ES2878098T3 - Sistema y método para la monitorización termomecánica de un receptor solar - Google Patents

Sistema y método para la monitorización termomecánica de un receptor solar Download PDF

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ES2878098T3 ES18707734T ES18707734T ES2878098T3 ES 2878098 T3 ES2878098 T3 ES 2878098T3 ES 18707734 T ES18707734 T ES 18707734T ES 18707734 T ES18707734 T ES 18707734T ES 2878098 T3 ES2878098 T3 ES 2878098T3
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Abstract

Una planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) que comprende una pluralidad de heliostatos o campo de heliostatos, un receptor (3) de energía solar sustancialmente cilíndrico, preferiblemente un molten salt solar receiver (receptor solar de sal fundida - MSSR), ubicado encima de una torre central (1) y que tiene una superficie externa cubierta con paneles receptores (30) y un escudo térmico (2) adyacente al receptor solar (3), reflejando los heliostatos energía solar a dicha superficie externa del receptor (3), comprendiendo cada panel receptor (30) una pluralidad de tubos (6) intercambiadores de calor para transportar un fluido de transferencia de calor, que están parcialmente expuestos en la superficie externa del receptor y comprenden un sistema de monitorización termomecánica para asegurar la integridad de los tubos de panel receptor solar durante el funcionamiento, comprendiendo dicho sistema de monitorización termomecánica al menos: - una pluralidad de dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas ubicados en el suelo y montados cada uno en un dispositivo (8) de fijación y orientación, para medir la radiación infrarroja emitida por la superficie externa del receptor (3) y proporcionar una señal dependiente de la temperatura del panel en un área de dicha superficie externa; - para cada dispositivo (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas, un área de referencia de interés RAOI (12) ubicada en el escudo térmico (2) dispuesto opuesto a su dispositivo (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas y que contiene uno o más sensores (13) de temperatura para medir una temperatura de referencia correspondiente a dicha RAOI (12); - uno o más flujómetros (22) para medir la velocidad de flujo del fluido de transferencia de calor en los tubos (6) intercambiadores de calor y sensores (23) de temperatura dispuestos respectivamente en la entrada y la salida de los tubos intercambiadores (6), estando las mediciones proporcionadas por los flujómetros (22) y los sensores (23) de temperatura previstas para calcular el equilibrio energético absorbido por el fluido de transferencia de calor en el receptor, así como las tensiones mecánicas experimentadas por los tubos intercambiadores (6); un sistema de procesamiento de datos para calcular y/o suministrar respectivamente la temperatura máxima, el perfil de temperatura y/o el perfil de energía absorbida en cada tubo (6) intercambiador de calor y las tensiones mecánicas teóricas asignadas a cada tubo (6) intercambiador de calor en función de la temperatura proporcionada por los dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes, teniendo en cuenta la temperatura de referencia del RAOI y la temperatura del fluido de transferencia de calor en la entrada y la salida de dichos tubos (6), para controlar si el punto operativo de un área ubicada en el receptor solar (3) está dentro de una envolvente funcional (16) en la tensión teórica /Tmáx bidimensional que define los umbrales de temperatura y tensión predefinidos y para emitir alertas en caso de exceder dichos umbrales de temperatura y tensión predefinidos, mientras esté fuera de dicha envolvente (16) y requiera además que la radiación heliostática se desenfoque en dicha área, comprendiendo el sistema de procesamiento de datos primeros medios (41) de control para controlar cámaras IR, segundos medios (42) de control para controlar la integridad del tubo de panel en funcionamiento y un sistema de control distribuido DCS (40) conectado a los primeros y segundos medios (41, 42) de control, a flujómetros (22), sensores (23) de temperatura del tubo y sensores (13) de temperatura de referencia del RAOI, siendo dicho DCS (40) capaz de comunicar la temperatura (13) de referencia medida del RAOI (12) a los primeros medios (41) de control, la velocidad de flujo y las temperaturas de entrada/salida medidas del fluido de transferencia de calor a los primeros medios (41) de control y/o segundos medios (42) de control y siendo dicho DCS capaz de recibir de los segundos medios (42) de control información de desenfoque de panel local para desenfocar la radiación heliostática en uno o más paneles (30); en donde los segundos medios (42) de control para controlar la integridad del tubo de panel en funcionamiento son medios capaces de comunicarse con los primeros medios (41) y para: - calcular una temperatura máxima corregida en cada tubo intercambiador (6) introduciendo una corrección matemática sobre la base de las temperaturas medidas por la cámara IR, las temperaturas de la sal fundida del panel de entrada y salida y el flujo de sal fundida en el panel considerado; - con un modelo matemático dedicado de alteración por fatiga, calcular el nivel teórico de tensión en los tubos (6); - comparar la ubicación de puntos definidos por dicha temperatura máxima corregida calculada y dicho nivel de tensión calculado dentro de la envolvente funcional del receptor solar permitida; - generar una alarma y, según el nivel de error real, solicitar el desenfoque y/o apagado del heliostato, cuando la ubicación de dicha temperatura máxima corregida calculada y/o dicho nivel de tensión calculado está fuera de dicha envolvente funcional.

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y método para la monitorización termomecánica de un receptor solar
Campo de la invención
La presente invención se refiere al campo técnico de plantas o sistemas de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP). Particularmente, la invención se refiere a la monitorización termomecánica de un molten salt solar receiver (receptor solar de sal fundida - MSSR) para plantas CSP con torre central.
La solución proporcionada por la presente invención podría usarse en cualquier aplicación en la que se necesite monitorización termomecánica.
Antecedentes tecnológicos
En el marco de la presente invención, el receptor 3 solar externo para una planta 1 con torre de CSP (Fig. 1) está compuesto por paneles 30 receptores solares y paneles absorbedores que forman un escudo térmico 2 y se unen alrededor de una estructura de acero para crear un polígono externo ubicado a una cierta altura, por ejemplo, a aproximadamente 230 m en el caso del proyecto Atacama del solicitante. En el ejemplo anterior, 16 paneles 30 receptores solares de aproximadamente 18 m de alto se disponen, también, según una disposición poligonal que tiene un diámetro de aproximadamente 20 m. Un heat transfer fluid (fluido de transferencia de calor - HTF) fluye a través de estos paneles receptores 30 desde un tanque frío 4 hasta un tanque caliente 5 según una circulación específica con controles en puntos diferentes (Fig. 2).
Los paneles 30 receptores solares están hechos de tubos 6 soldados rectos (Fig. 3) dispuestos en posición vertical para facilitar el drenaje y la ventilación, sin que los tubos 6 estén soldados entre sí a lo largo de su longitud. Estos tubos 6 tienen una cara frontal expuesta a irradiación solar y una cara posterior no expuesta a irradiación solar.
Un sistema de soporte se suelda al área posterior del tubo en diferentes posiciones a lo largo de la longitud del tubo. El sistema de soporte permite la dilatación horizontal y vertical y evita una flexión de los tubos debido a una alta diferencia térmica entre las caras frontal y posterior de cada tubo.
Técnica anterior
La monitorización térmica de receptores solares usada en la tecnología con torres de CSP se realiza por cámaras IR que permiten la captura de una imagen térmica de la superficie de los receptores como ya se conoce en otros dominios como el proceso de fabricación con control y detección de puntos de sobrecalentamiento localizados.
Entre las patentes sobre la fabricación de cámaras IR pueden citarse las siguientes:
- La patente de FLIR US-2008/0265162 A1 y la patente de Brightsource US-20130088604 A1;
- La patente de Westinghouse Electric Corporation US-5.689.734 A que describe un sistema de cámara presurizada para ver un objeto localizado en una región de contaminación (p. ej., aceite, agua, materia particulada, o similares). El sistema es capaz de presurizarse internamente por encima de la presión ambiente, de manera que se evita que la contaminación entre en el sistema de cámara y la ensucie. El sistema incluye un alojamiento que tiene un puerto interior y otro de visión. Un sensor electrónico está dispuesto en el alojamiento opuesto al puerto para detectar el objeto y para generar una señal de salida eléctrica que se desplaza a lo largo de un conductor conectado al sensor.
