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Equation Chapter 1 Section 1
Proyecto Fin de Carrera
Ingeniería Industrial
Simulación dinámica de producción, consumo y
almacenamiento de energía térmica con sales
fundidas.
Sevilla, 2018
Autor: Alberto Mozo Mínguez
Tutor: José Ánge González Pérez
Dep. Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
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Proyecto Fin de Carrera
Ingeniería Industrial
Simulación dinámica de producción, consumo y
almacenamiento de energía térmica con sales
fundidas.
Autor:
Alberto Mozo Mínguez
Tutor:
José Ángel González Pérez
Profesor titular
Dep. Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2018
iv
v
Proyecto Fin de Carrera: Simulación dinámica de producción, consumo y almacenamiento de energía térmica
con sales fundidas.
Autor: Alberto Mozo Mínguez
Tutor: José Ángel González Pérez
El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:
Presidente:
Vocales:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
vi
Sevilla, 2018
El Secretario del Tribunal
vii
A mi familia y amigos, por haber sido un
apoyo fundamental durante estos años.
viii
ix
RESUMEN
En el presente proyecto se ha realizado la simulación dinámica del proceso de producción y consumo de energía
térmica de un sistema de almacenamiento térmico que utiliza como fluido de almacenamiento sales fundidas. En
primer lugar, se utiliza como fluido caloportador HTF (fluido de transferencia de calor) en la central termosolar,
un fluido diferente al del sistema de almacenamiento térmico (aceite térmico). Por ello se decidió seleccionar un
sistema de almacenamiento indirecto compuesto por dos tanques de sales fundidas, uno frío y otro caliente.
Partiendo de lo expuesto anteriormente, se ha desarrollado un simulador en Simulink a partir de un código
MATLAB que permite simular la producción de potencia térmica generada por nuestro sistema, a partir de una
curva de generación de energía térmica proporcionada por el campo solar y un flujo másico de aceite térmico
destinado a nuestro sistema de almacenamiento, el cual será capaz de consumir y producir energía.
x
xi
ABSTRACT
This work proposes a dynamic model of the generation, storage and consumption complete process of
thermal energy. First, we decided to use a heat transfer fluid different from the thermal energy storage system
(thermal oil). Therefore, it was decided to select an indirect storage system composed of two sales tanks, one cold
and other hot. Based on the above, a simulator has been developed in Simulink from MATLAB that simulates the
production of thermal power generated by our system, from a curve of thermal energy generation provided by the
solar field and a flow of thermal oil for our storage system, which can produce and consume energy.
12
ÍNDICE Resumen ....................................................................................................................................................... ix
Abstract ........................................................................................................................................................ xi
Índice de figuras .......................................................................................................................................... 13
Índice de tablas ........................................................................................................................................... 15
Notación ..................................................................................................................................................... 16
0 Introducción ............................................................................................................................................. 17
1 Energía solar ........................................................................................................................................ 18
2 Centrales termosolares ........................................................................................................................ 20 2.1. Sistemas de captación en centrales solares: ................................................................................................ 20
2.1.1 Centrales Solares con colectores cilindros parabólicos ......................................................................... 23 2.1.2 Centrales Solares con captadores lineales Fresnel ................................................................................. 28 2.1.3 Centrales Solares con receptor central de torre ...................................................................................... 32 2.1.4 Centrales Solares de Disco Stirling ........................................................................................................ 36
3 TES de centrales solares ....................................................................................................................... 40 3.1 Importancia del almacenamiento en centrales solares ............................................................................... 40
3.1.1 Garantías del sistema de almacenamiento .............................................................................................. 40 3.1.2 Requisitos técnicos del sistema de almacenamiento ............................................................................. 40 3.1.3 Criterios de diseño ................................................................................................................................... 40 3.1.4 Mecanismos de almacenamiento ............................................................................................................ 41
3.2 Sistema de almacenamiento térmico mediante calor latente ..................................................................... 41 3.2.1 Vapor ........................................................................................................................................................ 42
3.3 Sistema de almacenamiento térmico mediante calor sensible ................................................................... 43 3.3.1 Sales fundidas........................................................................................................................................... 44
4 Modelización del proceso .................................................................................................................... 48 4.1. Descripción de los subsistemas ..................................................................................................................... 53
4.1.1 Subsistema planta de producción de energía térmica ............................................................................ 53 4.1.2 Subistema de almacenamiento de energía térmica con sales fundidas .................................................. 54
4.1.2.1 Modo carga ........................................................................................................................................... 59 4.1.2.2 Modo descarga ...................................................................................................................................... 63 4.1.2.3 Modo reposo ......................................................................................................................................... 66
4.1.3 Subsistema de consumo de energía térmica ............................................................................................. 68 4.1.4 Nodo caliente y nodo frío ............................................................................................................................ 69
5 Simulaciones ........................................................................................................................................ 70 5.1 Simulación Verano 1 ....................................................................................................................................... 71 5.2 Simulación Verano 2 ....................................................................................................................................... 75 5.3 Simulación Invierno 1 ...................................................................................................................................... 76 5.4 Simulación Invierno 2 ...................................................................................................................................... 79
6 Conclusiones y propuestas de futuro ................................................................................................... 81
Bibliografía ................................................................................................................................................ 82
Anexos ........................................................................................................................................................ 83
13
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 0-1. Tanques de sales fundidas de 16.300 m3 de capacidad 17
Figura 1-1. Componentes radiación solar 18
Figura 2-1. Clasificación de las tecnologías 21
Figura 2-2. Relación índice de concentración, eficiencia y temperatura 22
Figura 2-3. Relación temperatura trabajo, índice concentración y rendimiento según tecnología 22
Figura 2-4. Central solar de cilindros parabólicos 23
Figura 2-5. Colector Cilindro-Parabólico 24
Figura 2-6. Seguimiento solar de un CCP 25
Figura 2-7. Esquema de funcionamiento de central solar CCP con TES de sales fundidas 26
Figura 2-8. Comparación de centrales CCP usando aceite o sal fundida como fluido de trabajo 27
Figura 2-9. Central solar con captadores lineales Fresnel 28
Figura 2-10. Colector lineal Fresnel 29
Figura 2-11. Esquema de funcionamiento del captador lineal Fresnel 30
Figura 2-12. Esquema de funcionamiento de una central solar con colectores lineales tipo Fresnel 31
Figura 2-13. Planta Solar de Torre 32
Figura 2-14. Esquema general de una central de torre. 33
Figura 2-15. Esquema central de torre de sales fundidas como fluido de trabajo 34
Figura 2-16. Colector solar de disco parabólico con motor Stirling 36
Figura 2-17. Esquema de funcionamiento del colector solar de disco parabólico con motor Stirling 37
Figura 2-18. Diagrama P-V y T-S del ciclo de Stirling 38
Figura 3-1. Esquema funcionamiento tambor de vapor 42
Figura 3-2. Esquema tanque Ruth. 43
Figura 3-3. Esquema almacenamiento termoclino 45
Figura 3-4. Esquema almacenamiento dos tanques directos – sales fundidas 46
Figura 3-5. Esquema almacenamiento dos tanques indirectos-sales fundidas 46
Figura 4-1. Simulador de central solar con sistema de almacenamiento con sales fundidas 48
Figura 4-2. Esquema de entradas y salidas del subsistema de producción de energía térmica 53
Figura 4-3. Esquema de entradas y salidas del sistema de almacenamiento de energía térmica. 55
Figura 4-4. Gráfica de eficiencia térmica de un intercambiador doble tubo. 57
Figura 4-5. Gráfica de eficiencia térmica de un intercambiador carcasa-tubo 58
Figura 4-6. Esquema de funcionamiento del sistema de almacenamiento en modo carga 59
Figura 4-7. Gráfica T-L del intercambiador de calor contracorriente en modo carga. 60
Figura 4-8. Esquema de funcionamiento del sistema de almacenamiento en modo descarga 63
Figura 4-9. Gráfica T-L del intercambiador de calor en modo descarga. 64
Figura 4-10. Esquema de funcionamiento del sistema de almacenamiento en modo reposo 66
Figura 4-11. Esquema de entradas y salidas del subsistema de consumo de energía térmica 68
14
Figura 5-1. Gráfica T-Cp de sal solar 70
Figura 5-2. Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño, Tset(verano 1). 71
Figura 5-3. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, 𝑚1(verano 1). 72
Figura 5-4. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (verano 1). 74
Figura 5-5. Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño en el campo solar, Tset (verano 2). 75
Figura 5-6. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, 𝑚1 (verano 2). 75
Figura 5-7. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (verano 2) 76
Figura 5-8. Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño en el campo solar, Tset(invierno 1). 76
Figura 5-9. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, 𝑚1 (invierno 1). 77
Figura 5-10. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (invierno 1). 78
Figura 5-11. Curva de radiación solar cielo despejado-parcialmente nublado 79
Figura 5-12.Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño en el campo solar, Tset(invierno 2) 79
Figura 5-13. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, 𝑚1 (invierno 2). 80
Figura 5-14. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (invierno 2). 80
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3-1. Tipos de sales orgánicas y propiedades más relevantes 47
Tabla 4-1. Rango de temperaturas del HTF Dowtherm A extraidas del catálogo del fabricante 50
Tabla 4-2. Parámetros subsistema Heat Source 51
Tabla 4-3. Parámetros del sistema MoltenSalts. 52
Tabla 5-1. Parámetros subsistema de generación de energía térmica (verano1). 72
Tabla 5-2. Parámetros sistema de almacenamiento de energía térmica (verano1). 73
Tabla 5-3. Parámetros subsistema de consumo de energía térmica (verano1) 73
Tabla 5-4. Parámetros subsistema de generación de energía térmica (invierno 1). 77
Tabla 5-5. Parámetros sistema de almacenamiento de energía térmica (invierno 1). 78
Tabla 5-6. Parámetros subsistema de consumo de energía térmica (invierno 1). 78
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NOTACIÓN
CCP Colector cilindro parabólico.
HTF Heat transfer fluid (fluido de transferencia de calor).
ACS Agua caliente sanitaria.
C Índice de concentración.
TES Thermal energy storage (sistema de almacenamiento térmico).
Q Potencia calorífica.
Cp Calor específico.
ΔT Incremento de temperatura.
𝜌 Densidad.
𝜌s Densidad de las sales.
Wstored Potencia del sistema de almacenamiento.
Win Potencia térmica generada por el campo solar.
Wout Potencia eléctrica generada por la turbina.
Wbalance Balance de potencia.
Tset Temperatura de salida del campo solar.
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0 INTRODUCCIÓN
Actualmente uno de los desafíos tecnológicos importantes en la producción de energía térmica de una central
solar consiste en disponer de un sistema de almacenamiento térmico con garantías, que sea capaz de mantener
la central produciendo energía las 24 horas del día. A través de la simulación del proceso de generación,
almacenamiento y consumo de energía es posible determinar, entre otras cosas, la capacidad de generación de
energía eléctrica que puede alcanzar la central solar en fase proyecto, y con ello realizar las modificaciones
pertinentes para alcanzar los objetivos propuestos. La simulación es una forma fácil y barata de determinar si
un proyecto, en este caso de una central solar, resulta viable y rentable económicamente.
La simulación también puede servir como apoyo al desarrollo de un sistema de control automatizado en la
central solar para establecer los niveles de control de caudales y temperaturas. La optimización del sistema de
control es una actividad vital para el funcionamiento de las centrales termosolares, permite cumplir el plan de
producción esperado trabajando en el punto de diseño, detectando posibles problemas de suministro con
antelación etc.…
Figura 0-1. Tanques de sales fundidas de 16.300 m3 de capacidad
(http://www.nervionindustries.com/portfolio/ingenieria-suministro-y-montaje-de-2-tanques-de-sales-fundidas-
de-16-300-m%C2%B3/)
18
1 ENERGÍA SOLAR
El Sol se encuentra a una temperatura media de 5500°C y en su interior se producen una serie de reacciones
termonucleares por las cuales pierde masa que es transformada en energía. Dicha energía se transmite al
espacio en forma de radiación solar.
La radiación solar captada por la atmósfera terrestre es de aproximadamente 63,5x106 W/m2, de la cual solo la
tercera parte llega a la tierra, y el 70% de esa tercera parte incide sobre los océanos. De igual manera, la
cantidad de energía solar captada en tierra firme es varios miles de veces el consumo energético mundial. Se
trata por tanto de una fuente inagotable de energía a escala humana y es respetuosa con el medio ambiente, y
por ello se encuentra dentro de la categoría de las energías renovables [2].
Dependiendo del modo en que incidan los rayos sobre la tierra se distinguen 3 componentes de la radiación
solar, como se puede observar en la Figura 1-1.
1. Radiación Directa: Es recibida desde el sol sin que se produzca ningún tipo de desviación a su paso
por la atmósfera.
2. Radiación Difusa: Es aquella que sufre cambios en su dirección causados principalmente por la
reflexión y difusión de la atmósfera.
3. Radiación reflejada (albedo): Es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión sobre el suelo
u otras superficies. La cantidad de radiación reflejada dependerá del coeficiente de reflexión de la
superficie, conocido como albedo. De esta forma, dicho coeficiente será nulo en superficies
horizontales puesto que no ven superficie terrestre, y será máximo en superficies verticales.
4.
Figura 1-1. Componentes radiación solar
(http://calculationsolar.com/blog/?cat=2)
19
En el caso particular de las tecnologías de concentración, sólo resulta aprovechable la radiación solar
directa, ya que sólo es posible concentrar en un foco aquella radiación cuya dirección es conocida.
La radiación directa recibida es mayor que la difusa y la reflejada. Además, tiene más aplicaciones en la
generación de electricidad. En el caso de que un obstáculo impida que la radiación directa incida sobre una
superficie, el área en sombra recibirá radiación difusa.
Sistemas de captación.
La producción de energía a partir del sol, requiere de sistemas de captación y almacenamiento para
transformarla en calor. Esto se consigue a través de un fluido caloportador, como pueden ser [2]:
• Agua.
• Una mezcla de agua y anticongelante.
• Aceites.
• Combinaciones de líquidos orgánicos sintéticos.
El fluido caloportador circula por el interior de los captadores solares. Este fluido se puede destinar para ACS,
dar apoyo a la calefacción para atemperar piscinas, y para calentar el gas o el vapor de una turbina para
producir energía eléctrica.
