V

Proyecto Fin de Máster.

Máster en Ingeniería Industrial

Estado del arte de sistemas de almacenamiento de

energía térmica mediante cambio de fase, a media y

alta temperatura.

Autor: Alfonso Grande Ruiz

Tutor: Francisco Javier Pino Lucena

Grupo de Termotecnia

Departamento de Ingeniería Energética

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

Proyecto Fin de Máster

Máster en Ingeniería Industrial

Estado del arte de sistemas de almacenamiento de

energía térmica mediante cambio de fase, a media y

alta temperatura.

Autor:

Alfonso Grande Ruiz

Tutor:

Francisco Javier Pino Lucena

Profesor Contratado Doctor

Grupo de Termotecnia. Departamento de Ingeniería Energética

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

Agradecimientos

Este proyecto de fin de máster no habría sido posible sin el apoyo de una serie de familiares y amigos que

durante el desarrollo del trabajo me han prestado una inestimable ayuda y a las que debo agradecer la dedicación

y motivación que me han ayudado a realizar éste trabajo.

Agradezco a Francisco Javier Pino Lucena por tutelar mi proyecto, por la ayuda, consejos y tiempo que me ha

dedicado.

Alfonso Grande Ruiz

Sevilla, 2016

Resumen

La tecnología desarrollada por el hombre se ha basado siempre en diversas fuentes para conseguir energía.

Tradicional y mayoritariamente se han empleado recursos energéticos no renovables como los combustibles

fósiles. El uso de este tipo de recurso lleva asociados graves y bien conocidos daños colaterales, como la emisión

de partículas nocivas que tienen un gran impacto sobre el ambiente y los seres vivos. El agotamiento de dichos

recursos también supondría un grave problema para el modo de vida de la sociedad actual.

La evolución del conjunto de técnicas relacionadas con el aprovechamiento de fuentes de energía alternativas

permite reducir la dependencia de recursos no renovables. Sin embargo, uno de los grandes inconvenientes de

algunas de estas fuentes renovables es la aleatoriedad en la producción de energía, al depender de las condiciones

climáticas del punto de producción. También es necesario destacar que el consumo eléctrico de la población es

muy irregular, creando zonas de mayor y menor demanda. Como solución a ambos problemas se plantea la idea

de almacenar de alguna forma la energía excedente en horas de menor demanda y aprovecharla en los momentos

de mayor necesidad.

Actualmente, en las Centrales Termosolares de producción de energía el sistema de almacenamiento en forma

de energía térmica más extendido y empleado a nivel comercial es el de dos tanques de sales fundidas. Éste

sistema ofrece la capacidad de almacenar energía durante varias horas, pero tiene el inconveniente de su alto

coste, así como de la gran necesidad de espacio para almacenar. Como alternativa, el uso de sistemas que

almacenen energía térmica en forma de calor latente permite conseguir sistemas de almacenamiento de igual

capacidad, pero con menor volumen y a menor coste.

El trabajo desarrollado tiene como objetivo definir el estado actual de la tecnología de almacenamiento térmico

mediante materiales con cambio de fase, principalmente enfocado al uso en centrales termosolares de

concentración, es decir, al uso para un rango de temperaturas medio-alto

Este documento comienza explicando las diversas tecnologías termosolares de concentración que existen

actualmente en desarrollo y funcionamiento, así como los distintos sistemas de almacenamiento de energía

térmica que permiten distribuir la producción de energía eléctrica en función de la demanda. Posteriormente se

hace especial hincapié en el desarrollo de los sistemas de almacenamiento con cambio de fase, estableciendo el

estado del arte, así como los estudios e investigaciones desarrolladas en los últimos años, resumiendo finalmente

en un último apartado las conclusiones obtenidas.

Este documento concluye estableciendo cómo, a día de hoy, se ha demostrado que la tecnología de sistemas de

almacenamiento de energía térmica en forma de calor latente tiene grandes beneficios y mejores propiedades

que la actual tecnología comercializada. Establece que, aun existiendo ya numerosos estudios sobre los

materiales de cambio de fase, serán necesarios futuros estudios y proyectos para poder optimizar éste tipo de

tecnologías hasta conseguir que sean económicamente viables en un futuro cercano.

Abstract

The scope of this project is to find out the state of art of Latent Heat Energy Storage Systems (LTHS) in

association with Concentrating Solar Power Plants.

In first place, this document sums up the actual development of Concentrating Solar Power Plants, their principal

properties and the plants operating and under construction nowadays. After that, this document explains the

main types of Thermal Energy Storage in order to compare and define the maturity of each technology, doing

focus on Latent Heat Energy Storage.

In second place, this project sums up the lasts years advances in Latent Energy Storage, describing some projects

and experimental development and its main conclusions. All this studies have in common that they search a

solution to improve heat transfer rate between materials with a good physical behaviour in high temperatures

during the entire cycle of life of the plant.

Finally, conclusions and results of this study are shown. This storage technology has a lot of advantages and in

theory has better properties than actual commercial storage technology but it still needs to be studied and

optimized to get those systems at competitive prices.

Índice

1 Introducción a la tecnología termosolar de concentración 9

1.1 Principios de funcionamiento y principales tecnologías. 10

Sistemas de concentradores de foco puntual. 10

Sistemas de concentradores de foco lineal 13

1.2 Principales proyectos y centrales termosolares en operación y en desarrollo. 18

Principales centrales termosolares en operación y en desarrollo, según cada tecnología. 18

2 Descripción de los principales sistemas de almacenamiento de energía en centrales termosolares 22

2.1 Objetivos y requisitos clave para desarrollar sistemas TES asociados a centrales de CSP 23

2.2 Clasificación en función del método de almacenamiento del calor 24

Almacenamiento en forma de calor sensible (Sensible heat storage, SHS). 25

Almacenamiento en forma de calor latente (Latent heat termal energy storage, LHS) 26

Almacenamiento termoquímico. 27

2.3 Clasificación en función del estado de la sustancia almacenadora 30

Almacenamiento activo 31

Almacenamiento pasivo 33

Sistemas combinados. 36

3 Estado del arte de los sistemas de almacenamiento con cambio de fase (pcm) 38

3.1 Introducción a los sistemas de almacenamiento con cambio de fase (PCM) 39

3.2 Clasificación PCM según el cambio de fase que tiene lugar 41

Almacenamiento de calor latente en fase sólida-sólida (SSPCM). 42

Almacenamiento de calor latente en fase sólida-líquida. 43

Almacenamiento de calor latente en fase líquida-gas. 44

3.3 Materiales utilizados actualmente. 44

Sales inorgánicas y compuestos salinos 44

Metales y aleaciones metálicas 49

Compuestos orgánicos y derivados del petróleo. 50

3.4 Sistemas de encapsulación. 51

3.5 Corrosión en los sistemas de almacenamiento de energía térmica. 53

Mecanismos de corrosión 54

Métodos de evaluación 55

Métodos de mitigación de la corrosión 55

4 Sistemas experimentales y modelos de simulación 56

4.1 Análisis de la eficiencia de los sistemas LHTES 56

4.2 Análisis exergético de los sistemas LHTES 57

4.3 Métodos para el aumento de la transferencia de calor. 59

Uso de aletas y superficies extendidas 59

PCM incrustado en matrices porosas 60

Partículas de alto nivel de conducción dentro del PCM 61

Uso de múltiples PCM. 61

4.4 Estudios y prototipos innovadores relacionados con la tecnología LHTES aplicada a plantas de

concentración solar. 62

Sistema experimental de almacenamiento con varios PCM en cascada 62

Modelado matemático y simulación de un sistema LHTS 68

Integración de una tecnología LHTES junto a un Sistema de almacenamiento termoclino, en una

central termosolar de concentración. 71

Tubo termosifón bifásico (Heat Pipe) 72

Sistemas PCM móviles de almacenamiento 74

4.5 Análisis de costes de un Sistema LHTES 76

Coste de los PCM seleccionados 76

Evolución del coste de los sistemas LHTES. 76

5 conclusiones 79

Anexo A. Principales centrales termosolares en operación, construcción o en desarrollo 80

A.1 Campo de heliostatos y torre 81

A.2 Disco parabólico 82

A.3 Canal parabólico 83

A.4 Canal lineal de Fresnel 89

Referencias 90

V

Índice de Tablas

Tabla 1.1 Comparación entre la tecnología de canal parabólico y la de sistema lineal de Fresnel. [Aidroos, 2015]

16

Tabla 1.2 Características representativas de los principales tipos de plantas de concentrador solar. [Liu, 2015]

17

Tabla 1.3. Resumen y propiedades de las principales plantas termosolares operativas y en construcción en la

actualidad. 21

Tabla 2.1 Plantas solares con almacenamiento térmico en funcionamiento, 2013. [Kuravi, 2013] 22

Tabla 2.2 Principales materiales empleados como almacenadores de calor sensible. [Gil,2010] 25

Tabla 2.3 Características principales de materiales líquidos de almacenamiento de energía térmica sensible. [gil,

2010] 26

Tabla 3.1 Principales sales inorgánicas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013] 46

Tabla 3.2 Principales compuestos de sales inorgánicas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013] 47

Tabla 3.3 Principales composiciones eutécticas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013] 48

Tabla 3.4 Principales aleaciones metálicas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013] 49

Tabla 3.5 Principales aleaciones metálicas eutécticas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013] 50

Tabla 4.1 Especificaciones concretas del sistema de almacenamiento. [Liu-CLHS, 2015] 66

Tabla 4.2 Propiedades termo-físicas de los tres PCM seleccionados. 66

Tabla 4.3. Precios aproximados de PCM útiles para el uso en tanques termoclinos asociados a una planta CSP

76

Tabla 4.4. Estimación de costes de distintos tipos de SHTES y LHTES [Ben Xu, 2015] 77

Tabla 4.5. Coste nivelado de la electricidad (LOCE) para una planta de 60 MWe CSP para tecnología SHTES

y LHTES de almacenamiento [Ben Xu, 2015] 78

Tabla A.1 Detalles de las plantas de heliostatos y torre en estado de funcionamiento, en construcción o en

desarrollo. [Aidroos, 2015] 81

Tabla A.2. Detalles de las plantas de disco parabólico en estado de funcionamiento, en construcción o en

desarrollo. [Aidroos, 2015] 82

Índice de Figuras

Figura 1.1 Mapa zonal de las diferentes áreas de radiación solar. [Silva, 2016] 10

Figura 1.2 Esquema de una central termosolar de receptor central y almacenamiento de sales fundidas. [Silva,

2016] 11

Figura 1.3 Campo de heliostatos y receptor central Gemasolar. Fuentes de Andalucía, España. Potencia 20MW.

Generación anual de 110 GWh [Silva, 2016] 12

Figura 1.4. Disco parabólico con motor Stirling. 9.2 kW de potencia neta. Conexión con la red a 400V. 2004.

[GTER, 2010] 13

Figura 1.5 Diagrama esquemático del funcionamiento de una planta de canal parabólico con un almacenamiento

de dos tanques de sales fundidas. [Kuravi, 2013] 14

Figura 1.6. Central de concentrador parabólico Andasol-1. Situada en Granada, de 50MW y 7.5h de

almacenamiento. [Silva, 2016] 15

Figura 1.7. Central de concentrador Fresnel Puerto Errado 1, Murcia. 1.4MW [Silva, 2016] 16

Figura 1.8 Capacidad de plantas CSP en operación, en construcción y en desarrollo según la tecnología concreta.

SDC: Solar Dish Collector. TSP: Tower Solar Plant. LFC: Linear Fresnel Collector. PTC: Parabolic Though

Collector. [Aidroos, 2015] 18

Figura 1.9 Capacidad de generación en función del país y estado actual de desarrollo u operación. [Aidroos,

2015] 19

Figura 2.1 Demanda Española de electricidad frente a radiación solar. Julio. Sevilla. 23

Figura 2.2. Estado de desarrollo de los distintos tipos de almacenamiento. [Kuravi, 2013] 24

Figura 2.3 Planta termoquímica en funcionamiento con base solar (arriba) y base termoquímica (abajo).[Wörner,

2012] 28

Figura 2.4 Reactor de hidróxido de calcio de pequeña escala [Wörner, 2012] 29

Figura 2.5 Reactor de óxido de Manganeso a escala de laboratorio. Madrid. [Wörner, 2012] 29

Figura 2.6 Clasificación de los TES en Activos y Pasivos [Kuravi, 2013] 30

Figura 2.7 Coste frente a energía almacenada en distintos tipos de TES [Silva, 2016] 31

Figura 2.8. Esquema de funcionamiento de una planta con almacenamiento directo (a) o indirecto (b) 31

Figura 2.9 Termoclino activo e ideal (izquierda) y termoclino pasivo con material de relleno (derecha) [Kuravi,

2013] 32

Figura 2.10. Integración de un acumulador de vapor en una planta de generación directa de vapor. El acumulador

de vapor en este diseño sirve además para separar las fases. [Kuravi, 2013] 33

Figura 2.11 Esquema de los sistemas LHTS más comunes. (a) Plato plano (b) de carcasa y tubos con flujo

interno, (c) carcasa y tubos con flujo paralelo (d) Carcasa y tubos con flujo cruzado (e) Lecho de esferas de

material PCM. 34

Figura 2.12 Esquema de funcionamiento de los sismtemas RHTS 35

Figura 2.13 Almacenamiento en forma de sales sólidas para plantas solares de torre. 36

Figura 2.14 Dibujo esquemático de un almacenador de 3 partes, alternando almacenamiento en forma de calor

sensible y calor latente. [Ben Xu, 2015] 37

Figura 3.1. Perfil de temperatura en función del calor suministrado [Cárdenas, 2013] 40

Figura 3.2 Mecanismo de almacenamiento de energía de un PCM durante el cambio de fase. [Fu, 2016] 42

Figura 3.3. Imágenes reales del proceso de cambio de fase de un PCM conforme se le suministra energía. [Fu,

2016] 43

Figura 3.4 Conductividad térmica de PCM puro y compuestos PCM/Grafito. [Gil, 2010] 45

Figura 3.5 Sistema de almacenamiento a baja presión PCM-Grafito 45

Figura 3.6 Clasificación de los principales tipos de PCM [Wörner, 2012] 51

Figura 3.7 Principales sistemas de encapsulación de PCM. [Ben Xu, 2015] 52

Figura 3.8 Resumen esquemático de los pasos para encapsular PCM [Ben Xu, 2015] 53

Figura 4.1. Diagrama de un sistema PCM de almacenamiento en una planta solar. [Liu, 2015] 58

Figura 4.2 Comparación entre la energía recuperada para el caso de usar PCM o almacenamiento sensible. 59

Figura 4.3. Sistema de almacenamiento tipo tubería rellena de PCM 60

Figura 4.4 Secuencia de un sistema de carcasa y tubos con varios PCMs. Dirección del flujo de carga y de

descarga. [Cárdenas, 2013] 63

Figura 4.5 Diagrama simplificado del sistema de pruebas. Tanto del modelo A como del modelo en cascada, B,

el cual se ve en la imagen de la derecha. [Liu-CLHS, 2015] 64

Figura 4.6 Diagrama esquemático de una planta termosolar de torre con un sistema de almacenamiento asociado

tipo PCM en cascada. [Liu-CLHS, 2015] 65

Figura 4.7 Tanque con intercambiador de carcasa y tubos en forma de U, relleno de PCM. [Liu-CLHS, 2015]

66

Figura 4.8 Detalles de un modelo simplificado de tanque con tubos para (a) un PCM (b) varios PCMs [Liu-

CLHS, 2015] 67

Figura 4.9 Secciones transversales de un sistema PCM en diferentes momentos del cambio de fase para

diferentes puntos del almacenador. Rojo indica líquido y azul indica sólido. [Liu-CLHS, 2015] 68

Figura 4.10. Temperatura de salida del aire en función del tiempo, durante el proceso de descarga de un conjunto

PCM sobre un lecho de rocas y para el caso de sólo el uso de un lecho de rocas. 72

Figura 4.11 Diagrama esquemático de un termosifón de almacenamiento. 1. Termosifón, 2. Aletas

longitudinales, 3. Cámara de almacenamiento, 4. PCM, 5. Flujo de fluido frío (condensador), 6. Flujo de fluido

caliente (evaporador) [Liu, 2015] 73

Figura 4.12 Dos configuraciones para un sistema de termosifón y PCM (a) El PCM rodea los HTF tubos; (b) El

HTF pasa alrededor de los tubos de PCM; (c) Módulo 1; (d) Módulo 2. [Liu, 2015] 74

Figura 4.13 PCM flujo modular y estructura del stack [Liu, 2015] 75

Figura 4.14 Configuración de un intercambiador de calor de doble hélice. [Liu, 2015] 75

Notación

CSP Centrales Solares de Concentración (Concentrated solar power)

TES Almacenamientos de Energía Térmica (Thermal energy storage)

PCM Materiales con cambio de fase, aplicado a sistemas de almacenamiento (Phase-

change material)

LCOE Coste nivelado de la electricidad (tiene en cuenta todo el ciclo de vida)

LHS/LHTES Latent heat termal energy storage

HTF Heat Transfer Fluid

SRC Sistema de heliostatos y receptor central.

m Masa (kg)

Cp Calor específico (J/kgK)

Csp Calor específico del PCM sólido (J/kgK)

Clp Calor específico del PCM líquido (J/kgK)

T Temperatura (K)

Tm Temperatura de fusión ( melting point, K)

Ti Temperatura inicial (K)

Tf Temperatura final (K)

𝑎𝑚 Fracción de material que ha cambiado de fase

∆ℎ𝑚 Calor latente (J/kg)

𝜂 Rendimiento energético.

E Energía

h Entalpía de la sustancia.

1 INTRODUCCIÓN A LA TECNOLOGÍA

TERMOSOLAR DE CONCENTRACIÓN

El proceso de desarrollo a nivel mundial implica un aumento cada vez mayor de la cantidad de energía

necesaria para cubrir toda la demanda, tanto a nivel doméstico como industrial. Para la obtención de

energía se han empleado desde hace siglos fuentes de energía no renovables, que además de ser

sumamente contaminantes y dañinas han perjudicado notablemente la atmósfera y climatología de

nuestro planeta.

En las últimas décadas y ante los notables efectos perjudiciales de las energías no renovables, gran

cantidad de países han fomentado y desarrollado fuentes energéticas alternativas que no contribuyan

al efecto invernadero. Sin embargo, este tipo de fuentes alternativas tienen asociado, en la mayoría de

los casos, una gran desventaja, su aleatoriedad. De este modo sucede que, no siempre cuando existe

la demanda energética está dicho recurso disponible.

Como solución a éste problema, se plantea en muchos tipos de tecnologías renovables la asociación

entre sistemas de producción y sistemas de almacenamiento, para así mantener la energía hasta que

sea demandada en el futuro.

Básicamente los recursos renovables más importantes y utilizados actualmente son el eólico el

hidráulico y el solar. A día de hoy, la energía eólica representa mediante el uso de aerogeneradores

una fuente muy importante de energía, a nivel mundial, llegando a producir el 19.1% de la energía

consumida en España en el año 2015 [REE, 2015]

La energía hidráulica también representa una cifra importante de la energía consumida en nuestro país

(10.1%), sin embargo, muestra como inconveniente la necesidad de que exista un exceso de agua en

ríos y pantanos siendo un recurso dependiente de su uso como bien de consumo por poblaciones como

para la agricultura y ganadería. Otro inconveniente radica en el hecho de que sólo en determinadas

localizaciones y en determinadas condiciones se puede construir este tipo de plantas, limitando de este

modo su uso. El recurso eólico y el solar presentan también éste problema de aleatoriedad, pero a corto

plazo, pudiendo en la mayoría de los casos asociarse un sistema de almacenamiento de la energía que

permita contrarrestar dicho efecto.

Con respecto al recurso solar, las tecnologías de aprovechamiento del recurso solar se suelen dividir

en dos ramas o familias principales, con gran cantidad de subtipos en cada caso.

Por un lado, encontramos la tecnología Fotovoltaica o fotovoltaica de concentración (CPV). Ésta

tecnología gracias al uso de semiconductores como el silicio y del efecto fotoeléctrico se encarga de

convertir la energía solar directamente en energía eléctrica. Esta tecnología en los últimos años ha

crecido enormemente, llegando a tener más de 230 GW instalados a nivel global [Liu, 2015], debido

principalmente al descenso en el precio de fabricación que se ha producido en la última década. Éste

descenso es el que ha producido grandes inversiones a nivel global que han conseguido que esta

tecnología sea realmente competitiva frente a algunas no renovables.

Por otro lado, como segunda tipología de tecnología solar encontramos la Energía Termosolar de

Concentración (CSP: Concentrated Solar Power). Ésta tecnología se basa en concentrar energía solar

en un punto concreto para calentar una sustancia a alta temperatura que posteriormente será utilizada

para producir energía eléctrica, mediante un motor térmico. Dentro del apartado 1.1. de este

documento se describen las principales tipologías de ésta familia.

Es necesario destacar cómo a finales de 2015 a nivel mundial hay instalados alrededor de 5GW y

ponerlos en comparación a los 230GW de fotovoltaica actualmente instalados para ver cómo es

caramente la segunda tipología de energía solar, aunque actualmente también se encuentra en pleno

desarrollo y se hace cada vez más competitiva frente a las no renovables. Por último, resaltar que,

dentro de las diferentes tipologías de concentradores solares térmicos, aproximadamente el 90% de

las plantas actualmente en uso son de tipo cilindro-parabólico. [Silva, 2016]

Una solución muy interesante al problema de la diferencia temporal entre producción y es la

agrupación de Centrales Solares de Concentración (CSP) y Almacenamientos de Energía Térmica

(TES). Ésta tecnología será la desarrollada en este proyecto, centrándose posteriormente la atención

en los sistemas de almacenamiento con cambio de fase (PCM), tecnología en pleno estudio y

desarrollo en la actualidad.

