Système intégré de stockage de l’électricité renouvelable par air comprimé

De nos jours, en raison des préoccupations liées à la protection de l'environnement et à la sécurité énergétique, l'utilisation des énergies renouvelables (ER) est en pleine croissance. L'intégration actuelle et future des ER entraîne des déséquilibres importants entre la production et la consommation d'électricité ainsi que des problèmes liés à la flexibilité et à la fiabilité de la gestion du réseau électrique. Dans ce contexte, les technologies de stockage de l'énergie électrique (SEE) s'avèrent être l'élément clé pour relever ces défis. En outre, dans les sites hors réseau qui ont recours aux moteurs diesel, les systèmes SEE sont essentiels pour accroître le taux de pénétration des énergies renouvelables et réduire la consommation d'énergie combustible. De nouvelles évolutions dans le domaine du stockage d'énergie par air comprimé CAES (compressed air energy storage) ont été effectuées en utilisant la chaleur produite durant la phase de compression et en employant des réservoirs de stockage artificiels indépendamment de la disponibilité des cavernes souterraines. Grâce à ces améliorations, le CAES se révèle être une technologie prometteuse pour des applications pratiques. Récemment, le concept de stockage d'énergie trigénérative à air comprimé T-CAES (énergie thermique, mécanique et frigorifique) a été introduit. De nombreuses études soulignent la faisabilité et les avantages de ce système pour être implanté au niveau du consommateur. Les objectifs de ce projet de recherche sont d'examiner les configurations du système T-CAES, de l'étudier par une approche couplée expériences/modélisations, ainsi que d’effectuer une optimisation technico-économique pour des systèmes à petite échelle, généralement inférieure à 500 kW. En partant d'un modèle thermodynamique simplifié, les différentes configurations du système ont été étudiées et les paramètres clés ayant une influence dominante sur l'efficacité du système ont été identifiés. Cette analyse permet de mieux comprendre les principes fondamentaux et le concept thermodynamique de notre système, ainsi que de déduire deux configurations de base du système. Ensuite, un modèle thermodynamique détaillé de ces configurations a été développé incluant les aspects technologiques existants et les interrelations entre les composants. Un banc expérimental a été utilisé pour valider le modèle des composants côté air et pour étudier l'effet des paramètres de fonctionnement sur l'efficacité du système. Les prédictions du modèle sont conformes aux mesures expérimentales pendant les phases de charge, de stockage et de décharge. De plus, il a été constaté que la chute de température à travers le régulateur de pression ne doit pas être ignorée et elle est régie par l'effet de Joule-Thomson. Par ailleurs, il a été observé que la température d'entrée du moteur pneumatique doit être étudiée pour évaluer de futures configurations. L'étude se concentre ensuite sur l'étude des effets mutuels des paramètres de conception et de leur influence sur les performances du système, la densité énergétique et l'empreinte des échangeurs de chaleur via une étude paramétrique. Il est ressorti de cette analyse que la température du stockage d'énergie thermique, le nombre d'étages de compression et l'efficacité des échangeurs de chaleur devraient être choisis comme compromis entre l'efficacité du système, l'empreinte des échangeurs de chaleur et le nombre requis d'étages de détente. Par contre, le choix de la pression maximale de stockage est un compromis à faire entre l'augmentation de la densité énergétique ou l'augmentation de l'efficacité du système. Une ligne directrice pour la conception optimale des paramètres clés mentionnés précédemment est ensuite fournie. Cette directive, la méthodologie et la procédure développée peuvent être étendues pour optimiser le système adiabatique A-CAES avec des changements mineurs. En se basant sur les technologies existantes et en utilisant une sélection optimale des paramètres, le rendement électrique de notre système à micro-échelle, généralement quelques kW, reste faible à 17%, tandis que l'efficacité du système augmente de 10.2% en ajoutant l'énergie électrique équivalente de production de froid et d'énergie thermique. Les faibles performances sont principalement liées aux pertes éxergétiques dans la vanne de détente et aux faibles rendements des machines à petites échelles. L'étude a été complétée par l'élaboration d'un modèle économique du système en fonction de son échelle de puissance et d'énergie. Les résultats montrent que le coût des réservoirs de stockage d'air représente le coût le