Entre las patentes relacionadas con el uso de tales cámaras en procesos de fabricación puede citarse la patente de Ircon W o 2004/020926 A1, relacionada con el control de temperatura durante la fusión de metal.
En el dominio solar, pueden citarse las siguientes patentes relacionadas con el control de heliostatos: SolarReserve (US-2013/0104963 A1), Brightsource (US-8.360.051 B2, US-9.222.702 B2 y US-2013/0139804 A1), eSolar (WO2010/017415 A2).
Con respecto a la monitorización térmica de los paneles receptores solares en la tecnología con torre de CSP, solo se han identificado dos patentes relevantes. La primera es la patente de SolarReserve presentada en 2004 (US-2004/0086021 A1). En esta patente, la solución propuesta consiste en capturar una imagen térmica del receptor solar gracias a las cámaras IR. Estas cámaras IR se ubican a una distancia del receptor solar y se colocan en el suelo o a un nivel de altura específico. La conexión de las cámaras IR podría ser una conexión inalámbrica. La segunda fue presentada por Brightsource en 2009 (US-8.931.475 B2). Esta patente es una mejora de la propuesta de SolarReserve.
En esta última patente, Brightsource propone un sistema y un método para monitorizar directamente el flujo de energía de un receptor solar, que comprende:
- una medición de la radiación IR obtenida usando una o más cámaras IR. La superficie externa de cada tubo receptor solar está controlada por un píxel como mínimo;
- termopares instalados para:
o la medición de temperatura del fluido entrante y saliente;
o la medición de temperatura de la superficie del tubo;
- una estación meteorológica para el control del estado atmosférico (temperatura, velocidad del viento, humedad); - un transmisor de flujo calibrado para enviar una señal al sistema de control;
- un sistema de control que recibe todas las señales, recalcula la temperatura (en base a las señales recibidas), recalibra el flujo y redirige los heliostatos;
- un método que consiste en:
o determinar la distribución de flujo de energía en el receptor basado en mediciones de cámaras IR;
o recalcular la distribución de flujo basado en los datos del transmisor de flujo, los termopares y la estación meteorológica;
o generar una señal de alarma en caso de alcanzar la temperatura crítica; y
o enfocar/desenfocar los heliostatos según estas mediciones.
Sobre la base del análisis de las patentes, la patente de Brightsource mencionada anteriormente parece ser la patente más relevante y completa en este dominio. Sin embargo, la solución propuesta se limita exclusivamente a la monitorización térmica de los tubos del panel receptor solar. Esta solución no es capaz de:
- recalcular con alta precisión la temperatura máxima en cada tubo del receptor solar;
- asegurar una monitorización termomecánica de los tubos del receptor solar.
En resumen, las soluciones de la técnica anterior no son satisfactorias, ya que solo se limitan a la monitorización térmica del receptor solar. De hecho, no existe un sistema y un método específicos capaces de proporcionar la temperatura del tubo y un análisis de deformación termomecánica y que además permita una condición de funcionamiento seguro del receptor solar.
Objetivos de la invención
La presente invención tiene como objetivo proporcionar una solución para asegurar la integridad de los tubos del panel receptor solar, al evitar una carga termomecánica excesiva en los tubos que componen la superficie del receptor cuando recibe un nivel de flujo térmico muy alto.
Particularmente, la invención tiene como objetivo lograr una monitorización termomecánica que asegure la integridad de los tubos del panel receptor solar y que sea capaz de generar alarmas en caso de salir de una envolvente funcional, definiéndose una temperatura máxima por panel y desenfocando los heliostatos en base a un cálculo de software, actuando el sistema en el campo de los heliostatos, ya sea mediante una solicitud de desenfoque local o una solicitud de desenfoque total, o que se apague completamente si es necesario.
Otro objetivo de la presente invención es poder ofrecer un alcance completo con una garantía simplificada de toda la instalación y, por lo tanto, proponer un alcance de responsabilidad similar a los principales competidores. Sumario de la invención
Un primer aspecto de la presente invención se refiere a una planta de concentrated solar power (energía solar concentrada -CSP) que comprende una pluralidad de heliostatos o campo de heliostatos, un receptor de energía solar sustancialmente cilíndrico, preferiblemente, un concentrated solar power (receptor solar de sal fundida -MSSR) ubicado encima de una torre central y que tiene una superficie externa cubierta con paneles receptores y un escudo térmico adyacente al receptor solar, reflejando los heliostatos energía solar a dicha superficie externa del receptor, comprendiendo cada panel receptor una pluralidad de tubos intercambiadores de calor para transportar un fluido de transferencia de calor, que están parcialmente expuestos en la superficie externa del receptor y comprenden un sistema de monitorización termomecánica para asegurar la integridad de los tubos del panel receptor solar durante el funcionamiento, comprendiendo dicho sistema de monitorización termomecánica al menos:
- una pluralidad de dispositivos de obtención de imágenes térmicas ubicados en el suelo y montados cada uno en un dispositivo de fijación y orientación, para medir la radiación infrarroja emitida por la superficie externa del receptor y proporcionar una señal dependiente de la temperatura del panel en un área de dicha superficie externa;
- para cada dispositivo de obtención de imágenes térmicas, un reference area of interest (área de referencia de interés - RAOI), ubicada en el escudo térmico dispuesto opuesto a su dispositivo de obtención de imágenes térmicas y que contiene uno o más sensores de temperatura para medir una temperatura de referencia correspondiente a dicha RAOI;
- uno o más flujómetros para medir la velocidad de flujo del fluido de transferencia de calor en los tubos intercambiadores de calor y sensores de temperatura dispuestos respectivamente en la entrada y la salida de los tubos intercambiadores, estando las mediciones proporcionadas por los flujómetros y los sensores de temperatura previstas para calcular el equilibrio energético absorbido por el fluido de transferencia de calor en el receptor, así como las tensiones mecánicas experimentadas por los tubos intercambiadores;
- un sistema de procesamiento de datos para calcular y/o suministrar respectivamente la temperatura máxima, el perfil de temperatura y/o el perfil de energía absorbida en cada tubo intercambiador de calor y las tensiones mecánicas teóricas asignadas a cada tubo intercambiador de calor en función de la temperatura proporcionada por los dispositivos de obtención de imágenes, teniendo en cuenta la temperatura de referencia del RAOI y la temperatura del fluido de transferencia de calor en la entrada y la salida de dichos tubos, para controlar si el punto operativo de un área ubicada en el receptor solar está dentro de una envolvente funcional en la tensión teórica /Tmáx bidimensional que define los umbrales de temperatura y tensión predefinidos y para emitir alertas en caso de exceder dichos umbrales de temperatura y tensión predefinidos, mientras esté fuera de dicha envolvente y requiera, además, que la radiación heliostática se desenfoque en dicha área, comprendiendo el sistema de procesamiento de datos primeros medios de control para controlar las cámaras IR, segundos medios de control para controlar la integridad del tubo del panel en funcionamiento y un distributed control system (sistema de control distribuido - DCS), conectado a los primeros y segundos medios de control, a flujómetros, sensores de temperatura del tubo y sensores de temperatura de referencia del RAOI, siendo dicho DCS capaz de comunicar la temperatura de referencia medida del RAOI a los primeros medios de control, la velocidad de flujo y las temperaturas de entrada/salida medidas del fluido de transferencia de calor a los primeros medios de control y/o segundos medios de control, y siendo dicho DCS capaz de recibir de los segundos medios de control información de desenfoque de panel local para desenfocar la radiación heliostática en uno o más paneles;
en donde los segundos medios de control para controlar la integridad del tubo del panel en funcionamiento son medios capaces de comunicarse con los primeros medios y para:
- calcular una temperatura máxima corregida en cada tubo intercambiador introduciendo una corrección matemática sobre la base de las temperaturas medidas por la cámara IR, las temperaturas de la sal fundida del panel de entrada y salida y el flujo de sal fundida en el panel considerado;
- con un modelo matemático dedicado de alteración por fatiga, calcular el nivel teórico de tensión en los tubos;
- comparar la ubicación de puntos definidos por dicha temperatura máxima corregida calculada y dicho nivel de tensión calculado dentro de la envolvente funcional del receptor solar permitida;
- generar una alarma y, según el nivel de error real, solicitar el desenfoque y/o apagado del heliostato, cuando la ubicación de dicha temperatura máxima corregida calculada y/o dicho nivel de tensión calculado está fuera de dicha envolvente funcional.
