ES2708865A1 - Sistema de almacenamiento de energía eléctrica con bomba de calor y acumuladores de vapor - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a un sistema de almacenamiento de la energía eléctrica mediante la combinación de las tecnologías de la bomba de calor y de la de acumuladores de vapor. Básicamente, el sistema consiste en una bomba de calor cuyo compresor es accionado por la energía eléctrica que entra en el sistema desde la red exterior de energía electica para ser almacenada como agua líquida saturada comprimida o presurizada, capaz de generar vapor cuando existe exceso de oferta de energía eléctrica o cuando su precio es bajo. El vapor generado es almacenado en acumuladores de vapor y descargado produciendo electricidad en un turbogenerador cuando existe exceso de oferta de esta electricidad en el mercado o su precio es alto. La combinación de los rendimientos de la bomba de calor (COP superior a 2) y del ciclo de Rankine, que utiliza el vapor almacenado para generar electricidad, permite alcanzar rendimientos de hasta el 100%, o superiores.

Description

DESCRIPCION

Sistema de almacenamiento de energla electrica con bomba de calor y acumuladores de vapor.

Sector de la tecnica

El procedimiento que se describe en la presente invencion se encuadra dentro del sector de almacenamiento de energla electrica, y mas concretamente para aplicaciones que utilizan, para este almacenamiento de la energla electrica, el almacenamiento termico.

Antecedentes de la invencion

Dos caracterlsticas de la electricidad hacen muy conveniente disponer de medios para su almacenamiento. Por un lado, la electricidad tiene que ser consumida al mismo tiempo que se produce, y no siempre los balances entre la oferta y la demanda de electricidad coinciden. Por otro, la localizacion de los consumidores (demanda) no siempre coincide con la de los ofertantes (productores o generadores), por lo que se requieren cuantiosas inversiones en llneas de transmision, si no se quiere sufrir interrupciones o perdidas de calidad en el suministro por sobrecargas de las llneas existentes.

La demanda de electricidad varla durante las distintas horas del dla, existiendo horas de alta demanda y periodos de baja demanda y esto, ademas de producir desajustes entre la oferta y la demanda, produce variaciones en los precios de generacion de la electricidad, ya que durante los periodos de alta demanda hay que recurrir a sistemas mas flexibles y costosos para producir electricidad, lo que puede hacer aconsejable almacenar energla durante los periodos de baja demanda evitando producir energla electrica de alto coste (arbitraje de precios).

El rapido incremento que se esta produciendo en la utilizacion de energlas renovables, principalmente eolica y fotovoltaica, acentuan significativamente las anteriores caracterlsticas de la electricidad, por un lado, la produccion de electricidad por estos medios es intermitente, ya que depende de las condiciones ambientales, viento, sol, etc., por otro, las localizaciones idoneas para instalar estas centrales renovables, lugares con alta concentration solar o de vientos, no suelen coincidir con zonas de alta demanda de electricidad. En consecuencia, se producen mayores diferencias entre las curvas de oferta y de demanda de electricidad, y se alejan los centros de oferta de los de demanda, aumentando la necesidad o ventajas de disponer de sistemas de almacenamiento de la energla electrica.

Existen numerosos estudios que incluyen estimaciones sobre los requerimientos futuros de sistemas para almacenamiento de la energla electrica. A tltulo de ejemplo, cabe citar el realizado por IEA (International Energy Agency) y que se recoge en el documento IEC White Paper: Electrical Energy Storage, publicado en 2017. En este estudio, la necesidad de almacenamiento de energla electrica se calcula en relation con el incremento que se pueda producir en la utilizacion de energlas renovables, y se estima, que, para el ano 2050, en el mundo, se requeriran entre 189 Gigavatios (GW) y 305 GW adicionales, suponiendo un crecimiento en la utilizacion de energlas renovables entre el 15% y el 30%. Actualmente, la capacidad de almacenamiento existente, principalmente centrales hidraulicas de bombeo, es de unos 100 GW, por lo que, segun este estudio, una capacidad del orden entre dos y tres veces superior, sera necesaria en 2050, o superior si la distribucion geografica de las instalaciones no es perfecta.

Dada las caracterlsticas de la energla electrica, esta solo se puede almacenar convirtiendola en otro tipo de energla, bien sea mecanica, qulmica, o electromagnetica.

Sistemas mecanicos de almacenamiento: Entre ellos destacan:

a) Los sistemas de bombeo, en los que se eleva agua por bombeo a depositos o embalses en altura durante unas horas al dla, horas valle, y se turbina esa agua durante otras horas, pico.

b) Los sistemas de compresion de aire (CAES), con un funcionamiento similar al anterior, pero manejando aire comprimido.

c) Los volantes de inercia (FESS), que almacenan la energla provocando el giro a velocidades muy elevadas de una masa rodante.

Sistemas de almacenamiento electromagnetico, entre los que se encuadran principalmente dos tecnologlas: El almacenamiento de energla magnetica por superconduction (SMES), que se basa en la generation de campos magneticos para almacenar energla; y los superconductores, que utilizan los campos electricos para almacenar energla.

Sistemas de almacenamiento qulmico, que comprenden principalmente las tecnologlas asociadas al hidrogeno, as! como las distintas familias de baterlas entre las que se pueden destacar las baterlas basadas en plomo, en nlquel, o en litio. Las baterlas de sulfuro de sodio, las baterlas metal-aire, o las baterlas de flujo.

Tambien existen sistemas termicos para almacenamiento de la energla, como los sistemas de sales fundidas o acumuladores de vapor que se utilizan en las actuales centrales solares termicas; as! como sistemas de almacenamientos termicos a baja temperatura, de aplicacion en calefaccion y refrigeration, o en la utilization de vapor a bajas presiones. No obstante, estos sistemas o similares no se han utilizado hasta la fecha para almacenar la energla electrica producida en exceso, para producir posteriormente electricidad.

Los sistemas de almacenamiento de energla electrica prestan diversos servicios: Permiten equilibrar las curvas de oferta y de demanda; realizan arbitrajes de precios; ayudan a regular la frecuencia de los sistemas; optimizan las redes electricas de transporte y distribucion; o garantizan una mejora en la calidad y en la gestion del suministro a nivel de usuario; y cada una de las soluciones citadas se adaptan mejor o peor a cada uno de los anteriores servicios.

El sistema de almacenamiento que se propone en esta patente corresponde a un novedoso sistema termico para almacenamiento de la energla electrica producida en exceso para posteriormente producir de nuevo electricidad, adecuado para aquellos casos en los que se requiere equilibrar las curvas de oferta y demanda o realizar un arbitraje de precios.

