Análisis de una planta de almacenamiento de energía mediante aire líquido integrada en un sistema insular

Láinez Muñiz, Beatriz (2021). Análisis de una planta de almacenamiento de energía mediante aire líquido integrada en un sistema insular. Proyecto Fin de Carrera / Trabajo Fin de Grado, E.T.S.I. Industriales (UPM).

Description

Title: Análisis de una planta de almacenamiento de energía mediante aire líquido integrada en un sistema insular
Author/s:
  • Láinez Muñiz, Beatriz
Contributor/s:
  • Valdés del Fresno, Manuel
Item Type: Final Project
Degree: Grado en Ingeniería en Tecnologías Industriales
Date: September 2021
Subjects:
Faculty: E.T.S.I. Industriales (UPM)
Department: Ingeniería Energética
Creative Commons Licenses: Recognition - No derivative works - Non commercial

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Abstract

Los sistemas energéticos aislados son un tipo de sistema energético que no cuenta con el respaldo de un sistema grande y desarrollado que les sirva de apoyo en caso de cortes o averías. Un ejemplo de ello son los puestos insulares, cuya red energética se encuentra, en general, aislada de cualquier otra. Como consecuencia, estos sistemas requieren una gran cantidad de potencia de reserva instalada, es decir, deben estar sobredimensionados para garantizar el buen funcionamiento de la red. Además, son, en su mayoría, dependientes de combustibles fósiles, que ofrecen mayor seguridad de suministro frente a la intermitencia de la generación renovable. Como contraposición, los puestos insulares constituyen un lugar idóneo como banco de pruebas de proyectos de I+D. En este sentido, el almacenamiento de energía a largo plazo constituye una de las principales líneas de investigación en el campo energético. Uno de los objetivos de los sistemas de almacenamiento de energía es aumentar la penetración de energías renovables en las islas y otros sistemas aislados, dotando al sistema de la seguridad de suministro necesaria para compensar la incertidumbre inherente a la generación renovable. El almacenamiento de energía mediante aire líquido, LAES es un caso concreto de sistema de almacenamiento energético actualmente en desarrollo. El sistema de almacenamiento LAES está basado en la tecnología CRYOBattery, desarrollada y patentada por la empresa energética Highview Power. Esta tecnología consta de tres sistemas principales, el sistema de carga, el de almacenamiento y el de descarga. El sistema de carga absorbe aire de la atmósfera y, aprovechando los excesos energéticos del sistema una vez la demanda ha sido cubierta, lo comprime y enfría hasta llegar a temperaturas cercanas a -196ºC, manteniendo presiones relativamente bajas, entre los 15 y 16 bar. La compresión se realiza en un tren de compresores intercalados con intercambiadores de calor que reducen la temperatura del flujo de aire, o refrigeradores y, una vez comprimido, el aire atraviesa la denominada Cold Box o intercambiador de calor principal en el que se reduce su temperatura utilizando el frío liberado durante el proceso de descarga. El aire, ya en estado líquido, se almacena en tanques criogenizados. Finalmente, cuando es necesario utilizar la energía almacenada, tiene lugar el proceso de descarga o recuperación de la energía, que devuelve la energía almacenada a la red para poder ser utilizada. Este proceso consiste en la evaporación del aire en un recuperador y su posterior expansión en un tren de turbinas acopladas a un generador eléctrico e intercaladas con recalentadores para aumentar la temperatura del flujo de aire a la entrada de las mismas. A estos tres sistemas principales se añaden, además, dos secundarios: los sistemas de recuperación de calor y frío. Ambos sistemas permiten almacenar el frío o calor resultantes de unas etapas del proceso para utilizarlos en otras, aumentando la eficiencia global del proceso de forma considerable. En concreto, el sistema de recuperación de frío almacena el frío resultante de la evaporación del aire en el proceso de descarga y permite utilizarlo para enfriarlo en el intercambiador de calor principal durante el proceso de carga. De forma análoga, el sistema de recuperación de calor almacena el calor absorbido del aire durante la compresión del mismo para poder utilizarlo en los recalentadores instalados en el tren de turbinas durante la recuperación de la energía almacenada. Las tecnologías de almacenamiento térmico utilizadas actualmente en estos sistemas de recuperación son los lechos empaquetados de rocas y sistemas líquidos