Normalmente, la CSP de la torre de energía calienta las sales fundidas dirigiendo la luz solar concentrada hacia un receptor en una torre que tiene sales fundidas que fluyen a través de tuberías en el receptor para ser calentadas y enviadas hacia abajo de la torre para almacenar la energía del sol como calor en un tanque caliente debajo.

Prueba de almacenamiento térmico Beam Down en el Instituto Masdar IMAGE @ Nicolas Calvet

Pero, ¿qué pasaría si las sales fundidas en el tanque de almacenamiento de energía térmica pudieran simplemente calentarse directamente por flujo solar concentrado?

Un artículo de 2021 Energía solar despachable que utiliza sal fundida irradiada directamente desde arriba describe la primera prueba al aire libre en el sol de una configuración de este tipo a una escala de 600 kWh en el sitio de prueba de la Plataforma Solar del Instituto Masdar de la Universidad de Khalifa. Un baño de sales fundidas se coloca en el suelo y la luz solar concentrada se proyecta hacia un espejo invertido sobre el tanque y luego se refleja en el baño de sales fundidas en el suelo.

Esta configuración invertida que combina recolección y almacenamiento tiene muchas ventajas de eficiencia térmica. Es mucho más conveniente de instalar, mantener y operar porque el receptor no está en la parte superior de una torre de 140 metros de altura; está en el suelo.

“Ahorras toda la energía de bombeo. No tienes que mover la sal a lo alto de una torre, porque en lugar de mover la sal, mueves la luz ”, comentó el Dr. Nicolás Calvet, autor principal del estudio.

Además, debido a que el material que absorbe el calor es la tina profunda de líquido transparente, tampoco hay riesgo de que un punto caliente como el de un receptor de torre provoque demasiado flujo solar enfocado en la tubería del receptor de metal.

“En la torre también tienes más limitaciones en el procedimiento de arranque. Es necesario drenar el receptor todas las noches para no cristalizar la sal, ya que se enfría durante la noche en la tubería ”, explicó. Esto agrega tiempo adicional de apagado por la noche y tiempo de inicio por la mañana.

“Pero por la noche en nuestro caso, simplemente cerramos el tanque con una tapa y eso es todo. Y por la mañana simplemente abres el tanque y concentras toda la luz sin ninguna precaución, porque no hay choque térmico debido al enfriamiento del metal “.

La orientación en el suelo permite una medida adicional de eficiencia térmica. En muchos laboratorios de CSP que prueban reactores solares termoquímicos, una ventana de cuarzo cierra el reactor para reducir la pérdida térmica, pero el calor puede romper el vidrio en caso de puntos calientes debido al polvo, por ejemplo, según Calvet. Pero para mantener el calor, dado que el tanque de sales fundidas está en el suelo, el equipo pudo simplemente hacer flotar esferas de vidrio transparente en la superficie para aislar.

Y para reducir aún más las pérdidas térmicas por radiación, un embudo óptico en forma de cono concentra aún más la luz solar reflejada dos veces cuando ingresa al tanque y refleja la radiación térmica de regreso al líquido, por lo que la apertura es más pequeña que el diámetro del tanque.

“Se pierde quizás el 10% de la eficiencia óptica en el haz descendente porque cada vez que se agrega una capa de espejo, se pierde algo de eficiencia óptica”, señaló Calvet. “Entonces, en términos de eficiencia óptica, perdemos, pero debido a nuestra absorción directa, en términos de eficiencia térmica, ganamos”.

Almacenamiento Thermocline +

Otro “primer” que publicó este ensayo es una prueba de almacenamiento de termoclinas con una placa divisora. El almacenamiento de termoclinas, donde el líquido caliente está encima del frío en un solo tanque, se investiga cada vez más como una medida de reducción de costos en CSP, porque reduce los costos. En la torre convencional, tiene el tanque de sales frías y el tanque de sales calientes y, sin embargo, en realidad solo se usa un volumen de tanque porque las sales fundidas siempre fluyen hacia adentro y hacia afuera entre los dos tanques a medida que son calentados por el sol y enfriados. una vez que se extrae su calor.

Sin embargo, almacenar ambas temperaturas en un solo tanque significa que debe reducir tanto como sea posible la termoclina, el área de temperaturas mixtas en el medio. El equipo de Calvet adaptó una idea de división que SENER había probado (aunque solo para almacenamiento térmico) para mantener las dos temperaturas físicamente separadas.

Una placa divisoria de metal comenzaría en la parte superior del tanque por la mañana y bajaría todo el día a medida que el sol se calienta de arriba hacia abajo; mientras que debajo, la capa fría gastada que regresa del bloque de alimentación se calienta nuevamente entrando en el espacio entre el lado de la pared y el extremo de la placa divisoria y mezclándose con la sal caliente.

(Sin embargo, si se usa para proporcionar energía solar solo por la noche, la placa divisora ​​no es necesaria, ya que todo el volumen se calentaría en ocho horas de sol listo para usar cuando oscurezca).