De acuerdo con las conclusiones del documento IEC White Paper: Electrical Energy Storage, las unicas tecnologlas actualmente disponibles para altas capacidades de almacenamiento (en el rango superior a 10 megavatios (MW) hasta cientos de MW) y tiempos medios de descarga (horas), que son las que se requieren para las aplicaciones de regulation de las curvas de oferta y demanda o arbitraje de precios, son: Los sistemas de bombeo y los de compresion de aire (CAES).

Las centrales de bombeo son instalaciones ya comerciales, altamente probadas.

Los sistemas CAES consisten en la compresion del aire utilizando compresores accionados electricamente para su almacenamiento en recipientes a presion o en cavernas subterraneas. Cuando aumenta la demanda, este aire comprimido se calienta y se utiliza para hacer funcionar una turbina de gas para la generacion de electricidad.

La compresion del aire libera calor y segun la utilization que se haga del mismo, existen diversos sistemas CAES:

CAES diabatico o convencional, el calor producido en la expansion se disipa a la atmosfera, requiriendose la utilization de un combustible o sistema auxiliar para calentar el aire que entra en la turbina.

CAES adiabatico, le energla termica producida en la compresion se almacena y se utiliza posteriormente para calentar el aire que entra en la turbina.

Los sistemas CAES antes descrito han dado lugar a diversas patentes. A continuacion, se citan las que afectan a las soluciones basicas:

Tltulo N° Publication Fecha

publication Titular Compressed air energy U ed States of storage system SA4281256 28/Julio/1981 The Unit

America

Electric Power Energy storage system US20110016864 27/Enero/2011 Research Institute Inc

Advanced adiabatic

compressed air energy US20100251712 7/Octubre/2010 Dresser Rand storage system Company

En base a estas soluciones basicas, se han desarrollado diversas alternativas patentadas, incluyendo mejoras o variaciones sobre diversos aspectos de estas soluciones basicas.

Actualmente existen dos plantas comerciales de tecnologla CAES no adiabatica en el mundo; una en Alemania, la central de Huntorf de 290 MW; y la central AEC Mcintosh Plant, de 110 MW, en Arizona. Esta ultima central presenta una tecnologla no adiabatica mas avanzada que la de Huntorf, ya que incorpora un recuperador de los gases de escape de una turbina para precalentar el aire comprimido procedente de la caverna de almacenamiento, mejorando el rendimiento (CAES diabatico avanzado).

Con tecnologla CAES adiabatico no existen plantas comerciales en el mundo.

Un consorcio formado por diversas companlas esta desarrollando una planta demostracion (ADELE).

Explication de la invention

El sistema objeto de esta solicitud de patente basicamente consiste en una bomba de calor cuyo compresor es accionado por un motor alimentado por la energla electrica externa que entra en el sistema para ser almacenada como agua llquida saturada comprimida o presurizada, y que es capaz de generar vapor con un alto rendimiento (COP, “coefficient of perfomance”, de la bomba de calor) cuando existe exceso de oferta de energia electrica o su precio es bajo (periodos de carga). Este vapor generado es almacenado en acumuladores de vapor y descargado produciendo electricidad en un turbogenerador o turbina de vapor que opera segun un ciclo agua-vapor de Rankine, cuando existe defecto de oferta de esta electricidad en el mercado o el precio es alto (periodos de descarga).

El sistema comprende los siguientes elementos principales: Bomba de calor, acumuladores de vapor, ciclo agua-vapor, que hace funcionar a un turbogenerador, y un sistema de enfriamiento de este ciclo agua-vapor o del condensador.

La bomba de calor comprende los siguientes elementos principales:

- Compresor, accionado por motor electrico, que es el elemento que recibe la mayor parte de la energla electrica externa de entrada en el sistema, y la utiliza para comprimir el fluido de la bomba de calor (amoniaco u otro fluido refrigerante) hasta la presion necesaria para que este fluido alcance la temperatura requerida en el generador de vapor.

- Generador de vapor, elemento comun de la bomba de calor y del ciclo agua-vapor, es un intercambiador de calor en el que entra el fluido comprimido por el compresor de la bomba de calor y el agua de alimentacion del ciclo de agua-vapor. En este generador, el calor cedido por el fluido comprimido produce, a partir del agua de alimentacion, el vapor que se almacena en forma de agua llquida saturada presurizada o comprimida en los acumuladores de vapor.

- Turboexpander, o turbinas de expansion, que aprovechan la presion del fluido de la bomba de calor, tras generar vapor en el generador, para girar un eje que acciona el compresor de la bomba de calor, reduciendo la potencia electrica necesaria en el motor del compresor, aumentando de este modo el rendimiento (COP) de la bomba de calor. Podra haber una o varias etapas de expansion, con turbinas de expansion operando en serie, y, cada una de las turbinas de cada etapa, podra ser sustituida o complementada por valvulas de expansion Joule Thomson, donde la expansion del fluido se realiza a entalpia constante, sin generar trabajo. Tambien en el caso de varias etapas, entre cada dos turbinas de expansion, se dispondra de evaporadores del fluido de salida, cuya energla para la evaporation sera aportada por el medio ambiente u otra fuente de energla residual.

- Evaporador y calentador del fluido de la bomba de calor: Intercambiador donde el fluido de la bomba de calor, despues de la ultima etapa de expansion, recibe calor desde el medio ambiente, u otra fuente de energla residual, para evaporarse y calentarse hasta la temperatura de entrada en el compresor. El aprovechamiento de la energla del medio ambiente o residual es lo que permite obtener los altos rendimientos de la bomba de calor.

Este fluido de la bomba de calor evapora a una temperatura muy inferior a 0°C, por lo que alternativamente a la utilization del aire ambiente, u otra fuente de energla residual, para esta evaporacion, tambien puede utilizarse agua caliente procedente del sistema de enfriamiento del condensador que se enfrla hasta temperaturas proximas a 0°C o produciendo hielo.

Esta agua enfriada o hielo se almacena en tanques adecuadamente aislados y durante los periodos de production de electricidad puede servir como fuente frla del sistema de enfriamiento del condensador, lo que permite disminuir la presion de vaclo del condensador aumentando el rendimiento del ciclo de Rankine, as! como disminuir los autoconsumos electricos y de agua.

El vapor almacenado en los acumuladores en forma de agua llquida saturada y presurizada es descargado como vapor saturado alimentando directamente a un turbogenerador para producir electricidad.