Según realizaciones preferidas, la planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la invención comprende, además, una de las siguientes características o una combinación adecuada de estas:
- el fluido de transferencia de calor es una sal fundida;
- los dispositivos de obtención de imágenes térmicas son cámaras IR provistas de una lente dedicada, al menos en un número de cuatro, y ubicadas en el suelo a una distancia definida del pie de la torre de CSP y con una separación angular regular entre sí alrededor de la torre de CSP, estando el ángulo entre el área para monitorizar en el receptor solar y el eje de la lente de la cámara comprendido, preferiblemente, entre 45° y 90°;
- por motivos de redundancia, cada panel está en el campo de visión de dos cámaras, siendo cada cámara capaz de monitorizar cuatro paneles, preferiblemente paneles adyacentes y, en caso de fallo de una cámara más cercana, los paneles que están inmediatamente fuera de los paneles adyacentes;
- el dispositivo de fijación y orientación de los dispositivos de obtención de imágenes térmicas está compuesto de un alojamiento de dispositivo de obtención de imágenes térmicas, un mástil, un sistema de ajuste de posición, una caja remota y medios de enfriamiento/calentamiento para mantener los dispositivos de obtención de imágenes térmicas en un intervalo predefinido de temperatura;
- los primeros medios de control para controlar las cámaras IR son medios para:
o detectar puntos calientes y emitir alarmas automáticas;
o registrar, analizar y almacenar mediciones de temperatura;
o proporcionar un visor de temperatura de superficie para un operador, que incluye transformar una imagen cilíndrica en una imagen plana rectangular;
o comparar las mediciones de las cámaras IR con la temperatura de referencia dada por los sensores de una RAOI y, sobre la base de la tendencia dada por la referencia de temperatura, para calibrar las cámaras IR ajustando los parámetros de transmisividad y/o emisividad; - los primeros medios de control para controlar las cámaras IR y los segundos medios de control para controlar la integridad del panel en funcionamiento están en forma de instrucciones legibles almacenadas en una memoria de un PC maestro, comunicándose dichos primeros medios de control y segundos medios de control a través de una DLL también almacenada en el PC maestro y en donde los primeros medios de control para controlar las cámaras IR también están en forma de instrucciones legibles almacenadas en la memoria de un PC esclavo;
- los datos de las cámaras IR sin procesar se tratan posteriormente en el PC maestro y en el PC esclavo, y en donde los datos tratados posteriormente se intercambian entre ambos PC por los primeros medios de control, dichos segundos medios tratando los datos de las cámaras IR procedentes de los primeros medios a través de la DLL;
- la temperatura máxima de la pared externa To, máx. de un tubo ubicado se da por la ecuación:
To:máx(x:y = A.Tcámara:célula(x:y) + B. Tsal(x:y),
obteniéndose A y B mediante un ajuste de mínimos cuadrados lineal en los datos Tsal, To, máx y Tcámara, comprendiendo una célula i x j píxeles (I, j enteros > 0);
- la planta de CSP comprende además medios de control de circuito cerrado para optimizar el funcionamiento del sistema formado por el receptor solar, las cámaras IR y el campo de heliostatos. Un segundo aspecto de la presente invención se refiere al uso de la planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP), tal como se describió anteriormente, para optimizar la energía solar recibida por el receptor solar y/o la superficie del receptor solar usada.
Un tercer aspecto de la presente invención se refiere a un método para monitorizar termomecánicamente un receptor de energía solar de una planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP), tal como se describió anteriormente, para asegurar la integridad de los tubos del panel receptor solar y/u optimizar la carga de energía del receptor solar, comprendiendo el método, al menos, las siguientes etapas: - adquirir datos sin procesar de dispositivos de obtención de imágenes térmicas;
- corregir dichos datos sin procesar mediante temperaturas de referencia del RAOI ubicadas en el escudo térmico para obtener temperaturas corregidas a nivel de píxeles;
- adquirir datos del flujo másico de sal fundida y las temperaturas de sal fundida en la entrada y salida de cada panel receptor;
- suponer la energía absorbida;
- discretizar el receptor solar en células (x, y);
- al nivel de célula, calcular la temperatura externa máxima en la cresta del tubo de los tubos intercambiadores, es decir, para una dirección del rayo de visión en un ángulo de 90°, según To:máx(x:y = A.Tcámara:célula(x:y) + B. Tsal(x:y),
donde los coeficientes A y B se determinan mediante el método de mínimos cuadrados;
- calcular la temperatura interna máxima de la célula en cada tubo intercambiador;
- calcular la energía absorbida de la célula, la temperatura máxima externa e interna de cada tubo intercambiador en cualquier ángulo del rayo de visión;
- calcular el nivel de tensión teórica en el tubo;
- comparar la carga termomecánica real del tubo con la envolvente funcional de tensión/temperatura;
- si dicha ubicación está fuera de dicha envolvente funcional, según criterios predefinidos, proporcionar una señal de alerta y posiblemente calcular el índice de disminución de energía y solicitar el desenfoque de radiación del heliostato.
Breve descripción de los dibujos
La Fig. 1 representa una torre de CSP con receptor solar y escudo térmico.
La Fig. 2 representa el tanque frío y el tanque caliente de sal fundida y el diagrama de tuberías e instrumentación (DTI) del receptor solar respectivamente.
La Fig. 3 representa un diseño de un panel receptor solar.
La Fig. 4 representa una cámara IR con lentes asociadas a su sistema de soporte.
La Fig. 5 representa un ejemplo de cámaras IR conectadas al suelo alrededor de la torre solar.
La Fig. 6 representa los principios del RAOI con la ubicación de los termopares.
La Fig. 7 representa el protocolo de comunicación entre el software de las cámaras IR, el software CMI y el DCS. La Fig. 8 representa la temperatura o el perfil de energía absorbida para un tubo.
La Fig. 9 representa la identificación de la envolvente funcional en un gráfico que muestra la tensión teórica de una aleación Saleación en función de To,máx. para todas las condiciones operativas definidas por el cliente.
La Fig. 10 muestra la envolvente funcional de la Fig. 9 con identificación de área segura e insegura.
La Fig. 11 representa el DTI del sistema de monitorización.
La Fig. 12 representa un ejemplo de discretización de tubos.
La Fig. 13 representa un ejemplo del mapa de temperatura de la cámara de entrada.
La Fig. 14 representa un ejemplo del área de desenfoque del panel.
Descripción detallada de la invención
Con respecto a la carga térmica alta y al nivel alto de tensión de los tubos 6 de receptor solar, una monitorización termomecánica de estos últimos es muy importante para asegurar la integridad de la superficie del receptor solar. Una medición indirecta es la única solución posible para ello, a diferencia de cualquier medición directa (termopar, sensor de flujo, extensómetro, etc.).