La energía solar está dentro del grupo de las energías renovables ya que se produce de manera continua y es
inagotable a escala humana. Es una energía limpia ya que respeta el medio ambiente, y aunque en ocasiones
los equipos de captación de energía solar pueden producir efectos negativos sobre el entorno, estos efectos son
muy pequeños si lo comparamos con el impacto ambiental que provocan las energías convencionales.
La energía solar no potencia el efecto invernadero ni acelera el cambio climático puesto que no se emitirían
gases contaminantes a la atmosfera. Las principales ventajas de las energías renovables frente a las
convencionales son:
1. Respetan el medio ambiente.
2. No emiten gases contaminantes.
3. No generan residuos peligrosos.
4. Se pueden instalar en zonas rurales y aisladas.
5. Acercan la producción al consumo, por lo que se ahorran los costes del transporte de energía.
20
2 CENTRALES TERMOSOLARES
Las centrales termosolares se encuentran dentro de las energías renovables y permiten generar energía eléctrica
de forma limpia y sostenible. El funcionamiento básico de una central termosolar consiste en concentrar la
radiación solar sobre un receptor orientado de forma que la radiación directa incida sobre el mismo. Las altas
temperaturas alcanzadas por el receptor permiten calentar un fluido caloportador el cual es el encargado de
producir el vapor de la turbina para producir potencia eléctrica.
2.1. Sistemas de captación en centrales solares:
Un captador solar, también conocido como colector solar, es un dispositivo que tiene la capacidad de
concentrar la radiación solar directa y convertirla en energía térmica. Los colectores solares pueden ser de baja
o alta temperatura.
Los colectores de baja temperatura se utilizan para el uso doméstico, como puede ser agua caliente sanitaria y
el sistema de calefacción de una vivienda. Mientras que los colectores de alta temperatura se utilizan en plantas
termosolares para calentar el vapor de una turbina y transformar esa energía térmica en energía eléctrica.
Actualmente en las plantas termosolares se utilizan principalmente dos sistemas de concentración de
la radiación solar.
- Sistema de concentración puntual (disposición esférica): Consiste en orientar los espejos receptores de
la radiación solar hacía un mismo punto, de esta forma se alcanzan elevadas temperaturas. En este tipo
de tecnología destacan los sistemas de disco Stirling, central de torre y el denominado efecto “Beam-
Down”.
- Sistema de concentración lineal (disposición cilíndrica): el fluido de trabajo circula por una tubería
situada en el foco de la parábola del colector. En este caso se alcanza una temperatura de trabajo
inferior a los sistemas de concentración puntual debido a que tiene menos grados de libertad de
seguimiento solar. Destacan las centrales solares con colectores parabólicos y los sistemas Fresnel.
La aplicación de los colectores solares no se cierne exclusivamente a la producción de potencia eléctrica,
también pueden tener otros usos como:
-Producción de calor para realizar procesos industriales o bien producir calor y electricidad al mismo tiempo,
lo cual da lugar a la cogeneración.
-Aplicaciones de química solar, orientadas a la solarización de reacciones químicas endotérmicas que permiten
convertir la energía solar en energía química
-Aplicaciones como la desalación de agua, detoxificación de efluentes industriales y agrícolas, y el tratamiento
o la síntesis de materiales, etc.…
A la hora de instalar una planta solar, se debe tener en cuenta algunos factores que influyen en la producción
de energía, como son:
1. La orografía: Terreno llano.
2. El clima.
3. La disponibilidad de agua.
4. La Conexión cercana a una subestación eléctrica
21
Según el tipo de concentrador y la disposición del foco se pueden clasificar los diferentes colectores. Ver
Figura 2-1.
Figura 2-1. Clasificación de las tecnologías
(http://www.sc.ehu.es/sbweb/energias-renovables/temas/termoelectrica/revision/revision.html)
Uno de los factores más importantes es el índice de concentración, el cual se define como la relación entre el
área del receptor y el área de apertura del concentrador que capta la radiación solar. Este índice sirve para
diferenciar los dos grandes grupos vistos anteriormente (concentración lineal y concentración puntual).
En las centrales de concentración lineal, la radiación solar se concentra sobre un plano, es decir, en dos
dimensiones (movimiento en un solo eje) de forma que la radiación solar se transmite linealmente. Tienen un
índice de concentración inferior, C<90, y son considerados sistemas de media temperatura. Entran dentro de
este grupo los colectores cilíndricos parabólicos y los colectores lineales Fresnel.
En las centrales de concentración puntual, la radiación solar es dirigida hacia un solo punto, y se utilizan las
tres dimensiones (movimiento en dos ejes), por tanto, se obtienen índices de concentración muy superiores al
grupo anterior, 200<C<5000. Son conocidos como los sistemas de alta temperatura. Las tecnologías de
receptor central y de disco parabólico se encuentran dentro de este grupo.
Se puede extraer una clara relación entre el índice de concentración (C) y el rendimiento del sistema, como se
observa en la Figura 2-2, que además dependerá también de la tipología del concentrador y del fluido de
trabajo. También se observa como el aumento del rendimiento tiene un límite, el cual se debe a que las
pérdidas crecen al aumentar la temperatura, a pesar de que se procura que los receptores tengan una emisividad
reducida. Por tanto, existirá una temperatura a partir de la cual el rendimiento del sistema en su conjunto
disminuya. Para obtener el máximo rendimiento, los sistemas deben funcionar a una temperatura de trabajo
óptima que permitan el fluido de trabajo y las instalaciones [3].
22
Figura 2-2. Relación índice de concentración, eficiencia y temperatura
(http://www.sc.ehu.es/sbweb/energias-renovables/temas/termoelectrica/revision/revision.html)
Figura 2-3. Relación temperatura trabajo, índice concentración y rendimiento según tecnología
(http://www.sc.ehu.es/sbweb/energias-renovables/temas/termoelectrica/revision/revision).
23
De la Figura 2-3 se deduce que los sistemas puntuales tienen mejor rendimiento que los lineales, y dentro de
cada grupo, el rendimiento será mayor para concentradores puntuales y de foco móvil que para concentradores
lineales y de foco fijo. También se representa el índice de concentración y la temperatura del fluido de trabajo [3].
2.1.1 Centrales Solares con colectores cilindros parabólicos
Figura 2-4. Central solar de cilindros parabólicos
(https://themorningstarg2.wordpress.com/2012/03/16/tecnologia-cilindro-parabolico/)
Las centrales solares que utilizan colectores cilindros parabólicos (CCP) son las más desarrolladas en la
actualidad, esto se debe a la excelente experiencia obtenida con las centrales SEGS de Estados Unidos. Están
formadas por un campo solar de CCPs el cual está compuesto por subcampos ordenados por lazos. Cada lazo,
está formado por entre 4 y 8 colectores. Recibe el nombre de lazo porque el fluido que circula por ellos entra y
sale por el mismo extremo, disponiéndose los colectores que lo componen en forma de bucle.
El hecho de que el campo solar se divida en subcampos facilita la operatividad de la central cuando existe una
radiación muy elevada y muchos de sus lazos no son necesarios.
Los captadores cilindro-parabólico tienen un seguimiento solar en un solo eje, para que los rayos incidan
perpendicularmente a la superficie de captación, la cual refleja la radiación solar concentrándola sobre la línea
focal de la parábola del captador, en dicho foco se sitúa un tubo absorbente por el cual circula un fluido
24
caloportador, consiguiendo transformar la radiación solar en energía térmica, alcanzándose temperaturas
inferiores a los 200 °C si se emplea agua desmineralizada con etileno-glicol, y temperaturas de entre
200°C<T<450°C para el caso de aceites sintéticos y aproximadamente de 550°C para el caso de sales
fundidas. El fluido caloportador es bombeado hasta una serie de intercambiadores de calor para producir vapor
sobrecalentado. Dicho vapor será el encargado de accionar la turbina de vapor (ciclo de Rankine) encargada de
producir energía eléctrica mediante un generador.
Las centrales de este tipo son la tecnología más madura de los cuatro tipos de centrales que veremos en este
apartado. Se encuentra en constante desarrollo debido a la existencia de una gran competencia.
Figura 2-5. Colector Cilindro-Parabólico
( https://themorningstarg2.wordpress.com/2012/03/16/tecnologia-cilindro-parabolico/)
Como se puede observar en la Figura 2-5 los colectores CCP están compuestos por:
1. Reflector: Se trata de un espejo curvado (con forma de parábola) de material reflectivo, normalmente
de plata o aluminio, cuyo objetivo es reflejar y concentrar la radiación solar directa en un tubo
absorbente dispuesto sobre la línea focal.
2. Tubo absorbente: Es uno de los elementos más críticos de la planta puesto que en él la radiación solar
se convierte en energía térmica. De hecho, condiciona en gran medida el rendimiento global del
colector. Está formado por dos tubos concéntricos separados por una capa de vacío. Su interior está
hecho de metal y el exterior de vidrio. El tubo exterior tiene una alta resistencia al desgaste y un
tratamiento antireflexivo en sus dos caras, el cual le permite una alta transmisividad de radiación solar
incidente, y, por tanto, un alto rendimiento óptico al colector.
25
3. Sistema de seguimiento solar: En el caso de los CCP el seguimiento se realiza en un solo eje. El
sistema gira los reflectores en torno a dicho eje según la posición del Sol de forma que los rayos
incidan perpendicularmente sobre el receptor, como puede observarse en la Figura 2-6.
Figura 2-6. Seguimiento solar de un CCP
(http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=189)
4. Estructura soporte: Esta hecha de metal y proporciona rigidez al colector. La cimentación soporta los
colectores y los fija al suelo, usándose para ello hormigón armado. La estructura dependerá del tipo de
terreno, localización y peso del conjunto.
La tecnología de colectores cilindro-parabólicos puede incorporar almacenamiento de energía para poder
producir electricidad en horas de inactividad solar. Este almacenamiento se lleva a cabo en dos tanques de
sales fundidas que almacenan el calor, al igual que en la central de torre. El TES (indirecto) consta de dos
tanques de sales fundidas (60% NaNO3 + 40% KNO3), con temperaturas
de trabajo de aproximadamente 290ºC en el tanque frío y 380ºC en el caliente
26
Figura 2-7. Esquema de funcionamiento de central solar CCP con TES de sales fundidas
(http://www.cubasolar.cu/biblioteca/Energia/Energia63/HTML/Articulo04.htm)
La principal ventaja del uso de aceite sintético es su bajo punto de congelación (12ºC), y su principal
desventaja es su alto precio. Además, su temperatura de descomposición es muy baja (393ºC), lo cual reduce
la eficiencia del ciclo de Rankine.
Por el contrario, las sales fundidas mejoran la temperatura de relajación y las limitaciones de presión del aceite
orgánico, ofreciendo una menor presión de vapor, entre otras mejoras de las propiedades físicas. Consiguen
mejorar la eficiencia del ciclo de Rankine, reduciendo incluso el número de colectores necesarios (tanto si se
trata de CCPs como de helióstatos en centrales de torre) por MW de planta solar construida.
Además, si se emplea también sales fundidas en el almacenamiento, es posible alcanzar temperaturas máximas
de 550ºC en los tanques y se hace innecesario el intercambiador de calor entre el aceite y la sal, como se puede
observar en la Figura 2-8.
El único problema que surge al usar sales fundidas como fluido caloportador es que se deben llevar a cabo
medidas de protección en el acero de la tubería que se encuentra en contacto con la sal a elevada temperatura.
27
Figura 2-8. Comparación de centrales CCP usando aceite o sal fundida como fluido de trabajo
Principales ventajas de las centrales solares de CCPs:
1. La principal ventaja de este tipo de centrales es su bajo coste.
2. Tecnología madura, y en constante desarrollo gracias a la existencia de una gran competitividad.
3. El seguimiento solar permite orientar una hilera entera de colectores, al contrario que otras tecnologías
como las centrales de torre que precisan un control de eje propio para cada helióstato.
Principales desventajas:
1. La principal desventaja es que solo hace uso de la radiación directa, siendo incapaz de captar la
radiación difusa.
2. Temperatura de operación moderada (hasta aproximadamente 400°C) debido al empleo de aceite
térmico como fluido de trabajo.
28
2.1.2 Centrales Solares con captadores lineales Fresnel
Figura 2-9. Central solar con captadores lineales Fresnel
(http://www.ecolaire.com/plantillas/template4detalle.aspx?IdF=23&IdL=24&IdC=76&idM=88)
Los sistemas lineales Fresnel surgen a raíz del desarrollo de la tecnología CCP para reducir sus costes al
prescindir de sistemas que encarecen los CCP. Los reflectores lineales de Fresnel están compuestos de filas de
espejos muy delgados y planos o ligeramente curvados, lo cual permite una mayor superficie reflectante,
dichos espejos concentran la radiación solar sobre un tubo absorbedor situado a unos 3 metros. El agua que
fluye por el tubo absorbedor se calienta hasta alcanzar unos 450 ºC produciéndose vapor, el cual accionará una
turbina de vapor, que mediante un generador acoplado producirá energía eléctrica. De esta forma se prescinde
del uso de aceites o sales como fluido de trabajo, así como de intercambiadores de calor.
El empleo de reflectores planos de manera lineal permite a la planta disponer de una mayor superficie
reflectora por metro cuadrado de terreno. Entre los aspectos más negativos de esta tecnología se encuentra la
alta producción de sombras entre los espejos, sobre todo cuando el sol se encuentra en una posición cercana al
horizonte, al amanecer y al atardecer, lo cual reduce su rendimiento entre un 25 y 30%. Otro aspecto negativo
es que la eficiencia de este tipo de plantas se encuentra en torno a un 10%, y es la más baja de las cuatro
tecnologías estudiadas, como se observó en la figura 2.3. Por el contrario, goza de una alta eficiencia de
ocupación del terreno y una mínima exposición al viento. En definitiva, se trata de una tecnología muy sencilla
y de muy bajo coste.
29
Figura 2-10. Colector lineal Fresnel
(https://solar-energia.net/energia-solar-termica/alta-temperatura)
Los captadores tipo Fresnel están compuestos por los siguientes componentes:
1. Reflector primario: Se tratan de un conjunto de espejos lineales que giran durante el día siguiendo la
trayectoria del Sol. Su objetivo es el de reflejar y concentrar la radiación solar en el tubo absorbente
situado arriba de los espejos. Su coste es más barato que el de los colectores cilindros parabólicos
visto anteriormente, ya que tienen geometría plana y por ello son más fáciles de fabricar que los
espejos curvos.