de sales fundidas para los sistemas de frío y calor, respectivamente. Además, al tratarse de un proceso termo-mecánico, similar a los procesos de generación de energía tradicionales, este sistema de almacenamiento cuenta con importantes ventajas frente a otros, como las baterías o las centrales hidroeléctricas. Por una parte, no tiene componentes tóxicos como las baterías y permite regular la frecuencia síncrona de la red, aportando al sistema potencia reactiva sin activa, gracias a un sistema de embrague. Por otra parte, permite el almacenamiento de energía de larga duración, igual que las centrales hidroeléctricas, pero sin la restricción geográficas que presentan estas últimas. También permite la hibridación con otros procesos industriales para reciclar el calor o frío excedentes de los mismos. Los principales inconvenientes que presenta esta tecnología son la eficiencia global del proceso, que en la mayoría de los casos es relativamente baja, en torno al 55%, y la necesidad de un mayor desarrollo del mismo, en concreto de los procesos de recuperación de calor y frío. No obstante, la tecnología, aunque aún en desarrollo, ya cuenta con centrales de prueba a escala de red en operación en Reino Unido, y forma parte de varios proyectos en sus primeras fases de desarrollo en diversos países, entre los que se encuentra España. Un ejemplo de ello es el proyecto LAES TENERIFE, que consiste en la construcción de una planta de almacenamiento de energía por aire líquido en la isla de Tenerfie, en manos de las empresas energéticas UNELCO, perteneciente a Endesa, y Highview Power. El estudio presentado en este documento, y realizado en colaboración con Endesa, forma parte de los trabajos de investigación del proyecto LAES TENERIFE. Se trata de una simulación minutal del funcionamiento de una planta LAES con batería acoplada en la isla de Tenerife a lo largo de un año completo, utilizando el software MATLAB®. El funcionamiento de la planta LAES consiste en cargarse durante los minutos en los que hay excesos energéticos disponibles en el sistema y descargarse en los minutos en los que hace falta potencia para cubrir la demanda energética en la isla. Tanto en el proceso de carga como en el de descarga, se da prioridad a la planta LAES y solo cuando esta está a potencia o capacidad máxima (o mínima en la descarga) se procede a cargar o descargar la batería acoplada. La única posibilidad de que este orden de prioridad no se cumpla es que la situación energética en la isla en el minuto en cuestión no permita cumplir los mínimos técnicos de potencia de trabajo de la planta LAES, de forma que únicamente se carga o descarga la batería acoplada. Durante el proceso de carga se añade, además, un nuevo modo de funcionamiento a la planta LAES, denominado de conversión directa, que consiste en cargar y descargar simultáneamente los excesos energéticos renovables para sustituir el Must Run térmico. Este modo tiene prioridad sobre la carga de los tanques de almacenamiento. La simulación se ejecuta en cinco escenarios potenciales futuros de generación renovable en la isla, con y sin Must Run, para plantas LAES de diferentes tamaños con baterías acopladas, también de distintas capacidades, o sin ellas. Por último, también se simulan casos de baterías sin planta LAES asociada. Los resultados obtenidos permiten concluir que, tanto con Must Run como sin él, las plantas de almacenamiento LAES con batería acoplada suponen una opción rentable y que aporta beneficios al sistema insular. Además, en caso de no existir Must Run, las baterías de ion-litio de gran capacidad obtienen resultados similares a los obtenidos con la tecnología LAES y batería acoplada, o incluso superiores. Sin embargo, hay que tener en cuenta que, en caso de instalar una batería aislada, es necesario incluir compensadores síncronos a la instalación, lo que supone un coste asociado que no se tiene en cuenta en este estudio. Por último, cabe destacar que la implementación de un sistema de almacenamiento en el puesto insular es solo rentable en caso de contar una alta penetración renovable, pues en caso contrario no hay excesos energéticos suficientes para cargar ningún tipo de sistema de almacenamiento energético.

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Item ID: 68551
DC Identifier: https://oa.upm.es/68551/
OAI Identifier: oai:oa.upm.es:68551
Deposited by: Biblioteca ETSI Industriales
Deposited on: 03 Nov 2021 06:15
Last Modified: 25 Dec 2021 23:30
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