En la presente invención se proponen un sistema y método de monitorización termomecánico dedicados para:
- asegurar la integridad de los tubos de panel receptor solar, definiéndose una temperatura máxima por panel, así como una envolvente funcional bidimensional (tensión teórica, Tümáx) para el receptor solar; - controlar el campo de heliostatos:
o solicitud de desenfoque en una primera etapa;
o integración en un circuito de control en las siguientes etapas.
El sistema de monitorización termomecánica está basado en cámaras infrarrojas (IR) 7, 7A, 7B, etc., asociadas a una lente dedicada, instaladas en un sistema 8 de soporte específico (Fig. 4). El equipo 7, 8 de cámara está ubicado en el campo de heliostatos, a nivel del suelo, y a una cierta distancia L desde el pie de la torre que soporta el receptor solar (Fig. 5). Se prevé que las lentes dedicadas mencionadas anteriormente tengan un campo visual adaptado al tamaño del receptor solar.
Además, un Reference Area of Interest (área de interés de referencia - RAOI) 12 que tiene transmisores de temperatura o termopares 13 (Fig. 6) se ubica en el escudo 2 térmico del receptor solar, usándose dichos termopares 13 para la corrección de la temperatura sin procesar suministrada por las cámaras IR. El RAOI incluye transmisores 13 de temperatura que se usan como referencia por la cámara para tener en cuenta la contaminación atmosférica (ver más abajo).
El método de monitorización termomecánica también se basa en el denominado software de cámara IR (del proveedor de cámaras IR) y el denominado software CMI (del solicitante) para el análisis de datos y en cálculo con un protocolo de comunicación adaptado entre estos softwares, el DCS 40 (Sistema de Control Distribuido) y el sistema de monitorización (Fig. 7).
Los siguientes puntos enumerados describen ejemplos de criterios que deben tenerse en cuenta para configurar la guía principal para seleccionar la cámara y la lente asociada, su posición en el campo solar, el número de cámaras incluido el espacio cerrado para las cámaras (p. ej., para asegurar una protección térmica de la cámara):
- al menos 4 cámaras, cada una con una lente asociada, y un recambio de cada una, o 4 cámaras como opción para asegurar la redundancia del sistema (Fig. 5, las cámaras 7A y 7B aseguran la redundancia para la cámara 7 y viceversa). En el ejemplo anterior, la distancia entre cada cámara y el pie de la torre es aproximadamente 240 m;
- al menos una resolución de cámara de 640 x 480 píxeles;
- la cubierta de la superficie expuesta del receptor solar;
- la siguiente resolución para el sistema cámara/lente: 1 píxel = /- un diámetro de tubo (p. ej. 50,8 mm); - un alojamiento que asegure la integridad térmica de la cámara (es decir, el dispositivo electrónico relacionado): -15 a 50 0C (según la información del proveedor de la cámara IR). Debido a su tamaño relativamente grande, las lentes se deforman con la temperatura. Por lo tanto, el proveedor mantiene el sistema en un intervalo de temperatura de 30 a 50 0C. En este intervalo de temperatura, se espera que el sistema de cámaras pueda corregir el error inducido por la deformación de la lente;
- una precisión de /-2 %, caracterizando esta precisión a la propia cámara (y no al sistema compuesto por la cámara y su lente)
Descripción de las realizaciones preferidas de la invención
Hardware
La solución propuesta consiste en un sistema y un método para asegurar la monitorización termomecánica de un receptor solar.
Según realizaciones preferidas, el sistema anterior se compone de:
1. Cámaras IR con lentes específicas
Ocho (8) cámaras infrarrojas (IR), cada una con una lente dedicada, se ubican en el campo de heliostatos a nivel del suelo y se distribuyen aproximadamente con una separación respectiva a un ángulo de 45° alrededor de la torre para obtener una imagen global de la superficie del panel del receptor solar. Cada panel está en el Field Of View (Campo de visión - FOV) de dos cámaras (Fig. 5) para asegurar la redundancia del sistema (p. ej., panel 31: cámaras 7 y 7A; panel 31': cámaras 7 y 7B). Además, cada cámara monitoriza 4 paneles, preferiblemente el panel 31 y 31 ', pero también el 32 y 32' en caso de fallo de la cámara más cercana.
Esta solución de cámaras IR con lente dedicada se prefiere a las cámaras IR con mayor resolución para asegurar un presupuesto razonable y también para asegurar el Field Of View (Campo de visión -FOV) adecuado y evitar ver el cielo (es decir, riesgo de ver el sol).
Se recomienda incluir el ángulo entre la superficie para monitorizar y el eje de la lente entre 45° y 90°, siendo el óptimo de 90° (pero imposible en la aplicación actual). Un ángulo menor que 45° implicará que la información térmica recibida por la cámara comienza a verse influida por la “temperatura del cielo” (reflejo en la superficie del receptor solar) y, por lo tanto, se prevé una degradación de la precisión.
Para un píxel del área sensible, la cámara IR da un promedio de la energía emitida por la superficie correspondiente en la superficie del receptor solar y, después, un promedio de temperatura.
La distancia entre la cámara IR y la superficie del receptor solar influye en la precisión/exactitud de la medición debido a la contaminación del aire: polvo, humedad, CO2, etc., que justifica el uso del RAOI para corregir la medición de la cámara IR.
2. Sistema dedicado para soportar y proteger el conjunto de cámaras IR y lentes asociadas
Como se representa en la Fig. 4, cada aparato 7 del sistema de cámaras se asocia a un soporte 8 que permite la fijación y orientación del conjunto (es decir, cámara IR y lente) y un sistema de alojamiento que asegura la protección y el calentamiento/enfriamiento del equipo a una temperatura predefinida dependiendo de las condiciones en el lugar. Según una realización preferida, el sistema 8 comprende un alojamiento 70 con ventana de germanio, fabricándose dicho alojamiento de acero inoxidable muy pulido que permite mantener la cámara y la lente en el intervalo de temperatura adecuado, un sistema 10 de ajuste de posición, una caja remota 11 así como un mástil 9 en acero inoxidable. El propósito principal del sistema 8 es mantener el dispositivo eléctrico de la cámara IR en un intervalo de temperatura aceptable pero también mantener la lente en un intervalo de temperatura para que la cámara pueda corregir la deformación de la lente.
3. RAOI (área de referencia de interés)
El RAOI es una zona de referencia de temperatura para la calibración de la cámara IR instalada en el escudo térmico 2. Se asocia una zona RAOI distinta a cada cámara. La referencia de temperatura se da por termopares, p. ej., 5 termopares instalados en cada RAOI, que proporcionarán datos de temperatura para compararlos con las mediciones de las cámaras IR. La calibración de las cámaras IR se realizará ajustando los parámetros de transmisividad y/o emisividad. Cada RAOI tiene que ubicarse delante de cada cámara IR. Cada RAOI será similar a la superficie del tubo en términos de material y revestimiento. El RAOI ubicada en el escudo térmico se somete a valores de temperatura equivalentes a los de los tubos (500 a 700 0C).
4. Software de cámara IR (proporcionado por el proveedor de cámaras IR)
Este es un software especializado para la detección infrarroja permanente en un receptor solar con áreas de interés definidas (campos AOI) que tiene, entre otras, las siguientes características:
- detección temprana de puntos calientes con inicio automático de medición y almacenamiento de datos; - uso de reference areas of interest (áreas de referencia de interés - RAOI) con termopares para la corrección de medición de temperatura IR;
- emisión de alarma automática fiable en límites de prealarma y alarma principal definidos, en el caso de que se exceda un umbral;
- escalar automáticamente la imagen en directo en la pantalla del operador;
- detección, visualización gráfica y numérica y gráficos de tendencias para áreas definidas en el receptor; - registro y análisis de tendencias de temperatura;
- adaptación de software: transformación de la superficie cilíndrica de cada imagen de cámara en forma rectangular;
- adaptación de software para el movimiento de la torre: corrección de puntos de medición AOI para el posicionamiento y definición exactos en cada tubo debido al movimiento de la torre;
- definición de áreas de corrección (formas: rectángulo, elipse, polígono) para la corrección local del valor de emisividad y transmisión del recorrido de medición sobre la base de una variedad de modelos de corrección.