2. Reflector secundario: Se trata de otro espejo que envuelve al tubo absorbente y logra captar los rayos
más oblicuos, de esta forma se mejora el rendimiento del sistema.
3. Tubo absorbedor: En él se concentra la radiación solar reflejada por los reflectores y está protegido
por un cristal delantero y por el reflector secundario. El fluido de trabajo que circula por su interior es
agua líquida, que al calentarse se evapora alcanzando temperaturas de unos 270ºC. La principal
diferencia con respecto al tubo absorbedor de los CCP, es que no existen soldaduras ni se produce
vacío en el tubo absorbedor de un CLF (colector lineal Fresnel). En este caso el tubo se encuentra
dentro de una cavidad para reducir las pérdidas por convección.
4. Sistema de seguimiento Solar: Aunque cada línea de espejos tiene una inclinación, todas ellas realizan
el mismo movimiento relativo para seguir la trayectoria solar. Por ello un solo motor es capaz de girar
todo un conjunto de filas. El motor tiene además la función de proteger los espejos de condiciones
climáticas extremas, de forma que cuando existen fuertes rachas de viento, los espejos se colocan den
una posición horizontal. Y cuando graniza o es necesario realizar una limpieza se colocan en una
posición vertical.
5. Estructura soporte: Se trata de una estructura simple y ligera, de poco coste mediante acero
galvanizado. La cimentación es de cemento armado.
30
Figura 2-11. Esquema de funcionamiento del captador lineal Fresnel
(https://www.researchgate.net/figure/258402998_fig4_Figure-4-Principle-of-operation-of-linear-Fresnel-
reflector-solar-system-5)
Funcionamiento.
La radiación solar que incide sobre los espejos que conforman el reflector primario es reflejada hacia el tubo
absorbedor, para ello es necesario que los espejos estén inclinados con un ángulo que dirija los rayos sobre el
tubo absorbedor. El agua que circula por el tubo se calienta hasta su evaporación, pasando por tanto a estado
vapor. El vapor se encuentra a una temperatura de unos 250 ºC y a una presión de 4 bar, por tanto, se trata de
un vapor de buena calidad. Este vapor es conducido, sin necesidad de intercambiadores, hasta la turbina de
vapor donde se generará electricidad mediante un generador acoplado. El vapor de salida entrará en un
condensador pasando a estado líquido, pasando nuevamente a circular por los tubos absorbedores del campo,
por tanto, se trata de un circuito cerrado. En la figura 2.12 se observa el funcionamiento de este tipo de
centrales.
31
Figura 2-12. Esquema de funcionamiento de una central solar con colectores lineales tipo Fresnel
(http://www.areva.com/EN/global-offer-725/concentrated-solar-power-renewable-energies-solutions.html)
En definitiva, se trata de una tecnología de gran proyección de cara al futuro, requiere de un coste tanto de
inversión como de mantenimiento, debido a la menor ocupación del terreno, su sencillez constructiva, al uso
de agua como fluido de trabajo, el ahorro en intercambiadores de calor. Su desarrollo de cara al futuro se
centra en optimizar los receptores y en la búsqueda de sistemas híbridos.
Principales ventajas de las centrales solares con colectores lineales Fresnel:
1. Bajo coste de inversión y de mantenimiento: Son más compactos, más fáciles de construir y usan agua
como fluido caloportador y por ello además no necesitan intercambiadores de calor. Además, el
material utilizado en la fabricación de los reflectores es el vidrio, por tanto, la materia prima es muy
barata.
2. Al tratarse de espejos planos, los captadores se pueden instalar muy cerca del suelo reduciendo la
carga del viento y facilitando su limpieza y mantenimiento.
3. Presentan cero emisiones de CO2 y bajo requerimiento de agua, ya que el sistema se refrigera por aire.
Principales desventajas de este tipo de centrales:
1. No están tan desarrolladas como las centrales de CCP.
2. Tienen el índice de concentración, C, más bajo, y por tanto se consiguen menores temperaturas de
vapor, lo que implica rendimientos más bajos.
3. Producción de sombras entre espejos cuando el Sol se encuentra en la línea del horizonte, es decir,
primeras y últimas horas del día. Esto se debe a la proximidad existente entre las filas de espejos, y da
lugar a una caída de la producción eléctrica de la planta.
32
2.1.3 Centrales Solares con receptor central de torre
Figura 2-13. Planta Solar de Torre
(https://solar-energia.net/energia-solar-termica/alta-temperatura)
Las centrales de torre son uno de los mayores y prometedores avances en el terreno de las centrales solares ya
que pueden alcanzarse temperaturas entre 500°C y 1000°C. Existen dos tipos de plantas que utilizan esta
tecnología, las que emplean únicamente energía solar como fuente de calor (Solar Tres y PS10) y las que
emplean también además combustibles fósiles (Solgas, Consolar), conocidas como plantas híbridas.
El campo solar de las centrales de torre está compuesto por un conjunto de espejos planos o levemente
convexos que se denominan helióstatos, estos están compuestos por una superficie reflectante y dispuestos
sobre una estructura soporte se encuentran orientados por un sistema de movimiento independiente (con
capacidad de seguimiento en dos ejes) de forma que reflejan la radiación solar concentrándola sobre el
receptor, el cual se encuentra en la parte superior de la torre. Gracias al seguimiento en dos ejes, los helióstatos
son capaces de seguir la trayectoria del sol, proyectando la máxima radiación solar posible durante el día.
33
El receptor central debe estar situado a una altura elevada con respecto a los helióstatos con el objetivo de
reducir las sombras y los bloqueos entre los propios helióstatos, y es el encargado de recibir toda la radiación
solar proporcionada por los helióstatos para posteriormente transferirla en forma de calor a un fluido de trabajo
(agua, sales fundidas, aire etc…).
Figura 2-14. Esquema general de una central de torre.
(http://inigoaramendia.blogspot.com.es/2014/10/analisis-fluido-dinamico-de-copa.html)
En el caso de que se utilice agua, una vez convertida en vapor se puede emplear para mover la turbina de vapor
y generar de esta forma electricidad. Sin embargo, si se emplea sales fundidas como fluido de trabajo, el
receptor calienta las sales por encima de los 500 °C. Posteriormente, la sal fundida es trasladada hasta un
tanque de almacenamiento aislado térmicamente (eficiencia termal del 98%) y, finalmente, es bombeada hacia
el generador de vapor, el cual proporciona el vapor que moverá la turbina de vapor para generar electricidad
como queda ilustrado en la Figura 2-15.
34
Figura 2-15. Esquema central de torre de sales fundidas como fluido de trabajo
(http://ecofield.com.ar/blog/cmo-producir-energa-solar-tambin-de-noche)
En el caso de que se emplee sales fundidas se utilizan dos tanques de almacenamiento, uno frío y otro caliente.
El tanque frío suele estar fabricado de acero al carbono mientras que el caliente es de acero inoxidable,
aislándose las paredes y el tejado de ambos tanques con lana mineral y bloques de silicato cálcico.
Un parámetro importante que se debe controlar en este tipo de centrales es la temperatura, ya que la sal
fundida llega a alcanzar aproximadamente los 565 ºC, temperatura a la cual la sal binaria
60%NaNO3+40%KNO3 comienza a descomponerse.
Los tanques de sales fundidas están conectados entre sí por una serie de tubos que sirven para reducir pérdidas
de calor durante la carga y descarga. Otro parámetro que se debe controlar será el volumen de los tanques y su
estado, ya que pueden ocurrir evaporaciones y formaciones de pequeños solidos cristalinos en la sal, que son el
principal causante de los fenómenos de erosión por corrosión en la planta.
También es importante tener en cuenta el viento en el diseño de las centrales de torre, ya que puede producir
vibraciones no deseadas en los helióstatos y provocar una variación del ángulo de incidencia de la radiación
solar sobre el receptor central, provocando pérdidas en la eficiencia del sistema en su conjunto.
35
Principales ventajas del empleo de las centrales de torre:
1. Altas temperatura: Comparado sobre todo con las centrales de cilindro parabólico, esto se debe a los
altos flujos de radiación solar que se alcanzan en el receptor, que llega a trabajar con altas
temperaturas sin pérdidas térmicas excesivas.
2. Alto rendimiento: Debido a las altas temperaturas se puede aspirar a altos niveles de rendimiento, ya
que la energía térmica a temperaturas más altas puede ser convertida en electricidad con mayor
eficacia y reduce los costes del almacenamiento
3. Reducción de los costes de almacenamiento.
Principales desventajas:
1. Cada espejo debe tener su propio control en dos ejes, mientras que en el caso de las centrales de
cilindro parabólico el control de seguimiento en un eje es compartido por un conjunto de espejos.
2. Mayor control de la temperatura en los tanques de almacenamiento para evitar los fenómenos de
corrosión, en el caso de que se usen sales fundidas como fluido de trabajo.
3. El viento es un factor que no es controlable, y puede reducir el rendimiento global de la central, lo que
se traduce en pérdidas económicas.
36
2.1.4 Centrales Solares de Disco Stirling
Se caracterizan por el uso de un motor Stirling (motor de combustión externa), el cual fue inventado por
Robert Stirling en 1816 con el objetivo de competir con el motor de vapor. La aparición del motor de
combustión interna supuso el abandono del desarrollo de este tipo de motores durante décadas.
Los sistemas de disco Stirling o parabólico son pequeños dispositivos que convierten la energía térmica
proveniente de la radiación solar en energía mecánica y posteriormente en energía eléctrica. Se caracterizan
por su alto rendimiento, modularidad y por tener una gran autonomía. Además, dispone de una estructura que
le permite hacer un seguimiento solar en dos ejes
Figura 2-16. Colector solar de disco parabólico con motor Stirling
(http://www.stirlingengines.org.uk/sun/sola3.html)
37
Los componentes básicos de este sistema son:
1- Concentrador solar en forma de paraboloide de revolución de alta reflectividad, cuyo objetivo es
reflejar y concentrar la luz solar en el receptor.
2- Receptor situado justo en el foco del paraboloide, en cuya cavidad se ubica un motor
Stirling.
3- Sistema de generación.
4- Estructura de soporte y mecanismos.
Funcionamiento.
El concentrador refleja la radiación solar concentrándola en el receptor, el cual lleva incorporado un motor
Stirling cuyo objetivo es calentar el fluido localizado en el receptor hasta aproximadamente 750 °C,
transformando la energía térmica en eléctrica.
El principio básico de funcionamiento del motor Stirling es calentar y enfriar el fluido de trabajo, ya sea aire,
helio, hidrógeno o incluso líquidos (sería el caso de sales fundidas, aunque actualmente su desarrollo está en
fase experimental) en un ciclo cerrado (ver figura 3) en el cual el aporte de calor se realiza externamente, por
lo que el aporte de calor puede provenir de diversas fuentes, como energía nuclear, combustibles fósiles o
energía solar.
Al calentar el fluido de trabajo, buscando una mejor captación de la radiación solar mediante ejes rotatorios
acoplados en el sistema, se consigue un incremento de volumen que provoca un movimiento que desplaza el
motor.
Después de enfriarse el fluido de trabajo se reduce el volumen hasta que el motor alcanza su posición inicial.
Ese movimiento de expansión y contracción es el que genera energía mecánica.
El elemento más destacado del motor es el regenerador, el cual tiene la función de absorber y ceder calor en las
evoluciones a volumen constante (puntos 1-2 y 4-1 del diagrama P-V del ciclo). El regenerador es un medio
poroso de conductividad térmica despreciable, y que divide al motor en dos zonas; zona fría y zona caliente. El
fluido se desplaza de la zona caliente a la fría durante los ciclos de trabajo atravesando el regenerador.
Debido a que no existe combustión no existe índice de contaminación, por lo que incluir sales fundidas a este
tipo de tecnología es una de las principales líneas de investigación para un futuro próximo de las termosolares.
Figura 2-17. Esquema de funcionamiento del colector solar de disco parabólico con motor Stirling
(https://www.structuralia.com/mx/blog/33-energia/10002115-tecnologias-solares-termoelectricas)
38
El ciclo de Stirling, como se puede observar en el diagrama P-V de la Figura 2-18, consta de las siguientes
etapas:
1-2: Compresión isotérmica.
2-3: Absorción de calor isocora.
3-4: Expansión isotérmica.
4-1: Cesión de calor isocora.
Figura 2-18. Diagrama P-V y T-S del ciclo de Stirling
El principal problema que presentan este tipo de receptores es la corrosión, si el sistema no está perfectamente
aislado del exterior, puede entrar oxígeno en el dispositivo y acelerar el proceso de corrosión. Además, las
formaciones de óxidos dentro del aparato reducen el rendimiento energético del sistema de forma
considerable.
Principales ventajas del motor Stirling:
1. Tiene un rendimiento elevado, siendo el rendimiento teórico igual al rendimiento ideal del ciclo
de Carnot.
2. Tiene muy pocos elementos móviles, bastantes menos que los motores de combustión interna, lo
que se traduce en una reducción de las pérdidas por fricción.
3. Si el aporte de calor fuera a través de un proceso de combustión, ésta sería externa, permitiendo
controlar mejor el proceso y disminuyendo de esta forma las emisiones.
4. La fuente de calor puede ser de cualquier tipo, ya sea nuclear, combustión fósil o energía solar.
5. Son silenciosos y no producen vibraciones.
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Principales desventajas:
1. Baja densidad de potencia ya que el aporte de calor es externo, lo que condiciona su tamaño
2. Tienen un alto coste debido a la dificultad de fabricación del motor, sobre todo al impedir que se
produzcan fugas del fluido de trabajo.
3. Si se produce corrosión debido a un aislamiento deficiente, el rendimiento energético disminuirá.
4. Las propiedades del fluido son muy exigentes, por lo que el fluido de trabajo se limita a helio y al
hidrógeno.
5. Tiempo de respuesta elevado.
6. Gran tamaño comparado con los motores de combustión interna ya que se requieren grandes
superficies de intercambio.
7. Tiempo de arranque y parada elevado.
40
3 TES DE CENTRALES SOLARES
3.1 Importancia del almacenamiento en centrales solares
Actualmente existe un gran desarrollo de los sistemas de almacenamiento para mejorar la rentabilidad
económica de las centrales termosolares. El objetivo principal del sistema de almacenamiento será ajustar la
producción de la central a la demanda, para lograrlo el almacenamiento debe aumentar el número de horas de
producción y disminuir la dependencia de las condiciones meteorológicas. Todo ello aumenta los beneficios
de la central.
