en la planta de huntorf, el aire ambiente es comprimido en un proceso de interenfriamiento por dos...
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Contenido 5.2 Almacenamiento de aire…………………………………………………………………………………………………3
5.2.1 Introducción……………………………………………………………………………………………………………………3
5.2.2 Estado del arte………………………………………………………………………………………………………………..3
5.2.3 TRL de la tecnología CAES………………………………………………………………………………………………..7
5.2.4 Avances, retos científicos y tecnológicos…………………………………………………………………………8
5.2.5 Brechas del conocimiento a nivel nacional……………………………………………………………………..11
5.2.6 Preguntas Guía y Estructura de la sesión “Almacenamiento de Energía
por Aire Comprimido”…………………………………………………………………………………………………..12
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MESA 5- PANEL B- Aire Comprimido 5.2 Almacenamiento de aire 5.2.1 Introducción Principalmente, un sistema de almacenamiento de energía de aire comprimido (CAES) comprime un gas (generalmente aire) a altas presiones (70 a 100+ Bar) y lo inyecta en una estructura subterránea (p ej., cavernas, mantos acuíferos o minas abandonadas) o un sistema sobre la superficie de tanques o tuberías para almacenar energía (Fig. 5.2.1). Para generar electricidad, el aire se mezcla con un combustible (p. ej. gas natural), se quema y se expande a través de una turbina de gas convencional que mueve un generador. Un recuperador de calor se puede utilizar para precalentar el gas antes de quemar para conseguir mayores eficiencias.
5.2.1 Principio básico de un sistema CAES convencional [1].
Dado que el sistema CAES convencional necesita un combustible fósil adicional para recuperar la electricidad almacenada, los sistemas CAES no son almacenamiento de electricidad "puro", sino sistemas híbridos. En una turbina de gas convencional, aproximadamente dos tercios de la potencia producida son necesarios para presurizar el aire antes de la combustión. Los sistemas CAES generan la misma cantidad de electricidad que una planta de turbina de gas convencional utilizando menos del 40% del combustible.
5.2.2 Estado del arte
Se presenta un resumen del estado de del arte que actualmente guarda la tecnología de almacenamiento de energía. La figura 5.2.2 muestra la línea del tiempo de la tecnología CAES y los desarrollos industriales que se han dado a través del tiempo.
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Figura 5.2.2. Línea del tiempo de CAES R&D y de implementaciones industriales [2].
La primera patente CAES se registró en 1940 sin embargo, las investigaciones comenzaron a aumentar a mediados de la década de 1970. El Departamento de Energía (DOE) inició una I+D como una demostración previa al programa del desarrollo de la CAES coordinado por el Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacifico (PNNL) a finales de 1970, a principios de 1980, considerando:
Criterios de estabilidad del yacimiento a largo plazo para condiciones.
Viabilidad de los denominados conceptos CAES de segunda generación incluidas las CAES adiabáticas (A-CAES) destinadas a minimizar el uso de combustibles de petróleo para el recalentamiento del aire.
La responsabilidad de la I + D adicional se transfirió al Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) financiado por la industria. El desarrollo de CAES de segunda generación como las híbridas, adiabáticas o isotérmicas (I-CAES) se pospuso y se vincularon a una implementación exitosa de D-CAES en los EUA. Entre los diferentes tipos de CAES de segunda generación, Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) considera A-CAES la tecnología más adecuada y prometedora.
