ES2586829T3

ES2586829T3 - Sistema de almacenamiento de energía de aire comprimido

Info

Publication number: ES2586829T3
Application number: ES10805706.8T
Authority: ES
Inventors: Peter James Bowers; Phillip Stephen Peters
Original assignee: GLOBAL POWER AND ENERGY Ltd
Current assignee: GLOBAL POWER AND ENERGY Ltd
Priority date: 2009-12-23
Filing date: 2010-12-23
Publication date: 2016-10-19
Anticipated expiration: 2030-12-23
Also published as: EP2516827B1; CN102782286A; GB0922517D0; GB201120302D0; GB2485681A; WO2011076926A2; EP2516827A2; GB2476489B; GB2476489A; CA2785004A1; CA2785004C; GB2485681B; WO2011076926A3; ZA201205445B; AU2010334770A1

Abstract

Un sistema de almacenamiento de energía de aire comprimido para suministrar fluido presurizado a la turbina para generar electricidad, que comprende al menos un compresor para comprimir el aire, un sistema de recuperación de energía térmica para recuperar el calor de compresión del aire, un depósito de energía térmica (130), un depósito de energía de aire comprimido, un sistema de introducción de energía térmica para reintroducir calor en el aire corriente abajo del depósito de energía de aire comprimido y una vía de flujo de aire comprimido que conecta el al menos un compresor y el depósito de energía de aire comprimido, y que comprende además al menos un tanque de agua (132a-d) y una vía de flujo líquido (140) configurado para conectar el al menos un tanque de agua (132a-d) a una turbina, donde el aire comprimido está configurado para presurizar el agua y el agua presurizada está configurada para impulsar la turbina.

Description

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DESCRIPCION

Sistema de almacenamiento de ene^a de aire comprimido

La presente invencion se refiere a un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (CAES, por sus siglas en ingles), particularmente, pero no exclusivamente, que puede almacenar un exceso de energfa obtenido a partir de una fuente renovable para proporcionarle electricidad adicional a la cuadncula cuando sea necesario. La presente invencion tambien se refiere a un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido y generador combinado.

La energfa renovable tal como la generada por el viento, la luz solar o las mareas se reconoce como una fuente valiosa de electricidad. Sin embargo, existen problemas en la utilizacion de dichas fuentes, ya que el suministro puede ser intermitente y no necesariamente se corresponde con los momentos de demanda pico de electricidad. Por lo tanto, se sabe que la energfa renovable puede almacenarse de alguna forma para que pueda ser utilizada cuando sea necesario.

Uno de los metodos conocidos de almacenamiento es una planta CAES adiabatica que utiliza el exceso de potencia de la cuadncula o energfa renovable para hacer funcionar un motor electrico con el fin de impulsar un compresor. El aire comprimido se enfna y se utiliza para rellenar alguna forma de deposito, a menudo una caverna subterranea, a una presion de alrededor de 6000 a 7500 kPa (60 a 75 bar). En los momentos de demanda pico, el aire comprimido se retira de la caverna, se calienta y luego se suministra a una turbina de gas modificada. La energfa del aire comprimido, junto con la suministrada por los procesos de combustion, impulsa la turbina, lo que produce electricidad a traves de un generador electrico. Luego, la electricidad es suministrada a la cuadncula.

Se conoce el procedimiento para extraer energfa termica del aire comprimido antes de que ingrese al deposito, y almacenarla en un deposito de energfa termica. Cuando la cuadncula necesita energfa, la energfa termica vuelve al aire comprimido antes de que sea utilizada para impulsar la turbina.

US4150547 describe una planta de energfa de aire comprimido, donde el aire comprimido se puede almacenar bajo tierra. US2433896 describe el almacenamiento de fluido para generacion de energfa. DE2636417 muestra un sistema de aire comprimido para almacenar y utilizar la energfa.

