lleida, España

Operativa 22,5 MW Aceite

Térmico

Generación eléctrica: 98 GWh/año


Coste de inversión: 153 M€

Campo Solar: Te,cs=293ºC ;

Ts,cs=393ºC


η=37%

Godawari Solar

Project,

Rajhastan, India

Operativa 50 MW Dowtherm

A



Ts,cs=390ºC




100


de la planta

HTF Comentarios

Guzmán,

Córdoba, España

Operativa 50 MW Dowtherm

A



Ts,cs=393ºC


Pvapor=100 bar

Helioenergy 1 y

2, Sevilla,

España

Operativas 50 MW Aceite

Térmico




Ts,cs=393ºC


Pvapor=100 bar

Enerstar,

Alicante, España

Operativa 50 MW Aceite

Térmico



Ts,cs=393ºC


Pvapor=100 bar

Morón, Sevilla,

España

Operativa 50 MW Aceite

Térmico





Ts,cs=393ºC


Shams I,

Madinat Zayed,

Emiratos Árabes

Operativa 100 MW Therminol

VP-1




Ts,cs=400ºC




101


de la planta

HTF Comentarios

Agua Prieta II,

Sonora State,

Méjico

En

construcción

12 MW Aceite

Térmico



Megha Solar

Plant, Andhra

Presdesh, India

En

construcción

50 MW Aceite

Sintético





Ts,cs=393ºC


Genesis Solar

Energy Project,

California,

EEUU

En

construcción

250 MW Therminol

VP-1



Campo Solar: Ts,cs=393ºC


Mojave Solar

Project,

California,

EEUU

En

construcción

250 MW

(2x140)

Therminol

VP-1



Coste de inversión: 1.185 M€


Colectores lineales de Fresnel

Dhursar,

Rajasthan, India

En

construcción


Kimberlina Solar

Thermal Power

Plant, California,

EEUU

Operativa 5 MW Agua/vapor Bloque de potencia: Tipo=Rankine ;

Pvapor=40 bar



102


de la planta

HTF Comentarios

Kogan Creek

Solar Boost,

Queensland,

Australia

En

construcción

44 MW Agua Generación eléctrica: 44 GWh/año



Ts,cs=370ºC


Pvapor=60 bar

Liddell Power

Station

Operativa 9 MW Agua/Vapor Generación eléctrica: 13,55 GWh/año


Ts,cs=270ºC


Pvapor=50 bar

3.4.3 Análisis de la tendencia comercial de los sistemas de almacenamiento térmico

En la Tabla 3.8 se ofrece un resumen de las tablas anteriores (Tablas 3.5, 3.6 y 3.7).

Tabla 3.8: Tabla resumen plantas CSP & sistemas TES

CCP RC CLF

TOTAL 83 16 9

Plantas Operativas

Total 67 8 6

Con TES (nº) 19 6 4

Ejemplos Solana Power Station

(250 MW - EEUU)

Andasol (50 MW -

España)

Nevada Solar One (64

MW- EEUU)

Gemasolar (17 MW -

España)

Puerto Errado 2 (30 MW - España)

Llo Solar Thermal Project (9 MW -

Francia)

Sin TES (nº) 48 2 2

Ejemplos Segs I-IX (350 MW -

EEUU)

Shams 1 (100 MW –

Emiratos Árabes

Unidos)

Sierra SunTower (5

MW- EEUU)

ACME SolarTower (2,5

MW - India)

Kimberlina (5 MW - EEUU)

Liddel Power Station (9 MW -

Australia)

Plantas en Construcción

TOTAL 14 4 3

Con TES (nº) 10 3 1



103

Centrales de colectores cilindro-parabólico

La tecnología de colectores cilindro-parabólicos es la que juega un papel claramente dominante

en el panorama actual en la generación de energía termosolar. Dentro de este grupo, destaca el

protagonismo de las centrales con una potencia instalada de 50 MW, trabajando con aceites

térmicos como fluidos de transferencia, disponiendo de un sistema de almacenamiento indirecto

de dos tanques de sales fundidas con una capacidad de almacenamiento de entre 7,5-9 horas

(1010 MWhth), cuya tipología tiene su origen en la experiencia de Andasol-I. Esta tendencia

actual viene condicionada principalmente por la firme apuesta por la energía solar de

concentración en España durante la primera década del siglo XXI bajo un marco nacional

regulatorio con tarifas retributivas para la energía procedente de fuentes renovables. Esto ha

creado un escenario en el mercado eléctrico estable y constante desde el RD 661/2007. Las

distintas disposiciones de este plan ofrecen incentivos para animar a invertir a las distintas

empresas del sector en plantas termosolares de concentración de hasta 50 MW con sistemas de

almacenamiento térmico integrados (Kost C. et al (2013)), siendo esta potencia límite la opción

más interesante.

Por esta razón, actualmente la mayor parte de las centrales de colector parabólico con 50 MW

de potencia operativas se encuentran en España. De entre las cuales, más de la mitad de ellas

están equipadas con sistemas de almacenamiento térmico (tipología Andasol)(Kost C. et al

(2013)). Dentro de las instalaciones de colector cilindro-parabólico no hay diferencias en cuanto

a lo que el bloque de potencia y rendimiento de la turbina se refiere. En ambas tipologías se

emplean aceites térmicos como fluido de transferencia, con una temperatura del HTF a la

Ejemplos Noor I (160 MW -

Marruecos)

Kaxu Solar One (100

MW - Sudáfrica)

Diwakar (100 MW -

India)

Proyecto Crescent Dunes

Solar Energy (110 MW -

EEUU)

Khi Solar One (50 MW -

Sudáfrica)

Alba Nova I (12 MW - Francia)

Sin TES (nº) 4 1 2

Ejemplos Genesis Solar Energy

Project (250 MW -

EEUU)

Ivanpah Solar Electric

Generating System (377

MW - EEUU)

Kogan Kreek Solar Boost (44 MW -

Australia)

Proyectos en Desarrollo

TOTAL 2 4 0

Con TES (nº) 2 1 -

Ejemplos Pedro de Valdivia (360

MW - Chile)

Xina Solar One (100

MW - Sudáfrica)

Proyecto Rice Solar

Energy (150 MW -

EEUU)

-

Sin TES (nº) - 3 -

Ejemplos - Ashalim 1 y 2 (110 y 121

MW - Israel)

Palen Solar Electric

Generating System

(2x250 MW - EEUU)

-

http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=277





104

entrada del campo solar de en torno a 293ºC y de 393ºC a la salida de este, la turbina trabaja con

una presión de vapor de 100 bares y un rendimiento de entorno al 38%. Sin embargo hay

notables diferencias en cuanto a la generación eléctrica anual esperada y al coste de inversión,

esto último debido al incremento del tamaño del campo solar y al coste de los tanques de

almacenamiento térmico en las plantas con sistemas de almacenamiento. En la tabla 3.9, se

recogen las principales diferencias entre este tipo de plantas.

Tabla 3.9: Comparativa entre centrales de 50 MW instaladas en España, sin y con almacenamiento

Parámetros promedio en plantas de colectores cilindro-parabólicos de 50 MW en

España

Parámetros Sin almacenamiento térmico Con almacenamiento térmico

Inversión 295 M€ (Morón) 320 M€ (Arcosol 50) – 387

M€ (La Africana)

Nº promedio anual de trabajos

O&M

30-45 trabajos/año 40-50 trabajos/año

Gerenación eléctrica anual

esperada [GWh/año]

95 (Helioenergy 1-2)

104 (Guzmán)

158 GWh/año (Extresol 1-3) –

170 GWh/año (Arcosol 50)

Dentro de las instalaciones operativas, también se ha de destacar la creciente presencia de

centrales de gran potencia instalada, como es el caso de la reciente Solana Generating Station

con 250 MW instalados y 6 horas de almacenamiento para suministro eléctrico tras la puesta de

sol (6 tanques de sales fundidas).

Con respecto a la tendencia futura en un horizonte a corto plazo (10 años) de las centrales de

colector cilindro parabólico con sistemas de almacenamiento, no puede hablarse de una

predilección clara por estructuras innovadoras con respecto a lo ya existente. Proyectos diversos

con potencias instaladas desde 25 MW (Gujarat Solar One) hasta 360 MW (Pedro de Valdivia)

se encuentran en fase de construcción o en desarrollo. Sin embargo, en término promedio puede

atisbarse una inclinación clara al uso del sistema de almacenamiento indirecto en dos tanques de

sales con una capacidad de entorno a 1000-1300 MWhth, puesto que es el sistema que

actualmente cuenta con un mayor grado de madurez comercial. Por este motivo es difícil

establecer un ratio claro de potencia instalada/capacidad de almacenamiento con respecto a las

centrales comerciales de colectores parabólicos.



105

Con respecto a la tipología de almacenamiento, vemos una presencia casi exclusiva de los

sistemas de dos tanques indirectos con sales fundidas. Y es que desde la experiencia de SEGS I

no se ha vuelto a utilizar un sistema de almacenamiento térmico directo con dos tanques y aceite

térmico como fluido de transferencia. Este hecho se debe principalmente a dos motivos: (a) La

inversión necesaria en el sistema de almacenamiento se dispara debido al elevado coste del

fluido y la gran cantidad de este para rellenar los tanques (b) Este aceite es altamente

inflamable, elevando el riesgo de incendio del sistema.

Tabla 3.10: Tabla resumen tendencia de los sistemas TES en centrales CCP

Centrales CCP

Tendencia actual Tendencia futura

Rango de potencias 50 MW 100-360 (Pedro de

Valdivia: 360 MW)

Tipo de

almacenamiento

Tipo Andasol I (dos

tanques)

Tipo Andasol I en

bloques de pares de

tanques (4 pares de

tanques en Solana)

Capacidad de

almaceamiento

1010 Mwhth ≈ 7.5 horas ≈ 7.5 horas

Plantas de Torre Central

El presente escenario evidencia signos claros de una tendencia en el crecimiento del tamaño de

las centrales de potencia de torre central en aras de reducir los costes específicos de la planta.

Claro reflejo de ello es la nueva generación plantas de potencia de receptor central, destacando

los proyectos Ivanpah Solar Electric Generating Station (California); con torres de vapor de 377

MWe, el proyecto Crescent Dunes Plant (Tonopah); con una torre de sales fundidas de 110

MWe y 10 horas de almacenamiento térmico, Gaskell Sun Tower (California); con una

potencia de 245 MW, y finalmente Palen Solar Electric Generating System (California); con dos

unidades de 250 MW instaladas.

Acorde con este hecho, Reilly et al. (2001) afirman que las plantas de torre central deben ser de

gran potencia (>30 MW) para ser económicamente atractivas frente otras tecnologías de

concentración solar. También afirman que el Suroeste de los Estados Unidos es ideal para la

construcción de estas plantas debido al bajo coste del terreno, facilidad de interconectar las

instalaciones a la red eléctrica del lugar y la gran radiación directa normal. Similares

condiciones se dan en Sudáfrica, en el Sur europeo, Méjico, Oriente Medio, Australia e India, lo

cual permitiría hacer viable el suministro eléctrico a gran parte de la población mundial. Según

el DOE (1997), las grandes torres de receptor central de sales fundidas podrían ser capaces de

producir electricidad solar a un menor coste que cualquier tecnología solar disponible en los

próximos 30 años.

Sin embargo esta tendencia en el aumento de la potencia instalada se encuentra parcialmente

limitada por la pérdida de eficiencia óptica debido a la atenuación atmosférica. En adición, la

localización de heliostatos lejos del receptor repercute en una mayor presencia de efectos



106

indeseables como el fenómeno de “spillage”, debido a la desalineación o a distorsiones por

vientos (Antonio L. Ávila-Marín et al. (2013)). Por ello es de esperar un límite en el crecimiento

de estos sistemas hasta que no se resuelvan las presentes limitaciones.

Figura 3.44: Punto de Diseño (línea superior) y Eficiencia Óptica Anual (línea inferior) frente a superficie

reflectante para receptores de torre central [Antonio L. Ávila-Marín et al. (2013)].

Según A. L. Ávila-Marín et al. (2013), la máxima reducción del LEC para la generación de

plantas de potencias actuales después de la combinación de todas las mejoras posibles con la

tecnología actual contempladas en su estudio (optimización del factor de capacidad,

dimensionado correcto del sistema de almacenamiento y horas de almacenamiento óptimas,

localización más favorable, etc) es de entorno a un 25-30% con respecto a la situación actual.

De entre las plantas de nueva generación puede observarse una notable presencia de plantas con

generación directa de vapor como Khi Solar One (con aproximadamente 100 MWhth de

almacenamiento) o Ivanpah Solar (no dispone de sistema de almacenamiento).