La primera planta a escala de utilidad del mundo fue la planta de potencia Huntorf instalada en Alemania en el año de 1978. Esta planta utiliza dos domos de sal como cavernas de almacenamiento (cada caverna con una capacidad de 150,000 m3 a una profundidad de entre 600 y 800 m, altura de la caverna de 200 y un diámetro de 30 m) y funcionan en un ciclo diario de 8 horas de carga de aire comprimido y dos horas de operación a una potencia nominal de 290 MW. Esta planta suministra potencia para el arranque negro una unidad nuclear, como respaldo para los sistemas locales de potencia y suministra potencia eléctrica extra para llenar la brecha entre la generación de electricidad y la demanda. En la planta de Huntorf, el aire ambiente es comprimido en un proceso de interenfriamiento por dos unidades turbo-compresoras separadas a una presión máxima de 72 bar. Antes de que se almacene en el CAS, el aire se vuelve a enfriar de nuevo. El proceso de compresión de dos etapas interenfriado limita las pérdidas de exergia del diseño del proceso diabático sin dispositivo de almacenamiento de calor, pero aún más del 25%
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de la exergía suministrada como energía eléctrica durante la compresión se desperdicia debido al enfriamiento.
La primera planta de CAES en los EEUU fue construida realmente en 1991 en el sitio de McIntosh. La utilidad operativa fue y sigue siendo la Cooperativa Eléctrica de Alabama, mientras que para el año 2008 el nombre cambio a Power South Electric Cooperative. La planta de McIntosh atrajo el interés en la tecnología de CAES de varias empresas de los EEUU como la Tennessee Valley Authority y la Hawaiian Electric Co., pero ninguna de ellas intentó establecer una instalación comercial. En 2001, se anunció un proyecto de CAES utilizando una mina de piedra caliza en Norton, Ohio. La mina ofrece un volumen total de aprox. 9,6 millones de m3. Para hacer pleno uso de este enorme embalse tendrían que ser aplicadas nueve turbinas de 300 MW del tipo Alstom ET11NM permitiendo una operación continua de generación de 2 días. Sin embargo, el proyecto Norton no se ha realizado hasta ahora.
En noviembre de 2009, First Energy Generation Corp. adquirió los derechos para desarrollar aún más la instalación CAES de Norton. En 2013, First Energy mantuvo en espera el desarrollo del proyecto debido a los precios desfavorables del mercado mayorista de electricidad. Además de este proyecto a largo plazo, hay varias compañías que publicaron planes para plantas CAES Diabáticas (D-CAES) en los Estados Unidos más recientemente.
El primer proyecto de este grupo fue el proyecto Seneca CAES proyectado por NYSEG en la costa este de Estados Unidos, que fue cancelado en 2012 debido a aspectos económicos. En California, PG & E está planeando una D-CAES de 300MW con una reserva de 10 h de potencia nominal almacenada en formaciones rocosas porosas. La planta está prevista para estar en funcionamiento en 2020-2021. Sacramento Municipal Utility District lleva a cabo la factibilidad y los análisis de ingeniería conceptual para un parque eólico acoplado a pequeñas D-CAES (15- 50MW), así como para una o más de 135MW.
En Texas dos plantas han sido anunciadas por Apex CAES, en el Bethel Energy cerca de Dallas y el Centro de Energía Matagorda cerca de Houston. Nueva York Power Authority (NYPA) está planeando una planta escalable D-CAES y ha completado recientemente los estudios de diseño, rendimiento y termodinámica en una D-CAES a pequeña escala con aproximadamente 10MW de potencia nominal y una capacidad de almacenamiento de 4,5 h usando tuberías de acero como sistema de almacenamiento de aire (CAS) al aire libre.
Otros proyectos aún en su camino son un D-CAES sobre el terreno en Hawai y una planta de 100-300 MW del Distrito de energía de Nebraska que almacena el aire dentro de una formación de piedra arenisca porosa de Dakota, que actualmente está en pruebas de operación. En Europa también hay planes para plantas D-CAES. Se construirá una planta de 330MW que consta de dos trenes de 165MW en Larne, Irlanda del Norte, utilizando una formación de sal subterránea para su almacenamiento. Otras ubicaciones en el Reino Unido, Alemania, Dinamarca y los Países Bajos ya han sido identificadas.