3.1.1 Garantías del sistema de almacenamiento
Un sistema de almacenamiento térmico (TES) de calidad debe cubrir una serie de requisitos para mejorar
el rendimiento de la central:
▪ Debe regular la potencia generada por la planta ante condiciones atmosféricas transitorias.
▪ Incremento del factor de capacidad anual de la central.
▪ Estabilizar la producción.
▪ Alargar los periodos de suministro.
▪ Mejorar la eficiencia de la conversión energía solar/eléctrica.
▪ Realización de la operación completa de carga del ciclo de vapor a alta eficiencia.
3.1.2 Requisitos técnicos del sistema de almacenamiento
El TES debe cumplir con los siguientes requisitos técnicos que determinarán la eficiencia de la planta:
▪ Alta densidad de energía en el material de almacenamiento.
▪ Excelente transferencia de calor entre el fluido calorífico (HTF) y el medio de almacenamiento.
▪ Estabilidad mecánica y química del medio de almacenamiento, ya que debe soportar grandes ciclos de
carga y descarga, así como gradientes de temperatura muy severos y en pequeños intervalos de
tiempo.
▪ Compatibilidad química entre el fluido calorífico, el intercambiador de calor y/o el medio de
almacenamiento.
▪ Reversibilidad completa para un gran número de ciclos de carga/descarga.
▪ Reducir todo cuanto sea posible las pérdidas de calor.
▪ Fácil de controlar.
3.1.3 Criterios de diseño
El criterio de diseño de la instalación estará supeditado por la rentabilidad de la misma. Por tanto, el principal
objetivo del diseño será minimizar los costes del sistema de almacenamiento. Lo cual puede implicar pérdida
de eficiencia del sistema.
Puesto que nos encontraríamos ante efectos contrapuestos, ya que una mejora en la eficiencia del
almacenamiento implicaría un aumento de los costes, habrá que discutir la rentabilidad de la instalación a
través de un análisis económico teniendo en cuenta:
▪ Coste de los depósitos de almacenamiento.
▪ Coste del fluido de almacenamiento.
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▪ Coste de mantenimiento y reposición del fluido de almacenamiento debido a las altas temperaturas de
operación.
▪ Coste de intercambiadores de calor (carga y descarga).
▪ Coste de espacio y cercado del TES.
3.1.4 Mecanismos de almacenamiento
Existe una serie de tipos de mecanismos para almacenar energía claramente diferenciados, los cuales son:
▪ Almacenamiento térmico: Calor sensible y calor latente.
▪ Almacenamiento mediante vapor.
▪ Almacenamiento químico: Hidrógeno y Metanol.
▪ Almacenamiento mecánico: Volantes de inercia, aire comprimido y bombeo hidráulico.
▪ Almacenamiento electroquímico (baterías)
3.2 Sistema de almacenamiento térmico mediante calor
latente
El almacenamiento mediante calor latente consiste en almacenar la energía producida mediante el cambio de
fase de la sustancia PCM (Phase change materials).
Este método permite almacenar una gran cantidad de energía en poco volumen, reduciendo los costes de forma
importante. Además, operan en un rango de temperaturas muy pequeño entre los ciclos de carga y descarga, de
este modo consiguen tener una alta densidad de almacenamiento comparado con el almacenamiento de calor
sensible. El cambio de fase líquido-gaseoso presenta mayor densidad energética, sin embargo, este tiene una
mayor variación volumétrica, y por ello es más conveniente el cambio de fase sólido-líquido.
El número de centrales solares que almacenan energía de esta forma está creciendo de forma considerable
debido a su alta eficiencia energética. El problema de este método de almacenamiento se encuentra en que la
mayoría de los materiales PCM presentan una baja conductividad térmica y por tanto una velocidad baja para
cargar y descargar el sistema. Por esta razón se dificulta el ajuste de la curva de generación a la demanda.
El uso de aditivos como el grafito mejora la baja conductividad térmica desde valores comprendidos entre 0,2-
0,8 W/mk hasta valores entre 5 y 10 W/mk (dependiendo del tipo de grafito).
Durante la fusión, el volumen de sal se expande hasta un límite definido por la matriz de grafito y la presión en
los poros tiende a aumentar. Como consecuencia de este aumento de presión se producirá un aumento
progresivo de la temperatura de fusión de la sal a medica que el calor latente se va reduciendo.
El principal inconveniente de este tipo de almacenamiento es que gran parte de la energía es
utilizada en la fusión del material produciéndose fugas debidas a la presurización de los poros.
42
3.2.1 Vapor
El almacenamiento de energía térmica mediante vapor es una tecnología muy extendida, y conlleva un cambio
de fase agua/vapor. Existen varios métodos que utilizan esta tecnología, entre los que se destaca el tambor de
vapor y el tanque Ruths.
Tambor de vapor: Se encuentra dentro de una caldera acuotubular y se trata de un depósito de
agua/vapor en el cual el tambor almacena el vapor generado en los tubos de agua y actúa como
un separador de fases de la mezcla de agua/vapor. Debido a la diferencia entre las densidades del agua caliente y fría, el agua caliente permanecerá en la
parte superior y la fría en la parte inferior, lo cual ayuda a que el vapor saturado se acumule en la parte
superior del tambor.
El vapor saturado se extrae de la parte superior del tambor y se vuelve a introducir en el horno por un
conducto paralelo al proceso anterior, donde gracias a un recalentador se caliente obteniéndose el vapor
sobrecalentado encargado de accionar la turbina de vapor. Ver Figura 3.1.
Figura 3-1. Esquema funcionamiento tambor de vapor
(https://en.wikipedia.org/wiki/Steam_drum)
Tanque Ruths: Es un sistema de almacenamiento de agua presurizada capaz de proveer de grandes
cantidades de vapor en un breve periódo de tiempo. La energía se almacena en forma de calor sensible en
agua presurizada.
Su principal ventaja es su fácil funcionamiento debido a que el medio de trabajo y de almacenamiento son
idénticos. Sin embargo, los tanques de almacenamiento son muy caros ya que deben de ser muy estables
para soportar las variaciones de presión y las cargas termomecánicas resultantes.
La capacidad de carga del tanque se incrementa con el aumento del rango de temperaturas, sin embargo, la
temperatura del vapor disminuye con la descarga dentro de su correspondiente rango de temperatura.
43
Figura 3-2. Esquema tanque Ruth.
(http://www.bine.info/fileadmin/content/Publikationen/Englische_Infos/projekt_0908_engl_internetx.pdf)
3.3 Sistema de almacenamiento térmico mediante calor
sensible
El almacenamiento mediante calor sensible se consigue mediante el aumento de la temperatura del medio de
almacenamiento. Las propiedades más significativas para el almacenamiento en forma de calor sensible son la
densidad y el calor específico del material, pero además existen otras propiedades también importantes como
la conductividad térmica, la temperatura de operación, la difusión y por supuesto los costes. Por otra parte, es
fundamental que el sistema de almacenamiento sea estable a largo plazo bajo la oscilación térmica.
Dentro de las centrales solares térmicas el almacenamiento mediante calor sensible se realiza a través de
líquidos o sólidos que no presentan cambio de fase dentro del rango de temperaturas de utilización.
La energía almacenada en forma de calor en estos sistemas se expresa mediante la ecuación:
𝑄 = 𝜌𝐶𝑝𝑉𝛥𝑇
Siendo ρ, la densidad del material de almacenamiento, Cp el calor específico, V el
volumen de material de almacenamiento utilizado y ΔT, la diferencia de temperaturas.
De ellos el más utilizado, a gran distancia del resto, es el almacenamiento en forma de calor sensible, el cual es
objeto de este proyecto. Dentro de este tipo de mecanismo podemos diferenciar dos tecnologías diferenciadas
por el estado de la materia.
• Almacenamiento mediante materiales líquidos: aceite y sales fundidas.
• Almacenamiento mediante materiales sólidos.
44
Las sales fundidas destacan y son la mejor opción debido a que son líquidas a presión atmosférica, sus
temperaturas de trabajo son compatibles con las altas presiones y temperaturas alcanzadas por la turbina de
vapor, no son inflamables ni tóxicas como los aceites sintéticos y por último son muy rentables ya que
presentan una excelente relación entre capacidad de almacenamiento y coste.
3.3.1 Sales fundidas.
La sal fundida puede ser usada como método de almacenamiento de energía térmica para retener energía
térmica recogida por una torre solar o colector solar de una planta de energía solar concentrada, de modo que
pueda ser utilizado para generar electricidad cuando las condiciones meteorológicas no son apropiadas para
captar energía solar o por la noche.
Las mezclas de sales fundidas varían. La mezcla más extendida contiene nitrato de sodio, nitrato de potasio y
nitrato de calcio. Es no inflamable y no tóxico, y ya ha sido utilizado en la industria química y metales como
un fluido de transporte de calor, por lo que existe experiencia con tales sistemas en aplicaciones no solares.
Existen dos tendencias claramente diferenciadas. En una se almacena el fluido frío como el caliente en dos
tanques separados, mientras que en la otra existe un tanque único para ambos fluidos, separándose el fluido
frío del caliente en capas de distinta densidad mediante el efecto termóclino.
En el caso de que se usen dos tanques, existen dos métodos diferentes:
- Dos tanques directos con un único fluido caloportador.
- Dos tanques indirectos con un fluido caloportador y otro para el sistema de almacenamiento
Aunque lo ideal sería que los tanques de sales tuviesen una geometría esférica, para reducir al máximo las
pérdidas con el ambiente (ya que esta geometría es la que tiene menos superficie), son muy difíciles de fabricar
en grandes dimensiones, por tanto, se opta por fabricarlos con geometría cilíndrica, que son más fáciles de
fabricar y también tienen pocas pérdidas.
El sistema de almacenamiento termoclino: Utilizan un único tanque, en el cual las sales son bombeadas a la
parte superior del mismo durante la etapa de carga, desplazando de forma gradual el volumen caliente del frío.
Mientras esto sucede, se va creando un gradiente de temperaturas, el cual es estabilizado por los fenómenos de
flotación causados por la diferencia de densidades de los volúmenes a diferente temperatura. Lo ideal es que el
fluido caliente permanezca en la parte superior del tanque y el frío en la parte inferior, sin embargo, en la
práctica es difícil conseguir separar el fluido frío del caliente. Para solucionar dicho problema se suele
introducir material de relleno en el sistema. Con ello se consigue mantener el gradiente de temperaturas y
reducir la convección natural dentro del depósito. La configuración de este sistema puede observarse en la
Figura 3-3.
45
Figura 3-3. Esquema almacenamiento termoclino
(http://todoproductividad.blogspot.com.es/2012/11/tecnicas-de-almacenamiento-de-energia.html)
El sistema de almacenamiento de dos tanques directos: fue usado por primera vez en la central de SEGS I y
consta de dos tanques, uno de baja y otro de alta temperatura, y solamente un fluido caloportador. En el caso
de SEGS I, aceite.
El fluido caloportador circula del tanque de baja temperatura a través de los colectores solares para absorber el
calor. Parte de este calor va a la generación de vapor para mover la turbina y el calor sobrante vuelve al tanque
de alta temperatura para almacenarlo. Tras pasar por el intercambiador de calor, el fluido enfriado se dirige al
tanque de baja temperatura para volver a ser usado.
Otras centrales usan como único fluido caloportador sales fundidas. La sal se funde a 131°C. Se mantiene
líquida a 288°C en un tanque de almacenamiento aislado "fría". La sal líquida se bombea a través de paneles
en un colector solar en el que el sol concentrado calienta a 566°C. Se envía a un tanque de almacenamiento
caliente. El buen aislamiento hace posible que se pueda almacenar la energía térmica de manera útil para un
máximo de una semana. Cuando se necesita electricidad, la sal caliente se bombea a un generador de vapor
convencional para producir vapor de agua sobrecalentado para una turbina / generador tal como se utiliza en
cualquier planta de carbón convencional o en una central nuclear. El funcionamiento de este sistema puede
apreciarse en la Figura 3.4.
46
Figura 3-4. Esquema almacenamiento dos tanques directos – sales fundidas
(http://thermalscienceapplication.asmedigitalcollection.asme.org/article.aspx?articleid=1690813)
Sistema de almacenamiento en dos tanques indirectos de sales fundidas: este sistema de almacenamiento
utiliza un fluido caloportador, aparte de un fluido de almacenamiento y un intercambiador de calor.
El fluido caloportador recorre el campo solar calentándose hasta una temperatura fijada, en función de la
demanda, parte de este fluido irá directo a la turbina y la parte sobrante circulará por el sistema de
almacenamiento, donde a través de un intercambiador de calor cede parte de su energía térmica al fluido
de almacenamiento. Por su parte, el fluido de almacenamiento circula desde el tanque frío al tanque
caliente, si se está almacenando energía, y del tanque caliente al tanque frío para extraer la energía
almacenada en el sistema.
Figura 3-5. Esquema almacenamiento dos tanques indirectos-sales fundidas
(http://thermalscienceapplication.asmedigitalcollection.asme.org/article.aspx?articleid=1690813)
47
Las sales fundidas más utilizadas son la llamada sal solar y la 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 45%KNO3. Las propiedades de ambos tipos de sales fundidas pueden observarse
en la Tabla 3-1.
En nuestro proyecto utilizaremos sal solar como fluido de almacenamiento, puesto que es la más utilizada y
además tiene menor coste.
SAL ORGANICA HITEC HITEC XL SAL SOLAR
Composición por
masa (%)
40% NaNO2
7% NaNO3
53% KNO3
7% NaNO2
45% KNO3
48% Ca(NO3)2
60% NaNO3
40% KNO3
Punto de
congelamiento
(ºC)
142 120 220
Temperatura máxima
(ºC) 538 505 585
Calor específico
(J/(kg*ºC)) ~300ºC 1560 1447 1495
Calor específico
volumétrico
(J/(kg*ºC)) ~300ºC
2900 2880 2839
Coste (€/kg) 1.72 1.45 1.16
Tabla 3-1. Tipos de sales orgánicas y propiedades más relevantes
48
4 MODELIZACIÓN DEL PROCESO
El objeto del proyecto es realizar un modelo matemático de un sistema de producción, consumo y
almacenamiento de energía térmica mediante la tecnología de sales fundidas. Sin embargo, para poder evaluar
el funcionamiento de dicho tipo de almacenamiento, será necesario establecer un modelo de todo el ciclo
desde la generación hasta el consumo.
