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. En agosto de 2016, el DOE organizó un taller de partes interesadas en termosolar, que definió tres vías potenciales para la próxima generación termosolar (Gen3 CSP) basadas en el portador térmico del receptor: sal fundida, partículas o gaseosa. Un análisis previo del DOE había seleccionado el ciclo Brayton de CO2 supercrítico (sCO2), como el ciclo de potencia más apropiado para aumentar la eficiencia de la conversión termoeléctrica de los sistemas termosolares. La investigación está diseñada para hacer posible un sistema termosolar que ofrezca el potencial para alcanzar los objetivos globales de la iniciativa SunShot. Sin embargo, no existe aún ningún enfoque sin al menos un riesgo técnico, económico o de fiabilidad significativo (Figura 1). Sales fundidas. De las tres vías presentadas en la hoja de ruta, los sistemas de sales fundidas representan el esquema más familiar. Conceptualmente, no hay cambios respecto al estado del arte actual del diseño de la torre de potencia, sin embargo, el aumento de la temperatura de las sales calientes, desde 565ºC hasta aproximadamente 720ºC, trae retos significativos para los materiales. Aunque los retos de ingeniería asociados con alcanzar la alta temperatura de salida del receptor requerida para impulsar una turbina de sCO2 a más de 700°C son relativamente bien comprendidos, se necesitan conocimientos acerca de la selección de una sal fundida a alta temperatura, especialmente con respecto a su impacto en los Today’s most advanced CSP systems are towers integrated with 2-tank, molten-salt TES, delivering thermal energy at 565°C for integration with conventional steam-Rankine power cycles. These power towers trace their lineage to the 10 MWe pilot demonstration of Solar Two in the 1990s. This design has lowered the cost of CSP electricity by approximately 50% compared to parabolic trough systems; however, the decrease in cost of CSP technologies has not kept pace with the falling cost of PV systems. Since the 2011 introduction of SunShot, the DOE’s CSP Subprogram has funded research in solar collector field, receiver, TES and power cycle sub-systems to improve the performance and lower the cost of CSP systems. In August 2016, the DOE hosted a workshop of CSP stakeholders that defined three potential pathways for next generation CSP (CSP Gen3) based on the form of the thermal carrier in the receiver: molten salt, particle or gaseous. Prior analysis by the DOE had selected the supercritical carbon dioxide (sCO2) Brayton cycle as the best-fit power cycle for increasing CSP system thermo-electric conversion efficiency. The research is designed to enable a CSP system that offers the potential to achieve the overall CSP SunShot goals. However, no one approach exists without at least one significant technical, economic or reliability risk (Figure 1). Molten salts. Of the three pathways presented in this roadmap, molten salt systems represent the most familiar approach. Conceptually there is no change from current state-of-theart power tower design. However, the increase in hot salt system temperature from 565°C to approximately 720°C brings significant material challenges. Although the engineering challenges associated with achieving the high receiver outlet temperature required to drive a sCO2 turbine at >700°C are relatively well understood, knowledge around the selection of a high-temperature molten salt is needed, especially with regard to its impact on containment materials that can achieve acceptable strength, durability and cost targets at these high temperatures. Chloride and carbonate salt blends have been proposed and tested, but each brings new challenges. The corrosion mechanism differs among candidate salts and information is needed for component designers. LA PRÓXIMA GENERACIÓN DE TECNOLOGÍAS TERMOSOLARES Y SU POTENCIAL DE REDUCCIÓN DE COSTES 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. NEXT GENERATION CSP TECHNOLOGIES AND THEIR COSTS REDUCTION POTENTIAL The US Department of Energy (DOE) launched the SunShot Initiative in 2011 with the goal of making solar electricity cost-competitive with power from conventional generation technologies by 2020. The initiative includes cost and performance targets for solar PV and CSP. Unlike PV, CSP technology captures and stores the sun’s energy in the form of heat, using materials that are low cost and materially stable for decades. This allows CSP with thermal energy storage (TES) to deliver renewable energy while providing important capacity, reliability and stability attributes to the grid, thereby enabling increased penetration of variable renewable electricity technologies. The technical report “Concentrating Solar Power Gen3 Demonstration Roadmap” released in January 2017 by NREL, will be used by the DOE to prioritise R&D activities leading to one or more technology pathways to be successfully demonstrated at a scale appropriate for the future commercialisation of the technology. FuturEnergy | Marzo March 2017 www.futurenergyweb.es 15 Termosolar / CSP | Solar Thermal / CSP
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