1.1 Principios de funcionamiento y principales tecnologías.

El primer paso para entender la necesidad de desarrollar sistemas de almacenamiento térmico con

cambio de fase, es necesario explicar el funcionamiento y principios de las tecnologías solares de

concentración térmica. En posteriores apartados se justificará cómo la asociación con sistemas de

almacenamiento permite rentabilizar mucho mejor este tipo de centrales, obteniendo mejores costes

de producción de la electricidad, lo que las convierte en sistemas de producción de energía mucho más

rentables.

Las Centrales Solares de Concentración basan su funcionamiento en un proceso de conversión de

energía térmica, obtenido a partir de la concentración de energía solar, en energía eléctrica, que es

distribuida según corresponda. Como podemos observar en la siguiente figura, no todos los lugares

del planeta son buenos para instalar éste tipo de tecnología, quedando resaltados los países donde será

más rentable la instalación de una central con ésta tecnología, entre los que destacan la costa oeste de

estados unidos, México y la costa del mediterráneo como principales áreas de desarrollo de ésta

tecnología, actualmente.

Figura 1.1 Mapa zonal de las diferentes áreas de radiación solar. [Silva, 2016]

Sistemas de concentradores de foco puntual.

Esta tecnología se basa en concentrar la energía solar en un punto o una pequeña área, de modo que

se consiguen elevados factores de concentración de 1000 veces en el caso del campo de heliostatos y

torre y de 104 en el caso del disco parabólico. Esta mayor concentración de energía es capaz de

producir, en el caso del campo de heliostatos, temperaturas del entorno de los 600-1000ºC y en el caso

del disco parabólico de 550-750ºC, lo cual es el doble del rango de temperatura alcanzado por los

sistemas de foco lineal. Esto hace de los sistemas de foco puntual el tipo de plantas con mayor

eficiencia, a que reduce el uso de espacio y el coste por kWh de la planta [Aidroos, 2015]. Sin embargo,

los sistemas de foco lineal tienen como ventaja un menor coste global del sistema y una menor

dificultad técnica.

1.1.1.1 Campo de heliostatos y receptor central (TSP)

Se basa en un conjunto de cientos de espejos que rodean a una torre y enfocan hacia ella, concentrando

en una pequeña área toda la energía solar recibida. Dichos espejos tienen capacidad de movimiento

para enfocar a la torre la energía solar de forma correcta en cada momento. En la cima de la torre se

sitúa un receptor solar en cuyo interior se transforma la energía solar en energía térmica de alta

temperatura que se transfiere a un fluido. Los fluidos de calor más usados son: sales fundidas y vapor

sobrecalentado. Nuevas investigaciones indican el uso de otros fluidos de transferencia como dióxido

de carbono a alta temperatura.

Hay tres tipos de configuración dentro del sistema de campo de heliostatos y receptor central en

función de la distribución del campo de heliostatos, ya que ofrecen distintas tipologías de sombras y

son más adecuados según las características de la localización concreta, con objetivo de aumentar la

eficiencia óptica y reducir los costes del campo solar. Las configuraciones de receptor más empleadas

son receptor externo y receptor de cavidad. En la siguiente imagen se muestra el esquema de una

Central Termosolar de Torre Central con receptor externo. En dicha central se calientan sales fundidas

directamente en el receptor, posteriormente son almacenadas y utilizadas para producir vapor que

mueva una turbina mediante un ciclo de Rankine y produzca electricidad.

Figura 1.2 Esquema de una central termosolar de receptor central y almacenamiento de sales fundidas.

[Silva, 2016]

Las actuales plantas que utilizan esta tecnología pueden alcanzar algunos cientos de MWe ya que, la

economía de escala hace que cuanto mayores sean los campos de heliostatos y el receptor más

económico será el sistema, por cada kWh producido. Ésta es sin duda la tecnología CSP que más

espacio necesita, alrededor de 4.6m2/MWh/año.

Esta tecnología está considerada como la que mayor potencial de reducción de costes tiene en los

próximos años [Silva, 2016], en comparación con la tecnología de canal parabólico. Esto se debe a

que el receptor central puede ser operado con diversos HTF como sales fluidas, aire atmosférico, vapor

sobrecalentado, aire a presión y aceites térmicos, en cambio, los sistemas de canal parabólico se ven

más limitados en el uso de HTF. Estos diversos fluidos producirán diversos rangos de temperatura y

propiedades que deberán estudiarse para cada caso. La elección del fluido definirá gran cantidad de

parámetros y requisitos mínimos a tener en cuenta, desde el uso o no de intercambiadores intermedios

hasta los materiales a emplear, debido a factores como la corrosión que algunos HTF producen en

ellos. En la siguiente figura se observa una planta de éste tipo, actualmente en funcionamiento.

Figura 1.3 Campo de heliostatos y receptor central Gemasolar. Fuentes de Andalucía, España.

Potencia 20MW. Generación anual de 110 GWh [Silva, 2016]

1.1.1.2 Disco parabólico

Esta tecnología basa su funcionamiento en un disco parabólico que concentra la energía solar,

reflejándola a un receptor central, localizado en el foco de la parábola para producir altas temperaturas,

den entorno de los 1000ºC, la cual se convierte en electricidad mediante una unidad generadora

asociada al receptor. El elemento generador suele ser una micro turbina o un motor Stirling, siendo

éste último el método más empleado.

Tal y como observamos en la figura 1.4, el disco utiliza un sistema de movimiento en dos ejes para

buscar el mejor punto para reflejar el sol a lo largo de todo el día. El fluido de trabajo utilizado en esta

tecnología suele ser Helio o Hidrógeno. Si se usa helio, el sistema empleado debe ser de pistón libre

ya que no produce fricción durante la operación, lo cual reduce los costes de mantenimiento. Si el

fluido de trabajo empleado es hidrógeno, se emplea un motor de tipo cinemático, el cual tiene una

mayor eficiencia que los de pistón libre.

Tal y como se acaba de demostrar, de entre todas las tecnologías de concentrador termosolar, la de

disco parabólico tiene un diseño especial que permite su desarrollo individual para aplicaciones remota

que requieran poca potencia, o agrupadas para pequeñas redes o aplicaciones al final de las redes

eléctricas. Además, no es necesario que el terreno sea llano, sino que se puede colocar en cuestas o

zonas con cierta inclinación. De entre todas las tecnologías CSP, ésta es la que cuenta con la mayor

eficiencia global y la que mayor temperatura operativa consigue, entre 250-700ºC. También cuenta

con la ventaja de que no necesita consumir agua para el sistema de refrigeración. Sin embargo, ésta

tecnología actualmente tiene muy pocos proyectos en construcción a nivel comercial, por ejemplo, en

los Estados Unidos se desarrolla una planta cuya capacidad total será 1.5MWe, lo que equivale al

0.052% de la capacidad total de los proyectos de CSP en proceso de construcción, tal y como se

observa en la tabla 0.4 del Anexo A. Esto se debe a que el coste de la tecnología es a día de hoy

prohibitivo y a que éstos sistemas no pueden integrarse, o no de una forma sencilla, con sistemas de

almacenamiento o hibridarse con otra fuente de energía.

Figura 1.4. Disco parabólico con motor Stirling. 9.2 kW de potencia neta. Conexión con la red a 400V.

2004. [GTER, 2010]

Sistemas de concentradores de foco lineal

Este tipo de sistemas concentran la energía térmica solar a lo largo de una línea, en la que se sitúa el

colector, por el cual circula el fluido caliente que será el encargado de absorber esa energía térmica

solar. Las tecnologías de foco lineal concentran alrededor de 100 veces la energía solar, produciendo

temperaturas en el fluido de trabajo de alrededor de 400-550ºC. Con este rango de temperaturas es

posible generar vapor para producir electricidad. Como se ha dicho en el punto anterior, estos sistemas

cuentan con una menor dificultad técnica, lo que ha permitido su elevado desarrollo a nivel mundial,

especialmente de la tecnología de canal parabólico, tal y como se observa en el punto 1.2 de éste

documento.

1.1.2.1 Sistema de canal parabólico (PTC: Parabolic Through Collector)

Los sistemas de canal parabólico son una tecnología que concentra la energía solar alrededor de un

foco lineal donde se encuentra el receptor, utilizando cientos de espejos parabólicos. Tienen la

característica de poder moverse en un eje para así seguir el movimiento solar y concentrar de forma

óptima sobre el colector la energía solar durante muchas horas del día. Este sistema habitualmente se

organiza en varias líneas de colectores con una misma orientación, tal y como observamos en las

siguientes figuras. Su orientación puede ser norte-sur si se pretende obtener más energía durante el

verano o este-oeste si se desea obtener una cantidad más igualada entre los meses de invierno y los

meses de verano.

Figura 1.5 Diagrama esquemático del funcionamiento de una planta de canal parabólico con un

almacenamiento de dos tanques de sales fundidas. [Kuravi, 2013]

El funcionamiento de este sistema se basa en la llegada de energía solar sobre los colectores

parabólicos orientables que reflejan y concentran la energía en el foco de la parábola, donde se

encuentra el recepto. El receptor está formado por un tubo transparente doble, al que se le ha hecho el

vacío para evitar la salida de energía y un tubo interno por el que circula el HTF, que normalmente

suele ser aceite sintético (alcanza 400ºC), sales fundidas (alcanza 550ºC) o vapor a presión (alcanza

500ºC). [Aidroos, 2015]

Éste fluido una vez ha alcanzado una alta temperatura se utiliza para generar electricidad o bien se

almacena para un uso futuro. Para ello se utiliza un sistema directo en el caso de vapor de agua que se

dirige directamente a una turbina, realizándose así un ciclo de tipo Rankine o utilizando

intercambiadores de calor intermedios en el caso de sales fundidas o aceites térmicos que no pueden

ser empleados directamente en una turbina.

Figura 1.6. Central de concentrador parabólico Andasol-1. Situada en Granada, de 50MW y 7.5h de

almacenamiento. [Silva, 2016]

De este modo se observa cómo la tecnología de canal parabólico se puede considerar una tecnología

madura. Esta técnica y comercialmente probada, También cuenta con la ventaja de que se puede

combinar con otras plantas de generación de energía y/o con un sistema de almacenamiento. Además,

en asociación con un sistema de almacenamiento, el coste nivelado de la electricidad se vuelve

realmente bajo, en comparación con los sistemas de concentrador lineal tipo Fresnel o con la

tecnología de campo de heliostato y torre, Convirtiendo a éste sistema en una alternativa bastante

competitiva, tal y como se observa en la tabla 1.3.

1.1.2.2 Concentrador tipo Fresnel (LFR)

Los concentradores lineales de tipo Fresnel son sistemas de seguimiento solar en un eje. Se basan en

un receptor fijo y una serie de colectores planos móviles, los cuales entre todos forman una gran

parábola, la cual tiene como foco al receptor. Dichos reflectores son los que se mueven en función del

movimiento solar y la época del año. El receptor consiste en un tubo que absorbe la energía solar,

calentando un HTF. El hecho de que en este caso el receptor esté fijo, simplifica el mantenimiento y

diseño, en comparación con los sistemas de canal parabólico. Esto se debe al hecho de que se evita el

uso de tuberías flexibles de costoso mantenimiento, así como una elección más simple del HTF ya que

este tipo de sistemas de receptor fijo se adaptan mejor a cualquier tipo de fluido.

Figura 1.7. Central de concentrador Fresnel Puerto Errado 1, Murcia. 1.4MW [Silva, 2016]

En la mayoría de los casos el fluido de trabajo elegido es vapor de agua en esta tecnología, este hecho

se deber a que este tipo de sistemas es capaz de conseguir vapor saturado a 250ºC y 50 atmósferas, lo

cual permite, sin intercambiador intermedio producir energía en una turbina. Otra ventaja de esta

tecnología es que resulta más económica que los sistemas de canal parabólico al emplear colectores

fijos, cristales planos y estructuras de soporte más económicas. Sin embargo, este tipo de sistemas

tienen un factor de concentración de la energía menor debido a las sombras entre espejos y a no formar

una parábola perfecta, tal y como sí se conseguía en el caso anterior. Sin embargo, la ventaja

económica, así como el espacio que utiliza, especialmente los sistemas lineales de Fresnel de tipo

compacto, proporciona las razones para que este tipo de tecnología sea implantada actualmente en

numerosos puntos, tanto a nivel de estudio y desarrollo como a nivel comercial. En la siguiente tabla

podemos observar la comparación entre ambas tipologías de sistemas de foco lineal.

Tabla 1.1 Comparación entre la tecnología de canal parabólico y la de sistema lineal de Fresnel.

[Aidroos, 2015]

A modo de resumen, se muestra una tabla que contiene las principales características de cada una de

las principales tecnologías descritas. Es importante destacar la mayor madurez de las centrales de torre

central o de canal parabólico, con mayores capacidades operativas y proyectos a nivel comercial.

Tabla 1.2 Características representativas de los principales tipos de plantas de concentrador solar. [Liu, 2015]

1.2 Principales proyectos y centrales termosolares en operación y en desarrollo.

Una de las principales barreras a una mayor extensión de las tecnologías CSP es el alto coste de la

producción de energía eléctrica. Sin embargo, se espera que estos costes tienen gran capacidad de

reducción, hasta en un 50-60% [Liu, 2015]. Para ello es necesario un desarrollo técnico y un aumento

de escala que permita reducir costes. Con este fin, se están financiando grandes proyectos en varios

países. Algunos de los más importantes son los siguientes:

El proyecto europeo DISTOR, fundado por la comisión europea, destinado a desarrollar

sistemas de integración de sistemas de almacenamiento de calor latente aptos para centrales

solares térmicas de concentración usando receptores de generación directa de vapor.

La iniciativa SunShot, de la que se habla pormenorizadamente en el punto 4 de este

documento. Lanzada por el departamento de energía de los estados unidos en el año 2011,

tiene como objetivo reducir el coste nivelado, respecto al ciclo de vida, de la electricidad de

las centrales CSP a menos de 0.06$/kWh térmico, consiguiendo una eficiencia exergética

mayor al 95%.

La Iniciativa Australiana Termosolar (ASTRI), fundada por el gobierno australiano. Propone

como objetivo disminuir el coste de la energía solar térmica a 0.12$AUD/kWh para el año

2020, el equivalente a unos 8 céntimos de euro por kWh.

Como se observa de estos tres importantes proyectos actualmente en desarrollo, el objetivo del estudio

de esta tecnología es convertirla en pocos años en una alternativa competitiva a los clásicos sistemas

de producción de energía de fuentes no renovables, así como ponerlas al mismo nivel que otras

tecnologías renovables más económicas.

Principales centrales termosolares en operación y en desarrollo, según cada tecnología.

En las últimas décadas el número de centrales termosolares de concentración está aumentando en gran

medida, y aunque todavía necesitan mejoras que disminuyan los costes de producción son numerosas

las centrales actualmente en operación, en su mayoría de tipo PTC, y las que están en construcción,

tal y como observamos en la siguiente figura.

Figura 1.8 Capacidad de plantas CSP en operación, en construcción y en desarrollo según la tecnología

concreta. SDC: Solar Dish Collector. TSP: Tower Solar Plant. LFC: Linear Fresnel Collector. PTC:

Parabolic Though Collector. [Aidroos, 2015]

La apuesta por éstas tecnologías es muy diferente según el país. Tal y como se observaba en la figura

1.1, no todos los países pueden optar a desarrollar una base de plantas termosolares de concentración

realmente rentables, ya que necesitan de unos altos valores de radiación solar a lo largo del año. En la

siguiente figura se observa este hecho y se comprueba como nuestro país se encuentra en primer lugar

como lugar con mayor número de plantas termosolares en operación, aunque en pocos años Estados

Unidos tomará la delantera, creando grandes y eficientes plantas de producción de energía. Éste

cambio de tendencia se debe a la situación política española, ya que la falta actual de subvenciones

y/o facilidades impide a las empresas el hecho de seguir con dicho crecimiento y con nuevas obras de

construcción. Llegando en muchos casos a optar dichas empresas de origen o que típicamente

trabajaban en España a tener que marcharse a Estados Unidos o a países en vías de desarrollo a

desarrollar nuevos proyectos.

Figura 1.9 Capacidad de generación en función del país y estado actual de desarrollo u operación.

[Aidroos, 2015]

1.2.1.1 Campo de heliostatos y torre (TSP)

Las plantas de torre y campo de heliostatos están consideradas una tecnología más novedosa y reciente

que la PTC, aunque desde el éxito de la primera planta comercial, la PS10 2007 en Sanlúcar la Mayor,

Sevilla, ha demostrado ser una tecnología de un buen grado de madurez. La posibilidad de integración

con sistemas de almacenamiento y la posibilidad de aumentar la escala y poder construir grandes

plantas con un elevado rango de temperaturas de operación son las principales ventajas de ésta

tecnología. Debido a que es el tipo de planta que más terreno necesita, es una opción adecuada para

casos en los que se disponga de gran cantidad de terreno y se quiera construir una central de gran

tamaño y capacidad.

En la actualidad existen 8 proyectos en operación con una capacidad de 64,42MWe, 4 proyectos en

construcción con 602MWe y 5 en desarrollo de una capacidad total de 1000MWe (lo cual equivale al

71,43% de la capacidad total de proyectos CSP en fase de desarrollo). De éstos datos queda claro

cómo la tendencia es a la creación de grandes centrales termosolares de este tipo con un menor nivel

de coste nivelado de la energía, coste teniendo en cuenta todos los gastos a realizar durante el ciclo de

vida completo de la central. Al igual que sucede con otras tecnologías termosolares, aun habiendo sido

pionera, España dejará en pocos años de liderar el avance de ésta tecnología, siendo sustituida

principalmente por los Estados Unidos.

1.2.1.2 Disco parabólico

La tecnología de disco parabólico presenta como ventaja su diseño, ya que puede ser utilizada

individualmente en aplicaciones remotas o agrupada para formar una pequeña red eléctrica, pudiendo

colocarse en terrenos inclinados o desiguales. De todas las CSP es la que presenta mayor eficiencia y

mayores temperaturas de operación (250-700º). Sin embargo, actualmente ésta tecnología está en

desarrollo y sólo tiene una instalación en construcción a nivel comercial, en los Estados Unidos, de

1.5MWe, valor realmente despreciable en comparación con la cantidad de plantas y capacidades de

otras tecnologías CSP. La causa de la inexistencia de sistemas comerciales actualmente se debe a que

el coste de ésta tecnología es prohibitivo y su integración con sistemas de almacenamiento o con otras

fuentes de energía es realmente compleja.

1.2.1.3 Centrales de tipo Canal Parabólico (PTC)

Se trata de la tecnología de mayor madurez y mayor difusión a nivel comercial. Actualmente (finales

del año 2015), existen 62 plantas en operación con una capacidad total de 2751,41 MWe, lo cual

equivale al 95,7% del total de la capacidad producida por centrales CSP. En fase de construcción son

20 plantas, con una capacidad de 2122MWe y 4 plantas en proceso de desarrollo técnico (400MWe

de capacidad total).

El hecho de que la capacidad de las plantas en construcción sea aproximadamente la misma que las

que actualmente están en operación, siendo mucho menor en número nos indica que las plantas en

construcción serán de gran escala, con las ventajas que ello conlleva en la bajada del LCOE (Levelized

Cost of Energy), haciendo más rentable ésta tecnología y consiguiendo que sea competitiva con

respecto a las plantas convencionales de producción de energía.

A pesar de que fue en Estados Unidos donde se comenzó a utilizar este tipo de tecnología, a día de

hoy es España el país pionero en el uso de ésta tecnología, con 40 plantas en operación de tipo PTC.

También destacar países como los Emiratos Árabes (U.A.E.), con una planta de 100MWe o

marruecos, país en el cual se están construyendo dos proyectos con una capacidad total de 163 MWe.

Por último, con destacar como la gran mayoría de plantas de canal parabólico usan aceites térmicos

como HTF, debido a que es la mejor solución para evitar corrosiones o problemas en las uniones

flexibles entre paneles. Sin embargo, si se desea en el futuro aumentar la temperatura de operación de

estas plantas se deben desarrollar estudios que estudien el funcionamiento de distintos fluidos como

HTF hasta encontrar alguno con un rango de operación mayor y que no sea perjudicial para el sistema

de tuberías.

1.2.1.4 Centrales de tipo Lineal de Fresnel (LFC)

La tecnología de concentrador Fresnel se puede considerar aún en estado experimental. Es la que tiene

menores eficiencias de entre todas las CSP. Esto se debe a que la eficiencia óptica es baja, en relación

a los otros tipos de tecnología. En el momento en que se consigan eficiencias ópticas mayores, éste

sistema se convertirá en un competidor directo de los sistemas PTC, al ser más robustos, simples y

ocupan menos espacio, convirtiéndolos en la opción óptima en caso de limitaciones de espacio, como

en áreas urbanas.

Aun estado en fase experimental, a día de hoy existen un total de 6 plantas en fase de operación con

una capacidad total de 59.65MWe (lo cual representa sólo el 2% del total de capacidad de plantas

CSP). Aunque en construcción están creándose 5 plantas de un total de 166MWe, son en su mayoría

prototipos o plantas pioneras que servirán de prueba para desarrollar ésta tecnología. Queda también

de relevancia cómo las nuevas plantas son de mayor tamaño que las ya existentes, lo cual por economía

de escala las hacen más rentables. En este caso también es España un país pionero en la implantación

de ésta tecnología, aunque otros países están fomentando la construcción de nuevas y grandes plantas.

Un buen ejemplo es India, país que está construyendo una central de 100MWe.

Por último, a modo de resumen de éste apartado la siguiente tabla muestra las principales plantas y

características de las mismas, para cada tipo de tecnología termosolar. Del mismo modo, en el anexo

A, se encuentra un listado detallado de las centrales existentes o en desarrollo a día de hoy, detallando

sus parámetros más significativos.

Tabla 1.3. Resumen y propiedades de las principales plantas termosolares operativas y en construcción

en la actualidad.

