ES2944507T3 - Planta y proceso de almacenamiento de energía - Google Patents

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ES2944507T3 ES19835510T ES19835510T ES2944507T3 ES 2944507 T3 ES2944507 T3 ES 2944507T3 ES 19835510 T ES19835510 T ES 19835510T ES 19835510 T ES19835510 T ES 19835510T ES 2944507 T3 ES2944507 T3 ES 2944507T3
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Claudio Spadacini
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Abstract

Una planta de almacenamiento de energía (1) comprende una carcasa (5) para el almacenamiento de un fluido de trabajo diferente al aire atmosférico, en fase gaseosa y en equilibrio de presión con la atmósfera; un tanque (9) para el almacenamiento de dicho fluido de trabajo en fase líquida o supercrítica con una temperatura cercana a la temperatura crítica; en el que dicha temperatura crítica está cerca de la temperatura ambiente. La planta (1) está configurada para realizar una transformación cíclica termodinámica (TTC) cerrada, primero en un sentido en una configuración de carga y luego en el sentido contrario en una configuración de descarga, entre dicha carcasa (5) y dicho tanque (9) ; donde en la configuración de carga la planta (1) almacena calor y presión y en la configuración de descarga genera energía. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Planta y proceso de almacenamiento de energía
Campo de la invención
El Objeto de la presente invención es una planta y un proceso para el almacenamiento de energía eléctrica. Más precisamente, el objeto de la presente invención es un sistema con capacidad de absorber/usar energía eléctrica de una red o un sistema cuando se manifiesta un exceso de disponibilidad y/o escasez de consumo, con capacidad de mantener en el tiempo la energía almacenada y con capacidad para transformar la misma de vuelta a energía eléctrica y para entregarla de nuevo a la red cuando se demande dicha energía eléctrica. En detalle, esta invención se refiere a un sistema de almacenamiento de energía eléctrica en forma de energía (presión) potencial y energía térmica/termodinámica. La presente invención es parte de los sistemas de almacenamiento de energía medianos y grandes, tanto para aplicaciones terrestres como marinas, habitualmente con potencias desde cientos de kW hasta decenas de MW (por ejemplo, 20-25 MW), aunque también cientos de MW, y con capacidad de almacenamiento desde unos pocos cientos de kWh, hasta cientos de MWh e incluso hasta varios GWh. La presente invención también puede situarse en el campo de los sistemas de almacenamiento de energía a pequeña escala, para aplicaciones domésticas y comerciales, tanto terrestres como marinas, habitualmente con potencias de unos pocos kW hasta unos pocos cientos de kW y con capacidad de almacenamiento desde unos pocos kWh, hasta cientos de kWh.
Definiciones
Las siguientes definiciones se usarán en la presente descripción y en las reivindicaciones adjuntas.
• Ciclo termodinámico (CT): transformación termodinámica desde un punto X a un punto Y, donde X coincide con Y; el CT, a diferencia de la TTC (Transformación Cíclica Termodinámica) a continuación, no tiene acumulaciones de masa (significativo para fines energéticos) dentro del ciclo, mientras que la TTC habitualmente funciona entre dos almacenamientos de fluido de trabajo, uno inicial y el otro final;
• Transformación Cíclica Termodinámica (TTC): transformación termodinámica desde un punto X a un punto Y y desde un punto Y a un punto X, sin pasar necesariamente a través de los mismos puntos intermedios;
• CT y/o TTC cerrados: sin intercambio de masa (significativo para fines energéticos) con la atmósfera;
• CT y/o TTC abiertos: con intercambio de masa (significativo para fines energéticos) con la atmósfera.
Antecedentes de la invención
En la actualidad, debido a la cada vez mayor difusión de sistemas para la producción de energía de fuentes renovables y, en particular, de fuentes eólicas y fotovoltaicas, que se caracterizan por una variabilidad e incertidumbre de la producción, los sistemas de almacenamiento de energía eléctricos se están volviendo cada vez más importantes.
Los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica pueden realizar diversas funciones fundamentales para las redes, tanto asiladas como interconectadas, incluyendo el ajuste de frecuencia/suministro de inercia dinámica, el suministro de sistemas de "crecimiento flexible", es decir, que permiten el inicio de sistemas de producción de emergencia, "desplazamiento de energía" de horas de mayor producción y menos demanda a horas en las que, por otra parte, presentan mayor demanda y/o falta de producción, compensaciones estacionales, etc.
Además de sistemas que operan de acuerdo con principios electroquímicos (Baterías) que habitualmente tienen altos costes y una vida útil limitada, adecuados mecánicamente (volante) únicamente para pequeñas cantidades de energía almacenada, los sistemas en uso en la actualidad o en desarrollo o conocidos de otra manera incluyen los siguientes.
Los sistemas principalmente en uso son sistemas de almacenamiento de bombeo hidroeléctricos (almacenamiento de agua por bombeo - PHS), que en la actualidad cubren más del 90 % de la capacidad de almacenamiento instalada globalmente. Estos sistemas son adecuados para un almacenamiento tanto a largo como a corto plazo, son bastante competitivos en términos de coste, pero tienen la desventaja de que únicamente pueden construirse en lugares que tienen unas condiciones geomorfológicas particulares. Dicho sistema PHS puede considerarse entre los sistemas de almacenamiento de energía en forma potencial y, en particular, gravitacional. También el sistema divulgado en el documento GB 2518125 A está en la familia de los sistemas gravitacionales.
Un segundo sistema en uso es el así denominado sistema CAES (Almacenamiento de Energía de Aire Comprimido), que consiste en una TTC abierta que acumula a través de transformación en energía (presión) potencial y (posiblemente) energía térmica. Este sistema CAES se conoce tanto en la configuración básica (no adiabática) como en la configuración más avanzada AA-CAES (CAES Adiabático Avanzado; véase el documento US 4.147.205 -Compressed Air Storage Installation). Estos sistemas son adecuados para un almacenamiento tanto a largo como a corto plazo, son bastante competitivos en términos de coste, son menos eficientes que los sistemas PHS en términos de 'Eficiencia de Ida y Vuelta', y también tienen la desventaja de poderse construir únicamente en lugares que tienen unas condiciones geomorfológicas particulares.
Los sistemas CAES también tienen una desventaja adicional en que la presión del tanque/cueva varía con el nivel de carga del mismo. Esto afecta tanto a la eficiencia de la TTC como a la eficiencia de las turbomáquinas que los hacen funcionar.
También se conocen sistemas para remediar la ausencia de cuevas subterráneas para los sistemas CAES. En particular, se conocen soluciones que buscan hacer económicamente viable el almacenamiento de energía en tanques de superficie, sin la necesidad de cuevas subterráneas. Un ejemplo está en el documento US2011/0204064 A1 de LIGHTSAIL en el que se proponen tanques de construcción especial para intentar contener los costes de tanques de almacenamiento de superficie que al contrario harían que los costes de dichos sistemas CAES de superficie no fueran rentables. Estas soluciones también pertenecen a los sistemas que funcionan de acuerdo con una TTC abierta.
También se conocen sistemas que combinan los dos sistemas anteriores (véase el documento US 7.663.255 B2), en los que la combinación de CAES y PHS también permite que el sistema CAES opere a una presión de compresión constante. Estos sistemas funcionan también de acuerdo con una TTC abierta.
El documento 'Novel concept of compressed air energy storage and thermos-electric energy storage' - THESE N.5525 (2012) - Escuela Politécnica Federal de Lausana, divulga todo tipo de sistemas de almacenamiento de energía de CAES. Entre otros, se divulgan los sistemas CAES diabático, adiabático, isotérmico y combinado con PHS para permitir una presión de compresión constante, este sistema se denomina CAES con Presión Constante combinado con PHS. Estos también son sistemas que funcionan de acuerdo con una TTC abierta.
El mismo documento también divulga el así llamado TEES (Almacenamiento de Energía Termo Eléctrico) propuesto por ABB Corporate Research Center (véanse también los documentos EP 2532843 A1 y EP 2698506 A1). Este es uno de los sistemas que funcionan de acuerdo con un CT cerrado, y puede considerarse entre los sistemas PHES. Los sistemas PHES (almacenamiento eléctrico de calor por bomba) son sistemas para almacenar energía eléctrica/mecánica convirtiendo la misma en energía térmica usando, por ejemplo, un CT de Rankine, Brayton o Kalina. Además de los sistemas descritos anteriormente que usan ciclos de CO2 transcríticos y supercríticos u otros ciclos de fluido y, por lo tanto, ciclos de Rankine transupercríticos reversibles, se conocen sistemas PHES con ciclo de Brayton, habitualmente usando argón, aunque también aire (véanse los documentos EP 2220343 B1 y US 2010/0257862 A1 de Isoentropic y el documento US 2016/0298455 A1 de Laughlen. Este es uno de los sistemas que funcionan de acuerdo con un CT cerrado, y puede considerarse entre los sistemas PHES).
Otro sistema que puede considerarse entre los sistemas PHES/TEES es el sistema de Siemens - Gamesa (véanse los documentos u S 2014/0223910 A1 y US 8.991.183 B2 y US 8.966.902 B2) que combina dos ciclos diferentes para la fase de carga y descarga y, en particular, proporciona un ciclo de Brayton o disipación simple con resistencias eléctricas para la fase de carga del tanque de almacenamiento de calor de temperatura alta y un ciclo de vapor de Rankine para la fase de descarga/producción de energía eléctrica. Este tipo de solución es uno de los sistemas PHES. Se efectúa por medio de varios CT abiertos y/o cerrados.
Debería observarse que todos los sistemas PHES, también denominados TEES, se basan en un principio de ciclo termodinámico 'cerrado' y reversible. Dependiendo de las diferentes soluciones propuestas, pueden ser ciclos de Rankine o Brayton 'cerrados', pero en cualquier caso el fluido de trabajo del motor/bomba de calor, que es casi reversible, realiza transformaciones de acuerdo con un ciclo termodinámico 'cerrado' en el que no hay acumulaciones intermedias dimensionadas de acuerdo con la capacidad de almacenamiento requerida.
Todos los sistemas CAES, de todos los tipos, son en su lugar sistemas que efectúan transformaciones, primero en una dirección y, a continuación, en la otra de acuerdo con un ciclo termodinámico 'abierto', es decir, tomando y devolviendo aire a la atmósfera.