Los sistemas CAES conocidos no funcionan con eficacia optima. Es conveniente que la turbina de expansion tenga un encendido rapido para que pueda reaccionar a los picos de demanda de electricidad. Esto se puede lograr mas facilmente mediante la rotacion y precalentamiento de la turbina, que requiere una mayor entrada de energfa, lo que afecta de manera adversa la eficacia. El deposito de energfa termica es central con respecto a la eficacia general de la planta CAES, y los almacenamientos de energfa termica existentes proporcionan niveles insatisfactorios de eficacia.

Se desea proporcionar un sistema CAES adiabatico que tenga eficacia mejorada debido a un almacenamiento de energfa termica y precalentamiento de la turbina mas eficaz. Tambien se desea proporcionar un sistema CAES y generador combinado, ya que se puede lograr un aumento adicional de la eficacia al desarrollar electricidad a traves de la energfa cinetica del agua presurizada por el aire comprimido, en lugar de directamente a partir del aire comprimido en sf mismo.

Segun la presente invencion, se proporciona un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido para suministrar fluido presurizado a la turbina para generar electricidad, que comprende al menos un compresor para comprimir el aire, un sistema de recuperacion de energfa termica para recuperar el calor de compresion del aire, un deposito de energfa termica, un deposito de energfa de aire comprimido, un sistema de introduccion de energfa termica para reintroducir al menos una parte del calor en el aire corriente abajo del deposito de energfa de aire comprimido y una via de flujo de aire comprimido que conecta el al menos un compresor y el deposito de energfa de aire comprimido, al menos un tanque de agua y una via de flujo lfquido que conecta el al menos un tanque de agua a una turbina, donde el aire comprimido esta configurado para presurizar el agua y el agua presurizada esta configurada para impulsar la turbina.

El sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido puede comprender adicionalmente al menos una turbina, que preferiblemente sena una turbina Pelton o similar. Preferiblemente, el sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido tambien incluye al menos un amortiguador de choque hidraulico asociado a la al menos una turbina.

La energfa termica del deposito de energfa termica puede suministrarse para precalentar la turbina. El deposito de energfa termica puede comprender un material de almacenamiento termico solido, preferiblemente depositos de sales sedimentada o seca, o puede comprender un lfquido, preferiblemente agua.

El al menos un compresor del sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido puede ser un compresor alternativo.

El sistema comprende un sistema de recuperacion de energfa termica para recuperar el calor de la compresion del

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aire. El sistema de recuperacion de ene^a termica preferiblemente incluye un dispositivo de recuperacion para extraer el exceso de calor directamente del cuerpo del compresor, un intercambiador de calor para recuperar calor del aire comprimido y/o una parte de la via de flujo, dispuestos para que pasen a traves del deposito de energfa termica. El intercambiador de calor puede ser un postenfriador ubicado corriente abajo del deposito de energfa termica.

Una parte de la energfa termica obtenida del sistema de recuperacion de energfa termica puede suministrarse para precalentar la turbina, que puede configurarse para ser impulsada por el aire comprimido.

Tambien se proporciona un metodo para operar un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido segun la reivindicacion 12.

En la etapa a), la energfa termica se puede recuperar directamente del cuerpo del compresor, preferiblemente mediante circulacion de agua. Puede haber una etapa adicional de utilizacion selectiva de la energfa termica recuperada para precalentar la turbina.

A continuacion se describiran realizaciones preferidas de la invencion en relacion con los dibujos adjuntos, en los que:

La Figura 1 ilustra un diagrama esquematico del sistema CAES, segun una primera realizacion no abarcada por la invencion reivindicada;

La Figura 2 muestra un diagrama de flujo de una fase de almacenamiento del proceso de CAES de la primera realizacion;

La Figura 3 muestra un diagrama de flujo de una fase de generacion del proceso de CAES de la primera realizacion;

La Figura 4 ilustra un diagrama esquematico de un sistema CAES con generador, segun una segunda realizacion abarcada por la invencion reivindicada;

La Figura 5 muestra un diagrama de flujo de una fase de almacenamiento de un proceso de CAES segun la realizacion de la figura 4; y

La Figura 6 muestra un diagrama de flujo de una fase de generacion de un proceso de CAES segun la realizacion de la figura 4.

