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Inerco compañía con una amplia experiencia en proyectos para el sector energético a nivel internacional ha firmado una alianza estratégica con la compañía sueca SaltX Technology, que cotiza en el Nasdaq First North Premier. Ambas empresas están acometiendo un Plan de Desarrollo conjunto de tecnologías de almacenamiento termoquímico de energía, cuyo primer paso será la construcción de una planta piloto con una potencia de 5 megavatios durante 2020.

Este sistema de almacenamiento termoquímico, que empleará materiales sometidos a un proceso patentado de nano-revestimiento, será diseñado para almacenar energía procedente de fuentes renovables en períodos de baja demanda eléctrica o del calor residual de diferentes procesos industriales. Asimismo, permitirá descargar energía en forma de calor a alta temperatura (vapor para generación de electricidad o para uso directo en la industria) en períodos de mayor demanda energética.

En este sentido, la disponibilidad de esta tecnología facilitará tanto la flexibilidad operativa de centros de generación convencionales, como la mayor penetración de fuentes de energía renovable. Ambas compañías han acordado también un plan de negocio para la comercialización de esta tecnología a nivel internacional.

Para Pedro Marín, Director General de Inerco, el futuro del sector energético “requerirá, sin lugar a dudas, el uso de soluciones de almacenamiento de energía robustas y eficientes, para ser integradas con fuentes de generación convencionales y renovables”.

“Las soluciones que integran los materiales con nano-revestimiento que SaltX ha desarrollado presentan ventajas distintivas respecto a otras alternativas de almacenamiento que hacen uso de sales fundidas, hormigón o baterías electroquímicas, debido a sus mejores propiedades de capacidad energética, seguridad y facilidad de manejo”, comenta. Estas ventajas han impulsado a Inerco a establecer una alianza estratégica con SaltX, “con el objetivo de aportar soluciones tecnológicas rentables que permitan la descarbonización de la industria en el futuro próximo”, destaca el Director General de Inerco.

La instalación de almacenamiento térmico de energía eléctrica (ETES) desarrollada por Siemens Gamesa
ya está en funcionamiento. Con este innovador sistema de almacenamiento, el primero del mundo de este
tipo, la compañía da respuesta a uno de los principales retos de la transición energética: cómo almacenar grandes cantidades de energía de manera competitiva y, por tanto, desvincular generación de electricidad y consumo.

A la inauguración asisitieron el secretario de estado del ministerio alemán de Economía y Energía, Andreas Feicht, y el alcalde de Hamburgo, Peter Tschentscher, junto con Markus Tacke, Consejero Delegado de Siemens Gamesa. Asimismo, han estado presentes miembros del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo-Harburg (TUHH) y del proveedor de energía Hamburg Energie, socios de Siemens Gamesa en este proyecto.

La instalación cuenta con unas mil toneladas de piedra volcánica que almacenan la energía. Se alimenta de energía eléctrica convertida en aire caliente a través de un calentador por resistencia y un insuflador de aire, que calienta las rocas hasta alcanzar los 750 ºC. Durante los picos de demanda, ETES emplea una turbina de vapor para la re-electrificación de la energía almacenada. De esta manera, la planta piloto ETES puede almacenar hasta 130 MWh de energía térmica durante una semana. Además, la capacidad de almacenamiento del sistema se mantiene constante durante los ciclos de carga.

Este proyecto piloto quiere demostrar cómo se integra este sistema en la red de manera regular y probar el almacenamiento térmico a gran escala. En un próximo paso, Siemens Gamesa planea utilizar la tecnología de almacenamiento en proyectos comerciales y escalar la capacidad de almacenamiento y su potencia. El objetivo es almacenar energía en el rango de varios GWh en el futuro próximo. 1 GWh es el equivalente al consumo diario de electricidad de unos 50.000 hogares.

Este proyecto, financiado por el Ministerio alemán de Economía y Energía, ha contado con el apoyo de
científicos del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo (TUHH) -que
se han encargado de la investigación sobre los fundamentales termodinámicos- y del proveedor municipal
de energía Hamburg Energie que, además de vender la energía almacenada, ha desarrollado una
plataforma informática a la que se conecta la instalación para garantizar el máximo beneficio posible
mediante un uso optimizado del almacenamiento.

