Progetto e simulazione del funzionamento di un impianto CAES basato su una turbina a gas avanzata con recupero termico

Storage systems, especially those with huge capacity such as the CAES (Compressed Air Energy Storage), will play a very high and important role in a future aimed to renewable sources and to the improvement of energetic efficiency. These systems allow to accumulate energy, specifically compressed air energy, in a suitable geological place to be used later through a Joule Brayton cycle. The main components are a compressor and a gas turbine which operate separately therefore the compression (energy consumption) and the expansion (energy production) phases work independently. The aim of this study is to identify a new plant solution for this system by combining and readapting commercial components on the one hand, and optimizing the project of the most problematic ones on the other hand. This, in order to cut down the investment costs and make these storage systems more efficient, with the prospect of placing them in the national electric grid. The originality of this study consists in the integration in the plant of a commercial gas turbine considered Best Available Technology and in the introduction of a thermal storage to recover the heat of compression. Both of these factors contribute to determine, for the present system, efficiency ratios higher than those of existing projects. The first part of this project concerns the definition of the plant scheme and the choice of the commercial gas turbine which will have a particular configuration according to the CAES characteristics. The work goes on with the design of all components and with the study of their off-design working condition, in particular of compression and expansion systems. An important aspect of this project is also to find the best way to run the plant in order to get the highest profits by purchasing or selling energy, according to the most suitable electric market conditions. Through an annual simulation of the plant we have tried to evaluate the feasibility of this CAES plant by taking into consideration economic, plant and thermodynamic aspects. The results have been compared with those obtained by the same gas turbine operating in a simple cycle, since this turbine, as well as the CAES system, are considered very suitable for the supply of peak load services. Considering that the results are strongly dependent on electric energy and natural gas prices, we have carried out a sensitivity analysis. The feasibility of this project has been possible thanks to the availability of a storage deposit: a former salt mine in the South of Italy.

Nella prospettiva di un futuro sempre più orientato alle fonti rinnovabili e al miglioramento dell’efficienza energetica, un ruolo di importanza crescente sarà richiesto ai sistemi di accumulo, in particolare a quelli di grande capacità, come gli impianti CAES (Compressed Air Energy Storage). Questi sistemi consentono infatti di accumulare energia sotto forma di aria compressa in un sito geologico opportuno, per poi espanderla, producendo energia elettrica, secondo quello che risulta essere un ciclo Joule Brayton separato nel tempo; i componenti principali di questi impianti sono un compressore ed una turbina a gas, azionati in modo indipendente così da disaccoppiare le fasi di compressione (consumo di energia) ed espansione (produzione di energia). Scopo della presente tesi è identificare una nuova soluzione impiantistica per i sistemi CAES non adiabatici (ossia quelli che richiedono l’introduzione di combustibile), abbinando e riadattando componenti commerciali ed ottimizzando la progettazione di quelli più critici, al fine di abbattere i costi di investimento e rendere questi sistemi di accumulo più efficienti, nella prospettiva di una loro integrazione nella rete elettrica nazionale. L’originalità del presente studio consiste nell’inserimento nell’impianto di una turbina a gas commerciale considerata Best Available Tecnology e nell’introduzione di un accumulo termico per recuperare il calore di compressione; entrambi questi fattori concorrono a determinare, per il presente impianto, indici di efficienza superiori rispetto ai progetti esistenti. La prima parte di questo lavoro si articola nella definizione dello schema d’impianto e nella scelta della turbina a gas e dei suoi adattamenti; prosegue con il dimensionamento di tutti i componenti e con lo studio del loro funzionamento in condizioni di off design, in particolare del treno di compressione ed espansione. Parte importante del progetto è inoltre trovare una logica ottimale per la gestione operativa dell’impianto: sfruttando infatti la convenienza economica nell’acquistare o vendere energia, a seconda dei prezzi del mercato elettrico, si possono massimizzare i ricavi. Mediante una simulazione annuale del funzionamento dell’impianto ci si è proposti così di valutare la fattibilità del CAES studiato, in termini economici, impiantistici e termodinamici. I risultati vengono confrontati con quelli ottenuti dalla stessa turbina a gas in funzionamento di ciclo semplice, visto che, così come il CAES, viene ritenuta un’eccellenza tecnologica per la fornitura di servizi di punta. Considerata inoltre la forte dipendenza dei risultati dai prezzi dell’energia elettrica e dal costo del gas naturale, si è eseguita un’analisi di sensibilità su queste due variabili. Il presente studio è inoltre di particolare interesse perché potrebbe essere realmente realizzato in un sito italiano, vista la disponibilità di un deposito di stoccaggio derivante dalla dismissione di una miniera di salgemma nel Sud Italia.