caes slides

Compressed Air Energy Storage

CAES

Corso di tecnica ed economia dell’energia A.A. 2014 / 2015 1

Ing. Giulia Ludovici, Ph.D.

[email protected]

Outline

• Introduzione sui CAES

• Cenni storici sui CAES

• Richiami di fisica tecnica

• Panoramica sui CAES

• CAES di grande taglia (100 - 300 MW per 6-20h)

• micro-CAES (fino a 50 MW per 1- 4h)

• Esempio applicativo di micro-CAES

2

La tecnologia CAES (Compressed Air Energy Storage) consiste nell’accumulo di energia sotto forma di aria

compressa stoccata in opportuni serbatoi, quando la richiesta del carico elettrico è bassa, e nella

produzione di energia elettrica, quando si verificano dei picchi del carico, attraverso le seguenti fasi:

Introduzione sui CAES – 1 / 1

3

Vantaggi della tecnologia:

• compressore e turbina operano in tempi

diversi;

• Ampio range di potenze in gioco 1 – 300

MW (micro CAES – CAES di grandi

dimensioni);

• alta affidabilità;

• fattibilità economica;

• basso impatto ambientale.

• rilascio dell’aria compressa dal serbatoio

• riscaldamento dell’aria ad alta pressione

• espansione attraverso una turbina collegata ad

un generatore elettrico.

Air

Compressed

air

Lo studio della tecnologia CAES ha più di 40 anni e una reale applicazione di essa si ha a partire dagli anni ’70:

esistono solo 2 impianti CAES al mondo.

4

Cenni storici sui CAES – 1 / 1

McIntosh, 110 MW, Alabama 1991 Huntorf, 290 MW, Germania 1978

In fase di sviluppo:

Norton, Hoio, CAES power plant 270 MW

Matagorda, Texas 540 MW

Hokkaido, Giappone

La compressione isoterma di un gas ideale a tempera costante

Richiami di fisica tecnica – 1 / 6

5

��/��

� � ��

� ��

� nRTln��

��

Per l’aria n= 0.04403406 kmol/Nm3 dalla seguente relazione:

�� !"#�� n ��

��P = 101325 Pa, V = 1 m3, R=8314 J/kmol/K, T = 273.15 K.

La compressione isoentropica (adiabatica reversibile) di un gas ideale


6

��/�� $� %�& ' %� $��( ��& ' �� )) ' 1 RT�

��

+,�+ ' 1

Con %- entalpia specifica (J/kg), �( calore specifico a pressione costante (J/kg/K),� costante dei gas

(J/kmol/K), $ massa molare del gas considerato (kg/kmol) ed � numero di moli su per unità di volume

normale (kmol/Nm3).

Il lavoro di compressione


7

Lavoro [ kW h] p er co mp rimere 1 N m3 d i g as

0,217

0,662

0,2060,2030,1990,1950,1910,1850,179

0,175

0,170

0,165

0,158

0,149

0,1370,117

0,6390,614

0,586

0,556

0,522

0,4830,461

0,436

0,408

0,376

0,338

0,289

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

P r e ssi one f i na l e [ a t m]

Lavoro isot ermo [ J] Lavoro isoent ropico

L’espansione isoterma di un gas ideale a temperatura costante


8

��/��

� � ��

� ��

� nRTln��

��

L’espansione isoentropica (adiabatica reversibile) di un gas ideale


9

��/�� $� %� ' %� $��( �� ' ��& � )) ' 1 RT� 1 ' 1

��

+,�+

I cicli studiati ed utilizzabili per la tecnologia:

• Ciclo Brayton:


10

• Ciclo Ericsson (non ancora applicato):

Panoramica sui CAES – 1 / 10

11

CAES: dal punto di vista fisico…

Accumulo(Caverna, bombole)

Volume finito.

Turbina

&

Compressore

Sistema di

conversione

elettrica

Rete

Elettrica

Flusso di fluido

in pressione

Asse meccanico:

C & ω

Porta elettrica:

V & IForme Energetiche

di scambio ->

Eventuale portata

di combustibile(solo in espansione)

Energia sotto forma

di fluido in

pressione

Espansione (Rilascio di energia)

Compressione (Accumulo di energia)

Accumulo

Termico

Ambiente esterno(fluido a volume infinito)


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CAES: dal punto economico…

Costo di realizzazione di un sistema CAES:

.�€ .( 0 .1 �2( 0 %34�21 �5

Dove: %34 .5�5

Ore equivalentiCosto totale = Costo Potenza + Costo Energia

Cn: Cap. nominale, Pn: Potenza nominale

Al fine di rendere in sistema CAES concorrenziale è necessario ridurre il costo di realizzazione e

quindi operare in termini di riduzione dei costi specifici legati sia alla potenza che all’energia.

