Receptor solar con fluido caloportador gaseoso.

Receptor solar con fluido caloportador gaseoso, de los que están ubicados en una cavidad de torre solar.

El receptor está formado por al menos dos paneles conectados, donde cada panel comprende al menos dos pasos, siendo un paso un conjunto de tubos en los que la circulación del gas se produce en el mismo sentido, y donde dentro del primer panel el número de tubos de cada paso se reduce entre un 5 y un 10% con respecto al paso anterior, y donde el siguiente panel, conectado en serie con el primer panel, comienza con un primer paso que contiene el mismo número de tubos que el último paso del primer panel pero donde el diámetro de los tubos es entre un 5 y un 10% inferior con respecto a los tubos del último paso del primer panel, en los siguientes pasos se mantiene el diámetro de tubo constante a lo largo del panel, y el número de tubos de cada paso disminuye entre un 5 y un 10% con respecto al paso anterior dentro de dicho panel.

RECEPTOR solar con fluido caloportador gaseoso Sector técnico de la invención

La presente invención se encuadra en el sector de la energía solar, concretamente se refiere a un receptor solar de cavidad, con fluido caloportador gaseoso a altas temperaturas.

Antecedentes de la invención

Si bien la radiación solar es una fuente térmica de elevada temperatura y elevada energía en origen, la utilización de la misma en las condiciones del flujo que llega a la superficie terrestre destruye prácticamente todo su potencial de convertirse en trabajo, por la drástica reducción de la temperatura disponible en el fluido. Por esta razón, se hace uso en las centrales solares termoeléctricas de sistemas de concentración óptica, que permiten lograr mayores densidades de flujo y con ello temperaturas más elevadas.

En la actualidad existen principalmente tres tecnologías diferentes desarrolladas para su uso en plantas solares denominadas: de receptor central, colectores cilindro-parabólicos y discos Stirling. Todas ellas hacen uso solamente de la componente directa de la radiación solar, lo que les obliga a tener dispositivos de seguimiento solar:

1. Los sistemas de receptor central (3D) utilizan espejos de gran superficie (por ejemplo 40- 125 m2 por unidad o incluso de superficies superiores) denominados helióstatos, que están dotados de un sistema de control para reflejar la radiación solar directa sobre un receptor central situado en la parte superior de una torre. En esta tecnología, la radiación solar concentrada calienta en el receptor un fluido que circula por él a temperaturas de hasta 1000°C, cuya energía térmica puede después utilizarse para la generación de electricidad. Los receptores de concentración solar de torre pueden disponerse en una cavidad ubicada en la parte superior de la estructura de la torre en cuya cavidad suele incluirse un aislamiento que ayuda a disminuir las pérdidas térmicas. La configuración debe permitir que la potencia incidente supere en magnitud las pérdidas que se presentan por radiación y convección.

2. En los colectores cilindro-parabólicos (2D), la radiación solar directa es reflejada por espejos cilindro-parabólicos que la concentran en un tubo receptor o absorbedor por el que circula un fluido que se calienta como consecuencia de la radiación solar concentrada que incide sobre él a temperaturas máximas de 400°C. De este modo, la radiación solar es convertida en energía térmica que se utiliza posteriormente para generar electricidad mediante un ciclo Rankine de agua/vapor.

Una variación de esta tecnología son los sistemas lineales de concentración fresnel, en los

que el espejo parabólico se sustituye por una discretización fresnel con espejos de menores dimensiones que pueden ser ya planos o disponer de una leve curvatura en su eje axial, y que mediante el control de su orientación axial permiten concentrar radiación solar sobre el tubo absorbedor, que en este tipo de aplicaciones suele permanecer fijo.

3. Los sistemas de discos parabólicos Stirling (3D) utilizan una superficie de espejos montados sobre una parábola de revolución que reflejan y concentran los rayos del Sol en un foco puntual, donde se sitúa el receptor en el que se calienta el fluido de trabajo de un motor Stirling que, a su vez, acciona un pequeño generador eléctrico.

La tecnología de receptor central utilizando un fluido caloportador gaseoso, tal como el C02, no ha sido utilizada hasta ahora en ninguna planta comercial ni de demostración en el mundo, aunque si existen diversas patentes al respecto que a continuación enunciaremos. El C02 sí ha sido empleado en aplicaciones solares en concentradores cilindro-parabólicos, pero en éstos los ratios de concentración, eficiencias, tensiones en tubos y materiales son radicalmente distintos a los de un receptor central en una torre.

