CAES Compressed Air Energy Storage - Ing. Giulia Ludovici, Ph.D. Corso di tecnica ed economia dell'energia A.A. 2014 ...
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Compressed Air Energy Storage
CAES
Ing. Giulia Ludovici, Ph.D.
giulia.ludovici@dsea.unipi.it
Corso di tecnica ed economia dell’energia A.A. 2014 / 2015 1
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
Introduzione sui CAES – 1 / 1
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:
• rilascio dell’aria compressa dal serbatoio
• riscaldamento dell’aria ad alta pressione
• espansione attraverso una turbina collegata ad
un generatore elettrico.
Vantaggi della tecnologia:
• compressore e turbina operano in tempi
diversi;
Air
• Ampio range di potenze in gioco 1 – 300
MW (micro CAES – CAES di grandi
dimensioni);
• alta affidabilità;
• fattibilità economica;
Compressed
• basso impatto ambientale. air
3
Cenni storici sui CAES – 1 / 1 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. 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 4
Richiami di fisica tecnica – 1 / 6
La compressione isoterma di un gas ideale a tempera costante
/ nRTln
Per l’aria n= 0.04403406 kmol/Nm3 dalla seguente relazione:
!"#
n
3
P = 101325 Pa, V = 1 m , R=8314 J/kmol/K, T = 273.15 K. 5
Richiami di fisica tecnica – 2 / 6
La compressione isoentropica (adiabatica reversibile) di un gas ideale
+,
) +
/ $ %& ' % $( & ' RT '1
)'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).
6
Richiami di fisica tecnica – 3 / 6
Il lavoro di compressione
Lavo r o [ kW h] p er co mp rimer e 1 N m3 d i g as
0,700
0,662
0,639
0,600 0,614
0,586
0,556
0,500 0,522
0,483
0,461
0,436
0,400 0,408
0,376
0,338
0,300
0,289
0,217
0,200 0,175
0,165
0,149 0,195 0,199 0,203 0,206
0,185 0,191
0,170 0,179
0,137 0,158
0,100 0,117
0,000
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
7
Richiami di fisica tecnica – 4 / 6
L’espansione isoterma di un gas ideale a temperatura costante
/ nRTln
8
Richiami di fisica tecnica – 5 / 6
L’espansione isoentropica (adiabatica reversibile) di un gas ideale
) 1
/ $ % ' % $( ' & RT 1 '
)'1 +,
+
9
Richiami di fisica tecnica – 6 / 6
I cicli studiati ed utilizzabili per la tecnologia:
• Ciclo Brayton:
• Ciclo Ericsson (non ancora applicato):
10Panoramica sui CAES – 1 / 10
CAES: dal punto di vista fisico…
Ambiente esterno
(fluido a volume infinito)
Forme Energetiche
Flusso di fluido Asse meccanico: Porta elettrica:
di scambio -> in pressione C&ω V&I
Accumulo Turbina Sistema di
Accumulo
(Caverna, bombole) Termico & conversione
Volume finito. Compressore elettrica
Rete
Elettrica
Energia sotto forma Eventuale portata
di fluido in di combustibile
(solo in espansione)
pressione
Espansione (Rilascio di energia)
Compressione (Accumulo di energia)
11Panoramica sui CAES – 2 / 10
CAES: dal punto economico…
Costo di realizzazione di un sistema CAES:
.€ .( 0 .1 2 ( 0 %34 2 5
1
.5
Costo totale = Costo Potenza + Costo Energia Dove: %34 Ore equivalenti
5
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… 12Panoramica sui CAES – 3 / 10
CAES Ordinario
Compressore Scambiatore
Sito: Huntorf
Input:
M G 0.83 kWh elettrici
1.56 kWh energia fossile
Turbina Output:
1 kwh elettrici
Round-trip efficiency 42%
Caverna
Efficienza di ciclo 60% (6 conv = 54%)
Roccia
13Panoramica sui CAES – 4 / 10
Compressore CAES con Recuperatore
Scambiatore
Sito: McIntosh
M G Input:
0.69 kWh elettrici
Recuperatore
1.17 kWh energia fossile
Output:
Turbina
1 kwh elettrici
Round-trip efficiency 54%
Caverna Efficienza di ciclo 76% (6 conv = 54%)
Roccia
14Panoramica sui CAES – 5 / 10
Compressore CAES Adiabatico
Sito: progetto EU R&D
M G
Input:
Turbina 1.42 kWh elettrici
Storage Term. 0.00 kWh energia fossile
Output:
1 kwh elettrici
Caverna Round-trip efficiency 70%
Roccia
Vi sono studi riguardanti lo stoccaggio dell’aria in serbatoi artificiali (es. bombole serbatoi
sottomarini), che riguardano soprattutto i CAES di più piccola taglia.