plus élevé et que la plage technico-économique optimale de la pression maximale de stockage se situe entre 120 et 200 bars. En outre, malgré les faibles performances du système, il a été constaté qu'il pourrait être compétitif à long terme avec les batteries électrochimiques en termes de coûts d'investissement, en particulier après avoir comptabilisé les coûts de production des énergies de chauffage et de refroidissement. Les travaux futurs devraient être orientés vers l'amélioration de l'efficacité du système par l'étude du potentiel d'intégration des tubes à vortex et le développement technologique des machines de détente. De plus, les recherches futures peuvent envisager de réduire les coûts de stockage de l'air en intégrant les réservoirs sous pression en acier/béton qui sont en cours de développement.Abstract: Nowadays, as a result of environmental and energy security concerns, the use of renewable energy (RE) is growing rapidly. The actual and prospective integration of RE results in significant imbalances between electricity production and consumption as well as problems related to the flexibility and reliability of grid operations. Here, electrical energy storage (EES) technologies turn out to be the key element to address these challenges. In addition, in off-grid sites relying originally on diesel engine, EES is a critical point in order to increase the penetration rate of RE and to reduce fuel energy consumption. New advances in compressed air energy storage (CAES) have been made in the use of heat generated from compression and the use of artificial storage reservoirs independently from the availability of underground caverns. Such improvements make CAES a promising technology for practical applications. Recently, the concept of trigenerative compressed air energy storage T-CAES (heat energy, mechanical energy and cooling power) was introduced. Many studies highlight the feasibility and the benefits of this system to be placed close to the energy demand. The aims of this research project are to examine the T-CAES system configurations, to study it by a coupled experimental/modeling approach, as well as to conduct its techno-economic optimizations and economic feasibility at a small-scale, typically less than 500 kW. Starting from a simplified thermodynamic model, the different configurations of the system was investigated and the key parameters having dominant influences on the system efficiency were identified. This analysis enhances the fundamental understanding and the thermodynamic concept of our system and enabled to conclude two main basic configurations. Then, a whole detailed thermodynamic model of the system configurations was developed including the existing technological aspects and the relations between components. An experimental bench was used to validate the model of air side components and to investigate the effect of operating parameters on the system efficiency and the model accuracy. Model predictions were consistent with experimental measurements during charge, storage and discharge phases. It has been found that the temperature drop across the pressure regulator should not be ignored and is governed by the Joule-Thomson effect. Besides, it has been observed that the input temperature of the air motor must be accounted for in the assessment of future improved configurations. The study then focuses on investigating the mutual effects of the design parameters and their influences on the system performances, energy density and heat exchanger footprints via a parametric study. From this analysis, it is found that the temperature of the thermal energy storage, the number of compression stages and the effectiveness of heat exchangers should be selected as a trade-off between the system efficiencies, heat exchangers footprints and the required number of expansion stages. Meanwhile, the selection of the maximum storage pressure is a choice whether to increase the energy density or the system efficiencies. An optimal design guideline of the above key parameters is then provided. This guideline, the method and the procedure developed can be applied to the optimization of the trigenerative compressed air energy storage and could be extended for the adiabatic one with minor changes. Based on existing technologies and using an optimal set of parameters, the round-trip electrical efficiency of our system at micro-scale, typically a few of kW remains low at 17%, while the system efficiency increases by 10.2% by adding the equivalent electric energy of cooling and heating energy productions. The poor performances are mainly linked to the exergy losses in the throttling valve and the low values of the