El equipo también encontró útil una placa de mezcla que homogeneiza la capa caliente en la parte superior del divisor. Esto hace recircular la parte calentada en la parte superior a medida que aumenta de volumen para alcanzar la sal fundida a mayor profundidad.

Comienzos poco prometedores

“Cuando comenzamos este experimento, Beam Down tenía muy mala prensa”, reconoció. “La gente ni siquiera pensó que lo que hemos hecho sería una tecnología que continuará en el futuro. Hoy, vemos un rayo comercial en Yumen en China a 50 megavatios; el primer rayo comercial abajo. Vemos institutos de investigación como CSIRO en Australia que convierten su torre en una viga hacia abajo. Vemos cada vez más interés por la tecnología de haz descendente “.

Yumen Xinneng 50MW Beam Down CSP en China IMAGE @ Xinneng

Se le ocurrió la idea de probar el haz descendente para el almacenamiento irradiado directamente, junto con su colega, el profesor Peter Armstrong, cuando fue contratado como profesor en el departamento de ingeniería mecánica del Instituto Masdar (MI, luego fusionado con la Universidad Khalifa) en los Emiratos Árabes Unidos. .

Allí fundó la Plataforma Solar del Instituto Masdar (MISP), que ya tenía una torre de prueba semi-abandonada que había sido instalada por Masdar y un consorcio japonés en 2009, junto con un campo solar muy pequeño de 33 helióstatos: 280 metros cuadrados. m de espejo.

“Así que comencé a buscar cosas que pudiéramos hacer con una aplicación de haz descendente. Son muy interesantes porque se podría pensar, por ejemplo, en fundir metales con el sol para reemplazar la electricidad y los combustibles. Esa fue nuestra idea inicial porque puedes imaginar un tanque en el suelo que contenga algo líquido en el tanque y la luz provenga de la parte superior “.

En última instancia, Armstrong y Calvet se decidieron por usar el rayo hacia abajo para probar el calentamiento directo del volumen del almacenamiento de energía térmica, después de que Armstrong recomendara un artículo del profesor Alexander Slocum del MIT; Energía solar concentrada bajo demanda , que probó con éxito el receptor / almacenamiento solar de absorción directa utilizando un simulador solar, pero a muy pequeña escala, con solo 7 litros de sal fundida.

Así que Calvet se puso en contacto con Slocum y propuso la colaboración conjunta MIT / MI para ampliar la idea de siete litros a cuatro toneladas de sales fundidas, utilizando la configuración de haz descendente existente, y esto se convirtió en CSPond Demo, uno de los programas insignia de MIT / MI .

Sin embargo, el antiguo campo solar de prueba de solo 33 helióstatos de 2009 estaba compuesto por lo que él caracterizó como “espejo de baño dañado”.

“¡Imagínese si coloca un espejo de baño en el desierto con rayos ultravioleta y ese ambiente corrosivo! Ya estaban degradados en 2013; se suponía que iban a desmantelarlo en 2011. Creo que los japoneses querían ahorrar dinero en el proyecto ”, comentó.

Nuevas implicaciones comerciales

Incluso con el campo solar de mala calidad, el equipo demostró alcanzar los 500 ° C. La CSP de torre de sales fundidas funciona térmicamente a 565 ° C, lo que es adecuado para generar electricidad en los bloques de energía actuales.

Calvet ahora ha podido pedir espejos de helióstatos de última generación de Rioglass , y confía en que con un campo solar real, las sales fundidas alcanzarán la temperatura necesaria para hacer funcionar un bloque de energía de manera eficiente.

Las sales fundidas de nitrato convencionales tienen un límite de 600 ° C para evitar la degradación, pero Calvet señaló que, al igual que la torre, la CSP de haz descendente también podría alcanzar temperaturas mucho más altas con nuevos materiales de almacenamiento térmico.

Algunos materiales de almacenamiento a alta temperatura que ahora se están investigando en tanques a nivel del suelo para la descarga con almacenamiento directo incluyen rocas y aire caliente o partículas como arena del desierto . Para los procesos industriales de alta temperatura, existe la ventaja de trabajar a nivel del suelo.

Estos materiales de almacenamiento térmico de alta temperatura ahora se están probando, que pueden funcionar hasta 1250 ° C para procesos termoquímicos solares de vanguardia, como la fabricación de combustibles solares como hidrógeno y combustible de aviación .

“Pero luego necesitamos un demostrador. Estamos en “el Valle de la Muerte”; Comentó Calvet.

“Tenemos una prueba de concepto aquí, pero es muy pequeña; 600 kWh eléctricos; 100 kWhth. Necesitaríamos hacer un demostrador eléctrico de dos a tres megavatios que costaría varios millones, tal vez cinco millones de dólares. Así que necesitaríamos que alguien invirtiera cinco millones de dólares en un sistema a gran escala para ser comercialmente viable ”.

Pero ese papel en una startup no sería suyo: “Soy profesor. No soy un desarrollador de negocios. Entonces mi papel es demostrar que está funcionando; lo que hicimos ahora con esta prueba de concepto “.

, solarpaces.org