Para implementar dicho modelo utilizaremos el programa MATLAB, de forma que mediante código Matlab
crearemos los diferentes objetos en Simulink. Para el caso particular del sistema de almacenamiento nos
apoyaremos en el sistema de solución numérica de ecuaciones diferenciales.
En la Figura 4-1 se puede observar el sistema completo del modelo, el cual consta de los siguientes
subsistemas:
1. Subsistema de generación de energía térmica o fuente de calor (Heat Source), que hace referencia a
nuestro campo solar.
2. Sistema de almacenamiento de energía térmica (Storage) basado en el uso de dos tanques indirectos
de sales fundidas, uno frío y otro caliente. Mediante un intercambiador de calor contracorriente se
produce la transferencia de energía térmica entre el fluido caloportador y las sales fundidas.
3. Subsistema de consumo de potencia térmica o disipador de calor (Heat Sink)
4. Nodo Caliente y nodo frío: Son los puntos que conectan la generación de energía térmica y el
consumo de energía térmica al subsistema de almacenamiento.
Figura 4-1. Simulador de central solar con sistema de almacenamiento con sales fundidas
49
La generación de energía térmica se consigue mediante un fluido caloportador (aceite térmico) que circula por
el campo solar durante las horas en las que existe radiación solar. Para conocer el valor del flujo másico de
dicho fluido, �̇�2, será necesario definir una curva de potencia térmica, Win, durante el periodo de tiempo que
se desee, y la temperatura de salida del campo solar, Tset.
El almacenamiento de energía térmica tendrá tres modos de funcionamiento: Carga, descarga y reposo. El
modo de funcionamiento queda definido mediante la curva de flujo másico de aceite térmico destinado al
sistema de almacenamiento, �̇�1.
1. Modo carga: Se almacena energía térmica en el tanque caliente (�̇�1 > 0).
2. Modo descarga: Se extrae energía térmica del tanque caliente (�̇�1 < 0).
3. Modo reposo: El sistema ni almacena ni extrae energía (�̇�1 = 0).
El consumo de energía térmica viene definido en función de una tabla de consumos, función del flujo másico
�̇�3 y que variará en función del flujo másico de aceite térmico, �̇�1. Siendo el consumo de energía térmica:
menor que la generación cuando el sistema de almacenamiento se encuentre en modo carga; mayor que la
generación cuando el sistema se encuentre en modo descarga; e igual a la generación cuando el sistema de
almacenamiento se encuentre en reposo.
Se ha considerado que los tanques de sales del sistema de almacenamiento están perfectamente aislados, y por
tanto, no existen pérdidas.
El HTF que utilizaremos en nuestro simulador será el Dowtherm A, es el segundo aceite térmico más utilizado
después del Therminol VP-1. de la empresa estadounidense Dow Chemistry. Está formado por la mezcla de
otros dos compuestos orgánicos estables, los cuáles pueden ser tratados como uno sólo al tener prácticamente
la misma presión de vapor. Este fluido se puede utilizar en sistemas que trabajen tanto en fase líquida como
fase vapor.
50
En el catálogo del aceite térmico Downtherm A (ver Tabla 4-1) se puede observar que el rango de
temperaturas es de 15-400ºC en fase vapor y entre 257 y 400ºC en fase liquida.
Tabla 4-1. Rango de temperaturas del HTF Dowtherm A extraidas del catálogo del fabricante
(http://msdssearch.dow.com/PublishedLiteratureDOWCOM/dh_097a/0901b8038097ad4b.pdf?filepath=/heatt
rans/pdfs/noreg/176-01509.pdf&fromPage=GetDoc)
Para el almacenamiento emplearemos Sal Solar. Como vimos en la Tabla 3-1. En el caso de que se desee
modificar el fluido HTF, será necesario introducir o modificar, sustituyendo la tabla de propiedades del aceite
dowtherm A. Y en Simulink deberá sustituir el nombre en la tabla de parámetros del TES, MoltenSalts, y en la
tabla del subsistema de producción de potencia térmica, Heat Source, (en la zona subrayada como se puede
observar en la Tabla 4-2 y en la 4-3).
51
Tabla 4-2. Parámetros subsistema Heat Source
52
Tabla 4-3. Parámetros del sistema MoltenSalts.
Como el aceite térmico Dowtherm A no puede trabajar por encima de los 400 ºC, no puede emplearse para
centrales solares de RC (ver pág. 29), donde se pueden alcanzar temperaturas de entre 500 y 1000ºC, por tanto,
para centrales de RC será necesario utilizar un HTF diferente al Dowtherm A, que pueda trabajar por encima
de los 500ºC.
Si se desea modificar el tipo de sales fundidas simplemente hay que cambiar las propiedades de la sal en el
código MATLAB, ya que las correlaciones para conocer las propiedades de la sal utilizada, Sal solar, están
incluidas en el código MATLAB MoltenSalts.m.
53
4.1. Descripción de los subsistemas
Los subsistemas que conforman el simulador y que se describen a continuación serán 3: Subsistema de
producción, almacenamiento y consumo de energía térmica.
Al margen de estos tres subsistemas se han establecido dos nodos, uno frío y otro caliente, en los cuales se
calculan ecuaciones simples de balance de materia y energía.
4.1.1 Subsistema planta de producción de energía térmica
El subsistema de producción de energía térmica corresponde al conjunto de colectores encargados de captar la
radiación solar y concentrarla sobre el tubo absorbedor por el cual circulará nuestro fluido de trabajo,
Dowtherm A. Para ello será necesario fijar nuestra la temperatura de salida del campo solar, Tset.
Figura 4-2. Esquema de entradas y salidas del subsistema de producción de energía térmica
El subsistema de producción de energía térmica tendrá tres entradas (inputs) y tres salidas (outputs), como se
puede observar en la Figura 4-2.
Las entradas (inputs) serán:
1. La curva de generación de potencia del campo solar, Win.
2. La temperatura de diseño, Tset.
3. La entalpía a la entrada del campo solar, ℎ2𝑖𝑛.
Las salidas (outputs) serán:
1. Potencia desechada, Wdump.
2. La entalpía de salida del campo solar, ℎ2𝑜𝑢𝑡.
3. Flujo másico de aceite térmico, �̇�2𝑜𝑢𝑡.
Será necesario definir una curva de generación, Win, y una temperatura de diseño, Tset, a lo largo del tiempo. A
partir de la potencia generada, de la temperatura de diseño y de la entalpía a la entrada del campo, es posible
conocer el flujo másico de salida, �̇�2𝑜𝑢𝑡. Conocida la temperatura de salida del campo solar, podemos calcular
con las propiedades del fluido de trabajo, la entalpía de salida del campo solar.
54
Para calcular el flujo másico de aceite térmico que circula por el campo solar, �̇�2𝑜𝑢𝑡, hay que distinguir dos
casos.
• 1º Caso: 𝑇2𝑖𝑛 < 𝑇𝑠𝑒𝑡 ; �̇�2
𝑜𝑢𝑡 =𝑊𝑖𝑛
ℎ2𝑜𝑢𝑡−ℎ2
𝑖𝑛 y 𝑊𝑑𝑢𝑚𝑝 = 0
• 2º Caso: 𝑇2𝑖𝑛 ≥ 𝑇𝑠𝑒𝑡 ; �̇�2
𝑜𝑢𝑡 = 0 y 𝑊𝑑𝑢𝑚𝑝 = 𝑊𝑖𝑛
Para que tenga lugar el segundo caso, en nuestro modelo debe ocurrir que el subsistema de consumo no este
funcionando y además que el subsitema de almacenamiento de energía térmica se encuentre en reposo, bien
porque uno de los tanques este completamente lleno o bien porque directamente se haya definido un valor nulo
del flujo másico aceite térmico destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1.
Además, se ha establecido un flujo másico máximo que puede circular por el campo solar, �̇�2𝑚𝑎𝑥. En caso de
que el flujo másico del HTF, �̇�2𝑜𝑢𝑡, sea mayor que el flujo máximo, se producirá rechazo, es decir, se tirará el
sobrante de energía. Por tanto, una vez calculado el valor del flujo másico de aceite térmico a la salida habrá
que distinguir dos casos:
• 1º Caso: �̇�2𝑜𝑢𝑡 ≤ �̇�2
𝑚𝑎𝑥 ; �̇�2𝑜𝑢𝑡 =
𝑊𝑖𝑛
ℎ2𝑜𝑢𝑡−ℎ2
𝑖𝑛 y 𝑊𝑑𝑢𝑚𝑝 = 0, como se ha visto en el primer caso
anterior.
• 2º Caso: �̇�2𝑜𝑢𝑡 > �̇�2
𝑚𝑎𝑥 ; 𝑊𝑑𝑢𝑚𝑝 = (�̇�2𝑜𝑢𝑡 − �̇�2
𝑚𝑎𝑥)(ℎ2𝑜𝑢𝑡 − ℎ2
𝑖𝑛) y �̇�2𝑜𝑢𝑡 = �̇�2
𝑚𝑎𝑥
En el segundo caso el flujo másico de salida , �̇�2𝑜𝑢𝑡, será igual al flujo máximo previamente definido, �̇�2
𝑚𝑎𝑥.
4.1.2 Subistema de almacenamiento de energía térmica con
sales fundidas
El subsistema de almacenamiento de energía térmica es el más complejo de todos, y requiere de la resolución
de un sistema de tres ecuaciones diferenciales ordinarias en el dominio del tiempo.
Como ya se vio anteriormente, nuestro sistema de almacenamiento tendrá tres modos de operación; carga,
descarga y reposo. El subsistema de almacenamiento entrará en modo carga, cuando el flujo másico, �̇�1, sea
positivo, absorbiendo las sales la energía térmica proveniente del fluido HTF. Entrará en modo descarga,
cuando el flujo másico �̇�1, sea negativo, las sales ceden energía térmica al fluido HTF. Y permanecerá en
reposo cuando el flujo másico �̇�1, sea nulo.
55
Figura 4-3. Esquema de entradas y salidas del sistema de almacenamiento de energía térmica.
Los parámetros que definen nuestro subsistema son:
1. Volumen total de sales, V.
2. Densidad de las sales, 𝜌s.
3. Eficiencia del intercambiador de calor, 𝜀.
4. Propiedades del fluido de trabajo, aceite térmico Dowtherm A.
5. Calor especifico de las sales, cps.
6. Calor especifico del aceite térmico, cpa.
7. Coeficiente de capacidad, Cr.
8. Presión del aceite térmico, P.
Las variables de estado del subsistema son:
1. Entalpía del tanque caliente, Hh(t).
2. Entalpía del tanque frío, Hc(t).
3. Volumen del tanque caliente, Vh(t).
Condiciones iniciales para las variables estado:
1. Entalpía inicial del tanque caliente, Hh0.
2. Entalpía inicial del tanque frío, Hc0.
3. Volumen inicial del tanque caliente, Vh0.
Es importante remarcar que las entradas y salidas del sistema varian en función del modo de funcionamiento
del TES, es decir, en función del sentido del fluido HTF.
Entradas y salidas en modo carga:
Las entradas (inputs) serán:
1. La entalpía del nodo caliente, hleft.
2. Flujo másico de aceite, �̇�1.
56
Las salidas (outputs serán):
1. La entalpía del nodo frío, hright.
2. La energía almacenada por el subsistema, E.
Entradas y salidas en modo descarga:
Las entradas (inputs) serán:
1. La entalpía del nodo frío, hright.
2. Flujo másico de aceite, �̇�1.
Las salidas (outputs serán):
1 La entalpía del nodo caliente, hleft.
2 La energía almacenada por el subsistema, E.
Entradas y salidas en modo reposo (no será necesario conocer la entalpía de entrada ni calcular la de salida):
Las entradas (inputs) serán:
1. Flujo másico de aceite, �̇�1.
Las salidas (outputs serán):
1 La energía almacenada por el sistema, E.
La eficiencia del intercambiador se ha supuesto constante, y para apoyar esta suposición establecemos el flujo
másico de sales que circula por el intercambiador de calor, 𝑚𝑠̇ , en función del flujo másico de aceite que
circula en sentido opuesto según la siguiente ley.
�̇�𝑠 = 𝑐𝑟∗ (
𝐶𝑝𝑎
𝐶𝑝𝑠) �̇�𝑎
donde 𝑐𝑟∗ 𝜖 [0,1] y es constante.
De esta forma, si aplicamos el método NTU establecemos un coeficiente de capacidad, cr, constante (ver figura
4-4 y 4-5).
𝑐𝑟 = 𝐶𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟
𝐶𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟
donde Cmenor y Cmayor son las capacidades caloríficas de menor y mayor valor de los fluidos que circulan por el
intercambiador. 𝐶𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟 = min (�̇�𝑠𝐶𝑝𝑠, �̇�𝑎𝐶𝑝𝑎)
𝐶𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟 = �̇�𝑠𝐶𝑝𝑠 ≤ �̇�1𝐶𝑝𝑎 (será igual cuando x valga uno)
Desarrollando la expresión del coeficiente de capacidad, cr, y teniendo en cuenta la ley que sigue el flujo
másico de sales, 𝑚𝑠̇ .
𝑐𝑟 = 𝐶𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟
𝐶𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟=
�̇�𝑠𝐶𝑝𝑠
�̇�1𝐶𝑝𝑎=
𝑐𝑟∗ (
𝐶𝑝𝑎𝐶𝑝𝑠
) 𝑚1̇ 𝐶𝑝𝑠
�̇�1𝐶𝑝𝑎= 𝑐𝑟
∗
Se concluye que, tomando la expresión del flujo másico de sales, 𝑚𝑠̇ , descrita anteriorimente, se consique que
la variable 𝑐𝑟∗ introducida en dicha expresión sea igual al coeficiente de capacidad 𝑐𝑟 = 𝑐𝑟
∗
57
Habrá que tener en cuenta el tipo de intercambiador, siendo los intercambiadores de carcasa y tubo (por el tubo
va el fluido HTF y por la carcasa las sales) junto a los de doble tubo los más utilizados para sistemas de
almacenamiento de energía con sales fundidas. Además, dado que el intercambiador de calor es uno de los
elementos más importantes para que el TES tenga un buen funcionamiento, se suele trabajar con un alto
coeficiente global transmisión, U, y en función del tamaño de los tanques y los flujos másicos que circularán
por el intercambiador se selecciona el área de intercambio. Además, se sabe que el valor de UA suele ser
superior a 2500 kW para intercambiadores de TES de sales fundidas, incrementándose UA con el aumento del
volumen de los tanques de sales. No será objeto de este proyecto dimensionar el intercambiador de calor.