component efficiencies at a micro-scale. The study was extended by developing an economic model of the system as a function of its power and energy scale. The results show that the cost of air storage tanks accounts for the highest cost, and the optimal techno-economical range of the maximum storage pressure is [120 bars-200 bars]. Besides, regardless of the low efficiency of the system, it was found that it could be competitive with electrochemical batteries in terms of investments cost at long terms, especially when accounting for the free-cost of cooling and heating energy production. Future work should focus on the improvement of the efficiency of the system by investigating the potential of integrating of vortex tube, and on technology development of expander machineries. In addition, future research can consider reducing the air storage cost by integrating the under-development steel/concrete pressure vessels

Micro-scale trigenerative compressed air energy storage system: Modeling and parametric optimization study

International audienceIn this paper, a trigenerative compressed air energy storage system is considered giving priority to the electric energy production with the objective to apply it at a micro-scale, typically a few kW. A whole detailed thermo-dynamic model of the system is developed including the existing technological aspects and the relations between components. The study then focuses on investigating the mutual effects of the design parameters and their influences on the system performances, energy density and heat exchanger footprints via a parametric study. From this analysis, it is found that the temperature of the thermal energy storage, the number of compression stages and the effectiveness of heat exchangers should be selected as a trade-off between the system efficiencies, heat ex-changers footprints and the required number of expansion stages. Meanwhile, the selection of the maximum storage pressure is a choice whether to increase the energy density or the system efficiencies. An optimal design guideline of the above key parameters is then provided. This guideline, the method and the procedure presented in this paper can be applied to the optimization of the trigenerative compressed air energy storage and could be extended for the adiabatic one with minor changes. Based on existing technologies and using an optimal set of parameters, the round trip electrical efficiency of our system remains low at 17%, while the comprehensive efficiency reaches 27.2%. The poor performances are mainly linked to the exergy losses in the throttling valve and the low values of the component efficiencies at a micro-scale. The most optimization potentials are also addressed

Thermodynamic analysis of high-temperature pumped thermal energy storage systems: Refrigerant selection, performance and limitations

[EN] One of the bottlenecks for a wider implementation of renewable energies is the development of efficient energy storage systems which can compensate for the intermittency of renewable energy sources. Pumped thermal energy storage (PTES) is a very recent technology that can be a promising site-independent alternative to pumped hydro energy storage or compressed air energy storage, without the corresponding geological and environmental restrictions. Accordingly, this paper presents a full thermodynamic analysis of a PTES system consisting of a high-temperature heat pump (HTHP), which drives an organic Rankine cycle (ORC) by means of an intermediate high-temperature thermal energy storage system (HT-TES). The latter combines both latent and sensible heat thermal energy storage sub-systems to maximize the advantage of the refrigerant subcooling. After validating the proposed model, several parametric studies have been carried out to assess the system performance using different refrigerants and configurations, under a wide range of source and sink temperatures. The results show that for a system that employs the same refrigerant in both the HTHP and ORC, and for a latent heat thermal energy storage system at 133 degrees C, R-1233zd(E) and R-1234ze(Z) present the best performance. Among all the cases studied with a latent heat thermal energy storage system at 133 degrees C, the best system performance, also considering the impact on the environment, has been achieved employing R-1233zd(E) in the HTHP and Butene in the ORC. Such a system can theoretically reach a power ratio of 1.34 under HTHP source and ORC sink temperatures of 100 and 25 degrees C, respectively. (C) 2020 Published by Elsevier Ltd.This work has been partially funded by the grant agreement No. 764042 (CHESTER project) of the European Union's Horizon 2020 research and innovation program.Hassan, A.; O'donoghue, L.; Sánchez Canales, V.; Corberán, JM.; Payá-Herrero, J.; Jockenhoefer, H. (2020). Thermodynamic analysis of high-temperature pumped thermal energy storage systems: Refrigerant selection, performance and limitations. Energy Reports. 