Otro método de almacenamiento de energía conocido es el así denominado sistema LAES (Almacenamiento de Energía de Aire Líquido, véanse los documentos US2009/0282840 A1 y GB 2537 126 A). El método LAES implica transformaciones de acuerdo con una transformación termodinámica 'abierta', es decir, tomando y devolviendo aire a la atmósfera. Además, este sistema funciona a temperaturas criogénicas, cercanas a -200 °C, con grandes dificultades técnicas. Esto también pertenece a los sistemas que funcionan de acuerdo con una TTC abierta.
En 'Analysis of the exergy efficiency of a super-critical compressed carbon dioxide energy-storage system based on the orthogonal method' por Qing He, Yinping Hao, Hui Liu, Wenyi Liu, también se propuso el uso de CO2 como fluido de trabajo para sistemas de almacenamiento de energía. El sistema propuesto (denominado SC-CCES (Almacenamiento de Energía de Dióxido de Carbono Comprimido Supercrítico) usa, según se especifica, "dos acuíferos salinos como depósitos de almacenamiento". En este sistema SC-CCES, el CO2 de la entrega de compresor se envía directamente al depósito sin la interposición de ningún intercambiador de calor y/o sistema de almacenamiento de energía térmica. Además, durante el ciclo de descarga, el CO2 descargado de la turbina calienta a través de un recuperador el mismo CO2 que entra en la turbina. Esta solución pertenece unos sistemas que funcionan de acuerdo con una TTC cerrada, es decir, entre dos tanques cerrados.
También el documento 'Green Energy Storage: "The Potential Use of compressed Liquid CO2 and Large Sub-Terrain Cavities to Help Maintain a Constant Electricity Supply" - Dalgaard JZ, trata (tanto en el título y el resumen, como en el cuerpo del documento) del uso de CO2 en cavidades subterráneas.
Sumario
El solicitante expone que los sistemas de almacenamiento de energía eléctricos actuales no tienen características que les permitan usarse económicamente en diferentes situaciones. En particular, en algunos casos (por ejemplo, PHS y CAES) los sistemas requieren situaciones geomorfológicas muy particulares que son difíciles de encontrar. En algunos casos (por ejemplo, PHS) la implementación de tales sistemas requiere la fabricación de depósitos con un gran impacto ambiental.
En otros casos (AA-CAES) la realización de sistemas de almacenamiento de energía térmica presenta problemas que son difíciles de resolver con costes bajos y, además, aún existe la necesidad de identificar cuevas subterráneas adecuadas. Lo anterior también conduce a dificultades para conseguir una Eficiencia de Ida y Vuelta (RTE) satisfactoria. En cualquier caso, continúa el problema de funcionar con presiones variables en el almacenamiento tanque, a no ser que el sistema CAES se combine con el sistema PHS, con complicaciones de coste adicionales obvias y para identificar las condiciones geológicas correctas.
El solicitante observó adicionalmente que los intentos de construir sistemas CAES en superficie se han topado con la imposibilidad práctica de construir tanques de almacenamiento de aire presurizado con costes competitivos para habilitar que se construyan los propios sistemas.
El solicitante observó adicionalmente que los intentos de construir sistemas LAES no han permitido, hasta el momento, desarrollar sistemas viables económicamente debido también a los problemas intrínsecos en el funcionamiento en condiciones criogénicas. Los problemas de almacenar energía criogénica en tanques de doble capa con un vacío entre las capas, y otros dispositivos caros, hace difícil que la tecnología se optimice en términos de costes. El solicitante observó adicionalmente que los intentos de construir sistemas PHES con ciclos de Rankine casi reversibles presentan considerables dificultades en conseguir una Eficiencia de Ida y Vuelta (RTE) satisfactoria (es decir, por encima del 60 %) y al mismo tiempo con costes razonables, estando la r Te vinculada con las diferencias de temperatura en el equipo. De manera similar, los sistemas PHES basados en el ciclo de Brayton tienen que competir con el hecho de que estos sistemas usan un compresor y una turbina para cada ciclo, tanto para carga como para descarga. Esto implica mayores costes de inversión, pero también mayor irreversibilidad que puede compensarse para obtener TEN altos manteniendo únicamente diferencias de temperatura muy altas entre el almacenamiento en caliente y frío.
En este contexto, el propio solicitante ha establecido el objetivo de diseñar e implementar un proceso y una planta de almacenamiento de energía, es decir, un sistema de almacenamiento de energía, que es:
■ capaz de realizarse en diferentes situaciones geomorfológicas, que no requieren condiciones geográficas o territoriales particulares para realizarse y que puede usarse finalmente en ciertos tamaños para aplicaciones marinas/marítimas;
■ capaz de obtener una RTE alta y en cualquier caso mayor del 70 % y hasta el 75 % e incluso hasta el 80 % y más;
■ capaz de funcionar con presiones de tanque de almacenamiento ajustables, a través de los diversos sistemas descritos a continuación;
■ simple y económico, preferentemente con el objetivo de tener una construcción de menos de 100 USD/kWh y, en particular, que permite el almacenamiento con presión y con alta densidad de energía (en términos de m3almacenamiento / k^^halmacenado);
■ capaz de aumentar su RTE usando las variaciones de Temperatura Ambiente;
■ seguro y respetuoso con el medio ambiente, por ejemplo, que no usa fluidos particularmente peligrosos; ■ modular;
■ compacto;
■ duradero o que tiene una vida útil aumentada de 30 años;
■ flexible y capaz de entrar en funcionamiento rápidamente;
■ se puede mantener fácil y económicamente;
■ resistente a la corrosión (especialmente para aplicaciones marinas);
■ tiene niveles bajos de vibraciones y ruido.
El solicitante ha encontrado que los objetivos anteriores y otros pueden conseguirse a través de un sistema de almacenamiento de energía que opera por medio de transformaciones cíclicas termodinámicas (TTC), primero en una dirección y, a continuación, en la dirección opuesta, entre dos acumulaciones de un fluido de trabajo en dos tanques distintos, uno de los cuales (el de menor presión) es atmosférico, pero que no es aire atmosférico, sino otro gas en equilibrio de presión con la atmósfera. Este sistema también se caracteriza por el hecho de que almacena energía que transforma el fluido de trabajo desde un estado gaseoso/vaporoso inicial hasta un estado líquido o supercrítico final con una temperatura cercana a la temperatura crítica (por ejemplo, menos de 1,2 veces la temperatura crítica en Kelvin, preferentemente entre 0,5 y 1,2 veces). También se caracteriza por el hecho de que esta temperatura crítica preferentemente no está lejos de la temperatura ambiente, preferentemente cercana a la temperatura ambiente (preferentemente entre 0 °C y 200 °C, más preferentemente entre 0° y 100 °C).
El fluido de trabajo es preferentemente dióxido de carbono (CO2), pero para mejorar el rendimiento del sistema, también en relación con las condiciones ambientales particulares en las que opera, podría usarse una mezcla de CO2 y otras sustancias para corregir la temperatura crítica Tc del fluido. Pueden usarse otros fluidos, tales como SF6, N2O, etc., siempre puros o mezclados con otros.
En el sistema propuesto en esta invención, está presente un almacenamiento de calor recuperado de la entrega de un compresor. Tanques tanto de alta como baja presión funcionan a presiones constantes o en cualquier caso ajustado dentro de ciertos "intervalos" bien definidos, tanto cuando el sistema opera en condiciones subcríticas como supercríticas, posiblemente con diferentes estrategias de control.
En particular, los objetivos indicados y otros se consiguen sustancialmente mediante una planta y un proceso para almacenamiento de energía del tipo reivindicado en las reivindicaciones adjuntas y/o descrito en los siguientes aspectos.
En un aspecto independiente, la presente invención se refiere a una planta de almacenamiento de energía (sistema de almacenamiento de energía).
Preferentemente, la planta comprende:
una carcasa que almacena un fluido de trabajo distinto del aire atmosférico, en una fase gaseosa y en equilibrio de presión con la atmósfera; en donde dicha carcasa es un globo de presión o tiene la estructura de un gasómetro; un tanque que almacena para el almacenamiento de dicho fluido de trabajo en fase líquida o supercrítica con una temperatura cercana a la temperatura crítica (por ejemplo, menos de 1,2 veces la temperatura crítica en Kelvin 0,5 -1,2); en donde dicha temperatura crítica está entre 0 °C y 200 °C, más preferentemente entre 0 °C y 100 °C, preferentemente cercana a la temperatura ambiente;
en donde la planta está configurada efectuar una transformación termodinámica cíclica (TTC) cerrada, primero en una dirección en una configuración/fase de carga y, a continuación, en la dirección opuesta en una configuración/fase de descarga, entre dicha carcasa y dicho tanque; en donde en la configuración de carga el sistema acumular calor y presión y en la configuración de descarga genera energía.
Preferentemente, el fluido de trabajo tiene las siguientes propiedades químico-físicas: temperatura crítica entre 0 °C y 100 °C, densidad a 25 °C entre 0,5 y 10 Kg/m3, preferentemente entre 1 y 2 Kg/m3
Preferentemente, el fluido de trabajo se elige en el grupo que incluye: CO2, SF6, N2O, o una mezcla de los mismos, o incluso una mezcla de los mismos con otros componentes que actúan como aditivos, por ejemplo, principalmente para modificar los parámetros de temperatura crítica de la mezcla resultante para optimizar el rendimiento del sistema.
Preferentemente, la planta de almacenamiento de energía comprende:
- un compresor y un motor conectados mecánicamente entre sí;
- una turbina y un generador conectados mecánicamente entre sí;
- dicha carcasa en contacto externamente con la atmósfera y que delimita dentro un volumen configurado para contener el fluido de trabajo a presión atmosférica o sustancialmente presión atmosférica, en donde dicho volumen está selectivamente en comunicación con una entrada del compresor o con una salida de la turbina;
- un intercambiador de calor primario (o incluso una pluralidad de intercambiadores de calor primarios que también pueden operar con diferentes fluidos en su lado secundario) selectivamente en comunicación fluida con una salida del compresor o con una entrada de la turbina;
- dicho tanque en comunicación fluida con el intercambiador de calor primario para acumular el fluido de trabajo; - un intercambiador de calor secundario activo operacionalmente entre el intercambiador de calor primario y el tanque o en el tanque.
Esta planta está configurada para operar en una configuración de carga o de descarga.