Con referencia a la figura 1, el sistema de energfa de aire comprimido 10 comprende un compresor de baja presion 12, un compresor de alta presion 14 en serie con el compresor de baja presion 12, una unidad de recuperacion de calor 18, un deposito de energfa termica 20, un postenfriador 22, un deposito de energfa de aire comprimido 24, una serie de valvulas reguladoras 29, 27 y al menos una turbina 26. Los compresores 12, 14, el deposito de energfa termica 20, el postenfriador 22, el deposito de energfa de aire comprimido 24, las valvulas reguladoras 29, 27 y la al menos una turbina 26 estan unidos en serie mediante una via de flujo de aire comprimido 21. Los compresores 12 y 14 son accionados por un motor electrico (no se muestra) y son regulados por un controlador 11.

Existen una cantidad de compresores 12, 14 adecuados para esta aplicacion, que incluyen compresores lubricados con aceite, sin aceite, compresores de paleta y compresores alternativos de alta presion. En esta realizacion, el compresor de baja presion 12 es un compresor axial mientras el compresor de alta presion 14 es un compresor radial. Los compresores adecuados son fabricados, p. ej., por MAN Turbo AG de Oberhausen, Alemania. Para una eficacia optima, ambos compresores son preferiblemente capaces de trabajar a alta presion y altas temperaturas (alrededor de 7500 kPa (75 bar) y 650 °C). De forma ventajosa, debenan poder funcionar en un amplio intervalo operativo con alta eficacia y, de forma ventajosa, debenan ser compatibles con tiempo de encendido corto y encendidos frecuentes, y ser capaces de funcionar con gradientes de temperatura y presion significativos. Cada compresor comprende una valvula de alivio de presion 15 y una camisa de agua circundante 13 para la extraccion de calor del cuerpo del compresor y en particular mediante la extraccion de calor del aceite de lubricacion de cada compresor 12, 14.

Un compresor de baja presion adicional (no se muestra) puede suministrarse en el sistema entre los compresores de baja presion 12 y alta presion 14 en el punto 31.

Una trampa de condensado 35 se ubica entre el compresor de alta presion 14 y el deposito de energfa termica 20. El agua retirada del aire en este punto se almacena en un deposito 37.

El deposito de energfa termica 20 comprende, en esta realizacion, depositos de sal sedimentada y seca dentro de un recipiente presurizado. El recipiente evita de forma ventajosa que el material se derrame dentro de la turbina. Para un esquema a gran escala, tal como el de la primera realizacion, es conveniente una capacidad de almacenamiento termico de 120-1200 MWh y velocidades de extraccion de calor altas. El recipiente presurizado contiene un medio de almacenamiento solido que en esta realizacion comprende depositos de sal sedimentada y seca extrafdos. El medio de almacenamiento solido proporciona una gran area de superficie para la transferencia de

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calor, mientras los depositos de sal son generalmente economicos y, por lo tanto, un medio atractivo. Por lo tanto, el deposito de energfa de esta realizacion proporciona una forma eficaz para retirar y almacenar el calor de compresion del aire comprimido.

En realizaciones adicionales, el almacenamiento de energfa termica alternativo se proporciona en forma de un deposito en estado solido que contiene materiales higroscopicos, p. ej., los producidos por ZAE Bayern, “Zeolita” o materiales higroscopicos similares.

Un circuito de recuperacion de calor 17 hace circular agua que es bombeada alrededor de las camisas de agua 13 y le suministra el agua calentada a la unidad de recuperacion de calor 18. Una interfaz de enfriamiento 16 permite que el agua sea suministrada hacia dentro y fuera del circuito 17. La unidad de recuperacion de calor 18 incorpora un intercambiador de calor y, en esta realizacion, un medio de almacenamiento de calor (p. ej., depositos de sal sedimentada y seca dentro de un recipiente presurizado). Por lo tanto, el calor se puede almacenar y transferir de forma selectiva a un circuito de suministro de calor 19, que suministra calor desde la unidad de recuperacion de calor 18 hacia la turbina 26.