Después de todo lo visto en este primer apartado del proyecto, queda de manifiesto cómo la asociación

de las plantas de concentrador solar con sistemas de almacenamiento de energía permite la

disminución de costes de producción, así como consigue hacer rentables éste tipo de plantas. Salvo en

el caso de los discos parabólicos, donde no es posible el almacenamiento de energía, o no lo es al

menos de una manera simple, la tendencia del resto de plantas comerciales que se desarrollan en la

actualidad es el uso de sistemas de almacenamiento de la energía en forma de energía térmica (TES).

Debido a esta tendencia, es necesario describir en el siguiente punto del proyecto los principales

sistemas de almacenamiento de energía térmica que se puedan acoplar a éste tipo de centrales.

2 DESCRIPCIÓN DE LOS PRINCIPALES

SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE

ENERGÍA EN CENTRALES TERMOSOLARES

Almacenar energía sobrante para utilizarla en un momento posterior es una solución óptima para el

problema de aleatoriedad en la producción energética para las tecnologías anteriormente descritas. A

pesar de ser una solución óptima, el hecho de almacenar energía lleva asociado unas pérdidas durante

el proceso de carga y descarga además de un considerable aumento de la inversión para construir y

mantener dichos sistemas de almacenamiento. Por ejemplo, el método de los pantanos de bombeo,

que almacenan agua en altura durante las horas de exceso de oferta energética, para luego producir en

las horas de falta de oferta disponible, es un buen ejemplo de éstos métodos de almacenamiento, que,

aun teniendo pérdidas energéticas importantes durante el proceso, su construcción sigue siendo

rentable y son utilizados hoy en día.

La energía puede ser almacenada en casi cualquier forma (potencial, cinética, eléctrica o térmica),

cada una con diferentes métodos y rendimientos. Parece apropiado el hecho de almacenar la energía

en la misma forma en la que se produce, por ello en este documento se hará especial hincapié en los

sistemas de almacenamiento de la energía térmica, ya que buscamos asociar dichos sistemas a

centrales CSP para así conseguir mejorar el rendimiento y la producción energética de las mismas.

En asociación a centrales de concentrador solar, el método hasta ahora más utilizado es el

almacenamiento en forma de energía térmica. En la siguiente tabla se observan los métodos de

almacenamiento empleados por las centrales CSP operativas, en el año 2013, destacando cómo todos

ellos usan el almacenamiento en forma de energía térmica.

Tabla 2.1 Plantas solares con almacenamiento térmico en funcionamiento, 2013. [Kuravi, 2013]

Tal y como se muestra en el Anexo A, más detallado y reciente que esta tabla-resumen, muchas de las

centrales en construcción o en desarrollo también incluyen sistemas de almacenamiento térmico de la

energía, normalmente en forma de calor sensible mediante el uso de sales fundidas en dos tanques de

almacenamiento.

2.1 Objetivos y requisitos clave para desarrollar sistemas TES asociados a centrales de CSP

La asociación entre sistemas de almacenamiento de energía térmica y sistemas CSP consigue los

siguientes objetivos

Adecuar la oferta de electricidad a la demanda del sistema. La curva de demanda eléctrica de

una población no coincide normalmente con la curva de producción solar de una central de

concentrador. El uso de un sistema de almacenamiento permite almacenar el exceso de

energía producida para poder emplearla en producir electricidad en momentos de mayor

demanda, mejorando de este modo las ventas totales de energía eléctrica.

Figura 2.1 Demanda Española de electricidad frente a radiación solar. Julio. Sevilla.

Mejora del factor de capacidad anual de la instalación. El factor de capacidad (FC) es uno de

las ratios más empleados a la hora de comparar centrales. Se define como el cociente entre la

energía producida por una central y la energía total que podría haber producido si hubiera

estado funcionando un mismo periodo de tiempo a potencia nominal. El hecho de poder

almacenar energía permite producirla y distribuirla durante un mayor número de horas. Éste

mayor número de horas de producción de energía a lo largo del año, mejora este indicador

tan importante en el estudio de los índices económicos de la central, haciéndola más rentable.

Disminución del efecto de aleatoriedad climatológica. Al poder disponer de un almacén de

energía térmica, la central puede controlar los descensos de producción que ocurren en

situaciones en las que la climatología empeora momentáneamente, por ejemplo, ante un

cúmulo de nubes. El propio fluido térmico que circula por la central también tiene una

importante inercia térmica que ayuda a disminuir esta aleatoriedad, pero ante situaciones más

graves, el almacén de energía es el encargado de asegurar la producción eléctrica.

Ahora se pasa a describir los requisitos clave que debe cumplir un sistema de almacenamiento para

poder emplearse conjuntamente con una central solar de concentración. Son una serie de 10

características claves:

1. Alta densidad energética por parte del material que almacena energía.

2. Diseño de intercambiadores energéticos entre el HTF y el material de almacenamiento con

una gran eficiencia térmica.

3. Rápida respuesta ante cambios de carga durante los ciclos de descarga

4. Poca reactividad entre el material de almacenamiento/HFT y el material de los tanques-

sistemas donde se encuentran. Evitar sustancias corrosivas.

5. Buena estabilidad química, tanto del material de almacenamiento como del HTF, a lo largo

de todos los ciclos de carga y descarga que deben realizarse durante los aproximadamente 30

años de vida útil de la planta.

6. Alta eficiencia térmica y bajo consumo eléctrico parásito del sistema.

7. Bajo potencial de contaminación del medioambiente ante un derrame accidental de las

sustancias químicas que se forman el sistema.

8. Bajo coste del material de almacenamiento, teniendo en cuenta los sistemas adicionales

necesarios para el uso de cada material.

9. Mínimo coste de mantenimiento del sistema y facilidad de operación.

10. Elegir materiales de almacenamiento que permitan emplearse para diseñar un sistema TES

capaz de mantener 10 horas de operación a plena carga para una planta a gran escalada de

50MW o más.

Por otro lado, en los textos analizados, típicamente se distinguen dos tipos de clasificaciones dentro

de los sistemas de almacenamiento:

2.2 Clasificación en función del método de almacenamiento del calor

2.3 Clasificación en función del estado de la sustancia almacenadora

2.2 Clasificación en función del método de almacenamiento del calor

En este apartado se describen los principios básicos que diferencian a los principales tipos de

almacenadores de energía térmica. En la siguiente imagen se puede ver una comparación entre el nivel

de desarrollo de las distintas tecnologías explicadas en esta clasificación. También se observa como a

día de hoy, las tecnologías más desarrolladas son las de menor densidad energética, cuando, a nivel

económico y de rendimiento, nos interesa utilizar sustancias con una gran densidad energética.

Figura 2.2. Estado de desarrollo de los distintos tipos de almacenamiento. [Kuravi, 2013]

Almacenamiento en forma de calor sensible (Sensible heat storage, SHS).

Este tipo de tecnología de almacenamiento se basa en aumentar la temperatura de un material sin llegar

a que se produzca un cambio de fase. La energía que este material es capaz de almacenar se mide en

función del calor específico (Cp), el incremento de temperatura producido y la cantidad de material

utilizado.

𝑄 = ∫ 𝑚𝐶𝑝𝑑𝑇 = 𝑚𝐶𝑎𝑝(𝑇𝑓 − 𝑇𝑖)𝑇𝑓

𝑇𝑖

Hay que diferenciar, dentro de este tipo de almacenamiento dos categorías, según el estado del material

de almacenamiento.

2.2.1.1 Almacenamiento en forma sólida

Como todos los sistemas de almacenamiento estudiados, se busca conseguir la mayor conductividad

térmica posible al menor precio, por tanto, son muy utilizados materiales como hormigón y cerámicas

moldeables. Ambos presentan buenas características para ser usados como materiales de

almacenamiento de energía térmica. La siguiente tabla resume las principales características de los

materiales sólidos más utilizados con este propósito, destacando el papel que juega el hormigón, ya

que ofrece propiedades adecuadas de temperatura a un coste realmente bajo en comparación con otras

opciones, tal y como podemos observar en la columna de coste por kilogramo.

Sin embargo, esta tipología de almacenamiento tiene un claro inconveniente que debe mejorarse para

aumentar su uso a nivel comercial, se debe aumentar la eficiencia en el intercambio térmico. Casi

todos los estudios que utilizan materiales sólidos centran su investigación en la disposición concreta

de material de almacenamiento y HTF para maximizar la transferencia de energía térmica,

comparando en un mismo proyecto el comportamiento de distintos tipos de materiales y disposiciones

para obtener, en forma de simulaciones y posteriormente en forma experimental la mejor disposición

para cada caso concreto y rango de temperaturas. Otros factores también muy tenidos en cuenta son

la compatibilidad entre el HTF, el fluido de almacenamiento y el recinto donde circula o se almacena.

Ésta tipología de almacenamiento también se describe y se muestran aplicaciones prácticas en el

apartado 2.3.2.2Sistemas de almacenamiento en forma de lecho de material y 2.3.3 Sistemas

Combinados.

2.2.1.2 Almacenamiento en forma líquida

Con respecto al almacenamiento en forma líquida, gran cantidad de fluidos han sido probados y

utilizados para transportar el calor, como por ejemplo agua, aire, aceites térmicos, sodio o sales

Tabla 2.2 Principales materiales empleados como almacenadores de calor sensible. [Gil,2010]

fundidas, siendo estas últimas las más utilizadas. Las sales fundidas presentan las mejores

características para ser utilizadas en sistemas solares de concentración de tipo torre y campo de

heliostatos. Esto se debe a que son líquidas a presión atmosférica, proporcionan un medio de

almacenamiento de bajo coste, su rango de temperaturas resulta óptimo con la tecnología de turbinas

utilizada hoy en día y son ignífugas y no tóxicas. Además, las sales fundidas se usan en la industria

química y metálica como medio de transporte de la energía, por lo que existen estudios y

procedimientos para casos en los que no influya la tecnología solar, con lo que se fomenta el nivel de

madurez del uso de estos materiales.

Aunque las sales fundidas se presentan como una opción muy ventajosa y económica frnte a los aceites

térmicos, presentan el inconveniente de tener un punto de congelación muy elevado, en el entorno de

100-200ºC, lo cual obliga a mantener estas elevadas temperaturas en el uso como sistemas de

almacenamiento en plantas CSP.

Son numerosos los estudios enfocados a conseguir materiales óptimos para el almacenamiento térmico

con puntos de fusión menores a 100ºC y propiedades parecidas a las sales fundidas actualmente

utilizadas, lo cual disminuiría los problemas de congelación del fluido almacenador.

Almacenamiento en forma de calor latente (Latent heat termal energy storage, LHS)

Debido a que este punto será ampliamente descrito en el siguiente capítulo, se mostrará sólo una

pequeña introducción al mismo.

Éste tipo de almacenamiento consiste en calentar un material hasta conseguir que se produzca un

cambio de fase. Durante este proceso, el material absorbe una enorme cantidad de energía calorífica

que le permite llevar a cabo esta transformación. Tienen como ventaja que suponen una fuente de calor

de gran densidad de almacenamiento que suministra energía a una temperatura constante. Sin

embargo, la mayoría de éstos materiales presentan el gran inconveniente de un bajo coeficiente de

conductividad del calor, por lo que se deben emplear métodos de mejora de la transmisión energética

para así aumentar el rendimiento y utilidad del sistema de almacenamiento.

A ésta energía se la denomina calor latente de fusión o de vaporización, según el caso. Éste proceso

físico será el utilizado para almacenar energía en forma de calor hasta que sea necesaria. Momento en

el cual se producirá el proceso inverso y se podrá recuperar gran parte de la energía inicial

suministrada. Por último, decir que los materiales usados para almacenar energía térmica en forma de

calor latente son conocidos como Phase Change Materials (PCMs), término que se va a utilizar

frecuentemente a lo largo del documento.

Tabla 2.3 Características principales de materiales líquidos de almacenamiento de energía térmica

sensible. [gil, 2010]

2.2.2.1 Almacenamiento de calor latente en fase sólida-sólida (SSPCM).

Sistemas de almacenamiento basado en la propiedad de algunos materiales, fundamentalmente de

materiales metálicos o derivados del petróleo, de cambiar su estructura interna, absorbiendo energía

sin abandonar el estado sólido. Éste tipo de almacenamiento ofrece multitud de ventajas, sin embargo,

para los rangos de temperatura usados en centrales CSP queda muy reducido el número de materiales

a utilizar, fundamentalmente metálicos.

2.2.2.2 Almacenamiento de calor latente en fase sólida-líquida.

Es la forma de almacenamiento en calor latente más desarrollada y aplicada en casos reales. Aunque

hay que lidiar con un aumento del volumen de alrededor del 10% [Cárdenas, 2013]. Ofrece una mayor

capacidad para transmitir energía térmica que en el caso sólido-sólido, aunque no lo suficiente como

para que éste deje de ser un factor fundamental a tener en cuenta. Lleva asociado el diseño de

intercambiadores de calor adecuados o métodos que permitan aumentar dicha conductividad, que se

describen en el punto 3 de este documento.

2.2.2.3 Almacenamiento de calor latente en fase líquida-gas.

De gran complejidad debido al gran aumento de volumen que tiene lugar al cambiar de la fase líquida

a la gaseosa. Aun teniendo una gran capacidad de almacenamiento de calor latente, éste inconveniente

hace que su desarrollo sea muy limitado.

Almacenamiento termoquímico.

Éste método de almacenamiento de energía térmica se basa en las reacciones químicas,

fundamentalmente en las endotérmicas reversibles. De este modo, al aplicar energía térmica a los

reactivos, se consigue combinar productos, quedando esta energía almacenada al ser una reacción

endotérmica. Posteriormente, es posible recuperar casi toda la energía invertida, mediante un proceso

de reacción inversa, exotérmica de síntesis. En general, el proceso se basa en los siguientes pasos:

1. Reacción catalítica de carga de energía

𝐴 + 𝐵 + 𝐶𝑎𝑡𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑟 + 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 (𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎) → 𝐶 + 𝐷

2. Almacenamiento del producto de la reacción en condiciones de mínimas pérdidas energéticas

durante un periodo de tiempo

3. Reacción catalítica durante la descarga de energía

𝐶 + 𝐷 + 𝐶𝑎𝑡𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑟 → 𝐴 + 𝐵 + 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 (𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎)

Éste tipo de almacenamiento ofrece, a primera vista, grandes ventajas, sin embargo, el desarrollo de

sistemas que realicen reacciones termoquímicas reversibles está en fases iniciales de estudio. De este

modo, el rendimiento energético de estos sistemas de almacenamiento está en el entorno del 85-90%,

en comparación al 90% de los sistemas LHS. [Khartchenko, 2010]

2.2.3.1 Desarrollo de la tecnología termoquímica. [Wörner, 2012]

Aunque se ha dejado claro que el documento se va a centrar sobre todo en los sistemas de

almacenamiento con cambio de fase, se demuestra necesario el hecho de, a modo ilustrativo, mostrar

el avance en ésta tecnología, para así ponerla en comparación con el desarrollo de otros sistemas de

almacenamiento.

Se va a comentar las bases del proyecto TCS Power, desarrollado simultáneamente por un conjunto

de importantes empresas como siemens y universidades y centros de investigación como el instituto

IMDEA o la Universidad Autónoma de Madrid.

Éste proyecto tiene como objetivo el desarrollo de un sistema de almacenamiento termoquímico de

energía para plantas solares de concentración (CSP). El hecho de asociar un sistema de

almacenamiento a la central solar permite distribuir la producción de energía durante más horas,

incluso en horario nocturno, adaptándose a la oferta del mercado en cada momento.

En este caso, este consorcio pretende desarrollar y evaluar este tipo de sistemas, llegando a construir

una planta piloto para probar sus estudios. Se decidió el uso de sistemas de almacenamiento

termoquímico debido a su alta densidad de almacenamiento, mayor que la densidad de

almacenamiento en forma de calor sensible o latente [Wörner, 2012] y la posibilidad de trabajar a altas

temperaturas, fuera del rango de estabilidad de las sales fundidas implantadas comercialmente.

El proceso que lleva a cabo es el que se muestra en la figura 2.1. Durante el día se produce obtiene

energía calorífica gracias al sistema solar de concentración. Parte de la misma es empleada en el

reactor de almacenamiento, dónde se produce una reacción endotérmica que almacena energía. Una

vez no se disponga de la energía solar necesaria, se puede utilizar éste almacén termoquímico para

obtener energía calorífica a partir de energía química. Esto se consigue mediante una reacción inversa

a la producida en el proceso de carga.

Figura 2.3 Planta termoquímica en funcionamiento con base solar (arriba) y base termoquímica

(abajo).[Wörner, 2012]

En concreto, el proyecto TCS Power centra su estudio en el desarrollo de dos sistemas.

El primero se basa en la deshidratación de hidróxido de calcio y la posterior re-hidratación del óxido

de calcio. Ésta reacción reversible es apta para el acoplamiento con centrales de captadores cilindro-

parabólicos.

El segundo se basa en una reacción redox del óxido de manganeso, está más adaptado a centrales

solares tipo torre, con receptor volumétrico de aire.

El proyecto consta de una fase inicial, de estudio de los materiales de partida, prestando especial interés

a la estabilidad de los ciclos de carga y descarga. Posteriormente se desarrollará el reactor concreto

para cada reacción reversible que mejor se adapte al posterior uso y se desarrollará un prototipo a nivel

de laboratorio y a nivel industrial.

Figura 2.4 Reactor de hidróxido de calcio de pequeña escala [Wörner, 2012]

Actualmente el proyecto ha conseguido los siguientes objetivos:

Caracterizar las propiedades de los materiales empleados, tanto a nivel termo-físico como

termodinámico y la cinética de la reacción

Desarrollo de los materiales empleados

Simulación y validación del proceso realizado

Desarrollo a nivel de laboratorio de reactores pilotos, para ambas reacciones.

Por un lado, desarrollando una planta de hidróxido de calcio de 100KWh (250kg) en Colonia

(Alemania). Temperatura de funcionamiento de 550ºC

Por otro lado, un sistema de almacenamiento de óxido de manganeso en Madrid, con capacidad

de 2kg de manganeso y temperaturas de aire ajustables hasta 1000ºC. Control del contenido de

oxígeno en el gas incluido, para controlar así la reacción.

Figura 2.5 Reactor de óxido de Manganeso a escala de laboratorio. Madrid. [Wörner, 2012]

2.3 Clasificación en función del estado de la sustancia almacenadora

Los sistemas de almacenamiento de la energía pueden clasificarse también en sistemas Activos y

Pasivos:

Se considera sistema de almacenamiento activo cuando la sustancia de almacenamiento es líquida y

tiene la capacidad de fluir en el tanque de almacenamiento. Si además el material de almacenamiento

se usa como fluido de transferencia (HTF) se denomina sistema activo-directo. Si, por el contrario,

el sistema de almacenamiento y el HTF son diferentes, se necesita un intercambiador de calor

intermedio, y se considera sistema activo-indirecto. En los casos en los que el material de

almacenamiento es sólido, o PCM, el HTF pasa a través de él durante el proceso de carga y de

descarga, se denomina sistemas Pasivos.

Figura 2.6 Clasificación de los TES en Activos y Pasivos [Kuravi, 2013]

Cada uno de estos tipos de almacenamiento tienen una serie de ventajas e inconvenientes, que deben

ser analizados y comparados, antes de elegir el sistema de almacenamiento óptimo para cada caso y

tipo de tecnología CSP empleada. Siempre se busca que el factor económico-energético sea el más

importante, centrando sobre él los estudios realizados. Desde el punto de vista térmico, se busca que

el sistema de almacenamiento tenga una gran densidad energética y una adecuada capacidad de carga-

descarga sin deteriorarse. Por ejemplo, en las aplicaciones industriales de esta tecnología se prefiere

mayoritariamente el uso de sistemas de almacenamiento líquido frente al almacenamiento en forma

gaseosa debido a que el líquido posee mucha más densidad energética y conductividad térmica en

comparación. Sin embargo, el uso de líquidos estables en un rango de temperaturas alto no es barato,

estas sustancias son bastante caras, en comparación con el uso. La siguiente imagen resume la relación

entre coste y capacidad de almacenamiento de los principales sistemas de almacenamiento de energía

térmica.

Figura 2.7 Coste frente a energía almacenada en distintos tipos de TES [Silva, 2016]

Almacenamiento activo

En un Sistema de almacenamiento de tipo activo, el material almacenador es el que circula entre los

intercambiadores de calor externos, el que calienta el fluido de la planta de concentración solar y con

el intercambiador que crea vapor sobresaturado para la turbina u otro sistema de producción de

electricidad. Es apto para el uso en plantas de canal parabólico y de heliostatos y torre central, como

Solar Two en California.

Figura 2.8. Esquema de funcionamiento de una planta con almacenamiento directo (a) o indirecto (b)

Actualmente, las plantas en funcionamiento y en desarrollo que utilizan dos tanques de

almacenamiento emplean el sistema indirecto de almacenamiento, como el que se observa en la parte

inferior de la figura 2.8. En este sistema se calienta un aceite orgánico, que cumple la función de HTF,

y sales fundidas, que sirven de sustancia almacenadora de la energía. Ésta tecnología es la más

comercialmente usada, así como la más madura de todos los sistemas de almacenamiento aquí

estudiados.

2.3.1.1 Sistemas temoclinos

Se trata de un sistema de almacenamiento de la energía similar al anteriormente descrito, pero en este

caso sólo se utiliza un tanque de almacenamiento. Dentro de dicho tanque se bombea fluido caliente

por la parte superior. Dicho fluido, que puede ser, entre otros, aceite térmico, desplaza al fluido a

menor temperatura, creándose un gradiente térmico.

El fluido caliente permanece en la parte superior mientras que el frío se mantiene en el fondo, sin

embargo, en estos sistemas de almacenamiento es difícil separar el fluido caliente del frío. Un sistema

ideal sería aquel que contara con un aislamiento móvil en la parte central, que impide la mezcla de

fluido a diversa temperatura y se moviera según se encuentre el sistema en un proceso de carga o de

descarga. Otro método, es el mostrado en la figura siguiente, en la parte derecha. Consiste en un tanque

relleno de material rocoso o PCM que permite mantener el gradiente y reducir la convección natural

en el seno líquido. Éste tipo de sistemas se consideran pasivos y serán estudiados en el siguiente

apartado, exponiendo una serie de proyectos actualmente llevados a cabo sobre ésta tecnología.