Una vez fijado el coeficiente de capacidad, necesitamos conocer el valor de NTU para determinar la eficiencia
del intercambiador según las gráficas mencionadas anteriormente.
𝑁𝑇𝑈 =𝑈𝐴
𝐶𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟
y se supondrá que el valor de NTU es superior a 8 en caso de que el intercambiador sea de doble tubo y
superior a 4 en caso de intercambiadores de carcasa y tubo.
Figura 4-4. Gráfica de eficiencia térmica de un intercambiador doble tubo.
58
Figura 4-5. Gráfica de eficiencia térmica de un intercambiador carcasa-tubo
En las figuras de arriba se observa para cada intercambiador que a partir de un valor de NTU, y para un
coeficiente de capacidad, Cr, constante se puede considerar la eficiencia, 𝜀, constante.
Las ecuaciones diferenciales de gobierno del sistema, 𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡,
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡 𝑦
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡, varián según el modo de
funcionamiento del sistema (carga, descarga y reposo) como veremos en los siguientes apartados.
Por otro lado, la expresión para calcular la energía almacenada por el sistema, E, para un tiempo determinado,
t, no depende del modo de funcionamiento y es la siguiente:
𝐸 = 𝜌𝑠(𝑉ℎ𝐻ℎ(𝑡) + 𝑉𝑐𝐻𝑐(𝑡))
donde Vc es el volumen de sales del tanque frío.
59
4.1.2.1 Modo carga
Cuando nuestro sistema trabaja en carga (�̇�1>0), el fluido caloportador atraviesa el intercambiador de calor
desde el nodo caliente al nodo frío, cediendo parte de su energía térmica al flujo másico de sales, �̇�s, que
circula en sentido contrario al flujo másico de aceite térmico, �̇�1, desde el tanque frío al tanque caliente. De
forma que el fluido caloportador pierde temperatura, y por tanto entalpía, mientras que las sales ganarán
temperatura, y por tanto aumentará su entalpía a la salida del intercambiador.
Figura 4-6. Esquema de funcionamiento del sistema de almacenamiento en modo carga
En este caso, la entalpía, hleft, y la temperatura, Tleft, del nodo caliente, así como la entalpía, Hc ,y temperatura,
Tc, del tanque frío son conocidas y, por tanto, estableciendo un balance de energía en el intercambiador de
calor, y a partir de la expresión de la eficiencia térmica del intercambiador, será posible establecer un sistema
de dos ecuaciones con dos incógnitas, la entalpía de salida del aceite térmico del intercambiador, hright, y la
entalpía de salida de las sales, hs:
Ecuación de balance de energía en el intercambiador de calor: El calor cedido, 𝑄𝑐𝑒𝑑, por el flujo másico de
aceite térmico, 𝑚1,̇ será igual al calor absorbido, 𝑄𝑎𝑏𝑠, por el flujo másico de sales, �̇�𝑠.
𝑄𝑐𝑒𝑑 = 𝑄𝑎𝑏𝑠
𝑄𝑐𝑒𝑑 = 𝑚1̇ (ℎ𝐿𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑅𝑖𝑔ℎ𝑡)
𝑄𝑎𝑏𝑠 = 𝑚𝑠̇ (ℎ𝑠 − 𝐻𝑐)
60
(1) 𝑚1̇ (ℎ𝐿𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑅𝑖𝑔ℎ𝑡) = �̇�𝑠(ℎ𝑠 − 𝐻𝑐)
donde las incógnitas serán la entalpía del aceite a la salida del intercambiador, hright, y la entalpía de salida de
las sales, hs.
Por otro lado, tenemos la eficiencia térmica del intercambiador, 𝜀, en modo carga (ver Figura 4-5), que se
define como:
(2) 𝜀 =𝑡𝑠−𝑡𝑐
𝑇𝐿𝑒𝑓𝑡−𝑡𝑐 ;
Donde la única incógnita será la temperatura de salida de las sales, ts, y a partir de las correlaciones de
propiedades de la sal del ANEXO A, puede conocerse el valor de la entalpía de salida de las sales, hs.
Conocida la entalpía de las sales a la salida y sustituyendo en la ecuación de balance de energía, puede
conocerse la entalpía de salida del aceite térmico, hright.
Figura 4-7. Gráfica T-L del intercambiador de calor contracorriente en modo carga.
Si nos fijamos en las entradas y salidas de nuestro sistema (ver Figura 4-3), se deduce que la entalpía del nodo
caliente, hleft, será igual a la entrada que a la salida, mientras que la entalpía del nodo frío, hright, no se utilizará
como entrada.
61
Para que el sistema funcione en modo carga, será necesario que se cumplan las siguientes condiciones:
1. El volumen del tanque frío ha de ser mayor que cero, Vc>1 m3. En caso contrario, el flujo másico de
sales será nulo y el flujo másico de aceite atravesará el intercambiador sin ceder calor. Se decide que
sea mayor que un metro cúbico ya que, si la condición fuese Vc>0 m3, podría darse el caso en el que el
volumen del tanque fuese positivo pero menor que el flujo másico de sales exigido. En ese caso el
volumen del tanque se haría negativo, lo cual no tiene lógica.
2. La temperatura del aceite que proviene del nodo caliente, Tleft, ha de ser mayor que la temperatura del
tanque frío, Tc.
Si no se cumple alguna de estas dos condiciones el flujo másico de sales, �̇�s, que circula por el intercambiador
de calor desde el tanque frío al tanque caliente será nulo, y el aceite térmico no cederá calor, por tanto, la
entalpía del aceite será igual a la entrada y a la salida del intercambiador, hleft = hright. Además, las derivadas 𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡 ,
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡 ,
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡 , serán nulas.
Ecuaciones de estado:
Para conocer el estado de los tanques de almacenamiento de sales para un tiempo t=n es necesario calcular las
derivadas, 𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡,
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡 𝑦
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡.
Para calcular la entalpía del tanque frío, Hc, y del tanque caliente, Hh, partiremos de la expresión de la
variación de la temperatura con el tiempo en el llenado de un depósito perfectamente aislado, el cual no
intercambia calor con el ambiente, por tanto, lo podemos considerar adiabático.
La expresión para el tanque caliente será:
𝜌𝑠𝑉ℎ𝑑(𝐶𝑝𝑠(𝑡)𝑇ℎ(𝑡))
𝑑𝑡= �̇�𝑠𝐶𝑝𝑠𝑇𝑠
Considerando que el calor especifico de las sales, Cps, es constante y que dh= CpdT:
𝜌𝑠𝑉ℎ𝑑(𝐻ℎ(𝑡))
𝑑𝑡= 𝑚𝑠̇ ℎ𝑠
Y despejando la derivada se obtiene:
𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡=
�̇�𝑠ℎ𝑠
𝜌𝑠𝑉ℎ
Cuando el tanque de sales caliente alcanza la misma entalpía o temperatura que el flujo másico de sales, �̇�s, a
la salida del intercambiador, dicha derivada será nula.
𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡= 0
Para el caso del tanque frío, la derivada será nula ya que se trata de un proceso de vaciado de un depósito
adiabático, en el cual solo existirá variación de volumen, en este caso negativa.
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡= 0
La variación de volumen del tanque caliente con el tiempo será:
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡=
𝑚𝑠̇
𝜌𝑠
62
Una vez se han calculado las derivadas temporales de estado para un tiempo t=n, dichas derivadas servirán
para actualizar los estados mediante integración numérica, obteniéndose los correspondientes incrementos, Δ,
para calcular las variables de estado, que se actualizarán de la siguiente forma.
𝐻ℎ𝑛 = 𝐻ℎ
𝑛−1 + 𝛥𝐻ℎ𝑛
𝐻𝑐𝑛 = 𝐻𝑐
𝑛−1 + 𝛥𝐻𝑐𝑛
𝑉ℎ𝑛 = 𝑉ℎ
𝑛−1 + 𝛥𝑉ℎ𝑛
Conocido el volumen total de sales, y aunque sabemos que la densidad de las sales varia con la temperatura, en
este proyecto supondremos que la densidad será constante para simplificar el modelo, será posible calcular el
volumen del tanque frío mediante la ecuación de conservación de la masa o conservación de volumen (dado
que la densidad la suponemos constante):
Mt = Mh+Mc
donde:
Mt es la masa total de sales.
Mh la masa del tanque caliente.
Mc la masa del tanque frío.
Vc = Mc 𝜌𝑠
Vh = Mh 𝜌𝑠
V =(Mh+Mc) 𝜌𝑠
Por tanto, el volumen del tanque frío se puede determinar mediante la expresión
Vc = V-Vh
La potencia almacenada por nuestro sistema, Wstored, será positiva y vendrá definida por la siguiente expresión.
𝑊𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒𝑑 = 𝑚1̇ (ℎ𝑙𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡)
63
4.1.2.2 Modo descarga
Cuando nuestro sistema trabaja en modo descarga (�̇�1<0), el fluido caloportador atraviesa el intercambiador
de calor desde el nodo frío al nodo caliente. Absorbiendo parte de la energía térmica del flujo másico de sales,
�̇�s, que circula en sentido contrario al flujo másico de aceite térmico, �̇�1, desde el tanque caliente al tanque
frío. De forma que el fluido caloportador gana temperatura, y por tanto entalpía. Mientras que las sales
perderán temperatura, y por tanto disminuirá su entalpía a la salida del intercambiador.
Figura 4-8. Esquema de funcionamiento del sistema de almacenamiento en modo descarga
En este caso, la entalpía del nodo frío, hright, y la entalpía del tanque caliente, Hh, son conocidas. Por tanto,
nuevamente estableciendo un balance de energía en el intercambiador de calor, y a partir de la expresión de la
eficiencia térmica del intercambiador, será posible establecer un sistema de dos ecuaciones con dos incógnitas,
y determinar el valor de ambas incognitas, la entalpía del aceite térmico, hleft, y de la entalpía del flujo másico
de sales a la salida del intercambiador, hs.
Ecuación de balance de energía en el intercambiador de calor: El calor cedido, 𝑄𝑐𝑒𝑑, por el flujo másico de
sales fundidas, 𝑚𝑠,̇ será igual al calor absorbido, 𝑄𝑎𝑏𝑠, por el flujo másico de aceite térmico, �̇�1.
64
𝑄𝑐𝑒𝑑 = 𝑄𝑎𝑏𝑠
𝑄𝑎𝑏𝑠 = 𝑚1̇ (ℎ𝐿𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑅𝑖𝑔ℎ𝑡)
𝑄𝑐𝑒𝑑 = �̇�𝑠(𝐻ℎ − ℎ𝑠)
(1) 𝑚1̇ (ℎ𝐿𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑅𝑖𝑔ℎ𝑡) = �̇�𝑠(𝐻ℎ − ℎ𝑠)
donde las incógnitas serán la entalpía del aceite a la salida del intercambiador, hleft, y la entalpía de salida de las
sales, hs.
Por otro lado, tenemos la eficiencia térmica del intercambiador en modo descarga, que en este caso se define
como:
(2) 𝜀 =𝑇𝑙𝑒𝑓𝑡−𝑇𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡
𝑇𝐻−𝑇𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡
Donde la incógnita será la temperatura de salida del intercambiador de calor, Tleft. La entalpía del aceite a la
salida, hleft, puede calcularse conocida su temperatura a partir de la tabla adjunta en el ANEXO B. Conocida la
entalpía del aceite a la salida y sustituyendo en la ecuación de balance de energía, puede conocerse hs.
Figura 4-9. Gráfica T-L del intercambiador de calor en modo descarga.
65
Si nos fijamos en las entradas y salidas de nuestro sistema, se deduce que la entalpía del nodo frío, hright, será
igual a la entrada que a la salida, mientras que la entalpía del nodo caliente, hleft, no se utilizará como entrada.
Para que el sistema funcione en modo descarga, será necesario que se cumplan las siguientes condiciones:
1. El volumen del tanque caliente ha de ser mayor que cero, Vh>1 m3. En caso contrario, el flujo másico
de sales será nulo y el flujo másico de aceite atravesará el intercambiador sin ceder calor. Se decide
que sea mayor que un metro cúbico ya que, si la condición fuese Vh>0 m3, podría darse el caso en el
que el volumen del tanque fuese positivo pero menor que el flujo másico de sales exigido. En ese
caso, el volumen del tanque se haría negativo, lo cual no tiene lógica.
2. La temperatura del aceite que proviene del nodo caliente, Tright, ha de ser menor que la temperatura del
tanque caliente, Th.
Si no se cumple alguna de estas dos condiciones el flujo másico de sales que circula por el intercambiador de
calor desde el tanque caliente al tanque frío será nulo, y el aceite térmico no absorberá calor, por tanto, la
entalpía del aceite será igual a la entrada y a la salida del intercambiador, hright = hleft. Además, las derivadas 𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡 ,
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡 ,
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡 , serán nulas.
Ecuaciones de stado.
Para conocer el estado de los tanques de almacenamiento de sales es necesario calcular las derivadas 𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡,
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡 𝑦
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡.
Para calcular la entalpía del tanque frío, Hc, y del tanque caliente, Hh, partiremos de la expresión de la
variación de la temperatura con el tiempo en el llenado de un depósito perfectamente aislado, el cual no
intercambia calor con el ambiente, por tanto, lo podemos considerar adiabático.
La expresión para el tanque frío, teniendo en cuenta en este caso que el flujo másico de las sales, 𝑚𝑠 ,̇ es
negativo, será:
𝜌𝑠𝑉ℎ𝑑(𝐶𝑝𝑠(𝑡)𝑇𝑐(𝑡))
𝑑𝑡= −𝑚𝑠̇ 𝐶𝑝𝑠𝑇𝑠
Considerando que el calor especifico de las sales, Cps, es constante y que dh= CpdT:
𝜌𝑠𝑉ℎ𝑑(𝐻𝑐(𝑡))
𝑑𝑡= −�̇�𝑠ℎ𝑠
Y despejando la derivada se obtiene:
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡= −
�̇�𝑠ℎ𝑠
𝜌𝑠𝑉𝑐
Cuando el tanque de sales frío alcanza la misma entalpía o temperatura que el flujo másico de sales, �̇�s, a la
salida del intercambiador, dicha derivada será nula.