6(7):147-159. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.05.010S14715967Abarr, M., Geels, B., Hertzberg, J., & Montoya, L. D. (2017). Pumped thermal energy storage and bottoming system part A: Concept and model. Energy, 120, 320-331. doi:10.1016/j.energy.2016.11.089Abarr, M., Hertzberg, J., & Montoya, L. D. (2017). Pumped Thermal Energy Storage and Bottoming System Part B: Sensitivity analysis and baseline performance. Energy, 119, 601-611. doi:10.1016/j.energy.2016.11.028Aneke, M., & Wang, M. (2016). Energy storage technologies and real life applications – A state of the art review. Applied Energy, 179, 350-377. doi:10.1016/j.apenergy.2016.06.097Arpagaus, C., Bless, F., Uhlmann, M., Schiffmann, J., & Bertsch, S. S. (2018). High temperature heat pumps: Market overview, state of the art, research status, refrigerants, and application potentials. Energy, 152, 985-1010. doi:10.1016/j.energy.2018.03.166BP plc, 2018. BP Statistical Review of World Energy. London.Budt, M., Wolf, D., Span, R., & Yan, J. (2016). A review on compressed air energy storage: Basic principles, past milestones and recent developments. Applied Energy, 170, 250-268. doi:10.1016/j.apenergy.2016.02.108Cheayb, M., Marin Gallego, M., Tazerout, M., & Poncet, S. (2019). Modelling and experimental validation of a small-scale trigenerative compressed air energy storage system. Applied Energy, 239, 1371-1384. doi:10.1016/j.apenergy.2019.01.222Pereira da Cunha, J., & Eames, P. (2016). Thermal energy storage for low and medium temperature applications using phase change materials – A review. Applied Energy, 177, 227-238. doi:10.1016/j.apenergy.2016.05.097European Comission, 2018. A Clean Planet for all. A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy. Brussels.European Council, 2014. European Council 23/24 2014 - Conclusions. Brussels.Fan, J., Xie, H., Chen, J., Jiang, D., Li, C., Ngaha Tiedeu, W., & Ambre, J. (2020). Preliminary feasibility analysis of a hybrid pumped-hydro energy storage system using abandoned coal mine goafs. Applied Energy, 258, 114007. doi:10.1016/j.apenergy.2019.114007Frate, G. F., Antonelli, M., & Desideri, U. (2017). A novel Pumped Thermal Electricity Storage (PTES) system with thermal integration. Applied Thermal Engineering, 121, 1051-1058. doi:10.1016/j.applthermaleng.2017.04.127Guo, J., Cai, L., Chen, J., & Zhou, Y. (2016). Performance optimization and comparison of pumped thermal and pumped cryogenic electricity storage systems. Energy, 106, 260-269. doi:10.1016/j.energy.2016.03.053Jockenhöfer, H., Steinmann, W.-D., & Bauer, D. (2018). Detailed numerical investigation of a pumped thermal energy storage with low temperature heat integration. Energy, 145, 665-676. doi:10.1016/j.energy.2017.12.087Kusakana, K. (2019). Hydro aeropower for sustainable electricity cost reduction in South African farming applications. Energy Reports, 5, 1645-1650. doi:10.1016/j.egyr.2019.11.023Laughlin, R. B. (2017). Pumped thermal grid storage with heat exchange. Journal of Renewable and Sustainable Energy, 9(4), 044103. doi:10.1063/1.4994054Lecompte, S., Huisseune, H., van den Broek, M., Vanslambrouck, B., & De Paepe, M. (2015). Review of organic Rankine cycle (ORC) architectures for waste heat recovery. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 47, 448-461. doi:10.1016/j.rser.2015.03.089Liu, J.-L., & Wang, J.-H. (2016). A comparative research of two adiabatic compressed air energy storage systems. Energy Conversion and Management, 108, 566-578. doi:10.1016/j.enconman.2015.11.049Ma, T., Yang, H., & Lu, L. (2014). Feasibility study and economic analysis of pumped hydro storage and battery storage for a renewable energy powered island. Energy Conversion and Management, 79, 387-397. doi:10.1016/j.enconman.2013.12.047McTigue, J. D., White, A. J., & Markides, C. N. (2015). Parametric studies and optimisation of pumped thermal electricity storage. Applied Energy, 137, 800-811. doi:10.1016/j.apenergy.2014.08.039Navarro-Peris, E., Corberán, J. M., Falco, L., & Martínez-Galván, I. O. (2013). New non-dimensional performance parameters for the characterization of refrigeration compressors. International Journal of Refrigeration, 36(7), 1951-1964. doi:10.1016/j.ijrefrig.2013.07.007Steinmann, W. D. (2014). The CHEST (Compressed Heat Energy STorage) concept for facility scale thermo mechanical energy storage. Energy, 69, 543-552. doi:10.1016/j.energy.2014.03.049Steinmann, W.-D. (2017). Thermo-mechanical concepts for bulk energy storage. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 75, 205-219. doi:10.1016/j.rser.2016.10.065Steinmann, W.-D., Bauer, D., Jockenhöfer, H., & Johnson, M. (2019). Pumped thermal energy storage (PTES) as smart sector-coupling technology for heat and electricity. Energy, 183, 185-190. doi:10.1016/j.energy.2019.06.058Thess, A. (2013). Thermodynamic Efficiency of Pumped Heat Electricity Storage. Physical Review Letters, 111(11). doi:10.1103/physrevlett.111.11060