En la configuración de carga, la carcasa está en comunicación fluida con la entrada del compresor y el intercambiador de calor primario está en comunicación fluida con la salida del compresor, la turbina está en reposo, el motor está en funcionamiento y acciona el compresor para comprimir el fluido de trabajo procedente de la carcasa, el intercambiador de calor primario funciona como un refrigerador para eliminar calor del fluido de trabajo comprimido, enfriar el mismo y almacenar energía térmica, el intercambiador de calor secundario funciona como un refrigerador para eliminar calor adicional del fluido de trabajo comprimido y almacenar energía térmica adicional, el tanque recibe y almacena el fluido de trabajo comprimido y enfriado, en donde el fluido de trabajo almacenado en el tanque tiene una temperatura cercana a su propia temperatura crítica (por ejemplo, entre 0,5 y 1,2 de la temperatura crítica en Kelvin).
En la configuración de descarga, la carcasa está en comunicación fluida con la salida de la turbina y el intercambiador de calor primario está en comunicación fluida con la entrada de la turbina, el compresor está en reposo, el intercambiador de calor secundario funciona como un calentador para liberar calor al fluido de trabajo procedente del tanque, el intercambiador de calor primario funciona como un calentador para liberar calor adicional al fluido de trabajo y calentar el mismo, el fluido de trabajo calentado hace girar la turbina y acciona el generador que energía, el fluido de trabajo vuelve en la carcasa a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica.
En un aspecto independiente, la presente invención se refiere a un proceso de almacenamiento de energía, implementado opcionalmente con la planta de acuerdo con el aspecto anterior o de acuerdo con al menos uno de los siguientes aspectos.
Preferentemente, el proceso comprende: efectuar una transformación cíclica termodinámica (TTC) cerrada, primero en una dirección en una configuración/fase de carga y, a continuación, en una dirección opuesta en una configuración/fase de descarga, entre una carcasa para el almacenamiento de un fluido de trabajo distinto del aire atmosférico, en una fase gaseosa y en equilibrio de presión con la atmósfera, y un tanque para el almacenamiento de dicho fluido de trabajo en una fase líquida o supercrítica con una temperatura cercana a la temperatura crítica (por ejemplo, entre 0,5 y 1,2 de la temperatura crítica en Kelvin); en donde dicha temperatura crítica está cerca de la temperatura ambiente, preferentemente entre 0 °C y 100 °C, aunque también hasta 200 °C; en donde el proceso acumular calor y presión en la fase de carga y genera energía en la fase de descarga.
Preferentemente, dicho fluido de trabajo tiene las siguientes propiedades químico-físicas: temperatura crítica entre 0 °C y 200 °C, más preferentemente entre 0 °C y 100 °C, preferentemente cercana a la temperatura ambiente.
Preferentemente, este fluido de trabajo se elige en el grupo que incluye: CO2, SF6, N2O, o una mezcla de los mismos, o incluso una mezcla de los mismos con otros componentes que actúan como aditivos, por ejemplo, principalmente para modificar los parámetros de temperatura crítica de la mezcla resultante para optimizar el rendimiento del sistema.
Preferentemente, el proceso comprende una fase de carga de energía y una fase de descarga y generación de energía.
La fase de carga comprende:
- comprimir el fluido de trabajo, procedente de dicha carcasa en contacto externamente con la atmósfera y que delimita dentro un volumen configurado para contener dicho fluido de trabajo a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica, absorbiendo energía;
- inyectar el fluido de trabajo comprimido a través de un intercambiador de calor primario (o incluso una pluralidad de intercambiadores de calor primarios que operan finalmente con diferentes fluidos en su lado secundario) y un intercambiador de calor secundario situado en serie para llevar una temperatura del fluido de trabajo cerca de su propia temperatura crítica; en donde el intercambiador de calor primario funciona como un refrigerador para eliminar calor del fluido de trabajo comprimido, enfriar el mismo y almacenar energía térmica, en donde el intercambiador de calor secundario funciona como un refrigerador para eliminar calor adicional del fluido de trabajo comprimido y almacenar energía térmica adicional;
- acumular el fluido de trabajo enfriado en dicho tanque; en donde el intercambiador de calor secundario y el intercambiador de calor primario operan una transformación supercrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en la fase supercrítica en el tanque o en donde el intercambiador de calor secundario y el intercambiador de calor primario operan una transformación subcrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en la fase líquida en el tanque (preferentemente también con el objetivo de regular la presión a un valor relativamente mínimo/bajo).
La fase de descarga y generación de potencia comprende:
- pasar el fluido de trabajo, procedente del tanque, a través del intercambiador de calor secundario y el intercambiador de calor primario; en donde el intercambiador de calor secundario funciona como un calentador para transmitir calor al fluido de trabajo procedente del tanque (preferentemente también con el objetivo de regular la presión a un valor relativamente alto/máximo), en donde el intercambiador de calor primario funciona como un calentador para liberar calor adicional al fluido de trabajo y calentar el mismo;
- pasar el fluido de trabajo calentado a través de una turbina, en donde el fluido de trabajo calentado hace girar la turbina y acciona un generador que energía, en donde el fluido de trabajo se expande y enfría en la turbina; - reinyectar el fluido de trabajo de la turbina en la carcasa a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica.
El solicitante ha verificado que el proceso y el aparato de acuerdo con la invención permiten conseguir los objetivos establecidos.
En particular, el solicitante ha verificado que la invención permite el almacenamiento de energía en lugares sin características geomorfológicas particulares, incluso para aplicaciones marinas/marítimas, de una manera segura y con un bajo impacto ambiental.
El solicitante también ha verificado que la fabricación y mantenimiento posterior de un aparato de acuerdo con la invención son relativamente baratos.
El solicitante también ha verificado que la invención habilita que se consiga una RTE alta.
El solicitante también ha verificado que la invención permite operar un almacenamiento de energía con la posibilidad de regular la presión en los tanques de almacenamiento, permitiendo por lo tanto una mejor operabilidad del sistema, una mayor eficiencia de tanto la turbomaquinaria como el sistema en términos de RTE.
A continuación, se listan aspectos de la invención.
En un aspecto, el intercambiador de calor primario es, o está acoplado operativamente a, un almacenamiento térmico (Almacenamiento de Energía Térmica - t Es ).
En un aspecto, se desarrollan primeras tuberías entre la carcasa y la entrada de compresor y entre la carcasa y la salida de turbina para conectar la carcasa de fluido con el compresor y la turbina.
En un aspecto, al menos una válvula se sitúa operacionalmente en dichas primeras tuberías para conectar el fluido alternativamente con la carcasa de compresor o la turbina con la carcasa.
En un aspecto, se desarrollan segundas tuberías entre la entrada de turbina y el intercambiador de calor primario y entre la salida de compresor y el intercambiador de calor primario para poner en comunicación fluida dicho intercambiador de calor primario con dichos compresor y turbina.
En un aspecto, al menos una válvula se sitúa operacionalmente en dichas segundas tuberías para poner en comunicación fluida el compresor con el intercambiador de calor primario o el intercambiador de calor primario con la turbina.
En un aspecto, se desarrollan terceras tuberías entre el intercambiador de calor primario y el intercambiador de calor secundario para poner en comunicación fluida dicho intercambiador de calor primario con dicho intercambiador de calor secundario.
En un aspecto, un intercambiador de calor adicional se sitúa operacionalmente entre la carcasa y el compresor y entre la carcasa y la turbina para precalentar el fluido de trabajo antes de su compresión en el compresor, en la configuración de carga, o para enfriar el fluido de trabajo procedente de la turbina, en la configuración de descarga.
En un aspecto, el intercambiador de calor adicional se asocia operativamente con las primeras tuberías.
En un aspecto, el intercambiador de calor adicional comprende un dispositivo de almacenamiento de energía térmica adicional.
En un aspecto, en la configuración de carga, el intercambiador de calor adicional funciona como un calentador para precalentar el fluido de trabajo.
En un aspecto, en la configuración de descarga, el intercambiador de calor adicional funciona como un refrigerador para enfriar el fluido de trabajo y almacenar energía térmica adicional que se usa en la configuración de carga para precalentar dicho fluido de trabajo.
En un aspecto, un refrigerador se sitúa en una rama de las primeras tuberías conectadas a la salida de la turbina. En un aspecto, un intercambiador de calor adicional asociado operativamente con una fuente de calor adicional se interpone operativamente entre la turbina y el intercambiador de calor primario y está configurado para calentar adicionalmente el fluido de trabajo en la fase de descarga antes de entrar en la turbina.
En un aspecto, en la configuración de descarga, la fuente de calor adicional proporciona calor adicional al fluido de trabajo.
En un aspecto, en la fase de descarga y generación de energía, entre el intercambiador de calor primario y la turbina, se prevé calentar adicionalmente el fluido de trabajo a través de una fuente de calor adicional.
En un aspecto, la fuente de calor adicional es: una fuente solar (por ejemplo, campo solar) y/o recuperación de calor residual industrial (Recuperación de Calor Residual) y/o calor de escape de turbinas de gas (GT).
En un aspecto, una temperatura a la que se lleva el fluido de trabajo en la fase de descarga y justo antes de entrar en la turbina, a través de la fuente de calor adicional y el intercambiador de calor adicional, es mayor que una temperatura del fluido de trabajo al final de la compresión durante la fase de carga.
En un aspecto, la temperatura a la que se lleva el fluido de trabajo a través de la fuente de calor adicional y el intercambiador de calor adicional es mayor de aproximadamente 100 °C, aunque también 200 °C o 300 °C o 400 °C en comparación con la temperatura del fluido de trabajo al final de la compresión.
El solicitante ha verificado que el calentamiento adicional del fluido de trabajo por la fuente de calor adicional permite aumentar considerablemente la Eficiencia de Ida y Vuelta (RTE).
En un aspecto, la carcasa es deformable.
En un aspecto, la carcasa está fabricada de material flexible, preferentemente plástico, por ejemplo, tejido de poliéster revestido de PVC.
En un aspecto, el motor y generador son elementos distintos, en donde el motor se conecta preferente y permanentemente al compresor y el generador se conecta preferente y permanentemente a la turbina.
En un aspecto, el motor y el generador se definen por un único motor-generador. En un aspecto, la planta comprende dispositivos de conexión, preferentemente de tipo embrague, entre el motor-generador y el compresor y también entre el motor-generador y la turbina para conectar mecánica y alternativamente el motor-generador al compresor o a la turbina.
En un aspecto, el motor-generador, el compresor y la turbina se disponen en un mismo eje.
En un aspecto, la compresión del fluido de trabajo en el compresor es diabático, con refrigeración intermedia o isotérmico.
En un aspecto, la expansión del fluido de trabajo en la turbina es diabática, con calentamiento intermedio o isotérmica. En un aspecto, un almacenamiento térmico auxiliar (Almacenamiento de Energía Térmica TES) se conecta al compresor y a la turbina.