El software de cámara IR:
- ajustará una línea basada en mediciones de los termopares en el RAOI;
- comparará el perfil térmico dado por los termopares en el RAOI y los perfiles térmicos dados por las cámaras IR;
- corregirá los parámetros de emisividad y/o transmisividad de la cámara IR para llevar el perfil térmico dado por la cámara IR junto con la tendencia dada por los termopares.
5. Software CMI
Este es un software desarrollado por el solicitante en vista de asegurar la integridad del receptor solar, y que es complementario al software del proveedor de cámaras IR.
Debido a la resolución de la cámara IR (1 pixel = 21 mm2) y teniendo en cuenta que el diámetro de un tubo es de 50,8 mm, el software de cámara IR no puede detectar la temperatura máxima en el perfil de temperatura del tubo, sino solamente una temperatura media.
La temperatura o perfil de energía absorbida en el tubo expuesto a los rayos solares es un perfil sinusoidal 14, 15 (Fig. 8). Por lo tanto, se alcanzará la temperatura máxima en una superficie muy pequeña del tubo no detectable por la cámara IR. Por lo tanto, el software IR proporcionará un tipo de “temperatura media” relacionada con la cantidad de energía emitida por el tubo. Este planteamiento conducirá a una subestimación de la temperatura máxima del tubo que no es aceptable en vista de la monitorización de la integridad del receptor.
Una mejora según la presente invención a este respecto es introducir una corrección matemática para calcular la temperatura local máxima en el tubo. Esta corrección se basa en:
- las temperaturas dadas por la cámara IR (software de cámara IR);
- la temperatura de las sales fundidas en la entrada y salida de los paneles de tubo;
- el flujo de sal fundida en el panel considerado.
Dado que el único conocimiento de la temperatura máxima en el tubo no es suficiente para asegurar la integridad del receptor, el solicitante desarrolló un modelo matemático (denominado software CMI) capaz de calcular el nivel de tensión teórica en los tubos. La evaluación tanto de la temperatura como del nivel de tensión en los tubos permitirá asegurar la integridad del receptor en comparación con la envoltura 16 funcional del receptor solar que ha sido validada por un análisis de vida útil del tubo bajo varias cargas termomecánicas (evaluación de la alteración por fatiga) (Figs. 9 y 10). Por lo tanto, se ha definido que la envolvente funcional 16 (Figs. 9 y 10) cubra todos los puntos funcionales del receptor solar.
Siempre que se superen los límites definidos, el software CMI generará una alarma y solicitará el desenfoque de un área (Fig. 10) al DCS 40 de la planta.
El software CMI es, por lo tanto, un complemento al software del proveedor de IR que se instala en los mismos ordenadores maestros/esclavos, PC1 43 y PC244 respectivamente.
6. DCS (cliente) o sistema de Control distribuido de la planta (Fig. 11)
En un DCS, una jerarquía de controladores está conectada por redes de comunicaciones para la monitorización y el comando. Se usan dos registros para almacenar, por ejemplo, un número de 4 bytes (pueden adaptarse dependiendo de la estructura de datos del DCS).
El software de cámara IR necesita la dirección del DCS para obtener la medición de la temperatura dada por los termopares instalados en el RAOI.
El software CMI también necesita la dirección del DCS 40 para obtener la temperatura de entrada y salida de la sal para cada panel. Se necesitan varios registros respectivamente para la temperatura de entrada y salida de la sal. La información en estos registros es leída desde el DCS 40 por el software CMI en PC1 43 y PC244. Además, el software CMI necesita la medición del flujo másico dada por los transmisores de flujo de los dos circuitos de receptor solar al DCS 40.
El software CMI también necesita ser capaz de escribir información de desenfoque en registros del DCS tales como el índice de disminución de energía y la localización del área crítica.
El software CMI también necesita registrar información del DCS 40 para poder escribir en él el estado de alarma. Cada una de estas informaciones necesita 1 bit (0 o 1) para escribirse en los registros.
Durante el funcionamiento normal, el software CMI en el PC maestro 43 (PC1) escribe estos datos en el DCS 40 mientras que el PC esclavo 44 está en espera. El PC esclavo 44 asumirá el papel del PC maestro en caso de fallo del PC maestro 43 o fallo del software de IR en el PC maestro 43 (Fig. 11).
El software del proveedor de IR necesita registrar la dirección del DCS para poder escribir información tal como la temperatura mínima/máxima/media con sus coordenadas por AOI y la temperatura mínima/máxima de todos los AOI por panel.
El software de cámara IR del PC maestro 43 escribe los datos anteriores en y desde los registros del DCS 40. Si este PC falla, el PC244 escribirá estos datos en lugar del PC1.
7. Ordenadores PC1 y PC2 (Fig. 11)
Estos ordenadores son necesarios para tratar posteriormente y administrar los datos de las 8 cámaras IR. Cada PC 43, 44 respectivamente trata posteriormente los datos sin procesar de 4 cámaras para asegurar la redundancia. El intercambio de datos tratados posteriormente de la cámara IR, entre PC1 43 y PC2 44, se realiza solamente a través del software de IR de cada PC. Ambos PC comunican datos entre sí desde sus 4 cámaras IR respectivas. El software CMI se ejecuta en PC1 43 y PC2 44 individualmente y trata los datos de las 8 cámaras IR procedentes del software IR a través de la DDL 45, respectivamente ubicadas en el mismo PC.
El software de la cámara IR y el software CMI en el PC1 (PC maestro 43) escriben y leen información en el DCS 40, respectivamente.
8. Transmisores de temperatura del HTF
Los transmisores de temperatura están disponibles para los 16 paneles. En su entrada y salidas, para cada punto de medición, hay disponibles 3 termopares y se aplica la regla “ 2 de 3” , lo que asegura una medición fiable de la temperatura del fluido de transferencia de calor (sal fundida).
9. Transmisores de flujo
Los transmisores de flujo están disponibles para los 2 circuitos. Además, también existe cierta redundancia gracias al diseño del flujómetro que incluye dos pares de sondas ultrasónicas (redundancia intrínseca).
Aspectos funcionales (software)
Para asegurar la integridad del receptor solar de sal fundida de una planta de torre de CSP, se propone un método de monitorización termomecánica en base a un modelo matemático. El modelo matemático se basa en un equilibrio térmico aplicado a un tubo discretizado.
Se discretiza un tubo del panel receptor solar. La posición de estos segmentos se identifica por el ángulo a que varía de 0 a 180° (Fig. 12).
El equilibrio térmico toma en consideración la siguiente transferencia de calor y modo de transferencias:
- el tubo del panel del receptor solar recibe el flujo de calor concentrado en 180° de su circunferencia, - se toma en consideración la conductividad a través del espesor del tubo,
- la convección forzada se modela por un coeficiente de transferencia de calor aplicado en el diámetro interno del elemento discretizado del tubo;
- las diferentes pérdidas térmicas en el diámetro externo se toman en consideración: reflectividad del recubrimiento aplicado sobre el tubo, emisividad, conductividad, convección forzada y natural.
El equilibrio térmico del tubo puede construirse y usarse según un método directo o un método indirecto. El método directo y el método indirecto usaron principalmente las mismas ecuaciones térmicas clásicas pero no en el mismo orden, y no usan las mismas entradas ni generan las mismas salidas.
Las ecuaciones térmicas clásicas se basan en la teoría de transferencia de calor y también usaron algunas ecuaciones empíricas basadas en el Atlas de Calor de la Asociación Alemana de Ingenieros, VD1Heat Atlas, segunda edición, Parte G1, Sección 4.1.
