Evaluación de la integración de sistemas de almacenamiento de electricidad con bombas de calor en centrales termo-eléctricas de gran escala

Abstract

Considerando la necesidad del uso de energías renovables para la descarbonización del sector de generación eléctrica, sin detrimento en la estabilidad y confiabilidad de las redes, en este trabajo se analizó un sistema emergente para el almacenamiento de electricidad a gran escala. Este es llamado Pumped Thermal Electricity Storage (PTES). A diferencia de las tecnologías que dominan el mercado, no tiene limitaciones geográficas y por su alta densidad energética (ρ_E) puede tener un costo potencialmente competitivo. Consiste en una bomba de calor (Heat Pump-HP) que transforma en energía térmica, electricidad de la red en periodos de bajo costo; un sistema de almacenamiento térmico (TES); y un ciclo de descarga para generar electricidad cuando es requerido. Hay pocos trabajos que han estudiado la integración de estos sistemas en centrales termoeléctricas convencionales, configuración con ahorro de costos (y preservación de empleos) potencial, que reutiliza el ciclo Rankine de vapor (Wet steam cycle-WSC) de estas plantas. Se analizó, por tanto, una HP con recuperación (con tres fluidos de trabajo: CO2, aire y argón) y aire ambiente como fuente de calor, integrada a varias opciones de sal fundida para el TES, y un ciclo WSC operando a 538°C y 16 MPa (caso base). Se realizó un estudio de sensibilidad, variando la temperatura, presión, temperatura ambiente y eficiencia isentrópica (η_is) de las turbomáquinas. Adicionalmente, se evaluó un WSC supercrítico y dos Brayton con recompresión, sistemas potenciales para la nueva generación de plantas de concentración solar. El desempeño y comparación de las configuraciones se analizó mediante la eficiencia de Round Trip (RTE), calculada por medio análisis exergético, y otras métricas como la ρ_E, densidad de potencia (ρ_P), relación de presiones (r) y costo de sales usadas. En el caso base, la configuración con CO2 en la HP resultó en la mayor RTE. Valores del 50% pueden ser esperados con η_is del 80%. Sin embargo, la alternativa con argón resultó atractiva ya que la RTE es cercana, tiene una ρ_P mayor y r menor, que pueden conllevar a sistemas potencialmente más compactos y de menor costo. Además, el límite de temperatura máxima en estos compresores es más elevado. La sal fundida de nitratos y adición de Litio, si se reducen costos de adquisición, puede ser una opción interesante debido a alta ρ_E (ahorro potencial en tamaño de tanques y flujo másico). Con un WSC supercrítico, operando a 25 MPa y mejor η_is, una RTE alrededor de 64% puede ser alcanzada. Configuraciones Brayton con recompresión, integradas a HP con aire o argón y con parámetros de operación similar, pueden ser una opción competitiva, especialmente si se trabaja por encima de 700°C. Dichos sistemas son más susceptibles a la reducción de la η_is y la sal de carbonatos y litio es una opción adecuada, siempre y cuando los costos del material disminuyan. Otra opción interesante es la sal binaria clorada, de bajo costo, pero baja ρ_E. Un estudio económico y diseño específico de los equipos de la bomba de calor, es necesario para evaluar el potencial y rentabilidad de este tipo de sistemas PTES.