Baterías accionadas por fotovoltaica para convertir termoeléctricas a carbón en instalaciones de energía renovable

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Investigadores de la Universidad Técnica de Dinamarca han propuesto utilizar baterías de Carnot para convertir las centrales eléctricas de carbón en productoras de energía renovable.

Las baterías de Carnot son sistemas que almacenan electricidad en forma de calor a través de medios de almacenamiento, como agua o sales fundidas, y transforman el calor de nuevo en electricidad cuando es necesario. Esta categoría incluye los sistemas de almacenamiento de energía por aire líquido (LAES) y los sistemas de almacenamiento de energía térmica por bombeo (PTES) basados en Brayton o Rankine, así como el almacenamiento de Lamm-Honigmann, que es una técnica basada en la sorción que puede cargarse y descargarse tanto con calor como con energía eléctrica, y los sistemas basados en el calentamiento resistivo integrado con ciclos de potencia.

Los científicos explicaron que las centrales eléctricas de carbón desmanteladas son lugares ideales para combinar calentadores eléctricos y almacenamiento térmico, ya que permiten reutilizar equipos existentes, como turbinas de vapor, calderas de recuperación de calor e intercambiadores de calor. “Además, los generadores convencionales, en lugar de los recursos basados en inversores, son capaces de retener una cantidad significativa de inercia para la estabilización de la frecuencia de la red”, señalaron.

El grupo investigó, en particular, la reconversión de centrales eléctricas de carbón mediante el almacenamiento de energía térmica en lecho compacto y aplicó su planteamiento a una central eléctrica de carbón chilena de 300 MW con una producción de vapor vivo a 565 ºC y 160 bares.

Para su modelización, los científicos consideraron una instalación de lecho compacto con una capacidad de almacenamiento de 1,37 GWh y una temperatura de almacenamiento de 730 ºC. El sistema utiliza aire atmosférico como fluido de transferencia térmica (HTF) y material sólido como medio de almacenamiento. Los calentadores, las válvulas y las tuberías de entrada y salida se colocan en la parte superior del sistema para evitar excavaciones adicionales y permitir que el lecho rocoso se instale parcialmente por debajo del nivel del suelo, lo que facilita el mantenimiento.

El módulo de almacenamiento de energía térmica utilizado en la investigación
Imagen: Universidad Técnica de Dinamarca, Journal of Energy Storage, Licencia Creative Commons CC BY 4.0

“Las pérdidas térmicas estimadas para esta configuración son del 1,94% al día, mientras que la pérdida de presión máxima sobre el lecho empaquetado, en este trabajo observable durante la descarga, se calcula en 49 mbar”, señala el equipo. “El tiempo de carga se seleccionó para utilizar el máximo de horas de luz solar para representar el uso de la energía renovable de las plantas fotovoltaicas (PV), y de esta manera, la descarga se llevará a cabo durante la noche o cuando la luz solar no está disponible.”

En la configuración del sistema propuesto, las plantas fotovoltaicas alimentan el calentador eléctrico del sistema de almacenamiento conectado al tanque de almacenamiento, que a su vez proporciona calor al generador de vapor conectado a la turbina de vapor y al condensador de la central de carbón.

Mediante su análisis, los científicos descubrieron que la central retroadaptada puede alcanzar una producción anual neta de energía de unos 443 GWh para una capacidad de almacenamiento de 4 h, 797 GWh para una capacidad de almacenamiento de 8 h y 1.150 GWh para una capacidad de almacenamiento de 12 h. “Estos valores son alrededor de un 3,4% inferiores cuando la temperatura del aire a la entrada del generador de vapor se fija en 590 ºC”, explicaron.

También descubrieron que la mayor eficiencia anual de ida y vuelta del sistema se lograba con una capacidad de almacenamiento de 8 h, y que el costo nivelado de la energía (LCOE) más bajo se alcanza con la mayor capacidad de almacenamiento, a 88,09 euros (95,97 dólares)/MWh. “Este valor parece competitivo tanto con las centrales convencionales de última generación como con alternativas como las alimentadas con almacenamientos térmicos basados en sales fundidas”, añadieron.

Sus conclusiones se presentaron en el artículo “Retrofit of a coal-fired power plant with a rock bed thermal energy storage” (Modernización de una central eléctrica de carbón con almacenamiento de energía térmica en lecho de roca), publicado en la revista Journal of Energy Storage.

El equipo señaló que un estudio de seguimiento que aplicara las herramientas desarrolladas en el trabajo en una optimización tecnoeconómica podría allanar el camino hacia la implantación, identificando el funcionamiento y el dimensionamiento ideales para obtener el menor costo y los máximos ingresos.

Otro equipo de investigación de la Universidad Técnica de Dinamarca investigó este año qué costo nivelado de almacenamiento (LCOS) necesitan las baterías de Carnot para ser competitivas en un escenario de renovables al 100% en su país. Llegaron a la conclusión de que un LCOS inferior a 66,2 euros/MWh sería competitivo, siempre que los precios del gas se mantuvieran en niveles bajos.

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