Tambien, este vapor saturado puede ser sobrecalentado antes de entrar en el turbogenerador, as! como sufrir recalentamientos intermedios tras unas primeras etapas de expansion en este turbogenerador o turbina de vapor, aumentando el rendimiento del ciclo de Rankine. Estos sobrecalentamientos y recalentamientos intermedios se pueden llevar a cabo de distintas maneras: Con vapor procedente tambien de los acumuladores a presiones y temperaturas superiores a los del vapor de alimentacion a la turbina, si se trata de sobrecalentar, o a la del vapor de salida de las etapas de expansion, si se trata de recalentar; o utilizando calderas sobrecalentadoras o recalentadoras alimentadas con un combustible auxiliar, gas natural, biomasa, carbon, u otro combustible; o tambien, utilizando energla solar termica, haciendo pasar el vapor saturado, o el procedente de las etapas de expansion en la turbina, por receptores solares termicos para la production de vapor sobrecalentado o recalentado, o a traves de receptores cilindro parabolicos capaces de producir vapor sobrecalentado o recalentado. Tambien se podra utilizar energla termica de otra procedencia, como puede ser la energla geotermica.

Breve descripcion de los dibujos

Para ayudar a una mejor compresion de las caracterlsticas de esta invention, se acompana como parte integrante de su descripcion, un juego de dibujos donde con caracter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:

Fig.1 Esquema de principio sistema de almacenamiento (vapor saturado); es una representation esquematica del proceso de esta invencion utilizando vapor saturado para alimentar a la turbina de vapor.

Fig.2 Esquema de principio sistema de almacenamiento (vapor sobrecalentado); es una representacion esquematica del proceso de esta invencion utilizando vapor sobrecalentado para alimentar a la turbina de vapor.

Fig.3 Esquema de principio sistema de almacenamiento (vapor sobrecalentado y recalentado); es una representacion esquematica del proceso de esta invencion utilizando vapor sobrecalentado para alimentar a la turbina de vapor y posteriormente recalentado tras una primera expansion en la turbina de vapor.

Fig.4 Esquema simplificado sistema de enfriamiento: Aprovechamiento del frlo generado en la bomba de calor; es una representacion esquematica del sistema de enfriamiento del condensador aprovechando el frlo generado en los evaporadores y calentadores de la bomba de calor.

Los equipos o elementos que se representan en las figuras son:

1. Compresor

2. Generador de vapor

3. Calentador de agua de alimentacion

4. Turbina de expansion o Turboexpander (1a etapa)

5. Valvula de expansion

6. Valvula de expansion

7. Evaporador

8. Turbina de expansion o Turboexpander (2a etapa)

9. Valvula de expansion

10. Evaporador

11. Calentador

12. Tanque de almacenamiento del fluido de la bomba de calor

13. Acumuladores de vapor

14. Sobrecalentador o recalentador de acumuladores

15. Caldera auxiliar sobrecalentadora o recalentadora

16. Turbogenerador de vapor o turbina de vapor

17. Condensador

18. Bomba de condensado

19. Tanque de almacenamiento de condensado

20. Bomba de agua de alimentacion

21. Sobrecalentador o recalentador solar

22. Tanque de agua enfriada o de hielo

23. Tanque caliente del agua de enfriamiento

24. Cambiador de calor para enfriamiento del agua del foco frlo

Realizacion preferente de la invencion

Utilizamos como referencia para esta description detallada de la invencion las anteriores figuras 1, 2, 3 y 4.

Siguiendo la figura 1, durante los periodos de carga, el fluido en estado gaseoso de la bomba de calor (amoniaco u otro fluido refrigerante) es comprimido en el compresor (1) , accionado por un motor electrico, hasta alcanzar unas condiciones de presion y temperatura a partir de las cuales se puede generar vapor saturado en el generador de vapor (2), en unas condiciones en las que este vapor puede ser almacenado en los acumuladores de vapor (13) como agua llquida presurizada a la temperatura de saturation, para posteriormente producir electricidad en un turbogenerador de vapor (16).

En el generador de vapor (2) entran e intercambian calor dos corrientes: el fluido de la bomba de calor, una vez comprimido; y el agua de alimentation, tras ser precalentada en un calentador de agua de alimentacion (3). El agua de alimentacion se evapora a la presion requerida para su almacenamiento en los acumuladores (13), y el fluido de la bomba de calor se enfrla hasta una temperatura proxima a la temperatura de saturacion del vapor producido.

En el calentador de agua de alimentacion (3) tambien entran e intercambian calor dos corrientes: el fluido de la bomba de calor tras ser enfriado en el generador de vapor (2); y el agua de alimentacion procedente del tanque de almacenamiento de condensado (19), tras ser bombeado por la bomba de agua de alimentacion (20) hasta alcanzar la presion requerida para la evaporation. Esta agua de alimentacion es calentada hasta una temperatura proxima a la temperatura de saturacion del vapor generado en el generador de vapor, y el fluido de la bomba de calor sufre un nuevo enfriamiento hasta temperaturas proximas a la de entrada del agua de alimentacion en el calentador, condensandose.

Alternativamente, este calentamiento puede tambien llevarse a cabo en el propio generador de vapor (2), que tambien asume las funciones del calentador (3), en cuyo caso, las condiciones de entrada del agua en el mismo sera la procedente de la bomba de agua de alimentacion, y la de salida del generador de vapor del fluido de la bomba de calor sera tambien fluido condensado a temperatura proxima a la del agua de alimentacion tras ser bombeada por la bomba de agua de alimentacion.

A la salida de este calentador de agua de alimentacion (3) o del generador de vapor, si este calentador no existe, el fluido de la bomba de calor, ya condensado, se encuentra a la presion elevada de compresion menos las perdidas producidas en el generador (2) y calentador (3). A continuation, este fluido se expande hasta una presion proxima a la atmosferica en las turbinas de expansion o turboexpander produciendo trabajo. Esta expansion puede llevarse a cabo en una o varias etapas, con turbinas de expansion operando en serie. En la Fig. 1 se han representado dos etapas, (4) y (6), pero puede haber mas etapas, lo que incrementa el rendimiento de la bomba de calor y la inversion. Entre cada dos etapas de expansion, se dispone de un evaporador del fluido de la bomba (7), que, tras cada etapa de expansion, se puede encontrar en estado llquido o parcialmente evaporado a temperatura inferior a la del ambiente. Estos evaporadores procederan, tras cada etapa de expansion, a la evaporacion completa del fluido de la bomba de calor y el calor necesario para estas evaporaciones lo proporcionara el aire ambiente (o alternativamente, agua del sistema de enfriamiento del condensador, u otra fuente residual de calor).