En un aspecto, el acumulador térmico auxiliar está configurado para realizar, en el compresor y durante la fase de carga, una compresión con refrigeración intermedia, con una o más refrigeraciones intermedias.
En un aspecto, el acumulador térmico auxiliar está configurado para realizar, en la turbina y durante la fase de descarga, una expansión con calentamiento intermedio, con uno o más calentamientos intermedios.
En un aspecto, se prevé realizar una pluralidad de refrigeraciones intermedias en la fase de carga y realizar un número menor de calentamientos intermedios que el número de refrigeraciones intermedias usando calor (acumulado en el acumulador térmico auxiliar) de únicamente parte de las refrigeraciones intermedias.
En un aspecto, se prevé realizar una pluralidad de refrigeraciones intermedias en la fase de carga y realizar un único calentamiento intermedio en la fase de descarga usando calor (acumulado en el acumulador térmico auxiliar) de únicamente la última refrigeración intermedia. El solicitante ha verificado que la combinación del calentamiento adicional del fluido de trabajo por la fuente de calor adicional junto con las refrigeraciones intermedias y los calentamientos intermedios mencionados anteriormente permite aumentar la Eficiencia de Ida y Vuelta (RTE) hasta valores mayores del 100 %.
En un aspecto, el intercambiador de calor primario es o comprende un regenerador de calor de lecho fijo o móvil En un aspecto, el regenerador de calor de lecho fijo o móvil comprende al menos una masa térmica envuelta por el fluido de trabajo.
En un aspecto, el regenerador de calor de lecho fijo o móvil comprende al menos una masa térmica no envuelta por el fluido de trabajo, sino separada del mismo por una pared, habitualmente fabricada de metal, que es capaz de contener la presión y, por lo tanto, la masa está a presión atmosférica.
En un aspecto, la masa térmica comprende material incoherente, opcionalmente gravilla o bolas de metal o cerámica. En un aspecto, la masa térmica comprende material coherente, opcionalmente cemento o cerámica o metal.
En un aspecto, el intercambiador de calor primario comprende un circuito primario cruzado por un fluido primario o varios circuitos primarios cruzados por varios fluidos primarios, opcionalmente agua, aceite o sales.
En un aspecto, el circuito primario comprende una porción de intercambio de calor configurada para intercambiar calor con el fluido de trabajo.
En un aspecto, el circuito primario comprende al menos una cámara de almacenamiento primaria, preferentemente dos cámaras de almacenamiento, para dicho fluido primario.
En un aspecto, el circuito primario comprende una cámara de almacenamiento en caliente primara, para el fluido primario caliente acumulado después de eliminar calor del fluido de trabajo en la configuración/fase de carga del aparato/proceso, y una cámara de almacenamiento en frío primara, para el fluido primario frío acumulado después de transferir calor al fluido de trabajo en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso.
En un aspecto, el circuito primario comprende un regenerador de calor de lecho fijo, que opera preferentemente a presión atmosférica, que se envuelve por el fluido primario.
En un aspecto, el intercambiador de calor secundario comprende un circuito secundario cruzado por un fluido secundario, opcionalmente aire o agua.
En un aspecto, el circuito secundario comprende una porción de intercambio de calor configurado para envolverse por el fluido de trabajo.
En un aspecto, el circuito secundario comprende al menos una cámara de almacenamiento secundaria para este fluido secundario.
En un aspecto, el circuito secundario comprende una cámara de almacenamiento en caliente secundaria, para el fluido secundario caliente acumulado después de eliminar calor del fluido de trabajo en la configuración/fase de carga del aparato/proceso, y una cámara de almacenamiento en frío secundaria, para el fluido secundario frío acumulado después de liberar calor al fluido de trabajo en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso.
En un aspecto, el intercambiador de calor secundario se ubica entre el intercambiador de calor primario y dicho tanque.
En un aspecto, el intercambiador de calor secundario se integra en el tanque.
En un aspecto, el intercambiador de calor secundario está equipado con sistemas para regular la tasa de flujo y/o temperatura de fluido secundario, habitualmente agua o aire, capaz de regular la presión en los tanques de almacenamiento dentro de ciertos límites, cuando el sistema opera en condiciones subcríticas.
El control de temperatura puede efectuarse añadiendo calor desde la atmósfera o eliminando calor hacia la atmósfera, también aprovechando las fluctuaciones normales en la temperatura ambiente de aire y agua en diferentes momentos del día.
En un aspecto, el intercambiador de calor secundario se sitúa en una cubeta llena de agua, que consta de una cámara o dos cámaras. En dicho intercambiador de calor secundario el fluido de trabajo se condensa durante la fase de carga y se evapora en la fase de descarga mediante agua en circulación, preferentemente a través de bombas de inmersión. Las dos cámaras de dicha cubeta pueden estar cubiertas o sin cubrir y en comunicación o no con el ambiente de modo que la cámara desde la que se hace circular el agua para la condensación en la fase de carga se enfría siempre por el entorno circundante, mientras que aquella desde la que se hace circular agua para evaporación en fase de descarga se calienta siempre por el entorno circundante y posiblemente se mantiene templada mediante una cobertura. En un aspecto, lo anterior puede soportarse adicionalmente por sistemas de intercambio especiales que absorben calor o liberan calor, de una forma convectiva y radiante con el ambiente, todo para mejorar la RTE del sistema. De esta forma se realiza un ajuste de presión cuando el sistema está operando en condiciones subcríticas.
En un aspecto, la porción de intercambio de calor del intercambiador de calor secundario se aloja dentro del tanque.
En un aspecto, el circuito secundario está configurado para eliminar calor del fluido de trabajo, en la configuración de carga, o para transmitir calor al fluido de trabajo, en la configuración de descarga, a una temperatura por debajo de 100 °C, opcionalmente entre 0 °C y 50 °C, opcionalmente a una temperatura cercana a la temperatura ambiente.
En un aspecto, en la configuración/fase de carga, ya que el intercambiador de calor secundario funciona en condiciones cercanas a la temperatura ambiente, debido al hecho de que el fluido tiene una temperatura crítica cercana a la temperatura ambiente, es posible que la fase de eliminación de calor a través del intercambiador de calor secundario esté ayudada por una fase de intercambio directo o indirecto con la atmósfera.
En un aspecto, en la configuración/fase de descarga, ya que el intercambiador de calor secundario funciona en condiciones cercanas a la temperatura ambiente, debido al hecho de que el fluido tiene una temperatura crítica cercana a la temperatura ambiente, es posible que la fase de suministro de calor a través del intercambiador de calor secundario esté ayudada por una fase de intercambio directo o indirecto con la atmósfera.
En un aspecto, el tanque es esférico o sustancialmente esférico.
En un aspecto, el tanque es cilindrico o sustancialmente cilindrico.
En un aspecto, una pared exterior del tanque se fabrica de metal.
En un aspecto, una temperatura del fluido de trabajo acumulado en el tanque está entre 0 °C y 100 °C.
En un aspecto, una presión el fluido de trabajo acumulado en el tanque está entre 10 bares y 150 bares, preferentemente entre 10 bares y 150 bares, preferentemente entre 50 y 100 bares, preferentemente entre 65 y 85 bares.
En un aspecto, una relación entre una densidad del fluido de trabajo cuando se contiene en el tanque y una densidad del fluido de trabajo cuando se contiene en la carcasa está entre 200 y 500.
En un aspecto, el intercambiador de calor secundario y el intercambiador de calor primario están configurados para operar una transformación supercrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en el tanque en fase supercrítica.
En un aspecto, se proporciona para eliminar calor del fluido de trabajo en el intercambiador de calor primario hasta que se lleva, en un diagrama T-S, a una temperatura por encima de la temperatura crítica y por encima de la campana de Andrews.
En un aspecto, se proporciona para eliminar calor del fluido de trabajo en el intercambiador de calor secundario llevando el mismo a la fase supercrítica y haciendo que siga la porción derecha de la campana de Andrews.
En un aspecto, el tanque comprende una membrana de separación configurada para separar internamente el tanque en una primera cámara con volumen variable para el fluido de trabajo en fase supercrítica y una segunda cámara con volumen variable en comunicación fluida con un circuito de compensación que contiene un fluido no compresible, opcionalmente agua.
En un aspecto, el circuito de compensación está configurado para mantener una presión sustancialmente constante en el fluido de trabajo supercrítico contenido en la primera cámara de volumen variable del tanque, o al menos para mantener la presión de fluido de trabajo siempre por encima de un cierto valor mínimo.
En un aspecto, el circuito de compensación comprende un tanque auxiliar para el fluido no compresible, opcionalmente a presión atmosférica, en comunicación fluida con la segunda cámara de volumen variable.
En un aspecto, el circuito de compensación comprende una turbina auxiliar conectada a un generador auxiliar y configurada para que se haga girar por el fluido no compresible procedente de la segunda cámara de volumen variable en la configuración/fase de carga del aparato/proceso.
En un aspecto, la energía de expansión del líquido (habitualmente agua) del circuito de compensación en fase de carga está entre 1/100 y H100 de la energía de carga del sistema de almacenamiento a través del compresor. En un aspecto, el circuito de compensación comprende una bomba conectada a un motor auxiliar y configurada para bombear el fluido no compresible desde el tanque auxiliar en la segunda cámara de volumen variable en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso.
En un aspecto, la energía de bombeo del líquido (habitualmente agua) del circuito de compensación en fase de descarga está entre 1/100 y H100 de la energía de descarga del sistema de almacenamiento a través de la turbina. En un aspecto, el intercambiador de calor secundario y el intercambiador de calor primario están configurados para realizar una transformación subcrítica del fluido de trabajo de modo que el fluido de trabajo se acumula en el tanque en fase líquida.
En un aspecto, se proporciona para eliminar calor del fluido de trabajo en el intercambiador de calor primario hasta que se lleva a una temperatura por debajo de la temperatura crítica en un diagrama T-S y hasta un punto en la porción izquierda de la campana de Andrews.
En un aspecto, se proporciona para eliminar calor del fluido de trabajo en el intercambiador de calor secundario pasando el mismo a través de la zona saturada de vapor hasta que alcanza la fase líquida.
Características y ventajas adicionales aparecerán en mayor detalle en la descripción detallada de realizaciones preferidas, pero no exclusivas, de una planta y proceso para almacenamiento de energía de acuerdo con la presente invención.
