Sistema CAES en un domo salino integrando el almacenamiento de energía térmica

Este proyecto ha tenido por objetivo el estudio de la viabilidad de instalar un sistema de almacenamiento subterráneo de aire comprimido enlazado con una central térmica en España. Dentro de las diversas posibilidades para emplazar el sistema CAES se ha seleccionado el domo salino, por ser la estructura geológica más favorable técnica y económicamente. Con el cometido de encontrar la ubicación más favorable se escogió el domo de Salinas de Añana, y por cercanía geográfica con éste se seleccionó la central térmica de Iberdrola C. T. Pasajes. Una vez elegidos el domo y la central se realizó un estudio de viabilidad técnica y económica de la instalación, empleando estudios geológicos, gravimétricos y económicos. Tras dichos estudios se concluyó que la instalación es posible técnicamente en el domo Salinas de Añana y que se recuperará la inversión a partir del octavo año. ABSTRACT This project has aimed to study the feasibility of installing a system of underground storage of compressed air linked to a thermal plant in Spain. Among the different possibilities to place the CAES system is selected salt dome, as the technically and economically most favorable geological structure. The better dome was Salinas de Añana for its location and Iberdrola C.T. Pasajes was the nearest thermal power plant. Before the dome and thermal power plant were chosen, was performed a technical and economic studies using geological, gravimetric and economic studies. These studies concluded that is possible execute a CAES system in Salinas de Añana dome. The initial investment will pay off the eighth year.

Evaluación de la tecnología CAES como sistema de almacenamiento de energía eólica. Caso de estudio en España

Se presenta a continuación un modelo de una planta del almacenamiento de energía mediante aire comprimido siguiendo un proceso adiabático. En esta planta la energía eólica sobrante se usa para comprimir aire mediante un tren de compresión de 25 MW, el aire comprimido será después almacenado en una caverna de sal a 770 metros de profundidad. La compresión se llevará a cabo por la noche, durante 6 horas, debido a los bajos precios de electricidad. Cuando los precios de la electricidad suben durante el día, el aire comprimido es extraído de la caverna de sal y es utilizado para producir energía en un tren de expansión de 70 MW durante 3 horas. La localización elegida para la planta es el norte de Burgos (Castilla y León, España), debido a la coincidencia de la existencia de muchos parques eólicos y una formación con las propiedades necesarias para el almacenamiento. El aspecto más importante de este proyecto es la utilización de un almacenamiento térmico que permitirá aprovechar el calor de la compresión para calentar el aire a la entrada de la expansión, eliminando combustibles fósiles del sistema. Por consiguiente, este proyecto es una atractiva solución en un posible futuro con emisiones de carbono restringidas, cuando la integración de energía renovable en la red eléctrica supone un reto importante. ABSTRACT: A model of an adiabatic compressed air energy storage plant is presented. In this plant surplus wind energy is used to compress air by means of a 25 MW compression train, the compressed air will be later stored in a salt cavern at 770 meters depth. Compression is carried out at night time, during 6 hours, because power prices are lower. When power prices go up during the day, the compressed air is withdrawn from the salt cavern and is used to produce energy in an expansion train of 70 MW during 3 hours. The chosen location for the plant is in the north of Burgos (Castilla y León, Spain), due to both the existence of several wind farms and a suitable storage facility with good properties at the same place. The relevance of this project is that it is provided with a thermal storage, which allows using the generated heat in the compression for re-heating the air before the expansion, eliminating fossil fuels from the system. Hence, this system is an attractive load balancing solution in a possibly carbon-constrained future, where the integration of renewable energy sources into the electric grid is a major challenge.

Modelo matemático homogéneo e isótropo para la operación y optimización de Sistemas CAES

La operación cíclica de carga y descarga del almacenamiento en los sistemas CAES induce variaciones de presión y temperatura del aire almacenado. Se requiere pues de modelos que predigan la magnitud de dichas actuaciones para lograr una óptima configuración de la planta de potencia. El modelo se deduce directamente de las ecuaciones de conservación de la masa y de la energía para un sistema homogéneo e isótropo. Es resuelto analítica, para ciertos casos límite de interés, y numéricamente. Se somete al modelo a un análisis de sensibilidad para la determinación de los parámetros característicos más influyentes que afectan a las actuaciones de presión y al volumen de almacenamiento requerido. Se observó que el flujo de calor a través del medio circundante al almacenamiento presenta una influencia sobre éste poco despreciable que debe tenerse en cuenta. Se comparan los casos para sistemas adiabáticos e isotermos para calibrar dicha desviación. Además, se esboza un modelo aproximado que describa el comportamiento del almacenamiento con un almacén térmico (AT) acoplado que regule las variaciones de la temperatura del aire inyectado. Abstract Cyclic charge and discharge operation in CAES systems induce pressure and temperatura fluctuations in the storaged air. It is then required a model that properly describes the magnitud of such fluctutions in order to achieve an optimum power plant configuration. This model is directly deduced from the general conservation principles: conservation of mass and energy, applied into homogeneous and isotropic systems. It was solved analytically for certain specific limiting cases of interest as well as numerically. The model was subjected to a sensibility analysis in order to determine the intrinsic parameters that affect the pressure fluctuations as well as the required storage volume the most. Furthermore it was observed that the heat flux through the sourrounding media of the storage has a non-negligible effect that must be taken into account. Adiabatic and isothermal cases are then compared to each other to determine such a deviation. What is more, it is given a general outline about the model which describes the behaviour of the storage coupled with a thermal storage system(TES) that regulates the inyected air temperature.