En cada una de las etapas, la turbina de expansion puede ser sustituida por valvulas de expansion Joule Thomson (5) y (9), donde la expansion del fluido se realiza a entalpia constante, sin generar trabajo. Esta alternativa, disminuye el rendimiento de la bomba de calor, pero reduce la inversion.

Tambien, en cada etapa de expansion se puede disponer de turbina de expansion mas valvula de expansion (6), cubriendo, esta ultima, caldas de presion en las que por su dificultad o incremento de la inversion frente a las mejoras en el rendimiento que se pueda producir, no interese generar trabajo.

El trabajo producido en las turbinas de expansion se transmite a uno o vahos ejes que, a su vez, accionan el eje del compresor, reduciendose la potencia que debe transmitir el motor que acciona al compresor.

Tras la ultima etapa de expansion, el fluido de la bomba de calor, que se encontrara en estado llquido o parcialmente evaporado a temperatura muy por debajo de la del medio ambiente, se introduce en un evaporador (10) y posteriormente en un calentador (11), donde se evapora y caliente hasta temperaturas proximas a la del medio ambiente utilizando este aire ambiente (alternativamente, podra ser evaporado y calentado por agua del sistema de enfriamiento del condensador, o por otra fuente residual de calor, en cuyo caso, la temperatura de salida podra ser proxima a la del agua de enfriamiento a la salida del condensador, o a la temperatura de la fuente residual de calor).

El gas de salida del calentador se almacena en el tanque de almacenamiento del fluido de la bomba de calor (12), hasta que se inicie un nuevo periodo de carga.

Alternativamente, el fluido de la bomba de calor se podra almacenar en el tanque de almacenamiento del fluido de la bomba de calor tras la ultima etapa de expansion, o tras esta ultima etapa de expansion y posterior evaporation. En estas soluciones alternativas, los procesos correspondientes a los periodos de carga se iniciaran con el fluido tal como se encuentre tras la ultima de expansion, o tras la ultima etapa de expansion y posterior evaporacion, segun corresponda.

En los periodos de descarga, el vapor almacenado en los acumuladores de vapor (13), como agua llquida presurizada a la temperatura de saturation, se descarga, como vapor saturado, tras una evaporacion subita. La descarga se produce a una presion inferior a la del agua presurizada, y el calor necesario para esta evaporacion procede de la diferencia de entalpia existente entre el agua presurizada en las condiciones de almacenamiento y en las condiciones de descarga hacia la turbina de vapor.

Este vapor saturado se puede conducir directamente a la turbina de vapor (16) para producir electricidad, o puede ser previamente sobrecalentado (Fig.2), mejorando el rendimiento del ciclo de Rankine con el que opera la turbina de vapor.

Asimismo, este vapor saturado o sobrecalentado que entra en la turbina de vapor puede ser recalentado (Fig. 3) tras una primera etapa de expansion en la turbina de vapor (turbina de alta presion), para posteriormente ser introducido de nuevo en la turbina de vapor para una segunda etapa de expansion (turbina de baja presion o de condensation), mejorando de nuevo el rendimiento del ciclo de Rankine (puede haber mas de una etapa de recalentamiento y, por consiguiente, mas de dos etapas de expansion).

El vapor de salida de la turbina de vapor se condensa en un condensador (17) y se bombea mediante la bomba de condensado (18) al tanque de almacenamiento de condensado (19), donde permanece almacenado hasta que se inicie un nuevo periodo de carga.

El sobrecalentamiento del vapor saturado procedente de los acumuladores, asl como el recalentamiento del vapor procedente de la primera etapa de expansion, o de las diversas etapas de recalentamiento que puedan existir, puede llevarse a cabo de distintas maneras:

- Con vapor procedente tambien de los acumuladores a presiones y temperaturas superiores a las del vapor de alimentation al turbogenerador o a las del vapor de salida de la primera, o siguientes, etapa de expansion, segun sea el caso. En el caso de que se trate de sobrecalentar el vapor de entrada en la turbina de vapor, de los acumuladores salen dos corrientes de vapor saturado, una a presion superior y otra inferior, y, por consiguiente, a diferentes temperaturas de saturacion. Estas dos corrientes intercambian calor en un intercambiador de calor, sobrecalentador de acumuladores (14), sobrecalentado la corriente que se introduce a presion inferior y que es conducida a la turbina de vapor, la otra corriente, de presion superior, se condensa y se introduce de nuevo en el ciclo agua-vapor o de Rankine.

En el supuesto de que se trate de recalentar el vapor procedente de una primera expansion en la turbina de vapor, su recalentamiento se llevara a cabo en el recalentador de acumuladores (14), donde tambien se cruzaran dos corrientes, una sera el vapor procedente de la primera expansion que sera recalentado por otra, de vapor saturado procedente de acumuladores con una temperatura superior. El vapor recalentado se introducira de nuevo en la turbina de vapor para una nueva etapa de expansion, y el procedente de acumuladores, tras condensarse en el anterior recalentador de acumuladores, se reintegrara al ciclo agua-vapor.

- Tambien, el vapor saturado se puede sobrecalentar o recalentar utilizando calderas auxiliares sobrecalentadoras o recalentadoras (15) alimentadas con un combustible auxiliar: gas natural, biomasa, carbon, u otro combustible auxiliar. Para mejorar su rendimiento, estas calderas suelen dotarse de precalentadores del aire de entrada en la caldera.

- O tambien, utilizando energla solar termica (21), haciendo pasar el vapor saturado, o el procedente de la primera etapa de expansion en la turbina de vapor, por un receptor solar termico, tipo torre, para la produccion de vapor sobrecalentado o recalentado, o a traves de receptores cilindro parabolicos capaces de producir vapor sobrecalentado o recalentado. Tambien se podra utilizar energla termica de otra procedencia, como puede ser la energla geotermica.

Como sistema de enfriamiento del condensador se puede optar por las diversas soluciones que existen en el mercado dependiendo de las condiciones de cada emplazamiento y del ciclo termico que se disene en cada caso, pudiendo ser principalmente: Condensadores de superficie enfriados directamente por sistemas de enfriamiento de un solo paso o pass­ through; o por torres de refrigeracion humedas de tiro mecanico o natural; o por aerocondensadores, o cualquier otro sistema de enfriamiento.