La patente EP1930587 describe un sistema de concentración de torre con receptor solar de sales, donde se incluye una turbina de C02 supercrítico que opera a 550°C.

El uso de un ciclo de C02 subcrítico (a baja presión) o supercrítico (a alta presión) con el fluido a muy altas temperaturas puede permitir la implementación de ciclos termodinámicos de mayor eficiencia en las plantas (tanto en las turbinas como en los sistemas de almacenamiento). Mientras que en ciclos de vapor muy optimizados, las eficiencias del ciclo termodinámico apenas superan el 45%, se estiman eficiencias por encima del 55% para ciclos termodinámicos con aire o C02 a muy altas temperaturas.

La dificultad de la tecnología solar para la producción de C02 a muy alta temperatura radica en las exigentes condiciones térmomecánicas a las que se hace trabajar el receptor. Las paredes de los tubos de los receptores se someten a ciclos térmicos de forma continuada entre la temperatura ambiente, la temperatura del C02 a la entrada de este receptor (típicamente de 200 a 300°C), y la temperatura en pared necesaria para el calentamiento del C02 a, por ejemplo, 800°C (en ese caso se alcanzaría a más de 1000°C de temperatura de pared).

Las dificultades encontradas en receptores de demostración que han operado con otros gases a alta temperatura son:

Falta de controlabilidad del sistema especialmente ante transitorios, paso de nubes etc., debido principalmente a las malas propiedades térmicas de los gases que actúan como fluido caloportador.

En este tipo de receptores el fallo estructural más frecuente es la aparición de grietas.

La tensión térmica debida a las grandes diferencias de temperatura provoca la aparición de grietas en la unión entre los tubos y los colectores que se usan para configurar los distintos pasos del fluido por los paneles.

Problemas si se trabaja a altas presiones (por ejemplo, en el caso de ciclos de C02 5 supercrítico), lo cual exige espesores de pared de tubo mayores, que a la hora de transferir

altas densidades de potencia al fluido caloportador, implica necesariamente altos gradientes térmicos.

Problemas por las bajas eficiencias conseguidas en este tipo de receptores debido a las altas temperaturas de metal que se alcanzan. De la energía que llega a estos

receptores sólo algo más de la mitad es absorbida por el fluido.

Problemas de distribución de picos de densidad de flujo radiativo para homogeneizar la mancha solar sobre el receptor. El apunte de los helióstatos al receptor debe ser mucho más cuidadoso que en los receptores con vapor o líquido debido a las bajas densidades de los gases que actúan como fluido caloportador. Las bajas densidades repercuten en una

peor refrigeración y en temperaturas de metal más altas.

La invención que a continuación se plantea, trata pues de aprovechar las ventajas de la utilización de un fluido gaseoso a alta temperatura en receptores solares de torre, mediante una configuración de receptor que solventa riesgos existentes en los receptores convencionales, consiguiendo un mayor control de la planta y favoreciendo de esta manera 20 la estabilidad y durabilidad de ésta y de sus componentes. Además, dicha configuración permite minimizar la pérdida de carga o de presión del fluido gaseoso y aumentar la eficiencia en la absorción de la energía solar.

Descripción de la invención

La presente invención se refiere a un receptor solar, de los que están ubicados en una 25 cavidad de una torre solar, por el que circula un gas a bajas presiones (subcrítico) o altas presiones (supercrítico), siendo dicho gas el fluido caloportador. Preferiblemente, en la presente invención, se utiliza C02 como fluido caloportador, aunque no se descarta el uso con otros gases como aire y helio.

El receptor está compuesto por al menos dos paneles conectados entre sí: al menos un 30 primer panel por el que entra el fluido caloportador y al menos otro panel por el que sale el fluido caloportador. En un mismo receptor puede haber varios paneles por los que entre el fluido frío y varios paneles por los que salga el fluido caliente.

Los paneles a su vez están formados por tubos por los que circula el fluido caloportador. Cada panel comprende al menos dos pasos. Por paso se entiende un conjunto de tubos en 35 los que la circulación del fluido se produce en el mismo sentido. Cada paso tendrá un

número de tubos determinado y con un diámetro determinado dependiendo del panel.