Varias empresas de puesta en marcha están desarrollando prototipos en el rango de cientos de kW de potencia instalada aplicando motores de pistones alternativos para comprimir y expandir el aire. Las temperaturas del aire se mantienen bajas inyectando directamente agua o espuma en la cámara de compresión. En resumen, el principal motor del creciente interés actual en CAES es
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totalmente diferente a los intereses que llevaron a la construcción de las plantas de Huntorf y McIntosh. Mientras que, en su momento, Huntorf y McIntosh vieron aspectos más importantes como la capacidad de arranque en negro y la optimización económica mediante la transferencia de carga de base más barata hacia las horas pico, hoy en día puede considerarse que el principal impulsor es la necesidad de equilibrar las intermitencias de las energías renovables. Existe una gran variedad de diferentes conceptos CAES, con distintos niveles de desarrollo, dirigidos a diferentes aplicaciones y cada concepto tiene sus fortalezas y debilidades. Una clasificación general de los diferentes conceptos CAES se muestra en la Fig. 5.2.3.
Figura 5.2.3. Conceptos de almacenamiento de energía de aire comprimido clasificados por su cambio idealizado de estado: (D (diabático), A (adiabático), I (isotérmico) -CAES) [2].
El criterio principal para la categorización de los sistemas CAES es la cuestión de cómo se maneja el calor durante la compresión y antes de la expansión del aire. En D-CAES (diabático) el calor resultante de la compresión de aire es desperdiciado a la temperatura ambiente por enfriamiento del aire comprimido; por lo tanto, se necesita una fuente de calor externa para el proceso de descarga para evitar la condensación y el hielo de la maquinaria de expansión precalentando el aire comprimido corriente arriba del expansor. Estos sistemas son considerados de primera generación.
En A-CAES (adiabático) el calor de compresión se captura en dispositivos TES (termal storage energy) adicionales y se utiliza antes de la expansión para evitar la necesidad de otras fuentes de calor durante la fase de descarga. Estos sistemas se consideran de segunda generación.
En contraste con los conceptos de D-CAES y A-CAES, el calor de compresión debe ser minimizado o incluso prevenido en los conceptos I-CAES. Todos los conceptos en I-CAES son basados en maquinaria con pistones, debido a su baja velocidad de compresión, dando tiempo suficiente para el proceso de intercambio de calor en el compresor
Los diferentes conceptos CAES difieren ampliamente en cuanto a parámetros cuantitativos como la eficiencia del ciclo, la densidad de energía y el tiempo de puesta en marcha, así como respecto a parámetros cualitativos como su estado de desarrollo y campos de aplicación, así como el
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sistema de almacenamiento de aire el cual puede ser de tres modos: Isocórico (a volumen constante), Isobárico (a presión constante) y criogénico (aire líquido).
5.2.3 TRL de la tecnología CAES
Los estados de preparación tecnológica también pueden ser evaluados usando TRLs (Technology Readiness Level) establecidos por el DOE (Department of Energy). El TRL para las tecnologías evaluadas a menudo abarca más de un nivel porque estos grandes sistemas comprenden muchos componentes, cada uno con diferentes niveles de preparación.
La tabla 5.2.1 muestra el estado del nivel de preparación tecnológica (TRL) que muestran los distintos sistemas CAES.
Tabla 5.2.1. Evaluación de factibilidad de los distintos sistemas CAES [1].
Sistema CAES Adiabático
Nivel de preparación tecnológica
(TRL)
Fortalezas Debilidades
2-3* Distintas compañías involucradas
Proyecto piloto ADELE ING 2013-
2016, ADELE IPC 2016-2020
Empresas invlocuradas: RWE
POWER, ESK, GE OIL, DLR, Ed.
ZUBLIN´, construcción en Alemania
Está en etapa de construcción de
prototipo.
No hay datos disponible todavía,
pero se espera que sea un sistema
de alto costo de mantenimiento.
Sistema CAES con Adsorción mejorada
1-2* Mayor espacio de almacenamiento
en un espacio más pequeño.
