TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

Transcripción

1 TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA D. Ignacio Cruz, Rble. Unidad Energía Eólica. División Energías Renovables CIEMAT

2 INDICE Características de la demanda eléctrica. Características de le energía eléctrica. Posibles vías de mejora de la integración eólica. Tecnologías de almacenamiento de energía a medio-largo plazo Conclusiones

3 Características de la demanda de energía eléctrica en España En los últimos tiempos, la demanda de energía eléctrica crece en los meses de verano. La demanda de energía eléctrica es siempre alta en periodos de muy baja temperatura. Durante el día los picos de demanda no coinciden con los picos de producción

4 Características de la energía eólica Energía con potencia intermitente. Energía fluyente, no regulable. Falta de garantía -> requiere de reserva rodante Falta de capacidad de respuesta inercial. Recurso definido en la micro-escala espacial y temporal. Dificultad de predecirlo a medio plazo especialmente en terreno complejo La producción de energía eólica es baja en los meses de verano en la Península. La producción de energía eólica es baja en periodos de muy baja temperatura.

5 Características del viento Causas de la variación Ráfagas de viento (turbulencia) Ciclo diario Inversión de capas Cambio de perfil diario de viento (largo plazo) Ciclo estacional Variación anual Variaciones normales del viento Escala de tiempos de la variación Corto plazo: segundos Diario Horario Diario Mensual Anual Minutos

6 Por que necesita la energía eólica algún tipo de solución de almacenamiento de energía? TRES CONTEXTOS: 1. Permitiría gestionar la energía del viento (Se podría mejorar su precio de venta) Potencia 2. Elevaría la capacidad de crédito y aumentaría el nivel de penetración en el mercado (reduciría los costes de desvío) 3. Permitiría explotar lugares con gran potencial eólico pero muy remotos (reduciendo los costes de transmisión) Tiempo Tiempo Valor Participación en mercado

7 Como mejorar la integración en la red? Mediante soluciones para la gestión de la potencia intermitente Desarrollo de modelos precisos de predicción de la potencia eólica. Desarrollo de soluciones tecnológicas de almacenamiento de energía. (Centralizado o descentralizado) Minutos Horas Días Semanas Gestión del lado de la demanda (A pequeña, mediana o gran escala) (Coches eléctricos, frio???)

8 Capacidad de Potencia Tecnologías existentes de almacenamiento de energía 50 MW + Bombeo de agua (1000 /kw) 1-50 MW < 1 MW Duración Baterias de flujo REDOX ( /kw) Baterias ( /kw) Bobinas Super conductoras Supercondensadores Volantes de inercia Aire Comprimido Hidrógeno Seg Min Horas Días

9 Almacenamiento de energía a corto plazo? Volantes de inercia. Supercondensadores. Baterías Bobinas superconductoras

10 Baterías Grandes Instalaciones con baterías de plomo-acido: 20 MW, 40 minutos, Puerto Rico (Estados Unidos) 3,5 MW, 1 hora en Vermon CA (Estados Unidos) 1 MW, 1.4 hora Planta en Metlakatla AK (Estados Unidos): VRLA, at 756 Volt Ah 1 MW, 4 horas Planta en San Agustín de Guadalix. España 40 MW, 20 minutos en Fairbanks AK (USA): VRLA y NiCd 17 MW, 11 horas, BEWAG Berlín (Alemania) 0,5 MW, 7 MWh Soest (Alemania) 1 MW, 4 MWh Tatsumi (Japón)

11 BaterÍa REDOX Batería de Flujo (Corto Plazo) Batería de vanadio VRB (Vanadium Redox Battery) SEI Osaka (Japón) 100 kwh. Proyecto SUBARU Filtrado de variaciones de potencia de parque eólico mediante una batería VRB Tanques de Electrolito

12 Proyecto de estabilización de la red con inyección eólica mediante baterías (Futamata (Rokkashyo, Aomori) Japón) Subvención: 19 Mill. Euros 2MW x 17 conjuntos, baterías NAS Fuente: Japan Wind Development Co Ltd and METI Vista panorámica del campo de baterías

13 Almacenamiento en horas o dias? Bombeo de agua Baterías REDOX Aire comprimido Hidrógeno

14 Bombeo de agua + eólica Sinergias en el binomio Eólica-hidráulica estacional y/o anual frente a variaciones. La energía hidráulica como sistema de almacenamiento de energía eólica a corto plazo. Mas flexibilidad para ambas fuentes. Mejor utilización de la línea de transporte. Garantía de potencia. Solución mas competitiva. Larga duración bajo mantenimiento