Système intégré de stockage de l’électricité renouvelable par air comprimé

De nos jours, en raison des préoccupations liées à la protection de l'environnement et à la sécurité énergétique, l'utilisation des énergies renouvelables (ER) est en pleine croissance. L'intégration actuelle et future des ER entraîne des déséquilibres importants entre la production et la consommation d'électricité ainsi que des problèmes liés à la flexibilité et à la fiabilité de la gestion du réseau électrique. Dans ce contexte, les technologies de stockage de l'énergie électrique (SEE) s'avèrent être l'élément clé pour relever ces défis. En outre, dans les sites hors réseau qui ont recours aux moteurs diesel, les systèmes SEE sont essentiels pour accroître le taux de pénétration des énergies renouvelables et réduire la consommation d'énergie combustible. De nouvelles évolutions dans le domaine du stockage d'énergie par air comprimé CAES (compressed air energy storage) ont été effectuées en utilisant la chaleur produite durant la phase de compression et en employant des réservoirs de stockage artificiels indépendamment de la disponibilité des cavernes souterraines. Grâce à ces améliorations, le CAES se révèle être une technologie prometteuse pour des applications pratiques. Récemment, le concept de stockage d'énergie trigénérative à air comprimé T-CAES (énergie thermique, mécanique et frigorifique) a été introduit. De nombreuses études soulignent la faisabilité et les avantages de ce système pour être implanté au niveau du consommateur. Les objectifs de ce projet de recherche sont d'examiner les configurations du système T-CAES, de l'étudier par une approche couplée expériences/modélisations, ainsi que d’effectuer une optimisation technico-économique pour des systèmes à petite échelle, généralement inférieure à 500 kW. En partant d'un modèle thermodynamique simplifié, les différentes configurations du système ont été étudiées et les paramètres clés ayant une influence dominante sur l'efficacité du système ont été identifiés. Cette analyse permet de mieux comprendre les principes fondamentaux et le concept thermodynamique de notre système, ainsi que de déduire deux configurations de base du système. Ensuite, un modèle thermodynamique détaillé de ces configurations a été développé incluant les aspects technologiques existants et les interrelations entre les composants. Un banc expérimental a été utilisé pour valider le modèle des composants côté air et pour étudier l'effet des paramètres de fonctionnement sur l'efficacité du système. Les prédictions du modèle sont conformes aux mesures expérimentales pendant les phases de charge, de stockage et de décharge. De plus, il a été constaté que la chute de température à travers le régulateur de pression ne doit pas être ignorée et elle est régie par l'effet de Joule-Thomson. Par ailleurs, il a été observé que la température d'entrée du moteur pneumatique doit être étudiée pour évaluer de futures configurations. L'étude se concentre ensuite sur l'étude des effets mutuels des paramètres de conception et de leur influence sur les performances du système, la densité énergétique et l'empreinte des échangeurs de chaleur via une étude paramétrique. Il est ressorti de cette analyse que la température du stockage d'énergie thermique, le nombre d'étages de compression et l'efficacité des échangeurs de chaleur devraient être choisis comme compromis entre l'efficacité du système, l'empreinte des échangeurs de chaleur et le nombre requis d'étages de détente. Par contre, le choix de la pression maximale de stockage est un compromis à faire entre l'augmentation de la densité énergétique ou l'augmentation de l'efficacité du système. Une ligne directrice pour la conception optimale des paramètres clés mentionnés précédemment est ensuite fournie. Cette directive, la méthodologie et la procédure développée peuvent être étendues pour optimiser le système adiabatique A-CAES avec des changements mineurs. En se basant sur les technologies existantes et en utilisant une sélection optimale des paramètres, le rendement électrique de notre système à micro-échelle, généralement