En España hay en operación 18 plantas termosolares con almacenamiento, 17 de las cuales son de 50 MW y disponen de una capacidad de almacenamiento de 7,5 horas a potencia nominal; otra, de 20 MW, tiene un almacenamiento de 15 horas. En total la capacidad de almacenamiento eléctrico equivalente es de 6.675 MWh con una potencia de entrega de 870 MW. Dichas instalaciones llevan entre 7 y 10 años cargando y descargando diariamente sus tanques con total fiabilidad y sin señales de degradación.
El almacenamiento térmico de las centrales termosolares es, tras las centrales hidroeléctricas convencionales, la tecnología con mayor capacidad instalada a nivel mundial para generación eléctrica. Dicho almacenamiento térmico representa, en estos momentos, más de 10 veces en términos eléctricos equivalentes, la capacidad instalada en baterías de ion litio en todo el mundo.

Sin embargo, en prácticamente ningún documento oficial ni en las presentaciones de los agentes del sector eléctrico se hace mención de esta tecnología madura, de gran capacidad en términos de volumen de energía, plazo y potencia de entrega, para la generación eléctrica.

Esos 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento, que en estos momentos están exclusivamente ligados a la operación rutinaria de las centrales, junto con los 60 GWh adicionales asociados a los 5 GW de nueva potencia termosolar prevista en el PNIEC para 2030, podrían ofrecer servicios de extraordinario valor a nuestro sistema eléctrico a lo largo de la próxima década. Por ejemplo, podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda.

Las centrales termosolares tan solo necesitarían añadir un simple calentador eléctrico para pasar las sales fundidas del tanque frío al tanque caliente, mientras que esa misma capacidad de cerca de 70 GWh y 6 GW de potencia de entrega, contempladas en el PNIEC requerirían inversiones superiores a los 35.000 millones de euros en baterías y podría ser incluso superior en nuevas centrales de bombeo, en función de lo complicado que resultase el desarrollo de nuevos emplazamientos.

Con esos niveles de inversiones, los planes de negocio de instalaciones de baterías o nuevos bombeos para almacenar los vertidos que traerían como consecuencia los elevados niveles previstos de penetración de las renovables no gestionables, serían absolutamente inviables, tal como ya han puesto de manifiesto algunas consultoras especializadas. Tampoco podrían justificarse planes de negocio de inversiones en almacenamiento con las diferencias esperadas en el futuro entre los precios valle y pico de la electricidad.

Pero, además de esas posibles aplicaciones de despacho a corto plazo, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares pueden ofrecer su capacidad, no solo para periodos de horas o días, sino para semanas o meses, pudiendo actuar a modo de reserva estratégica firme, ya que tienen parcialmente disponible cierto volumen del tanque caliente que no utilizan durante una buena parte del año. Por ello serían, en este sentido, una alternativa técnica comparable al bombeo, en términos de capacidad y plazo, pero sin necesidad de nuevas inversiones.

Efectivamente, el volumen de los tanques de sales fundidas se dimensiona para no tener que abatir espejos del campo solar los días de mayor número de horas de sol, correspondientes a los meses de junio y julio. En esos meses la energía almacenada tendría que despacharse en un plazo de horas o de algún día, en función de la meteorología, pero, en el resto del año, la energía almacenada podría conservarse de forma indefinida, sin pérdidas y sin condicionar la operación diaria de la central, hasta que fuera más conveniente entregarla de nuevo a la red.

Con esta perspectiva, las centrales termosolares podrían contribuir a la firmeza del sistema ofreciendo un coeficiente de disponibilidad similar a las de las centrales convencionales. En los periodos en los que se prevea la punta de consumo, que suelen coincidir en la última parte del año, las centrales termosolares podrían estar preparadas para suministrar su energía a la red si fuese requerido y, por tanto, su factor de disponibilidad podría asimilarse al 100 %. Su capacidad es tan grande que la reserva no se agotaría en los momentos puntuales en los que tuvieran que descargar y podría reponerse de forma inmediata en el siguiente día soleado.

El almacenamiento es la muletilla que se usa para salir del paso cuando se ponen sobre la mesa los problemas que tendría la Transición Energética ante escenarios de generación mayoritariamente no gestionable. Solucionarlos con sistemas de baterías o bombeos sería altamente costoso e inviable en régimen de libre mercado.

