Las plantas de energía solar de concentración (CSP) de próxima generación requieren fluidos de alta temperatura, como sales fundidas, en el rango de 550-750 grados Celsius para almacenar calor y generar electricidad. A esas altas temperaturas sin embargo, las sales fundidas corroen las aleaciones comunes utilizadas en los intercambiadores de calor, tubería, y recipientes de almacenamiento de sistemas CSP. Una nueva investigación en el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) del Departamento de Energía de EE. UU. Tiene como objetivo mitigar los niveles de corrosión en plantas de CSP con recubrimientos a base de níquel.

"Estamos muy entusiasmados con las posibles implicaciones de esta investigación para proporcionar recubrimientos resistentes a la corrosión para aplicaciones de CSP que podrían mejorar la viabilidad económica de estos sistemas". "dijo Johney Green, director asociado de laboratorio de ciencias de la ingeniería mecánica y térmica.

Las plantas de CSP con almacenamiento térmico de bajo costo permiten que las instalaciones suministren electricidad cuando sea necesario, ayudando a respaldar la confiabilidad de la red. Las sales fundidas se utilizan comúnmente tanto para el fluido de transferencia de calor como para el almacenamiento de energía térmica porque pueden soportar altas temperaturas y retener el calor solar acumulado durante muchas horas.

Para utilizar comercialmente mezclas de sales fundidas que contienen cloruro de sodio, cloruro de potasio, y cloruro de magnesio, la velocidad de corrosión en los tanques de almacenamiento debe ser lenta (menos de 20 micrómetros por año) para que una planta de energía solar de concentración pueda alcanzar una vida útil de 30 años.

Aleaciones desnudas de acero inoxidable probadas en un cloruro fundido se corroen tan rápido como 4, 500 micrómetros por año. La solución al problema de la corrosión podría estar en una investigación realizada por Judith Gomez-Vidal de NREL y publicada en el Degradación de materiales npj artículo de revista, "Resistencia a la corrosión de los recubrimientos MCrAlX en un cloruro fundido para almacenamiento térmico en aplicaciones de concentración de energía solar".

Gomez-Vidal aplicó diferentes tipos de recubrimientos a base de níquel, que se utilizan comúnmente para reducir la oxidación y la corrosión, al acero inoxidable. Uno de esos recubrimientos, con la fórmula química NiCoCrAlYTa, mostró el mejor desempeño hasta ahora. Limitó la velocidad de corrosión a 190 micrómetros por año; todavía no alcanza la meta, pero representa una gran mejora en comparación con el acero sin recubrimiento mediante una reducción del 96% en la velocidad de corrosión. Ese recubrimiento en particular se pre-oxidó durante un período de 24 horas, durante el cual se formó una capa uniforme y densa de óxido de aluminio que sirvió para proteger aún más el acero inoxidable de la corrosión.

"El uso de protección de superficies es muy prometedor para mitigar la corrosión en sales fundidas, en particular en aquellas superficies expuestas a vapores que contienen cloro, "dijo Gómez-Vidal, quien tiene un Ph.D. en ingeniería metalúrgica y de materiales. "Sin embargo, las tasas de corrosión siguen siendo considerablemente altas para la CSP. Este esfuerzo destaca la relevancia de probar la durabilidad de los materiales en aplicaciones de energía solar. Se necesita más I + D para lograr el nivel de corrosión objetivo necesario, lo que podría incluir la sinergia de combinar la protección de la superficie con el control químico de la sal fundida y la atmósfera circundante ".

Las pruebas adicionales requerirán la evaluación de los recubrimientos bajo ciclos térmicos y la introducción de atmósferas que contienen oxígeno para aumentar el potencial de oxidación de los sistemas. La adición de oxígeno asegura la formación de escamas protectoras que podrían reformarse en presencia de oxígeno si aparecen grietas durante la operación. Gomez-Vidal ha publicado recientemente otro trabajo en el que dichas capas de óxido de aluminio pudieron crecer y permanecer adheridas a la superficie en presencia de aire durante el ciclo térmico de las muestras.