No se requiere formación
geológica.
Se puede construir sobre o bajo
tierra.
Alta eficiencia.
Lo consideran una buena idea, pero
no existen datos disponibles.
Economía dudosa y viabilidad de
ingeniería.
Sistema CAES Diabático con asistencia solar
3-4* Parque de investigación en
desarrollo
Dispositivos y configuración no han
sido probados.
Alto costo de capital, costo anual
alto de mantenimiento.
No es probable que construya otro
parque.
Sistema de almacenamiento de energía de aire líquido.
2-3* Mayor espacio de almacenamiento
en un espacio más pequeño.
No se requiere formación
geológica. Pueden construirse por
encima o por debajo del suelo.
Alta eficiencia. Pequeño pie de
impresión / espacio eficiente.
Los procesos criogénicos son caros.
Alto costo de capital y O & M.
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Proyecto piloto LAES (liquid air
energy storage) llamado HIGH
VIEW POWER STORAGE,
recientemente ha logrado un
acuerdo con GE para integrar su
sistema en una planta de ciclo
simple. Contacto:
Gareth.Brett@highview-
power.com
Sistema CAES casi-isotérmico
4-7* Modular
Escalable
No hay datos de costos
No hay detalles técnicos
Sistema CAES Transportable
3-4* Calor de desecho es usado en HVAC
La factibilidad técnica de una línea
de tubería que actúe como medio
de almacenamiento esta aun por
probarse.
Aún no está claro como la radiación
solar en las tuberías puede
convertirse en electricidad dado el
aislamiento o el recubrimiento
protectivo.
Sistema CAES submarino.
2-4* En fase
Sitios en New Hampshire permitidos
La económica necesita abordarse más a fondo
Desarrollo de temas de ingeniería
Retos para financiamientos debido a incertidumbres de la operación en el océano.
* TRL 01 Investigación científica básica. Principios básicos observados y reportados, TRL 02 La ciencia de la plataforma
demostrada o formulada. Concepto de tecnología y / o aplicación formulada, TRL 03 Fabricación y prueba de dispositivos de prueba de concepto. Función crítica analítica y experimental y / o prueba característica de concepto, TRL04 Desarrollo a nivel de componentes a escala de laboratorio. Validación de componentes y / o sistemas en entorno de laboratorio, TRL 07 Pruebas de validación de prototipos de sistemas. A gran escala, similar (prototípico) sistema demostrado en el entorno pertinente.
5.2.4 Avances, retos científicos y tecnológicos
Retos científicos y tecnológicos que actualmente presenta la tecnología de almacenamiento de energía con aire comprimido:
1. Tecnología de almacenamiento de energía a costos competitivos. – para llegar a esto se requiere poner atención a factores como el costo del ciclo de vida y desempeño (eficiencia de ida y vuelta, densidad de energía, ciclo de vida, etc.) de la tecnología de almacenamiento de energía.
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2. Fiabilidad y seguridad validadas. – la validación de la seguridad, fiabilidad y desempeño del almacenamiento de energía es esencial para la confianza del usuario.
3. Ambiente regulatorio equitativo. - Las propuestas de valor para el almacenamiento en red dependen de la reducción de obstáculos institucionales y regulatorios a niveles comparables con los de otras fuentes de la red convencionales.
4. Aceptación de la industria. - La adopción de la industria requiere que tenga plena confianza en la tecnología de almacenamiento, que cumpla las expectativas que se prometieron.
La tabla 5.2.2 describe una lista sobre los retos, metas y estrategias que se están tomando para que esta tecnología se desarrolle a un costo competitivo. La tabla 5. 2.3 describe desventajas de la tecnología CAES.
Tabla 5.2.2. Retos científicos y tecnológicos sobre el almacenamiento de energía [4].
Retos/Metas Estrategia
Tecnología de almacenamiento de energía a costos
competitivos
Investigación científica dirigida a materiales, procesos de transporte y fenómenos que permitan el descubrimiento de nuevas tecnologías de almacenamiento con un incremento en el desempeño.