Por ello, una flota de generación en 2030 con una participación significativa de tecnologías renovables gestionables reduciría notablemente las disfuncionalidades a las que nos abocarían subastas basadas exclusivamente en precios y cuyos problemas son fácilmente previsibles. Una flota equilibrada con renovables gestionables también reduciría significativamente el nivel de vertidos. Si, además esas renovables gestionables, complementariamente a su funcionamiento, son capaces de ofrecer servicios de almacenamiento al sistema, para asegurar la garantía de suministro, como sería el caso de las centrales termosolares con el planteamiento anteriormente indicado, podríamos avanzar más rápidamente hacia la completa descarbonización del sector eléctrico.

Y todo ello con menores costes, al no necesitar elevadas inversiones para solucionar problemas sobrevenidos, inherentes a algunos de los escenarios que se manejan y cuyos problemas deberíamos, en cualquier caso, tratar de limitar.

Por Luis Crespo
Presidente de Protermosolar y de ESTELA

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La tecnología de Lointek ha sido seleccionada para el suministro llave en mano del sistema integral de generación de vapor y el sistema de aceite-sales del almacenamiento térmico de DEWA IV, la mayor planta termosolar del mundo, que estará operativa en Dubai (Emiratos Árabes Unidos) en 2022.

Lointek se responsabiliza de la ingeniería, fabricación, instalación y puesta en marcha de la isla de potencia en tres fases, la primera de 18 meses y las dos siguientes en sendos períodos consecutivos de 8 meses. Estos sistemas están considerados como elementos críticos en el desarrollo de la planta y de gran dificultad térmico-mecánico en su definición y ejecución.

Dimensiones récord

El proyecto de DEWA IV, que supone una inversión de 4.000 M$, reúne una serie de características récord. Desde el punto de vista de su capacidad, suma una potencia de 950 MW, de los cuales 600 corresponden a generación cilindro-parabólica (el triple de capacidad de las existentes hasta el momento), 250 MW a fotovoltaica y 100 MW al sistema de torre central. Otro elemento destacable del proyecto es la obtención del kWh más barato conocido, con un coste de 7,3 céntimos de dólar.

En cuanto a sus dimensiones, el parque solar tiene una superficie de 3.750 hectáreas; mientras que la torre central, la más alta de las plantas solares construidas hasta el día de hoy, alcanza una longitud de 260 metros.

DEWA IV (Dubai Electricity and Water Authority) se ubica a 50 km de Dubai y responde al Dubai Clean Energy Strategy 2050, en la que se establece alcanzar un 7% de la producción total en energías renovables en 2020, un 30% en 2030 y un 75% a mediados de siglo para el emirato.

Liderazgo mundial

La adjudicación de este contrato supone para Lointek un refuerzo para su posición de liderazgo mundial, con una cuota de mercado superior a un 70% de las plantas termosolares a nivel mundial y la confirmación de su competitividad.

La empresa ha entregado cerca de 1.000 intercambiadores de calor en una década, cifra diez veces superior a la del segundo en el ranking del sector. Lointek ha suministrado los sistemas de potencia en 55 plantas termosolares en diez países de América, Europa, África y Asia, con un total de capacidad de generación eléctrica termosolar renovable de 3.500 MW.

En 2018 Lointek también participó en plantas termosolares de Sudáfrica y Marruecos ya plenamente operativas y, en la actualidad, se encuentra en fase de pruebas en una planta en Israel y en la de instalación de otra en Kuwait.

El grupo de ingeniería y tecnología SENER y ACCIONA Industrial han logrado la conexión de la planta solar termoeléctrica Kathu, de 100 Mw, a la línea de distribución de 132 kV de ESKOM el 23 de febrero de 2018. Los principales transformadores, así como los auxiliares, han sido energizados, lo que representa un hito para las actividades de puesta en marcha de la central.

El complejo solar CSP Kathu Solar Park, que suministrará energía limpia a 179.000 hogares (según estimaciones del Departamento de Energía de Sudáfrica, DOE), está equipado con un sistema de almacenamiento térmico en sales fundidas con capacidad para 4,5 horas, con el que puede ampliar su capacidad operativa después de la puesta del sol, y utiliza el sistema SENERtrough®-2, una tecnología de captadores cilindroparabólicos específicamente diseñada y patentada por SENER, destinada a mejorar la eficiencia de la planta.

Siyabonga Mbanjwa, director de SENER en África del Sur, comentaba: “Con este hito, clave para el proyecto Kathu, reafirmamos nuestro compromiso de dar respuesta a las necesidades de Sudáfrica en materia energética. El país precisa de un suministro de energía fiable y sostenido, así como la mejora de la estabilidad de la red, y, por ello, nos hemos centrado en desplegar nuestra patentada tecnología en energía solar termoeléctrica, para contribuir a la generación de energía limpia.”