Quindi…

i. Dal punto di vista dell’energia: incrementare la pressione di stoccaggio.

ii. Dal punto di vista della potenza: abbinamento a cicli termodinamici.

Dettagliato nelle slide successive…

13


M G

Caverna

Compressore

Turbina

Scambiatore

CAES Ordinario

Sito: Huntorf

Input:

0.83 kWh elettrici

1.56 kWh energia fossile

Output:

1 kwh elettrici

Round-trip efficiency 42%

Efficienza di ciclo 60% (6conv = 54%) Roccia

14


Compressore

M G

Caverna

Scambiatore

Turbina

Recuperatore

Roccia

CAES con Recuperatore

Sito: McIntosh

Input:

0.69 kWh elettrici


Output:

1 kwh elettrici


Efficienza di ciclo 76% (6conv = 54%)

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Compressore

GM

CavernaRoccia

Storage Term.

Turbina

CAES Adiabatico

Sito: progetto EU R&D

Input:

1.42 kWh elettrici


Output:

1 kwh elettrici


Vi sono studi riguardanti lo stoccaggio dell’aria in serbatoi artificiali (es. bombole serbatoi

sottomarini), che riguardano soprattutto i CAES di più piccola taglia.

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Altre tipologie di CAES in fase di studio:

• LTA CAES: Low temperature adiabatic (sistema di accumulo ad alta temperatura)

o Evitare i problemi di stoccaggio dell’aria ad alta temperatura

o efficienza tra 58% - 67%

o start-up veloce e la capacità di lavorare in un ampio range di carichi parziali

o Il progetto è ancora sulla carta

• ICAES: Isothermal compressed air energy storage (sistema di accumulo dell’energia basato su una

compressione isoterma)

o evitare i problemi di stoccaggio dell’aria ad alta temperatura

o Utilizzo di compressore ed espansore a pistoni

o Iniezione dell’acqua per la realizzazione del ciclo isotermo

o efficienza oltre 70% con taglie piccole d’impianto: 100kWel

• Pnu-Power (Energetix Flows Group) batteria ad aria compressa

o non prende in considerazione un processo di compressione dell’aria ma si concentra unicamente

sullo stadio di espansione a partire dall’aria compressa fino alla produzione di energia elettrica

o modulare da 200 kWel fino ad 1 MWel

o efficienza 80%

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Applicazioni dei CAES:

Storicamente gli utilizzi, per cui i CAES sono stati ideati, possono essere divisi in:

• servizi di rete

• capacità di riserva di generazione (pronta al servizio)

• load shifting del carico

• servizio di black start

In un contesto di libero mercato, l’applicazione principale dei sistemi CAES consisterebbe nello sfruttare

l’accumulo energetico con l’obbiettivo di massimizzare i profitti del produttore, modulando opportunamente

i livelli di energia contenuti all’interno durante le diverse ore del giorno.

Risulta ovvio che l’accoppiamento con sorgenti da fonti rinnovabili non programmabili comporterebbe ovvi

benefici dal punto di vista economico di gestione CAES IBRIDI:

• CAES & fonte di energia eolica

• CAES & fonte di energia da biomassa (impianti di cogenerazione a ciclo Brayton)

Per i micro-CAES altre applicazioni possibili possono riguardare, anche, la climatizzazione degli edifici, con

l’utilizzo del calore dissipato o fornire un carico termico di raffreddamento.

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Principali vantaggi:

Assenza sincronismo tra compressione ed espansione: albero

elettrico ed utilizzo di macchine diverse per la compressione e

l’espansione

Aumento della flessibilità del sistema:

o Utilizzo di macchine diverse

o Flessibilità nell’utilizzo degli schemi

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Aspetti economici:

Per i nuovi progetti i costi capitali correnti sono (EPRI 2009):

• 600 - 700 $/kW per impianti da 100 – 300 MW

• 1600 – 1800 $/kW per impianti da 10 – 20 MW

[3] EPRI-DOE, “Handbook of Energy Storage for Transmission &

Distribution Applications”, 2003

Impianto Huntorf (1978):

12 M$ per 290 MW 400 $/kW

Impianto di McIntosh (1991):

51 M$ per 110 MW 450 $/kW

Progetto Matagorda:

243 M$ per 540 MW 450 $/kW

1) La capacità di stoccaggio di energia di riferimento per le grandi tecnologie CAES è

di 10 ore.

