Los servicios DLR y CSP Services ganan el premio SolarPACES 2021 por su sistema de medición de densidad de flujo solar

El nuevo sistema de medición determina la densidad de flujo de los receptores en las plantas de energía solar de torre

El premio de tecnología SolarPACES de este año es para un equipo de investigadores del Instituto DLR de Investigación Solar y CSP Services. El método de medición que desarrollaron conjuntamente calcula la distribución de la densidad del flujo solar en el receptor de las plantas de energía solar de torre en tiempo real. Los resultados de la medición muestran la intensidad con la que la radiación solar concentrada golpea las superficies del receptor. Las plantas de energía solar pueden utilizar la información para alinear mejor los helióstatos, lo que aumenta la vida útil del receptor y la eficiencia de la planta de energía.

El Programa de Cooperación Tecnológica SolarPACES (Energía Solar y Sistemas Energéticos) bajo el paraguas de la Agencia Internacional de Energía IEA es la red internacional líder de investigadores en los campos de generación de energía solar térmica y sistemas químicos solares. Como parte de su conferencia anual, SolarPACES honra una nueva tecnología sobresaliente con el Premio de Tecnología SolarPACES cada año.

¿Cuánta radiación solar concentrada está llegando?

En una planta de energía de torre solar comercial, decenas de miles de espejos individuales agrupan la luz del sol y la reflejan sobre una superficie en la parte superior de la torre solar. Allí, un receptor capta la radiación y la convierte en calor. Si la radiación golpea toda la superficie del receptor con una intensidad distribuida uniformemente, la producción de energía es máxima. Sin embargo, puede suceder que los espejos estén alineados de tal manera que surjan los denominados hotspots, por ejemplo. Una distribución tan desigual de la radiación solar provoca un envejecimiento acelerado del receptor y conduce a mayores pérdidas de calor. Por lo tanto, para poder alinear de manera óptima los helióstatos de la central eléctrica, el centro de control de la central eléctrica no solo necesita información sobre la posición del sol y la radiación solar esperada, sino también sobre la distribución de la radiación en el receptor.

Se pueden extraer conclusiones, por ejemplo, de las mediciones de temperatura mediante sensores o cámaras de infrarrojos. Sin embargo, estos métodos solo determinan la distribución de la radiación indirectamente al observar el desarrollo de calor. La densidad del flujo solar, por otro lado, es una medida directa de la intensidad con la que la luz solar concentrada golpea el receptor. Hasta ahora, las mediciones de densidad de flujo solo eran posibles utilizando las llamadas barras móviles, un sistema costoso y complejo de instalar y, al mismo tiempo, propenso a errores. Por lo tanto, solo se utiliza para mediciones de prototipos más pequeños en instalaciones de prueba. Hasta ahora no ha existido un sistema viable para las centrales eléctricas comerciales.

El nuevo sistema de medición funciona sin una barra móvil, solo con una cámara digital y calcula la densidad de flujo sobre la base de los datos de la imagen sin procesar. Como base para los cálculos, las propiedades reflectantes del receptor se determinan una vez al configurar el sistema.

Una cámara toma fotografías de la superficie de un receptor solar durante la operación solar. Al aplicar varias matrices de corrección y calibrar con un radiómetro, la imagen sin procesar rectificada se convierte en una imagen de la distribución de la densidad del flujo solar en kW / m ² . Imagen: DLR

Para caracterizar el receptor de la torre solar de Jülich, los investigadores lo irradiaron con un foco después de la puesta del sol. Usando una cámara digital, tomaron fotografías del receptor una tras otra desde 16 posiciones diferentes en el campo del espejo y luego pudieron determinar sus propiedades de reflexión. Estos datos sirven posteriormente como base para corregir las imágenes sin procesar.

Con un proceso de escaneo patentado, las propiedades de reflexión de la superficie del receptor se determinan por la noche. Esto es necesario solo una vez para la instalación del sistema. Estos datos se utilizarán posteriormente para corregir las imágenes sin procesar. Imagen: DLR

Posibilidad de realizar mediciones en tiempo real durante el funcionamiento

En conexión con un radiómetro, las grabaciones durante la operación solar se pueden convertir en distribuciones de densidad de flujo solar en cuestión de segundos. Esto permite al operador de la planta de energía determinar en tiempo real cuánta radiación solar llega al receptor. El sistema se puede utilizar para todo tipo de receptores que tengan una superficie externa. El líder del grupo de investigación Marc Röger del Instituto de Investigación Solar: “Desde nuestro punto de vista, el sistema es particularmente interesante para nuevos proyectos de plantas de energía que aún no tienen un sistema de monitoreo o para plantas de energía que quieren reemplazar su sistema existente, por ejemplo un sistema de termografía. «

Las mediciones en tiempo real no interfieren con el funcionamiento de la central eléctrica. Otras ventajas del sistema son los bajos costes operativos y de inversión, así como la larga vida útil del sistema.