El postenfriador 22 comprende un intercambiador de calor de aire/agua ubicado entre el deposito termico y el deposito de energfa de aire comprimido 24 en la via de flujo de aire comprimido. Se hace pasar agua con una temperatura menor que el aire correspondiente a traves de este, lo que provoca que el agua se caliente y que el aire se enfne. El agua calentada es suministrada en el circuito de suministro de calor 19.

El deposito de energfa de aire comprimido 24 comprende, en esta realizacion, una caverna subterranea 25, de alrededor de 145 m de altura y 900 m por debajo del nivel del suelo, creada por la extraccion de sal. Los depositos retirados en la creacion de la caverna 25 pueden utilizarse en el deposito de energfa termica 20. Las cavernas de este tipo presentan los unicos medios de almacenamiento viables desde el punto de vista financiero cuando se considera un almacenamiento de gran volumen, que el solicitante tiene en cuenta para plantas que pueden generar alrededor de 15MW de potencia o mas. De manera ventajosa, la caverna 25 tiene forma sustancialmente cilmdrica, lo que proporciona caractensticas optimas de presion. Debe tenerse en cuenta un margen de tolerancia para aproximadamente 530 metros cubicos por MWh de energfa que se generara. En otras realizaciones tambien se pueden utilizar otras cavernas preexistentes. Para esquemas mas pequenos, se pueden utilizar recipientes de almacenamiento fabricados.

La turbina 26 para el sistema CAES 10 idealmente debena permitir un encendido rapido, grandes aumentos de potencia y alta eficacia en un amplio intervalo de presiones de entrada. Es probable que las presiones de entrada vanen en un factor de dos, por lo tanto, son deseables las etapas de adaptacion (comunes en las turbinas de gas). Una serie de valvulas 27 controlan la presion de entrada de la turbina. Preferiblemente, el aire se encontrara a 4100kPa (41 bar) y 565 °C en la entrada de la turbina. Las turbinas adecuadas incluyen las fabricadas por Alstom Power de Holborn, Londres, RU.

Con referencia a las figuras 2 y 3, en uso, un motor electrico impulsado por turbinas de viento u otra fuente de energfa renovable (no se muestra) da energfa a los motores electricos para impulsar a los compresores 12, 14. El aire del ambiente es enviado al compresor de baja presion 12, y una vez que se comprime con una primera presion, el aire pasa desde el compresor de baja presion 12 hacia el compresor de alta presion 14. La presion del aire comprimido despues de la segunda etapa se encuentra preferiblemente en el orden de 8600kPa. Se bombea agua alrededor de las camisas de agua 13 con el fin de extraer el calor de los compresores 12, 14, preferiblemente a traves del aceite de lubricacion de los compresores, antes de hacerla circular hacia la unidad de recuperacion de calor 18 a traves de un primer conjunto de tubenas de recuperacion de calor 17. Un segundo conjunto de tubenas de recuperacion de calor 19 transfieren el calor desde la unidad de recuperacion de calor 18 hacia la turbina 26.

En la trampa de condensado 37, se retira el condensado del aire presurizado 37. El aire presurizado se enfna al pasar por el deposito de energfa termica 20, y el calor extrafdo se almacena en el deposito de energfa termica. Se le puede suministrar calor adicional al deposito de energfa termica 20 a partir de una fuente de calor secundaria tal como electricidad residual, calor residual de un proceso industrial, calor de paneles solares, o calor qmmico residual. El aire presurizado pasa a traves del postenfriador 22, donde se recupera calor adicional. Luego, el aire presurizado es transferido al deposito de energfa de aire comprimido 24. El calor residual recuperado por el postenfriador 22 es transferido a la turbina 26 a traves del circuito de suministro de calor 19. En esta etapa, se anticipa que la temperatura del aire comprimido se ha reducido a alrededor de 50 °C.

