Thermodynamic cycle modelling of compressed air energy storage systems with pressure gain combustion

Abstract

[ES] La variabilidad en la generación de energía renovable ha introducido nuevos desafíos en la operación de las redes eléctricas europeas. Por un lado, la reducción de la inercia de rotación del sistema y los cambios repentinos de generación, debido a los horarios del mercado, conducen a importantes desviaciones de frecuencia. Por otro lado, la incertidumbre en los pronósticos meteorológicos y la variabilidad inherente de los sistemas de energía eólica y solar aumentan la necesidad de reservas secundarias y terciarias. La necesidad de almacenar energía eléctrica está adquiriendo cada vez más importancia y se espera que se convierta en una parte integral de los sistemas de energía en un futuro próximo. En particular, se espera que el almacenamiento de energía eléctrica a gran escala gane aún más importancia con el aumento del uso de energías renovables que conllevará que el exceso de energía se convierta en un fenómeno común. Los únicos sistemas de almacenamiento de energía de aire comprimido realizados hasta la actualidad son diabáticos y queman gas natural durante su fase de descarga. En los últimos años, la investigación se ha centrado en el desarrollo de la versión adiabática del almacenamiento de energía en aire comprimido puesto que tiene la ventaja de que no se usa combustible. Sin embargo, esto conlleva un elevado coste por la instalación de compresores de alta temperatura y sistemas de almacenamiento de energía térmica muy grandes. En base a todo lo mencionado, el objetivo principal de este proyecto es el análisis termodinámico de sistemas de almacenamiento de energía de aire comprimido diabáticos con combustión de hidrógeno por ganancia de presión como principal tecnología de combustión. Para ello, se desarrollará un modelo termodinámico de plantas CAES con combustión por ganancia de presión y realizar un análisis exhaustivo de los ciclos potenciales.

[EN] In the current framework of increasing electric energy supply with renewable energy sources, the need to store energy becomes imminent consequence of the inherent variability of the source in cases such as wind or solar energy. A currently used form of storing energy is compressed air energy storage. However, it poses certain limitations, especially when it comes to cycle efficiency due to the combustion technology used during its expansion phase. Pressure gain combustion is a combustion technology still under investigation, which is based on constant volume heat addition and promises an increase in the overall efficiency of the process. Consequently, this new combustion approach is proposed as an alternative for the conventional combustion used in compressed air energy storage plants. For this, in this paper, two theoretical models were developed in Aspen Plus: one of the Huntorf diabatic CAES plant located in Germany and an identical one with PGC combustors. The aim was to confirm and determine the advantages of pressure gain combustion over conventional combustion. Finally, after simulation of the models and further study and analysis of the data collected from Aspen Plus, it was confirmed that pressure gain combustion increases the expansion work output of the turbines and, along with it, the power to power efficiency of the cycle.