Methods for design and application of adiabatic compressed air energy storage based on dynamic modeling

Electrical energy storage is one promising means to integrate intermittent renewable resources into the electric grid. Adiabatic Compressed Air Energy Storage (A-CAES) allows for an emission free storage of large amounts of electrical energy at comparably low costs. Aim of the present work is the development of a new method for the thermodynamic design of A-CAES plants. In a first step a commitment and dimensioning optimization in view of an enhanced system integration of wind energy is carried out. It is shown that a cold start period < 15 min is of high relevance for an economic storage plant operation. Furthermore, an optimal ratio of installed charging to discharging power of 1.75 at a storage capacity of 7 full load hours of electrical output is found for the application case considered. In a second step, a computational model for the dynamic simulation of the thermodynamic process of an A-CAES plant is developed. Special attention is paid to the accurate modeling of the heat storage process. Therefore, a dynamic model of a stratified high-temperature heat storage is developed, based on a finite element approach. For each element mass and heat balance and additionally phase equilibrium of humid air are set up. This allows to grasp the influence of condensing humid air on the state of charge of the heat storage in a spatially and temporally resolved way. The developed heat storage model is then successfully validated against experimental data. Additionally, it is necessary to capture the influence of part load behavior of compressor and expander on the performance of the A-CAES process. This was achieved by an extension of existing compressor and turbine models to allow for a consideration of performance and efficiency maps of real turbomachinery. Finally, the developed model components are applied to dynamically simulate a complete A-CAES process. Exemplarily, two A-CAES plant configurations - one with a single- and one with a two-stage heat storage - are investigated. For both configurations, the optimized A-CAES plant dimensioning determined in the first step of this work are applied. It is shown that the heat of condensation of humid air has a considerable effect on the operational behavior of the heat storage and should therefore be considered in the design of the plant. Cycle efficiencies ranging from 0.62 to 0.69 are reached. The two-stage plant configuration shows better part load efficiencies and less storage losses, mainly due to lower heat storage temperatures. Moreover, lower storage temperatures of the two-stage configuration allow for the application of existing compressor technology without the need for costly and timely demanding new developments towards high-temperature compressors.

Die Zwischenspeicherung elektrischer Energie stellt einen aussichtsreichen Weg dar, fluktuierende Einspeisung aus Erneuerbaren Energien an die Stromnachfrage anzupassen. Mit adiabaten Druckluftspeicherkraftwerken (A-CAES) lassen sich gerade größere Strommengen, wie Sie bereits heute im Bereich der Windenergie anfallen, emissionsfrei und vergleichsweise kostengünstig zwischenspeichern. Die vorliegende Arbeit stellt eine neuartige Methode zur thermodynamischen Auslegung adiabater Druckluftspeicherkraftwerke vor. Dazu wird in einem ersten Schritt eine Einsatz- und Dimensionierungsoptimierung eines adiabaten Druckluftspeicherkraftwerkes im Hinblick auf eine verbesserte Systemintegration von Windenergie durchgeführt. Es kann gezeigt werden, dass eine An- und Abfahrdauer von < 15 min für einen wirtschaftlichen Speicherbetrieb außerordentlich wichtig ist. Darüber hinaus wird eine anwendungspezifisch optimale Anlagendimensionierung mit einem Verhältnis von installierter Verdichter- zu Turbinenleistung von 1,75 bei einem Speichervolumen von 7 Ausspeichervolllaststunden ermittelt. In einem zweiten Schritt, dem Kernpunkt der Arbeit, wird ein Modell zur dynamischen Prozesssimulation adiabater Druckluftspeicherkraftwerke entwickelt. Besonderes Augenmerk liegt hierbei auf der detaillierten Abbildung des Wärmespeicherprozesses. Dazu wird ein dynamisches Modell eines geschichteten Hochtemperaturwärmespeichers, basierend auf einem ein-dimensionalen Finite-Element-Ansatz erstellt. Neben Massen- und Energiebilanz wird für jedes der finiten Elemente das Phasengleichgewicht der feuchten Druckluft aufgestellt. Dies ermöglicht es den Einfluss der kondensierenden Luftfeuchtigkeit auf den Beladungszustand des Wärmespeichers zu erfassen. Das erstellte Modell des geschichteten Hochtemperaturwärmespeichers wird anhand von Labormessdaten validiert. Für die Modellierung des A-CAES Gesamtanlagenverhaltens muss darüber hinaus, der Einfluss des Betriebspunktes der Kompressoren und Turbinen auf den Beladungszustand des Wärmespeichers erfasst werden. Dazu werden bereits bestehende Kompressor- und Turbinenmodelle derart erweitert, dass das Teillastverhalten von Turbomaschinen durch Hinterlegung von Kennfeldern abgebildet wird. Die erstellten Teilkomponentenmodelle werden anschließend zu einem Gesamtmodell des A-CAES Prozesses zusammengeführt. Beispielhaft werden damit zwei A-CAES Anlagenkonfigurationen, basierend auf einem ein- und zweistufigen Wärmespeicher und gemäß der eingangs ermittelten optimalen Anlagendimensionierung simuliert. Dabei wird gezeigt, dass gerade die Kondensationswärme feuchter Luft einen entscheidenden Einfluss auf den Beladungszustand des Wärmespeichers hat und dass dieser Einfluss bei der Anlagenauslegung berücksichtigt werden muss. Die erreichbaren Zykluswirkungsgrade beider Anlagenkonfigurationen liegen zwischen 0,62 bis 0,69. Das zweistufige Konzept zeigt vergleichsweise bessere Teillastwirkungsgrade sowie geringere Speicherverluste aufgrund niedrigerer Temperaturen im Wärmespeicher. Die niedrigeren Speichertemperaturen des zweistufigen Konzepts erlauben es zudem auf marktverfügbare Verdichter zurückzugreifen.