2) I costi per gli impianti CAES utilizzano sistemi di stoccaggio in superficie si basano

sul presupposto che gli standard utilizzati nel settore siano applicabili.

Pochi dei sistemi di storage sono maturi per il mercato

Panoramica sui CAES– 10 / 10

20

[2] EPRI, “Analysis of maturity level of storage systems ”, 2010

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CAES di grande taglia – 1 / 4

Caverna per lo stoccaggio

dell’aria (300000 m3)

Camere di combustione

(LP, HP)

Turbine (LP HP)

Generatore

elettricoCompressori

Scarico dei fumi

I CAES di grande taglia (100 – 300 MW per 6 – 20h) si basano sullo stoccaggio dell’aria in

caverne sotterranee poste a centinaia di metri sotto il livello terrestre.

L’impianto di Huntorf (290 MW):

Compressore in opera:

60 MW richiesti dalla rete per 8 ore

durante i periodi in cui la richiesta del

carico è bassa

290 MW di potenza in uscita per 2 ore

giornaliere nei periodi di picco del

carico

Principali applicazioni:

• Time Shift

• Regolazione di frequenza

• Riserva di generazione

• Riavvio senza la rete

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Efficienza round-trip 42%

Efficienza di ciclo 60%

L’impianto di Huntorf (290 MW ):

23


Progetto Adele (ibrido):

Alcuni numeri:

• Potenza prodotta [MW]: 300

• Densità volumetrica di energia [W·h/l]: 6

• Densità gravimetrica di energia[W·h/kg]: 100

• Densità di potenza volumetrica [W/l]: 1.2

• Densità di potenza gravimetrica [W/kg]: 20

• Temperatura operativa [°C]: 873

• Pressione operativa [MPa]: 10

• Cicli di durata: 5000

• Efficienza di ciclo [%]: 70

Applicazioni:

• Time shift


24


Progetto Epri (ibrido):

Alcuni numeri:

• Potenza prodotta [MW]: 400

• Efficienza di ciclo: 70

• Costo capitale [$ / kW]: 700 - 800

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micro-CAES – 1 / 3

I micro-CAES sono sistemi di accumulo ad aria compressa che si basano esattamente sugli stessi

principi dei CAES di grande taglia, con le seguenti caratteristiche:

• stoccaggio dell’aria in serbatoi artificiali terrestri

• complessità costruttiva inferiore rispetto a quelli di grande taglia

• Ancora in fase di studio (studi e progetti no industrializzazione)

I cicli di lavoro sono il ciclo Ericsson (compressione-espansione isoterma) ed il ciclo brayton

(espansione-compressione adiabatica)

Le applicazioni per i micro-CAES riguardano:

• Time Shift


• Riserva di generazione in giri

• Riavvio senza la rete

• Capacità di stabilizzazione per le rinnovabili non programmabili

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Un esempio di micro-CAES con ciclo Ericsson e Brayton:

Efficienze:

• 34% per il micro – CAES con ciclo Brayton e 74% con il ciclo Ericsson (entrambi singolo stadio)

• 64% per il micro – CAES con ciclo Brayton e 74% con il ciclo Ericsson ( entrambi doppio stadio)

[4] Y.M. Kim, D. Favrat, “Energy and exergy analysis of a micro compressed air energy storage and air cycle heating and cooling system”, Energy

2010; 35: 213–20.

(1) miscelatore, (2) compressore, (3) separatore, (4) motore

idraulico, (5) (6) (7) scambiatore di calore, (8) serbatoio ad alta

pressione, (9) miscelatore, (10) espansore, (11) separatore,

(13) pompa, (12) (14) (15) scambiatore di calore.

27


Un esempio di micro-CAES con ciclo Ericsson con iniezione di combustibile:

(1) miscelatore, (2) compressore, (3) separatore, (4) motore

idraulico, (5) (6) (7) scambiatore di calore, (8) serbatoio ad alta

pressione, (9) recuperatore, (10) riscaldatore, (11) espansore.

