Em épocas de baixa demanda de eletricidade, o excesso de capacidade de geração é utilizado para bombear água para o reservatório superior. Quando há aumento da demanda, a água é devolvida ao reservatório inferior por meio de uma turbina, gerando energia elétrica. Conjuntos reversíveis de turbina/gerador atuam como uma bomba combinada de turbina e unidade geradora (normalmente um projeto de turbina Francis). Em aplicações de microarmazenamento bombeado, um grupo de bombas e uma bomba de turbina poderiam ser implementados respectivamente para as fases de bombeamento e geração.[10]​ A mesma bomba poderia ser usada em ambos os modos, alterando a direção e a velocidade de rotação.[10]​.

Contenido

En los sistemas de circuito abierto, las plantas de almacenamiento por bombeo puro almacenan el agua en un depósito superior sin entradas naturales, mientras que las plantas de bombeo utilizan una combinación de almacenamiento por bombeo y plantas hidroeléctricas convencionales con un depósito superior que se repone en parte por las entradas naturales de un arroyo o río. Las plantas que no utilizan almacenamiento por bombeo se denominan plantas hidroeléctricas convencionales; las plantas hidroeléctricas convencionales que tienen una capacidad de almacenamiento importante pueden desempeñar una función similar en la red eléctrica que el almacenamiento por bombeo, aplazando la producción hasta que se necesite.

Eficiência econômica

Tendo em conta as perdas por evaporação da superfície exposta da água e as perdas por conversão, pode ser alcançada uma recuperação de energia de 70-80% ou mais.[11] Esta técnica é actualmente o meio mais económico de armazenar grandes quantidades de energia eléctrica, mas os custos de capital e a presença de geografia apropriada são factores de decisão críticos na selecção de locais para instalações de armazenamento reversível.

A densidade energética relativamente baixa dos sistemas de armazenamento bombeado requer grandes fluxos e/ou grandes diferenças de altura entre reservatórios. A única maneira de armazenar uma quantidade significativa de energia é ter um grande corpo de água localizado relativamente próximo e o mais longe possível a montante de um segundo corpo de água. Em alguns lugares isso ocorre naturalmente, em outros, um ou ambos os corpos d'água são artificiais. Projetos em que ambos os reservatórios são artificiais e em que não há entradas naturais em nenhum deles são chamados de sistemas de "circuito fechado".[12]​.

Esses sistemas podem ser econômicos porque suavizam as variações de carga na rede elétrica, permitindo que usinas térmicas, como usinas a carvão e usinas nucleares, que fornecem eletricidade de carga de base, continuem operando com eficiência máxima, reduzindo ao mesmo tempo a necessidade de usinas de "pico" que usam os mesmos combustíveis que muitas usinas térmicas de carga de base, gás e petróleo, mas foram projetadas para flexibilidade em vez de eficiência máxima. Portanto, sistemas de armazenamento bombeado são cruciais para a coordenação de grandes grupos de geradores heterogêneos. Os custos de capital das centrais de armazenamento reversível são relativamente elevados, embora isto seja atenuado, em certa medida, pela sua longa vida útil de até 75 anos ou mais.

Juntamente com a gestão de energia, os sistemas de armazenamento reversível ajudam a controlar a frequência da rede elétrica e a fornecer geração de reserva. As usinas termelétricas são muito menos capazes de responder a mudanças repentinas na demanda elétrica, o que pode causar instabilidade na frequência e na tensão. As usinas reversíveis, como outras usinas hidrelétricas, podem responder às mudanças de carga em questão de segundos.

O primeiro uso de armazenamento reversível ocorreu na década de 1890 na Itália e na Suíça. Na década de 1930, turbinas hidrelétricas reversíveis estavam disponíveis. Essas turbinas poderiam operar tanto como geradores de turbina quanto, ao contrário, como bombas acionadas por motores elétricos. O que há de mais moderno em tecnologia de engenharia em larga escala são máquinas de velocidade variável para maior eficiência. Estas máquinas operam em sincronização com a frequência da rede durante a geração, mas operam de forma assíncrona (independentemente da frequência da rede) durante o bombeamento.