Figura 2.9 Termoclino activo e ideal (izquierda) y termoclino pasivo con material de relleno

(derecha) [Kuravi, 2013]

2.3.1.2 Acumuladores de vapor

Consiste en el uso de agua como medio para almacenar la energía térmica. El proceso de carga

comienza cuando se introduce vapor a alta presión en un tanque que inicialmente contiene vapor

saturado y agua saturada, a menor presión. Durante la carga, el sistema aumenta la temperatura y la

presión, provocando un cambio del vapor saturado inicial. Si se usa agua saturada para cargar el

sistema, la presión y la temperatura permanece constante a pesar del aumento de masa del sistema.

Durante la descarga se produce una reducción de presión en el tanque de almacenamiento.

Produciendo cada vez vapor saturado a menor presión. Si se desea tener a la salida vapor

sobrecalentado, será necesario el uso de un sistema de almacenamiento secundario que permita el

aumento de temperatura del vapor.

Figura 2.10. Integración de un acumulador de vapor en una planta de generación directa de vapor.

El acumulador de vapor en este diseño sirve además para separar las fases. [Kuravi, 2013]

La utilidad de este sistema de almacenamiento se centra en sistemas de producción directa, en los

cuales se emplea agua tanto como HTF como fluido de almacenamiento. De este modo, el vapor

producido en exceso debido al desacoplo entre la producción de la planta y la demanda de la turbina

puede ser almacenado. Como se puede apreciar en la figura 2.10, éstos almacenadores cumplen una

doble función en sistemas directos ya que sirven también como separador de fases, asegurando que

llegue solamente vapor saturado a la turbina, permaneciendo constante la presión.

Como contraprestación, éste tipo de sistemas requieren tanques presurizados de alto precio. También,

al tratarse de vapor, cuenta con una baja densidad energética (capacidad de almacenamiento

volumétrico es alrededor de 20-30 kWh/m3, comparados con los aproximadamente 100 kWh/m3 de

los PCM). Por este motivo su uso sólo se aconseja cuando se necesita una pequeá cantidad de

almacenamiento en forma de energía térmica, por ejemplo, a modo de buffer de alimentación a la

turbina.

Por último, considerar que también pueden formar parte de un sistema pasivo de almacenamiento.

Para ello, se acoplaría alrededor del tanque de almacenamiento de vapor un sistema de intercambio de

calor que permitiera la carga y descarga de un almacenador de otro fluido, como aceite sintético.

Almacenamiento pasivo

En el almacenamiento pasivo, también llamados regeneradores, el HTF lleva la energía producida en

el campo solar y al sistema de almacenamiento durante la carga o recibiendo la energía del sistema de

almacenamiento durante la descarga. El acoplamiento entre el flujo a alta temperatura y la sustancia

de almacenamiento es el parámetro más significativo a tener en cuenta ya que condiciona la

transferencia de calor. Utilizan habitualmente sólidos de bajo valor económico, como cemento o arena,

o algunos de mayor coste como PCM.

En los sistemas pasivos el intercambio de energía cobra aún mayor importancia debido a que el

material de almacenamiento está en estado sólido. A lo largo de los últimos años, los estudios de este

tipo de tecnologías se han centrado en desarrollar distintas tipologías de intercambio de la energía,

dese sistemas de lecho rocoso hasta intercambiadores de todo tipo de tecnología.

Figura 2.11 Esquema de los sistemas LHTS más comunes. (a) Plato plano (b) de carcasa y tubos con

flujo interno, (c) carcasa y tubos con flujo paralelo (d) Carcasa y tubos con flujo cruzado (e) Lecho de

esferas de material PCM.

2.3.2.1 Sistemas con estructuras de transferencia empotradas o mejoradas

Estos sistemas han sido muy estudiados, tanto para baja temperatura como para elevadas temperaturas,

estableciendo una serie de relaciones y materiales óptimos según el rango de temperaturas y los

materiales involucrados en el intercambio energético que va a tener lugar.

Para sistemas a alta temperatura y almacenamiento en forma de calor sensible, una solución pasa por

la integración de un intercambiador de tubos en una base de hormigón. De este modo, en el proceso

de carga el hormigón aumentará su temperatura, almacenando energía y en el proceso de descarga el

fluido se hará pasar en sentido contrario, aumentando su temperatura a la salida gracias a la energía

retenida por el hormigón. Sin embargo, estos sistemas tienen un gran coste inicial, aunque este coste

disminuye en sistemas de gran tamaño, por economía de escala.

En lugar de utilizar materiales de alta conductividad, la transferencia de calor también puede ser

mejorada mediante el uso de mecanismos de alto intercambio energético. El uso de tuberías calientes

empotradas o termosifones, entre PCM y el HTF produce un aumento del intercambio de energía entre

ambos fluidos. Las tuberías calientes tienen una alta conductividad térmica y pueden ser usadas de

modo pasivo en determinados rangos de temperatura y con una amplia diversidad de formas.

A modo de ejemplo, se muestra la tecnología RHTS (reflux heat transfer storage), desarrollada para

sistemas CSP de canal parabólico donde se utiliza aceite térmico que alcanza los 400ºC como HTF.

Éste método combina los beneficios de la fusión y de la vaporización de forma simultánea para un

sistema de almacenamiento. Se caracteriza por utilizar un fluido a alta temperatura intermedio para

transferir calor entre el material de almacenamiento (en forma de calor sensible o latente) y los

intercambiadores de calor externos, utilizando el efecto de burbujeo al evaporarse el líquido y el efecto

de reflujo al condensarse posteriormente, con objetivo de mejorar la transmisión global de

temperatura. En ensayos a nivel de laboratorio, se ha conseguido una conductividad térmica de

alrededor de 500W/mK, la cual es comparable a la transmisión de calor obtenida en termosifones. La

siguiente imagen resume los principios de funcionamiento de estos sistemas RHTS.

Figura 2.12 Esquema de funcionamiento de los sismtemas RHTS

2.3.2.2 Sistemas de almacenamiento en forma de lecho de material

Los sistemas de almacenamiento en forma de lecho consisten en almacenar material de forma y

tamaño concreto en un recipiente por el cual circula un fluido a diferente temperatura. De este modo

se consigue transmitir/obtener gran cantidad de energía térmica del material de almacenamiento. La

principal ventaja de este método es la gran superficie de contacto directo que se consigue entre ambos

fluidos, aumentando la cantidad de energía transmitida entre ambos. Un sistema termoclino con

material de relleno como rocas o PCM puede ser considerado un sistema pasivo de lecho de material.

Estos sistemas de almacenamiento de energía termoclinos rellenos de material sólido suponen el uso

de un solo tanque de almacenamiento lo que disminuye el coste de estos sistemas, en comparación

con el uso de un sistema activo de sales fundidas en dos tanques. A modo de ejemplo, se van a exponer

diferentes estudios realizados sobre sistemas termoclinos en los últimos años.

La planta Solar One utiliza un sistema de almacenamiento termoclino con una mezcla

eutéctica de nitrato de sodio y nitrato de potasio como material de almacenamiento y rocas de

cuarzo y sílice como material de relleno, ocupando el 75% del volumen del tanque [Kuravi,

2013]. Para un uso a 400ºC, el sistema termoclino es un 33% [Kuravi, 2013] más económico

que el uso de un sistema de dos tanques, ambos para las mismas sales fundidas.

Sin embargo, estos sistemas termoclinos no permiten el uso como HTF de vapor supercrítico,

tal y como establece una serie de estudios realizados por la compañía abengoa [Kuravi, 2013]

aunque no descartan el uso de CO2 supercrítico como HTF válido, aunque destaca las ventajas

del uso de los sistemas de sales fundidas en dos tanques en los casos en los que se use un

fluido de trabajo supercrítico.

Warerker et al. ha estudiado la idea de utilizar dos tanques de almacenamiento sólido para la

aplicación en sistemas solares de concentrador de tipo torre y heliostatos. Utilizando arena de

cuarzo como material de almacenamiento de bajo coste y aire como fluido caliente. Describe

en su trabajo una serie de simulaciones y resultados experimentales sobre el intercambiador

de calor aire-arena, con un funcionamiento que se describe en la siguiente imagen.

Figura 2.13 Almacenamiento en forma de sales sólidas para plantas solares de torre.

Hanchen et al. también desarrollaron un sistema de almacenamiento para centrales CSP con

el uso de lecho de rocas, en este caso silicato de magnesio a 527ºC, probando sus simulaciones

mediante experimentos reales. Como resultado representativo de su estudio resaltar que

obtuvieron que el gasto en bombeo si utilizaban partículas de más de 10 mm es menos del

1% de la potencia producida por la central

Furnas et al. realizaron un estudio experimental de la transferencia de energía desde el aire a

un lecho de pellets de hierro a 750ºC, así como otro estudio a menor temperatura usando

caliza y carbón como material de almacenamiento. Como conclusión obtuvieron que el

coeficiente de transferencia de calor varía linealmente con la velocidad del gas. Otros estudios

representativos también se han encargado de estudiar distintos materiales sólidos usados

como lecho y sus propiedades al utilizar distintos gases como HTF y es un campo en el cual

hay múltiples opciones y configuraciones que son necesarias estudiar hasta encontrar la

combinación óptima para cada rango de temperatura.

Sistemas combinados.

El desarrollo de los distintos métodos de almacenamiento aquí descritos lleva a pensar que el uso de

varios sistemas de almacenamiento sería una buena opción para conseguir almacenar de forma

eficiente la mayor cantidad de energía térmica posible. Para la combinación con el uso de vapor

sobrecalentado que se utiliza en el ciclo de Rankine, es deseable minimizar la diferencia de

temperatura entre el medio de almacenamiento y el fluido de trabajom con objetivo de reducir las

pérdidas energéticas. Durante el proceso de evaporación y condensación del vapor se trabaja a

temperatura isoterma, por tanto, en este punto un sistema de almacenamiento de energía en forma de

calor latente optimizaría dicho intercambio energético. Algo similar ocurriría en las zonas de

precalentamiento y sobrecalentamiento del fluido de trabajo, en las cuales sería óptimo el uso de

sistemas de almacenamiento en forma de calor sensible. De este modo, un sistema de almacenamiento

en tres partes, como el mostrado en la siguiente figura se propone como solución innovadora para

mejorar la eficiencia del almacenamiento, por el equipo de Laing et al. Se trata de una planta que

genera vapor que utiliza hormigón como sistema de almacenamiento de calor sensible y NaNO3 como

PCM.

Otros sistemas combinados sólo usan dos elementos, como el empleado en la futura planta de 1 MW

de Dahan, en China, que también produce vapor. Utiliza como almacenamiento a baja temperatura un

acumulador de vapor que lo almacena a 2.35MPa y 220.7ºC. Durante la descarga, el vapor saturado

pasa a ser sobrecalentado mediante el uso de un almacenamiento de dos tanques de aceite térmico,

calentado previamente durante el proceso de carga, siendo el almacenador a alta temperatura. También

se han realizado otros estudios utilizando hormigón como material de almacenamiento a alta

temperatura, consiguiendo como resultados la gran influencia de la distribución de tuberías, así como

de la conductividad térmica del hormigón empleado. [Kuravi, 2013]

Figura 2.14 Dibujo esquemático de un almacenador de 3 partes, alternando almacenamiento en

forma de calor sensible y calor latente. [Ben Xu, 2015]

En este apartado se han estudiado los diferentes métodos de almacenamiento de energía en forma de

energía térmica y se ha comprobado cómo los sistemas de almacenamiento en forma de calor latente

tienen unas buenas propiedades a un coste razonable, además de otra serie de ventajas como

proporcionar energía térmica a una temperatura constante o poder almacenar gran cantidad de energía

por unidad de volumen. De este modo representan una buena alternativa a los sistemas de

almacenamiento en forma de calor sensible usados a nivel industrial de forma mayoritaria. Por ello,

se decide hacer un estudio pormenorizado de los mismos a lo largo de los siguientes apartados.

3 ESTADO DEL ARTE DE LOS SISTEMAS DE

ALMACENAMIENTO CON CAMBIO DE FASE

(PCM)

Durante los últimos 40 años, diferentes clases de materiales como sales hidratadas, parafinas, ácidos

grasos, mezclas eutécticas orgánicas e inorgánicas y polímeros han sido considerados como

potenciales PCM, aunque según cada material se podía incluid dentro de un rango de temperaturas:

Baja temperatura, por debajo de los 15ºC utilizadas normalmente en sistemas de aire

acondicionado y en la industria alimenticia.

Media temperatura, entre 15-90ºC utilizadas fundamentalmente en aplicaciones de ahorro de

energía térmica a nivel doméstico, en el diseño de edificios, o en aplicaciones solares, textiles

y electrónicas.

Alta temperatura, por encima de 90ºC desarrolladas principalmente para aplicaciones

aeroespaciales e industriales, como las estudiadas en este texto.

Figura 3.2 Principales materiales de almacenamiento de energía en forma de calor latente.

[Pielichowska, 2014]

Las principales características que debería tener un material PCM ideal serían las siguientes:

Debería estar disponible en grandes cantidades y a un bajo coste.

Propiedades Térmicas:

Temperatura de fusión en el rango de temperaturas de operación

Elevado calor latente por unidad de volumen

Elevado calor sensible, útil para añadir de manera adicional un porcentaje de energía

almacenada en forma de calor sensible.

Gran conductividad térmica de ambas fases.

Propiedades Físicas:

Un incremento/disminución de volumen lo menor posible durante el cambio de fase

Una baja presión de vapor a la temperatura operativa

Un equilibrio de fases beneficioso para nuestro objetivo

Mezcla congruente de los distintos materiales que puedan formar el PCM

Alta densidad

Propiedades Cinéticas:

No se produzca súper-enfriamiento (proceso en el que se enfría un líquido por debajo de su

punto de congelación sin que se haga sólido).

Un alto ratio de nucleación

Una ratio adecuada de cristalización

Propiedades Químicas:

Estabilidad química a largo plazo

Ciclo totalmente reversible de fusión-congelación

No produzca corrosión en los materiales que lo rodean (encapsulación, estructura, …)

Debería ser no tóxico, ignífugo y no explosivo, para asegurar la seguridad.

3.1 Introducción a los sistemas de almacenamiento con cambio de fase (PCM)

Como se ha mencionado anteriormente, éste documento se va a centrar en el estado actual y el

desarrollo a corto plazo de los sistemas de almacenamiento con cambio de fase o almacenamiento

en forma de calor latente (Latent heat termal energy storage, LHS). Se prestará una especial

atención a los proyectos que involucren el uso de altas temperaturas y la aplicación de los mismos

a centrales de tipo termosolar, usando el calor latente como almacenador de energía. Se tendrá en

cuenta tanto sistemas que usen exclusivamente el método del almacenamiento en forma de calor

latente como sistemas que empleen combinaciones de calor latente y calor sensible.

En primer lugar, es necesario explicar cómo aumenta la temperatura en función de la energía

suministrada. Tal y como muestra la figura 3.1, la energía suministrada a un material, inicialmente

sólido, se emplea en aumentar la temperatura del mismo de forma lineal. Una vez alcanzada la

temperatura de fusión, la energía que se sigue suministrando ya no se emplea en aumentar la

temperatura, sino en el cambio de fase de sólido a líquido, durante el cual la temperatura se

mantiene constante.

No es hasta que todo el material se encuentra en estado líquido cuando la temperatura comienza

a aumentar de nuevo, al ritmo que se suministra energía al sistema, de nuevo de forma lineal.

Llegando finalmente a la temperatura de vaporización en la que sucede un fenómeno isotermo

similar al descrito anteriormente en el cual toda la energía acaba empleándose en el cambio de

fase y hasta que todo el material esté en estado gaseoso no se produce un nuevo aumento de la

temperatura.

Figura 3.1. Perfil de temperatura en función del calor suministrado [Cárdenas, 2013]

De este modo vemos como es imposible almacenar exclusivamente en forma de calor latente,

siempre cierta cantidad de energía va a quedar almacenada en forma de calor sensible. El proceso

inverso es exactamente igual, por lo cual podemos obtener energía almacenada a una temperatura

constante, al tiempo que se produce un cambio de fase en sentido inverso.

A continuación, se muestran la ecuación (tanto en formato continuo como incremental) que define

la cantidad de energía que una determinada cantidad de material es capaz de almacenar:

𝑄 = ∫ 𝑚𝐶𝑝𝑑𝑇 + 𝑚𝑎𝑚∆ℎ𝑚 + ∫ 𝑚𝐶𝑝𝑑𝑇

𝑇𝑓

𝑇𝑚

𝑇𝑓

𝑇𝑖

𝑄 = 𝑚[𝐶𝑠𝑝(𝑇𝑚 − 𝑇𝑖) + 𝑎𝑚∆ℎ𝑚 + 𝐶𝑙𝑝(𝑇𝑓 − 𝑇𝑚)]

En estas ecuaciones se representa en el primer término la energía que es capaz de almacenar en

forma de calor sensible desde su temperatura inicial hasta que comienza el cambio de fase. En

segundo lugar, se muestra un término que tiene en cuenta la energía total almacenada en forma de

calor latente. Éste término tiene en cuenta la cantidad de material, el calor específico del cambio

de fase y la fracción del material que ha experimentado la transformación. Si una vez finalizado

el cambio de fase se continúa calentando al material, es necesario utilizar el tercer término de la

ecuación.

Los materiales usados para almacenar energía térmica en forma de calor latente son conocidos

como Phase Change Materials (PCMs). A continuación, se describirá de forma detallada los

materiales utilizados actualmente en este tipo de tecnologías (3.1) así como los posibles cambios

de fase que pueden tener lugar, con sus respectivas ventajas e inconvenientes.

Como ventajas de los sistemas PCM se deben destacar:

1. Son fuentes de calor a temperatura constante: El almacenamiento de energía térmica en

este tipo de materiales permite obtener un foco térmico a igual temperatura durante el

proceso de cambio de fase. Esto es muy útil desde el punto de vista de control y

mantenimiento de unos niveles concretos de potencia y producción eléctrica en una

planta solar de concentración. Proporcionan estabilidad frente a la aleatoriedad que

supone el uso del recurso solar (meteorología).

2. Gran densidad de almacenamiento. A modo general, se puede afirmar que los sistemas

que utilizan almacenamiento en forma de calor latente tienen en el entorno de 50-100

veces mayor capacidad de almacenamiento que si fuera en forma de calor sensible, para

una misma cantidad de material.

3. Recuperación del calor sin necesidad de una gran diferencia de temperatura. Al poder

elegir el PCM que mejor se adapte al punto de trabajo del fluido caliente. Esto es una

gran ventaja desde el punto de vista energético y exergético.

4. Uso repetitivo. El número de ciclos de fusión-solidificación que pueden soportar sin

mostrar degradación es muy elevado, llegando en términos teóricos a considerar que

prácticamente no se degradan [Maruoka, 2005].

Como inconvenientes principales de los sistemas PCM aplicables a plantas CSP se pueden

destacar:

1. Necesidad de una búsqueda exhaustiva entre los diferentes tipos de PCM hasta encontrar

el modelo que más se adecue a nuestro caso. Existen numerosos estudios al respecto de

éste tipo de materiales, pero en su mayoría son para rangos de temperatura entre los 15-

90ºC, cuando en este caso buscaríamos materiales con temperaturas de cambio de fase

en el entorno de los 250-400ºC.

2. La mayoría de los materiales usados en esta tecnología tienen una baja conductividad

calorífica, deben emplearse técnicas de mejora de la transferencia de calor para poder

considerar ésta tecnología como una alternativa rentable y comercial, respecto a las

tecnologías actualmente en uso como sistemas de almacenamiento térmico.

3. Depósitos sólidos sobre las superficies de los intercambiadores de calor y posibles

problemas de corrosión según los materiales utilizados.

4. Degradación con el número de ciclos. Según el material PCM utilizado se produce una

mayor o menor degradación del mismo conforme se realizan ciclos a altas temperaturas.

3.2 Clasificación PCM según el cambio de fase que tiene lugar

En este apartado se ordenarán los distintos PCM según el proceso físico que se utilice para almacenar

energía térmica. Se proceden a describir tres tipos de almacenamiento, sin embargo, actualmente sólo

el almacenamiento en sólido-líquido muestra características óptimas para el uso en centrales solares

de concentración.

Almacenamiento de calor latente en fase sólida-sólida (SSPCM).

Este tipo de sistemas se basan en la propiedad de algunos materiales de cambiar su estructura interna,

manteniendo el estado sólido. Ésta propiedad dentro del rango de temperaturas a la que este estudio

hace referencia no la tienen todos los materiales, sólo un pequeño número entre los que destacan

algunos materiales, como ciertas aleaciones de acero.

El hecho de estar en fase sólida permite ciertas ventajas como pueden ser

Evita tener que encapsular el material para evitar fugas o goteo una vez se encuentre en fase

líquida o gaseosa, facilitando así la instalación y manejo, al estar todo en estado sólido. El

hecho de no necesitar encapsulamiento permite también una mayor densidad energética del

sistema [Cárdenas, 2013].

Cambios de volumen mínimos en comparación con el aumento de volumen al pasar de sólido

a líquido.

Ahorro de costes al evitar el encapsulamiento del material usado para almacenar y simplicidad

a la hora de manejar y desarrollar estos almacenadores.

Sin embargo, éste método presenta como desventaja que el calor latente de transición es del entorno

de un orden de magnitud menor que el calor latente del cambio sólido-líquido.

Respecto a las aplicaciones de este tipo de cambio de fase, en materiales de alta temperatura, se estima

que se centrarán fundamentalmente en sistemas estacionarios, como materiales estructurales con

capacidad de almacenamiento de energía. Esto se debe a que poseen un menor calor latente por unidad

de masa, pero mucho mayor por unidad de volumen.