Descripción de los dibujos
Esta descripción se presenta a continuación con referencia a los dibujos adjuntos, que se proporcionan para propósitos indicativos y no limitantes, en los que:
■ La Figura 1 muestra esquemáticamente una realización de una planta de almacenamiento de energía de acuerdo con la presente invención;
■ La Figura 2 muestra una variante de la planta de la Figura 1;
■ La Figura 3 es un diagrama T-S que muestra un proceso de acuerdo con la presente invención implementado en las plantas de la Figura 1 o 2;
■ La Figura 4 muestra una realización adicional de una planta de almacenamiento de energía de acuerdo con la presente invención;
■ La Figura 5 muestra una variante de la planta de la Figura 4;
■ La Figura 6 es un diagrama T-S que muestra un proceso de acuerdo con la presente invención implementado en las plantas de la Figura 4 o 5;
■ La Figura 7 es un diagrama de T-Q que muestra una parte del proceso de acuerdo con la presente invención implementado en las plantas de la Figura 4 o 5;
■ Las Figuras 8, 9 y 10 muestran respectivas variantes de una porción de la planta de la Figura 2;
■ Las Figuras 11 y 12 muestran respectivas variantes de una porción diferente de las plantas en las Figuras 1,2, 4 y 5;
■ La Figura 13 muestra una realización adicional de una planta de almacenamiento de energía de acuerdo con la presente invención.
Descripción detallada
Con referencia a las figuras adjuntas, con el número de referencia 1, se ha indicado en general una planta para el almacenamiento de energía (almacenamiento de energía) de acuerdo con la presente invención.
La planta 1, por ejemplo, opera con un fluido de trabajo distinto del aire atmosférico. Por ejemplo, la planta 1 opera con un fluido de trabajo elegido del grupo que incluye: dióxido de carbono CO2, hexafluoruro de azufre SF6, monóxido de dinitrógeno N2O. En la siguiente descripción, el fluido de trabajo usado en combinación con la planta 1 descrita es dióxido de carbono CO2.
La planta 1 está configurada para realizar una transformación termodinámica cíclica (TTC) cerrada, primero en una dirección en una configuración/fase de carga y, a continuación, en la dirección opuesta en una configuración/fase de descarga, en la que la planta 1 almacena calor y presión en la configuración de carga y genera energía eléctrica en la configuración de descarga.
Con referencia a la Figura 1, la planta 1 comprende una turbina 2 y un compresor 3 mecánicamente conectados a un árbol de un único motor-generador 4. El motor-generador 4, el compresor 3 y la turbina 2 se disponen en un mismo eje. Un árbol de la turbina 2 se acopla a un extremo del árbol del motor-generador 4 por medio de dispositivos de conexión, por ejemplo, de tipo embrague, que hacen posible conectar y desconectar, a voluntad, la turbina 2 a y desde el motor-generador 4. De manera similar, un árbol del compresor 3 se acopla a un extremo opuesto del árbol del motorgenerador 4 por medio de dispositivos de conexión, por ejemplo, de tipo embrague, que permiten que el compresor 3 se conecte a y desconecte, a voluntad, del motor-generador 4. En otras realizaciones no mostradas en este punto, el motor se conecta con firmeza al compresor 3 y el generador se conecta con firmeza a la turbina 2. En un caso de este tipo, el motor se conecta de forma permanente al compresor 3 y el generador se conecta de forma permanente a la turbina 2.
La planta 1 comprende una carcasa 5 definida preferentemente por un globo de presión fabricado de material flexible, por ejemplo, tejido de poliéster revestido de PVC. El globo de presión se sitúa en la superficie de la tierra y está en contacto externamente con aire atmosférico. El globo de presión se delimita dentro de un volumen configurado para contener el fluido de trabajo a presión atmosférica o sustancialmente presión atmosférica, es decir, en equilibrio de presión con la atmósfera. La carcasa 5 también puede diseñarse como un gasómetro o cualquier otro sistema de almacenamiento de gas con una sobrepresión baja o sin sobrepresión.
Las primeras tuberías 6 se desarrollan entre la carcasa 5 y una entrada 3a del compresor 3 y entre la carcasa 5 y una salida 2b de la turbina 2 para conectar el volumen interno de la carcasa 5 con dicho compresor 3 y turbina 2. Una válvula o un sistema de válvulas, no ilustrado, puede situarse operacionalmente en las primeras tuberías 6 para poner en comunicación fluida alternativamente la carcasa 5 con la entrada 3a del compresor 3 o la salida 2b de la turbina 2 con la carcasa 5.
La planta 1 comprende un intercambiador de calor primario 7 que puede ponerse selectivamente en comunicación fluida con una salida 3b del compresor 3 o con una entrada 2a de la turbina 2. Para este propósito, las segundas tuberías 8 se desarrollan entre la entrada 2a de la turbina 2 y el intercambiador de calor primario 7 y entre la salida 3b del compresor 3 y el intercambiador de calor primario 7. Una válvula o un sistema de válvulas, no ilustrado, se ubica operacionalmente en las segundas tuberías 8 para conectar el intercambiador de calor primario 7 con la entrada 2a de la turbina 2 o la salida 3b del compresor 3 con el intercambiador de calor primario 7. En una realización preferida, existe únicamente una válvula o sistema de válvulas ubicado en las segundas tuberías 8.
Un tanque 9 está en comunicación fluida con el intercambiador de calor primario 7 y está configurado para almacenar el fluido de trabajo en fase líquida o supercrítica.
El tanque 9 se fabrica preferentemente de metal con una pared exterior esférica.
Un intercambiador de calor secundario 10 está activo operacionalmente entre el intercambiador de calor primario 7 y el tanque 9, o en dicho tanque 9, y está configurado para operar en el fluido de trabajo acumulado o en fase de acumulación en el tanque 9. De acuerdo con lo que se muestra en la realización de la Figura 1, el intercambiador de calor secundario 10 se integra en el tanque 9 en el sentido de que tiene su propia porción de intercambio de calor 11 alojada dentro del tanque 9 y configurada para estar en contacto con el fluido de trabajo contenido en dicho tanque 9. Las terceras tuberías 12 se desarrollan entre el intercambiador de calor primario 7 y el tanque 9 para poner en comunicación fluida dicho intercambiador de calor primario 7 con dicho tanque 9 y con dicho intercambiador de calor secundario 10.
En la representación esquemática de la Figura 1, la planta 1 también puede comprender un intercambiador de calor adicional 13 situado operacionalmente entre la carcasa 5 y el compresor 2 y entre la carcasa 5 y la turbina 2 y posiblemente un refrigerador 13a colocado en una rama de las primeras tuberías 6 conectadas a la salida 2b de la turbina 2.
La planta 1 también comprende una unidad de control, no mostrada, conectada operacionalmente a los diferentes elementos de la misma planta 1 y configurada/programada para gestionar su operación.
La planta 1 está configurada para operar en una configuración de carga o en una configuración de descarga o para realizar un proceso que comprende una fase de carga de energía y una fase de descarga y generación de energía.
En la configuración de carga, la planta 1 comienza desde un primer estado en el que todo el fluido de trabajo (CO2) en forma gaseosa se contiene en la carcasa 5 a presión atmosférica o sustancialmente presión atmosférica y a una temperatura sustancialmente igual a la temperatura ambiente (punto A del diagrama T-S en la Figura 3). La carcasa 5, a través del sistema de válvulas, se conecta a la entrada 3a del compresor 3 mientras se bloquea la comunicación con la salida 2b de la turbina 2. Además, por medio del sistema de válvulas, el intercambiador de calor primario 7 está en comunicación fluida con la salida 3b del compresor 3 y se bloquea la comunicación con la entrada 2a de la turbina 2. El motor-generador 4 se acopla únicamente al compresor 3 y se desacopla de la turbina 2 (que está en reposo) y funciona como un motor para accionar el compresor 3 tal como para comprimir el fluido de trabajo procedente de la carcasa 5. Antes de entrar en el compresor 3, el fluido de trabajo pasa a través del intercambiador de calor adicional 13 que actúa como un calentador para precalentar el fluido de trabajo (punto B del diagrama T-S en la Figura 3). El fluido de trabajo se comprime, a continuación, en el compresor 3 y se calienta (punto C del diagrama T-S en la Figura 3). El fluido de trabajo fluye, a continuación, a través del intercambiador de calor primario 7 que funciona como un refrigerador para eliminar calor del fluido de trabajo comprimido, enfriar el mismo (punto D del diagrama T-S en la Figura 3) y almacenar la energía térmica eliminada del fluido de trabajo. En el punto D, el fluido de trabajo está a una temperatura menor que la temperatura crítica del fluido de trabajo y en un punto en el lado izquierdo de la campana de Andrews o ligeramente fuera de la campana en condiciones de ligero sobrecalentamiento. Esta compresión puede ser adiabática, con refrigeración intermedia o isotérmica. El fluido de trabajo entra en el tanque 9 en el que el intercambiador de calor secundario 10, que en esta configuración funciona como un refrigerador, elimina calor adicional del fluido de trabajo y acumula energía térmica adicional. El fluido de trabajo pasa a través de la zona saturada de vapor hasta que alcanza la fase líquida (punto E del diagrama T-S en la Figura 3). El tanque 9, por lo tanto, acumula el fluido de trabajo en la fase líquida a una temperatura menor que su propia temperatura crítica Tc. En este segundo estado, todo el fluido de trabajo (CO2, Tc = 31 °C) en forma líquida, por ejemplo, a 20 °C, se contiene en el tanque 9. El intercambiador de calor secundario 10 y el intercambiador de calor primario 9 están configurados, por lo tanto, para realizar una transformación subcrítica del fluido de trabajo de modo que el fluido de trabajo se acumula en el tanque 9 en fase líquida.
En la configuración de descarga, la planta 1 comienza desde el segundo estado (punto F del diagrama T-S en la Figura 3). La carcasa 5, a través del sistema de válvulas, se pone en comunicación con la salida 2b de la turbina 2 mientras se bloquea la comunicación con la entrada 3a del compresor 3. Además, por medio del sistema de válvulas, el intercambiador de calor primario 7 está en comunicación fluida con la entrada 2a de la turbina 2 y se bloquea la comunicación con la salida 3b del compresor 3. El motor-generador 4 se acopla a la turbina 2 únicamente y se desacopla del compresor 3 (que está en reposo) y funciona como un generador accionado en rotación por la turbina 2 accionada por el fluido de trabajo en expansión.