O primeiro uso de armazenamento bombeado nos Estados Unidos foi em 1930 pela Connecticut Electric and Power Company, usando um grande reservatório localizado perto de New Milford, Connecticut, bombeando água do rio Housatonic para o reservatório de armazenamento 70 m mais alto.[13]​.

Água do mar

As estações de armazenamento bombeado podem funcionar com água do mar, embora haja problemas adicionais em comparação com o uso de água doce. Inaugurada em 1966, a Central Elétrica Marítima de Rance, na França, pode operar parcialmente como uma usina hidrelétrica reversível. Quando as marés altas ocorrem fora dos horários de pico, as turbinas podem ser usadas para bombear mais água do mar para o reservatório do que a maré alta teria trazido naturalmente. É a única central eléctrica de grande escala deste tipo.

Em 1999, o projecto Yanbaru de 30 MW em Okinawa foi a primeira demonstração de armazenamento bombeado de água do mar. Desde então, foi desativado. Foi considerado um projeto de armazenamento bombeado de água do mar de Lanai, de 300 MW, em Lanai, no Havai, e foram propostos projetos baseados em água do mar na Irlanda.[14] Dois projetos propostos no deserto do Atacama, no norte do Chile, usariam 600 MW de energia solar fotovoltaica (Cielos de Tarapacá) juntamente com 300 MW de armazenamento bombeado (Espejo de Tarapacá), elevando a água do mar 600 m até um penhasco costeiro.[15]​[16]​.

O uso de depósitos subterrâneos foi investigado. Exemplos recentes incluem o projecto Summit proposto em Norton, Ohio, o projecto Maysville proposto em Kentucky (mina subterrânea de calcário) e o projecto Mount Hope em Nova Jersey, que teria utilizado uma antiga mina de ferro como depósito inferior. O armazenamento de energia proposto nas instalações de Callio em Pyhäjärvi, Finlândia, utilizaria a mina mais profunda da Europa, com uma diferença de altitude de 1.450 metros.[17] Vários novos projetos de armazenamento bombeado subterrâneo foram propostos. As estimativas de custo por quilowatt para estes projetos podem ser inferiores às dos projetos de superfície se utilizarem o espaço existente em minas subterrâneas. Existem oportunidades limitadas envolvendo espaço subterrâneo adequado, mas o número de oportunidades de armazenamento bombeado subterrâneo pode aumentar se as minas de carvão abandonadas se revelarem adequadas.[18]​.

Em Bendigo, Victoria, Austrália, o Bendigo Sustainability Group propôs usar as antigas minas de ouro de Bendigo para armazenamento de energia hidrelétrica bombeada. Bendigo tem a maior concentração de minas profundas de rocha dura do mundo, com mais de 5.000 poços sob Bendigo perfurados na segunda metade do século XIX. O poço mais profundo se estende verticalmente por 1.406 metros no subsolo. Um recente estudo de pré-viabilidade mostrou que o conceito é viável com capacidade de geração de 30 MW e tempo de operação de 6 horas utilizando uma queda d'água de mais de 750 metros.

En marzo de 2017 el proyecto de investigación StEnSea (Almacenamiento de energía en el mar) anunció que habían completado con éxito una prueba de cuatro semanas de un depósito submarino de almacenamiento por bombeo. En esta configuración, una esfera hueca sumergida y anclada a gran profundidad actúa como el depósito inferior, mientras que el depósito superior es el cuerpo de agua que lo encierra. La electricidad se crea cuando el agua entra a través de una turbina reversible integrada en la esfera. Durante las horas de menor consumo la turbina cambia de dirección y bombea el agua de nuevo, utilizando el "excedente" de electricidad de la red. La cantidad de energía creada cuando se deja entrar el agua crece proporcionalmente a la altura de la columna de agua sobre la esfera, en otras palabras: cuanto más profunda es la esfera, más energía potencial puede almacenar, que puede ser transformada en energía eléctrica. Por otro lado, bombear el agua a mayores profundidades también consume más energía, ya que la bomba de turbina debe actuar sobre toda la columna de agua.