Hasta el momento, el almacenamiento térmico en sistemas de gran potencia con receptor central

y generación directa de vapor es un asunto sin resolver completamente, quedando limitada su

aplicación a sistemas con pequeñas capacidades de almacenamiento. Es el caso de la planta de

torre central PS10, que cuenta con un sistema de almacenamiento con 50 minutos de capacidad

de suministro térmico al 50% de la carga nominal (20 MWhth). El proyecto Khi Solar One

supone una ruptura de barreras en cuanto al tamaño de los sistemas de almacenamiento térmico

de vapor saturado, con un sistema cuya capacidad rondará los 100MWhth. En contraposición,



107

uno de los mayores proyectos dentro de las plantas de receptor central es la central de Ivanpah

Solar, la cual prescindirá de sistema de almacenamiento. En el caso de la planta Ivanpah Solar,

la razón por la que se descarta el uso de un sistema de almacenamiento podría deberse a dos

motivos principales e interrelacionados entre sí: el gran tamaño requerido para almacenar

suficiente energía térmica para un sistema de 377MWe de potencia trabajando, además, a

altísimas presiones (presión de alimentación a la turbina: 160 bar). Por otro lado, los

proveedores de la tecnología de generación directa de vapor afirman que esta es una opción

práctica y rentable para sistemas sin almacenamiento (A. L. Ávila-Marín et al. (2013)). No

obstante, L. Ávila-Marín et al. (2013) remarcan que las futuras centrales de potencia de

generación directa incluirán almacenamiento térmico para al menos unas pocas horas como Khi

Solar One para incrementar el LCE y así incrementar el valor de la energía producida, e

incrementar el factor de capacidad de la planta así como aumentar la facilidad de gestión de la

planta, ya que estos son factores indispensables para una central conectada a la red eléctrica.

La centrales de receptor central con sales fundidas constituyen el otro bloque principal de la

nueva generación de plantas de torre central. El uso de sales fundidas en plantas de torre tiene su

principal aplicación a sistemas que prevean la incorporación de un sistema de almacenamiento

de gran capacidad. Dentro de este grupo pueden destacarse los proyectos en construcción de

Crescent Dunes Energy (110MW y 10 horas de almacenamiento térmico directo en dos

tanques), Supcon Solar (situado en China, con 50 MW de potencia y sistema de

almacenamiento) y el proyecto aún en desarrollo de Rice Solar Energy (situado en EEUU, con

una potencia de 150 MWe y sistema de almacenamiento térmico). Se prevé, que la tendencia

seguida en este tipo de sistemas sea el aumento de la temperatura de almacenamiento de las

sales fundidas, para así aumentar el rendimiento del bloque de potencia, como es el caso del

proyecto Crescent Dunes Energy, con una temperatura estimada de las sales de 565ºC.

Tabla 3.11: Tabla resumen de la evolución futura de los sistemas TES en centrales RC

Centrales de Receptor de torre central

Tecnología Tendencias futuras Limitaciones

Torre de sales ↑P: De 19.9 MW (Gemasolar) a 150

MW (Rice Solar Energy Project)

-↓Eficiencia óptica (atenuación

atmosférica)

- Spillage (heliostatos lejos del

receptor)

Elevar la Tª de sales hasta 1050 F →

Turbinas de alta eficiencia

NO2- = O

-2 + 3/2 O2 + N2 (a 500ºC)

CO2 + O-2

= CO3-2

(a 500ºC)

Bradshaw et al. (2008)

Torre de generación

directa de vapor

↑P: De 20 MW (PS20) a 50 MW (Khi

Solar One)

-↓Eficiencia óptica

↑ Capacidad de almacenamiento (de

30 min para 20 MW a 2 horas para 50

MW)

-Limitaciones en el diseño para el

aumento del tamaño de los tanques

(+ nº udds.)

3.5. CONSIDERACIONES GENERALES EN EL DISEÑO DE

SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TÉRMICO



108

En el presente punto se pretende recopilar una serie de criterios que han de ser tomados en

cuenta para el diseño de sistemas de almacenamiento.

3.5.1. Posibles configuraciones de las plantas solares de concentración con

almacenamiento

Para facilitar la comprensión del lector, a continuación se hará una recopilación de las

configuraciones más comunes de los sistemas de almacenamiento integrados en plantas CSP,

esto a su vez permitirá observar las diferencias constructivas entre las distintas disposiciones:

Configuraciones tradicionales

Configuraciones posibles para el almacenamiento sensible en medio líquido:

Sistemas de almacenamiento directo con dos tanques (Figura 3.45)

Sistemas de almacenamiento indirecto con un tanque termoclino (Figura 3.46)

Sistemas de almacenamiento indirecto con dos tanques (Figuras 3.47 y 3.48)

Figura 3.45: Almacenamiento directo en dos tanques de sales [SOLAR TWO]

Figura3.46: Almacenamiento indirecto en un tanque termoclino.



109

Figura 3.47: Almacenamiento indirecto en dos tanques de sales [Central tipo Andasol I].

Figura 3.48: Almacenamiento indirecto en dos tanques de sales.

Configuraciones posibles para el almacenamiento sensible en medio sólido:

Sistemas de almacenamiento en hormigón o “concrete storage”:



110

Figura 3.49: Almacenamiento en hormigón (medio sólido), también conocido como “concrete storage”

Configuraciones propuestas en la literatura para el almacenamiento latente con PCM:

Almacenamiento en múltiples materiales de cambio de fase:

Figura 3.50: Almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase en cascada (Cascaded Latent

Heat Storage, CLHS)

Configuraciones propuestas en la literatura para el almacenamiento químico:

Almacenamiento termoquímico con un reactor de amoníaco:



111

Figura 3.51: Almacenamiento termoquímico mediante amoníaco

Configuraciones innovadoras

En su obra, Rovira et al. (2011) proponen y simulan nuevas configuraciones para posibles

futuros diseño de colectores cilindro-parabólicos. Los autores toman como referencia la

configuración y parámetros de una central tipo Andasol I con almacenamiento térmico indirecto

(Figura 3.47 anterior).

A continuación se describen las propuestas realizadas por ambos autores así como los resultados

de las simulaciones.

En la Figura 3.52 puede observarse el esquema de una planta solar de concentración de

colectores cilindro-parabólicos bajo la configuración denominada por los autores “Double

Thermal Storage” (DTS). En esta configuración hay dos sistemas de almacenamiento indirecto

en sales fundidas. Ambos están dimensionados para trabajar durante 7.5 horas a plena carga

durante períodos de ausencia de radiación solar. El tamaño del campo solar y del múltiplo solar

son también idénticos a las de referencia. La configuración con doble sistema de

almacenamiento (DTS) está diseñada para evitar el descenso de temperatura del fluido de

transferencia cuando se descarga el sistema de almacenamiento.

Cuando hay ausencia de radiación en el campo solar, se produce un menor flujo másico de

fluido de transferencia en los colectores, y por tanto de vapor generado. Si dicho flujo es menor

del requerido por la turbina para trabajar en condiciones nominales se activa el modo descarga

del sistema de almacenamiento. Para restaurar el flujo másico, se añade algo de fluido de

transferencia al flujo proveniente del campo solar. Este flujo adicional bypasa los colectores



112

Figura 3.52: Esquema de una planta solar de concentración con configuración “Double Thermal Storage”

(DTS) [Rovira et al., 2011]

solares y es calentado con las sales calientes en el LSS (Sistema de Almacenamiento de Baja

Temperatura). Como anteriormente, la temperatura de los dos flujos está por encima de la

requerida. Para restaurar la temperatura requerida por el generador de vapor, todo el HTF pasa a

través del intercambiador de calor en el cual las sales fundidas del HSS (Sistema de

Almacenamiento de Alta Temperatura) transfieren la energía térmica necesaria a la temperatura

adecuada. Puesto que se consiguen las condiciones nominales de flujo de vapor a la temperatura

nominal, la turbina trabajaría en condiciones de diseño.

Por consiguiente, como ventaja de esta disposición (DTS) se puede trabajar durante un mayor

tiempo a plena carga. Como desventaja se obtienen menores eficiencias nominales que en la de

referencia, aunque la planta solo trabaja en condiciones nominales en las horas centrales del día.

En la Figura 3.53 puede observarse el esquema de una planta solar de concentración de

colectores cilindro-parabólicos bajo la configuración denominada por los autores “Subdivided

Solar Field” (SSF). Esta configuración es una extensión de la anterior, pero dividiendo en este

caso el sistema de almacenamiento de baja temperatura (LSS) en varios sectores para mejorar el

comportamiento del generador de vapor. Esta configuración permite reducir las pérdidas de

calor en los colectores, por medio de un buen ajuste de la diferencia de temperaturas en el

generador de vapor.

El perfil de temperaturas del agua/vapor es el mismo para las tres configuraciones (Figura

3.53). Sin embargo, los perfiles del HTF (aceite) en el generador de vapor difieren de unas

configuraciones a otras. Por un lado, con la configuración de referencia y la de DTS se obtienen

los mismos perfiles de temperaturas para el aceite (línea continua), mientras que para la

configuración SSF dicho perfil difiere notablemente.



113

Figura 3.53: Esquema de una planta solar de concentración con configuración “Subdivided Solar Field” (SSF)

[Rovira et al., 2011]

Figura 3.54: Diagrama T-Q de los generadores de vapor [Rovira et al., 2011]

Comparando los diagramas de calor-temperatura de las tres configuraciones bajo estudio, puede

observarse como la configuración SSF reduce la diferencia de temperaturas. Para la misma

cantidad de vapor generador a la misma presión y temperatura, esta disposición supone un

descenso de la temperatura requerida para el lado del aceite. Esto es así debido a los distintos

flujos de aceite para cada sector del generador de vapor. En especial, el flujo de aceite en el

precalentador y en el sobrecalentador + recalentador es más bajo que en la configuración de

referencia. Por el contrario, en el evaporador el flujo de Therminol VP1 es mayor.



114

Sin embargo la menor diferencia media de temperatura tiene como consecuencia inmediata la

necesidad de un mayor intercambiador de calor.

Si se instala un sistema SSF, la temperatura media del Therminol VP1 en el SG será menor. Por

lo tanto, la temperatura del aceite tras el campo solar, también será menor. Esto puede llevar a

una reducción de las pérdidas térmicas en los colectores y por tanto, de la energía solar

requerida. Esto nos puede llevar a un incremento del factor solar o incluso a una reducción del

campo solar.

Para simular estas configuraciones los autores desarrollaron una serie de modelos extensamente.

Especialmente, un modelo para calcular la longitud de los lazos de los colectores solares como

una función del incremento de temperatura del HTF. Para el caso de la configuración SSF se ha

ajustado el modelo del SG para las características de este sistema. Adicionalmente, también se

ha desarrollado un modelo para simular las pérdidas de calor en los tanques de sales para

diferentes tamaños, basado en datos proporcionados por Andasol I.

Las simulaciones realizadas para ambas configuraciones mostraron un incremento en la

producción anual de energía frente a la configuración de referencia.

Para la configuración DTS, la mejora solo se hace latente para tanques perfectamente aislados

térmicamente, alcanzando hasta un 1,7% de mejora adicional. Esto se debe a que el ‘High

Temperature Storage System’ es capaz de mantener la temperatura del HTF a una temperatura

mayor que la planta de referencia. Sin embargo, este sistema es muy sensible a las pérdidas de

calor y es necesario un alto nivel de aislamiento para los tanques de almacenamiento de alta

temperatura.

En los sistemas DTS, tal como se fija la temperatura del HTF se produce un descenso de la

potencia del BOP en condiciones nominales. Sin embargo, si el aislamiento de los tanques es

suficientemente bueno, este descenso es estable en períodos sin radiación solar.

Para el caso de la configuración SSF, las ventajas siempre son visibles y el incremento de la

producción de potencia siempre es mayor del 3% para un aislamiento común y un aislamiento

perfecto. Este comportamiento se debe al aumento del factor solar, que permite aumentar la

disponibilidad de la planta así como trabajar períodos más largos a plena carga. Además, el

campo solar de la configuración SSF podría ser menor para alcanzar el mismo factor solar.

3.5.2. Consideraciones generales

A la hora diseñar un sistema de almacenamiento térmico se han de tener en cuenta numerosas

consideraciones. Un aspecto clave del diseño es elegir la capacidad térmica del sistema. Sin

embargo, la selección de un sistema apropiado requiere de diversas contemplaciones en función

de criterios económicos, medioambientales y técnicos. El coste de un sistema de

almacenamiento depende principalmente de: el medio de almacenamiento, el intercambiador de

calor de carga y descarga del sistema y el coste del espacio y/o recinto dispuesto para el sistema.



115

Desde un punto de vista técnico, los requerimientos más importantes son: alta densidad de

energía en el material de almacenamiento (capacidad de almacenamiento); buena transferencia

de calor entre el fluido de transferencia y el medio de almacenamiento (eficiencia); estabilidad

térmica y mecánica del material de almacenamiento (debe soportar numerosos ciclos de carga y

descarga); compatibilidad entre el fluido de transferencia, el intercambiador de calor y/o el

medio de almacenamiento (seguridad); completa reversibilidad durante un número de ciclos de

carga y descarga (vida útil); bajas pérdidas térmicas; y facilidad de control del sistema.

Finalmente, desde un punto de vista tecnológico es necesario contemplar aspectos como:

estrategias de operación; máxima carga; temperatura nominal y caída específica de entalpía en

la carga del sistema de almacenamiento.

Todos estos criterios han de ser considerados a la hora de diseñar un sistema de almacenamiento

(Gil et al., 2010).