quelques kW, reste faible à 17%, tandis que l'efficacité du système augmente de 10.2% en ajoutant l'énergie électrique équivalente de production de froid et d'énergie thermique. Les faibles performances sont principalement liées aux pertes éxergétiques dans la vanne de détente et aux faibles rendements des machines à petites échelles. L'étude a été complétée par l'élaboration d'un modèle économique du système en fonction de son échelle de puissance et d'énergie. Les résultats montrent que le coût des réservoirs de stockage d'air représente le coût le plus élevé et que la plage technico-économique optimale de la pression maximale de stockage se situe entre 120 et 200 bars. En outre, malgré les faibles performances du système, il a été constaté qu'il pourrait être compétitif à long terme avec les batteries électrochimiques en termes de coûts d'investissement, en particulier après avoir comptabilisé les coûts de production des énergies de chauffage et de refroidissement. Les travaux futurs devraient être orientés vers l'amélioration de l'efficacité du système par l'étude du potentiel d'intégration des tubes à vortex et le développement technologique des machines de détente. De plus, les recherches futures peuvent envisager de réduire les coûts de stockage de l'air en intégrant les réservoirs sous pression en acier/béton qui sont en cours de développement.Abstract: Nowadays, as a result of environmental and energy security concerns, the use of renewable energy (RE) is growing rapidly. The actual and prospective integration of RE results in significant imbalances between electricity production and consumption as well as problems related to the flexibility and reliability of grid operations. Here, electrical energy storage (EES) technologies turn out to be the key element to address these challenges. In addition, in off-grid sites relying originally on diesel engine, EES is a critical point in order to increase the penetration rate of RE and to reduce fuel energy consumption. New advances in compressed air energy storage (CAES) have been made in the use of heat generated from compression and the use of artificial storage reservoirs independently from the availability of underground caverns. Such improvements make CAES a promising technology for practical applications. Recently, the concept of trigenerative compressed air energy storage T-CAES (heat energy, mechanical energy and cooling power) was introduced. Many studies highlight the feasibility and the benefits of this system to be placed close to the energy demand. The aims of this research project are to examine the T-CAES system configurations, to study it by a coupled experimental/modeling approach, as well as to conduct its techno-economic optimizations and economic feasibility at a small-scale, typically less than 500 kW. Starting from a simplified thermodynamic model, the different configurations of the system was investigated and the key parameters having dominant influences on the system efficiency were identified. This analysis enhances the fundamental understanding and the thermodynamic concept of our system and enabled to conclude two main basic configurations. Then, a whole detailed thermodynamic model of the system configurations was developed including the existing technological aspects and the relations between components. An experimental bench was used to validate the model of air side components and to investigate the effect of operating parameters on the system efficiency and the model accuracy. Model predictions were consistent with experimental measurements during charge, storage and discharge phases. It has been found that the temperature drop across the pressure regulator should not be ignored and is governed by the Joule-Thomson effect. Besides, it has been observed that the input temperature of the air motor must be accounted for in the assessment of future improved configurations. The study then focuses on investigating the mutual effects of the design parameters and their influences on the system performances, energy density and heat exchanger footprints via a parametric study. From this analysis, it is found that the temperature of the thermal energy storage, the number of compression stages and the effectiveness of heat exchangers should be selected as a trade-off between the system efficiencies, heat exchangers footprints and the required number of expansion stages. Meanwhile, the selection of the maximum storage pressure is a choice whether to increase the energy density or the system efficiencies. An optimal design guideline of the above key parameters is then provided. This guideline, the method and the procedure developed can be applied