Investigación en materiales y sistemas que resuelvan retos como el costo y desempeño de la tecnología de almacenamiento conocida y emergente (incluyendo la manufactura).
Desarrollo de modelos de costo de la tecnología de almacenamiento, con el propósito de guiar la investigación y desarrollo.
Fiabilidad y seguridad validadas Programas I+D enfocados en los mecanismos de falla, degradación y su posible mitigación y pruebas de aceleradas de vida útil.
Desarrollo de protocolos estandarizados de pruebas y pruebas independientes de dispositivos prototipo de almacenamiento
Ambiente regulatorio equitativo Colaboración entre el sector público y privado para evaluar y caracterizar los beneficios de una red de almacenamiento de energía.
Desarrollo de la industria y agencias reguladoras - estándares aceptados para la ubicación, integración de la red, adquisición y evaluación del desempeño.
Aceptación de la industria Pruebas y demostraciones de campo en colaboración y co-financiados que permitan la acumulación de experiencia y la evaluación del desempeño, especialmente para facilitar la integración de las energías renovables y mejorar la capacidad de adaptación de la red.
Adaptación de herramientas de planificación y operacionales aceptadas por la industria para acomodar el almacenamiento de energía.
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Retos/Metas Estrategia
Desarrollo de herramientas de diseño de sistemas de almacenamiento para múltiples servicios de red.
En el caso particular para el almacenamiento, una de las barreras principales para implementar plantas con esta tecnología a gran escala es la identificación de locaciones geográficamente adecuadas, las cuales deciden el costo principal de inversión de la planta.
Tabla 5.2.3. Ventajas y Desventajas de la tecnología CAES [4].
Tecnología Aplicación primaria Lo que se conoce actualmente
Desventajas
CAES Gestión de la energía
Respaldo y reservas estacionales
Integración de renovables
Mejores tasas de rampa(s)
que (en) plantas de turbinas
de gas
Limitaciones geográficas
Baja eficiencia debido a conversión ida y vuelta
Tiempos de respuesta lenta en comparación con los volantes de inercia o baterías
Impacto ambiental
Frente a las limitaciones técnicas y económicas mencionadas anteriormente, se pueden identificar varias cuestiones desafiantes para I + D de la CAES:
La flexibilidad en términos de tiempos cortos de puesta en marcha, así como una rápida rampa es necesaria para participar en el mercado de servicios auxiliares.
Se necesitan depósitos de aire independientes y de bajo costo.
Las plantas CAES descentralizadas podrían implementarse en ubicaciones fuera de la red y podrían ayudar a resolver los retos de la alimentación de energía renovable en el nivel de la red de baja tensión.
Los dispositivos de almacenamiento de calor con alta potencia y densidad de energía son necesarios para la realización de A-CAES.
Turbo maquinaria capaz de ser utilizada como compresor y turbina (comparable a las bombas-turbinas de plantas PHES) podría reducir el CAPEX de CAES.
Los generadores de motor para maquinaria turbo impulsada directamente a alta velocidad de rotación podrían aumentar la eficiencia de los procesos de compresión y expansión.
Herramientas para simulaciones detalladas que incluyen, por ejemplo, el rendimiento de los dispositivos de almacenamiento de calor, los efectos relacionados con la humedad, la carga parcial y el funcionamiento dinámico de la maquinaria y, por último, el rendimiento económico para desempeños realistas de carga/descarga anuales deben ser desarrolladas para la toma de decisiones profundas cuando una tecnología de almacenamiento tiene que ser elegida para una cierta aplicación en un escenario de mercado determinado.