Otro tipo de aplicaciones de este tipo de materiales son las que tienen lugar a menores rangos de

temperatura, en el entorno de los 50-100ºC. Se utilizan fundamentalmente como almacenamiento de

energía a nivel de edificios, climatización y búsqueda del confort humano, en el sector textil,

automovilístico y de forma más novedosa en el electrónico y biomédico. A modo ilustrativo se muestra

la siguiente figura en la que se representa el proceso de cambio de fase sólido-sólido.

Figura 3.2 Mecanismo de almacenamiento de energía de un PCM durante el cambio de fase. [Fu,

2016]

Almacenamiento de calor latente en fase sólida-líquida.

Es el método más estudiado y empleado en los sistemas LHS. Aunque tiene como inconveniente una

expansión del entorno del 10% [Cárdenas, 2015] en comparación al volumen original.

El proceso de fusión es el siguiente, al principio la trasmisión de calor se realiza por conducción y

conforme se forma una película líquida alrededor del sólido, se transmite el calor por convección

natural. El proceso de solidificación, por otra parte, está dominado fundamentalmente por procesos

conductivos, salvo por la fase inicial con predominancia de la convección natural.

Un gran inconveniente de este tipo de sistemas son la baja conductividad térmica de los materiales

que cambian de fase, la segregación y el sub-enfriamiento. Debido a ello, las técnicas y métodos de

transferencia de energía deben ser tenidas muy en cuenta para el correcto aprovechamiento de la

energía almacenada.

Las grandes ventajas del almacenamiento de energía en forma de calor latente son el poder realizar la

operación a temperatura constante (isoterma), con lo que se consigue entregar la energía almacenada

a la misma temperatura.

Por otro lado, el hecho de que en la mayoría de materiales el calor latente es mucho mayor que el calor

sensible permite disminuir el tamaño de los equipos, haciéndolos más compactos y empleando menos

material de almacenamiento con lo que se disminuyen los costes de los equipos.

Por tanto, los materiales que almacenan energía en forma de calor latente serán los elegidos en

aplicaciones en las que se necesite una gran densidad energética y el volumen y el peso sean

restricciones del sistema o en los casos en los que se necesite obtener la energía almacenada a una

temperatura constante. Al ser uno de los métodos más prometedores a día de hoy, especialmente en

aplicaciones solares, en el siguiente apartado (3.3) se describirán detalladamente los materiales más

utilizados para este cambio de fase de sólido a líquido.

Figura 3.3. Imágenes reales del proceso de cambio de fase de un PCM conforme se le suministra

energía. [Fu, 2016]

Almacenamiento de calor latente en fase líquida-gas.

El cambio de fase de líquido a gas es el que más calor latente es capaz de almacenar durante el cambio

de fase. Sin embargo, debido al gran cambio de volumen entre la fase líquida y la gaseosa, el

almacenamiento y uso como TES de materiales en este estado se convierte en una operación realmente

compleja y poco práctica, aun teniendo una gran capacidad de almacenamiento de calor latente, en

comparación con los otros dos tipos de almacenamientos de calor latente. Debido a esto, son muy

pocos los estudios que se han dedicado a analizar las propiedades de éstos materiales en estado gaseoso

y no se tendrán en cuenta dichos materiales en el presente documento.

3.3 Materiales utilizados actualmente.

Los sistemas de almacenamiento basados en materiales con cambio de fase tienen una gran variedad

de subtipos y clasificaciones, en este apartado se describirán las principales categorías exponiendo sus

características más importantes. Se completa la información con las tablas 3.1-3.5, en las cuales se

muestran las principales propiedades de los distintos materiales de los que se habla en este apartado.

De los tres tipos de cambio de fase en PCMs, los más comúnmente utilizados y cada vez más

estudiados son los que se basan en el cambio de sólido a líquido, los cuales son considerados como

una alternativa eficiente a los sistemas de almacenamiento en forma de calor sensible ya que

proporcionan también mayores capacidades de almacenamiento y la propiedad de ceder energía a una

temperatura aproximadamente constante. Sin embargo, la mayoría de los PCM tienen el inconveniente

de una baja conductividad térmica, lo cual lleva a unos bajos ratios de velocidad de carga y descarga.

A continuación, se describen las principales tipologías de materiales que pueden ser utilizados como

PCMs a altas temperaturas, por encima de 300ºC como temperatura de cambio de fase en la mayoría

de los casos y capacidad de almacenamiento suficiente para ser utilizados en centrales solares térmicas

o en industrias que trabajen con altas temperaturas. Los materiales descritos también tienen la

característica de ser compatibles con los intercambiadores de calor actualmente utilizados, así como

con los rangos de temperatura que actualmente se utilizan en centrales CSP. Sin embargo, los estudios

realizados al respecto muestran claramente cómo el rango de temperaturas utilizado va a ir

aumentando paulatinamente conforme se desarrollan modernas tecnologías, como el uso de CO2 en

estado supercrítico como fluido de trabajo. De este modo, serán necesarios PCM con putos de fusión

superiores a los 550ºC.

Sales inorgánicas y compuestos salinos

Para un rango de temperaturas por encima de los 300ºC, las sales inorgánicas son de gran interés, tanto

en forma simple o en forma de compuesto salino, debido a sus temperaturas de fusión, tal y como se

puede observar en las tablas 3.1 y 3.2, al final de éste sub-apartado. En dichas tablas se observan las

propiedades termofísicas de las sales inorgánicas que pueden ser potencialmente usadas como PCM

en este tipo de aplicaciones. Se han estudiado muchos tipos de sales como mezclas con nitratos,

carbonatos, hidróxidos y otras sales, aunque debido al alto calor de fusión y a su bajo precio, las sales

de cloro y flúor han sido las más estudiadas en este aspecto. En la tabla 3.3 se pueden observar también

compuestos eutécticos basados en éstas sales de flúor y cloro que han sido estudiados como

potenciales PCMs.

La mayoría de este tipo de PCM presentan bajos niveles de conductividad térmica, la adicción de

grafito, fibras metálicas y otros materiales de gran conductividad consiguen mejorar las propiedades

térmicas del sistema. A éstos materiales compuestos también se les denomina CLHSM: Composite

Latent Heat Storage Material. La cantidad añadida de grafito es un factor importante debido a la gran

diferencia de capacidad para transmitir energía térmica.

Figura 3.4 Conductividad térmica de PCM puro y compuestos PCM/Grafito. [Gil, 2010]

Como se observa en la figura anterior, mientras algunos materiales PCM tienen conductividades

térmicas entre 0.2-0.8 W/m·K, los compuestos PCM/Grafito presentan conductividades térmicas entre

5-10 W/m·K. Por tanto, de este modo queda patente ésta solución como un método a desarrollar para

conseguir mejorar las propiedades de éstos sistemas de almacenamiento de la energía.

Debido a esta serie de ventajas, a día de hoy se están estudiando diferentes modelos que emplean

PCM-grafito como material de almacenamiento. Por ejemplo, el centro aeroespacial de Stuttgart

(DLR) está desarrollando intercambiadores de calor y almacenes de energía que utilizan las ventajas

en transmisión del calor que ofrece el grafito, unidas a las ventajas de los materiales PCM. Estudian

varios modelos de almacenamiento, por un lado, uno a alta presión que permite un alto grado de

almacenamiento del material. Por otro lado, un sistema caracterizado por una baja presión de

almacenamiento, más fácil de fabricar y de menor complejidad. De este modo, queda patente un

novedoso sistema de almacenamiento de energía para centrales de 10-300MW y rangos de

temperatura de entre 250 -350ºC.

Figura 3.5 Sistema de almacenamiento a baja presión PCM-Grafito

El alto coste de las láminas de grafito se compensa gracias a su baja densidad y alta conductividad

térmica. Además, la inversión en estructuras de grafito para fomentar la transferencia de calor es menor

que la inversión en estructuras de acero. Otras ventajas del grafito es que ofrece gran resistencia ante

la corrosión de las sales de nitratos y los compuestos de aluminio.

Tabla 3.1 Principales sales inorgánicas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013]

Tabla 3.2 Principales compuestos de sales inorgánicas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013]

Tabla 3.3 Principales composiciones eutécticas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013]

Metales y aleaciones metálicas

Para aplicaciones en las que el peso del sistema no sea un problema, el uso de metales y aleaciones

metálicas proporciona buenas propiedades como alto calor de fusión, alta conductividad térmica, baja

corrosión y poca dilatación al cambiar de fase. Pese a todas estas ventajas, los elementos metálicos no

han sido considerados como PCM debido a su elevado peso.

La alta conductividad térmica de éste tipo de materiales permite incluso evitar el uso de estructuras en

el recipiente que aumenten la conducción del calor, lo cual simplifica la construcción y el precio de

los recipientes que almacenen estos metales. En las tablas 3.4 y 3.5 se recoge una lista de metales,

aleaciones y compuestos eutécticos que según los estudios realizados al respecto podrían utilizarse

como posibles candidatos a PCM, cada uno de los cuales con un rango y propiedades que los hacen

más adecuado a unn sistema concreto.

Este tipo de materiales se encuentran actualmente en estado de estudio para su aplicación como LHS.

Un buen método para fomentar el uso y estudio de éstos materiales sería la creación en primer lugar

una gran base de datos conjunta que contenga información útil sobre todas las propiedades

termoquímicas de este tipo de materiales, en lugar de las tablas que cada autor crea u obtiene de otros

compañeros, que pueden presentar discrepancias significativas entre unos estudios y otros.

Tabla 3.4 Principales aleaciones metálicas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013]

Compuestos orgánicos y derivados del petróleo.

Debido a que la mayoría de los compuestos orgánicos o derivados del petróleo actualmente estudiados

como PCMs están en un rango de temperaturas inferior al necesario para el uso en centrales CSP, no

se considerarán en este estudio. Las aplicaciones de este tipo de materiales como sistemas de

almacenamiento de la energía térmica ocupan otros ámbitos como puede ser la construcción de

edificios, los sistemas de refrigeración/calefacción, la industria textil, automovilística y más

recientemente la biomédica y la electrónica. Algunos de los principales materiales utilizados

pertenecen a las siguientes categorías principales:

Parafinas. Constituyen el material más empleado para dicho rango de temperaturas, en el

cambio de fase sólido-líquido

Alcoholes. Se han probado durante décadas, pero los nuevos avances en nano-materiales

están fomentando su estudio en novedosas aplicaciones.

Ácidos grasos. Son muy estudiados debido a sus propiedades termoquímicas muy adecuadas

para el uso como sistema de almacenamiento de la energía.

Éster. Utilizados fundamentalmente en la construcción de edificios debido a que su punto de

fusión se encuentra en el rango de temperaturas que hace habitualmente en el interior de los

edificios (alrededor de 25ºC)

Polímeros. Tienen un amplio rango de fusión dependiendo del polímero concreto utilizado y

unas propiedades térmicas que lo convierten en un candidato adecuado para multitud de

aplicaciones a baja temperatura.

Poliuretanos. Macro moléculas que permiten la asociación como largas cadenas, con

propiedades térmicas aptas para el almacenamiento energético, especialmente del tipo sólido-

sólido debido al cambio en su estructura interna sin llegar a cambiar a la fase líquida.

A modo de resumen de éste apartado, la siguiente figura muestra de forma esquemática una

clasificación con los distintos tipos de materiales de cambio de fase descritos en éste apartado. En las

tablas 3.1-3.4 se han mostrado las propiedades termofísicas de aquellos materiales con rangos de

Tabla 3.5 Principales aleaciones metálicas eutécticas con potencial uso como PCMs [Cárdenas, 2013]

temperaturas de fusión óptimos para el uso como sistemas de almacenamiento en centrales CSP.

Figura 3.6 Clasificación de los principales tipos de PCM [Wörner, 2012]

3.4 Sistemas de encapsulación.

Los sistemas de encapsulación en los que poder almacenar los PCM sin riesgo a que se mezclen con

otros fluidos o materiales es un factor de diseño muy importante, siendo uno de los apartados más

estudiados en los últimos años, dentro de ésta tecnología.

La idea principal de casi todos ellos es aumentar la superficie de contacto entre el foco caliente y el

frío. De este modo, la transferencia de calor se ve claramente aumentada. A modo de ejemplo se podría

mostrar como cápsulas de 10mm rellenas de PCM ofrecen 300m2 por metro cúbico. [Ben Xu, 2015].

Éstos datos muestran cómo la encapsulación incrementa la energía transferida. Para altas

temperaturas, es necesario un encapsulamiento de tipo metálico. Según las técnicas de encapsulado,

se pueden conseguir un rango de espesores del entorno de las decenas de milímetro hasta tamaños

menores de un milímetro. Otras ventajas de los sistemas de PCM encapsulado son la reducción de la

reactividad de los PCM con el ambiente y el mejor control de los cambios en el volumen cuando se

produce el cambio de fase. Sin embargo, tamaños tan reducidos llevan asociados grandes incrementos

en el coste de fabricación, así como un mayor nivel de desarrollo de la tecnología.

Fundamentalmente por el hecho de evitar pérdidas, los materiales empleados en fabricar las cápsulas

deben tener las siguientes características:

Niveles adecuados de flexibilidad, resistente tanto a fuerzas como a la corrosión y estabilidad

térmica.

Actuar como barrera para proteger el PCM de interacciones dañinas con el fluido caliente.

Ser lo suficientemente pequeñas como para ofrecer la máxima superficie de transferencia

posible.

Proporcionar estabilidad estructurar y tener fácil manejo.

Figura 3.7 Principales sistemas de encapsulación de PCM. [Ben Xu, 2015]

En la figura anterior podemos observar algunos de los principales métodos de encapsulación. Sin

embargo, es necesario destacar que no todos ellos son útiles para el alto rango de temperaturas

utilizado en sistemas solares de concentración.

Hay dos métodos para fabricar este tipo de encapsulado. Una primera opción se basa en fabricar las

preformas de pequeño tamaño de PCM y sobre ellas crear un revestimiento adecuado a las

características concretas a las que se va a someter el material.

Como segunda opción, se puede fabricar una cápsula y rellenarla del material PCM. Normalmente

éste método será el más empleado para altos niveles de temperatura.

Figura 3.8 Resumen esquemático de los pasos para encapsular PCM [Ben Xu, 2015]

Debido al actual desarrollo de las tecnologías de encapsulamiento se han conseguido crear cápsulas

del rango de 1-2cm (Macro-Cápsulas) hasta el rango de los micrómetros. Como ya se ha comentado,

a menor tamaño mayor superficie de contacto se consigue, por unidad de volumen, por tanto, las

micro-encapsulaciones están siendo muy estudiadas actualmente.

Como conclusión, a altas temperaturas, el desarrollo de pequeñas cápsulas de PCM es un verdadero

reto, debido a las dificultades relacionadas con la temperatura y con los cabios de volumen que se

pueden producir por el incremento térmico y el cambio de fase. Actualmente para alta temperatura,

los métodos más estudiados de encapsulado de pequeño tamaño son el uso de Plomo o Cobre cubierto

por una capa de Níquel que sirve como cubierta, unido mediante galvanoplastia.

Sin embargo, se espera que, en un futuro cercano, se pueda producir este tipo de encapsulamientos de

una forma rentable, con la consiguiente ventaja que conlleva, al tener una elevada densidad térmica.

Éste caso en concreto sería uno de los mejores candidatos para asociar un sistema CSP.

Estudios, como el [Maruoka, 2005] realizado en Japón demuestran cómo un sistema de

almacenamiento de PCM de cobre, encapsulados en esferas de níquel, unidas mediante un método

galvanoplástico. Se consiguen aguantar temperaturas del entorno de 1500ºC, teniendo el punto de

fusión a los 1083ºC. Aunque este estudio en concreto no se ha realizado para el uso en un sistema de

concentrador solar, el alto rango de temperaturas que soporta permitiría el uso en este tipo de sistemas.

Pero aún son necesarios más estudios sobre la viabilidad de estos métodos para aplicaciones a altas

temperaturas, como las CSP

3.5 Corrosión en los sistemas de almacenamiento de energía térmica.

Un factor decisivo a la hora de comprobar la aptitud de un material para realizar una aplicación

concreta es su tendencia a la corrosión. Así en cada caso será necesario estudiar la corrosión que pueda

realizar cada material en su entorno, a lo largo de todo su ciclo de vida. En este apartado en concreto,

se va a hacer un resumen de los principales problemas de corrosión que nos encontramos, prestando

especial atención a la corrosión en sistemas de almacenamiento de calor latente.

Mientras que la mayoría de sales fundidas comerciales, útiles en almacenamientos de energía en forma

de calor sensible, son compatibles con los tipos de acero más habituales, tanto a altas temperaturas

como a lo largo de todos los ciclos de carga y descarga que realiza el sistema. Los materiales

candidatos a ser usados como PCM son de lo más variados y pueden contener carbonatos, sulfatos,

cloruros, hidróxidos o mezclas eutécticas. Ésta variedad representa un desafío para identificar

materiales compatibles para almacenar éstos materiales, que combinen propiedades mecánicas

aceptables, resistencia a la corrosión y estabilidad de propiedades durante todos los ciclos térmicos a

los que el sistema de contención se va a ver expuesto.

Mecanismos de corrosión

Se va a diferenciar entre los tres principales procesos de corrosión que pueden darse en estos sistemas

de almacenamiento y se van a describir algunos proyectos que analizan éstos mecanismos.

Nitratos, carbonatos, sulfatos e hidróxidos

Estos cuatro tipos de materiales se comportan de forma similar en lo que respecta a la corrosión,

formando los siguientes compuestos.

Existen diagramas de estabilidad ácido base que representan el estado concreto de la sustancia en

función del pH que tenga el tanque de almacenamiento. Estudios al respecto de la corrosión de estas

sales frente a algunos tipos de aceros, como por ejemplo del estudio de la central Solar Two una vez

finalizado su ciclo de vida, muestran cómo aceros inoxidables del tipo 316, 304 o 347 muestran

pérdidas mínimas de espesor después de numerosas horas de funcionamiento. Sin embargo, otros

aceros de peores propiedades fueron más susceptibles a la corrosión, especialmente al ser sometidos

a ciclos térmicos a elevada temperatura.

Otros estudios también concluyen estableciendo que con una capa protectora de un óxido en el acero

será suficiente para soportar el contacto con sales fundidas durante el ciclo de vida del sistema de

almacenamiento sin sufrir evidentes problemas de corrosión. Por ejemplo, Fernández et al. midieron

la corrosión de acero inoxidable con óxido de aluminio y cromo como capa proyectora (AFA OC-4)

en contacto con sales fundidas a una temperatura de 390ºC. Como conclusión después de 2000h de

contacto, establecieron que la capa resultaba altamente protectora frente a los nitratos de dichas sales

sin detectar apenas niveles de corrosión en los análisis posteriores. Aunque otros análisis, como el

realizado por Sandia National Laboratories advierten de la corrosión a mayores temperaturas como

600-680ºC producen mayores niveles de corrosión anual, pasando de los 25 μm/año a 600ºC a 594

μm/año para 680ºC. Además, a esa temperatura, la sal aumenta su descomposición creando NO2, lo

cual degrada las propiedades termo-físicas del sistema.

Cloruros

Las sales de cloro se están convirtiendo en un material común en los sistemas de almacenamiento

térmico debido a que tiene un alto valor de calor de fusión. Sin embargo, son materiales muy

corrosivos en su contacto con el acero, especialmente si el cloruro tiene algún tipo de impuridades o

humedad.

El estudio realizado por Grabke et al define el comportamiento de la corrosión en sales de cloro a

temperaturas inferiores a los 850ºC, en las que reacciona con el metal del sistema de almacenamiento

o con la humedad del sistema. El gas de cloro es una molécula muy móvil que atraviesa la capa de

óxido superficial y produce elevados niveles de corrosión en el metal con el que está en contacto. Ésta

corrosión también afecta a muchos tipos de aceros, formando una capa de cloruro de hierro en la

superficie de contacto. En cambio, aquellos tipos de aceros con pequeñas capas de óxidos de cromo o

el níquel consigue mayor nivel de resistencia a este tipo de corrosión.

Diversos estudios se han dedicado a comparar las propiedades y la corrosión a altas temperaturas de

distintos tipos de aceros con capas superficiales de diferentes materiales protectores llegando a la

conclusión de que el níquel y el cromo ofrecen una protección clara ante la corrosión, siendo el níquel

e que sufrió menor nivel de corrosión, al ser menos soluble que el óxido de cromo y de molibdeno,

también estudiados en dicho experimento. [Liu, 2015]

Métodos de evaluación

Existen numerosos métodos para determinar las ratios de corrosión. El método más habitual es el

análisis gravimétrico, por ejemplo, mediante la pérdida de masa. Comparando la masa inicial y la final

y teniendo en cuenta el periodo de exposición se puede calcular la ratio de pérdida de masa. Éste

método, combinado con instrumentación de caracterización de materiales como microscopio,

espectroscopio y difractómetro, se consigue importante información sobre el método de corrosión, las

reacciones químicas y mecanismos y los cambios en los materiales.

Aunque el uso del análisis gravimétrico está muy extendido, tiene una gran desventaja, que tarda varias

semanas en realizarse. En cambio, métodos electroquímicos de análisis, usados en corrosión acuosa

también pueden utilizarse para analizar la corrosión en sales fundidas, siempre que las sales sean

conductoras de la electricidad. De este modo métodos como la espectroscopia dieléctrica u otros

métodos que se basen en el voltaje pueden ser empleados.

Estudios realizados hasta la fecha han estudiado el comportamiento a la corrosión de carbonatos,

sulfatos y cloruros, estableciendo sus principales procesos corrosivos y las características que

fomentan éstos actos. El uso de carbonatos o sales fundidas no es exclusivo de sistemas de

almacenamiento, sino que también se utilizan para otros fines. Por ejemplo, los carbonatos se pueden

utilizar en la tecnología de celdas de combustible. Éstos documentos han mostrado como resultado

numerosos esquemas, mapas y gráficos que detallan el comportamiento de éstos materiales durante el

proceso de corrosión, incluso a alto rango de temperatura, como en el estudio de Aung and Liu’s.