15Panoramica sui CAES – 6 / 10
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%
16Panoramica sui CAES – 7 / 10
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.
17Panoramica sui CAES – 8 / 10
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
18Panoramica sui CAES – 9 / 10
Aspetti economici:
[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 $/kW
1) La capacità di stoccaggio di energia di riferimento per le grandi tecnologie CAES è
di 10 ore.
2) I costi per gli impianti CAES utilizzano sistemi di stoccaggio in superficie si basano
Progetto Matagorda:
sul presupposto che gli standard utilizzati nel settore siano applicabili. 243 M$ per 540 MW 450 $/kW
Per i nuovi progetti i costi capitali correnti sono (EPRI 2009):
• 600 - 700 $/kW per impianti da 100 – 300 MW
• 1600 – 1800 $/kW per impianti da 10 – 20 MW
19Panoramica sui CAES– 10 / 10
Pochi dei sistemi di storage sono maturi per il mercato
[2] EPRI, “Analysis of maturity level of storage systems ”, 2010
20CAES di grande taglia – 1 / 4
I CAES di grande taglia (100 – 300 MW per 6 – 20h) si basano sullo stoccaggio dell’aria in
caverne sotterranee poste a centinaia di metri sotto il livello terrestre.
L’impianto di Huntorf (290 MW):
Camere di combustione Scarico dei fumi
(LP, HP) Compressore in opera:
Generatore
elettrico
60 MW richiesti dalla rete per 8 ore
Compressori
durante i periodi in cui la richiesta del
carico è bassa
290 MW di potenza in uscita per 2 ore
giornaliere nei periodi di picco del
carico
Turbine (LP HP)
Principali applicazioni:
• Time Shift
• Regolazione di frequenza
• Riserva di generazione
• Riavvio senza la rete
Caverna per lo stoccaggio
dell’aria (300000 m3) 21CAES di grande taglia – 2 / 4 L’impianto di Huntorf (290 MW ): Efficienza round-trip 42% Efficienza di ciclo 60% 22
CAES di grande taglia – 3 / 4
Progetto Adele (ibrido):
Alcuni numeri:
• Potenza prodotta [MW]: 300
• Densità volumetrica di energia [W·h/l]: 6
• Densità gravimetrica di energia[W·h/kg]: 100
• Densità di potenza volumetrica [W/l]: 1.2
• Densità di potenza gravimetrica [W/kg]: 20
• Temperatura operativa [°C]: 873
• Pressione operativa [MPa]: 10
• Cicli di durata: 5000
• Efficienza di ciclo [%]: 70
Applicazioni:
• Time shift
• Regolazione di frequenza
23CAES di grande taglia – 4 / 4
Progetto Epri (ibrido):
Alcuni numeri:
• Potenza prodotta [MW]: 400
• Efficienza di ciclo: 70
• Costo capitale [$ / kW]: 700 - 800
24micro-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
• Regolazione di frequenza
• Riserva di generazione in giri
• Riavvio senza la rete
• Capacità di stabilizzazione per le rinnovabili non programmabili
25micro-CAES – 2 / 3
Un esempio di micro-CAES con ciclo Ericsson e Brayton:
(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.
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.
26micro-CAES – 3 / 3
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.
27Esempio 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
Energia accumulata nel serbatoio: 10 kWh/m3
;
63? = 0.85
Potenza elettrica assorbita dal compressore:
789 ∙ ( ∙ ∙ 7 < ' 1 ∙ 1/67
4.7 MW
63? = 0.85
;
3&( ( ∙ &3=> ∙ 1 ' 3 ∙ 63 Potenza elettrica erogata dall’espansore:
3.2 MW
Efficienza di ciclo del CAES: Efficienza dell’impianto :
?@AB F@AB GFHI
6 ?CDE
= 0.68 6 = 0.63
JC GFCDE 28Riferimenti – 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.
29Grazie per l’attenzione
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