La originalidad del software desarrollado por el solicitante se basa en la posibilidad de:
- aplicar una corrección de la medición realizada por la cámara;
- poder evaluar la carga termomecánica de cada área de la superficie del receptor solar y compararla con la envolvente funcional del receptor solar.
Las dos secciones siguientes definirán con mayor precisión la originalidad del software CMI con los métodos directos e indirectos.
1. Método directo del software CMI
El método directo se utiliza principalmente para definir y calcular:
- la eficiencia del receptor solar sobre la base de un mapa de flujo incidente en la superficie del receptor solar;
- los factores correctivos usados en el método indirecto: coeficientes A y B (usados para la monitorización termomecánica con cámaras IR) - ver más abajo.
El método directo se basa en la siguiente arquitectura y etapas, representadas en la Tabla 1.
Figure imgf000011_0001
Tabla 1
En el método directo, el procedimiento es:
calcular/evaluar la temperatura media de la pared externa a partir de la medición realizada por la cámara, usando una ecuación simplificada para la transferencia radiativa desde el tubo hasta la cámara IR (no se muestra);
- calcular los coeficientes A y B.
Como se muestra en la Fig. 5, cada cámara cubre más de 90° de la superficie del receptor solar justo delante de esta. Según esto y para garantizar la redundancia:
Cada cámara está dedicada a cuatro paneles
El cálculo se realizará en paralelo para dos configuraciones:
- Configuración 1: paneles 31 y 31';
- Configuración 2: paneles 32 y 32'.
Cada panel está en el Field Of View (Campo de visión - FOV) de dos cámaras
Los resultados obtenidos dependen de las siguientes condiciones:
- en condiciones normales: resultados procedentes de un cálculo de “ configuración 1” ;
- en caso de fallo de la cámara en condiciones normales: los resultados provienen de un cálculo de “ configuración 2” .
A partir de la ecuación simplificada mencionada anteriormente (no se muestra), un valor de Tcámara,tubo(x,y) en un tubo puede evaluarse usando el método de discretización. La ecuación toma en cuenta a1, el ángulo entre el plano de panel y el plano tangente del tubo y a2, el ángulo entre el eje de la cámara y el eje entre el tubo y la cámara en línea recta (no se muestra). También cabe observar que la cámara no está “viendo” toda la superficie del medio tubo. De hecho, dependiendo de los ángulos a1 y a2, algunas áreas están ocultas por el propio tubo o por sus vecinos y no pueden ser “vistas” por la cámara. Este fenómeno se toma en cuenta en la ecuación mencionada anteriormente (no se muestra) con los límites:
- 03 ángulo en la sombra del tubo vecino;
- a4: ángulo oculto por el propio tubo.
Otro punto importante que cabe observar es que las temperaturas de la cámara deben considerarse a “nivel de célula” o nivel de discretización como se definió anteriormente (y no nivel de píxeles o nivel de tubos) y deben ser representativas de la transferencia radiativa del tubo a la cámara IR tomando en consideración la Tcámara a nivel de píxeles.
Para simplificar las relaciones, tomando en consideración la discretización en células, una variación pequeña del flujo térmico de una célula a otra y, por lo tanto, de un tubo a los otros, y ambas configuraciones (ver la Fig. 5), la temperatura del tubo se considera en la integración de la temperatura en 10x10 píxeles, que se considerará representativa de una célula de 200x200 mm2 para las dos configuraciones.
Por lo tanto, podemos definir la Tcámara a nivel de célula que respete el equilibrio de energía global entre la célula y la cámara. La Tcámara a nivel de célula se puede evaluar utilizando el mismo método de discretización que antes pero integrado a nivel de célula y teniendo en cuenta la Tcámara a nivel de píxel que viene directamente de la cámara.
Finalmente, en los ejes (x, y), la relación antes mencionada se puede escribir a nivel de célula:
Figure imgf000012_0001
donde T cámara,,pixeijj son las temperaturas de pixel en la célula considerada.
En lo que respecta a la evaluación de los coeficientes A y B, se usa un método lineal de mínimos cuadrados sobre los valores de temperatura encontrados con el método directo:
Figure imgf000013_0001
La temperatura máxima de la pared externa del tubo es un parámetro muy importante para realizar la monitorización termomecánica y puede evaluarse usando los coeficientes A y B procedentes del método directo (ver arriba):
To:máx(x:y) = A.Tcámara:célula(x:y) + B.Tsalix:y)
La temperatura de la pared externa en medio tubo expuesta al flujo solar normal sigue un perfil sinusoidal con un máximo en la cresta del tubo:
To(x,y, 90) = To,máx.(x,y)
2. Método indirecto del software CMI
Sobre la base del mapa de temperatura de la cámara, las temperaturas de entrada/salida de la sal del panel, el flujo másico de sal, los coeficientes A y B, y la envolvente funcional se usa el método indirecto para
- asegurar la monitorización termomecánica calculando:
• la temperatura máxima en cada célula,
• el nivel de tensión en cada célula, y
- comparar la temperatura y la tensión máximas con la envolvente funcional.
Para poder realizar esta comparación, deben calcularse los siguientes parámetros:
- coeficientes de transferencia de calor interno para cumplir con las temperaturas de la sal de cada panel, - mapa de flujo absorbido.
El método indirecto usado en el software CMI se basa en la arquitectura y las etapas ilustradas en la Tabla 2.
Figure imgf000014_0001
Figure imgf000014_0002
SALIDA !
Figure imgf000014_0003
Tabla 2 (cont.)
Se calcula la etapa 5, célula por célula, varias veces hasta la convergencia de la energía absorbida. Después, sobre la base de este valor de energía, puede usarse el método directo (etapa 6).
Cuando se ha calculado un panel (19x92 células), su temperatura de sal media de salida se compara con el valor del proceso procedente del DCS. Si los valores no coinciden, el cálculo se realiza nuevamente para cada célula de este panel con un valor corregido de coeficiente de transferencia de calor interno, aplicando un factor correctivo.
Los siguientes puntos definen con mayor precisión algunas etapas del método indirecto descrito anteriormente: Mapa de temperatura de cámara a todos los niveles
El mapa de temperatura de cámara (Fig. 13) tiene las mismas características que el mapa de flujo incidente usado para el método directo. Muestra la temperatura Tcámara,célula [ <C] en las células del receptor solar (19x92 células por panel). Valores supuestos - Energía absorbida
Para la primera sucesión, la energía absorbida por la sal para cada célula se define de la siguiente manera:
Figure imgf000015_0001
Las entalpías se calculan según los valores del proceso procedentes del DCS.
Temperatura máxima de la pared externa (ver método directo)
Ecuaciones térmicas clásicas
Las ecuaciones térmicas clásicas basadas en la teoría de transferencia de calor y también algunas ecuaciones empíricas basadas en el Atlas de Calor de la Asociación Alemana de Ingenieros, vD1Heat Atlas, segunda edición, Parte G1, Sección 4.1 se usan para calcular:
- la energía absorbida en la cresta del tubo;
- la temperatura máxima de la pared interna;
- la energía absorbida por la célula;
- el coeficiente de transferencia de calor interno.
El coeficiente de transferencia de calor interno se calcula según el método directo. Sin embargo, si el resultado obtenido no coincide con la realidad, debe corregirse este coeficiente de transferencia de calor interno. Por lo tanto, la transferencia de calor interno se define por la siguiente ecuación modificada:
Figure imgf000015_0002
en donde,
- fci es el factor de corrección del coeficiente de transferencia de calor interno (uno por panel).
Este factor de corrección se actualiza al final de cada cálculo del panel. Se usa el mismo factor de corrección para cada célula de un panel.
Método directo basado en la energía absorbida
Una vez evaluada la energía absorbida, puede utilizarse el método directo.
Tensión teórica frente a envolvente de temperatura
La tensión teórica asociada a la temperatura máxima de la pared externa se calcula para compararla con la envolvente validada.