Además, tal y como sugiere Kuravi et al., 2013, cuando se integra un sistema de

almacenamiento hay que tener en cuenta una serie de aspectos adicionales en relación al

funcionamiento global del sistema. Por ejemplo, en el caso de un concentrador parabólico,

cuando el sistema de almacenamiento térmico está descargando durante la noche, la temperatura

pico del HTF no será igual a la que se tendría en una descarga durante el día, lo cual conlleva a

menores ratios de transferencia de calor repercutiendo negativamente en la formación de vapor,

tanto en temperatura como en cantidad. Para sobrellevar esta situación, la presión de vapor

puede reducirse para así reducir también la temperatura de este, resultando en un incremento de

la transferencia de calor. Este tipo de acciones han de tenerse presentes para realizar un estudio

de optimización y del rendimiento de la planta.

Como en cualquier otro diseño de este tipo, es importante definir los parámetros básicos de

operación como la temperatura y presión de entrada a la turbina, la temperatura de salida del

campo solar, incidencia solar nominal y el tamaño de la planta.

En la actualidad hay numerosos modelos y software disponibles para optimizar los parámetros

de funcionamientos de un sistema de producción de potencia con almacenamiento térmico. En

la tabla 3.12 se recogen las herramientas informáticas comúnmente utilizadas en el diseño de

sistemas solares de concentración con almacenamiento térmico.

Tabla 3.12: Software y modelos para el diseño de plantas solares de concentración.

Tipo de planta Componente Software

Torre solar Diseño óptico y comportamiento

de Heliostatos

ASAP, DELSOL, HELIOS,

MIRVAL, SOLTRACE,

Códigos de evaluación del

Estrés como ANSYS y

CosmosWorks, HFLCAL



116

Tipo de planta Componente Software

Funcionamiento del receptor

central

CAVITY, DRAC and TOPAZ,

FLUENT, RADSOLVER,

Códigos de evaluación del

Estrés Térmico como ANSYS y

CosmosWorks

Transporte, intercambio de calor

y almacenamiento del HTF

FLUENT, SAM, SOLERGY,

TRNSYS

Ciclo de potencia GATECYCLE, IPSEPRO,

STEAM PRO, Ebsilon

Funcionamiento del sistema

completo

DELSOL, SAM, SOLERGY,

TRNSYS

Concentradores lineales(de

Fresnel y cilíndrico

parabólicos)

Colectores solares ASAP, CIRCE, FLUENT,

SOLTRACE, TROUGH

HELIOS

Platos receptores (Absorbedor) AAETES, FLUENT

Ciclo de potencia GATECYCLE, IPSEPRO,

STEAM PRO


completo

EXCELERGY, SAM,

SOLERGY, TRNSYS

Concentradores de disco

parabólico

Colector solar de disco ASAP, CIRCE, SOLTRACE

Transporte, intercambio de calor

y almacenamiento del HTF

FLUENT, SAM, SOLERGY,

TRNSYS


completo

Dish Field System Model (un

modelo de cálculo basado en

Excel)

3.5.3. Selección del medio de almacenamiento

Como se hacía mención en notas anteriores, la reactividad y estabilidad térmica son criterios

fundamentales para la selección del medio de almacenamiento, y por tanto estas propiedades

deben ser sólidamente establecidas. Desafortunadamente, la evaluación de estos criterios puede

tomar un tiempo considerable debido a la naturaleza cíclica y la larga esperanza de vida de los

sistemas de almacenamiento térmico. Dentro de los esfuerzos realizados para tal fin, cabe

destacar: los ensayos llevados a cabo por el Centro Aerospacial Alemán (DLR) para evaluar

módulos de hormigón con un banco de tubos para incrementar la transferencia de calor; y la



117

construcción de un módulo a gran escala para evaluar la estabilidad cíclica de las sales de nitrato

tanto como medio sensible como medio latente, llevado a cabo por el Centro Aerospacial

Alemán (DLR) en colaboración con la empresa constructora Züblin AG.

La tabla 3.13 es una extracción de la obra de Kuravi et al., 2013, donde se acuñan gran parte de

los materiales que han sido caracterizados en términos de vida útil y estabilidad cíclica

recogidos en la literatura hasta el momento de la publicación de susodicha obra.

Tabla 3.13: Materiales que han sido evaluados para su uso como medios de almacenamiento en términos de ciclo

de vida y la estabilidad.

Material Tipo de

almacen.

Número de

ciclos/ horas de

prueba

Temperatura

[ºC]

Notas/conclusiones

Hormigón de alta

temperatura

Sensible 370 ciclos 200 - 400 Adecuado para uso como material de

almacenamiento

Sal Solar (60%

NaNO3 – 40%

KNO3)

Sensible 30000 horas 290 - 565 - Las impurezas en la sal con un 98% de

pureza requiere de un pretratamiento para

la eliminación del NOx.

- La composición de las sales cambió

ligeramente a lo largo del tiempo, y el

punto de fusión disminuyó ligeramente,

pero esto no cambió el comportamiento de

las sales.

-Adecuado para uso como material de

almacenamiento

Taconita (bolas

mineral de hierro)

Sensible 550 Podría mantenerse intacto durante años

como material de relleno en sales de nitrito

Taconita (bolas

mineral de hierro)

Sensible 350 ciclos 290 - 400 Las bolas porosas se mantenían bastante

sólidas. Aceptables para el uso como

material de relleno con sales fundidas

Carbonato de Bario

(nombre del

mineral: witherita)

Sensible 10 horas 400 Reaccionó con Ca(NO3)2 despúes de 10 h

de exposición a las sales Hitec XL

Sulfato de Bario

(nombre del

mineral: Barita)

Sensible 10 horas 400 Reaccionó con Ca(NO3)2 después de 10 h

de exposición a las sales Hitec XL

Oxi-hidróxido de

Aluminio (nombre

del mineral:

Bauxita)

Sensible 1000 horas 400 Se desmenuzó después de la exposición a

la sal de nitrato Hitec XL



118

Material Tipo de

almacen.

Número de

ciclos/ horas de

prueba

Temperatura

[ºC]

Notas/conclusiones

Titanato de Hierro

(nombre del

mineral: Illmenita)



Carbonato Cálcico

(nombre del

mineral: Caliza KS)



Sulfato Cálcico

(nombre del

mineral: Anhidrita)

Sensible 1000 horas 400 Experimentó notables reducciones de peso

tras la exposición a Hitec XL

Carburo de Silicio

(nombre del

mineral:

Carborundo)

Sensible 1000 horas 400 Aumentó su peso tras la exposición a Hitec

XL, muy probablemente debido a la

porosidad

Dioxido de Silicio

(nombre del

mineral: Cuarcita)

Sensible 553 ciclo 290-400 -Algunos aspectos incompatibles con Hitec

XL.

-Solo ligeros cambios en el color.

-Sólido y apropiado para su uso como

material de relleno

Apatita Sensible 1000 horas 400 Algunos aspectos incompatibles con Hitec

XL a la Tª de ensayo

Carbonato Cálcico

(Nombre del

mineral: mármol)

Sensible 350 ciclos 290-400 Tras el ensayo el material se ablandó y

quedó en mal estado. Inaceptable como

material de relleno

Carbonato de

Calcio hidratado

(nombre del

mineral: Caliza

NM)

Sensible 365 ciclos 290 - 400 Tras el ensayo el material se ablandó,

parenciendo barro. Inaceptable como

material de relleno

Oxido de Aluminio

(nombre del

mineral: Corindón)

Sensible 1000 horas 400 Algunos aspectos incompatibles con Hitec

XL

Scheelita Algunos aspectos incompatibles con Hitec

XL

Óxido de Estaño

(nombre del

mineral: Casiterita)

Sensible 1000 horas 400 Algunos aspectos incompatibles con Hitec

XL



119

Material Tipo de

almacen.

Número de

ciclos/ horas de

prueba

Temperatura

[ºC]

Notas/conclusiones

Mezcla de 16%

Ca(NO3)2-34%

NaNO3-50% KNO3

Sensible >72 horas 531 -Sales con grado reactivo cuando se

calienta en presencia de aire.

-Cantidad poco significativa de CaCO3 y

nitritos detectados por la descomposición

-El agua no afecta a la estabilidad química

-Sales estables hasta 460ºC

Mezcla de 30%

Ca(NO3)2-24%

NaNO3-46% KNO3

Sensible >72 horas 504 Sales con grado reactivo cuando se calienta

en presencia de aire.





Mezcla de 42%

Ca(NO3)2-15%

NaNO3-43% KNO3

Sensible >72 horas 501 Sales con grado reactivo cuando se calienta

en presencia de aire.





Mezcla de 12%

LiNO3-18%

NaNO3-70% KNO3


calientan en presencia de oxígeno

-Cantidad poco significativa de óxidos

detectados debido a la descomposición de

las sales

-Estables hasta los 550ºC en ausencia de

CO2 atmosférico

Mezcla de 20%

LiNO3-28%

NaNO3-52% KNO3





las sales


CO2 atmosférico



120

Material Tipo de

almacen.

Número de

ciclos/ horas de

prueba

Temperatura

[ºC]

Notas/conclusiones

Mezcla de 27%

LiNO3-33%

NaNO3-40% KNO3





las sales


CO2 atmosférico

Mezcla de 30%

LiNO3-18%

NaNO3-52% KNO3





las sales


CO2 atmosférico

Aluminio Latente 130 ciclos 570 - 690 Aluminio 99.999% puro testado en un

recipiente Iconel® X-750. El aluminio se

aleó con el material del recipiente, evitando

así que el aluminio pudiera fundirse; por

tanto no puede utilizarse como medio de

almacenamiento si contiene aleaciones con

Inconel o acero inoxidable

Aleación 60%Al-

34%Mg-6%Zn

Latente 1000 ciclos 25-550 -El calor latente decayó un 10.98% y el

punto de fusión disminuyó 5.3ºC después

de 1000 ciclos.

-Buena estabilidad térmica promedio

50% p.v. NaNO3-

KNO3

Latente >100 ciclos 175 - 275 -Más de 20 muestras distintas fueron

probadas a una velocidad de 5ºC/min.

-No se observó ni sub-enfriamiento ni

inestabilidad química.

Nitrato de Sodio Latente 2600 horas 350 -Un material con 99% pureza se analizó en

un ensayo isotermo a 350ºC

-Se formaron pequeñas impurezas de

Nitrito

-Térmicamente estable en promedio



121

Material Tipo de

almacen.

Número de

ciclos/ horas de

prueba

Temperatura

[ºC]

Notas/conclusiones

LiKCO3

(compuesto

intermedio mezcla

de 35% p.p.

Li2CO3-

65%K2CO3)

Latente 5650 horas/129

ciclos

430-535 -Ensayado en un recipiente de acero 316SS

-La sal mostró un alto grado de estabilidad

-Ligera disminución del punto de fusión

-No se observaron cambios en la

composición debido a descomposición o

reacciones químicas.

-Se formó una delgada capa de óxido en el

recipiente, pero esta era estable

18.5% p.v. NaNO3-

81.5% NaOH

Latente 1000 ciclos 230-300 -Se ensayó un material de grado industrial

que generalmente contiene trazas de NaCl

-Se observó un pequeño pico atribuido a la

formación de un eutéctico ternario con

NaCl

-Los autores concluyeron que los cambios

experimentados después del ensayo eran

pequeños, por lo que el material sería

bueno para el almacenamiento

Li2CO3 Latente 408 horas/13

ciclos

676 – 776 -Ensayado en un depósito de acero 316SS

soldado.

-Pequeñas fugas a través de las soldaduras

debido a la carburización del recipiente

-El uso de CO2 redujo este efecto

Na2CO3 Latente 288 horas/ 21

ciclos

808 - 908 -Ensayado en un depósito soldado de acero

316SS

-Pequeñas fugas alrededor de los

instrumentos del medidos de temperatura

-Se observó estrato de corrosión y

fenómenos de carburización en el tubo del

intercambiador de calor debido a la

interacción con sales.

52.2% p.p. BaCO3-

47.8% Na2CO3

Latente 984 horas / 36

ciclos

636 - 736 -Se observó que el punto de fusión tuvo

lugar entre 712ºC-717ºC en lugar de los

686ºC publicados con anterioridad.

-La sal mostró un comportamiento estable

y una buena compatibilidad con el material

del depósito



122

Material Tipo de

almacen.

Número de

ciclos/ horas de

prueba

Temperatura

[ºC]

Notas/conclusiones

81.3% p.p. Na2CO3-

18.7% K2CO3

Latente 1032 horas / 38

ciclos

737 - 797 -El sistema fue estable durante la operación

-La sal se fundió incongruentemente,

resultando en un comportamiento “tipo

aguanieve (slush en Inglés)”, indicado por

la falta de cristales columnares en el

intercambiador y por la distribución radial

de temperaturas.

MgH2/Mg Químico 700 ciclos 475 - 522 -Probado bajo una presión de 115-130

bares.

-Las partículas de Mg se aglomeraron y

fusionaron a las temperaturas de prueba

debido a las altas presiones de vapor y

bajos puntos de fusión del Mg. Por lo que

hubo partículas sin reaccionar

completamente con el hidrógeno.