15 Características de las centrales hidráulicas de bombeo Son centrales que disponen de dos embalses situados a distinta altura. En horas punta funciona como una central hidroeléctrica convencional turbinando agua del embalse de arriba. En horas valle se bombea el agua desde el embalse inferior al superior mediante turbinas reversibles o grupos motor-bomba. Centrales de bombeo puro: Es necesario bombear inicialmente agua desde el embalse inferior al superior. (Circuito de agua cerrado) Centrales de bombeo mixto: Se puede producir energía con o sin bombeo previo en circuito de agua cerrado o abierto. España cuenta con mas de 24 centrales hidráulicas de bombeo.(16 centrales de bombeo mixto (<> 2500 MW) y 8 de bombeo puro (<> 2500 MW).

16 Central de bombeo híbrida Salto de Villarino (Tormes) que consta de dos embalses, el superior de Almendra (Tormes) y el inferior de Aldeadávila (Duero) Dispone de una presa de 197 m de altura, flanqueada por dos largos diques laterales (uno de escollera y otro de gravedad) forman el embalse de Almendra, del que arranca una conducción de 15 km de longitud y 7.5 m de diámetro que lleva el agua hasta una central subterránea donde se alojan 6 turbinas-bomba acopladas a sus correspondientes alternadores-motores que totalizan 810 MW de potencia. A la salida de las turbinas, el agua continúa por los tubos de aspiración y, a través de un colector, por una galería de desagüe, protegida por una chimenea de equilibrio va a desembocar al embalse de Aldeadávila en el río Duero. Con una reserva de agua de millones de metros cúbicos, supone una reserva energética de millones de kwh, en este embalse se acumulan las aguas del Tormes, retenido por la presa, y se revierten las del Duero que la central dotada de seis grupos generadores con turbinas reversibles con una potencia total de kw, bombea salvando los 400 m de desnivel con un caudal de 160 m3/s.

17 Capacidad de bombeo hidráulico y capacidad eólica (2006) País Alemania Estados Unidos España Dinamarca China Japón Capacidad Eólica GW) Capacidad de Bombeo de agua (GWh) No disponible No disponible

18 Central hidroeléctrica reversible o de bombeo puro Capacidad: alrededor de 6 horas. Centrales de bombeo puro en España La Muela I ( Cortes de Pallás-Valencia) Rio Jucar 628 MW Sallente - Estany Gento (Torre Capdella-Lleida) Rio Flamisell 451 MW Tajo de la Encantada (Ardales y Alora-Málaga) Rio Guadalhorce 360 MW San Miguel (San Miguel de Aguayo-Cantabria) Rio Torina 339 MW Moralets - Llauset (Montanuy-Huesca) Rio Nogera-Ribagorzana 210 MW Guillena (Guillena-Sevilla) Rio Ribera de Huelva 210 MW Bolarque II (Almoacid de Zorita-Guadalajara) Rio Tajo 215 MW

19 Nuevos proyectos ejemplares Proyectos de IBERDROLA en Portugal. Complejo hidroeléctrico del Alto Támega 1134 MW (1000 MEuros) ( ). Cuatro presas: Gouvases, Pradoselos, Alto Támega y Daivoes. (Dos centrales de bombeo (900 MW) y dos de turbinación). Producción: 1900 GWh/año. Característica: Rápida respuesta a puntas de demanda o variaciones de generación eólica.

20 ..y en España: Se están desarrollando nuevas plantas de bombeo Hidráulica convencial + bombeo mixto Eólica bombeo puro Equipo de punta (Turbinas de gas, etc.) 0 Nuclear Ciclos combinados Fuel / Gas Costesía de REE Carbón

21 Ejemplo de nueva planta de bombeo prevista Plan Estratégico IBERDROLA Nuevas Centrales Hidroeléctricas de Bombeo Puro Complejo Cortes-La Muela en el río Jucar (Cortes de Pallás-Valencia) (Cortes II, La Muela I y la Muela II (1480 MW Totales) Embalse de Cortes abajo, Embalse de La Muela I y II arriba a 500 m. (23 Hm3) Cuatro turbinas reversibles Francis. Potencia de Turbinación: 850 MW Capacidad de bombeo: 140 m3/s San Esteban II (Santa Cristina) en el Rio Sil (Galicia) ( MW) San Pedro II