Métodos de mitigación de la corrosión

La elección de materiales y la compatibilidad entre ellos es un problema importante durante el diseño

del sistema. El material estructural debe tener un buen comportamiento frente a los ciclos de

temperatura a los que va a ser sometido además de al contacto con el material de almacenamiento.

Algunos de los métodos propuestos por los estudios realizados al respecto proponen como soluciones

al problema de la corrosión:

Aplicar una capa protectora de óxido con una baja solubilidad o cubierto con un material que

sea insoluble.

Recubrir un metal de base con níquel, aluminio o capas con estructura perovskite (cualquier

material con la estructura cristalina del óxido de calcio titaneo). [Liu, 2015]

Añadir un metal a la sal para que reaccione con los cationes. Ésta sustancia se comporta como

un protector del cátodo, asegurando que la corrosión del aditivo sea más favorable que la

corrosión del acero de la estructura.

4 SISTEMAS EXPERIMENTALES Y MODELOS

DE SIMULACIÓN

En este apartado se va a prestar una especial atención a los principales avances que se están llevando

a cabo en la tecnología de CSP asociada a un sistema LHTES. A nivel institucional, son numerosas

las instituciones que están desarrollando éstas tecnologías para hacerlas viables y reducir el coste

general de producción de electricidad.

Empezando por el departamento de energía de los Estados Unidos, el cual financia importantes

proyectos a nivel institucional, al igual que importantes empresas del sector. Proyectos conjuntos

llevados a cabo entre empresas y universidades que tienen como principal objetivo la reducción de

costes de producción de electricidad y de la tecnología empleada en la construcción de la planta.

Éstos desarrollos incluyen técnicas de mejora de la transmisión de calor al medio de

almacenamiento, mejorar el uso y la fabricación de los tanques de almacenamiento, así como la

integración óptima entre las centrales CSP y los sistemas de almacenamiento térmico, consiguiendo

así optimizar el proceso, mejorando la rentabilidad de las centrales.

4.1 Análisis de la eficiencia de los sistemas LHTES

Antes de comenzar a mostrar las tendencias actuales, los principales estudios en desarrollo y las

predicciones futuras, es necesario introducir un apartado que establezca los principios tanto a nivel

energético como exergético que definen este tipo de tecnología.

La energía que finalmente libera el tanque de almacenamiento será inferior al total de energía

suministrado al mismo. Siempre hay un porcentaje de la energía que se pierde y no puede ser

aprovechado. De ahí se observa la importancia de reducir lo máximo posible este tipo de pérdidas.

Por ello, es necesario describir los principales tipos de eficiencia que podemos encontrar en un sistema

de este tipo. La eficiencia de un sistema de almacenamiento de energía se suele diferenciar en 3 tipos

fundamentales, además de otro tipo añadido

-Eficiencia de carga. Se refiere a la relación entre a energía suministrada al sistema y la que realmente

almacena en su interior.

𝜂𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 =𝐸𝑎𝑙𝑚𝑎𝑐𝑒𝑛𝑎𝑑𝑎

𝐸𝑠𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑠𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎

-Eficiencia de descarga. Hace referencia a la relación entre la energía almacenada en el sistema y la

energía que realmente llega al exterior a la salida del proceso.

𝜂𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 =𝐸𝑙𝑖𝑏𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎

𝐸𝑎𝑙𝑚𝑎𝑐𝑒𝑛𝑎𝑑𝑎

-Eficiencia total, del ciclo de carga-descarga. Relación entre la energía suministrada inicialmente al

sistema de almacenamiento y la energía que dicho sistema libera posteriormente y puede ser

aprovechada.

𝜂𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝐸𝑙𝑖𝑏𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎

𝐸𝑠𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑠𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎=

∫ 𝜌𝑓𝐶𝑓𝑡𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

0[𝑇𝑓(𝑧 = 𝐻, 𝑡) − 𝑇𝐿]𝑑𝑡

𝜌𝑓𝐶𝑓(𝑇𝐻 − 𝑇𝐿) · 𝑡𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

-Eficiencia almacenada. Diferencia entre la energía almacenada en el sistema entre el momento de

carga y el de descarga, en relación con la energía almacenada inicial. Para este cálculo se emplea la

relación entre las entalpías de las sustancias utilizadas como PCM.

𝜂𝑎𝑙𝑚𝑎𝑐𝑒𝑛𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 =𝐸𝑎𝑙𝑚𝑎𝑐.𝑖𝑛𝑖 − 𝐸𝑎𝑙𝑚𝑓𝑖𝑛

𝐸𝑎𝑙𝑚𝑎𝑐.𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙=

∫ [ℎ𝑟(𝑧, 𝑡 = 𝑡𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎) − ℎ𝑟(𝑧, 𝑡 = 𝑡𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎)𝐻

0]𝑑𝑧

∫ [ℎ𝑟(𝑧, 𝑡 = 𝑡𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎)]𝑑𝑧𝐻

0

Sin embargo, el estudio de la eficiencia energética para un sistema del que queremos obtener trabajo

mecánico no es lo más óptimo, será más útil el estudio exegético del sistema, el cual permitirá obtener

conclusiones y resultados de mayor relevancia.

4.2 Análisis exergético de los sistemas LHTES

Un análisis exergético se basa en los principios de conservación de la masa y de la energía y en la

segunda ley de la termodinámica para determinar el trabajo útil que puede obtenerse de una

determinada cantidad de energía. Pone de relevancia las posibles ineficiencias del sistema estudiado.

Desde los años 80 hasta ahora son muchos los estudios que se han llevado a cabo sobre este tema en

concreto, buscando todos ellos optimizar los sistemas de transferencia y almacenamiento de la energía.

Dependencia con la temperatura

Como primera conclusión de dichos estudios, se establece que para los sistemas PCM, la temperatura

de cambio de fase que maximiza la exergía recuperada es igual a la media entre la temperatura del

entorno y la temperatura del fluido caliente durante el proceso de carga.

𝑇𝐶𝐷𝐹_𝑒𝑥𝑒𝑟_𝑚𝑎𝑥 =𝑇𝑒𝑛𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 − 𝑇𝐻𝑇𝐹_𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

2

También hay que tener en cuenta el tiempo de carga y descarga de los sistemas PCM para tratar así de

buscar el óptimo. Por ejemplo, para PCM de sales fundidas, las temperaturas óptimas de cambio de

fase de 475ºC y 715ºC necesitan de un fluido proveniente del campo solar a temperaturas de 560ºC y

800ºC, respectivamente. [Ben Xu, 2015]

Este rango de temperaturas elegido no es para nada arbitrario ya que hay que tener en cuenta una serie

de factores y buscar una solución de compromiso a la hora de elegir la temperatura del fluido caliente

en relación con el punto de fusión del material PCM empleado.

En una primera aproximación, parece lógico pensar que, para minimizar la generación de entropía,

aproximar lo máximo posible la temperatura del fluido caliente a la temperatura de cambio de fase del

PCM utilizado sería la solución óptima. Sin embargo, pequeñas diferencias de temperatura entre

ambas sustancias causarían peores transferencias de calor.

Dependencia con el flujo (número de Re)

El flujo de la sustancia caliente también influye decisivamente en el nivel de la eficiencia exergética.

La diferencia entre la temperatura de entrada y salida del fluido proveniente del campo solar decrece

conforme el número de Reynols se incrementa. Menores diferencias de temperatura, como se ha dicho,

reducirán la entropía a la vez que la cantidad de energía transferida entre HTF y PCM. De este modo,

aumentando el número de Reynols se consigue un aumento de la exergía, sin embargo, también lleva

asociado un aumento de las pérdidas de carga, relacionada con la presión del sistema. Otra vez más

será necesario buscar un compromiso entre ambos extremos y calcular unos valores óptimos para este

número. En concreto, el valor que debe tomar el número de Reynols, dependerá del sistema concreto

y de la forma de encapsulamiento, entre otros muchos factores.

Dependencia con respecto a las ineficiencias del sistema

Por otro lado, otro grupo de estudios están dirigidos a minimizar la generación de entropía del sistema

durante el proceso de carga y descarga o maximizar la exergía obtenida durante la descarga. Para ello,

plantean el uso de sistemas PCMs en cascada que consigan mejor aprovechamiento de la energía,

reduciendo las ineficiencias.

A modo de ejemplo, se expone el caso concreto del estudio realizado sobre una planta de

concentradores solares de tipo parabólico situada en Irán [Mahfuz, 2013]. Sobre dicha planta se ha

llevado a cabo un estudio de la eficiencia tanto desde el punto de vista energético como exergético. Se

resumen a continuación las principales conclusiones del estudio, en relación con los PCM:

-La eficiencia energética del sistema cilindro parabólico es del entorno del 30%, mientras su eficiencia

exergética apenas se acerca al 10%.

-El hecho de combinar, tal y como se muestra en la siguiente figura, un sistema de colector cilindro

parabólico con un almacenamiento PCM permite mejorar el funcionamiento del sistema, pudiendo

distribuir la energía producida adaptándose a la demanda. Desde el punto de vista de la eficiencia, se

establece en dicho estudio que se puede llegar en un futuro próximo al 30% de eficiencia exergética.

-El estudio se llevó a cabo utilizando materiales PCM, concretamente H190 (191ºC Temperatura de

fusión) y H250 (254ºC), consiguiendo aumentos de la eficiencia exergética del 17% y del 21%

respectivamente. Por último, se establece que, mediante el uso de PCM con mayores temperaturas de

cambio de fase, se conseguirán mayores niveles de eficiencia, hasta llegar a un punto óptimo.

Figura 4.1. Diagrama de un sistema PCM de almacenamiento en una planta solar. [Liu, 2015]

Comparación entre sistemas de almacenamiento latente y sensible.

Desde el punto de vista energético y exergético, se han realizado varios estudios que comparan las

propiedades de los SHTES y LHTES. De estos estudios se obtuvo que, para un sistema de lecho de

material, el uso de SHTES proporcionaba mejores valores exergéticos que LHTES para condiciones

similares de temperatura y velocidad del HTF y tamaño de las partículas o capsulas que formaban el

lecho.

Los resultados concretos son los que se observan en la figura, en la que se observa cómo con

almacenamiento sensible se puede conseguir alta densidad energética y alta recuperación exergética

de forma simultánea, mientras que con el PCM es difícil alcanzar ambos objetivos a la vez. Otra

conclusión obtenida es que el PCM es más útil cuanto más necesaria sea una temperatura cerca de la

temperatura de fusión de dicho material.

Figura 4.2 Comparación entre la energía recuperada para el caso de usar PCM o almacenamiento

sensible.

A pesar de estas conclusiones, no se puede decir simplemente que LHTES en lecho no es un sistema

de almacenamiento tan bueno como un lecho de SHTES, debido a que la tecnología LHTES aún no

está tan desarrollada y necesita de una mayor optimización para conseguir alta eficiencia en el

almacenamiento de energía en forma de lecho. Idealmente, los sistemas LHTES pueden llegar a

exergías del 95% en el proceso de carga y descarga.

4.3 Métodos para el aumento de la transferencia de calor.

En este apartado se van a resumir los principales métodos para aumentar la transferencia de calor, uno

de los factores más importantes junto al económico, que condicionan el uso de ésta tecnología a nivel

comercial.

Uso de aletas y superficies extendidas

Para obtener mayor superficie de transferencia en sistemas LHS y mejorar su funcionamiento, el uso

de aletas o superficies extendidas puede ser una buena opción. Dicho uso ha sido muy desarrollado en

los estudios y es una tecnología muy madura a día de hoy. El desarrollo de sistemas que utilizan aletas

o encapsulado permite reducir la distancia que existe entre el HTF y cualquier parte del PCM, lo cual

mejora la trasferencia de calor. Tal y como se mostró en el punto 3, los sistemas de encapsulado se

utilizan habitualmente en rangos menores de temperatura con derivados del petróleo, sin embargo, es

posible encapsular PCM con temperaturas de fusión por encima de 200ºC, aunque requiere de un

material de encapsulado y proceso de fabricación costoso. Además, en las cápsulas hay que tener en

cuenta la expansión del PCM durante el cambio de fase, debiendo dejar alrededor de un 20% del

volumen libre para la expansión.

Figura 4.3. Sistema de almacenamiento tipo tubería rellena de PCM

Una de las soluciones más utilizadas habitualmente para este tipo de sistemas es la mostrada en la

figura anterior, en la cual se disponen aletas de forma perpendicular a la tubería por la que circula el

fluido caliente. Dichas aletas deben ser de un material con gran capacidad para transmitir calor, como

pueden ser aluminio, grafito, acero o cobre. Las propiedades conductoras, de baja densidad y

resistencia a la corrosión de las sales de nitrógeno del grafito hace que éste haya sido el material más

utilizado a nivel experimental. Con respecto al aluminio, se ha estudiado su utilidad en sistemas en los

que no se superen los 400ºC, ha sido probado durante más de 400h con NaNO3 sin encontrarse signos

de corrosión [Steinmann, 2009]. En el caso del acero también se ha probado su utilidad, sin embargo,

es necesario mayor volumen de aletas para conseguir el mismo nivel de intercambio energético que

en el caso del grafito, aumentando de este modo el coste de esta solución.

PCM incrustado en matrices porosas

Son varios los estudios que se han realizado sobre las propiedades de matrices porosas, tanto de

materiales metálicos como de materiales naturales porosos, como el grafito. A continuación, se van a

describir los estudios más representativos al respecto y sus principales conclusiones:

Fiedler et at. Realizaron una comparación entre el uso de matrices de cobre o de aluminio.

Como resultado obtuvieron que las matrices de cobre tenían un 80% más de conductividad

térmica que aquellas de aluminio. Además, destacan en sus conclusiones cómo es posible

aumentar aún más dicha conductividad mediante el uso de matrices de cobre con una capa

superficial de polvo de diamante.

Mesalhy et al. centraron su estudio en matrices porosas con PCM, concluyendo que en

matrices poco porosas se consigue una alta efectividad en la conductividad térmica,

mejorando el funcionamiento del sistema. Sin embargo, esto no ocurre así debido a que un

bajo nivel de porosidad dificulta la convección natural del PCM líquido. Por tanto, es

necesario obtener un punto óptimo de funcionamiento entre transferencia de calor y mejora

del funcionamiento global.

Krishnan et al. realizó un estudio similar, utilizando espuma metálica impregnada de PCM,

concluyendo que la matriz porosa debe tener gran conductividad térmica además de suficiente

porosidad para obtener el mejor funcionamiento posible del sistema.

Poncemin et al. centró su trabajo en la aplicación de grafito a este ámbito. Como tantos otros

estudios de los que se ha comentado a lo largo de este documento, el grafito, gracias a sus

propiedades térmicas y de bajo nivel de corrosión, se ha convertido en uno de los materiales

más estudiados como solución a los bajos niveles de transferencia de calor de la mayoría de

PCM. El uso de compuestos PCM-grafito ha sido estudiado por este autor, en concreto sales

eutécticas con grafito. Debido a la viscosidad de la sal y a la densidad similar entre ambos, se

obtiene una mezcla bien distribuida de grafito y sales, obteniendo grandes propiedades

térmicas. Sin embargo, éste método es costoso debido al alto punto de fusión del PCM y a

limitaciones de seguridad y corrosión en el sistema.

Pincemin et al. también centró su trabajo en el uso del grafito, pero haciendo un estudio sobre

la influencia del tamaño de la partícula de grafito incluida en el material compuesto. La

conductividad térmica del material resultante dependerá así de la cantidad de grafito utilizado,

así como del tamaño de las partículas empleadas. Como resultado se obtuvo que para un gran

porcentaje de grafito en la mezcla se debía utilizar un mayor tamaño de partículas. Sin

embargo, partículas de menor tamaño proporcionan una mayor capacidad de

almacenamiento, conforme se aumenta la cantidad de grafito. Además, éste compuesto tiene

un punto de fusión congruente, consiguiendo así una operación de carga y descarga

aproximadamente isoterma. Sin embargo, hay que tener en cuenta que pequeños niveles de

impurezas podrían causar problemas de estrés mecánico debido a fuga de sales.

Partículas de alto nivel de conducción dentro del PCM

Aunque la solución de compuestos PCM-grafito ofrece múltiples ventajas, tiene el inconveniente de

que necesita de numerosos procesos químicos y térmicos para conseguir dicho compuesto, lo cual

aumenta el coste de fabricación. También, la necesidad de elegir una matriz porosa óptima para cada

desarrollo a utilizar y materiales a emplear aumenta la complejidad del punto anteriormente expuesto.

Como método más simple y con buenas propiedades encontramos como solución el hecho de incluir

partículas metálicas de alta conductividad en la base de PCM. El estudio realizado por Metawee and

Assassa, llevando a cabo experimentos para investigar las mejoras obtenidas al usar partículas de

aluminio dispersas en el sistema de almacenamiento PCM de una planta solar de concentración.

Como resultado, este estudio consiguió aumentar la conductividad térmica de modo que el tiempo de

carga disminuyó un 60% en comparación con el tiempo de carga del PCM puro. Durante la descarga

el efecto es más pronunciado y más homogéneo. Para evaluar el beneficio global, se calculó la

eficiencia del sistema. Se produjo un aumento desde el 55% de eficiencia de puro PCM hasta el 94%

de eficiencia del PCM compuesto. Sin embargo, es necesario probar este método en sistemas a

mayores temperaturas de funcionamiento antes de poder concluir que es posible su asociación a

sistemas CSP de altas temperaturas.

Uso de múltiples PCM.

Ésta es una de las técnicas más interesantes para mejorar el funcionamiento de los sistemas PCM. Ya

en el segundo apartado de este documento se ha comentado sobre el uso de sistemas que combinan

almacenamiento en forma de calor sensible y varios módulos de almacenamiento en forma de calor

latente. También, en el siguiente apartado se mostrarán proyectos concretos que utilizan múltiples

PCM para mejorar el funcionamiento de ésta tecnología de almacenamiento.

El uso de varios PCM se basa en que la unidad de almacenamiento está dividida en varias zonas, cada

una con un PCM distinto con un punto de fusión diferente, ya que la transferencia de calor depende

fundamentalmente de la diferencia de temperatura entre el HTF y el punto de fusión del PCM.

De este modo, si se emplean varios PCM con diferentes puntos de fusión ordenados según dichas

temperaturas, se conseguirá una diferencia de temperatura aproximadamente constante durante el

proceso de carga o descarga, incluso cuando la temperatura del HTF cambia. Esto lleva a una

transmisión constante de energía térmica tanto durante la carga como durante la descarga, momento

en el cual la dirección del fluido se invierte para aprovechar las ventajas del uso de múltiples PCM

también durante la descarga.

Muchos estudios se han centrado en estos métodos, tal y como se describe en el siguiente apartado,

pero a modo introductorio, resumimos algunos otros proyectos llevados a cabo con múltiples PCM.

Farid and Kanzawa desarrollaron un sistema de tres PCMs contenidos en cápsulas cilíndricas

y utilizando aire como HTF consiguieron un aumento del 10% en la transferencia de calor.

Fang and Chen centraron su estudio en los resultados de distintas combinaciones de

materiales con cambio de fase y sus diferentes puntos de fusión. Los resultados indican la

influencia entre la proporción de cada PCM y sus puntos de fusión. De este modo, la

proporción óptima de material situado en el centro aumenta con el incremento de la diferencia

del punto de fusión entre los PCM. Así si la diferencia de temperaturas de fusión es elevada,

se deberá utilizar mayor cantidad de material en la zona central para obtener un buen

funcionamiento del sistema.

Como conclusión de este sub-apartado destacar el hecho de que la mayoría de estudios sobre este tema

se centran en esta serie de aspectos y utilizan simultáneamente aletas y múltiples PCM para conseguir

así un funcionamiento lo mejor posible del sistema de almacenamiento. Ésta combinación es óptima

ya que el uso de aletas, por ejemplo, puede servir también como separador entre los distintos

recipientes de PCM. Sin embargo, es necesario un estudio pormenorizado de cada situación para elegir

adecuadamente el número y material de las aletas, así como los PCMs elegidos cuidadosamente para

obtener el mejor funcionamiento posible del sistema de almacenamiento.

4.4 Estudios y prototipos innovadores relacionados con la tecnología LHTES aplicada a plantas de concentración solar.

Este apartado está destinado a describir algunos sistemas novedosos que emplean tecnología LHTES

de forma satisfactoria. Aunque anteriormente, al final del punto 2 y en el punto 3 del presente

documento se han expuesto una serie de experimentos, prototipos y cálculos teóricos, es en este

apartado cuando se va a explicar detalladamente algunos de los sistemas de almacenamiento de calor

latente más relevantes.

Sistema experimental de almacenamiento con varios PCM en cascada

Los sistemas de almacenamiento de calor latente utilizando varios PCM en serie son una configuración

cada vez más estudiada, ya que ofrecen una buena solución a cada situación de almacenamiento,

eligiendo los materiales necesarios en función de las temperaturas de la planta en concreto. De este

modo la transferencia de calor se ve incrementada, al adaptarse al rango concreto de temperaturas del

HTF. De este modo se consigue mantener aproximadamente constante la diferencia de temperatura

entre el fluido caliente y el material PCM, cada uno con un punto de fusión diferente. El texto de

[Cárdenas, 2013] incluye propiedades termo físicas de gran cantidad de PCM útiles en aplicaciones

solares térmicas de concentración. A continuación, se detallan dos proyectos llevados a cabo que

desarrollan ésta tecnología de PCM en cascada, permitiendo obtener un estudio detallado de sus

propiedades, beneficios e inconvenientes.

4.4.1.1 Caso asociado a una planta termosolar de tipo parabólico.

Los sistemas de almacenamiento de energía utilizando varios tipos de PCMs con diferentes

temperaturas de fusión es otra solución atractiva para aumentar la transferencia de calor. Como ventaja

destacar que ofrecen una gran eficiencia energética y exergética en comparación con los sistemas que

utilizan un solo tipo de PCM.