3.5.4. Compatibilidad de materiales

Una vez se haya seleccionado el medio de almacenamiento, es importante definir los materiales

que se utilizaran para los demás componentes del sistemas, ya sean los tanques de

almacenamiento, los fluidos de transferencia o los materiales utilizados para la mejora de la

transferencia de calor. En algunos casos, por ejemplo en un sistema de lecho empacado, el

encapsulado o continente del material puede estar en contacto directo con el fluido de

transferencia. Sin embargo, en sistemas de almacenamiento de calor latente los materiales de

cambio de fase han de separarse del fluido de transferencia para evitar cualquier problema

durante el cambio de fase.

El material del depósito ha de ser compatible con el material de almacenamiento, sin entorpecer

la transferencia de calor entre el medio de almacenamiento y el HTF. Para el diseño del

continente de materiales de cambio de fase se ha de cumplir con los requerimientos de dureza,

flexibilidad, resistencia a la corrosión y estabilidad térmica; actuar como barrera de protección

para el PCM de interacciones dañinas para este con el ambiente; proveer de suficiente superficie

de intercambio; y proporcionar estabilidad estructural y facilidad en el manejo.

Un aspecto vital para la selección de los materiales del sistema es la corrosión. La corrosión

disminuye la vida útil del sistema y cambia el comportamiento de este. Otro asunto importante

es la estabilidad térmica durante repetidos ciclos térmicos, que generalmente agrava la

oxidación por alta temperatura. Los materiales orgánicos de encapsulado como polímeros

pueden presentar problemas de desgasificación.



123

A pesar de que en la literatura actual es posible encontrar documentación en relación a

problemas de corrosión en sistemas trabajando con hidratos de sales en la industria química, la

información en relación a la corrosión con sales en plantas solares de concentración es escasa.

Porisini et al. (1998) estudiaron la corrosión de cuatro sales de hidrato usadas como material de

cambio de fase en un sistema de almacenamiento, con puntos de fusión entre 15ºC y 32ºC, en

acero inoxidable, acero al carbono y aleaciones de aluminio y cobre en 1988, determinando que

el uso del acero inoxidables es la opción más ventajosa debido a su estabilidad térmica.

Estudios acerca de la corrosión en acero concluyeron que las impurezas típicamente contenidas

en grados comerciales de nitratos alcalinos tienen efectos relativamente bajos en aceros

inoxidables y al carbono trabajando con sales que contengan estos componentes (Kuravi et al.,

2013)

Los ciclos térmicos generalmente agravan la oxidación a alta temperatura, pero el grado en el

que un material en particular puede verse afectado en un entorno determinado es difícil de

predecir (Gil et al., 2010). En el caso de la corrosión del acero bajo ciclos térmicos con sales,

esta incrementa entre un 25%-50%, dependiendo del contenido de cloruros de las sales, en

comparación a un baño isotermo de los aceros en las mismas sales.

En caso de trabajar con sales fundidas a más de 400ºC se recomienda el uso de acero inoxidable.

Si en cambio se trabaja con sales a menos de 400ºC el uso de acero al carbono puede

considerarse. Los estudios en relación a la corrosión del acero al carbono se centran en el

análisis de los efectos de las impurezas, como cloruros y sulfatos presentes sales de nitratos. Los

resultados a corto plazo del acero dulce en sales fundidas muestran que la corrosión en estos

aceros a 400ºC se incrementa a razón del logaritmo de la concentración de cloruros. A partir de

una concentración del 0.6% p.p. de NaCl y durante 8 horas de operación, los ratios de corrosión

son el triple que en un baño con sales libres de cloruros. A partir de una concentración del 0.7%

p.p. de NaCl y durante 25 horas de operación, los ratios de corrosión son el cuádruple que en

un baño con sales libres de cloruros.

Para la caracterización de la resistencia a la corrosión a largo plazo del acero al carbono se ha

llevado a cabo un ensayo con sales de nitrato comercialmente puras a 316ºC, concluyendo que

después de 4000 horas de ensayo se había perdido entre 1-3 mg/m2. Para mezclas de sales

ternarias la corrosión fue mucho más lenta, resultando una pérdida de sólo 0.3 mg/m2 después

de 4000 horas de ensayo.

Por otra parte, posterior a la conclusión de la operación de la planta Solar Two se analizó la

corrosión en los tanques de almacenamiento. Tras un baño con sales de nitrato durante más de

30000 horas de ensayo, se evaluó la penetración de la corrosión, la contaminación superficial y

el crecimiento de óxidos en muestras tomadas de las paredes. Los resultaron mostraron unos

ratios de corrosión aceptables, sin formación de productos inesperados procedentes de la

oxidación. En el tanque de sales a alta temperatura se observó una delgada capa de óxido, pero

de un espesor mínimo.

La tabla 3.14 muestra algunos materiales utilizados para fabricar depósitos de almacenamiento

de sales.



124

Tabla 3.14: Materiales empleados para la construcción de depósitos de sales [Kuravi et al., 2013]

Sal empleada Material del depósito Temperatura de operación

AISI 1015 (PCM)

AISI K01200 (Tanque)

Tmin=270 ºC

Tmáx=350 ºC

mezcla binaria

y ternaria

304 y 316 SS

Acero al carbono A36

570ºC para los aceros inoxidables

316ºC para los aceros al carbono

316SS 450ºC y 500ºC

316SS

Aleaciones de alto contenido

en Níquel

850ºC para 100 horas de operación

Sales eutécticas fluoradas Aleación Iconel® 617 727 ºC para 20000-30000 horas de

operación

3.5.5. Eficiencia y pérdidas térmicas

A la hora de estimar las pérdidas térmicas en tanques de almacenamiento, se ha de tener

presente los elementos con reborde puesto que pueden causar pérdidas térmicas en el sistema

que pueden llegar a ser 3 o 4 veces mayores a las que ocurrirían en una superficie cilíndrica y

uniforme. Esta diferencia entre las pérdidas de ambas superficies va en crescendo con la

disminución del tamaño de los tanques. En el caso de la instalación experimental desarrollada

en la PSA (Moore R. et al. (2010)), se calcularon unas pérdidas en los tanques de 4 kW,

resultando un valor final tras las mediciones de 9.6 kW.

Por ello, se ha de disponer de aislantes de refuerzo en las zonas rebordeadas en conexión con los

tanques de almacenamiento.

3.5.6. Costes

Según P. Krishnamurthyet al. 2012, el sistema de almacenamiento de una central de

colectores cilindro parabólicos de 50 Mw con 7,5 horas de almacenamiento (central tipo

Andasol) situada en India, tiene un coste de un 9% con respecto al total de la inversión

total necesaria (Figura 3.55).



125

Figura 3.55: Desglose por sistemas del coste de inversión en una central de colectores cilindro parabólicos

[Krishnamurthyet al. 2012]

Esto implica una necesidad de considerar los costes de las distintas tecnologías de

almacenamiento disponibles en aras de reducir la inversión de la planta. La reducción del coste

específico de almacenamiento cobra en la actualidad un papel cardinal en el diseño del sistema.

Un claro reflejo de ello es que el motor que impulsa la investigación y brinda mayores

oportunidades de financiación es la búsqueda de sistemas y materiales con los que se consiga un

almacenamiento térmico a bajo costo, reduciendo así el LCOE de las centrales solares de

concentración. En la Figura 3.56, Herrmann et al. (2002) hacen inventario del coste específico

desglosado de algunos sistemas de almacenamiento.

Tal y como puede observarse en la Figura 3.56, no hay muchas opciones económicamente más

interesantes que la del sistema de almacenamiento indirecto con 2 tanques de sales. Sin

embargo, opciones como el almacenamiento en módulos de hormigón, en tanques termoclino o

en ciertos materiales de cambio de fase, sí pueden suponer una reducción en el coste específico

de almacenamiento. Este hecho explica los numerosos esfuerzos que se han empleado en la

última década para desarrollar aspectos técnicos de sistemas de almacenamiento en hormigón

como con materiales de cambio de fase para su futura incorporación a gran escala.

El coste de los sistemas de almacenamiento depende fuertemente del medio de almacenamiento,

por ello es imprescindible seleccionar el material de almacenamiento compatible con los

requerimientos de operación que sea más económico. En la Figura 3.57 se muestra una gráfica

comparativa del coste específico de almacenamiento sensible en distintos materiales en función

de la temperatura de funcionamiento (Khare et al. (2013)).

Para poder analizar las necesidades y/o posibilidades de reducción del coste específico de un

sistema de almacenamiento es imprescindible conocer el coste asociado a cada una de las partes

que conforman un sistema de almacenamiento.



126

Figura 3.56: Coste específico de varios sistemas de almacenamiento [Hermann et al., 2002]

En las Figuras 3.58, 3.59 y 3.60 se reflejan respectivamente los costes de un sistema de

almacenamiento de dos tanques con sales, de almacenamiento en hormigón y de

almacenamiento en un tanque termoclino de sales con cuarcita como elemento de relleno.

Para un sistema termoclino 688 MWhth utilizando sal solar como medio de almacenamiento y

relleno con cuarcita , Pacheco et al. (2001) estiman un coste de 20 $/MWhth, siendo un 66% del

Figura 3.57: Coste específico de materiales de almacenamiento en función del rango de temperaturas. [Khare et

al., 2013]



127

coste que correspondría a un sistema de almacenamiento utilizando la configuración de dos

tanques indirectos utilizando como medio de almacenamiento la misma sal solar.

Figura 3.58: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de dos tanques con sales [Kuravi et

al., 2013]

El desglose de costes asociados a los distintos subsistemas, pone de manifiesto el hecho de que

la reducción del número de tanques de almacenamiento y, principalmente, del número de

intercambiadores de calor en un sistema de almacenamiento puede conllevar una disminución

de especial relevancia del coste específico de almacenamiento del sistema.

Hermann et al. (2004), muestran la disminución del coste específico de almacenamiento con el

crecimiento de la capacidad del mismo (tabla 3.15). Esta tendencia se ha de tener en cuenta a la

Figura 3.59: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento en hormigón [L. Doerte et al., 2012]



128

Figura 3.60: Desglose de costes asociados a un sistema de almacenamiento de un tanque termoclino con sales y

cuarcita como material de relleno. Fuente: Pacheco et al., 2001.

hora de diseñar la capacidad óptima para una planta de concentración, lo cual se discutirá en la

siguiente sección.

Tabla 3.15: Coste de un sistema de almacenamiento térmico de dos tanques indirectos con aceite como HTF.

[Herrmann et al., 2004]

3.5.7. Capacidad del sistema de almacenamiento

Plantas de colectores cilindro parabólicos

Izquierdo S. et al. (2010) utilizaban la función de densidad de probabilidad de la radiación solar

en España en conjunción con modelos analíticos para evaluar los costes y las características de

funcionamiento de las centrales de concentración solar. En este estudio se analizan las

tecnologías de receptor central y la de colector cilindro parabólico.

En la figura 3.61 se muestra una representación del efecto de la capacidad de almacenamiento

(

) en el factor de capacidad de la planta

4 (CF) y en la electricidad solar generada (

)

4 Def.- Ratio de la producción real durante un período de tiempo, entre la energía generada idealmente

a la capacidad nominal indefinidamente



129

para una planta de colectores cilindro-parabólicos con un múltiplo solar5 SM=2,5 .En esta figura

puede observarse que tal como aumenta la capacidad de almacenamiento, lo hacen a su vez el

factor de capacidad y la energía generada, siendo más notable este efecto en las primeras horas

de almacenamiento. Sin embargo, para capacidades mayores de un cierto valor (que depende del

valor del múltiplo solar) se obtendría un inútil sobredimensionado del sistema de

almacenamiento que incrementaría el coste de capital.

Figura 3.61: Efectos de la capacidad de almacenamiento (H) sobre el factor de capacidad (CF) y la electricidad

solar generada (SE), con múltiplo solar SM=2,5. [Izquierdo S. et al. (2010)]

En la Figura 3.62 se muestra la influencia del múltiplo solar en el coste unitario para varias

capacidades de almacenamiento. A la luz de estos resultados se observa que para cada

capacidad de almacenamiento, tal como aumenta el múltiplo solar, hay una inicial reducción en

el coste por encima de un mínimo local alcanzado para valores entre 1,5 y 2,5, dependiendo de

la capacidad de almacenamiento. A partir de este punto, se produce un incremento en el coste

unitario de generación para un mayor valor del múltiplo solar. El coste mínimo de la energía

generada se obtiene para mayores capacidades de almacenamiento, a costa de aumentar el

múltiplo solar. El valor mínimo del coste de generación eléctrica es prácticamente idéntico

para capacidades de almacenamiento de entre 8 y 12 horas, produciéndose un aumento

notable en dicho coste para capacidades de almacenamiento mayores de 12 horas.