22 Power to load Caso genérico de estudio de EEUU Area de balanceo Trans. System Operator Fuente: NREL OA IEA Wind Task 24 Integration of Wind and Hydropower Systems Generation Loads APA Loads Power to grid Transmission/Distribution Power to grid Transmission Interconnections Power from grid Power to grid Wind Power Power to grid Dynamic Signal Hoover

23 Caso de estudio de Hydro Quebec (CA) Productores 500 MW independientes de energía Contratos eólica bilaterales (energía anual / 20 años) Acuerdo de integración HQ Generation 3500 MW HQ Distribution Acuerdo de interconexión HQ Generation compra 1000 MW eólicos y oferta energía firme garantizada hasta 350 MW de potencia a HQ Distribution HQ TransÉnergie (ISO)

24 Celdas regenerativas: Baterías REDOX Bromo - Polisulfuro sodio (Sistema REGENESYS) 15 MVA 8 horas (120 MWh) Desarrollado por Innogy (RWE) en Barford UK y posteriormente en Mississippi con la TVA (Tennesee Valley Authority) 120 MWh Proyectos por ahora abandonados por precio/ambiental Ahora la empresa VRB Power Systems (CA) es la propietaria Detalle del tamaño de los tanques de electrolito

25 Baterías REDOX Ventajas Gran potencia de salida (decenas de kw) Recarga muy rápida Inconvenientes Precio Problemas ambientales

26 Aire comprimido Básicamente es convertir la energía eléctrica de origen eólico en energía almacenada mediante la compresión de aire dentro de un depósito o cueva. Con emisiones: El aire comprimido posteriormente se calienta mediante la combustión de otro combustible (gas) y se expande en una turbina produciendo energía eléctrica y calor reutilizable. Emisiones 0: Sistema adiabático. Este aire comprimido se calienta mediante el calor extraído al aire en la compresión. (En este caso hace falta algún sistema de almacenamiento de energía térmica)

27 Sistema de Almacenamiento por aire comprimido Aire Compresor Exhaust Generador/expansor P C P G Intercoolers P C = Potencia del compresor de entrada P G = Potencia del generador de salida Acuífero, Cueva de sal, o mina en desuso Almacén Aire Recuperador de calor Combustible (p.e. gas natural, destilado) h S = Horas de Almacenamiento (a P C )

28 Sistema CAES Adiabático

29 Modelo Eólico - Aire comprimido P WF P T Parque eólico P WF = Potencia máxima de salida del parque eólico Planta SAAC Almacenamiento Subterráneo de aire (potencia nominal) En ésta aplicación el SAAC permite operar al parque eólico como una central de base. Transmisión P T = Línea de transmisión de máxima potencia

30 Estrategias para un sistema eólico- CAES Adiabático. (AA-CAES) Solución Tipo Dispositivo centralizado Dispositivo descentralizado Solución para isla remota Estrategia de operación Beneficiarse de las variaciones del mercado spot y servicios Grandes parques eólicos. Incrementa el número de horas equivalentes del aerogenerador. Servicios auxiliares. Venta en horas pico de demanda Sistema combinado eólico- CAESS en islas. Ahorro en los costes de conexión a la red o en una turbina de gas. Incrementa el número de horas equivalentes del aerogenerador Tamaño 300 MW 150 MW 30 MW

31 Hidrógeno Aplicaciones posibles: Apoyo en la integración de la energía eólica en la red: Almacenamiento a corto plazo para evitar fluctuaciones de potencia eólica. Almacenamiento a medio plazo para evitar el lucro cesante en casos de sobre generación eólica. Almacenamiento a largo plazo para ofrecer energía eólica garantizada (evita desvíos). Producción directa de hidrogeno a partir de la energía eólica: Inyección en tubería especifica o de gas natural. Autoconsumo.

32 Hidrógeno Red Laminado de puntas Pila de combustible MCI Demanda local Gas O 2 Gas H 2 Almacenamiento de Hidrógeno Acondicionamiento de potencia Sistema -Interconexión a red de - Seguimiento de control máxima potencia -Convertidor CA/CC -Conmutación de alimentación -etc. + V - Electrolizador - Purificación del agua - Reguladores - Secador del gas - Conmutador de parada -etc. Uso local del H 2 Cisterna de H 2 Conducción de H 2 Suministro de agua Fuente: GE