Durante los momentos de demanda pico de energfa, cuando se requiere que el sistema 10 le suministre energfa a la cuadncula de potencia, se abre una valvula 29 corriente abajo del deposito de energfa de aire comprimido 24 para permitir que el aire presurizado sea retirado del deposito de energfa de aire comprimido 24. Luego, el aire se calienta al pasar a traves del deposito de energfa termica. Esto garantiza que, cuando esta expandido, el aire no enfne la turbina 26 por debajo de su intervalo de temperatura operativa. El aire presurizado luego pasa a traves de valvulas reguladoras 27 para permitir que el suministro de aire comprimido “aumente” y se utilice para impulsar la turbina 26. La turbina 26 impulsa a un generador electrico 28 para suministrar energfa electrica segun sea necesario.

El calor suministrado desde la unidad de recuperacion de calor 18 y postenfriador 22 se usa para precalentar de

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manera selectiva la turbina 26 de modo que se pueda lograr un encendido rapido de la turbina 26. Una vez que la turbina 26 esta en funcionamiento, ya no es necesario el precalentamiento, ya que se mantiene en su intervalo de temperatura operativa por la cantidad de calor transferido al aire del deposito de energfa termica 20. Para lograr un encendido rapido, es necesario tanto el precalentamiento como la rotacion de la turbina. La rotacion continua de la turbina 26 se mantiene de este modo. Un controlador 33 regula el funcionamiento de la turbina 26 en respuesta a la demanda de energfa prevaleciente.

Una segunda realizacion abarcada por la invencion reivindicada se muestra en la figuras 4 a 6. A las caractensticas que son sustancialmente iguales a las de la realizacion anterior se les da los numeros de referencia correspondientes con el prefijo adicional “1”. En comparacion con la primera realizacion, esta realizacion es sustancialmente a menor escala. Sin embargo, se entendera que puede aumentarse en otras realizaciones con una variedad de tamanos. La segunda realizacion se simplifica en la medida en que un se ilustra solamente un unico compresor y turbina, mientras una planta real tfpicamente comprendena multiples compresores y turbinas en serie y/o paralelo.

Con referencia a la Figura 4, la segunda realizacion de la presente invencion comprende un sistema CAES y un generador 110 combinado que tiene un motor electrico 108, un compresor 112, un intercambiador de calor 1l5, un deposito de gas comprimido 124, un deposito de calor 130, cuatro tanques de agua 132a, 132b, 132c, 132d, un acumulador de presion 134, amortiguadores de choque 136, una turbina 138, un generador 128 y un banco de carga 144. El compresor 112, el deposito de calor 130 y el intercambiador de calor 115 forman un primer sistema unido por tubenas de agua 141 (lmeas mas gruesas) y alimentado a traves de una valvula de alivio de presion y entrada 146. Se agrega calor de fuentes secundarias a traves de las tubenas de agua 141. Un segundo sistema que comprende los tanques de agua 132a-d y la turbina 138 es alimentado a traves de una valvula de alivio de presion y entrada 148 y unido por tubenas de agua 143 (lmeas mas gruesas). El agua circula a traves del segundo sistema por medio de colectores de lfquido 140), mientras el aire viaja a lo largo de una via de flujo de aire comprimido 121 (lmeas mas finas). Los dos sistemas estan unidos por una tubena de agua 145. Esta tubena 145 permite que el sistema funcione en el caso de que el intercambiador de calor 115 no funcione.

Al igual que en la realizacion anterior, el compresor 112 comprende una camisa de agua circundante 113 para la recuperacion de calor del cuerpo del compresor 112 a traves del aceite de lubricacion del compresor 112.

El deposito de energfa de aire comprimido 124 en esta realizacion es similar al deposito de energfa de aire comprimido 24 de la realizacion anterior, que comprende una caverna subterranea 125 creada por la extraccion de sal. En esta realizacion, el deposito de energfa de aire comprimido 124 es de aprox. 25 m a 30.000 kPa.