El intercambiador de calor secundario 10 funciona como un calentador y transfiere parte del calor anteriormente acumulado en la configuración de carga al fluido de trabajo en el tanque 9. El fluido de trabajo pasa a través de la zona de vapor saturada hasta que alcanza la fase de vapor (punto G del diagrama T-S en la Figura 3). El fluido de trabajo pasa a través del intercambiador de calor primario 7 que ahora funciona como un calentador y libera calor adicional, acumulado anteriormente en la configuración de carga, al fluido de trabajo y calienta el mismo (punto H del diagrama T-S en la Figura 3).
El fluido de trabajo calentado entra en la turbina 2, se expande y enfría (punto I del diagrama T-S en la Figura 3) y provoca el giro de la turbina 2. La turbina 2, que el fluido de trabajo calentado hace girar, acciona el motor-generador 4, que funciona como un generador y genera energía eléctrica. La expansión del fluido de trabajo en la turbina puede ser adiabático, con calentamiento intermedio o isotérmico.
El fluido de trabajo procedente de la turbina 2 se enfría en el intercambiador de calor adicional 13 (punto J del diagrama T-S en la Figura 3) y vuelve a la carcasa 5 a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica. El intercambiador de calor adicional 13 en esta fase almacena energía térmica adicional en un respectivo dispositivo de almacenamiento de energía térmica adicional, que se usará en la siguiente fase de carga para precalentar el fluido de trabajo.
En la transformación ilustrada en la Figura 3, el circuito secundario 20 está configurado para eliminar calor del fluido de trabajo, en la configuración de carga, o para transmitir calor al fluido de trabajo, en la configuración de descarga, a una temperatura cercana a la temperatura ambiente, por ejemplo, de aproximadamente 20 °C.
Tanto en la configuración/fase de carga como de descarga, ya que el intercambiador de calor secundario 10 opera en condiciones cercanas a la temperatura ambiente, debido al hecho de que el fluido tiene una temperatura crítica cercana a la temperatura ambiente, es posible que la fase de eliminación de calor y/o la fase de suministro de calor por el intercambiador de calor secundario esté o estén ayudadas por una fase de intercambio directo o indirecto con la atmósfera.
Por ejemplo, una temperatura de fluido de trabajo (CO2) acumulada en el tanque 9 es de 24 °C y una presión de fluido de trabajo acumulada en el tanque 9 es de 65 bares. La densidad de CO2 a 25 °C y presión atmosférica es de aproximadamente 1,8 kg/m3. La densidad de CO2 en el tanque 9 es de aproximadamente 730 kg/m3. La relación entre la densidad del fluido de trabajo cuando se contiene en el tanque 9 en las condiciones indicadas y la densidad del mismo fluido de trabajo cuando se contiene en la carcasa 5 en condiciones atmosféricas es, por lo tanto, de aproximadamente 400. Debería observarse en este sentido que, si en lugar de CO2 se usara el aire atmosférico almacenado a 65 bares y 24 °C en el tanque 9, su densidad sería únicamente de 78 kg/m3 y el volumen del tanque 9 teóricamente requerido sería aproximadamente diez veces mayor.
Por ejemplo, para una planta 1 de acuerdo con la invención capaz de almacenar 100 MWh de energía, el volumen del globo de presión es de aproximadamente 400000 m3, mientras que el volumen del tanque es de aproximadamente 1000 m3.
La variante de la Figura 2 muestra un tipo de intercambiador de calor primario 7, es decir, un regenerador de calor de lecho fijo que comprende una masa térmica 14 que consta, por ejemplo, de bolas de metal. En la configuración/fase de carga, la masa térmica 14 se envuelve por el fluido de trabajo caliente y comprimido, que transfiere calor a las bolas de metal que almacenan energía térmica. En la configuración/fase de descarga, la masa térmica 14 se envuelve por el fluido de trabajo frío, que absorbe calor de las bolas de metal y se calienta. En una variante no mostrada, el regenerador de calor también puede ser del tipo de lecho móvil. El intercambiador de calor primario 7 es, por lo tanto, un almacenamiento térmico (Almacenamiento de Energía Térmica TES). En lugar del regenerador de calor de lecho fijo mostrado en la Figura 2, pueden usarse otros tipos de regenerador de calor.
Por ejemplo, en la Figura 11 se muestra un posible intercambiador de calor primario 7. Como se muestra en la Figura 11, el intercambiador de calor primario 7 comprende un circuito primario 15 cruzado por un fluido primario, tal como agua, aceite o sales. El circuito primario 15 comprende una porción de intercambio de calor 16 configurada para intercambiar calor con el fluido de trabajo. Por ejemplo, en la realización esquemática ilustrada anteriormente, una sección de las segundas tuberías 8 a través de las que fluye el fluido de trabajo pasa a través de la sección de intercambio de calor 16, de modo que el fluido primario está en contacto con dicha sección. El circuito primario 15 comprende una cámara de almacenamiento en caliente primara 17, para el fluido primario caliente acumulado después de eliminar calor del fluido de trabajo en la configuración/fase de carga del aparato/proceso, y una cámara de almacenamiento en frío primara 18, para el fluido primario frío acumulado después de transferir calor al fluido de trabajo en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso. La porción de intercambio de calor 16 se sitúa entre la cámara de almacenamiento en caliente primara 17 y la cámara de almacenamiento en frío primaria 18. En la configuración/fase de carga del aparato/proceso, el fluido primario fluye desde la cámara de almacenamiento en frío primara 18 a la cámara de almacenamiento en caliente primara 17, eliminando calor del fluido de trabajo. En la configuración/fase de descarga del aparato/proceso, el fluido primario fluye desde la cámara de almacenamiento en caliente primara 17 a la cámara de almacenamiento en frío primara 18 liberando calor del fluido de trabajo.
En la Figura 12 se muestra un posible intercambiador de calor primario 7 diferente. De acuerdo con lo que se ilustra en la Figura 12, el circuito primario 15 del intercambiador de calor primario 7 comprende una porción de intercambio de calor 16 definida por una sección de circuito primario 15 que se envuelve por el fluido de trabajo que pasa a través de las segundas tuberías 8. El circuito primario 15 también comprende un regenerador de calor de lecho fijo 19, que opera preferentemente a presión atmosférica y preferentemente similar al descrito anteriormente, que se envuelve por el fluido primario.
La variante de la Figura 2 no está equipada con el intercambiador de calor adicional 13 de modo que el correspondiente diagrama T-S, no ilustrado, no muestra, con respecto al diagrama de la Figura 3, los puntos B y J.
La variante en la Figura 2 también tiene una estructura especial del intercambiador de calor secundario 10. El intercambiador de calor secundario 10 mostrado incluye un circuito secundario 20 cruzado por un fluido secundario, tal como aire o agua. El circuito secundario 20, además de la porción de intercambio de calor 11 alojada dentro del tanque 9, comprende una cámara de almacenamiento en caliente secundaria 21, para el fluido caliente secundario acumulado después de eliminar calor del fluido de trabajo en la configuración/fase de carga del aparato/proceso, y una cámara de almacenamiento en frío secundaria 22, para el fluido frío secundario acumulado después de liberar calor al fluido de trabajo en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso. Las cámaras 21,22 anteriormente mencionadas también se conectan entre sí, además de la porción de intercambio de calor 11 anteriormente mencionada, a través de un radiador 23 equipado con ventiladores 24 y con conductos de recirculación que enfría el fluido secundario durante la noche y caliente el mismo durante el día.
Las Figuras 8, 9 y 10 muestran otras variantes del intercambiador de calor secundario 10 asociado con el tanque 9.
En la Figura 8, el circuito secundario 20, además de la porción de intercambio de calor 11, está equipado con una porción de intercambio de calor adicional 25 a través de la que intercambia calor con, por ejemplo, aire o agua del mar.
En la Figura 9, el circuito secundario 20 está equipado con un tanque secundario 26 con agua/hielo u otro sistema de dos fases conectado operacionalmente a un enfriador auxiliar 27.
En la Figura 10, el circuito secundario 20 se ubica en una cubeta llena de agua que consta de varias cámaras 28a, 28b, 28c. La realización ilustrada en la Figura 10 muestra una cámara 28a para almacenamiento de agua caliente, una cámara 28b para almacenamiento de agua fría y una cámara 28c en comunicación fluida con las otras y que alojan parte del circuito secundario 20. El fluido secundario en el circuito secundario 20 se enfría o calienta por el agua en la cubeta. El fluido de trabajo se condensa en la fase de carga y se evapora en la fase de descarga por el agua adecuadamente circulada, preferentemente a través de bombas de inmersión y a través del fluido secundario. Las cámaras 28 de dicha cubeta pueden estar cubiertas o sin cubrir y en comunicación o no con el ambiente de modo que la cámara desde la que se hace circular el agua para su condensación durante la carga se enfría siempre por el entorno circundante, mediante paneles 29 apropiados, mientras que la cámara desde la que se hace circular el agua para su evaporación durante la descarga siempre se calienta por el entorno circundante y posiblemente se mantiene templada por una cubierta. Lo anterior también puede soportarse adicionalmente por sistemas de intercambio especiales que absorben calor o liberan calor, ambos a través de convección y radiación, con el entorno, todo para mejorar la RTE del sistema.
Las realizaciones de las Figuras 4 y 5 difieren estructuralmente de lo que ya se ha descrito porque el intercambiador de calor secundario 10 se sitúa entre el intercambiador de calor primario 7 y el tanque 9, es decir, no está integrado en el tanque 9. El intercambiador de calor secundario 10 está en línea en las terceras tuberías 12. La Figura 4 ilustra esquemáticamente un intercambiador de calor secundario genérico 10. La Figura 5 muestra un ejemplo de diseño esquemático del intercambiador de calor secundario 10.
El intercambiador de calor secundario 10 mostrado en la Figura 5 comprende un circuito secundario 20 cruzado por un fluido secundario, por ejemplo, agua. El circuito secundario 20 tiene una porción de intercambio de calor 11 que se envuelve por el fluido de trabajo que pasa a través de las terceras tuberías 12 y está configurada para intercambiar calor con el fluido de trabajo.
El circuito secundario 20 de la Figura 5 comprende una cámara de almacenamiento en caliente secundaria 21, para el fluido caliente secundario acumulado después de eliminar calor del fluido de trabajo en la configuración/fase de carga del aparato/proceso, y una cámara de almacenamiento en frío secundaria 22, para el fluido frío secundario acumulado después de liberar calor al fluido de trabajo en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso.