El/los primeros paneles (aquellos por donde entra el fluido caloportador) tienen al menos dos pasos. En el segundo paso se disminuirá el número de tubos entre un 5 y un 10% con respecto al número de tubos del paso inmediatamente anterior, siguiendo el mismo criterio de reducción en el caso de contar con más de dos pasos por panel y hasta que...

1.-Receptor solar con fluido caloportador gaseoso, de los situados en una cavidad de una torre solar, caracterizado por comprender al menos dos paneles conectados entre sí: al menos un primer panel por el que entra el fluido caloportador y al menos un último panel por el que sale el fluido caloportador y donde cada panel comprende al menos dos pasos, siendo un paso un conjunto de tubos en los que la circulación del gas se produce en el mismo sentido, y donde:

- dentro del primer panel el número de tubos de cada paso es entre un 5 y un 10% inferior que el número de tubos del paso inmediatamente anterior hasta que se termine dicho panel, y

- dentro del segundo panel y posteriores, el primer paso contiene el mismo número de tubos que el último paso del panel anterior pero el diámetro de los tubos es entre un 5 y un 10% inferior con respecto al último paso del panel anterior, en los pasos siguientes se mantiene el diámetro de tubo constante e igual al de los tubos del primer paso del panel, mientras que el número de tubos de cada paso es entre un 5 y un 10% inferior con respecto al paso inmediatamente anterior hasta que se termine este panel

y donde ios tubos que conforman el receptor no son todos del mismo material y/o no presentan todos el mismo recubrimiento.

2.- Receptor solar según reivindicación 1 caracterizado porque para los primeros pasos del primer panel, los cuales alcanzan temperaturas máximas de metal de 700°C, los materiales utilizados tienen conductividades térmicas de entre 25 y 37 W/m K, los siguientes pasos de ios siguientes paneles de temperatura máxima de metal 1100°C utilizan materiales con conductividades térmicas entre 15 y 25 W/m-K y en los últimos pasos del último panel los materiales utilizados tienen conductividades entre 15 y 30 W/m-K con temperaturas máximas de metal de hasta 900°C.

3. Receptor solar según reivindicación 2 caracterizado porque un tercio dei número total de tubos del primer panel del receptor con temperaturas máximas de metal de 700°C es de acero austenítico aleado con hasta un 20% de cromo, en los siguientes pasos de ios siguientes paneles con temperatura de metal máxima de 1100°C los tubos son con base níquel y en los últimos pasos del último panel con temperaturas máximas de metal de hasta 900°C, los tubos son de materiales de níquel-cromo.

4. Receptor solar según reivindicación 1 caracterizado porque los paneles que alcanzan temperaturas máximas de metal de 700°C cuentan con un recubrimiento de absortividad entre 0.3 y 0.7 o están sin pintar y los paneles que alcanzan temperaturas de metal entre 700°C y 1100°C cuentan con un recubrimiento de absortividad mayor de 0.95.

5. Receptor solar según reivindicación 1 caracterizado porque en el caso de que el receptor tenga más de tres paneles conectados en serie, los paneles situados en los extremos forman 90° con el plano que contiene la apertura de la cavidad de la torre solar.

6. Receptor solar según reivindicación 5 caracterizado porque los paneles centrales no se 5 encuentran enfrentados a la apertura de la cavidad.

7. Receptor solar según reivindicación 1 caracterizado porque el fluido caloportador gaseoso es C02 o aire o helio en condiciones subcríticas (bajas presiones) o supercríticas (altas presiones).

8. Receptor solar según reivindicación 7 caracterizado porque la longitud de los tubos que I0 forman los paneles será de entre 2 y 6 m y el diámetro externo de los mismos oscilará entre

los 20 y los 60 mm, con espesores de entre 2 y 6mm.

9. Receptor solar según reivindicación 7 caracterizado porque para un receptor subcrítico de C02 con picos máximos de densidad de flujo radiativo entre 200 y 250 kW/m2 con flujo másico que varía entre los 130 y los 160 Kg/m2-s o para un receptor supercrítico de C02

I5 con picos máximos de potencia entre 300 y 350 kW/m2 con flujo másico que varía entre los 2000 y los 2500 Kg/m2 s los diámetros de tubo internos varían entre los 20mm y los 50mm y tiene por cada paso de fluido y por cada kg/s entre 4 y 20 tubos.