Alternativamente o complementariamente, el ciclo de la bomba de calor del sistema objeto de esta patente, permite una optimization adicional del ciclo termico de Rankine, aprovechando el frlo que se produce durante las evaporaciones y calentamientos del fluido de la bomba de calor tras las etapas de expansion.

En la Fig.4 se representa esquematicamente este proceso.

Durante los periodos de carga, el frlo producido en los distintos procesos de evaporation, (7) y (10), o calentamiento (11), del fluido de la bomba de calor tras las etapas de expansion, que alcanza temperaturas muy inferiores a 0°C, se utiliza para enfriar el agua caliente procedente del enfriamiento del condensador (17), o para producir hielo a partir de esta agua caliente; o para enfriar, produciendo hielo o no, el agua procedente del foco frlo que se utilice para el enfriamiento del condensador, en el caso de que este sistema de enfriamiento del condensador sea abierto. Esta agua enfriada, o hielo, se almacena en los correspondientes tanques de agua enfriada o de hielo, adecuadamente aislados (22). Durante los periodos de descarga, esta agua enfriada o hielo se utiliza en el sistema de enfriamiento del condensador, complementando a otros sistemas de enfriamiento existentes o como sistema unico. Tras enfriar al condensador y calentarse, esta agua caliente se almacena en el tanque caliente de agua de enfriamiento (23), para su enfriamiento en los periodos de carga, tal como se ha descrito anteriormente.

El aprovechamiento de este frlo generado por la bomba de calor puede llevarse a cabo en cualquiera de los posibles sistemas de enfriamiento existentes (un solo paso, torre humeda, aerocondensadores o cualquier otro). El aprovechamiento puede realizarse utilizando directamente el agua enfriada en el condensador o a traves de un cambiador de calor intermedio (24).

Tambien, podra disenarse el sistema como un sistema abierto, en el que en cada ciclo de carga se aporta agua desde el exterior para ser enfriada por la bomba de calor y posteriormente ser almacenada en el tanque de agua enfriada o hielo (22), y durante los periodos de descarga, esta agua almacenada se vierte al exterior, tras utilizarse en la condensation del vapor; en este supuesto no se requiere la existencia del tanque caliente de agua de enfriamiento (23).

Estas soluciones de enfriamiento permiten reducir las presiones de vaclo del condensador, mejorando los rendimientos de los ciclos. A su vez, permite reducir los autoconsumos electricos o de agua.

El rendimiento del sistema de almacenamiento objeto de esta invencion es el cociente entre la energla electrica producida en el turbogenerador a partir de la energla electrica entrante en el sistema dividida por esta energla electrica entrante en el sistema. La energla electrica entrante en el sistema es la suma de la energla electrica que alimenta al motor del compresor mas la energla electrica que alimenta al motor de la bomba de agua de alimentacion. La energla producida en el turbogenerador es la producida en bornas de salida del alternador menos la necesaria para accionar la bomba de condensado.

En este sistema de almacenamiento de energla electrica, la bomba de calor cumple un papel similar al de la caldera en una central termica convencional, de modo que el rendimiento del sistema tambien se puede definir como el producto del rendimiento (COP) que se obtiene de la bomba de calor por el rendimiento que se obtiene en el ciclo agua-vapor (que opera de acuerdo con un ciclo de Rankine), a partir del cual el vapor almacenado en los acumuladores, en forma de agua presurizada, genera la electricidad de salida del sistema.

El rendimiento de la bomba de calor o COP es el porcentaje o ratio entre el calentamiento proporcionado y la electricidad consumida.

La bomba de calor tiene un COP superior a la unidad, debido a que en realidad se esta moviendo calor usando energla, en lugar de producir calor como en el caso de las resistencias electricas. Una parte muy importante de este calor se toma de la entalpia del aire atmosferico o de una fuente residual de calor, como, en nuestro caso, puede ser el agua calentada utilizada para el enfriamiento del condensador.

En toda bomba de calor se verifica que el calor transferido al foco caliente es la suma del calor extraldo del foco frlo mas la energla consumida en el compresor, que se transmite al fluido, menos la energla producida en las turbinas de expansion, aprovechando la energla residual existente en el fluido tras proporcionar calor al foco caliente y antes de entrar en el foco frlo; es decir:

QC = QF WC -WX, donde:

QC es el calor cedido al foco caliente; QF es el calor aportado en el foco frlo; WC es el trabajo de compresion; WX es el trabajo de expansion.

De acuerdo con la definicion dada antes de COP (relacion entre el calor proporcionado y la electricidad consumida), en el sistema de almacenamiento objeto de esta invencion, este COP es:

COP = QC / (WC-WX) = (QF+WC -WX) / (WC-WX) > 1

QC, es el calor que cede en el generador de vapor el fluido comprimido para producir el vapor saturado que se almacena en los acumuladores en forma de llquido presurizado o comprimido.

QF, es el calor que se toma del ambiente, o de la fuente residual de calor, o del agua de enfriamiento del condensador, para evaporar y calentar el fluido que tras la etapa de expansion se encuentra en estado llquido o parcialmente evaporado a una temperatura muy inferior a la del medio ambiente.

Cuanto mas calor se pueda extraer del medio ambiente (o de otra fuente residual) mayor sera el COP o rendimiento de la bomba de calor.

Teoricamente, el COP de una bomba de calor, funcionando aportando calor, dependera de las temperaturas de los focos caliente y frlo, segun la siguiente formula

COP = 1 / ((1 -(T2/T1)), siendo:

T2: Temperatura absoluta del foco frlo

T1: Temperatura absoluta del foco caliente

Este COP es el maximo teorico, que en unas condiciones de 0°C en el exterior y 20aC en el interior, da un valor de 14,65, es decir, en teorla se podrlan obtener hasta 14,65 Kilovatios de calor o termico por cada Kilovatio electrico consumido.

En el sistema objeto de esta invention, la temperatura del foco caliente dependera de la temperatura del agua de alimentation y de la presion (temperatura de saturation) a la que se debe generar vapor. Esta temperatura es muy superior a los anteriores 20°C, si se quiere operar con un vapor en unas condiciones capaces de generar electricidad en un turbogenerador con un rendimiento razonable.

En un calculo teorico, generando vapor a presiones proximas a los 100 bar, a las que ya serla posible obtener rendimientos altos del ciclo de Rankine, se pueden alcanzar COP proximos a 3.

El ciclo de Rankine es el ciclo termodinamico que se utiliza en las centrales termicas para generar electricidad.