Roberto Felipe, director de operaciones de ACCIONA Industrial, decía: “Este hito se ha logrado a tiempo y con unos altos estándares de calidad gracias a la capacidad de la Joint Venture –integrada por SENER y Acciona Industrial- de desarrollar este proyecto en el mercado sudafricano. Nos hemos enfocado en trabajar con entidades locales y comunidades de la región, que es lo que nos permite ejecutar los trabajos de la planta de energía solar termoeléctrica de Kathu con excelencia.”

El complejo Kathu Solar Park es uno de los proyectos seleccionados en la tercera ronda del programa de compra de energías renovables de productores energéticos independientes, REIPPPP (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Program), dirigido por el Departamento de Energía sudafricano (DOE).

La Joint Venture formada por SENER y ACCIONA Industrial fue seleccionada por el consorcio constructor liderado por ENGIE para suministrar los servicios de ingeniería, compras y construcción en el proyecto. La construcción de la planta se inició en mayo de 2016 y está previsto que finalice a finales de 2018. Durante la fase de construcción se están creando alrededor de 1.200 puestos de trabajo. Una vez entre en operación, se estima que Kathu Solar Park ahorrará seis millones de toneladas de CO2 durante 20 años y promoverá el desarrollo económico local a través del KSP Trust y del Kelebogile Trust, que ya han invertido notablemente en la comunidad local, lo que representa una significativa contribución para la población de la municipalidad de John Taolo Gaetsewe, en Cabo Norte.

En 2011, el Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) lanzó la Iniciativa SunShot, con el objetivo de conseguir que la electricidad solar fuese competitiva con otras tecnologías de generación convencionales en 2020. En esta iniciativa se contemplan objetivos de costes y rendimiento para la fotovoltaica y la termosolar. A diferencia de la fotovoltaica, la termosolar captura y almacena energía solar en forma de calor, utilizando materiales de bajo coste y materialmente estables durante décadas. Esto permite a la termosolar con almacenamiento térmico entregar energía renovable, proporcionando a la vez importantes atributos de capacidad, fiabilidad y estabilidad a la red, aumentando, en consecuencia, la penetración de tecnologías de electricidad renovable intermitente. El informe técnico “Hoja de Ruta de la Tecnología Termosolar de Demostración Gen3”, lanzado en enero de 2017 por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), será utilizado por el DOE para priorizar actividades de I+D que conduzcan a una o más vías tecnológicas para ser demostradas con éxito, a una escala apropiada, para su futura comercialización.

Los sistemas termosolares más avanzados en la actualidad son los sistemas de torre con dos tanques de almacenamiento térmico en sales fundidas, que entregan energía térmica a 565 ºC para su integración en ciclos de potencia convencionales como el ciclo de vapor Rankine. Estas torres de energía se remontan a la demostración piloto Solar Two de 10 MWe en los noventa. Este diseño ha reducido el coste de la electricidad termosolar en aproximadamente un 50% con respecto a los sistemas de colectores parabólicos; sin embargo, la disminución de costes de las tecnologías termosolares no ha seguido el ritmo de reducción de costes de los sistemas fotovoltaicos.

 

Desde el lanzamiento en 2011 de la Iniciativa SunShot, el Subprograma de termosolar del DOE ha financiado investigación en campos de colectores solares, receptores, sistemas de almacenamiento térmico y sub-sistemas del ciclo de potencia, para mejorar el rendimiento y reducir el coste de los sistemas termosolares. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2017

A finales del año pasado se inauguraron los nuevos laboratorios de sistemas térmicos de Tecnalia, situados en la localidad de Azpeitia. Al evento acudieron prestigiosas empresas relacionadas con la fabricación de bombas de calor, intercambiadores de calor, calderas, equipos de refrigeración, deshumefactadoras (deshumificadoras), torres de refrigeración, colectores solares térmicos, tanques de almacenamiento térmico; así como otros agentes implicados en el desarrollo de nuevos conceptos de equipos y sistemas térmicos.

