Innovar las nuevas tecnologías energéticas es más parecido a hacer una película con un elenco y un equipo de miles de personas que el estereotipo del único inventor en un garaje que se le ocurre todo solo.

Un ejemplo es la subvención del Departamento de Energía de EE. UU. Para probar tres vías diferentes para reducir el costo de la termosolar de tercera generación, la energía solar distribuible capaz de generar energía las 24 horas del día.

Esquema de la ruta de líquidos de la planta de CSP Gen3; Receptor de sodio, nueva mezcla de sales fundidas MgCl2-KCl-NaCl como HTF y almacenamiento de energía térmica IMAGE @ NREL 

Tres equipos separados de investigadores solares afiliados a redes internacionales de laboratorios universitarios e industrias especializadas asociadas obtuvieron fondos para competir utilizando vías alternativas de medios líquidos, gaseosos o sólidos para diseñar un sistema CSP de próxima generación para ofrecer de manera económica y confiable temperaturas superiores a 700 C para conectarse. un ciclo de energía de SCO2 avanzado para reducir los costos en los mercados de EE. UU. a cinco centavos / kWh para 2030

“Fue como una competencia XPRIZE, con varios equipos compitiendo para ofrecer una solución audaz a un problema global”, dijo Cliff Ho, quien dirigió al equipo ganador de Sandia National Laboratories con una innovación basada en partículas. “Fue emocionante.”

Sandia, como el equipo ganador de las tres vías, ahora recibe el premio final de $ 25 millones para seguir adelante y demostrar su tecnología basada en partículas a una escala precomercial. ( Historia por venir )

Nuevas mezclas líquidas emparejadas para CSP más caliente

Mientras tanto, el equipo de la ruta “líquida”, dirigido por NREL ( CSP Gen3: Ruta en fase líquida a SunShot ) inventó un sistema completo de planta CSP para un nuevo fluido de almacenamiento de energía térmica capaz de temperaturas más altas que las sales fundidas actuales; la mezcla 40/60 de nitrato de potasio y nitrato de sodio utilizada a una temperatura máxima de 565 C en CSP de torre de operación comercial.

La nueva mezcla que propusieron, cloruro de magnesio, cloruro de potasio y cloruro de sodio (MgCl2-KCl-NaCl) puede alcanzar las temperaturas más altas necesarias para acoplarse al bloque de energía de CO2 supercrítico propuesto por el DOE para conectarse a cada una de las tres vías, elegida porque de su eficiencia en comparación con el actual bloque de energía de vapor basado en el ciclo Rankine.

Estas nuevas sales de cloruro en el sistema de almacenamiento de energía térmica se combinarían con el receptor de sodio de metal líquido de alta temperatura inventado por la empresa ganadora de premios de tecnología SolarPACES, Vast Solar.

Pero cuando se utilizan fluidos a temperaturas más altas, todos los contenedores, tuberías y válvulas que mueven los fluidos hacia y desde los tanques de almacenamiento y al sistema de intercambiador de calor para el circuito de sCO2 deben poder resistir estas temperaturas más altas y la corrosión concomitante.

Una empresa de nanotecnología y un laboratorio de materiales.

Una empresa de materiales de nanotecnología, Powdermet propuso una forma de pulverización de varios recubrimientos de cermet capaces de soportar tales temperaturas. Y un laboratorio de pruebas de materiales especializados en la Universidad de Wisconsin-Madison proporcionó pruebas para validar de forma independiente cuál de estos recubrimientos de nanotecnología era más efectivo y también cumpliría con las especificaciones de bajo costo que requiere el DOE.

“No es trivial calentar sistemas que pueden contener sales fundidas hasta la temperatura de 720 ºC”, explicó Lewis Handy-Cardenas, investigador de materiales de la Universidad de Wisconsin.

“Estábamos interesados ​​en realizar pruebas y tenemos experiencia en la ejecución de pruebas de corrosión de materiales en sales fundidas, mientras que ellos tienen la capacidad de desarrollar el recubrimiento y el nuevo cermet. La cantidad de corrosión que ve un material depende en gran medida de la química de la sustancia con la que está en contacto. Depende mucho de la química. Así que ahí es donde entramos nosotros; construimos los sistemas y el equipo de prueba necesarios para llevar a cabo esta prueba de alta temperatura de los materiales ”.

Los cermet (aleaciones cerámicas / metálicas) se utilizan en los reactores termoquímicos solares de muy alta temperatura diseñados para fabricar combustibles solares a 1000 ° C y más, pero estas superaleaciones a base de níquel son muy costosas y se utilizan para todas las tuberías y el sistema de almacenamiento en todo un CSP. planta no cumpliría con el requisito de costo.

“Entonces, la idea de usar el cermet como recubrimiento es reducir el costo”, explicó Cárdenas. “Hay disponibilidad de materiales de alta temperatura que resistirán la corrosión de la sal, especialmente hasta temperaturas más altas. Pero el problema es que empiezan a ser muy caros, por lo que usaría algo que quizás sea un poco más económico, como el acero inoxidable 316, y lo recubriría con cermet ”.

Las pruebas mostraron que los recubrimientos de Cermet NiWC3b tenían una mejor protección contra la corrosión que el metal o las aleaciones de cermet por sí solos. Este material nanotecnológico se rociaría mediante una capa de rociado térmico de oxicombustible de alta velocidad sobre la aleación base.

“Entonces, primero probamos su material en diversas composiciones para cermets en diferentes formas sólidas”, dijo. “A partir de ahí, seleccionamos una composición que funcionaba mejor en condiciones de sales fundidas. Y luego, a partir de ahí, realizamos pruebas de corrosión estática en la sal fundida para el cermet aplicado como recubrimiento sobre materiales disponibles comercialmente, como Inconel 625 ”.

Este laboratorio universitario se especializa en ensayos de alta temperatura y caracterización de materiales expuestos a diferentes fluidos para ingeniería energética e intercambiadores de calor. El equipo de Cárdenas no solo prueba la corrosión de los materiales, sino también la tasa de fricción y desgaste, lo cual es importante para los fabricantes de bombas, por ejemplo, al diseñar cojinetes.

Cárdenas descubrió que este proyecto requeriría adiciones a las normas ASTM G99-17 que guían el método de prueba estándar para las pruebas de desgaste con un aparato de clavija sobre disco.

“Desarrollamos un procedimiento de prueba que sigue vagamente la norma ASTM G99-17 para usarlo como punto de referencia para caracterizar la tasa de desgaste del material en sales fundidas”, dijo Cárdenas.

“El problema es que muchos de estos estándares no tienen una letra pequeña sobre cómo se deben realizar para las pruebas de alta temperatura, por lo que es una suposición. Si está tratando de buscar el factor de fricción, por ejemplo, para un material que va a usar para rodamientos, esa es una de las pruebas estandarizadas, el problema es que solo funciona durante un par de minutos y no lo es. realmente especificado a altas temperaturas; normalmente es para temperatura ambiente “.

Por lo tanto, el equipo siguió el procedimiento ASTM G99-17 disponible, pero agregó una modificación para implementar un nuevo procedimiento para piezas que implican fricción a alta temperatura y larga duración.

“Desarrollamos un procedimiento de prueba incluido con nuestros hallazgos que se debe seguir al realizar pruebas de alta temperatura cuando se usa cualquiera de estos materiales con sales fundidas”, resumió.

solarpaces.org