Los cuatro tanques de agua 132a-d estan dispuestos en una configuracion rodeando el acumulador de presion 134, al cual estan conectados. En esta realizacion, cada uno de los tanques de agua 132a-d comprende un cilindro de paredes dobles de 5 m de diametro y 5 m de altura. La pared interna de cada tanque 132a-d esta perforada y el cilindro interno contiene una estructura tipo panal para reducir la turbulencia. La cavidad externa permite que el aire pase rapidamente a traves del agua contenida en el tanque 132a-d. Cada tanque 132a-d puede presurizarse de forma ventajosa hasta 15.000 kPa (150 bar). El acumulador de presion 134 comprende un tambor circular de aprox. 5 m de diametro bajo presion gravitacional constante. Los colectores de lfquido 140 conectan los tanques de agua al acumulador de presion 134 y el resto del sistema. El deposito de calor 130 comprende un tanque de aproximadamente el doble del tamano de cada uno de los cuatro tanques de agua 132a-d. El deposito de calor 130 es un deposito de agua presurizado hasta 1400 kPa (14 bar) con una temperatura operativa de aproximadamente 400 °C. El deposito de calor 130 recibe calor del proceso de compresion y fuentes de calor secundarias, p. ej., electricidad residual, calor residual de un proceso industrial, calor de paneles solares o calor qmmico residual. En realizaciones alternativas, el deposito de calor puede ser un deposito en estado solido que contiene materiales higroscopicos tales como los producidos por ZAE Bayern (p. ej., “Zeolita” o materiales higroscopicos similares).

Los amortiguadores de choque 136 estan ubicados corriente arriba y corriente abajo de la turbina. En esta realizacion comprenden acumuladores hidroneumaticos disenados para evitar los cambios significativos de presion.

La turbina 138 en esta modalidad es preferiblemente una turbina Pelton, tales como las fabricadas por Voith Hydro de Heidenheim, Alemania. Una disposicion de valvula de desvrn 150 permite que el agua presurizada evite la turbina y generador en caso de falla mecanica.

El banco de carga 144 regula la carga en la turbina durante el encendido.

Un inyector 1.52, en esta realizacion, se ubica corriente arriba de la turbina 138 y corriente abajo del amortiguador de choque 136. El inyector 152 recibe vapor, aire comprimido y agua presurizada y las inyecta en la turbina 138, lo que mejora la eficacia.

Con referencia a la figura 5, en uso, durante una fase de carga, el compresor 112 es impulsado por el motor electrico 108, accionado por electricidad de cuadncula excedente o una fuente de energfa renovable para almacenar energfa. El calor se extrae del aire comprimido mediante el intercambiador de calor 115. Luego, el aire comprimido se almacena en el deposito de energfa de aire comprimido 124. El calor se extrae del compresor 112 mediante su

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aceite lubricante y el agua en la camisa del compresor 113, que luego se almacena en el deposito de calor 130 junto con el agua del intercambiador de calor 115. Tambien se almacena el calor de las fuentes de calor secundarias. El agua ingresa al sistema por medio de las entradas de agua 146, 148, aunque tfpicamente el sistema funciona como un bucle cerrado con recirculacion de agua.

Durante esta fase de carga, el calor recuperado tambien se puede utilizar para llenar los colectores 140 con agua presurizada calentada, el acumulador de presion 134 lleno hasta aproximadamente 2/3 con agua presurizada, y hasta dos tanques 132a - 132d con agua presurizada. Ademas, el aire comprimido puede burbujear a traves de la parte externa de uno de los dos tanques llenos (tal como se muestra en la Figura 4, tanque 132c). Luego pasa en estado calentado hacia el tanque 132a para presurizarlo.