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡= 0
Para el caso del tanque caliente, la derivada será nula ya que se trata de un proceso de vaciado de un depósito
adiabático, en el cual solo existirá variación de volumen, en este caso negativa.
𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡= 0
La variación de volumen del tanque caliente con el tiempo será:
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡=
�̇�𝑠
𝜌𝑠
Una vez se han calculado las derivadas temporales de estado para un tiempo t=n, dichas derivadas servirán
para actualizar los estados mediante integración numérica, obteniéndose los correspondientes incrementos, Δ,
para calcular las variables de estado, que se actualizarán de la siguiente forma.
66
𝐻ℎ𝑛 = 𝐻ℎ
𝑛−1 + 𝛥𝐻ℎ𝑛
𝐻𝑐𝑛 = 𝐻𝑐
𝑛−1 + 𝛥𝐻𝑐𝑛
𝑉ℎ𝑛 = 𝑉ℎ
𝑛−1 + 𝛥𝑉ℎ𝑛
Nuevamente conocido el volumen total de sales, y el volumen del tanque caliente será posible conocer el
volumen del tanque frío Vc mediante la expresión
Vc = V-Vh
La potencia almacenada por nuestro sistema, Wstored, será negativa, ya que el flujo másico de aceite que
circula por el intercambiador de calor (aceite-sal), 𝑚1̇ , es negativo, y vendrá definida por la siguiente
expresión.
𝑊𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒𝑑 = �̇�1(ℎ𝑙𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡)
4.1.2.3 Modo reposo
Cuando nuestro sistema se encuentra en reposo, el flujo másico de aceite será nulo (�̇�1= 0). En este caso no
existirá transferencia alguna de calor, y, por tanto, al considerar que no existen pérdidas en el sistema de
almacenamiento, la energía almacenada en ambos tanques permanecerá constante.
Figura 4-10. Esquema de funcionamiento del sistema de almacenamiento en modo reposo
67
Ecuaciones de estado:
Siempre que nuestro sistema se encuentre en reposo las derivadas, 𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡,
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡 𝑦
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡, serán nulas.
𝑑𝐻ℎ
𝑑𝑡= 0
𝑑𝐻𝑐
𝑑𝑡= 0
𝑑𝑉ℎ
𝑑𝑡= 0
Y por tanto, los correspondientes incrementos, Δ, serán también nulos, por lo que el estado no varia.
𝐻ℎ𝑛 = 𝐻ℎ
𝑛−1 + 𝛥𝐻ℎ𝑛
𝐻𝑐𝑛 = 𝐻𝑐
𝑛−1 + 𝛥𝐻𝑐𝑛
𝑉ℎ𝑛 = 𝑉ℎ
𝑛−1 + 𝛥𝑉ℎ𝑛
El volumen del tanque frío, Vc, también permanecerá constante, y la potencia del sistema de almacenamiento
será nula puesto que el flujo másico de aceite, �̇�1, es cero.
𝑊𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒𝑑 = �̇�1(ℎ𝑙𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡)
68
4.1.3 Subsistema de consumo de energía térmica
En el subsistema de consumo de energía térmica tiene lugar la cesión de energía de nuestro sistema a otro
sistema el cual no será objeto de este proyecto, por tanto, no se analizará las razones del consumo de energía
térmica, ya que dicho consumo de energía térmica puede deberse a diversos motivos, por ejemplo: al
calentamiento de agua, a la generación de vapor para accionar una turbina de vapor etc…
Figura 4-11. Esquema de entradas y salidas del subsistema de consumo de energía térmica
El subsistema de consumo de energía térmica tendrá dos entradas (inputs) y tres salidas (outputs), como se
puede observar en la Figura 4-9.
Las entradas (inputs) serán:
1. Flujo másico de aceite a la entrada, �̇�3.
2. La entalpía a la salida del nodo caliente será la entalpía a la entrada del subsistema de consumo de
energía térmica, ℎ3𝑖𝑛.
Las salidas (outputs serán):
2 Flujo másico de aceite a la salida, que será el mismo que a la entrada, �̇�3.
3 La entalpía de salida del subsistema de consumo de energía térmica, ℎ3𝑜𝑢𝑡.
4 La potencia de salida, Wout.
La entalpía de salida, ℎ3𝑜𝑢𝑡 , se calculará en función de el flujo másico de entrada, �̇�3, y de la entalpía a la
entrada, ℎ3𝑖𝑛. Para determinar dicha entalpía de salida construiremos una tabla de la siguiente forma. En la
primera columna introducimos los diferentes valores de entalpia de entrada, ℎ3,𝑛º 𝑓𝑖𝑙𝑎𝑖𝑛 , y en la primera fila
introducimos los diferentes valores de flujo másico que se desee, �̇�3,nº columna. Para cada valor de flujo másico y
de entalpía de entrada se fija un valor de entalpía de salida, ℎ3(𝑛º𝑓𝑖𝑙𝑎,𝑛º𝑐𝑜𝑙𝑢𝑚𝑛𝑎)𝑜𝑢𝑡 .Dichos valores pueden ser
variables o constantes para cada valor de flujo másico, �̇�3, y de entalpía de entrada, ℎ3𝑖𝑛 .
69
�̇�3,1 �̇�3,2 �̇�3,3
ℎ3,1𝑖𝑛 ℎ3(1,1)
𝑜𝑢𝑡 ℎ3(1,2)𝑜𝑢𝑡 ℎ3(1,𝑛)
𝑜𝑢𝑡
ℎ3,2𝑖𝑛 ℎ3(2,1)
𝑜𝑢𝑡 ℎ3(2,2)𝑜𝑢𝑡 ℎ3(2,𝑛)
𝑜𝑢𝑡
ℎ3,𝑛𝑖𝑛 ℎ3(𝑛,1)
𝑜𝑢𝑡 ℎ3(𝑛,2)𝑜𝑢𝑡 ℎ3(𝑛,𝑛)
𝑜𝑢𝑡
La potencia de consumo o salida, Wout, se calculará a partir de la expresión:
𝑊𝑜𝑢𝑡 = �̇�3(ℎ3𝑖𝑛 − ℎ3
𝑜𝑢𝑡)
4.1.4 Nodo caliente y nodo frío
En ambos nodos se aplican simples ecuaciones de balance de masa y energía. En el caso particular del nodo
caliente además se introduce la curva del flujo másico de aceite térmico destinado al sistema de
almacenamiento, �̇�1.
En el caso del nodo caliente las ecuaciones de balance y energía quedarán de la forma:
Ecuación de balance de materia:
�̇�1 = �̇�2 − �̇�3
En el caso de la ecuación de balance de energía:
Cuando el sistema de almacenamiento se encuentra en modo carga (�̇�1>0) podremos conocer la entalpía de
salida, h3 y hleft directamente:
ℎ3 = ℎ2
ℎ𝑙𝑒𝑓𝑡 = ℎ2
Y en el caso de que el sistema de almacenamiento se encuentre en modo descarga (�̇�1<0):
�̇�3ℎ3 = �̇�2ℎ2 − �̇�1ℎ1
Para el caso del nodo frío las ecuaciones de balance de materia y energía quedarán de la siguiente forma.
Ecuación de balance de materia:
�̇�2 = �̇�1 + �̇�3
Y nuevamente para el caso del balance de energía. Si el sistema de almacenamiento se encuentra en modo
descarga o no está operando (�̇�1<0) podremos conocer, h2 y hright, directamente:
ℎ2 = ℎ3
ℎ𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡 = ℎ3
Mientras que si el sistema se encuentra en modo carga (�̇�1>0) el balance de energía quedará de la siguiente
forma:
�̇�2ℎ2 = �̇�1ℎ1 + �̇�3ℎ3
70
5 SIMULACIONES
De todas las simulaciones realizadas se han destacado cuatro por ser las más interesantes. Para todas las
simulaciones se ha utilizado como fluido de trabajo, el aceite Dowtherm A, y como fluido en el sistema de
almacenamiento sal solar. En todas las simulaciones se ha tomado la misma temperatura de diseño en el
campo solar, 390ºC, por tanto, se trataría de una central solar de colectores cilindro-parabólico (ver punto
2.1.1. Centrales solares con colector de cilindro parabólico (CCP)).
El volumen de los tanques se fijará para aquel periodo del año de mayor número de horas de Sol, Verano
(Julio). Ya que durante dicho periódo, los requerimientos en volumen serán mayores. Para determinar el
volumen máximo se han realizado simulaciones previas para una curva de entrada del flujo másico de aceite
�̇�1 conocida (destinado al sistema de almacenamiento) y determinar el volumen a partir del cual el proceso de
carga y descarga se detiene por incumplimiento de una de las condiciones impuestas Vh, Vc > 1m3. Por ello,
se ha tomado un volumen total de sales de 3200 m3, esto quiere decir que ambos tanques deberán tener dicho
volumen. Al tratarse de tanques con geometría cilíndrica sabemos que la expresión del volumen viene dada
por:
(1) 𝑉 = 𝜋𝑅2ℎ
Donde: R es el radio del cilindro y h su altura. La altura máxima de este tipo de tanques se encuentra entorno a
los 14 m. Así que, fijando la altura en unos 12 m, podremos obtener el radio de la expresión (1), en nuestro
caso R= 9,213 m.
Hemos tomado una eficiencia de intercambiador alta dado que en estos sistemas de almacenamiento el
intercambiador es un elemento crítico, cuanto mayor sea su eficiencia mayor será el salto entálpico y por tanto
la potencia de almacenamiento, tanto en modo carga como en descarga. Además, en el caso de que queramos
fijar la potencia de almacenamiento, cuanto mayor sea la eficiencia del intercambiador, menor será el flujo
másico necesario, y por tanto, las dimensiones de las tuberías y de los tanques se reducen. En concreto para las
simulaciones se ha considerado que el intercambiador de calor es de doble tubo.
𝑊𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒𝑑 = 𝑚1̇ (ℎ𝑙𝑒𝑓𝑡 − ℎ𝑟𝑖𝑔ℎ𝑡) [MW]
La densidad y el calor especifico de las sales, Cps, se ha supuesto constante con la temperatura (Ver Figura 5-1
y ANEXO A)
Figura 5-1. Gráfica T-Cp de sal solar
71
El calor especifico del aceite, Cpa, también se ha supuesto constante e igual a 2Kj/kgK (Ver ANEXO B).
En ambos nodos, caliente y frío no será necesario ajustar ningún parámetro dado que se trata simplemente de
balances de energía y de materia.
5.1 Simulación Verano 1
En la primera simulación se ha tomado una curva de generación térmica proporcionada por el campo solar de
forma aproximada, en un día donde las condiciones climatológicas son idóneas (cielo despejado) de la estación
del año con mayor actividad solar, y con más horas de Sol, verano.
Para empezar, introducimos la curva de generación, Win, y la temperatura de operación del fluido
caloportador, Tset en el Signal Builder (ver Figura 5.2). En primer lugar, se ha definido de forma cualitativa
una curva de potencia térmica para cualquier tipo de central solar, y después se han dado valores. Se observa
que el número de horas de Sol durante el cual el campo solar esta trabajando abarca desde las 6 a.m hasta las
20 p.m. Alcanzándose un valor máximo de 50 MW entre las 12 y las 2 de la tarde.
Figura 5-2. Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño, Tset(verano 1).
Una vez definida nuestra curva de potencia térmica, Win, ajustaremos la curva del flujo másico de aceite
destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1 en el Signal Builder del nodo caliente (ver Figura 5-3). Ajustando
dicha curva podremos obtener la curva de potencia eléctrica de salida, Wout, que se desee, siempre y cuando los
tanques de nuestro sistema de almacenamiento tengan capacidad suficiente y nuestra curva de generación, Win,
pueda proporcionar la suficiente energía.
72
Figura 5-3. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1(verano 1).
Los parámetros introducidos en el subsistema de generación de energía térmica serán las propiedades del HTF
(Dowtherm A), su presión y la capacidad máxima de fluido HTF que puede circular por el campo solar.
Subsistema de generación de energía térmica
Parámetros Valor Unidades
Propiedades HTF AccuSimX.Properties.Dowtherma -
Presión 13 bar
Flujo máximo HTF 200 kg/s
Tabla 5-1. Parámetros subsistema de generación de energía térmica (verano1).
Para el caso del sistema de almacenamiento de energía térmica se requerirá de un mayor número de
parámetros que nos permite adaptar cualquier sistema de almacenamiento con dos tanques indirectos ajustando
los parámetros como se desee. Para determinar las condiciones iniciales de entalpía de ambos tanques se ha
tenido en cuenta que la temperatura de fusión de las sales es de unos 220 ºC y se ha establecido un límite
superior marcado por la temperatura fijada en el campo solar, 390 ºC. A partir de estos datos, se ha supuesto
que la temperatura inicial del tanque caliente es de unos 385ºC (usando correlaciones del ANEXO A,
Hh0=203kJ/kgK) y la del tanque frío de 270 ºC (usando correlaciones del ANEXO A, Hc0 = 30kJ/kgK).
Con respecto al volumen inicial del tanque caliente se ha supuesto, dado que el periodo de simulación parte de
las 06:00 am, el tanque caliente se encuentra casi vacío tras un periodo de descarga durante la noche
73
Tabla 5-2. Parámetros sistema de almacenamiento de energía térmica (verano1).
En el subsistema de generación de energía eléctrica se ha fijado una entalpía de salida a través de una tabla, la
cual establece una entalpía según el flujo másico de aceite de entrada y su correspondiente entalpía. En nuestro
caso, se ha mantenido constante dicha entalpía. Si el flujo másico de aceite fuese cero, aunque la entalpía se
establezca en 525 kJ/kgK, no tendrá repercusión sobre el balance establecido en el nodo frío.