En este tipo de sistemas, varios módulos, rellenos de diferentes PCM con diferentes puntos de fusión

consiguen minimizar la cantidad necesaria de material de almacenamiento, optimizando así la

cantidad de material usada.

Figura 4.4 Secuencia de un sistema de carcasa y tubos con varios PCMs. Dirección del flujo de carga

y de descarga. [Cárdenas, 2013]

El documento analiza teóricamente y experimenta fundamentalmente con PCM de tipo sales de

nitratos y simula mediante el software Dymola/Modelica diferentes configuraciones en cascada. En

primer lugar, establece las ventajas económicas del uso de un sistema PCM en cascada, aunque todavía

no se trate de una tecnología desarrollada, en comparación con el almacenamiento en dos tanques de

sales fundidas o calentando bloques de hormigón.

A continuación, el documento desarrolla experimentos y estudios llevados a cabo desde 1991 en esta

área de los PCM en cascada, partiendo de las siguientes hipótesis:

El material de cambio de fase se considera una masa agrupada con una temperatura uniforme

en toda la sustancia.

El coeficiente global de transmisión de calor se considera independiente del tiempo y de la

posición axial a lo largo del sistema de almacenamiento en cascada

Se supone que todas las secciones de PCM agotan la energía que pueden ceder al mismo

tiempo (se solidifican por completo)

El rango de temperaturas de cambio de fase y calor de fusión a elegir es muy amplio. No se

tiene en cuenta que determinados PCM podrían no ser de uso realmente factible debido a que

pueden reaccionar con las sustancias que lo rodean y producir problemas de impurezas o

corrosión.

Figura 4.5 Diagrama simplificado del sistema de pruebas. Tanto del modelo A como del modelo en

cascada, B, el cual se ve en la imagen de la derecha. [Liu-CLHS, 2015]

Este documento también hace una comparación con un sistema de sales fundidas de dos tanques y

tipo indirecto, en concreto, con el sistema de almacenamiento de la planta Andasol, situada en la

provincia de Granada. Esta central parabólica termosolar utiliza un sistema de dos tanques indirectos

de una capacidad de 875mWh térmicos (26000 toneladas) de sales fundidas, mezcla de NaNO3/KNO3,

funcionando en un rango de temperaturas de 292-384ºC. Este documento establece cómo, utilizando

un sistema de PCM en cascada se podrían obtener los siguientes beneficios:

Reducir a 22000 to la necesidad de material de almacenamiento, reduciendo de manera

importante los costes iniciales de la central

A pesar del aumento de los intercambiadores de calor empleados para esta nueva tecnología,

no se incrementa en gran medida el coste ya que evitamos el uso de dos bombas de sales

fundidas.

El sistema cede energía a una temperatura de salida constante, con los beneficios que ello

supone a nivel de diseño y de generación de vapor

Todo ello sería posible estableciendo como premisa que se alcancen los 2 W/mK de transferencia de

energía térmica.

Como conclusión, este estudio ha comparado los efectos y beneficios del uso de un sistema de varios

PCM en cascada frente al uso de un solo tipo. Se consigue de este modo unas temperaturas a la salida

más uniformes, así como un mejor aprovechamiento de los cambios de fase producidos, pasando de

solidificarse en la descarga solo un 2% en el caso de usar un PCM a conseguir un 67% de solidificación

en el caso de tres PCM. Posteriores trabajos establecieron también en este ámbito como la

transferencia de calor durante el proceso de carga y descarga es hasta un 10% mayor en el caso de usar

tres PCM frente al caso de un solo PCM. También la eficiencia, tanto energética como exergética se

ven aumentadas, llegando a aumentar entre un 13-26% la eficiencia energética en comparación con

un sistema de un solo PCM. [Liu-CLHS, 2015]

El proyecto aquí descrito ha empleado varios tipos de PCM, pero propone como mejoras futuras, el

desarrollo de más tipos de PCM con bajos niveles de corrosión y rango de temperaturas adecuado.

También establece la necesidad de aumentar la transferencia de calor de los PCM hasta un nivel

aproximado de 2 W/mK

4.4.1.2 Caso de carcasa y tubos asociado a una planta de torre central y heliostatos.

En los últimos años se han llevado a cabo numerosos estudios con motivo de desarrollar un ciclo de

Brayton usando dióxido de carbono a temperatura supercrítica (s-CO2), debido a la mayor eficiencia

frente al ciclo habitual. Esto cobra especial importancia en las centrales CSP, pudiendo convertirse en

el futuro fluido de trabajo de las turbinas. El uso de sistemas de almacenamientos asociados de tipo

PCM tiene como ventajas una mayor densidad energética, así como un rango de temperaturas

adecuado para el s-CO2. Éste documento propone el uso en casada de varios PCM en cascada,

utilizando un intercambiador de carcasa y tubo hecho con acero inoxidable, permitiendo así su

aplicación a un sistema que utilice dióxido de carbono supercrítico.

Figura 4.6 Diagrama esquemático de una planta termosolar de torre con un sistema de

almacenamiento asociado tipo PCM en cascada. [Liu-CLHS, 2015]

El estudio presenta un diseño en cascada que permite un almacenamiento de 6h para una central solar

de torre y heliostatos de 50MWh, usando dióxido de carbono como HTF. Utiliza una configuración

de carcasa y tubo con material PCM al otro lado de los tubos, ya que asegura que es la configuración

más prometedora para los sistemas de almacenamiento de energía latente con gran eficiencia. Utiliza,

el método ε-NTU para estimar el tamaño y diámetro de los tubos, así como métodos CFD de modelado

en tres dimensiones, mediante el software ANSYS. Todo ello para conseguir una simulación detallada

del proceso de transferencia de calor durante la carga y la descarga.

En la siguiente tabla se observan los parámetros de diseño del sistema de almacenamiento simulado.

En comparación con los sistemas de almacenamiento de sales fundidas y vapor como HTF tiene un

menor rango de temperatura útil, lo cual beneficia el uso de PCM, donde la componente latente del

almacenamiento es muy importante, manteniendo una temperatura más estable durante la mayoría del

proceso.

Tabla 4.1 Especificaciones concretas del sistema de almacenamiento. [Liu-CLHS, 2015]

Como observamos en la siguiente imagen, se representa el sistema de almacenamiento empleado en

el cual se han utilizado tubos de acero, comparándose entre AISI 316, de menor coste, pero buenas

propiedades ante la corrosión y AISI 446, que resultó ser el que mejores propiedades ofrece gracias a

su resistencia a la deformación fluida (creep) y a las altas temperaturas que se producen en el interior

del almacenador. Teniendo en cuenta las propiedades de ambos materiales y las duras condiciones a

las que iban a ser sometidos, decidieron emplear tuberías de 12 mm con espesor de 5mm en caso del

AISI 316 y de 1mm en caso del AISI 446, lo cual permite emplear en el segundo caso una cantidad

mucho menor de material, lo cual será un factor clave para la elección de este acero.

Figura 4.7 Tanque con intercambiador de carcasa y tubos en forma de U, relleno de PCM. [Liu-

CLHS, 2015]

Aunque el objetivo principal del estudio era el uso de un sistema de PCM en cascada, se ha simulado

tanto un sistema de tres diferentes PCM como de un solo PCM y se ha realizado una comparación

entre ambos. Los tres PCM se han elegido con las mismas propiedades, tal y como se observa en la

siguiente tabla. Los tres están formados por una mezcla eutéctica en diferentes proporciones de

Carbonato de sodio, carbonato de potasio y carbonato de litio (Na2CO3/K2CO3/Li2CO3)

Tabla 4.2 Propiedades termo-físicas de los tres PCM seleccionados.

Sin embargo, se diferencian en los puntos de fusión, siendo respectivamente de 550ºC, 492ºC y 433ºC,

consiguiendo así una diferencia de 59ºC entre cada bloque de PCM. Se ha llevado a cabo una

simulación CFD en tres dimensiones, la cual ha sido en anteriores estudios validada como apta para

este tipo de aplicaciones. Se han llevado a cabo simulaciones tanto del proceso de carga como el de

descarga obteniéndose los resultados que posteriormente se resumen en el final de este apartado, en

las conclusiones del estudio. Es de especial relevancia la modelación en CFD de los PCM ya que se

han creado dos modelos diferentes, por un lado, un sistema con un solo PCM y otro grupo de

simulaciones empleando un modelo de tres PCM. Éstos se han modelado como una mezcla

homogénea de sólido y líquido con una temperatura de saturación que coincide con la temperatura de

cambio de fase decidida en el estudio. Esta decisión se ha tomado gracias a los estudios realizados en

trabajos anteriores, encargados de validar el uso de sistemas C

Figura 4.8 Detalles de un modelo simplificado de tanque con tubos para (a) un PCM (b) varios

PCMs [Liu-CLHS, 2015]

En la siguiente figura se observa el proceso de cambio de fase de sólido a líquido durante la carga, en

diferentes secciones del sistema de tuberías y a diversos instantes de tiempo durante el proceso. La

figura muestra cómo la fracción líquida alrededor del tubo es aproximadamente constante a lo largo

del tiempo y en todas las secciones, llegando a un punto a las 5 horas de carga en el cual el rendimiento

cae notablemente. Resaltar que se trata de una simulación realizada en ANSYS, teniendo en cuenta

que el flujo de calor se distribuye en una dirección y que el método ε-NTU representa adecuadamente

esta situación con cambio de fase. A partir de la última imagen tomada, el rendimiento general del

sistema disminuye drásticamente, provocando que sea necesario optimizar el proceso de carga y

descarga para evitar estas zonas de bajo rendimiento.

Figura 4.9 Secciones transversales de un sistema PCM en diferentes momentos del cambio de fase

para diferentes puntos del almacenador. Rojo indica líquido y azul indica sólido. [Liu-CLHS, 2015]

Como conclusión destacar como este Proyecto ha llevado a cabo un diseño de un sistema de

almacenamiento con PCM en cascada apto para el uso en un ciclo con dióxido de carbono supercrítico.

Se ha usado para la simulación de puntos finitos (CFD), el método ε-NTU. Consiguiendo hallar la

transferencia de energía en el interior de los tubos con forma de U y comprobando cómo el método e

usar varios PCM en cascada es necesario para extraer de manera efectiva el calor sensible del fluido

de trabajo.

Este trabajo concluye exponiendo cómo al aumentar la resistencia del acero empleado conseguimos

un menor uso de material, comparando acero AISI 316 y AISI 446, por el cual finalmente se decantan

(mayor resistencia a las deformaciones). También concluye cómo, al aumentar el número de PCM en

serie conseguimos una mayor efectividad, llegando a un punto óptimo, a nivel de simulación.

Sin embargo, ésta tecnología requiere de futuros estudios, así como prototipos preliminares antes de

poder ser comercializadas ya que es necesario entender la gran complejidad de este tipo de sistemas y

optimizar todas las variables que tienen influencia en el proceso.

Modelado matemático y simulación de un sistema LHTS

En este apartado se va a desarrollar un modelo matemático básico que estudia la transferencia de

energía térmica entre el PCM y el HTF durante el proceso de carga y descarga, con el objetivo de

comprender la dependencia con el tiempo del incremento de temperatura del HTF.

En este caso se ha optado por un modelo unidimensional, con objetivo de facilitar la comprensión del

modelo y dejando claro que serían posibles otros modelos más complejos y precisos que describan el

funcionamiento del sistema.

En primer lugar, se toma como modelo de análisis un tanque relleno de PCM encapsulados, tipo lecho,

a través del cual circula el HTF. Para el correcto desarrollo de dicho modelo matemático es necesario

partir de las siguientes hipótesis [Ben Xu, 2015]:

Existe una distribución radial uniforme del flujo y del material de relleno, a lo largo del tanque

de almacenamiento.

Las cápsulas tienen contacto puntual entre ellas, por tanto, la transmisión de calor entre

cápsulas es despreciable.

En el HTF, el calor transferido por conducción en la dirección axial es despreciable, en

comparación con el calor transferido por convección

Cuando la cápsula tiene un número de Biot menor que 0.1, el método de cálculo simplificado,

considerando resistencias térmicas puede ser aplicado, sin embargo, para números de Biot

mayores, dicha técnica debe ser corregida mediante el uso de unos coeficientes para calcular

mejor el calor transferido por convección entre el fluido y las cápsulas.

Recordar que el número de Biot se define como un número adimensional que relaciona la

trasferencia de calor por conducción dentro de un cuerpo y la transferencia de calor por

convección en la superficie del mismo. La fórmula se describe a continuación, siendo h el

coeficiente de película, L la longitud característica (Volumen/superficie) y k la conductividad

térmica del material interno.

𝐵𝑖 =ℎ𝐿

𝑘

Se asume que el PCM es homogéneo e isotrópico y que, al no existir impurezas en el material,

el cambio de fase se produce de forma isoterma

La pérdida de energía entre el tanque de almacenamiento y el ambiente se considera

despreciable.

La existencia de convección natural en el líquido viene determinada por el número de

Rayleigh (Ra). Debido al pequeño tamaño de las cápsulas, el número de Rayleigh en el PCM

líquido es suficientemente bajo como para considerarlo despreciable, así sucederá en el

presente estudio, sin embargo, el modelo 1D presentado seguirá contando con los términos

de convección natural, por si fuera necesario aplicar dicho modelo a otro caso en el que sí

influya la convección natural.

Cuando no se produce cambio de fase, las ecuaciones de balance de energía para el HTF y las

cápsulas son las siguientes:

(1, 2)

Donde h es el coeficiente de transferencia de energía Ss se define como la superficie de

transferencia por unidad de longitud del tanque, ε es la porosidad del lecho de cápsulas, U es la

velocidad del fluido HTF y R el radio del tanque de almacenamiento

De acuerdo con la relación de Colburn, el coeficiente de transferencia para un sistema de lecho se

calcula como

,

donde

En el caso que se esté produciendo un cambio de fase, las ecuaciones que gobiernan el sistema

son las siguientes

(3,4)

Donde Tm es la temperatura de fusión del PCM, Γ es el calor latente de fusión, y Φ es el porcentaje

de fusión ( significando Φ=1 todo en estado líquido).

La entalpía de las cápsulas se incluye mediante la siguiente fórmula, que tiene en cuenta el estado

transitorio para un modelo 1D

(5)

La relación entre la entalpía y la temperatura de las cápsulas se define por las siguientes ecuaciones

de estado.

(6)

La solución a las ecuaciones anteriores sólo necesita de las condiciones de temperatura del fluido

y el sólido en el tanque y la temperatura del fluido que entra al mismo.

Ésta metodología puede ser extensible a casos en los que el PCM está en cilindros, carcasas, o en

otro tipo de geometría, teniendo en cuenta los valores de porosidad del sistema.

Si dado el caso, no se cumple la cuarta hipótesis y el valor del Biot es mayor a 0.1, se debe sustituir

en el resto de ecuaciones el valor del coeficiente de película, h, por un coeficiente modificado heff

para cápsulas esféricas.

Por otro lado, si es necesario tener en cuenta la convección natural, la siguiente fórmula la tiene

en cuenta durante el proceso de fusión utilizando la conductividad térmica de la fase líquida del

PCM.

(7)

Donde fi es la fracción líquida, ks es la conductividad térmica de la fase sólida y ke es la

conductividad térmica efectiva de la fase líquida del PCM, la cual tiene en cuenta el efecto de la

convección natural en la transferencia de calor durante el proceso de fusión. Su expresión es la

siguiente.

(8)

Donde kl es la conductividad térmica del PCM en fase líquida, Ra es el número de Rayleigh, C es

una constante que vale 0.05, n es una constante 0.25, δ es el espesor de la fase líquida, l es el

espesor del PCM y m es una constante que vale 1

Por último, con respecto a los modelos 2D y 3D, al tener en cuenta más factores y métodos de

transmisión de la energía, su complejidad aumenta en gran medida y es necesario el uso de

software especializado de CFD (dinámica de fluidos computacional), como ANSYS Fluent,

siendo éste el motor de algunas simulaciones realizadas sobre este tema, como la del equipo de

MacPhee and Dincer. El desarrollo de este tipo de estudios llevará a análisis cada vez más realistas

y exhaustivos en los que se tengan en cuenta actuales simplificaciones realizadas, como considerar

el cambio de propiedades termo físicas del PCM a lo largo del rango de 150ºC aproximadamente

que varía su temperatura a lo largo de los ciclos de carga y descarga.

Integración de una tecnología LHTES junto a un Sistema de almacenamiento termoclino, en una central termosolar de concentración.

La tecnología de almacenamiento en sistemas termoclinos, tal y como se ha descrito en el punto 2 de

este documento, utiliza un solo tanque en el cual se encuentran tanto el fluido caliente como el frío.

Esto tiene como ventaja una disminución de los costes de hasta un 35% frente a los sistemas de dos

tanques actualmente en uso [Kuravi, 2013].

Basa su funcionamiento en un único tanque en el cual se encuentran por igual el fluido a mayor

temperatura y el fluido a menor temperatura, encontrándose separados debido fundamentalmente a la

diferencia de densidades debido a las dos temperaturas. Sin embargo, para asegurar la correcta

distribución de temperaturas y la transmisión de calor se suelen añadir a estos tanques termoclinos un

material de relleno, que puede ser un lecho de roca con cierta proporción de material del tipo PCM. El

hecho de añadir este relleno al tanque, en su mayoría sólido, reduce la convección natural dentro del

tanque, ayudando a mantener el gradiente de temperaturas. Como se observa en el siguiente apartado

de este texto, el precio aproximado de los materiales con cambio de fase es realmente asequible,

proporcionando una serie de ventajas sin incrementar demasiado el coste de la instalación.

Durante la descarga del tanque, la temperatura que éste proporciona, en el caso de sistemas CPS de

tipo parabólico, debe estar por encima de la temperatura de corte mínima que soporta el sistema. Esto

se estudia en varios documentos [Ben Xu, 2015], probando sistemas termoclinos en los cuales al lecho

de roca se le añade una proporción de material PCM con temperatura de cambio de fase similar a la

temperatura de corte de la central, permitiendo ceder energía de forma más estable durante todo el

proceso, tal y como se observa en la siguiente gráfica, donde se ve cómo la temperatura se mantiene

constante durante mayor tiempo, proporcionando así mejores condiciones para el proceso de

obtención de energía térmica. Además, la energía térmica que quedase por debajo del mínimo para

producir electricidad, podría ser usada, según estos estudios, para precalentar el sistema en la siguiente

jornada.

Figura 4.10. Temperatura de salida del aire en función del tiempo, durante el proceso de descarga de

un conjunto PCM sobre un lecho de rocas y para el caso de sólo el uso de un lecho de rocas.

De este modo se conseguiría fomentar el uso de este tipo de sistemas, frente al de dos tanques, usado

actualmente en la mayoría de los casos y de mayor coste. El sistema de dos tanques es el más empleado

debido a que permite obtener durante todo el proceso de descarga la Temperatura máxima a la que se

encuentra el tanque caliente.

Como conclusión, los estudios mencionados establecen que con éste método se pueden conseguir

desarrollar tanques de almacenamiento de menor tamaño y coste de construcción, aunque aún es un

proceso que necesita de posteriores estudios de desarrollo, sobre todo a nivel paramétrico,

estableciendo el comportamiento que tendrán los diferentes elementos del sistema ante la variación de

las variables que intervienen en el proceso, mediante el uso de distintos tipos de PCM en diferente

proporción.

Tubo termosifón bifásico (Heat Pipe)

Un método efectivo para aumentar la transferencia de calor entre el PCM y el HTF es mediante el uso

de un termosifón (Heat Pipes), el cual ayuda a transmitir de manera eficiente el calor, mediante la

condensación y evaporación de un fluido interno de trabajo, confinado en el interior del termosifón.

Este sistema presenta alta conductividad térmica, puede ajustar el rango de temperatura deseado con

la forma geométrica necesaria en cada sistema.

El funcionamiento se basa en la aplicación de calor en el lado caliente del conducto, consiguiendo

evaporar el líquido del interior y aumentando la presión, por lo que el vapor viaja a lo largo del

conducto hasta el lado frío y consensa de nuevo a líquido, el cual por capilaridad o gravedad vuelve a

la zona caliente.

Figura 4.11 Diagrama esquemático de un termosifón de almacenamiento. 1. Termosifón, 2. Aletas

longitudinales, 3. Cámara de almacenamiento, 4. PCM, 5. Flujo de fluido frío (condensador), 6. Flujo

de fluido caliente (evaporador) [Liu, 2015]

Pese al interés de éste método a nivel teórico, gran cantidad de los estudios realizados se han basado

sobre todo en bajas temperatura y pequeña escala, con lo que debería estudiarse prototipos con otros

rangos de temperatura más apropiados para el uso en centrales CSP. [Liu, 2015]

A pesar de lo anteriormente dicho, se han encontrado varios estudios como el de Jun and Boo,

el cual desarrolla una red de resistencias térmicas con termosifón y PCM que permite la

aplicación en sistemas CSP.

El trabajo realizado por Shabgard et al. se basa en el estudio del comportamiento del

intercambiador de calor con termosifón en un sistema de alta temperatura, considerando la

convección natural dentro del almacenamiento de material de cambio de fase.

El trabajo de Herrmann et al, consideró el coste de un sistema real aplicable a una planta de

canal parabólico comercial de 50MWe y se comparó con los sistemas actuales de dos tanques

y sales fundidas, obteniendo que el sistema podía reducir al menos un 15% de los costes de

almacenamiento.

También la NASA ha propuesto un novedoso concepto de un sistema de intercambio

mediante termosifón para alta temperatura y PCM. El termosifón está relleno de metal líquido

(sodio, por ejemplo) transfiere el flujo solar que recibe directamente el termosifón al material

PCM que lo envía al sistema de almacenamiento.