La Figura 4 muestra los cuatro tanques de agua 132a, 132b, 132c, 132d que contienen diversas cantidades de agua. El primer tanque 132a esta lleno de agua, completamente presurizado y listo para descargarlo en el acumulador de presion 134. El cuarto tanque 132d esta vado y listo para recibir el agua que regresa de la tanque. El tercer tanque, 132c esta lleno de agua y listo para presurizarlo mediante aire comprimido del deposito 124 y vapor del deposito de calor 130. El segundo tanque 132b se esta ventilando en la atmosfera por medio de la ventilacion de escape 142. Ahora el sistema 110 se encuentra en un estado completamente cargado y esta listo para funcionar.

Con referencia a la Figura 6, cuando se necesita electricidad, se abre una valvula de salida y se expulsa agua desde el fondo del tanque 132a hacia el acumulador de presion 134 a traves del colector 140. Los tanques de agua 132a, 132b, 132c, 132d se vadan, se llenan y presurizan a la vez para mantener una presion constante en el acumulador de presion 134, que es alimentado secuencialmente por los cuatro tanques de agua 132. El aire utilizado para presurizar los tanques de agua 132 es expulsado a traves de una ventilacion de aire de escape cuando ya no se necesita.

El agua presurizada supercalentada es expulsada del acumulador de presion 134 hacia la turbina 138, lo que provoca que la turbina impulse y el generador 128 genere electricidad que puede suministrarse a la cuadncula. Antes de llegar a la turbina 138 el agua fluye y pasa por un amortiguador de choque 136 de modo que no se cree un golpe de ariete. Durante el encendido, se toma electricidad de la cuadncula o suministro local y se transfiere al banco de carga 144 con el fin de regular la carga en la turbina 138 de modo que no se exceda el intervalo operativo de la turbina. El agua que ha pasado a traves de la turbina 138 regresa al colector 140 y, por lo tanto, se reincorpora al ciclo, ya sea al ingresar a un tanque vado de los tanques 1.32a-132d (tal como se muestra en la Fig. 4 132d), o para rellenar el deposito de calor 130 si necesitar ser rellenado.

Se entendera que pueden realizarse muchos cambios dentro alcance de la presente invencion. En realizaciones adicionales de esta invencion, el CAES y generador combinado puede comprender una o mas de dos etapas de compresion y se puede utilizar mas de una turbina y mas de un compresor, en serie o paralelo, o combinaciones de ambos. El calor extrafdo del compresor o compresores se puede almacenar antes de utilizarlo para calentar la turbina a demanda. El deposito de calor se puede calentar de forma electrica o mediante medios alternativos, algunos de los cuales se describieron anteriormente, para aumentar el calor que se puede extraer del aire y los compresores. En una segunda realizacion, esto puede venir del banco de carga. En la segunda realizacion, el sistema puede entrar en funcionamiento mas temprano en la fase de carga, incluso si el colector, los tanques y el acumulador de presion no estan llenos. El deposito de calor puede omitirse del sistema de la segunda realizacion, o el sistema puede funcionar sin utilizarlo (p. ej., si se le esta realizando mantenimiento). La presion en el acumulador de presion puede proporcionarse mediante resortes. La turbina se puede precalentar desde el deposito de energfa termica. Se pueden utilizar fluidos alternativos tal como glicol en lugar de agua o en combinacion con esta. El control de carga en la turbina 138 puede realizarse con el uso del deposito de calor 130 en lugar del banco de carga 144, de forma electronica o por monitoreo, o mediante una combinacion de estos metodos.

Los sistemas de la primer y segunda realizacion pueden ubicarse en las cercamas de industrias que generan calor o electricidad residual u otras alternativas, y/o aire comprimido con el fin de incorporarlos dentro del proceso CAES y ponerlos en uso. La unidad de recuperacion de calor y el deposito de energfa termica de la primera realizacion pueden combinarse en una sola unidad.