Subsistema de consumo de energía térmica
Parámetros Valor Unidades
Vector flujo másico de entrada [0 500] kg/s
Vector entalpía de entrada [0 1000] kJ/kg
Tabla entalpía de salida [525 525;525 525] kJ/kg
Tabla 5-3. Parámetros subsistema de consumo de energía térmica (verano1)
Finalmente representamos todas las curvas de potencia en una misma gráfica mediante un “scope” en
Simulink. El balance de energía se calcula mediante la siguiente expresión:
𝑊𝑏𝑎𝑙𝑎𝑛𝑐𝑒 = 𝑊𝑖𝑛 − 𝑊𝑜𝑢𝑡 − 𝑊𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒𝑑
En la Figura 5-4 observamos que el balance de potencia, Wbalance, se cumple. Tendremos dos periodos de
descarga, uno entre las 6 a.m y las 7 a.m, y otro a partir de las 6 p.m. Y un único periodo de carga entre las 7
a.m y las 6 pm. Durante las 11 y las 15 p.m aproximadamente se observa que existe rechazo, es decir, el flujo
másico de aceite excede el máximo de capacidad permitido en el campo solar.
Parámetros Valor Unidades
Volumen Total 3200 m3
Eficiencia térmica intercambiador 0.9 _
Densidad Sales 1900 kg/m3
Entalpia inicial tanque caliente 203 kJ/kg
Entalpia inicial tanque frío 60 kJ/kg
Volumen inicial tanque caliente 10 m3
Propiedades HTF AccuSimX.Properties.Dowtherma _
Presión 13 bar
Calor específico HTF 2 kJ/kgK
Calor especifico Sales 1.5 kJ/kgK
Coeficiente de capacidad 1
Subsistema de Almacenamiento de Energía
74
Figura 5-4. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (verano 1).
Se ha considerado mantener la potencia de salida, Wout, aproximadamente constante (35 MW) desde las 12 a.m
hasta las 8 p.m. Para conseguirlo se ha ajustado la curva del flujo másico de aceite térmico destinado al sistema
de almacenamiento. Alcanzándose el valor mínimo de potencia de salida, Wout, durante las 12 pm y las 6 a.m,
periodo de menor consumo energético.
75
5.2 Simulación Verano 2
En la simulación “Verano 2” se ha prolongado el tiempo de simulación de “Verano 1” hasta los tres días para
observar si el sistema es estable a lo largo del tiempo. Se han introducido los mismos valores para cada
subsistema que en la simulación “Verano 1”. Ver Tabla 5.1,5.2 y 5.3.
En este caso tendremos cuatro periodos de descarga y tres de carga.
Figura 5-5. Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño en el campo solar, Tset (verano 2).
También se ha introducido la curva del flujo másico de aceite que se destina al sistema de almacenamiento
para los tres días (ver Figura 5-6).
Figura 5-6. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1 (verano 2).
Y observando las curvas de potencia de la Figura 5-7, podemos concluir que el sistema se comporta de forma
estable a lo largo del tiempo. Lo cual, era previsible puesto que no existen pérdidas ni en el sistema de
almacenamiento ni en el subsistema de consumo de energía térmica. Nuevamente se produce rechazo cuando
el flujo másico excede el máximo de capacidad permitida por el campo solar.
76
Figura 5-7. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (verano 2)
5.3 Simulación Invierno 1
En la última simulación se ha tratado de tomar una curva de generación térmica proporcionada por el campo
solar de forma aproximada a la estación del año con menor actividad solar, y con menos horas de Sol.
Suponiendo condiciones climatológicas idóneas para la captación de energía solar (cielo despejado).
Nuevamente, introducimos la curva de generación, Win, y la temperatura de operación del fluido caloportador,
Tset en el Signal Builder (ver Figura 5-8). En primer lugar, se ha definido de forma cualitativa una curva de
potencia térmica para cualquier tipo de central solar, y después se han dado valores. Se observa que el número
de horas de Sol durante el cual trabaja el campo solar es muy inferior al de verano, siendo de unas 7 horas
alcanzándose un valor máximo de 30 MW entre las 13 p.m y la 14 p.m.
Figura 5-8. Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño en el campo solar, Tset(invierno 1).
77
Una vez definida nuestra curva de potencia térmica, Win, ajustaremos la curva del flujo másico de aceite
destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1 en el Signal Builder del nodo caliente (ver figura 5-9). Ajustando
dicha curva podremos obtener la curva de potencia eléctrica de salida, Wout, que se desee, siempre y cuando
los tanques de nuestro sistema de almacenamiento tengan capacidad suficiente y nuestra curva de generación,
Win, pueda proporcionar la suficiente energía.
Figura 5-9. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1 (invierno 1).
Los parámetros introducidos en el subsistema de generación de energía térmica serán las propiedades del HTF
(dowtherma) y su presión.
Tabla 5-4. Parámetros subsistema de generación de energía térmica (invierno 1).
Nuevamente para determinar las condiciones iniciales de entalpía de ambos tanques se ha tenido en cuenta que
la temperatura de fusión de las sales es de unos 220 ºC y se ha establecido un límite superior marcado por la
temperatura fijada en el campo solar, 390 ºC. A partir de estos datos, se ha supuesto que la temperatura inicial
del tanque caliente es de unos 385ºC (usando correlaciones del ANEXO A, Hh0=203kJ/kgK) y la del tanque
frío de 270 ºC (usando correlaciones del ANEXO A, Hc0 = 30kJ/kgK).
Con respecto al volumen inicial del tanque caliente se ha supuesto, dado que el periodo de simulación parte de
las 10:00 am, el tanque caliente se encuentra casi vacío (1m3) tras un periodo de descarga durante la noche.
Parámetros Valor Unidades
Propiedades HTF AccuSimX.Properties.Dowtherma _
Presión 13 bar
Flujo máximo HTF 200 kg/s
Subsistema de generación de energía térmica
78
Tabla 5-5. Parámetros sistema de almacenamiento de energía térmica (invierno 1).
Tabla 5-6. Parámetros subsistema de consumo de energía térmica (invierno 1).
Como se observa en la Figura 5-10, en esta ocasión debido a la escasa radiación solar propia de la estación del
año, no es posible mantener una potencia de salida deseada durante las 24 horas del día, ya que nuestro tanque
de sales caliente se ha vaciado entorno a las 7 p.m. Se podría generar potencia eléctrica durante las 24 horas
del día, pero está sería muy pequeña.
Figura 5-10. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (invierno 1).
Nuevamente se observa el balance de potencia se cumple, ya que es constante e igual a cero.
Parámetros Valor Unidades
Volumen Total 3200 m3
Eficiencia térmica intercambiador 0.9 _
Densidad Sales 1900 kg/m3
Entalpia inicial tanque caliente 203 kJ/kg
Entalpia inicial tanque frío 60 kJ/kg
Volumen inicial tanque caliente 10 m3
Propiedades HTF AccuSimX.Properties.Dowtherma _
Presión 13 bar
Calor específico HTF 2 kJ/kgK
Calor especifico Sales 1.5 kJ/kgK
Coeficiente de capacidad 1
Subsistema de Almacenamiento de Energía
Parámetros Valor Unidades
Vector flujo másico de entrada [0 500] kg/s
Vector entalpia de entrada [0 1000] kJ/kg
Tabla entalpia de salida [525 525;525 525] kJ/kg
Subsistema de generación de energía térmica
79
5.4 Simulación Invierno 2
La simulación Invierno 2 abarca un periódo de 48 horas, en las cuales se alterna un día de cielo despejado, al
igual que en la simulación anterior (Invierno 1), y un día nublado parcialmente.
Como se puede observar en la Figura 5-11, cuando el día esta nublado la curva de radiación solar directa
presenta caídas importantes, reduciendo considerablemente la producción de energía térmica en la central
solar.
Figura 5-11. Curva de radiación solar cielo despejado-parcialmente nublado
(http://agropoza.es/productos/solar/)
En la Figura 5-12 se observa como a partir de las 13:30 p.m del segundo día el cielo esta nublado
parcialmente, lo cual reduce la radiación solar directa (aumentando la difusa) que es la única que puede ser
captada por los colectores.
Figura 5-12.Curva de potencia térmica, Win, y temperatura de diseño en el campo solar, Tset(invierno 2)
80
A continuación, en la Figura 5-13, se muestra la curva del flujo másico destinado al sistema de
almacenamiento. En ella se observa como en el día nublado será necesario descargar el tanque caliente,
aproximadamente, dos horas antes para proporcionar la misma potencia que en el día anterior (cielo
despejado).
Figura 5-13. Curva de flujo másico de HTF destinado al sistema de almacenamiento, �̇�1 (invierno 2).
Por último, en la Figura 5-14, se puede ver que el sistema en caso de que el día este parcialmente nublado,
proporciona una potencia de salida inferior y proporciona energía durante menos tiempo.
Figura 5-14. Curvas de potencia, Win, Wstored, Wout y Wbalance (invierno 2).
81
6 CONCLUSIONES Y PROPUESTAS DE FUTURO
En este proyecto se ha propuesto un modelo numérico para la simulación del ciclo completo de generación,
almacenamiento y consumo de energía térmica. El modelo se ha implementado en el software de simulación
dinámica de simulink. El simulador proporciona datos próximos a la realidad, ha sido diseñado para que
cumpla con las leyes de la física, y no pueda proporcionar resultados irreales. El modelo se ha sometido a una
serie de pruebas para comprobar la coherencia de los resultados.
El simulador es de fácil manejo para un usuario con conocimientos básicos en Simulink ya que el usuario solo
tiene que introducir una curva de generación de energía térmica, Win, y establecer la temperatura de diseño,
Tset, a través de un Signal Builder. También debe introducir en el sistema de almacenamiento los parámetros
deseados, y finalmente ajustar la curva del flujo másico de aceite térmico destinado al TES, �̇�1, también a
través de un Signal Builder, para obtener la potencia de consumo deseada.
El simulador proporciona información importante, tales como los flujos másicos necesarios para conseguir una
potencia de salida deseada. Además, a partir de los flujos másicos de aceite y sales fundidas se pueden conocer
las dimensiones de las tuberías y de los tanques de sales fundidas, y con ello es posible conocer parte de los
costes necesarios para la implantación de una central solar de CCP o de receptor central.
Tras la realización de este proyecto han surgido una serie de propuestas de mejora del simulador. Para tratar de
optimizar el simulador, se considera interesante añadir las pérdidas del subsistema de almacenamiento térmico
y añadir el sistema que causa el consumo de energía térmica.
También nos parece interesante la realización de un proyecto similar, pero utilizando un TES de vapor en lugar
de un TES de sales fundidas, ya sea con un tambor de vapor o con un tanque Ruths.
82
BIBLIOGRAFÍA
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Energía Solar Térmica
[3] http://www.sc.ehu.es/sbweb/energias-renovables/temas/termoelectrica/revision/revision.html
[4] García Garrido, Santiago}. Centrales Termo solares CCP, Fundamentos Técnicos: Principales Equipos y
Sistemas.
[5] {Castro Gil, Manuel Alonso}. Simulación de Centrales de Energía Solar. Aplicación a la Gestión
Energética.
[6]http://www.juntadeandalucia.es/averroes/centros-
tic/14007374/helvia/sitio/index.cgi?wid_news=402&wAccion=news
[7] http://www.sc.ehu.es/sbweb/energias-renovables/temas/termoelectrica/revision/revision.html
[8] http://www.eoi.es/blogs/josemanuelgonzalezvazquez/
[9] https://tecnoblogsanmartin.wordpress.com/2011/02/08/central-solar-mediante-cilindros-parabolicos/
[10] https://themorningstarg2.wordpress.com/2012/03/16/tecnologia-cilindro-parabolico/
[11] https://es.slideshare.net/coxixio/ode45
[12]http://msdssearch.dow.com/PublishedLiteratureDOWCOM/dh_097a/0901b8038097ad4b.pdf?filepath=/he
attrans/pdfs/noreg/176-01509.pdf&fromPage=GetDoc
[13]http://msdssearch.dow.com/PublishedLiteratureDOWCOM/dh_097a/0901b8038097ad4b.pdf?filepath=/he
attrans/pdfs/noreg/176-01509.pdf&fromPage=GetDoc
[14] https://www.mtholyoke.edu/~wang30y/csp/thermal%20storage.html
[15] https://en.wikipedia.org/wiki/Steam_drum
[16] http://www.bine.info/fileadmin/content/Publikationen/Englische_Infos/projekt_0908_engl_internetx.pdf
83
ANEXOS
Anexo A
Para el cálculo de las propiedades de la sal fundida utilizada, Sal Solar, cuya mezcla binaria es (60% NaNO3 y
40% KNO3), utilizaremos las siguientes correlaciones, las cuales se encuentran en función de la temperatura, T
(ºC), del fluido.
ℎ𝑠𝑎𝑙𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 0,000086 ∗ 𝑇2 + 1,450 ∗ 𝑇 − 367.44 [𝑘𝐽
𝑘𝑔]
𝜌𝑠𝑎𝑙𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 1,99740 ∗ 10−9 ∗ 𝑇4 − 2,71732 ∗ 10−6 ∗ 𝑇3 + 1,3704 ∗ 10−3 ∗ 𝑇2 − 9,44177 ∗ 10−1 ∗ 𝑇
+ 2,11502 ∗ 103 [𝑘𝑔
𝑚3]
µ𝑠𝑎𝑙𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 4,14643 ∗ 10−11 ∗ 𝑇3 + 3,45753 ∗ 10−8 ∗ 𝑇2 − 5,68507 ∗ 10−5 ∗ 𝑇 + 1,62106∗ 10−2 [`𝑃𝑎. 𝑠]
𝐶𝑝𝑠𝑎𝑙𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = −1,36767 ∗ 10−11 ∗ 𝑇4 + 1,87907 ∗ 10−8 ∗ 𝑇3 − 9,54587 ∗ 10−6 ∗ 𝑇2 + 2,29579
∗ 10−3 ∗ 𝑇 + 1,27147 [𝑘𝐽
𝑘𝑔𝐾]
𝐾𝑠𝑎𝑙𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 3,42246 ∗ 10−13 ∗ 𝑇5 − 5,81314 ∗ 10−10 ∗ 𝑇4 + 3,90769 ∗ 10−7 ∗ 𝑇3 − 1,29942 ∗ 10−4
∗ 𝑇2 + 2,15620 ∗ 10−2 ∗ 𝑇 − 9,4936 ∗ 10−1 [𝑊
𝑚𝐾]
84
Anexo B
Las propiedades del HTF empleado, Dowtherm A, se encuentran en la siguiente tabla, la cual se ha incluido en
código MATLAB.
85