Shabgar et al y Nithyanandam and Pitchumani han dedicado dos estudios al comportamiento

de sistemas de carcasa y tubo integrando PCM y termosifón. Como se observa en la siguiente

imagen, se han desarrollado dos configuraciones diferentes, según por donde pase el HTF. El

estudio se ha llevado a cabo usando nitrato potásico y Therminol como PCM y HTF

respectivamente. El efecto del número de termosifones y su orientación ha sido estudiado. El

análisis sugiere que para el módulo 1 la efectividad del termosifón está apenas influenciada

por la orientación y el efecto general del termosifón es aproximadamente independiente de la

orientación y del número de termosifones. Para el módulo 2, sin embargo, la efectividad del

termosifón está muy influenciada por la orientación del termosifón. Además, el

comportamiento térmico del módulo 2 es mejor al del 1, incluso usando un menor número de

termosifones.

Figura 4.12 Dos configuraciones para un sistema de termosifón y PCM (a) El PCM rodea los HTF

tubos; (b) El HTF pasa alrededor de los tubos de PCM; (c) Módulo 1; (d) Módulo 2. [Liu, 2015]

Finalmente, el punto óptimo se obtuvo empleando dos termosifones verticales y dos horizontales para

maximizar la transferencia de calor y el rendimiento tanto durante la carga y como en la descarga.

También se concluyó que el módulo 1 con 4 termosifones y el módulo 2 con 4 termosifones o dos

verticales son las tres opciones que mejores resultados ofrecen dentro de este detallado estudio, que se

llevó a cabo mediante un análisis con FLUENT para multitud de configuraciones y opciones.

Sistemas PCM móviles de almacenamiento

Se trata de un método propuesto también para aumentar la trasferencia de calor entre el PCM y el

HTF. Se basa en mover activamente el PCM a lo largo del área de transferencia para así conseguir

convección forzada y por lo tanto aumentar el coeficiente transmisión de calor. En un sistema

convencional estacionario, durante el proceso de descarga se crea una capa de material solidificado

sobre el intercambiador de calor, la cual aumenta la resistencia entre el PCM y el HTF. Se consigue

evitar éste problema mediante el movimiento del PCM dentro del recipiente. De éste modo se podría

incluso controlar el flujo de energía que se cede, para asociarse mejor al funcionamiento de la central

CSP.

Varios estudios se han centrado en estos sistemas móviles, describiéndose a continuación sus

principales parámetros de estudio y conclusiones: [Liu, 2015]

Tay et al. Investigación experimental sobre la dinámica del proceso de fusión en un tanque

de cascada y tubos tipo PCM. Utilizando en primer lugar un tubo pre-calentador para derretir

parte del material PCM. El material fundido, circula, utilizando una bomba para crear una

fusión dinámica de todo el conjunto PCM. Aplicando esta fusión dinámica, se consiguen

aumentos de hasta el doble de la transferencia de calor entre el PCM y el HTF. Otros estudios

de este grupo de trabajo se centraron en el estudio dinámico mediante un modelo CFD, el cual

concluía que éste método de fusión dinámica conseguía mantener la temperatura de

almacenamiento con mayor efectividad.

Pointner et al. La investigación realizada sugiere el uso de PCM encapsulado en contenedores

delgados que se distribuyen como capas paralelas. Éstas capas se mueven lentamente en una

dirección durante la carga y en la opuesta durante la descarga. De este modo, tal y como se

observa en la figura, el conjunto de capas rellenas de PCM pasarían por delante de un foco

caliente/frío para absorver/ceder energía térmica de manera eficiente.

Figura 4.13 PCM flujo modular y estructura del stack [Liu, 2015]

Por último, Zpf et al. utilizaron un intercambiador de calor de doble hélice para transportar el

PCM durante el proceso de cambio de fase. Se usaron dos prototipos con PCM mezcla

eutéctica de NaNO3 y KNO3 con un punto de fusión de 221ºC. Como HTF se empleó aceite

térmico y vapor, uno para cada prototipo. El PCM fue transportado a lo largo del

intercambiador mientras se calentaba o enfriaba por el HTF. De este modo el PCM en estado

sólido quedaba en un tanque diferente al PCM en estado líquido.

Figura 4.14 Configuración de un intercambiador de calor de doble hélice. [Liu, 2015]

4.5 Análisis de costes de un Sistema LHTES

En el estudio de cualquier tecnología cuyo objetivo sea comercializarse y obtener beneficio

económico, el precio de producir y los costes de creación son uno de los factores más importantes,

llegando a imposibilitar el desarrollo de ciertas tecnologías si no resultan ser rentables

económicamente. Este apartado va a mostrar por un lado el coste real de los materiales PCM más

habituales y por otro lado la evolución en los costes de los sistemas LHTES durante los últimos años.

Coste de los PCM seleccionados

Para analizar las ventajas e inconvenientes de éste tipo de tecnología aplicada a plantas solares, hay

que observar en primer lugar el coste de este tipo de materiales. Tal y como se observa en la siguiente

tabla, con precios aproximados a fecha de junio de 2015 [Ben Xu, 2015], hay un amplio abanico de

precios, de modo que según el caso debe ser estudiado el material PCM que es más adecuado utilizar.

En la mayoría de casos prácticos se opta por el uso de combinaciones de estas sustancias para obtener

así las propiedades necesarias para la aplicación concreta.

Tabla 4.3. Precios aproximados de PCM útiles para el uso en tanques termoclinos asociados a una

planta CSP

Al coste del material en sí hay que sumar el sistema de encapsulación. Según el caso, será más

conveniente el uso de un tipo u otro de encapsulación. Para sistemas CSP en los que se requiere que

se transmita de forma rápida la energía, se suele optar por encapsulación de poco espesor y por

materiales metálico con especial tratamiento térmico, con objetivo de optimizar la transmisión del

calor.

Evolución del coste de los sistemas LHTES.

En este apartado se va a discutir sobre el coste de la tecnología de almacenamiento en forma de calor

latente, así como su comparación con otras tecnologías similares empleadas actualmente. También se

van a exponer distintos proyectos y estudios llevados a cabo con el fin de estudiar los costes de esta

tecnología y su potencial disminución en los próximos años, centrando el estudio en el desarrollo de

los costes de los sistemas termoclinos.

Entre estos estudios destaca el programa Sunshot, lanzado en 2011 por el departamento de energía de

USA. Se trata de un programa de R&D (investigación y desarrollo) que trata convertir a la tecnología

CSP en económicamente competitiva, respecto a otras tecnologías similares, antes del año 2020.

Concretamente, establecen como objetivos a conseguir que este tipo de plantas produzcan electricidad:

Coste nivelado de la electricidad (LCOE menor a 6¢/kWh, sin contar con ayudas estatales.

Eficiencia exergética mayor al 95%

Coste de almacenamiento menor que 15$/kWh

Si consiguiesen los objetivos descritos antes del final de la década, se aumentaría el uso de este tipo

de sistemas de producción de energía

Llegados a este punto, se va a proceder a establecer una relación de estudios realizados desde el año

2002 hasta la fecha que tienen en cuenta sistemas termoclinos, haciendo especial interés en aquellos

que usan además tecnología LHTES, para así observar la evolución que ésta tecnología está teniendo

en los últimos años.

En el año 2002, el equipo Pacheco et al. Desarrolló el primer análisis de coste completo para un sistema

termoclino de tipo SHTES. Considerando un sistema de transmisión indirecta del calor, un diferencial

de temperatura de 84ºC, sales fundidas tipo ‘Solar Salts’, bastante económicas, como fluido caliente

(HTF) y un lecho de rocas de cuarzo. Calcularon un coste de 13.9 millones de dólares para una planta

de 688MWh, lo que corresponde a un coste de almacenamiento de 20$/kWh.

Posteriores y más detallados estudios, llevados a cabo por EPRI (Electric Power Research Institute)

realizados para un sistema termoclino de sales fundidas, en un rango de capacidad desde 100MWh

hasta 3500MWh un rango de costes de 346$/kWh hasta 34$/kWh. De este modo vemos, cómo, aun

utilizando sistemas SHTES, a priori más desarrollados y estudiados, nos encontramos lejos del

objetivo marcado al principio de este apartado de 15$/kWh. Unos años más tarde, gracias al trabajo

de los científicos Strasser y Selvam, consiguieron desarrollar un sistema de 2165MWh termoclino de

almacenamiento con un coste de 30$/kW, un 12,5% menos. Ésta disminución se consigue al usar un

sistema termoclino de tipo lecho rocoso en lugar de un sistema termoclino con estructura de hormigón.

Ahora pasamos a tener en cuenta los estudios que se basan en el análisis de coste para sistemas

termoclinos que utilizan materiales con cambio de fase. En primer lugar, hablaremos del trabajo

realizado por los científicos Nithyanandam and Pitchumani, los cuales presentaron un desarrollo y

análisis de costes para CSP con un sistema integrado de almacenamiento de tipo LHTES, basándose

en un análisis integral en dos dimensiones teniendo en cuenta los cambios de tipo transitorio

producidos.

En dicho análisis, tuvieron en cuenta dos tipos diferentes de almacenadores, por un lado,

almacenadores térmicos en forma de encapsulado y por otro lado en forma de tuberías, focalizando el

estudio en las variables de coste y eficiencia exergética del sistema. Basándose en los resultados

obtenidos para distintas situaciones de operación, diseño y tamaño, llegaron a obtener un valor mínimo

de coste nivelado de la electricidad de 5.37¢/kWh, mejor que el objetivo marcado por el proyecto

SunShot 2020. Lo cual permite observar cómo, desde el punto de vista teórico, es posible obtener un

resultado tan beneficioso en un corto periodo de tiempo. También el estudio proporciona una base de

datos en la que observar los puntos de funcionamiento óptimos para operar un sistema de captadores

solares asociado a un almacenamiento en forma de calor latente.

Tabla 4.4. Estimación de costes de distintos tipos de SHTES y LHTES [Ben Xu, 2015]

Documentos más actuales, como los realizados por el equipo de Xu et al. en 2015 desarrollan un

análisis comparativo entre SHTES y LHTES, basados en modelos entálpicos de tipo integral y

teniendo en cuenta regímenes transitorios. Tal y como se observa en la siguiente tabla, se realizó la

comparación entre 4 sistemas para una aplicación en una planta de tipo parabólico de 60MW de

potencia. Se comparaba un sistema SHTES de rocas de granito y 6h de almacenamiento, un sistema

LHTES con KOH y 8h de almacenamiento, LHTES KOH y 6h de almacenamiento y LHTES con

58% NaCl-42% KCl y 6h de almacenamiento. Notar que, en el estudio original de Xu et al. se utilizó

Therminol VP-1 Como HTF, de muy elecado coste respecto a las ‘Solar Salts’ utilizadas en el primer

estudio, de 2002, al que se hace referencia en este apartado, por tanto, para poder comparar datos, la

tabla que a continuación se muestra, está calculada teniendo en cuenta el uso de ‘Solar Salts’.

Dicha tabla muestra cómo la opción de mezcla de sales de sodio y potasio y 6h de almacenamiento es

la opción con mejor coste de almacenamiento (20.5$/kWh). Los resultados de dicha tabla muestran

cómo se consigue una reducción del entorno del 35-43% del coste respecto al uso de un sistema

SHTES, mostrando la clara ventaja de este tipo de tecnología de almacenamiento en forma de calor

latente. Sin embargo, aún no se ha alcanzado el objetivo de 15$/kWh propuesto por la agencia

americana de la energía para el año 2020.

Como se observa en la tabla siguiente, realizada mediante un cálculo aproximado del coste del ciclo

de vida de la central, utilizando el software de NREL (National Renewable Energy Laboratory) y

teniendo en cuenta un desgaste del 3% anual y una vida útil de 25 años, un factor de capacidad del

60% y unos costes de operación de 40$/kWe al año, entre otros factores.

El coste de producción de electricidad de los sistemas SHTES es 0.2¢/kWh mayor que en un sistema

LHTES. Aunque los tres sistemas están aún algo por encima del objetivo de 6¢/kWh marcado por el

programa SunShot del departamento de energía estadounidense. Esto demuestra la necesidad de

optimización de éste tipo de sistemas de almacenamiento antes de que puedan ser empleado en

aplicaciones prácticas.

Tabla 4.5. Coste nivelado de la electricidad (LOCE) para una planta de 60 MWe CSP para tecnología

SHTES y LHTES de almacenamiento [Ben Xu, 2015]

A pesar de las numerosas tecnologías mencionadas anteriormente, que han sido desarrolladas a lo

largo de varios años, algunas incluso durante décadas, sólo algunas de las tecnologías de

almacenamiento antes nombradas se usan a nivel industria. Concretamente, el almacenamiento

térmico en forma de aceites sintéticos, sales fundidas y acumuladores de vapor son los que

actualmente se están empleando como sistemas de almacenamiento asociados a centrales CSP.

El resto de tecnologías mencionadas en el documento no están siendo empleadas o están empezando

a desarrollarse en ensayos piloto, a modo de prototipos al no ser lo suficientemente maduras como

para ser usadas a nivel industrial. Sin embargo, tal y como ha quedado demostrado a lo largo de éste

documento, algunas de éstas tecnologías en desarrollo, como la de los materiales PCM encapsulados

pueden llegar a ser una tecnología comercial en pocos años. [Kuravi, 2013]

5 CONCLUSIONES

La tecnología solar de concentración se va a convertir en una de las formas de producción de

electricidad más importantes en un futuro próximo. Según estudios realizados por el IEA-ETSAP e

IRENA, la capacidad total de los sistemas CSP alcanzará los 150GW en 2020 y los 350GW en 2030

[Aidroos, 2015] causado a que las tecnologías CSP llegarán a ser económicamente competitivas

respecto a las fuentes de energía no renovables, por la reducción del coste de la tecnología solar y el

aumento del coste de los combustibles fósiles.

Sin embargo, la energía solar, al igual que otras energías renovables, tienen la desventaja de no

proporcionar energía eléctrica de forma continua. Los sistemas de almacenamiento de energía térmica

(TES) permiten evitar la aleatoriedad de dicha producción, permitiendo incluso la distribución de la

energía en franjas horarias más ventajosas económicamente. Ésta ventaja queda patente en el hecho

de que el 50% de las plantas de concentración solar ya disponen de dichos sistemas de

almacenamiento, llegando hasta un 80% el porcentaje de plantas en construcción que disponen de

sistemas de almacenamiento, siendo en su mayoría de tipo sales fundidas almacenadas en dos tanques.

[Liu, 2015]

El uso de PCMs permite almacenar una gran cantidad de energía en un volumen relativamente

pequeño, usando el calor de fusión del cambio de fase del material. Se consigue de este modo un

almacenamiento de menor tamaño y coste en comparación con los sistemas de almacenamiento en

forma de calor sensible. También es importante destacar la ventaja de que los sistemas de

almacenamiento en forma de calor latente permiten durante casi la totalidad del periodo de descarga

liberar energía a una temperatura constante, lo cual aporta muchas ventajas desde el punto de vista del

diseño de la planta y el acoplamiento con el resto de elementos del sistema.

En este proyecto se describe el estado del arte de la tecnología de Almacenamiento de Energía Térmica

en forma de Calor Latente, utilizando materiales con cambio de fase (PCM). Se organizan y describen

las principales tipologías de encapsulación, materiales utilizados, caracterizados según sus

temperaturas de cambio de fase y propiedades termoquímicas. También se estudia la relación entre las

temperaturas de cambio de fase del PCM y la temperatura funcionamiento y parada de la planta de

producción de electricidad.

Una de las grandes vías de desarrollo de los TES de calor latente se basa en maximizar la transferencia

de calor. El problema radica en que muchos de los materiales materiales utilizados en esta tecnología

tienen una baja conductividad calorífica. Debe ser aumentada mediante técnicas de mejora de la

trasferencia de calor. A día de hoy, la mayoría de estudios sobre este tema se centran en este aspecto

y utilizan simultáneamente aletas y múltiples PCM o alternan sistemas de almacenamiento latente y

sensible, para conseguir así un funcionamiento lo mejor posible del sistema de almacenamiento,

buscando disminuir el coste del sistema a la vez que se busca la mayor transferencia de calor posible.

Por último, se establece que, mediante el uso de PCM con mayores temperaturas de cambio de fase,

se conseguirán mayores niveles de eficiencia, hasta llegar a un punto óptimo. Asín en los estudios

actuales y futuros se deben centrar en gran medida en este aspecto ya que será decisivo en el futuro

uso industrial de ésta tecnología. Todo ello sin olvidar el factor económico, la corrosión entre los

materiales de soporte y almacenamiento y el análisis completo y unificado de las propiedades

termoquímicas de los materiales PCM a alta temperatura.

ANEXO A. PRINCIPALES CENTRALES

TERMOSOLARES EN OPERACIÓN, CONSTRUCCIÓN O EN DESARROLLO

En este apartado anexo al documento se van a incluir todas las tablas que resumen la situación actual

(más concretamente a inicios de 2014), a nivel mundial en relación a las plantas termosolares de

concentración en operación, en construcción o en fase de planificación y desarrollo, argumentando

sus principales características.

Éstos datos han sido mencionados numerosas veces a lo largo del proyecto y su necesidad en este

anexo se basa a que son una muestra clara de cómo evolucionan las tendencias en la construcción de

plantas comerciales o de investigación.

Se debe destacar la columna ‘Notas’ donde se muestra el tipo de sistema de almacenamiento que

utiliza la central, dejando claro que el modelo actualmente más usado a nivel comercial es el

almacenamiento en forma de sales fundidas en dos tanques, aunque son variados los casos en los que

también podemos encontrar otros sistemas de almacenamiento.

En las siguientes páginas se detallan las instalaciones divididas por tecnología, en el siguiente orden:

A.1. Campo de heliostatos y torre

A.2. Disco parabólico

A.3. Canal Parabólico

A.4. Canal lineal de Fresnel

A.1 Campo de heliostatos y torre

Tabla A.1 Detalles de las plantas de heliostatos y torre en estado de funcionamiento, en construcción o en desarrollo. [Aidroos, 2015]

A.2 Disco parabólico

Tabla A.2. Detalles de las plantas de disco parabólico en estado de funcionamiento, en construcción o en desarrollo. [Aidroos, 2015]

A.3 Canal parabólico

Tabla A.3 Detalles de las plantas de canal parabólico en estado de funcionamiento, en construcción o en desarrollo. [Aidroos, 2015]

A.4 Canal lineal de Fresnel

Tabla A.4 Detalles de las plantas de canal lineal de Fresnel en estado de funcionamiento, en construcción o en desarrollo. [Aidroos, 2015]

REFERENCIAS

[Aidroos, 2015] Aidroos Baharoon, Abdul Rahman Historical development of concentrating solar power technologies to

generate clean electricity efficiently – A review

[Ben Xu, 2015] Ben Xu, Peiwen Li, Cholik Chan. Application of phase change materials for thermal energy storage in

concentrated solar thermal power plants: A review to recent developments. 2015

[Ben Xu- Structure, 2015] Ben Xu, Peiwen Li, Cholik Chan. Energy Storage Start-up Strategies for Concentrated Solar Power

Plants with dual-media thermal storage system.

[Cárdenas, 2013] Bruno Cárdenas, Noel León. High temperature latent thermal energy storage. 2013

[Fu, 2016] X. Fu, Yao Xiao, Kai Hu, J.Wang. Thermosetting solid–solid phase change materials composed of poly (ethylene

glycol)-based two components: Flexible application for thermal energy storage. 2016

[Gil, 2010] Antonio Gil, Marc Medrano. State of the art on high temperature thermal energy storage for power generation.

Part 1—Concepts, materials and modellization. 2010

[GTER, 2010] Grupo de investigación de Termodinámica y energías renovables. Universidad de Sevilla.

http://www.gter.es/en/disco-parab%C3%B3lico-con-motor-stirling.html

[Kapsalis, 2016] V. Kapsalis, D.Karamanis. Solar thermal energy storage and heat pumps with phase change Materials

[Khartchenko, 2010] Nikolai V. Khartchenko,Vadym M. Advanced Energy Systems, Second Edition. 2010. Page 430-432.

[Kuravi, 2013] Sarada Kuravi, Jamie Trahan, D. Yogi Foswami. Thermal energy storage technologies and

systems for concentrating solar power Plants. 2013

[Liu, 2015] M. Liu, N.H. Steven Tay. Review on concentrating solar power plants and new developments in high temperature

thermal energy storage technologies. 2015

[Liu-CLHS, 2015] M. Liu, N. Taya , M. Beluskoa and F. Brunoa. Investigation of cascaded shell and tube latent heat storage

systems for solar tower power plants. 2015

[Mahfuz, 2013] M. Mahfuz, A. Kamyar. Exergetic analysis of a solar thermal power system with PCM storage. 2013.

[Maruoka, 2005] Nobuhiro Maruoka, Tomohiro Akiyama. Exergy recovery from steelmaking off-gas by latent heat storage

for methanol production.2005

[Michels, 2006] Horst Michels, Robert Pitz-Paal. Cascaded latent heat storage for parabolic trough solar power plants. 2006

[Nomura, 2010] T. NOMURA, N. OKINAKA. Technology of Latent Heat Storage for High Temperature Application: A

Review. 2010

[Pielichowska, 2014] Kinga Pielichowska, Krzysztof Pielichowski. Phase change materials for thermal energy storage.2014

[REE, 2015] Red Eléctrica Española. Energía eléctrica generada en España. 2015.

[Silva, 2016] Manuel Silva. Material docente. Sistemas Termosolares de Concentración. Instalaciones solares y fotovoltaicas

a media y alta temperatura. 2016.

[Steinmann, 2009] Wolf-Dieter Steinmann, D. Laing, R. Tamme. Development of PCM Storage process heat an power

generation.

[Wörner, 2012] Wörner, A., Binyamini, S., Giger, F.,Soupart, J.B., Gonzalez-Aguilar, J., Steinfeld, A., Trettin, R., The

TCSPower Project Thermochemical Energy Storage for CSP, In: 18th SolarPACES Marrakesch, Maroc. 2012