En el ciclo de Rankine del sistema de almacenamiento objeto de esta invencion, el vapor saturado que sale de los acumuladores, tras ser sobrecalentado o no, se lleva a una turbina de vapor donde se expande para generar trabajo mecanico en su eje, solidariamente unido a un generador electrico, que genera la electricidad de salida del sistema. Esta expansion puede realizarse en una o varias etapas, y tras cada etapa, el vapor de salida puede ser recalentado o no.

El vapor de baja presion que sale de la turbina, tras la ultima etapa, se introduce en un condensador donde se condensa. Posteriormente, esta agua condensada se bombea utilizando las bombas de condensado y de agua de alimentacion hasta alcanzar las presiones de entrada requeridas por el generador de vapor de la bomba de calor, que, a su vez, sera la necesaria para alcanzar la requerida por el agua saturada y presurizada que se almacena en los acumuladores.

Este ciclo agua-vapor, que opera segun un ciclo de Rankine, presenta algunas peculiaridades frente a los utilizados en las centrales termicas convencionales, debido a que la operation del ciclo de la bomba de calor y la operacion del ciclo de Rankine se producen en momentos distintos.

El ciclo de la bomba de calor se produce durante los periodos de carga, es decir, cuando existe exceso de energla electrica, y esta se utiliza para producir vapor que se almacena en los acumuladores.

El ciclo de Rankine se produce en los periodos de descarga, es decir, cuando existe defecto de energla electrica y el vapor almacenado en acumuladores se utiliza para producir electricidad.

Como consecuencia de la existencia de estos distintos momentos de operacion existen diferencias frente a lo que seria la operacion de una central termica que afectan a la operacion de las bombas:

- Las bombas de condensado operan durante los periodos de descarga, es decir, de operacion de la turbina de vapor. Estas bombas bombean el agua liquida a su salida de condensador al tanque de almacenamiento de condensado, donde esta agua se almacena a la presion atmosferica hasta los periodos de carga.

En consecuencia, el consumo de estas bombas debe tenerse en cuenta en el calculo de la potencia neta generada por la turbina de vapor.

- Las bombas de agua de alimentacion operan durante los periodos de carga, es decir, cuando no opera la turbina de vapor, por lo que su accionamiento no se produce a partir de la electricidad generada por el turbogenerador o utilizando una turbobomba como ocurriria en una central termica, sino que este accionamiento lo produce un motor accionado por la electricidad externa de entrada en el sistema.

En consecuencia, la energia electrica que finalmente entra en el sistema es la suma de la que alimenta al compresor mas la que entra en el motor de la bomba de agua de alimentacion; y la que sale es la generada en bornas de salida del alternador del turbogenerador menos la necesaria para alimentar a las bombas de condensado.

El rendimiento neto de un ciclo de Rankine operando con vapor saturado puede alcanzar rendimientos del orden de 38%; y el de uno operando con vapor sobrecalentado y recalentado en condiciones subcriticas, puede superar el 47% (en ambos casos, no se incluye el rendimiento de la caldera o sistema de aportacion de calor al ciclo, que, en esta invencion, es la bomba de calor).

En consecuencia, operando con un COP de la bomba de calor de 3 y con un rendimiento neto del ciclo de Rankine del 47%, el rendimiento de este sistema de almacenamiento de energia podria superar el 141%, es decir, se generada 1,41 veces mas energia que la que se introduce en el sistema.

Desde un punto de vista practico, para nuestra aplicacion y utilizando amoniaco, el maximo COP que, en principio y actualmente, se estima se puede obtener esta en el orden de 2,3, incluyendo perdidas o irreversibilidades.

Considerando este COP de 2,3, para un sistema con vapor saturado y un rendimiento del ciclo de Rankine con vapor saturado del 38%, el rendimiento del sistema de almacenamiento llega hasta el 87,4%; en el caso de que se utilice vapor sobrecalentado, con recalentamiento intermedio, con un rendimiento del ciclo de Rankine del 47%, el rendimiento del sistema de almacenamiento llegaria hasta el 108%, es decir, sale mas energia electrica que la que se almacena.

En otras palabras, estamos hablando de un ciclo de Rankine completo en el que la generacion del vapor saturado se hace a traves de una bomba de calor del 230% de rendimiento (frente a rendimientos inferiores al 100% que tienen las calderas convencionales).

En el calculo de este rendimiento del sistema de almacenamiento, hay que anadir las perdidas o ganancias que se pueden producir en los acumuladores durante los periodos de carga y en el tanque de almacenamiento del fluido de la bomba de calor durante los periodos de descarga. Las perdidas en acumuladores, que dependeran del tiempo transcurrido entre los periodos de carga y descarga, se deben minimizar con un adecuado diseno y aislamiento de los acumuladores. En el caso del tanque de almacenamiento del fluido de la bomba de calor, al llenarse con un fluido a temperatura inferior a la del ambiente, no se preven perdidas.

El sistema de almacenamiento de electricidad objeto de esta invention presenta importantes ventajas frente a los otros sistemas con los que actualmente compite para almacenamiento de electricidad con altas capacidades de almacenamiento (en el rango superior a 10 MW hasta cientos de MW) y tiempos medios de descarga (horas), que son los que se requieren para aplicaciones de regulation de las curvas de oferta y demanda y para el arbitraje de precios.

Actualmente, estos sistemas son: Los sistemas de bombeo y los de compresion de aire (CAES)

Las centrales de bombeo son instalaciones altamente probadas, existiendo numerosas centrales en el mundo en operacion comercial. Estas centrales de bombeo tienen actualmente un rendimiento de entre el 76% y 85%, inferior al del sistema objeto de esta invencion y requieren grandes extensiones de terreno en emplazamiento naturales adecuados, diflciles de encontrar, para la construction de las presas y embalses necesarios, produciendo un fuerte impacto ambiental, por lo que tambien existe una fuerte oposicion publica para llevar a cabo estas instalaciones.

Los sistemas de compresion de aire (CAES) consisten en comprimir aire utilizando compresores accionados electricamente para su almacenamiento en recipientes a presion o en cavernas subterraneas. Cuando aumenta la demanda, este aire comprimido se calienta y se utiliza para hacer funcionar una turbina de gas para la generation de electricidad. La compresion del aire libera calor y segun la utilization que se haga del mismo, existen diversos sistemas CAES:

CAES diabatico o convencional, el calor producido en la expansion se disipa a la atmosfera, requiriendose la utilizacion de un combustible o sistema auxiliar para calentar el aire que entra en la turbina.