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5.2.5 Brechas del conocimiento a Nivel Nacional
Se tiene un estudio Almacenamiento de Energía con Aire Comprimido (Compressed Air Energy Storage - CAES), análisis bibliométrico. BB2017-071, elaborado por la Gerencia de Inteligencia e Información Tecnológica del INEEL, en este se hace notar la carencia de estudios sobre el tema CAES en México, no existe institución educativa o institución de gobierno con artículos publicados en el tema, el país con mayor número de publicaciones son los Estados Unidos, seguido de Alemania, siendo España el último. Esto solo indica que en México no se está haciendo ningún tipo de estudio ni a nivel revisión del estado del arte, trabajos de simulación y mucho menos un proyecto de construcción de una planta piloto. Esto abre una gran oportunidad para México para iniciar con trabajos de estudios preliminares en el tema de laboratorios en campo, plantas pilotos en pozos en desuso, en cavernas o en depósitos bajo el mar.
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5.2.6 Preguntas guía y Estructura de la sesión “Almacenamiento de Energía por Aire Comprimido” (Se incluyen preguntas claves que servirán de driver para las discusiones)
HORARIO ACTIVIDADES TEMAS A TRATAR PREGUNTAS
12:00 p.m. 12:15 p.m.
Intervención del líder Introducción y presentación de panelistas
Aspectos Generales de la tecnología CAES Estado del arte Características y clasificación Ventajas y desventajas Sistemas de almacenamiento CAES Estado de madurez, TRL Costos Retos Instituciones involucradas
¿Cuál es el estado del arte de las tecnologías CAES? ¿Cuáles son las capacidades de almacenamiento de los sistemas CAES? ¿Cuál es el costo-beneficio de la integración de sistemas CAES en una central eléctrica? ¿Cuál es la infraestructura necesaria para la aplicación de sistemas CAES? ¿Cuáles son las experiencias de aplicación de sistemas CAES en el mundo? ¿Cuáles son los retos más importantes que enfrenta esta tecnología, equipos, materiales, almacenamiento en cavernas, etc.?
12:15 p.m. 12:45 p.m.
Presentación panelista 1
12:50 p.m. 13:20 p.m.
Presentación panelista 2
13:30 p.m. 14:00 p.m.
Preguntas líder a los panelistas
14:00 p.m. COMIDA
15:00 15:30
Intervención panelista 3
I+D+i Oportunidades y retos Estado actual Impacto y Beneficio Método de abordaje/paso Objetivos Metas, 2, 3, 4 años Partes interesadas/beneficiarios Posibles colaboradores nacionales/internacionales Posible barreras al desarrollo de iniciativas
¿Qué estudios previos son necesarios para la aplicación de CAES en México?
¿Existen plantas piloto de sistemas CAES que se puedan implementar en México?
México tiene un gran potencial de energía solar, ¿Qué tecnología CAES asistida por energía solar se podría instalar en México?
¿Existen oportunidades de vinculación que impulsen la integración y desarrollo del almacenamiento CAES en México?
¿Cuánto tiempo llevaría implementar un sistema piloto CAES en México?
15:30 16:50
Preguntas del Líder al panelista
16:50 p.m. RECESO
17:00 17:30
Recopilación de la información
Conclusiones
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Referencias
1. Facilitating energy storage to allow high penetration of intermittent renewable energy. D2.1 Report summarizing the current Status, Role and Costs of Energy Storage Technologies. Suported by Intelligent Energy Europe. www.store-project.eu]
2. Budt M., Wolf D., Span R., Yan J. A review on compressed air energy storage: Basic principles, past milestones and recent developments. Applied Energy 170 (2016) 250–268.
3. Agrawal P., Nourai A., Markel L., Fioravanti R., Gordon P., Tong N., Huff G. Characterization
and Assessment of Novel Bulk Storage Tecnologies. SANDIA Report SAND2011-3700, 2011.
4. Abbas A. Akhil A. A et al, DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook in Collaboration with NRECA. SANDIA REPORT SAND2013-5131, Unlimited Release, July 2013.
5. Grid Energy Storage. U. S. Department of Energy 2013.