Por lo tanto, la capacidad de almacenamiento de energía del depósito sumergido no está regida por la energía gravitacional en el sentido tradicional, sino por la variación de la presión vertical").

Aunque la prueba de StEnSea tuvo lugar a una profundidad de 100 m en el lago de agua dulce de Constanza, se prevé que la tecnología se utilice en agua salada a mayores profundidades. Como el depósito sumergido sólo necesita un cable eléctrico de conexión, la profundidad a la que puede emplearse está limitada únicamente por la profundidad a la que puede funcionar la turbina, actualmente limitada a 700 m. El reto de diseñar el almacenamiento por bombeo de agua salada en esta configuración submarina aporta una serie de ventajas:.

Un diseño comercial actual con una esfera de un diámetro interior de 30 m sumergida a 700 m correspondería a una capacidad de 20 MWh que con una turbina de 5 MW daría lugar a un tiempo de descarga de 4 horas. Un parque energético con múltiples depósitos de este tipo llevaría el costo de almacenamiento a unos pocos céntimos de euro por kWh con costos de construcción y equipamiento en el rango de 1200 a 1400 euros por kW. Para evitar costos de transmisión y pérdidas excesivas, los reservorios deberían colocarse frente a las costas de aguas profundas de zonas densamente pobladas, que suelen ser las costas de bordes de placas de subducción, como las costas de Chile, Perú, Ecuador o Colombia y siguiendo más al norte del Oeste americano hasta Vancouver. Pero igualmente las costas de Indonesia. Otros lugares como Noruega, España, Italia, EE. UU. y Japón. Con esta limitación el concepto permitiría el almacenamiento de cerca de 900 GWh electricidad en todo el mundo.[19]​[20]​.

A modo de comparación, un almacenamiento tradicional por bombeo basado en la gravedad, capaz de almacenar 20 MWh en un depósito de agua del tamaño de una esfera de 30 m necesitaría un cabezal hidráulico de 519 m con la elevación abarcada por una tubería de agua presurizada que requiere típicamente una colina o montaña como soporte.

Use em casa

Usando um sistema de armazenamento bombeado de caminhões-tanque e pequenos geradores, o sistema pico hidrelétrico também pode ser eficaz para sistemas domésticos de geração de energia em "circuito fechado".[21]​[22]​.

La central hidroeléctrica reversible está conformada por:.

En el caso de las centrales de bombeo puro, el embalse superior consistirá en un depósito elevado de la capacidad suficiente para funcionar durante 4 a 6 horas. Si es posible, es mejor que este depósito sea como una caverna, de esta manera se evita la evaporación de agua con alta energía potencial.

Procedimento

É preferível (quase essencial) que tanto as bombas como as turbinas operem com potência e fluxo nominais. Dessa forma, fora do horário de pico, com demanda mínima de energia, todas as bombas ficam ligadas, bombeando água para o reservatório superior; À medida que a demanda aumenta, as bombas são desligadas.

Quando começa a hora do rush, todas as bombas são desligadas e as turbinas começam a ligar. Em momentos de demanda máxima todas as turbinas podem estar funcionando.

Desta forma, o gráfico de demanda de energia é muito semelhante ao gráfico de bombeamento-geração de uma usina hidrelétrica reversível, exceto que este último é “dentado” devido à componente discreta das bombas.

As usinas hidrelétricas reversíveis apresentam desempenho inferior quando operam como bombas do que quando operam como turbinas.

Lista de algumas usinas de acumulação bombeadas reversíveis

Alemanha.

Argentina.

Áustria.

Espanha.

China.

Lista das estações reversíveis do mundo (na versão em inglês).