Los resultados anteriores pueden resumirse en la Figura 3.63, la cual muestra el

comportamiento de las dos tecnologías estudiadas para un rango del múltiplo solar y tiempos de

5 Def.- El múltiplo solar es una manera de expresar el área de apertura del campo solar como una

función de la capacidad del bloque de potencia. Un múltiplo solar de 1 es el área de apertura necesaria para liberar suficiente energía térmica al ciclo de potencia para trabajar en condiciones nominales. El múltiplo solar es útil para optimizer el tamaño del campo solar para una potencia y localización dada



130

Figura 3.62: Efectos del múltiplo solar (SM) y la capacidad de almacenamiento en el coste unitario de la energía

generada [Izquierdo S. et al. (2010)]

almacenamientos mediante la representación del factor de capacidad frente a la energía solar

generada. Si se proyectan los costes mínimos de la Figura 3.62 en este gráfico, se obtendría la

zona sombreada, donde los tonos más oscuros representan los costes más bajos: esto permite no

solo vislumbrar cómo los costes de generación están afectados por el múltiplo solar y el tiempo

de almacenamiento, sino que también revela cómo estos parámetros están relacionados con el

factor de capacidad y la energía generada. Vale la pena destacar que el coste mínimo se alcanza

para valores casi constantes de la electricidad solar generada y con valores en aumento del

factor de capacidad tal y como se incrementa la capacidad de almacenamiento. En función de

esto, puede obtenerse un punto de funcionamiento óptimo de coste mínimo, que los autores

denominan SEc. Este valor de la electricidad solar generada depende de la tecnología, la

radiación solar y su homogeneidad a lo largo del año. Así pues, para una radiación solar similar

a la que se da en España, los valores son y para una

planta de receptor central y otra de colectores cilindro-parabólicos respectivamente.

Una vez definida la SEc, la optimización puede realizarse mediante el aumento del tiempo de

almacenamiento alcanzando, por tanto, un mayor factor de capacidad.

Plantas de receptor de torre central:

Con respecto a la relación entre potencia instalada y capacidad de almacenamiento en sistemas

de receptor central, A. L. Ávila-Marín et al. (2013) realizan un análisis mediante la herramienta

Windelsol 1.0 para evaluar la relación óptima entre estos parámetros. El estudio concluye que

para minimizar el LCE en la tecnología de sales fundidas de nitrato se ha de tender hacia valores

bajos en la potencia instalada (33-78 MWe) y disponer de sistemas de almacenamiento de alta

capacidad (14-16 horas). Para la generación directa de vapor, a pesar de encontrar severas



131

Figura 3.63: CF vs electricidad solar generada (SE) por plantas de CCP y RC como función del SM y la capacidad de

almacenamiento (H). [Izquierdo S. et al. (2010)].

dificultades para encontrar información real en cuanto a costes reales, los resultados indicaban

que los valores mínimos para el LEC se obtenían con altas potencias (67-122 MWe) y baja

capacidad de almacenamiento (2-5 horas).

A pesar de las dificultades existentes para el almacenamiento térmico en centrales con

generación directa de vapor, A. L. Ávila-Marín et al. (2013) notan en su obra que la reducción

máxima en el LCE debido a la inclusión de un sistema de almacenamiento en centrales de

receptor central con generación directa de vapor es mucho más interesante que en centrales de

receptor central y sales fundidas (reducción del 3,9% frente al 2,7% respectivamente).

Figura 3.64: (a) LEC relativa para planta de 390MWth con TES y tecnología de sales fundidas (b) LEC relativa para

planta de 390MWth con TES y tecnología de generación directa de vapor.



132

3.6. CONSIDERACIONES CONSTRUCTIVAS GENERALES DE

LOS DISTINTOS ELEMENTOS DE SISTEMAS TES

En este capítulo se pretende recoger una serie de consideraciones constructivas útiles para la

puesta en marcha y correcto funcionamiento de un sistema de almacenamiento térmico

integrado en una planta CSP.

3.6.1. Elementos generales de un sistema de almacenamiento térmico

Puesto que principalmente se trataran aspectos constructivos de sistemas de almacenamiento

térmico en sales fundidas, se hará referencia a los elementos comúnmente empleado en dichas

instalaciones. No obstante, se ha de notar que en función de cada tecnología de almacenamiento

estos elementos variarían, encontrándose en cada una de ellas elementos específicos de los

sistemas con dicha tecnología.

Los elementos en un sistema de almacenamiento térmico con sales fundidas son:

Tanques de almacenamiento: Para contener un medio de almacenamiento líquido se

requiere de tanques de almacenamiento.

Intercambiadores de calor: En todo sistema de almacenamiento en el que se disponga de un

medio de almacenamiento independiente del fluido de transferencia (almacenamiento

indirecto) se requiere de la presencia de un intercambiador de calor. Este puede ser de

carcasa y tubos (sistemas de almacenamiento indirecto en tanques de sales) o puede tomar

la forma de un banco de tubos (almacenamiento sensible en módulos de hormigón).

Bombas y válvulas: Estos dispositivos son fundamentales para un correcto funcionamiento

del sistema de circulación de las sales. Es necesario un diseño cuidadoso y una elección

adecuada de dichos equipos para evitar un elevado número operaciones de mantenimiento

en el sistema, paradas de este, problemas de solidificación, etc.

Calentadores inmersos en los tanques: Son incluidos en el sistema para compensar las

pérdidas térmicas de los tanques, evitando la solidificación de las sales.

Sistema de aislamiento: Es necesario un correcto diseño y mantenimiento del aislamiento

del sistema para evitar caídas en el rendimiento del sistema debido a las pérdidas térmicas.

Traceado eléctrico para el calentamiento de las tuberías: Es necesaria su instalación en todas

las tuberías y equipos por los que fluyan sales fundidas. Su función principal es mantener la

temperatura de las sales a 290ºC.

Instrumentación y dispositivos de control: Se requiere del uso de cierta instrumentación y

dispositivos de control para asegurar un funcionamiento correcto del sistema, bien sean

sensores de nivel o medidores de temperatura.

3.6.2. Recipientes de almacenamiento

Una vez identificado el material del tanque, se pueden seleccionar los componentes restantes del

sistema de tanques en base al rango de temperatura de trabajo como criterio.



133

A continuación se detallaran algunos aspectos relacionados con el diseño de los tanques del

sistema de almacenamiento usado en el proyecto de demostración de Solar Two. Esto es de

interés para conocer tanto las partes básicas de un tanque de almacenamiento como los aspectos

más críticos para asegurar un correcto funcionamiento del sistema. En la obra de James E.

Pachecho (2002) puede encontrarse cuantiosa información al respecto.

Uno de los aspectos más importantes en el diseño de los tanques es el control de las pérdidas

térmicas, manteniendo unas buenas condiciones de aislamiento dentro del propio tanque. El

material de aislamiento ha de aislar el tanque de los alrededores y minimizar las pérdidas. En la

Figura 3.65 se muestran los distintos componentes que conformaban los cimientos de los dos

tanques de Solar Two. Partiendo desde el punto más bajo hacia arriba, la cimentación del tanque

consta de una losa de hormigón, una base de hormigón aislante, un aislamiento de espuma de

vidrio, ladrillos refractarios aislantes y una placa de acero. El perímetro de la base difiere

ligeramente, puesto que consiste en anillo amurallado de ladrillos refractarios para soportar las

grandes cargas de las paredes y el techo.

Con respecto al diseño de los propios tanques de almacenamiento, el tanque de sales frías se

fabricó con acero al carbono mientras que el de sales calientes se construyó con acero

inoxidable.

El tanque frío disponía de dos calentadores de 25 kWe inmersos en los tanques, y otro de

repuesto, para mantener el tanque a 290 ºC y así evitar la congelación de las sales en períodos

de ausencia de radiación solar. Las paredes y el tejado se aislaron respectivamente con 23 y 15

cm de mantas de lana mineral superpuestas con placas de 5 cm de espesor de fibra de vidrio. El

exterior del tanque se rodeó con protecciones de aluminio para evitar daños por las inclemencias

climáticas, y el fondo del tanque se aisló con 41 cm de aislante de espuma de vidrio en 10,2 m

de los 11,4 m de diámetro del tanque.

Figura 3.65: Cimientos de los tanques de almacenamiento de Solar Two (Kuravi et al. (2013))



134

El tanque caliente contenía tres calentadores de 25 kWe inmersos en el baño de sales y disponía

de uno adicional de repuesto, para mantener la temperatura de las sales a 565ºC y así mantener

la generación de potencia en condiciones nominales aún en períodos en los que la radiación

solar no era suficiente. Las paredes y el tejado se aislaron respectivamente con 46 y 30 cm de

mantas de lana mineral superpuestas con placas de 5 cm de espesor de fibra de vidrio. El

exterior del tanque se rodeó con planchas de aluminio para la protección de las condiciones

climáticas. La eficiencia de almacenamiento rondaba el 97%.

Figura 3.66: Tanques de almacenamiento de Solar Two: a la izquierda se observa el tanque frío y a la derecha el

tanque de sales calientes.

En 2010, el CIEMAT (Centro de investigaciones Energéticas Medioambientales y

Tecnológicas) firmó un contrato llave en mano para crear una planta experimental de

almacenamiento térmico mediante sales fundidas en las instalaciones de la PSA (Plataforma

Solar de Almería). Esta planta fue diseñada para evaluar las estrategias de los componentes,

instrumentación y operación y para dar apoyo a la industria en la calificación y evaluación de

los componentes. En la obra de M.-M. Rodríguez-García et al. (2013) se recogen numerosas

experiencias y lecciones aprendidas a raíz de la puesta en marcha y funcionamiento de la planta.

Dado el carácter ilustrativo de esta obra, ha sido de estimable ayuda para nutrir este apartado de

diseño de sistemas de almacenamiento con sales fundidas y se harán numerosas referencias en

notas posteriores, tanto a dicho obra como a la planta experimental.

En esta planta experimental para el almacenamiento de sales frías, lejos del diseño

convencional, se optó por un tanque horizontal situado en una fosa de hormigón haciendo las

veces, además, de un depósito de retención. El depósito se colocó por debajo del nivel de tierra

y todas las tuberías tienen una inclinación de al menos 1º para permitir el drenaje completo de

las sales de toda la instalación a dicho tanque.



135

Los tanques de sales fundidas están provistos de una bomba vertical, aislamiento térmico,

calentadores eléctricos interiores, traceado eléctrico en el lado exterior de las paredes,

medidores de nivel y sistemas de control de temperatura. En la fase de puesta en marcha, el

depósito de sal fría se llenó con 40 toneladas de sal. Durante el funcionamiento, esta sal era

bombeada desde un tanque a otro a través de cualquiera de los dos intercambiadores de calor,

dependiendo del modo de operación. En la tabla 3.16 se recogen las características principales

de los tanques de almacenamiento.

Tabla 3.16: Características de los tanques instalados en la planta experimental de PSA. [M.-M. Rodríguez-García

et al. (2013)].

3.6.3. Traceado de la red de tuberías

Para el diseño del traceado de tuberías se ha de tener en cuenta la necesidad de un perfil de

temperaturas homogéneo a lo largo del recorrido, evitando puntos fríos y calientes. Este aspecto

es especialmente crítico cuando se trabaja con sales fundidas, donde se ha de buscar un buen

contacto térmico entre la tubería y el calentador eléctrico instalado en el entorno de esta. En

tuberías con pequeños diámetros el control de la uniformidad de temperaturas resulta una tarea

complicada debido a que la inercia térmica y la transferencia de calor longitudinal por

conducción son menores Por esta razón, es recomendable evitar instalaciones de tuberías con

diámetros menores a 4”.

Cuando se incrementa el diámetro, la masa de fluido circulante incrementa a razón del cuadrado

del radio, sin embargo la transferencia de calor solo incrementa linealmente. Por ello, para un

mayor radio de tubería, menor es la unidad de masa de fluido por unidad de transferencia, y por

tanto menor es la inercia térmica. En tuberías con pequeños diámetros, una mínima variación en

la disposición de los calentadores eléctricos de las tuberías o en el aislamiento térmico resultaría

en una respuesta rápida del fluido circulante en el interior de la tubería, aumentando las

probabilidades de formación de deposiciones en la tubería.

Con el uso de sales fundidas, durante las horas nocturnas o de ausencia de radiación en el campo

solar, es recomendable drenar las sales hacia el tanque de almacenamiento (de sales frías en el

caso de disponer de la tipología de dos tanques), que deberá estar situado a una menor altura.

Tal y como recogen en su obra M.-M. Rodríguez-García et al. (2013), en la instalación



136

experimental en la PSA, la red de tuberías se diseño con una inclinación de 1º, demostrándose a

posteriori que esta inclinación era insuficiente para evitar la retención de sales en algunos casos.

Válvulas e instrumentación podrían tener zonas internas en las cuales la inclinación efectiva

fuese menor a la de diseño, originando puntos proclives a la solidificación de las sales.

Previa a la puesta en marcha de un sistema de almacenamiento, se lleva a cabo una prueba de

presión del sistema. Tras ello, puede permanecer cierta cantidad de agua en el circuito. Para

proceder a su eliminación suele realizarse un calentamiento de la red de tuberías mediante las

resistencias eléctricas dispuestas. Con ello se consigue convertir el líquido en vapor,

conduciéndolo hacia los puntos más elevados de la instalación, donde se ha de disponer de

válvulas de venteo correctamente colocadas para la evacuación del vapor hacia el exterior. La

eliminación del líquido restante puede durar varias horas, dependiendo de la cantidad de agua

presente en el sistema. Además de las válvulas de venteo, también puede procederse a la

inyección de aire o nitrógeno en la red de tuberías y en los tanques de almacenamiento.

3.6.4. Traceado de calentadores de las tuberías

El traceado de los calentadores de las tuberías es un aspecto decisivo en la instalación cuando se

opera con fluidos que corran el riesgo de solidificación o de sufrir deposiciones debido a

temperaturas fuera del rango de operación, como es el caso del uso de sales fundidas.

