Hibridación de fuentes de energía renovables no gestionables con sistemas de almacenamiento distribuido de aire comprimido o licuado

Abstract

Esta Tesis tiene por objeto el estudio del almacenamiento en forma de aire (comprimido o licuado) de la electricidad generada mediante energía renovable no gestionable y que no se puede verter a la red por razones técnicas o de saturación. El interés de diferir la entrega de energía a la red, también se vincula a motivos económicos, al posibilitar la venta del kWh a un precio más alto. Con este fin, se ha considerado la posibilidad de utilizar un sistema de almacenamiento artificial que pueda emplearse en centrales de pequeña potencia (hasta 30 MW). una opción apenas explorada en la actualidad, que permite que la instalación no esté condicionada por la disponibilidad de un depósito natural (caverna, mina,...). Cuando el aire a temperatura ambiente y a presión atmosférica es comprimido, aumenta su entalpía, de modo que su temperatura se incrementa en función de la relación de compresión. La necesidad o no de enfriar el aire para su almacenamiento va a influir en el rendimiento del ciclo de recuperación de la energía y va a depender de la capacidad de la instalación empleada para soportar las condiciones de presión y temperatura del aire comprimido. Se analizan, en primer lugar, los posibles sistemas de almacenamiento con fines energéticos del aire comprimido (CAES), así como las ventajas e inconvenientes de los ciclos termodinámicos involucrados. Una de las opciones que se presentan es que el aire almacenado se utilice posteriormente como comburente en una turbina de gas a la que se acopla un generador eléctrico. En este caso, no es posible el almacenamiento a la temperatura resultante de la compresión. Una forma de mejorar el rendimiento energético de la instalación es recuperar el calor de los humos de combustión. Otra opción es que el aire comprimido se almacene en las condiciones de temperatura y presión de salida del compresor y que la energía se genere por la acción del aire en un motor o turbina de expansión. Esta instalación no dispone de turbina de gas. En el caso particular de un parque eólico de pequeña potencia (hasta unos 30 MW), para el almacenamiento de la energía, caben las siguientes alternativas: 1) Un sistema diatérmico con aprovechamiento de la energía de los humos de combustión de la turbina de gas para el precalentamiento del aire comprimido antes de su paso a la cámara de combustión. 2) Un sistema adiabático con motor de aire o turbina de expansión y almacenamiento en las condiciones de salida del compresor. La propuesta de una instalación adiabática con turbina de expansión se presenta como la versión técnicamente viable, más rentable a largo plazo y de especial interés medioambiental. Del estudio de la rentabilidad económica de los sistemas considerados se concluye que la del almacenamiento de energía en forma de aire comprimido para instalaciones de pequeña potencia (SCAES) depende, en un alto grado, del tipo y la capacidad del almacenamiento utilizado. Una de las mayores limitaciones que presenta el almacenamiento del aire comprimido es el del gran volumen que requiere la instalación. Este volumen se reduce notablemente operando con aire líquido ya que, entonces, se logra una densidad de energía muy superior. Es por ello que se estudian, como alternativa a los sistemas de almacenamiento de aire comprimido, los que operan con aire licuado (LAES). El funcionamiento del sistema LAES es similar al del CAES: El aire líquido se produce en una planta de licuefacción de aire cuando hay un exceso de energía o no interesa el vertido a la red de transporte y distribución para su consumo. El aire líquido producido se almacena en un depósito hasta que se decida la producción de energía, momento en el que el aire se expande en una turbina y se genera electricidad en un alternador. Además de la reducción del volumen, otra ventaja de almacenar aire en fase líquida en lugar de hacerlo en fase gas es la posibilidad de que el sistema opere a presiones similares a la atmosférica. RESUMEN (en Inglés) This Thesis presents the study of a form of storage of the energy provided by non manageable renewable sources that cannot be delivered to the electricity network because of technical reasons or saturation. The interest of deferring the delivery of electricity to the grid is also linked to economic reasons, making it possible to sell the kWh at a higher price. The possibility of using an artificial storage system that can be used in low power plants (up to 30 MW), an option hardly explored nowadays that allows the installation not to be conditioned by the availability of a natural reservoir (cavern, mine,...), has been considered. When air at ambient temperature and atmospheric pressure is compressed, its temperature increases as a function of the compression ratio. The needing of air to be cooled or not before its storage will have influence on the efficiency of the cycle and will depend on the capability of the system to support compressed air's pressure and temperature conditions. Possible compressed air energy storage systems (CAES) and the advantages and disadvantages of each thermodynamic cycle are studied. One possibility is to store compressed air for using it later as oxidizing agent in a gas turbine to which a generator is coupled. In this cycle storage at compressor exit conditions is not possible. The way to improve efficiency in this cycle is to recover the heat of the combustion fumes. Other possibility for storing energy as compressed air is is to store it in compressors exit conditions, no needing to cool it. In this case, the air is expanded, when needed, in an engine or an expansion turbine. There is no gas turbine in this system. Two options for defined system's development of small power wind farms (up to a power around 30 MW) are presented: 1) A diathermic system with use of combustion fumes energy in the gas turbine for preheating the compressed air before entering the combustion chamber. 2) An adiabatic system with an air engine or an expansion turbine and storage at compressor outlet conditions. The proposal of an adiabatic with an expansion turbine system is presented as the most profitable in the long term and the one with special environmental interest and technically feasible option. From the economic study of the alternatives, it is inferred the hard dependency on the kind and capacity of the storage system used in the compressed air energy storage for small power installations (SCAES) system. One of the higher limitations of compressed air energy storage systems is the huge volume needed to store air mass enough. Instead of storing air in gaseous phase, a very higher energy density can be hold by means of liquid phase storage. Instead of storing gaseous phase air, it can be stored much more energy density by storing air in liquid phase. As an alternative to compressed air storage systems, systems that allow the storage of energy as liquid air (LAES) are studied. LAES system working is similar to the SCAES one: Liquid air is produced in an air liquefying plant when there is an excess of energy or it is not interesting to supply it into the grid. The liquid air produced is stored in a tank until energy production is needed, moment at which air is expanded through a turbine and energy is produced by a generator. Liquefied instead compressed air energy storage systems main advantages are the storage volume reduction for the same energy density and the possibility of storing at pressures similar to the atmospheric one.