En la segunda realizacion, el calor del compresor se puede utilizar para generar vapor a alta presion, mantenido como agua presurizada supercalentada a 20.000 kPa (200 bar) dentro de un cilindro aislado. Luego, este vapor se puede inyectar a traves el inyector 152 dentro de la turbina para aumentar la presion de descarga hidraulica final. El vapor tambien se puede utilizar para crear presion negativa de modo que aumente la carga de presion a traves de la turbina. Se puede utilizar la expansion del aire comprimido para enfriar uno de los tanques 132a-d que contienen vapor, lo que condensa el vapor supercalentado y crea una presion negativa.

Los tamanos de los sistemas pueden aumentarse o disminuirse, segun sea necesario.

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REIVINDICACIONES

1. Un sistema de almacenamiento de ene^a de aire comprimido para suministrar fluido presurizado a la turbina para generar electricidad, que comprende al menos un compresor para comprimir el aire, un sistema de recuperacion de energfa termica para recuperar el calor de compresion del aire, un deposito de ene^a termica (130), un deposito de energfa de aire comprimido, un sistema de introduccion de energfa termica para reintroducir calor en el aire corriente abajo del deposito de energfa de aire comprimido y una via de flujo de aire comprimido que conecta el al menos un compresor y el deposito de energfa de aire comprimido, y que comprende ademas al menos un tanque de agua (132a-d) y una via de flujo lfquido (140) configurado para conectar el al menos un tanque de agua (132a-d) a una turbina, donde el aire comprimido esta configurado para presurizar el agua y el agua presurizada esta configurada para impulsar la turbina.
2. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 1 que comprende ademas al menos una turbina (138).
3. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 2 en donde la al menos una turbina (138) es una turbina Pelton o similar.
4. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 2 o reivindicacion 3 que comprende ademas al menos un amortiguador de choque hidraulico (136) asociado a la al menos una turbina (138).
5. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun cualquiera de las reivindicaciones 2 a 4 en donde se puede suministrar la energfa termica del deposito de energfa termica (130) para precalentar la turbina.
6. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el deposito de energfa termica (130) comprende un material de almacenamiento de calor solido, preferiblemente en donde el deposito de energfa termica (130) comprende depositos de sal sedimentada y seca.
7. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el al menos un compresor (112) es un compresor alternativo.
8. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el sistema de recuperacion de energfa termica incluye un dispositivo de recuperacion para extraer el exceso de calor directamente del cuerpo del compresor.
9. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 8 en donde el sistema de recuperacion de energfa termica comprende ademas un intercambiador de calor (115) para recuperar calor del aire comprimido.
10. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 8 o reivindicacion 9 en donde el sistema de recuperacion de energfa termica (115) comprende una parte de la via de flujo dispuesta para que pase a traves del deposito de energfa termica (130).
11. Un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 10 cuando depende de la reivindicacion 9 en donde el intercambiador de calor (115) es un postenfriador ubicado corriente abajo del deposito de energfa termica (130).
12. Un metodo para operar un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 1 que comprende las etapas de

a) comprimir aire;

b) recuperar energfa termica directamente y/o indirectamente del aire comprimido;

c) obtener energfa termica de una fuente externa;

d) almacenar la energfa termica en un deposito de energfa termica (130);

e) almacenar el aire comprimido en un deposito de energfa de aire comprimido (124); y

f) usar de manera selectiva la energfa almacenada en el deposito de energfa de aire comprimido (124) y el deposito de energfa termica (130) para impulsar una turbina (138) usando agua presurizada.
13. Un metodo para operar un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 12 en donde en la etapa a) la energfa termica se recupera directamente del cuerpo del compresor (112).
14. Un metodo para operar un sistema de almacenamiento de ene^a de aire comprimido (110) segun la reivindicacion 13 en donde la ene^a termica se recupera directamente del cuerpo del compresor (112) por medio de circulacion de agua.
15. Un metodo para operar un sistema de almacenamiento de energfa de aire comprimido (110) segun la 5 reivindicacion 12 o reivindicacion 13 que comprende una etapa adicional de utilizacion selectiva de la energfa

termica recuperada para precalentar la turbina (138).