Normalmente el traceado de calentadores es una de las fases finales del diseño del sistema. Sin

embargo, un diseño incorrecto de la red de calentadores puede resultar en una degradación del

fluido de trabajo debido a un sobrecalentamiento, fallo de válvulas y demás equipos, o en el

retraso de la puesta en marcha de la instalación, como en el caso de Solar Two (Moore R. et al.

(2010)). Para el calentamiento de la red de tuberías existen distintas opciones, recogidas por

Pitzer, K. en su obra“The Relative Merits and Limitations of Thermal Fluid, Electric and Steam

Heat Tracing Systems”Thermon Corp., 2003. A continuación se detallan las distintas opciones

propuestas por el autor, así como algunas características de cada una de ellas:

Calentamiento con minerales, silicona o aceites aromáticos:

- Rango de temperaturas: 300-400ºC

- Diseño complejo del traceado, necesidad de bombas y unidad de calentamiento.

- Baja capacidad de calentamiento, requiriéndose en ocasiones un trazado múltiple de

calentadores

- Problemas de fugas, corrosión y necesidad de reemplazo del fluido.

Calentamiento con vapor:

- Rango de temperaturas: típicamente bajas temperaturas (< 200ºC)

- Diseño complejo del traceado, necesidad de bombas y unidad de calentamiento.

- Problemas de fugas, corrosión y necesidad de reemplazo del fluido.

Calentamiento eléctrico:

- Rango de temperaturas: por encima de los 500ºC

- Fácil instalación y mantenimiento.

- Opción económica para aplicaciones de alta temperatura



137

- Mejor control de la temperatura sobre otros métodos.

Basado en estas pautas, actualmente la única opción viable de todas ellas es el uso de

calentadores eléctricos (Moore R. et al. (2010)). Por ejemplo, para las instalaciones de Solar

Two se optó por el calentamiento eléctrico, puesto que se utilizaban sales fundidas tanto como

medio de almacenamiento como fluido de transferencia térmica, requiriéndose de una extensa

red de calentadores capaces mantener el fluido desde 290ºC para las sales a menor temperatura

hasta 600ºC para las sales calientes. Para el módulo de almacenamiento experimental fundado

por el CIEMAT en la Plataforma Solar de Almería en el año 2010, se optó también por el uso de

la típica configuración de calentadores eléctricos con aislante mineral. Más de 15 años han

pasado desde la instalación de la red de calentadores eléctricos en Solar Two, disponiéndose a

día de hoy de notables mejoras en el funcionamiento de estos sistemas en cuanto a

monitorización y control del proceso se refiere. Además, existen numerosas compañías que

trabajan en la instalación del traceado de los sistemas de calentamiento para plantas piloto y

aplicaciones industriales (Moore R. et al. (2010)).

El trazado eléctrico tiene un consumo eléctrico importante. En el caso de Solar Two, el traceado

eléctrico consumía aproximadamente 3 MWh/día (Pacheco J.E. (2002)). En el caso de la

anteriormente mencionada instalación experimental de la PSA, la instalación del trazado de

calentadores se dividía en dos circuitos diferentes, cada uno de los cuales podían activarse

independientemente. La potencia requerida iba desde 67.3 W/m en las tuberías de 2” hasta de

202.3 W/m para el resto de elementos (M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)).

A la hora de dimensionar la longitud del trazado del cable, pueden ocurrir algunos problemas si

no se corresponde la longitud del cable con la de la tubería. Por ejemplo, si el cable es

demasiado largo, puede haber un doblez del cable eléctrico en una misma zona produciéndose

un sobrecalentamiento de dicha zona; si por el contrario, el cable es demasiado corto habrá una

zona desprotegida térmicamente, en donde podría producirse una solidificación de las sales. Por

ello, en la fase de diseño del trazado de calentamiento debe especificarse el calor específico

disipado (W/m) y la masa de los elementos a calentar, así como la duración del período

promedio de calentamiento.

Para conseguir una buena distribución de temperaturas en un sistema de sales fundidas, los

cables de calentamiento han de ser cuidadosamente instalados, discurriendo paralelos a la

tubería y bien fijados a esta. Para una buena fijación del trazado de calentamiento tuberías,

válvulas y otros elementos suelen utilizarse mallas metálicas. Para proteger el aislamiento del

contacto directo con los calentadores suelen emplearse láminas de acero inoxidable. Estas

láminas de acero inoxidable también suelen utilizarse para mejorar la transferencia de calor

entre el trazado eléctrico y las válvulas y tuberías, tal y como puede observarse en la Figura

3.67 (M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)).

Otro aspecto importante a contemplar para una buena fijación del trazado eléctrico con respecto

a la red de tuberías de fluido de almacenamiento es la disposición de los cables en la

confluencia de las abrazaderas y demás soportes de las tuberías. Siempre se ha de disponer el

trazado eléctrico junto a la tubería, por ello se ha de hacer pasar el trazado eléctrico de

calentamiento por el interior de dicha abrazadera, y no por el exterior de esta tal y como puede

apreciarse en la Figura 3.68. Con esta disposición, a pesar de que tubería y cableado tengan



138

distintos coeficientes de dilatación pueden discurrir paralelamente manteniendo el contacto en

todo momento, evitando puntos fríos (M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)).

Debido a los elementos de mayor masa, p.ej. válvulas, puesto que tienen una mayor inercia

Figura 3.67: Mejoras de la transferencia de calor entre el trazado de calentamiento y tuberías. 1: PT100. 2:

Traceado de calentamiento eléctrico. 3: Malla metálica. 4: Láminas de acero inoxidable. 5: Pieza circular de

aluminio situada al final del aislamiento térmico. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)]

Figura 3.68: Disposición inapropiada del traceado eléctrico de calentamiento con respecto a la tubería en una

abrazadera. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)]



139

térmica, se ha de disponer de un circuito de calentamiento independiente del de calentamiento

de tuberías, con distintos ratios de calentamiento y sensores de control de temperatura ajustados

convenientemente.

3.6.5 Intercambiadores de calor

En una planta de generación eléctrica solar de concentración, se hace totalmente imprescindible

la inclusión de un intercambiador de calor si se dispone de un sistema de almacenamiento

térmico indirecto. La eficiencia térmica en este caso depende de las pérdidas hacia el exterior,

no sólo a través del propio intercambiador, sino también a través de los conductos de entrada y

salida y a través de los apoyos. Dentro de los sistemas de almacenamiento está completamente

extendido el uso de intercambiadores de carcasa y tubo, debido principalmente a su simplicidad

y a unos criterios de diseño totalmente asentados.

El proceso de selección del diseño de un intercambiador de carcassa y tubo es proporcionado

por Rohsenow, W.M. en su obra “Handbook of Heat Transfer, 3rd Edition” (1998). La selección

del lado de circulación de los fluidos implicados en la transferencia de calor desde el sistema de

almacenamiento hasta el fluido de transferencia en el intercambiador de calor depende de varios

factores (Moore R. et al. (2010)):

Mantenimiento y limpieza: La carcasa suele ser muy cara en comparación al banco de

tubos. El banco de tubos suele ser fácilmente repuesto, mientras que la carcasa no. Además,

en la parte de la carcasa se dificultan las tareas de limpieza.

Corrosión: Los fenómenos de corrosión podría obligar a emplear materiales caros, por ello

el fluido más corrosivo ha de estar en el lado de los tubos.

Presión: El fluido a mayor presión ha de ir contenido en el lado de los tubos.

Temperatura: El fluido a mayor temperatura deberá circular por el lado de los tubos. Como

con la presión, los fluidos a alta temperatura requieren de materiales de mayor espesor.

Además, si el fluido más caliente se encuentra en el lado de la carcasa se incrementarían las

pérdidas térmicas hacia el exterior, requiriéndose de un mayor espesor de aislante.

Fluidos peligrosos o caros: Han de transcurrir por el lado de los tubos por motivos de

seguridad.

Cantidad de flujo: La corriente con menor flujo debería circular por el lado de la carcasa.

Para así poder disminuir la cantidad de superficie requerida en el intercambiador.

Viscosidad: Un flujo turbulento proporciona una mejor transferencia de calor que un flujo

laminar. Por ello, los fluidos deben ir dispuestos para obtener en la medida de lo posible un

flujo turbulento tanto en el lado de la carcasa como en el de los tubos.

Caída de presión: La caída de presión es fácilmente calculable en el lado de los tubos

mientras que una caída de presión en el lado de la carcasa puede variar de manera

significante con respecto a los valores teóricos. Si la caída de presión es especialmente

crítica para uno de los fluidos implicados ha de ir en el lado de los tubos.

En el caso de operar con sales fundidas como medio de almacenamiento, esta corriente suele

disponerse en el lado de la carcasa.



140

Adicionalmente a los criterios anteriormente mencionados, a la hora de situar el generador de

vapor se ha de tener en cuenta tanto la gran longitud de los intercambiadores de carcasa y tubo,

como el gran peso de estos (Moore R. et al. (2010)).

Una peculiaridad de los intercambiadores de calor utilizados en un sistema de almacenamiento

indirecto es que han de permitir el drenaje completo del fluido que circula por la carcasa en caso

de parada, para así evitar deposiciones del fluido de almacenamiento dentro del intercambiador.

Esto suele realizarse en los intercambiadores de carcasa y tubo mediante la instalación de estos

con cierta inclinación o con unos canales de drenaje en la base de los deflectores. No obstante,

en el caso de disponer de canales de drenaje dentro del intercambiador se ha de tener en cuenta

que esto puede tener consecuencias negativas de cara al intercambio de calor, y si el

intercambiador opera con cierta inclinación se ha de tener en cuenta la posibilidad de formación

de burbujas de gas dentro de este, tal y como se representa en la Figura 3.69 con la formación

de una bolsa de nitrógeno (N2) cuando se opera con sales fundidas.

Figura 3.69: Intercambiador de calor con cierto grado de inclinación y canales de drenaje en la base de los

deflectores. [M.-M. Rodríguez-García et al. (2013)].

Las dos opciones contempladas por M.M. Rodríguez-García et al. para realizar el drenaje en

intercambiadores que operan con sales fundidas, van en detrimento del comportamiento térmico

del intercambiador puesto que se reduce el área efectiva de intercambio, y por tanto las

consideraciones anteriores han de ser tenidas en cuenta en el diseño del intercambiador. Por

todo ello es recomendable reducir al mínimo la pendiente del intercambiador para hacer posible



141

el drenaje de las sales (en torno a un 0.5%), situando la entrada de las sales al intercambiador en

la parte baja y la salida en la parte alta. Además, el tamaño de los canales para el drenaje se ha

reducir al mínimo para permitir el drenaje por gravedad de la sales, a pesar de que esto

incremente el tiempo de drenaje.

Los autores Herrmann et al. 2004, reportan algunas de las características exigibles a los

intercambiadores de calor de aceite-sales utilizados en sistemas de almacenamiento indirecto

integrados en plantas que utilizan aceites térmicos como HTF. Estos intercambiadores han de

diseñarse con un approach point mínimo, en un rango de entre 3-10 ºC, para así minimizar una

penalización en el rendimiento del ciclo Rankine durante la descarga térmica, y para mantener

el suministro de fluido de transferencia a una temperatura razonable al campo de colectores

durante la carga del sistema de almacenamiento. Adicionalmente, la presión de vapor del fluido

de transferencia es aproximadamente 10 bares a la temperatura típica de salida del campo de

colectores a 390 ºC. La presión a la entrada del intercambiador se mantiene en un valor nominal

de 20 bares. Por el contrario, la presión de vapor de las sale de nitrato es muy baja (< 1Pa), por

lo que la presión en el lado de las sales es la mínima necesaria para la circulación de las sales, o

a lo sumo de 5 bares. Por ello, una vez más la opción más adecuada es la de disponer de un

intercambiador de carcasa y tubos, con las sales de nitrato en el lado de la carcasa y el aceite

térmico circulando por el banco de tubos.

En la planta experimental de la PSA, también se dispuso de un circuito de CO2, utilizando dicho

gas como fluido de transferencia. Este se compone de dos 50 m colectores parabólicos

Eurotrough, conectados en serie a un soplador que impulsa el gas y para un enfriador de aire

para el escape de calor a la atmósfera. El CO2 puede alcanzar temperaturas de hasta 525 º C. La

instalación está conectada a la instalación de prueba de sal fundida a través de un

intercambiador de calor de CO2-sales fundidas. Con este intercambiador la sal fundida a 290º C

se calienta hasta 505 ° C en condiciones nominales. El gas utilizado actualmente es el CO2,

pero el intercambiador de calor puede trabajar con cualquier otro gas para dar diferentes tasas de

intercambio de calor.

En esta planta se hace uso además de un intercambiador de calor de sales-aceite, cuyas

condiciones de trabajos son similares a las típicas de una central solar de concentración

funcionando con aceite térmico como fluido de transferencia.

En la tabla 3.17 se muestran los parámetros de diseño de ambos intercambiadores.