CAES adiabatico, le energla termica producida en la compresion se almacena y se utiliza posteriormente para calentar el aire que entra en la turbina.

Los sistemas CAES presenta alguna ventaja frente al sistema de almacenamiento objeto de esta invencion:

- El fluido que se utiliza es aire, que se puede obtener libremente de la atmosfera y permite la existencia de circuitos abiertos. Frente a ello, el sistema propuesto requiere la utilizacion de amoniaco u otro fluido refrigerante.

El amoniaco es un fluido autorizado y utilizado ampliamente en maquinas frigorlficas, no afectando su uso al deterioro de la capa de ozono. No obstante, es un gas toxico, corrosivo e inflamable por lo que requiere instalaciones seguras y manejarlo con precaution. Requiere la existencia de circuitos cerrados.

- Tanto en el caso de la utilizacion de aire como amoniaco, se pueden utilizar configuraciones con equipos comerciales (compresores, turbinas de expansion, intercambiadores, etc.), incluso para elevadas capacidades de potencia y almacenamiento. No obstante, para estas capacidades, existen mayores disponibilidades y experiencias comerciales de equipos operando con aire que con amoniaco u otro fluido refrigerante, lo que probablemente, para una misma potencia, implicara menores inversiones. Tambien los costes de operation y mantenimiento seran inferiores.

Pero, los sistemas CAES tambien presentan significativas desventajas frente al sistema propuesto de almacenamiento de electricidad con bomba de calor y acumuladores de vapor:

- Los sistemas CAES diabeticos avanzados, con sistemas de recuperacion de calor (es decir, similares a AEC Mcintosh Plant) alcanzan rendimientos netos del orden del 50% para la conversion de la energla electrica entrante en energla electrica de salida; y el rendimiento previsto para el proyecto demostracion ADELE (CAES adiabatico) se estima en el 70%. Aunque estos rendimientos pueden ser mejorados en el futuro, por mejoras en los rendimientos de los equipos y procesos, no se preve que se alcancen los altos rendimientos del sistema objeto de esta patente, principalmente porque estos rendimientos se alcanzan gracias a la importante aportacion de calor que se toma del medio ambiente o de fuentes residuales de energla en los procesos de evaporation y calentamiento que se produce en la bomba de calor, o de cualquier otra adecuada fuente de energla residual.

- Los sistemas CAES almacenan un gas comprimido (aire) y, el sistema propuesto, almacena en acumuladores un llquido presurizado, por lo que su densidad es muy superior a la del aire comprimido, en consecuencia, estamos hablando de necesidades de capacidades especlficas de almacenamiento (m3 /kg), para presiones similares, muy inferiores.

- En los sistemas CAES se almacena la energla termica en forma unicamente de calor sensible, ya que el aire no sufre cambios de fase. En el sistema propuesto se producen cambios de fase, tanto en el amoniaco u otro fluido refrigerante, como en las conversiones de agua llquida a vapor, por lo que la energla termica se almacena no solo como calor sensible sino tambien como calor latente, lo que implica que las capacidades o calores especlficos de almacenamiento termico (Kj/Kg) tambien sean muy superiores en el sistema propuesto.

Como consecuencia de los dos anteriores factores, diferencia de densidades y existencia de cambios de fase, los volumenes de almacenamiento necesarios para una misma capacidad de almacenamiento son muy inferiores en el caso del sistema de almacenamiento objeto de esta patente.

La central de almacenamiento de energla electrica antes citada, de tecnologla diabetica avanzada, AES Mcintosh, de 110 MWe y una capacidad de descarga de 26 horas, tiene una capacidad de almacenamiento de 550.000 metros cubicos, a una presion de 76 bar, en formation geologica de mina de sal (DOE Global Energy Database). Este requerimiento de altas capacidades de almacenamiento hace inviable desde un punto de vista economico la utilization de tanque o acumuladores del aire comprimido, siendo necesario recurrir a soluciones basadas en el almacenamiento en formaciones geologicas estables.

Se estima que las necesidades de capacidades de almacenamiento de una central CAES diabetica avanzada son mas de siete veces superiores a las de una central con bomba de calor y acumuladores de vapor, de la misma potencia y horas de descarga. En el caso de una central con tecnologla CAES adiabatico, estas diferencias serlan superiores.

En resumen, las diferencias en las necesidades de capacidades de almacenamiento, as! como la mejora en los rendimientos, determina la significativa ventaja del sistema objeto de esta patente frente a los sistemas CAES.

Estas ventajas, que se manifiestan especialmente para sistemas que requieren altas capacidades de almacenamiento (en el rango superior a 10 MW y hasta cientos de MW) y tiempos medios de descarga (horas), hace, que se consideren especialmente utiles para su utilizacion en sistemas electricos como sistemas de equilibrio de la oferta y demanda de la electricidad, o como sistemas de arbitraje de precios, tanto en sistemas electricos aislados como interconectados entre si.

No obstante, tambien se considere muy util su utilizacion en grandes instalaciones industriales con elevados consumos de electricidad (industria qulmica, siderurgica, metalurgia no ferrea...), donde mediante la utilizacion de este sistema de almacenamiento se puede reducir el coste de la electricidad consumida aprovechando para su compra las horas valle con precios de la electricidad mas bajos.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de almacenamiento de energla electrica con bomba de calor y acumuladores de vapor caracterizado por un sistema que comprende una bomba de calor, acumuladores de vapor, un ciclo agua-vapor que hace funcionar un turbogenerador y un sistema de enfriamiento de este ciclo agua-vapor.

La bomba de calor, cuyo fluido es amoniaco u otro fluido refrigerante, comprende los siguientes equipos principales:

(a) Un compresor (1) que comprime el fluido de la bomba de calor. Este compresor es accionado por un motor electrico alimentado por energla electrica procedente de la red exterior a la instalacion.

(b) Un generador de vapor (2), donde se intercambia calor entre el fluido de la bomba de calor tras ser comprimido y el agua de alimentacion del ciclo agua- vapor, produciendo vapor saturado que alimenta a los acumuladores de vapor (13).

(c) Un calentador de agua de alimentacion (3), que podra integrarse en el anterior generador formando un solo equipo o ser un equipo independiente, donde se intercambia calor entre el fluido de la bomba de calor tras ser enfriado en el generador de vapor y el agua de alimentacion del ciclo agua-vapor procedente de la bomba de agua de alimentacion y antes de entrar en el generador de vapor, calentando esta agua de alimentacion hasta temperaturas proximas a la de su evaporation en el generador de vapor.

