Techno-economic assessment of a pumped heat electricity storage based on closed Joule-Brayton cycle

Pumped heat electricity storage (PHES) is a quite new technology that allows to store electricity in the form of thermal energy. PHES takes electricity from the grid to drive a heat pump that stores thermal energy in a hot and a cold reservoir during charging, during discharge the hot reservoir is cooled down while the cold one is heated up to drive a heat engine that generates electricity and gives it back to the grid. Both charge and discharge cycles are regenerated closed Brayton cycles (the charge cycle is a reversed one) with nitrogen as working fluid. For the hot storage Molten-salts are used while for the cold storage methanol is used. The power cycle exchange heat with the hot and cold thermal energy storage (TES) with two heat exchangers, plus to allow the compatibility with the storage and the power cycle a regenerator is used. The system is composed of two heat exchangers with the TES, a regenerator, a set of compressor/turbine for the charge phase and another set for the discharge phase plus a motor/generator, plus for the discharge phase an auxiliary heat exchangers is used to exchange heat with the environment. The design of heat exchangers is developed to calculate the heat transfer area and the pressure drops. For turbomachines a polytropic efficiency of 90% is assumed. The molten salts are heated up from 290°C to 565°C, while the methanol is cooled down from 27°C to -50°C. Economic assessment of the system cost is done for each component in order to evaluate system CAPEX and the levelized cost of storage. The system size is a 20MW rated discharge power and has a capacity of 110MWh. The calculated round trip efficiency is 56% with the assumption of 1% relative pressure drop and heat exchanger effectiveness of 96% and 97% electrotechnical efficiency of the generator. The overall CAPEX was calculated to be 570 $/kW. The model is then used in a real case scenario of operation in the day-ahead Californian market to store electricity during the day at low cost and release it at peak period. The levelized cost of storage results to be 99 $/MWh with a charged electricity price of 20$/MWh resulting therefore unprofitable without any incentives.

L'accumulo di elettricità a calore pompato (in inglese pumped heat energy storage PHES) è una tecnologia abbastanza nuova che consente di immagazzinare elettricità sotto forma di energia termica. PHES prende l'elettricità dalla rete per azionare una pompa di calore ad alta temperatura che immagazzina energia termica in un serbatoio caldo e uno freddo durante la carica, durante la scarica il serbatoio caldo viene raffreddato mentre quello freddo viene riscaldato per azionare un motore termico che genera e reimmette in rete elettricità. Entrambi i cicli di carica e scarica sono cicli Brayton chiusi rigenerativi (il ciclo di carica è un ciclo inverso) con azoto come fluido di lavoro. Per l’accumulo termico caldo si utilizzano sali fusi mentre per la l’accumulo termico freddo si utilizza il metanolo, entrambi sono allo stato liquido. Il ciclo di potenza scambia calore con l'accumulo di energia termica caldo e freddo con due scambiatori di calore, più per consentire la compatibilità con gli accumuli e il ciclo di potenza viene utilizzato un rigeneratore. Il sistema è composto da due scambiatori di calore con gli accumuli, un rigeneratore, un set compressore / turbina per la fase di carica e un set per la fase di scarica, un motore / generatore, inoltre per la fase di scarica viene utilizzato uno scambiatore di calore ausiliario per scambiare calore con l'ambiente. Il design degli scambiatori di calore è sviluppato per calcolare l'area di scambio termico e le perdite di carico. Per le turbomacchine si assume un'efficienza politropica del 90%. I sali fusi vengono riscaldati da 290 ° C a 565 ° C, mentre il metanolo viene raffreddato da 27 ° C a -50 ° C. Per ogni componente viene effettuata una valutazione economica del costo del sistema al fine di valutare il CAPEX del sistema e il costo attualizzato di accumulo. La taglia del sistema 20 MW in scarica e ha una capacità di 110 MWh. L'efficienza del sistema calcolata è del 56% con l'ipotesi di una caduta di pressione relativa dell'1%, un'efficacia degli scambiatori di calore del 96%, un’efficienza eletro-meccanica del generatore del 97%. Il CAPEX complessivo è stato calcolato in 570 $ / kW. Il modello è stato quindi utilizzato in un caso di operazione reale nel mercato elettrico californiano del giorno prima per immagazzinare l'elettricità durante il giorno a basso costo e rilasciarla nei periodi di picco. Il costo attualizzato di accumulo risulta essere di 99 $ / MWh con un prezzo medio dell’elettricità in carica di 20 $ / MWh risultando quindi non redditizio senza alcuni incentivi.