Una vez que se conoce el perfil de temperatura externo alrededor de un medio tubo representativo de la célula, las propiedades metálicas de la aleación del tubo (que puede ser, por ejemplo, una aleación de níquel o una aleación de acero inoxidable) pueden evaluarse y se calcula la tensión teórica en la célula (no se muestra). El cálculo que se aplica a diferentes mapas de flujo operativos proporciona el gráfico de la Fig. 9. Se calcula un punto crítico (¿aleación,máxlT0,máx) por panel para cada mapa de flujo (9x16 puntos en total). La temperatura máxima de la pared externa y la tensión teórica de cada panel se usan para representar cada punto (1 por panel x 16 paneles x 9 mapas de flujo) de la Fig. 9. Se ha realizado un estudio dedicado basado en una evaluación de vida útil para validar la envolvente identificada en la Fig. 10, definida como la envolvente funcional del receptor solar.
Todas las células deben cumplir con el siguiente criterio evaluado en Tmáx.(x.y):
¿aleación(x,y) — ¿envolvente aleación-Si una o más células no cumplen con ese criterio, la información se envía al DCS para realizar el desenfoque selectivo.
La d£aieac¡ón/230 se define según la representación presentada en la Fig. 10.
dEaleación — ¿aleación (x,y) _ ¿envolvente aleación.
Puede determinarse calculando la intersección entre la línea de tendencia termomecánica y la envolvente funcional (ver Fig. 10).
La línea de tendencia termomecánica es dada por:
¿aleación (x,y) — f (To ,máx (x,y), Ti,máx(x,y),Tsal(x,y),) — C|.AT(x,y) = C1.To,max(x,y) _ C\.Tsal(x,y) mientras que la envolvente funcional es dada por:
¿envolvente aleación — a.To,máx (x,y) _ b.
Índice de disminución de energía
Se ha descubierto que una correlación entre la disminución de la tensión teórica y la variación de energía determina el índice de disminución de energía.
Se puede demostrar que la disminución de energía en la cresta del tubo para una célula es una función de la variación de tensión teórica, de la forma dada a continuación:
Figure imgf000016_0001
Criterios y solicitud de desenfoque al DCS
La señal de desenfoque local es generada por el software CMI cuando se exceden los límites en términos de temperatura máxima y tensión dentro de los tubos en comparación con la envolvente funcional. También se genera una alarma.
Según una realización preferida, los criterios en la tensión As se definen según un orden de magnitud relacionado con la incertidumbre de la medición:
- Máx: 0,025 %;
- Promedio: 0,017 %
El porcentaje de desenfoque dado por el software CMI al DCS activará una de tres alarmas sobre la base de las siguientes condiciones:
1) PANEL RS MÁX. 1: S1 = Envolvente nominal 0.015 %; t1 > 15 s ^ Alarma al DCS;
2) PANEL RS MÁX. 2: S2 = Envolvente nominal 0.03 %; t1+t2 > 30 s ^ Alarma al DCS;
3) PANEL RS MÁX 3: S3 = Envolvente nominal 0.05 %; t1+ t2 t3 > 45 s ^ Alarma al DCS solicitud de apagado al DCS.
El desenfoque se activa si As > 0.015 %:
- 0 % < As < 0.015 % ^ Sin acción;
- 0,015 % < As < 0,03 % ^ Alarma 1 Desenfocar;
- 0,030 % < As < 0,05 % ^ Alarma 2 Desenfocar;
- As > 0,05 % ^ Alarma 3 solicitud de apagado al DCS.
La información enviada al DCS son la ubicación del área problemática y el índice de disminución de la energía incidente: - Ubicación del área: dos coordenadas para definir las esquinas limítrofes flotantes del área problemática: o (x1,y1) Esquina superior izquierda;
o (x2,y2) Esquina inferior derecha.
- Índice de disminución de energía:
o Valor en porcentaje;
o Valor máximo del área problemática.
También en el marco de la presente invención, podrían usarse cámaras IR con mayor resolución. Sin embargo, esta solución no se recomienda por las siguientes razones:
- diseño más complejo (sistema de enfriamiento integrado para el área sensible de la cámara);
- mejor adaptada a la aplicación de laboratorio que al diseño industrial (vida útil afectada);
- en términos de coste: al menos 6 veces más cara que una cámara con 1024x768 píxeles.
Otras perspectivas
Otra perspectiva relacionada con la presente invención es proporcionar una garantía simplificada (p. ej., para el flujo de sal fundida (kg/s) a 565 0C) y optimización del control de los heliostatos con un circuito cerrado.
Símbolos de referencia
1. Planta de torre CSP
2. Panel absorbedor (escudo térmico)
3. Receptor Solar
4. Tanque frío de sal fundida
5. Tanque caliente de sal fundida
6. Tubo del receptor
7. Sistema de monitorización de cámaras IR
7A. Sistema de monitorización de cámaras IR adyacente
7B. Sistema de monitorización de cámaras IR adyacente
8. Dispositivo de fijación y orientación de cámara IR
9. Sistema de soporte (mástil)
10. Sistema de ajuste de posición
11. Caja remota
12. Reference area of interest (Área de referencia de interés - RAOI) 13. Termopar
14. Perfil de energía absorbida por el tubo
15. Perfil de temperatura del tubo
16. Envolvente funcional
20. DTI
21. Sensor de presión
22. Flujómetro
23. Sensor de temperatura
30. Panel receptor
31,31'. Paneles que corresponden a la configuración 1 (una cámara) 32, 32'. Paneles que corresponden a la configuración 2 (una cámara) 40. DCS
41. Software de cámara IR
42. Software CMI
43. PC maestro
44. PC esclavo
45. DLL

Claims (12)

REIVINDICACIONES
1. Una planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) que comprende una pluralidad de heliostatos o campo de heliostatos, un receptor (3) de energía solar sustancialmente cilíndrico, preferiblemente un molten salt solar receiver (receptor solar de sal fundida - MSSR), ubicado encima de una torre central (1) y que tiene una superficie externa cubierta con paneles receptores (30) y un escudo térmico (2) adyacente al receptor solar (3), reflejando los heliostatos energía solar a dicha superficie externa del receptor (3), comprendiendo cada panel receptor (30) una pluralidad de tubos (6) intercambiadores de calor para transportar un fluido de transferencia de calor, que están parcialmente expuestos en la superficie externa del receptor y comprenden un sistema de monitorización termomecánica para asegurar la integridad de los tubos de panel receptor solar durante el funcionamiento, comprendiendo dicho sistema de monitorización termomecánica al menos:
- una pluralidad de dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas ubicados en el suelo y montados cada uno en un dispositivo (8) de fijación y orientación, para medir la radiación infrarroja emitida por la superficie externa del receptor (3) y proporcionar una señal dependiente de la temperatura del panel en un área de dicha superficie externa;
- para cada dispositivo (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas, un área de referencia de interés RAOI (12) ubicada en el escudo térmico (2) dispuesto opuesto a su dispositivo (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas y que contiene uno o más sensores (13) de temperatura para medir una temperatura de referencia correspondiente a dicha RAOI (12);
- uno o más flujómetros (22) para medir la velocidad de flujo del fluido de transferencia de calor en los tubos (6) intercambiadores de calor y sensores (23) de temperatura dispuestos respectivamente en la entrada y la salida de los tubos intercambiadores (6), estando las mediciones proporcionadas por los flujómetros (22) y los sensores (23) de temperatura previstas para calcular el equilibrio energético absorbido por el fluido de transferencia de calor en el receptor, así como las tensiones mecánicas experimentadas por los tubos intercambiadores (6);