La porción de intercambio de calor 11 se ubica entre la cámara de almacenamiento en caliente secundaria 21 y la cámara de almacenamiento en frío secundaria 22. En la configuración/fase de carga del aparato/proceso, el fluido secundario fluye desde la cámara de almacenamiento en frío secundaria 22 a la cámara de almacenamiento en caliente secundaria 21, eliminando calor del fluido de trabajo. En la configuración/fase de descarga del aparato/proceso, el fluido secundario fluye desde la cámara de almacenamiento en caliente secundaria 21 a la cámara de almacenamiento en frío secundaria 21, liberando calor del fluido de trabajo. El circuito secundario 20 también comprende una o más cámaras de almacenamiento secundarias intermedias 30 para ajustar/variar la tasa de flujo del fluido secundario en la porción de intercambio de calor 11 y la variación de temperatura del fluido de trabajo que intercambia calor con este fluido secundario. La Figura 5 muestra dos cámaras de almacenamiento secundarias intermedias 30.
Las realizaciones de las Figuras 4 y 5 difieren estructuralmente de lo que ya se ha descrito también debido a que el tanque 9 comprende una membrana de separación 31 configurada para separar internamente el tanque 9 en una primera cámara con volumen variable 32 para el fluido de trabajo en fase supercrítica y en una segunda cámara con volumen variable 33 en comunicación fluida con un circuito de compensación 34 que contiene agua. El circuito de compensación 34 está configurado para mantener una presión sustancialmente constante en el fluido de trabajo supercrítico procedente del intercambiador de calor secundario 20 y contenido en la primera cámara de volumen variable 32 del tanque 9.
El circuito de compensación 34 comprende un tanque auxiliar 35 para agua a presión atmosférica, que está en comunicación fluida, a través de tuberías apropiadas, con una parte inferior del tanque 9 y con la segunda cámara de volumen variable 33. Una turbina auxiliar 36 tiene una entrada en comunicación con la segunda cámara de volumen variable 33 y una salida conectada al tanque auxiliar 35. La turbina auxiliar 36 se conecta a un generador auxiliar 37 y está configurada para que se haga girar por el agua procedente de la segunda cámara de volumen variable 33 en la configuración/fase de carga del aparato/proceso. Una bomba 38 tiene una entrada en comunicación con el tanque auxiliar 35 y una salida conectada a la segunda cámara de volumen variable 33. La bomba 38 se conecta a un motor auxiliar 39 y está configurada para bombear agua del tanque auxiliar 35 en la segunda cámara de volumen variable 33 en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso. La Figura 6 muestra el diagrama T-S para las realizaciones de las Figuras 4 y 5.
La Figura 7 muestra el diagrama T-Q relacionado con una parte de la transformación termodinámica efectuada por la realización de la Figura 5.
El intercambiador de calor secundario 10 y el intercambiador de calor primario 7 de las realizaciones de las Figuras 4 y 5 están configurados para operar una transformación supercrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en el tanque en fase supercrítica. De hecho, a diferencia de lo que se muestra en la Figura 3, el intercambiador de calor primario 7 elimina calor del fluido de trabajo hasta llevarlo (punto D de la Figura 6) a una temperatura mayor que la temperatura crítica y por encima de la campana de Andrews. Posteriormente, el intercambiador de calor secundario 10 lleva el fluido de trabajo a una fase supercrítica (punto E) haciendo que siga el lado derecho de la campa de Andrews. La Figura 7 muestra el descenso de temperatura desde punto D al punto E del fluido de trabajo durante la fase de carga y el correspondiente aumento de temperatura del fluido secundario de trabajo del intercambiador de calor secundario 10 de la Figura 5 (puntos U, V, W, Z). La misma Figura 7 también ilustra el aumento de temperatura desde el punto F al punto G del fluido de trabajo durante la fase de descarga y el correspondiente descenso de temperatura del fluido secundario de trabajo del intercambiador de calor secundario 10 de la Figura 5 (puntos Z, W, V, U).
Por ejemplo, una temperatura de fluido de trabajo (CO2) acumulada en fase supercrítica en el tanque 9 es de 25 °C y una presión de fluido de trabajo acumulada en fase supercrítica en el tanque 9 es de 100 bares. La densidad de CO2 a 25 °C y presión atmosférica es de aproximadamente 1,8 kg/m3. La densidad de CO2 en el tanque 9 es de aproximadamente 815 kg/m3. La relación entre la densidad del fluido de trabajo cuando se contiene en el tanque 9 en las condiciones indicadas y la densidad del mismo fluido de trabajo cuando se contiene en la carcasa 5 en condiciones atmosféricas es, por lo tanto, de aproximadamente 450.
Debería observarse que la estructura del intercambiador de calor secundario de la Figura 10 también puede adoptarse en la realización de las Figuras 4 y 5.
Además, el intercambiador de calor secundario puede equiparse con sistemas de control de tasa de flujo y/o de temperatura para el fluido secundario, habitualmente agua o aire, capaz de regular la presión en los tanques de almacenamiento dentro de ciertos límites, cuando el sistema opera en condiciones subcríticas. El control de temperatura puede efectuarse, por ejemplo, añadiendo calor desde la atmósfera o eliminando calor a la atmósfera, también aprovecha las fluctuaciones normales en la temperatura ambiente del aire y agua en diferentes momentos del día.
En las realizaciones ilustradas que usan CO2 como el fluido de trabajo, también está presente preferentemente un sistema de deshidratación de CO2, un deshumidificador, por ejemplo, con zeolitas, para evitar la formación potencial de ácido carbónico en el circuito.
La Figura 13 muestra una variante adicional de la planta 1. Muestra los principales elementos comunes a la Figura 1, es decir, la turbina 2, el compresor 3, el motor generador 4, la carcasa 5, el intercambiador de calor primario 7 (almacenamiento térmico TES), el tanque 9 y el intercambiador de calor secundario 10. La planta 1 mostrada en este punto también comprende el intercambiador de calor adicional 13. Como en la realización mostrada en la Figura 4, el intercambiador de calor secundario 10 se ubica entre el intercambiador de calor primario 7 y el tanque 9, es decir, no está integrado en el tanque 9. Similar a la planta mostrada en la Figura 2, el intercambiador de calor secundario 10 comprende un circuito secundario 20 cruzado por un fluido secundario, por ejemplo, agua. El circuito secundario 20, además de la porción de intercambio de calor 11 comprende una cámara de almacenamiento secundaria 200, para el fluido caliente secundario acumulado después de eliminar calor del fluido de trabajo en la configuración/fase de carga del aparato/proceso y para el fluido frío secundario acumulado después de liberar calor al fluido de trabajo en la configuración/fase de descarga del aparato/proceso. La cámara de almacenamiento secundaria 200 anteriormente mencionada se combina también con un radiador 23 equipado con uno o más ventiladores 24 situados en un conducto de recirculación que, por ejemplo, enfría el fluido secundario durante la noche y calienta el mismo durante el día. La cámara de almacenamiento secundaria 200 anteriormente mencionada también está conectada al intercambiador de calor adicional 13 a través de un correspondiente circuito 210.
En esta realización, la planta 1 también comprende al menos un intercambiador de calor adicional 220 que recibe calor desde una fuente de calor adicional 230. El intercambiador de calor adicional 220 se ubica en la segunda tubería 8, entre la entrada 2a de la turbina 2 y el intercambiador de calor primario 7. La fuente de calor adicional 230 es, por ejemplo, pero no exclusivamente, una fuente solar (por ejemplo, campo solar), calor residual que deriva de la residual industrial (Recuperación de Calor Residual), calor de escape de turbinas de gas, etc. La fuente de calor adicional 230 proporciona calor adicional durante la fase de descarga. La temperatura a la que se lleva el fluido de trabajo durante la fase de descarga y justo antes de que entre en la turbina 2, a través de la fuente de calor adicional 230 y el intercambiador de calor adicional 220, es mayor que la temperatura del fluido de trabajo que se obtiene al final de la compresión durante la fase de carga. Por ejemplo, la temperatura a la que se lleva el fluido de trabajo por la fuente de calor adicional 230 y el intercambiador de calor adicional 220 es de aproximadamente 100 °C, pero también 200 °C o 300 °C o 400 °C mayor que la temperatura del fluido de trabajo al final de la compresión.
La planta 1 también está equipada con un almacenamiento térmico auxiliar 240 (Almacenamiento de Energía Térmica TES) conectado, a través de circuitos apropiados, al compresor 2 y la turbina 2 para conseguir, en el compresor 3 (durante la fase de carga), una compresión con refrigeración intermedia (con una o más refrigeraciones intermedias) y para conseguir, en la turbina 2 (durante la fase de descarga), una expansión con calentamiento intermedio (con uno o más calentamientos intermedios). El calor acumulado en el acumulador de calor auxiliar 240 durante la compresión con refrigeración intermedia se usa en su totalidad o en parte para conseguir la expansión con calentamiento intermedio.
En una realización del proceso realizado con la planta de la Figura 13, se proporciona para no efectuar refrigeraciones intermedias en la fase de carga y no efectuar calentamientos intermedios en la fase de descarga y para proporcionar calor adicional en la fase de descarga a través de la fuente de calor adicional 230 y el intercambiador de calor adicional 220.
En variantes del proceso realizado con la planta de la Figura 13, se proporciona para hacer una o más refrigeraciones intermedias en la fase de carga y un número igual de calentamientos intermedios en la fase de descarga, además de proporcionar calor adicional en la fase de descarga a través de la fuente de calor adicional 230 y el intercambiador de calor adicional 220.
En una realización adicional del proceso realizado con la planta de la Figura 13, se proporciona para efectuar un número de refrigeraciones intermedias en la fase de carga y efectuar una única refrigeración intermedia en la fase de descarga usando el calor (acumulado en el acumulador térmico auxiliar 240) únicamente de la última refrigeración intermedia, además de calor con el calor adicional a través de la fuente de calor adicional 230 y el intercambiador de calor adicional 220. El calor almacenado en el almacenamiento de calor auxiliar 240 y procedente de las restantes refrigeraciones intermedias puede usarse para otros propósitos, por ejemplo, para cogeneración.