El laboratorio incorpora tres anillos principales de conducción de agua/fluido, con un sistema de regulación y control de alta precisión, y la correspondiente monitorización, que abastecen cuatro zonas de ensayo, donde se determinan y estudian las prestaciones térmicas de distintos equipos y sistemas térmicos. Permite ensayar equipos de absorción y transferencia de masa y energía, de generación eléctrica ORC, de energía solar térmica, de almacenamiento; y sistemas inteligentes de gestión energética. El laboratorio se ha diseñado tanto para ensayar equipos comerciales (activos/pasivos) como para dar soporte al desarrollo de equipos innovadores. Es igualmente posible realizar estudios en los ámbitos de instalaciones de geotermia y aerotermia, tanto estudios experimentales de campo reales como innovaciones tecnológicas.

 

En este sentido, los asistentes al evento pudieron conocer la instalación geotérmica anexa al laboratorio, que consta de cuatro sondeos geotérmicos de distintas tipologías y rellenos, mediante los que se ha estudiado la influencia de estos parámetros a través de numerosos Test de Respuesta Térmica. Igualmente se ha desarrollado un equipo móvil que permite la evaluación del potencial de intercambio geotérmico de los sondeos y de elementos estructurales con circuitos de fluido calor-portador embebidos in situ. Esta evaluación se ha utilizado en la validación de modelos de simulación propios de elementos estructurales termo-activados.

Los expertos de Tecnalia presentaron también una serie de desarrollos realizados en el laboratorio como un transformador de calor para la recuperación de calor residual de baja temperatura, capaz de revalorizar el 50% del calor residual, aumentando su temperatura de modo que pueda volver a utilizarse en un proceso industrial; una bomba de calor de alta temperatura para la evaluación y caracterización de componentes de bombas de calor y sistemas frigoríficos, así como para la evaluación de sistemas ORC o de sus componentes; o una unidad de recuperación de calor para la renovación del aire interior de viviendas adaptable en fachadas ventiladas.

La inauguración ha estado asociada a unas sesiones de trabajo temáticas en las que se ha puesto el foco en la actualidad y las tendencias tecnológicas que en torno a los materiales y recubrimientos avanzados, los modelados y simulaciones de equipos y sistemas, el prototipado y ensayo de equipos térmicos, o las soluciones de gestión energética, puedan tener impacto en las empresas.

SolarReserve consiguió una oferta de 63,75 $/MWh para un proyecto de planta termosolar de torre con almacenamiento térmico y aquí están las respuestas. No se preocupe, ellos no olvidaron presupuestar la construcción de la torre cuando hicieron sus cálculos. Tampoco tienen una bala de plata que los llevó hasta ahí instantáneamente. En lugar de ello, su éxito fue debido a su incansable compromiso con mejorar la eficiencia y a pequeños ahorros de costes a través todo el proyecto, en combinación con un terreno fértil para la termosolar en Chile. Como se suele decir, ¡cualquier cosa ayuda!

La estructura de los proyectos asociados a ella, proponiéndose dos proyectos diferentes, ambos con la misma oferta de 63 $/MWh:

• Copiapó es una planta de dos torres, de 260 MW, en configuración de carga base, de su tecnología de última generación de torre con sales fundidas con 14 h de almacenamiento. Aunque todavía hay pocos detalles de cuál es exactamente la mejora de la tecnología, SolarReserve ha indicado que implica un receptor más grande y más eficiente, combinado con un campo de helióstatos más grandes, para aprovechar la ventaja del mayor recurso solar del planeta, con una irradiación normal directa (más conocida por sus siglas en inglés, DNI) de más de 3.400 kWh/m2/año. SolarReserve reconoce para Copiapó una producción anual de más de 1.800 GWh.

• Likana es una planta de tres torres, de 390 MW, en configuración de carga base de su tecnología de última generación de torre con sales fundidas, también con 14 h de almacenamiento. Este proyecto cuenta con aún mayor DNI, más de 3.500 kWh/m2/año. SolarReserve reconoce para este proyecto una producción de más de 2.700 GWh por año. Leer más…

Belén Gallego
Head of ATA Insights and CSO of ATA Renewables

Artículo publicado en: FuturENERGY Octubre 2016

Investigadores del Instituto Masdar han demostrado con éxito que la arena del desierto de los EAU puede utilizarse en plantas termosolares como sistema de almacenamiento térmico hasta 1.000 ºC. El proyecto de investigación, denominado Sandstock ha buscado desarrollar un receptor solar sostenible y de bajo coste, alimentado por gravedad y un sistema de almacenamiento térmico, utilizando partículas de arena como medio de recolección y transmisión de calor y almacenamiento térmico.

