Por PV magazine – 08 de febrero de 2022 (World energy trade)
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Seaborg Technologies, fabricante danés de reactores nucleares de sales fundidas, colabora con su empresa hermana, Hyme Energy ApS, en el desarrollo de una tecnología de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas capaz de almacenar grandes cantidades de energía eólica y solar intermitente.
La novedosa tecnología se concibió originalmente para su uso en el reactor nuclear avanzado de próxima generación de Seaborg, el Reactor Compacto de Sales Fundidas. Pero adquirió vida propia cuando los expertos de la empresa desarrollaron un método de control químico que mantiene a raya la corrosión por hidróxido de sodio.
“Normalmente, ningún químico en su sano juicio se fijaría en algo tan corrosivo como el hidróxido de sodio”, dijo el director general de Seaborg, Troels Schönfeldt, a la pv magazine. “Sin embargo, en el desarrollo de nuestro reactor, necesitábamos utilizar hidróxido de sodio y nos vimos obligados a desarrollar estos métodos”.
El hidróxido de sodio puede producirse a bajo coste a partir del agua de mar como subproducto de la producción de cloro. Seaborg dijo que es seis veces más barato que las sales estándar utilizadas para el almacenamiento.
“Los hidróxidos pueden contener más calor por unidad de sal, lo que los hace más eficientes y reduce la cantidad de sal necesaria en comparación con los usos actuales de la sal”, explicó la empresa. “Esto reduce el coste de la sal como medio de almacenamiento en aproximadamente un 90%”.
El hidróxido de sodio se produce en todo el mundo a granel, como subproducto que forma parte del proceso del cloruro alcalino. Normalmente, el precio a granel rondaría los 150 dólares por tonelada, o unos 0,75 dólares por kWh como precio volumétrico del medio de almacenamiento.
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El sistema de almacenamiento propuesto utiliza energía renovable para calentar la sal mediante calentadores eléctricos. Se basa en diseños de almacenamiento en sales fundidas de dos tanques desarrollados para plantas de energía solar concentrada (CSP). Tiene una capacidad de almacenamiento escalable de 250MWh a 5GWh. Se espera que una instalación de 1GWh con hidróxidos de sodio sea capaz de almacenar calor para producir energía y calor para unos 100.000 hogares durante 10 horas de descarga.
Los dos depósitos son capaces de almacenar electricidad en forma de calor a 700 C.
La alta temperatura ofrece una gran flexibilidad en cuanto a la forma de extraer la energía, incluida la producción combinada de calor y electricidad de ciclo Rankine, la conversión de calor en energía de ciclo Brayton, el almacenamiento de calor para la calefacción urbana y el calor de proceso industrial.
Los calentadores de inmersión se utilizan para almacenar el exceso de electricidad en forma de calor, mientras que las bombas controlan el flujo para descargarlo a través de intercambiadores de calor de sal a vapor para producir vapor que impulse las turbinas de vapor para la cogeneración en la configuración más sencilla. Seaborg dijo que este sistema de almacenamiento puede tener una pérdida de calor máxima de entre el 0,5% y el 1% diario y que su carga y descarga son libremente escalables.
Sus costes deberían ser entre un 30% y un 50% inferiores a los del almacenamiento convencional en sales fundidas. Hyme cree que podría reducir a la mitad el precio de las instalaciones de almacenamiento de energía a largo plazo y a gran escala, independientemente de la ubicación geográfica.
“Perseguimos la comercialización de los hidróxidos como componente clave en el almacenamiento de energía a gran escala”, dijo el director general de Hyme, Ask Emil Løvschall-Jensen, señalando que la primera instalación piloto de fabricación debería estar operativa en 18 meses.
Hyme ha recibido el respaldo de la Agencia Danesa de la Energía para construir la planta piloto en un emplazamiento de pruebas en Esbjerg (Dinamarca), una zona conocida por ser un lugar geográficamente muy favorable para la energía eólica, con grandes proyectos en alta mar ya en funcionamiento. Hyme construirá la planta piloto junto con otros socios del proyecto, como SAN Electro, Alfa Laval y Sulzer, así como el proveedor regional de calefacción urbana DIN Forsyning.
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