33 Hidrógeno Sistema Eólico-hidrógeno conectado a red. Producción total de hidrógeno Producción de hidrógeno en valle de demanda Producción de H2 solo durante las horas de baja demanda de electricidad (horas valle) cuando el precio de la electricidad es bajo. Producción total de hidrógeno excepto en punta de demanda producción de H2 24h/día, pero menor durante los periodos de máxima demanda de electricidad 100 Porcentaje Porcentaje Porcentaje Tiempo (Horas) Electrolizador 0 Hidrógeno en valle, Hidrógeno +electricidad en punta Producción total de hidrógeno Hidrógeno en valle, electricidad en punta Producción H2 Producción H2 Producción de H 2 Producción de Electricidad Producción de Electricidad 0 0:00 06:00 12:00 18:00 24:00

34 Hidrógeno: Electrolizadores Tecnología actual: Estado del arte del electrolizador alcalino, Eficiencia: 60-70% (LHV) Temperatura de operación: hasta 80 o C Presión de operación: 1 bar 25 bar Coste específico: ~$1000/kW - $2500/kW Tecnología futura: incremento de capacidad, eficiencia y reducción de costes La eficiencia del sistema puede alcanzar 70-80% (LHV) mediante la aplicación de tecnología avanzada de electrolizadores. Tamaño industrial del electrolizador (Rango de MW) El coste debería reducirse a $300/kW - $500/kW (Coste del H2 a $2/kg) Integración con energías renovables (eólica, solar FV, geotérmica, etc.) Electrolizador Stuart Compañía Consumo de energía (kwh/nm3) Producción H2 (Nm3/hr) Rango de potencia de entrada (kw) Presión (bar) Eficiencia (HHV) Eficiencia (LHV) Norsk Hydro Teledyne Energy Systems hasta % 61-72% ,8 hasta 60 ~ % 70-73% hasta % 67-72% hasta % 66-71% Stuart Energy 5,9 > % 68-72%

35 Hidrógeno: Almacenamiento de H2 Tecnologías actuales Procesos de compresión Gran consumo de energía: perdidas 15-30% Gran coste especifico para almacenamiento a gran escala: $ /kW Presión entre 200 y 350 bar Procesos de licuefacción Gran consumo de energía: perdidas 40-50% Grandes costes específicos: $ /kW Almacenamiento en fase gas a presión Gran demanda de espacio para almacenamiento de gran capacidad: limitado por la presión (ahora sobre 350 bar ) Almacenamiento en fase líquida Boil-off: %/dia Tecnologías avanzadas de almacenamiento: Baja presión en fase sólida : Hidruros metálicos, Hidratos químicos Gran capacidad : tanque enterrado Bajo coste: diseño del sistema de almacenamiento, y diseño de procesos de licuefacción y compresión. Actualmente: Gran esfuerzo en almacenamiento para coches Futuro: Gran esfuerzo en almacenamiento a escala industrial

36 Hidrógeno: Pilas de combustible Ventajas: Baja o nula contaminación Alta eficiencia Bajo coste ( a largo plazo) Permite cogeneración de electricidad y calor. Producción de energía descentralizada. Intrínsecamente limpia utilizando hidrógeno renovable. Fácil de integrar con energías renovables Inconvenientes: Coste Fiabilidad Vida útil

37 Regulación en el lado de la demanda en periodos de bajo consumo y alta generación eólica? Coches eléctricos, demandas de frío...

38 Conclusiones (1/2) Opciones de almacenamiento de energía para aplicaciones eólicas Tecnología Capacidad (Eur/kW) Almacenamiento (Eur/kWh) Coste de 20 horas de capacidad (Eur/kW) Bombeo hidráulico (360 MW) Aire comprimido (350 MW) Batería avanzada (10 MW) Volante de inercia (100 MW) Bobina superconductora (100 MW) Fuente : Schainker PCAST 1999

39 Conclusiones (2/2) Si el escenario futuro de la energía eólica es alcanzar a nivel nacional la capacidad de 20, 30 o incluso 40,000 MW (2030?) solo hay dos opciones: Aumentar de forma importante la interconexión con el Sistema Eléctrico Europeo. Desarrollar en paralelo una red de múltiples soluciones de almacenamiento de energía bien gestionadas que permita aumentar la capacidad y aprovechar al máximo la infraestructura de evacuación de la energía eólica. Es necesario un marco regulatorio que fomente el desarrollos de sistemas de almacenamiento conjuntamente con el desarrollo de la energías renovables. Es necesario fomentar el I+D en nuevas tecnologías de almacenamiento de energía.