Almacenamiento de electricidad a través de baterías de Carnot integradas térmicamente con geotermia

Abstract

Este proyecto tiene como objetivo el diseño de una planta de almacenamiento eléctrico (PTES o batería Carnot) integrada con un recurso geotérmico de baja entalpía. El sistema propuesto utiliza CO₂ supercrítico en ciclos Brayton inverso y directo, combinados con aceite Therminol VP1 como medio de almacenamiento térmico.

La planta opera en tres modos: un ciclo de carga basado en una bomba de calor con ciclo inverso de Brayton, que transfiere 46,7 MWt al almacenamiento durante las horas valle del día con un COP de 1,69; un ciclo de descarga en el que un ciclo directo de Brayton genera 18,6 MWe con una eficiencia del 15,9 % durante las horas pico del día y un ciclo intermedio entre ambos que almacenará calor para suministrar vapor saturado a 180 °C de forma continua durante el día. El sistema emplea un lazo cerrado de aceite térmico Therminol VP1 como medio de almacenamiento, y un diseño común que permite compartir intercambiadores y reducir la inversión requerida.

El modelado termodinámico se ha realizado con EES, incluyendo el dimensionamiento detallado de turbomáquinas de una etapa con velocidades de 11000 y 14000 rpm, intercambiadores de calor PCHE, y redes de tuberías calculadas conforme a la norma ASME B31.1. El análisis económico arroja un coste nivelado de la electricidad (LCOE) de 1463 €/MWh en la configuración base, que se reduce a 1300 €/MWh al aumentar la duración del ciclo de descarga de 2 a 5 horas. Esta estrategia permite reducir el CAPEX total en un 20 % y disminuir los costes operativos, mejorando la competitividad del sistema. Posteriormente, al duplicar la capacidad de la planta con esas 5 horas de descarga, el LCOE se reduce aún más hasta 1079 €/MWh, lo que demuestra una clara economía de escala. La eficiencia global del sistema (RTE) se mantiene en torno al 27 %, limitada principalmente por la baja temperatura inicial del recurso geotérmico.

A nivel técnico, el uso de un ciclo Brayton inverso ha permitido simplificar la integración entre los ciclos de carga, descarga y vapor, así como compartir componentes clave. El diseño de la planta muestra que una solución integrada de esta naturaleza es viable desde el punto de vista termodinámico, pese a que económicamente, la baja temperatura del recurso geotérmico y la alta inversión en componentes impide que esta solución sea rentable hoy en día.

This project aims to design an electric thermal energy storage plant (PTES or Carnot battery) integrated with a low-enthalpy geothermal resource. The proposed system uses supercritical CO₂ in both reverse and direct Brayton cycles, combined with Therminol VP1 oil as the thermal storage medium.

The plant operates in three modes: a charging cycle based on a heat pump using a reverse Brayton cycle, which transfers 46.7 MWt to the storage during off-peak hours of the day with a COP of 1.69; a discharging cycle in which a direct Brayton cycle generates 18.6 MWe with an efficiency of 15.9% during peak hours; and an intermediate cycle that stores heat to continuously supply saturated steam at 180 °C throughout the day. The system uses a closed loop of Therminol VP1 thermal oil as the storage medium and a common design that allows the sharing of heat exchangers to reduce the required investment. The thermodynamic modeling was carried out using EES, including the detailed sizing of single-stage turbomachinery operating at 11,000 and 14,000 rpm, PCHE heat exchangers, and piping networks designed in accordance with the ASME B31.1 standard. The economic analysis yields a levelized cost of electricity (LCOE) of €1463/MWh in the base configuration, which decreases to €1300/MWh when extending the discharge duration from 2 to 5 hours. This strategy allows for a 20% reduction in total CAPEX and a decrease in operational costs, improving system competitiveness. Furthermore, by doubling the plant's capacity with the 5-hour discharge configuration, the LCOE is further reduced to €1079/MWh, demonstrating a clear economy of scale. The system’s overall efficiency (RTE) remains around 27%, mainly limited by the low initial temperature of the geothermal resource.

From a technical standpoint, the use of a reverse Brayton cycle has simplified the integration between the charging, discharging, and steam supply cycles, allowing key components to be shared. The plant design shows that an integrated solution of this nature is thermodynamically viable, although economically, the low temperature of the geothermal resource and the high investment in components currently prevent this solution from being cost-effective.