Efficienze con combustibile:

• 45% per il micro – CAES con ciclo Brayton e 61% con il ciclo Ericsson (entrambi singolo stadio)

• 55% per il micro – CAES con ciclo Brayton e 62% con il ciclo Ericsson ( entrambi doppio stadio)

[4] Y.M. Kim, D. Favrat, “Energy and exergy analysis of a micro compressed air energy storage and air cycle heating and cooling system”, Energy

2010; 35: 213–20.

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Esempio applicativo micro-CAES – 1 / 2

Esempio applicato ad un CAES & ciclo Brayton:

Ipotesi:

• CAES adiabatico

• Compressione del gas: 350 bar

• Potenza microturbina : 1.5MW (@3.5 kg/s)

• Durata espansione: 3h

• Potenza combustibile: 2.8 MWt

�789 � ∙ �( ∙ �� ∙ ��7;< ' 1� ∙ 1/67

�3&( �( ∙ �&3=> ∙ �1 ' �3;� ∙ 63

Potenza elettrica assorbita dal compressore:

4.7 MW

Potenza elettrica erogata dall’espansore:

3.2 MW

63? = 0.85

63? = 0.85

6 ?@AB?CDE

= 0.68

Efficienza di ciclo del CAES: Efficienza dell’impianto :

6 F@ABGFHI�JCGFCDE� = 0.63

Energia accumulata nel serbatoio: 10 kWh/m3

29

Riferimenti – 1 / 1

[1] ENPI, “Paving the way for the Mediterranean solar plan”, 2010/248-486.

[2] EPRI, “Analysis of maturity level of storage systems ”, 2010.

[3] EPRI-DOE, “Handbook of Energy Storage for Transmission & Distribution Applications”, 2003.

[4] Y.M. Kim, D. Favrat, “Energy and exergy analysis of a micro compressed air energy storage and air cycle heating and cooling

system”, Energy 2010; 35: 213–20.

[5] P. Morico, G. Maislin, R. Faries, “The role of energy storage in intelligent energy system”, Raytheon Technology Today, 2011 issue

1, pp. 26-29, Raytheon, 2011

[6] H. Lund, G. Salgi, B. Elmegaard, A.N. Andersen , “Optimal operation strategies of compressed air energy storage (CAES) on

electricity spot markets with fluctuating prices”, Applied Thermal Engineering 2009; 29: 893-904.

[7] A, Cavallo, “Controllable and affordable utility-scale electricity from intermittent wind resources and compressed air energy

storage (CAES)”, Energy 2009; 32: 120-127.

[8] H. Lund, G. Salgi, “The role of compressed air energy storage (CAES) in future sustainable energy systems”, Energy Conversion and

Management 2009; 50: 1172-1179.

[9] Swanbarton Limited, “Status of Electrical Energy Storage Systems”, 2004, DTI Report No.04/1878, UK.

[10] P. Denholm, GL. Kulcinski, “Life cycle energy requirements and greenhouse gas emissions from large-scale energy storage

systems”, Energy Conversion and Management 2004; 45: 2153-2172.

[11] TENI Services Limited, “An appraisal of new and renewable generation technologies as transmission upgrade alternatives”, NZ

Electricity Commission Report P5NZ01, 2005.

[12] Y.M. Kim, D.G. Shin, D. Favrat “Operating characteristics of constant-pressure compressed air energy storage (CAES) system

combined with pumped hydro storage based on energy and exergy analysis”. Energy, 2011; 36: 6220–6233.

[13] US Patent 7,663,255. “Compressed-air-storing electricity generating system and electricity generating method using the same”.

[14] EPRI Energy Storage Handbook: “Compressed Air Energy Storage (CAES)” chapter, Bellevue, Washington, December 2002.

[15] Y. S. H. Najjar, M. S. Zaamout, “Performance Analysis of compressed air energy storage (CAES) plant for dry regions”, Energy

Convers. Management, 1998, 39, N015, pp. 1503-1511, 1998.

[16] S.S. Lee, Y.-M. Kim, J.K. Park, D.-I. Moon, Y.T. Yoon, “Compressed Air Energy Storage Units for Power Generation and DSM in

Korea”, IEEE, 2007, 1-4244-1298.

[17] L. Augello, “Studio di un sistema CAES”, 2011, RSE.

[18] UCC Sustainable Energy Research Group, “Study of Electricity Storage Technologies and Their Potential to Address Wind Energy

Intermittency in Ireland”, University College Cork, Final Report RE/HC/103/001, 2004.

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Grazie per l’attenzione

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