Em épocas de baixa demanda de eletricidade, o excesso de capacidade de geração é utilizado para bombear água para o reservatório superior. Quando há aumento da demanda, a água é devolvida ao reservatório inferior por meio de uma turbina, gerando energia elétrica. Conjuntos reversíveis de turbina/gerador atuam como uma bomba combinada de turbina e unidade geradora (normalmente um projeto de turbina Francis). Em aplicações de microarmazenamento bombeado, um grupo de bombas e uma bomba de turbina poderiam ser implementados respectivamente para as fases de bombeamento e geração.[10]​ A mesma bomba poderia ser usada em ambos os modos, alterando a direção e a velocidade de rotação.[10]​.

Contenido

En los sistemas de circuito abierto, las plantas de almacenamiento por bombeo puro almacenan el agua en un depósito superior sin entradas naturales, mientras que las plantas de bombeo utilizan una combinación de almacenamiento por bombeo y plantas hidroeléctricas convencionales con un depósito superior que se repone en parte por las entradas naturales de un arroyo o río. Las plantas que no utilizan almacenamiento por bombeo se denominan plantas hidroeléctricas convencionales; las plantas hidroeléctricas convencionales que tienen una capacidad de almacenamiento importante pueden desempeñar una función similar en la red eléctrica que el almacenamiento por bombeo, aplazando la producción hasta que se necesite.

Eficiência econômica

Tendo em conta as perdas por evaporação da superfície exposta da água e as perdas por conversão, pode ser alcançada uma recuperação de energia de 70-80% ou mais.[11] Esta técnica é actualmente o meio mais económico de armazenar grandes quantidades de energia eléctrica, mas os custos de capital e a presença de geografia apropriada são factores de decisão críticos na selecção de locais para instalações de armazenamento reversível.

A densidade energética relativamente baixa dos sistemas de armazenamento bombeado requer grandes fluxos e/ou grandes diferenças de altura entre reservatórios. A única maneira de armazenar uma quantidade significativa de energia é ter um grande corpo de água localizado relativamente próximo e o mais longe possível a montante de um segundo corpo de água. Em alguns lugares isso ocorre naturalmente, em outros, um ou ambos os corpos d'água são artificiais. Projetos em que ambos os reservatórios são artificiais e em que não há entradas naturais em nenhum deles são chamados de sistemas de "circuito fechado".[12]​.

Esses sistemas podem ser econômicos porque suavizam as variações de carga na rede elétrica, permitindo que usinas térmicas, como usinas a carvão e usinas nucleares, que fornecem eletricidade de carga de base, continuem operando com eficiência máxima, reduzindo ao mesmo tempo a necessidade de usinas de "pico" que usam os mesmos combustíveis que muitas usinas térmicas de carga de base, gás e petróleo, mas foram projetadas para flexibilidade em vez de eficiência máxima. Portanto, sistemas de armazenamento bombeado são cruciais para a coordenação de grandes grupos de geradores heterogêneos. Os custos de capital das centrais de armazenamento reversível são relativamente elevados, embora isto seja atenuado, em certa medida, pela sua longa vida útil de até 75 anos ou mais.

Juntamente com a gestão de energia, os sistemas de armazenamento reversível ajudam a controlar a frequência da rede elétrica e a fornecer geração de reserva. As usinas termelétricas são muito menos capazes de responder a mudanças repentinas na demanda elétrica, o que pode causar instabilidade na frequência e na tensão. As usinas reversíveis, como outras usinas hidrelétricas, podem responder às mudanças de carga em questão de segundos.

O primeiro uso de armazenamento reversível ocorreu na década de 1890 na Itália e na Suíça. Na década de 1930, turbinas hidrelétricas reversíveis estavam disponíveis. Essas turbinas poderiam operar tanto como geradores de turbina quanto, ao contrário, como bombas acionadas por motores elétricos. O que há de mais moderno em tecnologia de engenharia em larga escala são máquinas de velocidade variável para maior eficiência. Estas máquinas operam em sincronização com a frequência da rede durante a geração, mas operam de forma assíncrona (independentemente da frequência da rede) durante o bombeamento.