Lista de elementos
1 planta de almacenamiento de energía
2 turbina
2a entrada de turbina
2b salida de turbina
3 compresor
3a entrada de compresor
3b salida de compresor
4 motor-generador
5 carcasa
6 primeras tuberías
7 intercambiador de calor primario
8 segundas tuberías
9 tanque
10 intercambiador de calor secundario
11 porción de intercambio de calor de intercambiador de calor secundario
12 terceras tuberías
13 intercambiador de calor adicional
13a refrigerador
14 masa térmica
15 circuito primario
16 porción de intercambio de calor del circuito primario
cámara de almacenamiento en caliente primaria
cámara de almacenamiento en frío primaria
regenerador de calor de lecho fijo
circuito secundario
cámara de almacenamiento en caliente secundaria
cámara de almacenamiento en frío secundaria
radiador
ventiladores
porción de intercambio de calor adicional
tanque secundario
enfriador auxiliar
a, 28b, 28c cámaras de cubeta de agua
paneles
cámaras de almacenamiento secundarias intermedias membrana de separación
primera cámara de volumen variable
segunda cámara de volumen variable
circuito de compensación
tanque auxiliar
turbina auxiliar
generador auxiliar
bomba
motor auxiliar
0 cámara de almacenamiento secundaria
0 circuito de intercambiador de calor adicional
0 intercambiador de calor adicional
0 fuente de calor adicional
0 almacenamiento térmico auxiliar

Claims (15)

REIVINDICACI0NES
1. Planta de almacenamiento de energía, que comprende:
una carcasa (5) que almacena un fluido de trabajo distinto del aire atmosférico, en una fase gaseosa y en equilibrio de presión con la atmósfera, en donde dicha carcasa (5) es un globo de presión o tiene la estructura de un gasómetro;
un tanque (9) que almacena dicho fluido de trabajo en fase líquida o supercrítica con una temperatura cercana a la temperatura crítica; en donde dicha temperatura crítica está cerca de la temperatura ambiente;
en donde la planta está configurada para realizar una transformación termodinámica cíclica (TTC) cerrada, primero en una dirección en una configuración de carga y, a continuación, en una dirección opuesta en una configuración de descarga, entre dicha carcasa (5) y dicho tanque (9); en donde en la configuración de carga la planta almacena calor y presión y en la configuración de descarga genera energía.
2. Planta de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el fluido de trabajo tiene las siguientes propiedades químicofísicas: temperatura crítica entre 0 °C y 200 °C, densidad a 25 °C entre 0,5 kg/m3 y 10 kg/m3; y/o se elige en el grupo que incluye: CO2, SF6, N2O.
3. Planta de acuerdo con las reivindicaciones 1 o 2, que comprende:
- un compresor (3) y un motor conectados mecánicamente entre sí;
- una turbina (2) y un generador conectados mecánicamente entre sí;
- dicha carcasa (5) en contacto externamente con la atmósfera y que delimita dentro un volumen configurado para contener el fluido de trabajo a presión atmosférica o sustancialmente a presión atmosférica, en donde dicho volumen está selectivamente en comunicación fluida con una entrada (3a) del compresor (3) o con una salida (2b) de la turbina (2);
- un intercambiador de calor primario (7) selectivamente en comunicación fluida con una salida (3b) del compresor (3) o con una entrada (2a) de la turbina (2);
- dicho tanque (9) en comunicación fluida con el intercambiador de calor primario (7) para acumular el fluido de trabajo;
- un intercambiador de calor secundario (10) activo operacionalmente entre el intercambiador de calor primario (7) y el tanque (9) o en dicho tanque (9);
estando dicha planta configurada para operar en la configuración de carga o en la configuración de descarga; en donde, en la configuración de carga, la carcasa (5) está en comunicación fluida con la entrada (3a) del compresor (3) y el intercambiador de calor primario (7) está en comunicación fluida con la salida (3b) del compresor (3), la turbina (2) está en reposo, el motor está en funcionamiento y acciona el compresor (3) para comprimir el fluido de trabajo procedente de la carcasa (5), el intercambiador de calor primario (7) funciona como un refrigerador para eliminar calor del fluido de trabajo comprimido, enfriar el mismo y almacenar energía térmica, el intercambiador de calor secundario (10) funciona como un refrigerador para eliminar calor adicional del fluido de trabajo comprimido y almacenar energía térmica adicional, el tanque (9) recibe y almacena el fluido de trabajo comprimido y enfriado, en donde el fluido de trabajo almacenado en el tanque (9) tiene una temperatura cercana a su propia temperatura crítica;
en donde, en la configuración de descarga, la carcasa (5) está en comunicación fluida con la salida (2b) de la turbina (2) y el intercambiador de calor primario (7) está en comunicación fluida con la entrada (2a) de la turbina (2), el compresor (3) está en reposo, el intercambiador de calor secundario (10) funciona como un calentador para liberar calor al fluido de trabajo procedente del tanque (9), el intercambiador de calor primario (7) funciona como un calentador para liberar calor adicional al fluido de trabajo y calentar el mismo, el fluido de trabajo calentado hace girar la turbina (2) y acciona el generador que genera energía, el fluido de trabajo vuelve a la carcasa (5) a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica.
4. Planta de acuerdo con la reivindicación 3, que comprende un intercambiador de calor adicional (13) situado operacionalmente entre la carcasa (5) y el compresor (3) y entre la carcasa (5) y la turbina (2) para precalentar el fluido de trabajo antes de su compresión en el compresor (3), en la configuración de almacenamiento, o para enfriar el fluido de trabajo de la turbina (2), en la configuración de descarga.
5. Planta de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores 3 o 4, en donde el motor y el generador son elementos separados; o en donde el motor y el generador se definen por un único motor-generador (4) y la planta comprende dispositivos de conexión entre dicho motor-generador (4) y el compresor (3) y la turbina (2) para conectar mecánica y alternativamente el motor-generador (4) al compresor (3) o a la turbina (2).
6. Planta de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores 3, 4 o 5, en donde el intercambiador de calor secundario (10) y el intercambiador de calor primario (7) están configurados para operar una transformación supercrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en el tanque (9) en fase supercrítica.
7. Planta de acuerdo con la reivindicación anterior, en donde el tanque (9) comprende una membrana de separación (31) configurada para separar internamente el tanque (9) en una primera cámara con volumen variable (32) para el fluido de trabajo en fase supercrítica y en una segunda cámara con volumen variable (33) en comunicación fluida con un circuito de compensación (34) que contiene un fluido no compresible.
8. Planta de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores 3 a 5, en donde el intercambiador de calor secundario (10) y el intercambiador de calor primario (7) están configurados para operar una transformación subcrítica del fluido de trabajo de modo que el fluido de trabajo se acumula en el tanque (9) en fase líquida.
9. Planta de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores 3 a 8, en donde el intercambiador de calor primario (7) es un regenerador de calor de lecho fijo o móvil o comprende un circuito primario de agua, de aceite o de sal (15) con al menos una cámara de almacenamiento primaria (17, 18).
10. Planta de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores 3 a 9, en donde el intercambiador de calor secundario (10) comprende un circuito de aire o de agua secundario (20) con al menos una cámara de almacenamiento secundaria (21,22) y está configurado para eliminar calor del fluido de trabajo, en la configuración de carga, o para transmitir calor al fluido de trabajo, en la configuración de descarga, a una temperatura por debajo de 100 °C.
11. Proceso para almacenamiento de energía, que comprende:
efectuar una transformación cíclica termodinámica (TTC) cerrada, primero en una dirección en una configuración/fase de carga y, a continuación, en una dirección opuesta en una configuración/fase de descarga, entre una carcasa (5) para el almacenamiento de un fluido de trabajo diferente de aire atmosférico, en una fase gaseosa y en equilibrio de presión con la atmósfera, y un tanque (9) para el almacenamiento de dicho fluido de trabajo en una fase líquida o supercrítica con una temperatura cercana a la temperatura crítica; en donde dicha temperatura crítica está cerca de la temperatura ambiente; en donde, en la fase de carga, el proceso acumula calor y presión y, en la fase de descarga, genera energía.
12. Proceso de acuerdo con la reivindicación 11, en donde la fase de carga comprende:
- comprimir dicho fluido de trabajo, procedente de dicha carcasa (5) en contacto externamente con la atmósfera y que delimita dentro un volumen configurado para contener el fluido de trabajo a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica, absorbiendo energía;
- inyectar el fluido de trabajo comprimido a través de un intercambiador de calor primario (7) y un intercambiador de calor secundario (10) situados en serie para llevar una temperatura del fluido de trabajo cerca de su propia temperatura crítica; en donde el intercambiador de calor primario (7) funciona como un refrigerador para eliminar calor del fluido de trabajo comprimido, enfriar el mismo y almacenar energía térmica, en donde el intercambiador de calor secundario (10) funciona como un refrigerador para eliminar calor adicional del fluido de trabajo comprimido y almacenar energía térmica adicional;
- acumular el fluido de trabajo enfriado en dicho tanque (9); en donde el intercambiador de calor secundario (10) y el intercambiador de calor primario (7) efectúan una transformación supercrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en el tanque (9) en fase supercrítica o en donde el intercambiador de calor secundario (10) y el intercambiador de calor primario (7) efectúan una transformación subcrítica del fluido de trabajo de modo que dicho fluido de trabajo se acumula en el tanque (9) en fase líquida; en donde una temperatura del fluido de trabajo acumulado en el tanque (9) está entre 0 °C y 100 °C y en donde una presión del fluido de trabajo acumulado en el tanque (9) está entre 10 bares y 150 bares.
13. Proceso de acuerdo con las reivindicaciones 11 o 12, en donde dicho fluido de trabajo tiene las siguientes propiedades fisicoquímicas: temperatura crítica entre 0 °C y 200 °C, densidad a 25 °C entre 0,5 kg/m3 y 10 kg/m3; y/o se elige en el grupo que incluye: CO2, SF6, N2O.
14. Proceso de acuerdo con las reivindicaciones 12 o 13, en donde la fase de descarga y generación de energía comprende:
- pasar el fluido de trabajo del tanque (9) a través del intercambiador de calor secundario (10) y del intercambiador de calor primario (7); en donde el intercambiador de calor secundario (10) funciona como un calentador para transmitir calor al fluido de trabajo procedente del tanque (9), en donde el intercambiador de calor primario (7) funciona como un calentador para transmitir calor adicional al fluido de trabajo y calentar el mismo;
- pasar el fluido de trabajo calentado a través de una turbina (2), en donde el fluido de trabajo calentado hace girar la turbina (2) y acciona el generador que energía, en donde el fluido de trabajo se expande y enfría en la turbina (2);
- reinyectar el fluido de trabajo procedente de la turbina (2) en la carcasa (5) a presión atmosférica o sustancialmente atmosférica.
15. Proceso de acuerdo con la reivindicación 14, en donde en la fase de descarga y generación de energía, entre el intercambiador de calor primario (7) y la turbina (2), está previsto para calentar adicionalmente el fluido de trabajo a través de una fuente de calor adicional (230).
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