A parte de los intercambiadores de carcasa y tubo, también pueden considerarse otras opciones

no convencionales. Una de ellas es el uso de intercambiadores helicoidales o de espiral. Estos

intercambiadores presentan coeficientes de transferencia mayores que los anteriormente

descritos, precisando, por tanto, de una menor área de intercambio. La principal característica de

estos intercambiadores es que la trayectoria curva hace que el fluido circulante lo haga bajo un

flujo turbulento, que sería laminar en caso de seguir una trayectoria recta con las mismas

condiciones de flujo (Moore R. et al. (2010)). La fuerza centrífuga creada por la trayectoria



142

Tabla 3.17: Parámetros de diseño de los intercambiadores de la planta experimental en la PSA [M.-M. Rodríguez-

García et al. (2013)].

curva del fluido crea un mecanismo de auto-limpieza, previniendo así la formación de fouling

dentro del intercambiador. Debido a esta característica, los intercambiadores de espiral son

ampliamente utilizados con flujos bifásicos.

Por otro lado, Yang et al. (2009) investigaron el rendimiento de transferencia térmica en un

receptor de sales fundidas con tubos en espiral en una torre solar (Figura 3.70). Los autores

concluyeron que este sistema presentaba una transferencia de calor tres veces mayor que con el

uso de tubos rectos.

Figura 3.70: Tubos de intercambio presentados por Yang et al. (2010).



143

3.6.6. Otros elementos auxiliares

Bombas

A pesar de que hay una gran variedad de bombas y válvulas comercialmente disponibles, tal y

como apunta Moore R. et al. (2010), en la experiencia de Solar Two se observaron numerosos

problemas de fugas y demás fallos de estos equipos. Sin embargo, los autores señalan una

carencia de información reportada en estos aspectos en instalaciones en funcionamiento.

Tal y como describen Pacheco et al. (2001), en la planta Solar Two, para el bombeo de las sales

a alta temperatura se hizo uso de bombas verticales en voladizo puesto que no se disponía de

cojinetes cuyos materiales fuesen apropiados para el uso con sales a altas temperaturas (570ºC).

Debido a la tipología de estas bombas, su longitud estaba limitada a 3 m. Esto hecho hizo

imposible su instalación dentro de los propios tanques, requiriéndose de pozos de bombeo tal y

como puede apreciarse en la Figura 3.71. Para el bombeo de sales a baja temperatura se hizo

uso de cojinetes lubricados.

Figura 3.71: Sistema de bombeo de Solar Two. Pacheco et al. (2001)



144

Figura 3.72: Bomba de impulsión de sales de Solar Two. Pacheco et al. (2001)

Según recogen Reilly et al. (2001), este sistema de bombeo produjo numerosos problemas de

fugas, tenía un flujo y presión máximas muy limitadas, quedando desaconsejado para

experiencias futuras.

Por ello, Sandia National Laboratories (SNL) junto con Nagle Pumps, como parte del

“Concentrating Solar Power Program” del DOE, estudió el comportamiento de las bombas

centrífugas verticales de vástago alargado para sales fundidas a alta temperatura para plantas de

torre central (Figura 3.73). En las pruebas se identificaron una serie de materiales para

conformar las camisas de los cojinetes que trabajasen bien a altas temperaturas (Barth et al.,

2001). Esta bomba tenía aproximadamente 9 metros ya montada (frente a los1.8 metros de las

bombas en voladizo de Solar Two), por lo que permitió montarla directamente sobre los tanques

de sales. Esto permitió eliminar los pozos de bombeo así como las válvulas de control,

instrumentación y el aislamiento de estos; reduciendo por ende las pérdidas térmicas y

problemas de anegación de los pozos de bombeo.

Figura 3.73: Montaje de la bomba centrífuga de vástago alargado en los ensayos realizados por SNL. Barth et al.,

2001



145

Según anuncia la empresa Wilfley, estas bombas se encuentran comercialmente

disponibles con tamaños de hasta 15 metros, además pueden ser también instaladas en

plantas de colectores cilindro parabólicos.

Válvulas

En Solar Two se utilizaron numerosos diseños de válvulas en alta y baja temperatura. Las

válvulas de compuerta y de tapón funcionaron bien. En cambio las válvulas de bola no tuvieron

un comportamiento favorable, y tuvieron que cambiarse por válvulas de compuerta o eliminadas

por un rediseño del sistema (Reilly et al. (2001)).

En la página de la empresa Tyco se recogen las válvulas necesarias en un sistema de

almacenamiento térmico en una instalación de colector cilindro-parabólico (almacenamiento

indirecto) y en otra de receptor central (almacenamiento directo).

Tabla 3.18: Válvulas necesarias para sistemas de almacenamiento con sales fundidas en plantas solares de

concentración. Fuente: www.tyco.com

Planta de concentración solar de colectores cilindro-parabólicos.

Tanque de sales frías Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de

estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad,

Sistema de recubrimiento, Válvulas de venteo

Tanque de sales calientes Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de



Intercambiador de calor Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de

estanqueidad, Válvulas de control, Válvulas de seguridad

Planta de concentración de receptor central

Tanque de sales frías Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de



Tanque de sales calientes Válvulas excéntricas triple, Válvulas de globo con fuelle de



Resistencias de calentamiento inmersas en los tanques de almacenamiento



146

Las pérdidas térmicas en los tanques de almacenamiento pueden ser compensadas con un aporte

de calor por otro medio externo. En las plantas comerciales, la superficie del tanque es pequeña

en comparación a su volumen por lo que disponer de calentadores eléctricos puede ser suficiente

para compensar las pérdidas térmicas. En instalaciones que hacen uso de sales fundidas como

medio de almacenamiento se hace absolutamente necesaria su disposición para evitar la

solidificación de las sales

Uno de los aspectos que requieren un mayor cuidado en la instalación de calentadores inmersos

en los tanques de sales es la disipación de calor. El aporte térmico ha de ser lo suficientemente

rápido para evitar que la sal en contacto directo con estas resistencias alcance temperaturas en

las cuales las sales sean químicamente inestables. Esto tiene lugar a unos 620 ºC, produciéndose

una disociación de los iones de nitrato en iones de nitrito y oxígeno, de acuerdo con la siguiente

reacción

. Por tanto, el flujo de calor a disipar ha de ser calculado con

precisión. Los valores típicos para el acero inoxidable puede variar entre 1.2-1.4 W/cm2.

La transferencia de calor entre el fluido y estos calentadores tiene lugar principalmente por

convección. Por tanto, la temperatura del fluido por debajo de estos dispositivos será

ligeramente menor que la del mismo fluido centímetros por encima. En el caso de utilizar sales

fundidas como medio de almacenamiento, si el tanque de almacenamiento contiene un doble

fondo en la base para la disposición de la bomba de impulsión y los calentadores eléctricos se

instalan por encima de esta superficie, es posible que se produzca la solidificación de las sales

aún cuando los calentadores están en funcionamiento. Una manera de evitar este inconveniente

es instalar un cableado eléctrico de calentamiento alrededor de la base que compense las

pérdidas térmicas en esta, para así evitar la solidificación de las sales en la bomba de impulsión.

3.6.7. Aislamiento térmico en conductos

Una de los aspectos más importantes para reducir las pérdidas térmicas en un sistema que

trabaja a alta temperatura es la instalación de un aislamiento adecuado. Si el aislamiento es

inapropiado pueden producirse puentes térmicos de transferencia de calor desde las tuberías

hacia la atmósfera.

Comúnmente suele utilizarse como aislante lana de roca rodeadas con carcasas de aluminio para

la protección de las condiciones climatológicas. Esta carcasa de aluminio, en ocasiones puede

estar en contacto con las tuberías en determinados puntos como en la confluencia de varias

secciones de tuberías o entre secciones estrechas de tuberías y válvulas. Esto puede conllevar la

presencia de puntos fríos, que en el caso de sistemas con sales fundidas son puntos proclives a

la solidificación de dichas sales (M.-M. Rodríguez-García et al. (2014)). En los puntos

especialmente susceptibles de solidificación de las sales, como las estructuras de apoyo,

instrumentos de medida, válvulas, etc., es necesario prestar especial atención a la calidad del

aislamiento térmico.

Moore R. et al. (2010), tras los numerosos problemas de fugas térmicas y de fallos en el

aislamiento reportados durante la experiencia de Solar Two, sugieren la utilización de aerogel

como aislamiento térmico para puntos en los que el aislamiento térmico es crítico en



147

instalaciones que trabajen con sales fundidas. El aerogel tiene menor densidad volumétrica que

cualquier otro material sólido poroso y una conductividad térmica 2 o 3 veces menor que la

mejor fibra cerámica de aislamiento. El coste de este tipo de aislamiento es de 1.99$/ft2 para 5

mm de espesor y de 3.67$/ft2 para 10mm. La temperatura máxima de operación de este material

es de 650ºC. Puede adquirirse en láminas o planchas en Aspen Aerogels, S.A.. Además es

fácilmente manejable, pudiéndose cortar con un cuchillo o con tijeras. En la tabla 3.19 se

muestra una comparativa entre las propiedades del aerogel y de una manta cerámica para unas

mismas condiciones de aislamiento.

Tabla 3.19: Comparativa entre materiales aislantes. Fuente: Moore R. et al. (2010).

Material Conductividad

[W/mk]

Espesor

[kg/m3]

Coste

[$/ft2]

Manta cerámica 40 128 3,67 (10 mm espesor)

Aerogel De 12 a 16 112 2-5 (1” de espesor)

.

3.6.8. Instrumentación y control

Con respecto a las partes electrónicas de los componentes de la instalación, M.-M. Rodríguez-

García et al. (2014) recomiendan dejar una distancia apropiada sin aislamiento térmico para

asegurar que dichas partes electrónicas no alcanzan excesivas temperaturas durante su

funcionamiento. Los autores advierten, además, que a la hora de seleccionar la instrumentación

se evite incluir instrumentos con transductores integrados. Esto se debe a que los instrumentos

suelen venir aislados térmicamente para reducir las pérdidas de calor y esto puede causar un

calentamiento de las partes electrónicas del transductor, resultando en un funcionamiento

inapropiado del dispositivo. La mejor opción en este caso es fijar una cierta distancia entre

transductores y el sensor correspondiente. Para evitar este problema, los autores sugieren la

utilización de instrumentos de medida sin componentes electrónicos. Para la protección de los

sensores de temperatura con conversor electrónico sugieren la inclusión de termopozos.

Las altas temperaturas en sistemas de almacenamiento también pueden afectar a los

posicionadores de las válvulas, produciendo un mal funcionamiento de estos. No obstante, esto

puede evitarse colocando estos posicionadores alejados de las propias válvulas o mediante la

instalación de aletas para disipar el calor.

Para el control de la temperatura en válvulas y las tuberías adyacentes a estas, se recomienda el

uso sensores independientes puesto que si se dispone de un sensor común situado en la válvula,

la temperatura en la tubería puede ser excesivamente alta en el momento en el que el sensor

controlador desactiva el traceado eléctrico de calentamiento. Esto se debe a que la inercia

térmica de la válvula es mucho mayor que la de la tubería. Esto puede originar daños en el



148

traceado eléctrico de calentamiento o acelerar la corrosión en las zonas más calientes. Si por el

contrario se instalase en la tubería, podría desactivarse el traceado de calentamiento en un

momento en el que la temperatura en la válvula fuese excesivamente baja, surgiendo la

posibilidad de solidificación de las sales en la válvula.

Estos sensores han de ir colocados cuidadosamente. En válvulas pequeñas se recomienda

colocarlos en los puntos de menor temperatura esperada. En válvulas de gran tamaño es positivo

disponer de al menos dos circuitos independientes, uno en la base y otro en la cabeza de la

válvula. En las tuberías se ha de instalar en un punto en el que no haya posibilidad de existencia

de otra fuente de calor (como por ejemplo un tanque de almacenamiento) que pueda falsear las

lecturas del sensor.

Tal y como explican Moore R. et al. (2010), la medición del nivel de fluido de almacenamiento

en los tanques durante la experiencia de Solar Two estuvo marcada por una serie de dificultades.

Para soslayar estas dificultades, los autores recomiendan el uso de sensores radar del nivel en

sistemas de almacenamiento con sales fundidas, debido a que las señales emitidas pueden

penetrar numerosos materiales, incluyendo materiales cerámicos, poliméricos e incluso algunas

aleaciones metálicas. Algunos de estos materiales además son buenos aislantes térmicos, por lo

que podrían utilizarse para proteger al dispositivo radar de las altas temperaturas. Estos

dispositivos se encuentran comercialmente disponibles, p.ej. la empresa Vega S.A.

comercializará un sensor radar para operar por encima de los 400ºC y 160 bares.



149

4.- RESUMEN Y CONCLUSIONES

4.1. Resumen

- La integración de un sistema de almacenamiento térmico en una planta solar de

concentración tiene como repercusiones positivas: incremento de la eficiencia de conversión

solar-eléctrica, debido a que (a) durante las horas pico de producción de potencia se reduce el

desperdicio de calor excedente y (b) disminuyen las paradas en la turbina en los momentos de

menor incidencia solar ; disminuye el coste de generación eléctrica (LCOE); y se disminuyen el

número de paradas y puesta en marcha de la turbina debido a transitorios, disminuyendo el

consumo parasitario de electricidad. Por el contrario tiene como consecuencias menos

deseables: posibilidad de un descenso en el rendimiento del ciclo de potencia debido a la

disminución de la temperatura de vapor cuando el sistema de almacenamiento está descargando;

posible aumento de las pérdidas en el receptor por un aumento en la temperatura de retorno del

fluido de transferencia al campo solar; aumentan las pérdidas térmicas de la planta; aumenta el

campo solar; aumenta el coste de capital de la planta.