O primeiro uso de armazenamento bombeado nos Estados Unidos foi em 1930 pela Connecticut Electric and Power Company, usando um grande reservatório localizado perto de New Milford, Connecticut, bombeando água do rio Housatonic para o reservatório de armazenamento 70 m mais alto.[13]​.

Água do mar

As estações de armazenamento bombeado podem funcionar com água do mar, embora haja problemas adicionais em comparação com o uso de água doce. Inaugurada em 1966, a Central Elétrica Marítima de Rance, na França, pode operar parcialmente como uma usina hidrelétrica reversível. Quando as marés altas ocorrem fora dos horários de pico, as turbinas podem ser usadas para bombear mais água do mar para o reservatório do que a maré alta teria trazido naturalmente. É a única central eléctrica de grande escala deste tipo.

Em 1999, o projecto Yanbaru de 30 MW em Okinawa foi a primeira demonstração de armazenamento bombeado de água do mar. Desde então, foi desativado. Foi considerado um projeto de armazenamento bombeado de água do mar de Lanai, de 300 MW, em Lanai, no Havai, e foram propostos projetos baseados em água do mar na Irlanda.[14] Dois projetos propostos no deserto do Atacama, no norte do Chile, usariam 600 MW de energia solar fotovoltaica (Cielos de Tarapacá) juntamente com 300 MW de armazenamento bombeado (Espejo de Tarapacá), elevando a água do mar 600 m até um penhasco costeiro.[15]​[16]​.

O uso de depósitos subterrâneos foi investigado. Exemplos recentes incluem o projecto Summit proposto em Norton, Ohio, o projecto Maysville proposto em Kentucky (mina subterrânea de calcário) e o projecto Mount Hope em Nova Jersey, que teria utilizado uma antiga mina de ferro como depósito inferior. O armazenamento de energia proposto nas instalações de Callio em Pyhäjärvi, Finlândia, utilizaria a mina mais profunda da Europa, com uma diferença de altitude de 1.450 metros.[17] Vários novos projetos de armazenamento bombeado subterrâneo foram propostos. As estimativas de custo por quilowatt para estes projetos podem ser inferiores às dos projetos de superfície se utilizarem o espaço existente em minas subterrâneas. Existem oportunidades limitadas envolvendo espaço subterrâneo adequado, mas o número de oportunidades de armazenamento bombeado subterrâneo pode aumentar se as minas de carvão abandonadas se revelarem adequadas.[18]​.

Em Bendigo, Victoria, Austrália, o Bendigo Sustainability Group propôs usar as antigas minas de ouro de Bendigo para armazenamento de energia hidrelétrica bombeada. Bendigo tem a maior concentração de minas profundas de rocha dura do mundo, com mais de 5.000 poços sob Bendigo perfurados na segunda metade do século XIX. O poço mais profundo se estende verticalmente por 1.406 metros no subsolo. Um recente estudo de pré-viabilidade mostrou que o conceito é viável com capacidade de geração de 30 MW e tempo de operação de 6 horas utilizando uma queda d'água de mais de 750 metros.

En marzo de 2017 el proyecto de investigación StEnSea (Almacenamiento de energía en el mar) anunció que habían completado con éxito una prueba de cuatro semanas de un depósito submarino de almacenamiento por bombeo. En esta configuración, una esfera hueca sumergida y anclada a gran profundidad actúa como el depósito inferior, mientras que el depósito superior es el cuerpo de agua que lo encierra. La electricidad se crea cuando el agua entra a través de una turbina reversible integrada en la esfera. Durante las horas de menor consumo la turbina cambia de dirección y bombea el agua de nuevo, utilizando el "excedente" de electricidad de la red. La cantidad de energía creada cuando se deja entrar el agua crece proporcionalmente a la altura de la columna de agua sobre la esfera, en otras palabras: cuanto más profunda es la esfera, más energía potencial puede almacenar, que puede ser transformada en energía eléctrica. Por otro lado, bombear el agua a mayores profundidades también consume más energía, ya que la bomba de turbina debe actuar sobre toda la columna de agua.