(d) Una turbina de expansion (4) que expande el fluido de la bomba de calor que sale del calentador de agua de alimentacion produciendo trabajo que acciona el eje del compresor (1).

(e) Un evaporador (10), que evapora el fluido de la bomba de calor a la salida de la turbina de expansion, utilizando el aire ambiente.

(f) Un calentador (11) que calienta el fluido de la bomba de calor hasta la temperatura proxima a la del medio ambiente, utilizando el aire ambiente.

(g) Un tanque de almacenamiento del fluido de la bomba de calor (12), donde este es almacenado mientras la bomba de calor no se encuentra en operation.

El ciclo agua-vapor comprende los siguientes equipos principales:

- Un turbogenerador (16) alimentado por el vapor saturado procedente de los acumuladores de vapor, produciendo electricidad.

- Un condensador (17) que condensa el vapor de salida de la turbina de vapor.

- Bomba de condensado (18), que bombea el condensado de salida del condensador al tanque de almacenamiento de condensado (19).

- Bomba de agua de alimentacion (20) que bombea el agua procedente del tanque de almacenamiento de condensado al calentador de agua de alimentacion y, posteriormente, al generador de vapor. Esta bomba es accionada por un motor electrico alimentado por energla electrica procedente de la red exterior a la instalacion.

2. Un sistema de almacenamiento de la energla electrica de acuerdo con la reivindicacion 1, donde despues de la expansion del fluido de la bomba de calor en la turbina de expansion (4) y posterior evaporation en un evaporador (7), existen una o varias etapas adicionales de expansion en turbinas de expansion (8) y posterior evaporacion en evaporadores que utilizan el aire ambiente para esta evaporacion tras cada una de las etapas.

3. Un sistema de almacenamiento de la energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones 1 o 2, donde una o varias de las turbinas de expansion son sustituidas por valvulas de expansion Joule Thompson (5) (9).

4. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones 1,2 o 3, donde a la salida de una o varias de las turbinas de expansion, y antes de entrar en los correspondientes evaporadores, se le anade valvulas de expansion Joule Thompson (6).

5. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 4, donde el vapor saturado procedente de los acumuladores de vapor se sobrecalienta utilizando un sobrecalentador de acumuladores (14), donde una corriente de vapor procedente de los acumuladores de vapor sobrecalienta a otra corriente tambien procedente de los acumuladores de vapor que se encuentra a inferior presion y temperatura de saturation y que , tras ser sobrecalentada, alimenta a la turbina de vapor.

6. Un sistema de almacenamiento de energla electrica, de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 4, donde el vapor saturado procedente de los acumuladores de vapor es sobrecalentado utilizando una caldera sobrecalentadora (15), alimentada con un combustible auxiliar, gas natural, carbon, biomasa u otro combustible auxiliar.

7. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 4, donde el vapor saturado procedente de los acumuladores de vapor es sobrecalentado utilizando energla solar termica (21), haciendo pasar el vapor saturado por un receptor solar termico, tipo torre, para la production de vapor sobrecalentado, o a traves de receptores cilindro-parabolicos capaces de producir vapor sobrecalentado.

8. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 4, donde el vapor saturado procedente de acumuladores de vapor es sobrecalentado utilizando energla geotermica u otra fuente termica.

9. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 8, donde el vapor procedente de una primera expansion en la turbina de vapor es recalentado en un recalentador de acumuladores (14), donde una corriente de vapor procedente de los acumuladores de vapor recalienta al vapor procedente de la primera etapa de expansion de la turbina de vapor, que se encuentra a inferior presion y temperatura, y que, tras ser recalentado, alimenta de nuevo a la turbina de vapor.

10. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 8, donde el vapor procedente de una primera expansion en la turbina de vapor es recalentado utilizando una caldera recalentadora (15), alimentada con un combustible auxiliar, gas natural, carbon, biomasa u otro combustible auxiliar, previamente a ser introducido de nuevo en la turbina de vapor.

11. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 8, donde el vapor procedente de una primera expansion en la turbina de vapor es recalentado utilizando energla solar termica (21), haciendo pasar el vapor por un receptor solar termico, tipo torre, para la produccion de vapor recalentado, o a traves de receptores cilindro-parabolicos capaces de producir vapor recalentado, previamente a ser introducido de nuevo en la turbina de vapor.

12. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 8, donde el vapor procedente de una primera expansion en la turbina de vapor es recalentado utilizando energla geotermica u otra fuente termica, previamente a ser introducido de nuevo en la turbina de vapor.

13. Un sistema de almacenamiento de energla electrica de acuerdo con las reivindicaciones anteriores, desde la reivindicacion 1 hasta la 12, donde el calor necesario para evaporar y calentar en los evaporadores y calentadores el fluido de la bomba de calor expandido, es aportado, total o parcialmente, por el agua caliente de salida del sistema de enfriamiento del condensador del ciclo agua-vapor, o por otra fuente residual de calor, en vez de por el aire ambiente.

14. Un sistema de enfriamiento del condensador del ciclo agua-vapor que aprovecha, total o parcialmente, el frlo que se produce en los evaporadores y calentadores del fluido expandido de la bomba de calor, de acuerdo con lo que se indica en la reivindicacion 13, para producir y almacenar agua subenfriada o hielo, que posteriormente se utiliza en el condensador del ciclo agua-vapor para producir la condensacion.

15. Un metodo para almacenar energla electrica utilizando los sistema descritos en las anteriores reivindicaciones, desde 1 hasta 14, consistente en que durante los periodos de exceso de energla electrica o precios bajos de esta energla electrica (periodos de carga), se genera el vapor que alimenta a los acumuladores de vapor (13), mediante la operacion de la bomba de calor, cuyo compresor (1) es accionado por un motor electrico alimentado por la red electrica exterior, y mediante la operacion de las bombas de agua de alimentacion del ciclo agua-vapor (20), accionadas tambien por un motor electrico alimentado por la red electrica exterior. La suma de la energla electrica que se utiliza en los motores del compresor y de la bomba de agua de alimentacion es la energla electrica que entra en el sistema y es almacenada en forma de agua presurizada o comprimida en los acumuladores de vapor.

Durante los periodos de defecto de energla electrica o cuando el precio de la energla electrica es alto (periodos de descarga) el agua almacenada en acumuladores sale en forma de vapor saturado, que tras ser o no ser sobrecalentado o recalentado, produce en el turbogenerador (16) la energla electrica de salida del sistema hacia la red exterior.