Almacenamiento de energía mediante compresión de CO2 (CCDES)

Abstract

Este trabajo desarrolla y analiza un sistema de almacenamiento energético mediante compresión de CO₂ (CCDES) basado en un ciclo Brayton cerrado con CO₂ supercrítico. La motivación del proyecto surge de la necesidad de integrar de forma eficiente las energías renovables en el sistema eléctrico, compensando su carácter intermitente mediante tecnologías de almacenamiento capaces de aportar estabilidad y flexibilidad a la red.

El sistema propuesto emplea CO₂ supercrítico como fluido de trabajo, aprovechando sus propiedades termodinámicas para reducir el trabajo de compresión y mejorar el rendimiento global del ciclo. El almacenamiento se realiza mediante tanques presurizados, donde el CO₂ comprimido se almacena durante la fase de carga y posteriormente se expande en una turbina para generar electricidad durante la fase de descarga.

A partir de un modelo base de ciclo Brayton cerrado, se estudiaron distintas configuraciones termodinámicas con el objetivo de identificar la alternativa más adecuada desde el punto de vista técnico y económico. Además del análisis termodinámico, se llevó a cabo el diseño de tuberías y prediseño turbomáquinas, así como una estimación de costes y un estudio de mercado.

Los resultados muestran que la configuración denominada Ciclo Simple Sin Agua (CSSA) presenta el mejor equilibrio entre simplicidad, rendimiento y viabilidad económica. Para una planta de referencia de 50 MW se obtuvo una potencia de compresión de 49,96 MW durante la carga y una potencia generada de 50 MW durante la descarga, con caudales másicos de 1563 kg/s y 521 kg/s, respectivamente. El sistema requiere un volumen total de almacenamiento de alta presión de 39,95 m³ y de baja presión de 67,54 m³. El diseño de tuberías contempla diámetros nominales comprendidos entre DN 450 y DN 750, con schedules entre 20 y 80 según las condiciones de operación de cada tramo. En cuanto a las turbomáquinas, tanto el compresor como la turbina presentan configuración radial de una sola etapa, velocidad de giro de 10.000 rpm y rendimientos del 90 % y 80 %, respectivamente.

Para estas condiciones de diseño se obtuvo un LCOE de 84,97 €/MWh. Asimismo, el biogás se identificó como la fuente térmica más adecuada por su disponibilidad y bajo coste. En conjunto, el sistema demuestra un elevado potencial como solución flexible y de bajas emisiones para favorecer la integración de energías renovables y la descarbonización del sistema energético.

This work develops and analyzes an energy storage system by CO₂ compression (CCDES) based on a closed supercritical CO₂ Brayton cycle. The project is motivated by the need to efficiently integrate renewable energy sources into the power grid, mitigating their intermittent nature through energy storage technologies capable of providing system stability and flexibility.

The proposed system employs supercritical CO₂ as the working fluid, taking advantage of its thermodynamic properties to reduce compression work and improve the overall cycle efficiency. Energy storage is achieved through pressurized tanks, where compressed CO₂ is stored during the charging phase and later expanded through a turbine to generate electricity during the discharging phase.

Starting from a baseline closed Brayton cycle model, several thermodynamic configurations were evaluated to identify the most suitable alternative from both technical and economic perspectives. In addition to the thermodynamic analysis, the study includes the preliminary design of piping and turbomachinery, as well as a cost assessment and market analysis.

The results indicate that the Simple Cycle Without Water (CSSA) configuration provides the best balance between simplicity, performance, and economic feasibility. For a 50 MW reference plant, a compression power of 49.96 MW during charging and a power output of 50 MW during discharging were obtained, with mass flow rates of 1,563 kg/s and 521 kg/s, respectively. The system requires total high-pressure and low-pressure storage volumes of 39.95 m³ and 67.54 m³, respectively. The piping design includes nominal diameters ranging from DN 450 to DN 750, with schedules between 20 and 80 depending on operating conditions. Both the compressor and turbine are designed as single-stage radial machines operating at 10,000 rpm, with efficiencies of 90% and 80%, respectively.

Under these design conditions, a LCOE of €84.97/MWh was achieved. Biogas was identified as the most suitable thermal energy source due to its availability and low cost. Overall, the proposed system demonstrates significant potential as a flexible, low-emission energy storage solution capable of supporting renewable energy integration and power system decarbonization.