Por lo tanto, la capacidad de almacenamiento de energía del depósito sumergido no está regida por la energía gravitacional en el sentido tradicional, sino por la variación de la presión vertical").

Aunque la prueba de StEnSea tuvo lugar a una profundidad de 100 m en el lago de agua dulce de Constanza, se prevé que la tecnología se utilice en agua salada a mayores profundidades. Como el depósito sumergido sólo necesita un cable eléctrico de conexión, la profundidad a la que puede emplearse está limitada únicamente por la profundidad a la que puede funcionar la turbina, actualmente limitada a 700 m. El reto de diseñar el almacenamiento por bombeo de agua salada en esta configuración submarina aporta una serie de ventajas:.

Un diseño comercial actual con una esfera de un diámetro interior de 30 m sumergida a 700 m correspondería a una capacidad de 20 MWh que con una turbina de 5 MW daría lugar a un tiempo de descarga de 4 horas. Un parque energético con múltiples depósitos de este tipo llevaría el costo de almacenamiento a unos pocos céntimos de euro por kWh con costos de construcción y equipamiento en el rango de 1200 a 1400 euros por kW. Para evitar costos de transmisión y pérdidas excesivas, los reservorios deberían colocarse frente a las costas de aguas profundas de zonas densamente pobladas, que suelen ser las costas de bordes de placas de subducción, como las costas de Chile, Perú, Ecuador o Colombia y siguiendo más al norte del Oeste americano hasta Vancouver. Pero igualmente las costas de Indonesia. Otros lugares como Noruega, España, Italia, EE. UU. y Japón. Con esta limitación el concepto permitiría el almacenamiento de cerca de 900 GWh electricidad en todo el mundo.[19]​[20]​.

A modo de comparación, un almacenamiento tradicional por bombeo basado en la gravedad, capaz de almacenar 20 MWh en un depósito de agua del tamaño de una esfera de 30 m necesitaría un cabezal hidráulico de 519 m con la elevación abarcada por una tubería de agua presurizada que requiere típicamente una colina o montaña como soporte.

Use em casa

Usando um sistema de armazenamento bombeado de caminhões-tanque e pequenos geradores, o sistema pico hidrelétrico também pode ser eficaz para sistemas domésticos de geração de energia em "circuito fechado".[21]​[22]​.

La central hidroeléctrica reversible está conformada por:.

En el caso de las centrales de bombeo puro, el embalse superior consistirá en un depósito elevado de la capacidad suficiente para funcionar durante 4 a 6 horas. Si es posible, es mejor que este depósito sea como una caverna, de esta manera se evita la evaporación de agua con alta energía potencial.

Procedimento

É preferível (quase essencial) que tanto as bombas como as turbinas operem com potência e fluxo nominais. Dessa forma, fora do horário de pico, com demanda mínima de energia, todas as bombas ficam ligadas, bombeando água para o reservatório superior; À medida que a demanda aumenta, as bombas são desligadas.

Quando começa a hora do rush, todas as bombas são desligadas e as turbinas começam a ligar. Em momentos de demanda máxima todas as turbinas podem estar funcionando.

Desta forma, o gráfico de demanda de energia é muito semelhante ao gráfico de bombeamento-geração de uma usina hidrelétrica reversível, exceto que este último é “dentado” devido à componente discreta das bombas.

As usinas hidrelétricas reversíveis apresentam desempenho inferior quando operam como bombas do que quando operam como turbinas.

Lista de algumas usinas de acumulação bombeadas reversíveis

Alemanha.

Argentina.

Áustria.

Espanha.

China.

Lista das estações reversíveis do mundo (na versão em inglês).