La arena del desierto de los EAU se puede considerar ya un posible material de almacenamiento de energía térmica. Su estabilidad térmica, capacidad de calor específico y tendencia a la aglomeración se han estudiado ha altas temperaturas.

En la 21 edición de la Conferencia SolarPACES, celebrada en Sudáfrica, el estudiante de doctorado Miguel Diago, presentó un informe de investigación con los descubrimientos, este informe fue desarrollado bajo la tutela del Dr. Nicolas Calvet, Profesor Adjunto del Departamento de Ingeniería Mecánica y de Materiales del Instituto Masdar. Los coautores del estudio son el alumno Alberto Crespo Iniesta, el Dr. Thomas Declos, el Dr. Tariq Shamim, Profesor de Ingeniería Mecánica y de los Materiales del Instituto Masdar y la Dr. Audrey Soum-Glade (Laboratorio PROMES CNRES del Centro Nacional Francés de Investigación Científica).

Reemplazar los materiales típicos usados en los sistemas de almacenamiento térmico, aceites sintéticos y sales fundidas, con arena barata pueden aumentar la eficiencia de la planta, debido al aumento de la temperatura de la planta del material de almacenamiento y por tanto, reducir costes. Un sistema de almacenamiento térmico basado en un material local y natural como la arena también representa un nuevo enfoque sostenible, relevante para el desarrollo económico de los futuros sistemas energéticos de Abu Dhabi.

El análisis mostró que es posible utilizar arena del desierto como sistema de almacenamiento térmico hasta 800-1.000 ºC. La composición química de la arena ha sido analizada con técnicas de fluorescencia y difracción de rayos X, que revelan la dominancia de materiales de cuarzo y carbonato. También se midió la reflexividad de la energía radiante de la arena antes y después de un ciclo térmico, ya que se puede utilizar la arena del desierto no sólo como material de almacenamiento térmico sino también como un absorbedor solar directo bajo flujo solar concentrado.

El Dr. Nicolas Clavet declara “La disponibilidad de este material en ambientes desérticos tales como los EAU, permite una importante reducción de costes en plantas termosolares nuevas, que lo pueden utilizar tanto como almacenamiento térmico como absorbedor solar. El éxito del proyecto Sandstock refleja la utilidad y beneficios prácticos de la arena del desierto de los EAU.”

En paralelo con la caracterización, se ha probado un prototipo a escala de laboratorio en el horno solar de 1 MW del Laboratorio PROMES CNRS en Odeillo, Francia. El alumno del Instituto Masdar, Alberto Crespo Iniesta, estuvo a cargo del diseño, construcción y experimento.

El próximo paso del proyecto es probar un prototipo mejorado a escala precomercial en la Plataforma Solar del Instituto Masdar, usando un concentrador bajo haz, potencialmente en colaboración con un socio industrial.

Respecto a otras fuentes de energía renovable, las plantas de energía solar térmica de concentración, conocidas como plantas termosolares, presentan la importante ventaja de su fácil integración de sistemas de almacenamiento térmico. Este es sin duda un aspecto clave en este tipo de plantas, que no solo permite ajustar la producción de energía eléctrica a la demanda, sino que también confiere estabilidad a la red.

Actualmente, los sistemas de acumulación de doble tanque con sales fundidas son los únicos comercialmente disponibles. El sistema consiste en dos tanques, uno almacena el fluido caliente y el otro contiene el fluido frío. En este sistema, estos fluidos no pueden mezclarse lo que confiere al conjunto una disponibilidad de energía (exergía) máxima. La sal fundida del tanque frío es calentada en el campo solar y almacenada posteriormente en el tanque caliente.

Cuando la radiación solar no es suficiente para la generación de electricidad, la energía almacenada en el tanque caliente es usada en el bloque de potencia para la generación de vapor. Una vez esta energía es cedida, la sal fundida se devuelve al tanque frío.

Carlos D. Perez-Segarra (Professor), Ivette Rodriguez (Associate Professor), Santiago Torras (Researcher), Pedro Galione (Researcher), Ignacio González (Researcher), Joaquim Rigola (Associate Professor), Assensi Oliva (Professor)
Heat and Mass Transfer Technological Center (CTTC), Universitat Politècnica de Catalunya

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2015

COMEVAL
ELT
COFAST-PASCH
AERZEN
IMASA