un sistema de procesamiento de datos para calcular y/o suministrar respectivamente la temperatura máxima, el perfil de temperatura y/o el perfil de energía absorbida en cada tubo (6) intercambiador de calor y las tensiones mecánicas teóricas asignadas a cada tubo (6) intercambiador de calor en función de la temperatura proporcionada por los dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes, teniendo en cuenta la temperatura de referencia del RAOI y la temperatura del fluido de transferencia de calor en la entrada y la salida de dichos tubos (6), para controlar si el punto operativo de un área ubicada en el receptor solar (3) está dentro de una envolvente funcional (16) en la tensión teórica /Tmáx bidimensional que define los umbrales de temperatura y tensión predefinidos y para emitir alertas en caso de exceder dichos umbrales de temperatura y tensión predefinidos, mientras esté fuera de dicha envolvente (16) y requiera además que la radiación heliostática se desenfoque en dicha área, comprendiendo el sistema de procesamiento de datos primeros medios (41) de control para controlar cámaras IR, segundos medios (42) de control para controlar la integridad del tubo de panel en funcionamiento y un sistema de control distribuido DCS (40) conectado a los primeros y segundos medios (41,42) de control, a flujómetros (22), sensores (23) de temperatura del tubo y sensores (13) de temperatura de referencia del RAOI, siendo dicho DCS (40) capaz de comunicar la temperatura (13) de referencia medida del RAOI (12) a los primeros medios (41) de control, la velocidad de flujo y las temperaturas de entrada/salida medidas del fluido de transferencia de calor a los primeros medios (41) de control y/o segundos medios (42) de control y siendo dicho DCS capaz de recibir de los segundos medios (42) de control información de desenfoque de panel local para desenfocar la radiación heliostática en uno o más paneles (30);
en donde los segundos medios (42) de control para controlar la integridad del tubo de panel en funcionamiento son medios capaces de comunicarse con los primeros medios (41) y para:
- calcular una temperatura máxima corregida en cada tubo intercambiador (6) introduciendo una corrección matemática sobre la base de las temperaturas medidas por la cámara IR, las temperaturas de la sal fundida del panel de entrada y salida y el flujo de sal fundida en el panel considerado;
- con un modelo matemático dedicado de alteración por fatiga, calcular el nivel teórico de tensión en los tubos (6);
- comparar la ubicación de puntos definidos por dicha temperatura máxima corregida calculada y dicho nivel de tensión calculado dentro de la envolvente funcional del receptor solar permitida;
- generar una alarma y, según el nivel de error real, solicitar el desenfoque y/o apagado del heliostato, cuando la ubicación de dicha temperatura máxima corregida calculada y/o dicho nivel de tensión calculado está fuera de dicha envolvente funcional.
2. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 1, en donde el fluido de transferencia de calor es una sal fundida.
3. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 1, en donde los dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas son cámaras IR provistas de una lente dedicada, al menos en un número de cuatro, y ubicadas en el suelo a una distancia definida del pie de la torre de CSP y con una separación angular regular entre sí alrededor de la torre de CSP, estando el ángulo entre el área para monitorizar en el receptor solar (3) y el eje de la lente de la cámara comprendido preferiblemente entre 45° y 90°.
4. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 3, en donde, por motivos de redundancia, cada panel (30) está en el campo de visión de dos cámaras (7, 7A, 7B, etc.), siendo cada cámara (7, 7A, 7B, etc.) capaz de monitorizar cuatro paneles (30), preferiblemente paneles adyacentes (31, 31') y, en caso de fallo de una cámara más cercana, los paneles que están inmediatamente fuera de los paneles adyacentes (32, 32').
5. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 1, en donde el dispositivo (8) de fijación y orientación, de los dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas está compuesto de un alojamiento (70) de dispositivo de obtención de imágenes térmicas, un mástil (9), un sistema (10) de ajuste de posición, una caja remota (11) y medios de enfriamiento/calentamiento para mantener los dispositivos (7, 7A, 7B, etc.) de obtención de imágenes térmicas en un intervalo predefinido de temperatura.
6. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 1, en donde los primeros medios (41) de control para controlar cámaras IR son medios para:
- detectar puntos calientes y emitir alarmas automáticas;
- registrar, analizar y almacenar mediciones de temperatura;
- proporcionar un visor de temperatura de superficie para un operador, que incluye transformar una imagen cilíndrica en una imagen plana rectangular;
- comparar las mediciones de las cámaras IR con la temperatura de referencia dada por los sensores de una RAOI y basándose en la tendencia dada por la referencia de temperatura, para calibrar las cámaras IR ajustando los parámetros de transmisividad y/o emisividad.
7. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 1, en donde los primeros medios (41) de control para controlar las cámaras IR y los segundos medios (42) de control para controlar la integridad del panel en funcionamiento están en forma de instrucciones legibles almacenadas en una memoria de un PC maestro (43), comunicándose dichos primeros medios (41) de control y segundos medios (42) de control a través de una DLL (45) también almacenada en el PC maestro (43) y en donde los primeros medios (41) de control para controlar las cámaras IR también están en forma de instrucciones legibles almacenadas en la memoria de un PC esclavo (44).
8. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según la reivindicación 7, en donde los datos de las cámaras IR sin procesar se tratan posteriormente en el PC maestro (43) y en el PC esclavo (44) y en donde los datos tratados posteriormente se intercambian entre ambos PC por los primeros medios (41) de control, dichos segundos medios (42) tratando los datos de las cámaras IR procedentes de los primeros medios (41) a través de la DLL.
9. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada -CSP) según la reivindicación 1, en donde la temperatura máxima de la pared externa T0, máx. de un tubo (6) ubicado en (x, y) se da por la ecuación:
To:máx(x:y = A.Tcámara:célula(x:y) + B.Tsal(x:y)
obteniéndose A y B mediante un ajuste de mínimos cuadrados lineal en los datos Tsal, T0, máx y Tcámara, comprendiendo una célula i x j píxeles (I, j enteros > 0)
10. La planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además medios de control de circuito cerrado para optimizar el funcionamiento del sistema formado por el receptor solar, las cámaras IR y el campo de heliostatos.
11. Uso de la planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP) según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, para optimizar la energía solar recibida por el receptor solar (3) y/o la superficie usada del receptor solar (3).
12. Un método para monitorizar termomecánicamente un receptor (3) de energía solar de una planta de concentrated solar power (energía solar concentrada - CSP), según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, para asegurar la integridad de los tubos (6) del panel del receptor solar y/u optimizar la carga de energía del receptor solar (3), comprendiendo al menos las siguientes etapas:
- adquirir datos sin procesar de dispositivos de obtención de imágenes térmicas;
- corregir dichos datos sin procesar mediante temperaturas de referencia del RAOI ubicadas en el escudo térmico para obtener temperaturas corregidas a nivel de píxeles;
- adquirir datos del flujo másico de sal fundida y las temperaturas de sal fundida en la entrada y salida de cada panel receptor;
- suponer la energía absorbida;
- discretizar el receptor solar en células (x, y);
- al nivel de célula, calcular la temperatura externa máxima en la cresta del tubo de los tubos intercambiadores, es decir, para una dirección del rayo de visión en un ángulo de 90°, según
To:máx(x:y) = A.Tcámara:célula(x:y) + B.Tsal(x:y)
donde los coeficientes A y B se determinan mediante el método de mínimos cuadrados;
- calcular la temperatura interna máxima de la célula en cada tubo intercambiador;
- calcular la energía absorbida de la célula, la temperatura máxima externa e interna de cada tubo intercambiador en cualquier ángulo del rayo de visión;
- calcular el nivel de tensión teórica en el tubo con un modelo matemático dedicado de alteración por fatiga;
- comparar la carga termomecánica real del tubo con la envolvente funcional de tensión/temperatura; - si dicha ubicación está fuera de dicha envolvente funcional, según criterios predefinidos, proporcionar una señal de alerta y posiblemente calcular el índice de disminución de energía y solicitar el desenfoque de radiación del heliostato.
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