- Debido a la creciente preocupación por la autonomía energética y la desvinculación del

consumo de combustibles fósiles en gobiernos de todo el mundo, el sector termosolar está

experimentando un crecimiento que tiene su inicio con el comienzo del siglo XXI. Este hecho

estuvo propiciado por el potencial de esta tecnología de cara a la gestión de la producción

eléctrica con la disposición de sistemas de almacenamiento térmico, haciéndose efectivo dicho

desarrollo con la estimable ayuda de políticas energéticas que han favorecido este sector frente a

otras tecnologías de producción de potencia con recursos renovables.

- Actualmente, según el US DOE, el LCOE con sistemas solares de concentración se

sitúa en torno a los 0.21 c$/kWh. Para acortar la diferencia del coste de generación de la energía

solar con respecto a otras tecnologías, el gobierno estadounidense ha planteado un ambicioso

programa de financiación de proyectos con el que se pretende situar el LCOE en 6c$/kWh para

2020. Para conseguirlo, las reducciones de costes más notables se pretenden realizar en el

campo solar (reducción del 78%) y fundamentalmente en los sistemas de almacenamiento

(reducción del 80%).

- Según apuntan numerosos investigadores, el uso del sistema convencional de dos

tanques de sales fundidas con almacenamiento indirecto parece ser la solución más viable

comercialmente para las centrales solares de concentración con aceites como fluido de trabajo.

Actualmente más de tres cuartos de los sistemas de almacenamiento instalados en centrales de

potencia trabajan con sales fundidas. La mayor ventaja que presentan este tipo de sistemas es la

consolidada madurez de la tecnología en relación al uso de sales fundidas. Sin embargo, análisis

del ciclo de vida de sistemas de almacenamiento en sales fundidas muestran que esta tecnología

es una de las que tienen un mayor impacto por kWh almacenado, ya que se necesita más

material y equipos más complejos para el funcionamiento del conjunto. El aspecto más crítico y

que además ocupa gran parte de los esfuerzos empleados en el diseño de sistemas de

almacenamiento con sales fundidas es evitar puntos proclives a la solidificación de las sales. A

su vez, gran parte del coste de capital y de funcionamiento de estas instalaciones está

relacionado con el calentamiento de las sales para evitar la congelación de estas. Empresas



150

como Halotechnics trabajan activamente en el desarrollo de sales inorgánicas con bajos puntos

de congelación (< 80ºC) también conocidas como “deep eutectic formulations” y bajas

presiones de vapor (< 5 atmósferas) cuando se encuentran a temperaturas de en torno a 500ºC.

La Universidad de Alabama, por otro lado, trabaja en el desarrollo de sales que puedan trabajar

a más de 650ºC para posibilitar el uso de las sales en las generaciones venideras de centrales de

receptor central que integrarán turbinas de alta eficiencia. El uso de nanopartículas tanto de

grafito como de cerámicas y de nanotubos de grafito ocupa el interés de numerosas

investigaciones para aumentar la capacidad específica térmica de las sales (llegando Texas

Engineering Experiment Station a incrementar la capacidad térmica específica de las sales

fundidas de 1.5 a 1.9 J/g·K con nanopartículas cerámicas).

- Desde el año 1992 hasta el momento, el DLR (Centro Aereoespacial Alemán) ha

investigado a fondo aspectos varios del almacenamiento en hormigón. Los resultados obtenidos

hasta el momento parecen apuntar que solo parece viable el uso futuro de estructuras de

cerámica moldeable y hormigón de alta temperatura, siendo este último material la opción más

interesante de ambas. Los sistemas basados en el almacenamiento en hormigón, debido a su

sencillez, son unos de los que menor impacto ambiental tienen por kWh almacenado. No

obstante, este tipo de sistemas presentan una serie de limitaciones importantes actualmente: las

pérdidas de calor en sistemas de almacenamiento en hormigón y cerámicas suelen ser

notablemente elevadas y difíciles de controlar; bajos ratios de intercambio de calor entre el

fluido de transferencia y el medio de almacenamiento; estrés termomecánico entre el medio de

almacenamiento y los materiales de refuerzo del sistema debido a la diferencia entre los

coeficientes de dilatación. De hecho, la entidad ABENGOA como parte de su proyecto dentro

del programa HEAT fruto la iniciativa SunShot del US DOE afirmaba que el almacenamiento

sensible en medios sólidos no es viable debido a que presenta un coste global de un 10% mayor

que el resto de tecnologías (coste de almacenamiento ~ 25-30 $/kWhth ).

- El almacenamiento de calor en materiales de cambio de fase presenta una serie de

características que hacen de estos una opción futura de estimable interés, como son la alta

densidad de energía de almacenamiento y los procesos de transferencia isotermos (característica

especialmente interesante para el uso de PCM en sistemas de generación directa de vapor). Las

limitaciones técnicas más importantes de este tipo de sistemas son: la baja conductividad; la

deposición de sólidos en las superficies de intercambio debido a un cambio de fase incompleto

en parte del material; necesidad de un procedimiento estándar internacional de caracterización

de las propiedades termofísicas de los PCM, con el que se evite la actual divergencia en los

métodos y procedimientos para este fin. (Cárdenas et al., 2013); hasta el momento no hay

materiales de cambio de fase de alta temperatura comercialmente disponibles; los sistemas

basados en el uso de PCMs necesitan de una gran cantidad de energía indirecta para su

funcionamiento. De entre los métodos de mejora de la transferencia de calor en sistemas de

almacenamiento de calor latente con materiales de cambio de fase destaca el uso de estructuras

de grafito (como superficies aleteadas de grafito que encierran el material de cambio de fase) y

el uso de termosifones (“Heat Pipes”). Acciona Solar, planea diseñar y validar un prototipo y

demostrar un sistema de almacenamiento de 800 MWhth basado en materiales de cambio de

fase.



151

- El almacenamiento en tanques termoclino es una de las opciones futuras más atractivas

para el almacenamiento térmico a bajo coste con buenas características. La principal ventaja de

un sistema de tanque aislado termoclino es la disminución del coste del sistema un 35% con

respecto al sistema convencional de almacenamiento en dos tanques. Para la mejora del

comportamiento térmico de estos sistemas, la investigación actual parece decantarse por el

almacenamiento en medio dual mediante la inclusión de materiales de relleno en un fluido de

almacenamiento. Las pruebas de estabilidad térmica realizadas en las instalaciones

experimentales de los laboratorios Nacionales de Sandia indicaban la especial aptitud de las

rocas de cuarcita y de arena de sílice como potenciales materiales de relleno con sales fundidas

(Brosseau et al., 2004). Las principales dificultades técnicas de estos sistemas son: problemas

para separar el fluido frío y el caliente; las altas temperaturas de salida del sistema de

almacenamiento conducen a un incremento de las pérdidas en el campo solar; en definitiva, es

considerado como un sistema de almacenamiento termodinámicamente ineficiente.

- Debido a al calor asociado a las reacciones que tienen lugar en los procesos de

almacenamiento, el almacenamiento termoquímico presenta un gran potencial. Sin embargo,

sólo se han realizado experimentos a pequeña escala (~15 kWsol ). Los resultados experimentales

muestran que es posible el uso de estos sistemas, aun teniendo en cuenta períodos transitorios y

demás dificultades técnicas, mediante una correcta selección del rango de temperaturas de

operación en reactores estándar. Los sistemas de almacenamiento termoquímico con amoníaco

tienen una eficiencia de almacenamiento entorno al 53% (Lovegrove et al., 2004). De entre los

principales obstáculos para el uso de estos sistemas a nivel comercial pueden mencionarse:

problemas de estabilidad térmica y cíclica; elevado coste del sistema; falta de madurez de esta

tecnología. Numerosas investigaciones giran en torno a la utilización de las reacciones de

oxidación/reducción de óxidos metálicos para el almacenamiento termoquímico.

- Los sistemas de generación directa de vapor en el campo de colectores está cobrando

importancia en las centrales de receptor central de torre y en las de colectores cilindro-

parabólicos. Estas plantas precisan, al menos de sistemas de almacenamiento a corto plazo

(almacenamiento “buffer”) para absorber transitorios por falta de radiación que puedan inducir

paradas en la turbinas o estrés termomecánico en los componentes del sistema. Esta tarea se ha

venido desempeñando por acumuladores de vapor bajo distintas configuraciones, trabajando con

vapor entre 60 y 100 bares. Sin embargo el uso de acumuladores de vapor se ve limitado a bajas

capacidades de almacenamiento. Hay estudios que afirman que el almacenamiento en plantas de

receptor central con generación directa de vapor puede llegar a ser incluso más interesante que

en sistemas similares que trabajen con sales fundidas. Tal y como se mencionaba anteriormente,

el uso de materiales de cambio de fase es especialmente interesante para tenerlo en

consideración en futuros sistemas de almacenamiento de vapor.

- Ciertos estudios parecen indicar que para minimizar el LCOE en plantas de receptor

central con de sales fundidas de nitrato se ha de tender hacia valores bajos en la potencia

instalada (33-78 MWe) y disponer de sistemas de almacenamiento de alta capacidad (14-16

horas) mientras que en las plantas de receptor central con generación directa de vapor a pesar de

encontrar severas dificultades para encontrar información real en cuanto a costes reales, los

resultados indicaban que los valores mínimos para el LCOE se obtenían con altas potencias (67-

122 MWe) y baja capacidad de almacenamiento (2-5 horas). Por otro lado, para las plantas de



152

colector cilindro-parabólico el valor mínimo del LCOE es prácticamente idéntico para

capacidades de almacenamiento de entre 8 y 12 horas. Otros estudios revelan que si desea

disponer de sistemas de apoyo con pequeñas capacidades (1-4 h ), las plantas solares con

almacenamiento térmico (solo almacenamiento térmico) tuvieron valores del LCOE ligeramente

inferiores a las plantas con respaldo de gas natural. En cambio, para mayores capacidades del

sistema de apoyo ( 5-12 h ), las plantas con uso exclusivo de almacenamiento tuvieron valores

LCOE ligeramente más altos que las plantas con sistemas auxiliares de gas natural.

4.2. Conclusiones

- La inclusión de sistemas de almacenamiento térmico y la reducción de los costes de

almacenamiento de energía están tomando gran importancia en el sector termosolar. Entre el 35-

38% de los esfuerzos mundiales para el progreso de dicho sector se centran en el desarrollo de

los sistemas de almacenamiento.

- Actualmente el uso de sales fundidas es el estandarte del almacenamiento térmico a

nivel comercial. Su presencia en las actuales centrales solares de concentración es muy

sobresaliente con respecto al resto de tecnologías. El bastión del papel protagonista de esta

tecnología a día de hoy son la conjunción de madurez y fiabilidad del sistema junto con unas

buenas características de operación a un coste asumible. Por otra parte, el uso comercial de otros

sistemas de almacenamiento de alta temperatura (almacenamiento en medio sólido, con

materiales de cambio de fase, etc.) ha de romper aún con muchas barreras técnicas y

económicas. En base a esto y tras un análisis de la tecnología utilizada en los futuros sistemas

de almacenamiento integrados en los proyectos de plantas CSP que actualmente se encuentran

en fase de desarrollo, podría afirmarse que durante al menos los próximos 10 años la presencia

de sales fundidas en sistemas de almacenamiento en el entorno comercial seguirá ocupando el

puesto predominante que tiene a día de hoy.

- El sector termosolar parece presentar una predilección por la tecnología de receptor

central de torre para la construcción de grandes plantas solares funcionando como plantas base

de suministro de potencia. La principal característica de la nueva generación de plantas

termosolares es el aumento de los parámetros de vapor del bloque de potencia, permitiendo el

uso de turbinas de alta eficiencia. La discordancia entre la evolución tecnológica de los sistemas

de almacenamiento con respecto a otros subconjuntos de las plantas solares parece ser la

principal limitación para su uso futuro en la nueva generación de plantas de potencia. Por ello,

parece plausible afirmar que más que apostar por la introducción de nuevas tecnologías, las

mejoras en un futuro a corto plazo de los sistemas de almacenamiento comerciales giren entorno

al desarrollo de los sistemas de almacenamiento con sales debido a su actual estado de

desarrollo. El campo de mejora de los sistemas de sales fundidas se basará en aspectos como:

elevación de la temperatura máxima de trabajo; disminución del punto de congelación;

disminución de la presión de vapor de las sales a altas temperaturas; aumento de la capacidad

específica térmica; o rediseño del sistema para utilizar el número mínimo de elementos que

eleven el coste del sistema (intercambiadores de calor y tanques).



153

- Para una prosperidad futura de los sistemas de almacenamiento y del sector termosolar

en definitiva, es imprescindible la financiación de entidades gubernamentales para la

investigación y desarrollo de la tecnología implicada, y conseguir así hacer competitiva la

generación eléctrica solar de concentración frente a otras fuentes energéticas no renovables.



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