to the optimization of the trigenerative compressed air energy storage and could be extended for the adiabatic one with minor changes. Based on existing technologies and using an optimal set of parameters, the round-trip electrical efficiency of our system at micro-scale, typically a few of kW remains low at 17%, while the system efficiency increases by 10.2% by adding the equivalent electric energy of cooling and heating energy productions. The poor performances are mainly linked to the exergy losses in the throttling valve and the low values of the component efficiencies at a micro-scale. The study was extended by developing an economic model of the system as a function of its power and energy scale. The results show that the cost of air storage tanks accounts for the highest cost, and the optimal techno-economical range of the maximum storage pressure is [120 bars-200 bars]. Besides, regardless of the low efficiency of the system, it was found that it could be competitive with electrochemical batteries in terms of investments cost at long terms, especially when accounting for the free-cost of cooling and heating energy production. Future work should focus on the improvement of the efficiency of the system by investigating the potential of integrating of vortex tube, and on technology development of expander machineries. In addition, future research can consider reducing the air storage cost by integrating the under-development steel/concrete pressure vessels

Modelling and experimental validation of a small-scale trigenerative compressed air energy storage system

International audience• A thermodynamic model of a simple trigenerative-CAES is developed. • The model is validated experimentally. • The performances of the simple configuration are assessed. • Technological issues on the trigenerative CAES are highlighted. New advances in compressed air energy storage systems have been recently made especially regarding the use of heat generated from compression. On this basis, the concept of the trigenerative compressed air energy storage (T-CAES) has recently been proposed. Many studies highlighted the feasibility and the benefits of this system to be placed close to the energy demand. The aim of this study is to examine a simple configuration of this system by a coupled experimental/mod-elling approach. This paper presents a detailed thermodynamic model of both the main components and the whole system. An experimental bench is used to validate the model and to investigate the effect of the operating parameters on the system efficiency and the model accuracy. The model predictions are consistent with the experimental measurements during the charge, storage and discharge phases. It has been found that the temperature drop across the pressure regulator should not be ignored and is governed by the Joule-Thomson effect. Besides, it has been observed that the input temperature of the air motor must be accounted for in the assessment of future improved configurations. It was noted that the system efficiency increases significantly by adding the cooling and heating potentials. However, the round trip efficiency remains low at 15.6%. Output values of the model are in good agreement with the experimental results with an error less than 13.2%. The model can be applied as a basis for the performance assessment of prospective configurations and improvements of trigenerative compressed air energy storage

Parametric Optimisation of a Trigenerative Small Scale Compressed Air Energy Storage System

This volume of Proceedings contains papers presented at the Symposium on Energy Efficiency in Buildings and Industry, held at the 27th Canadian Congress of Applied Mechanics (CANCAM) in Sherbrooke, Quebec. It covers several topics such as building energy simulations, control strategies for more energy efficient buildings, economic feasibility of waste heat recovery systems, and energy storage via compressed air and thermal sinks.International audienceRecently, major improvement on compressed air energy storage technology has been made by using the heat of compression for heating energy or using it to preheat the compressed air in the expansion phase and by demonstrating its ability to produce cooling energy. Thus, the trigenerative compressed air energy storage has been introduced. In this paper, we introduce a configuration of trigenerative compressed air energy storage system giving the preference to the electric energy production. The study then focuses on undertaking an optimization study via a parametric analysis considering the mutual effects of parameters. This analysis is applied to a micro-scale application including the existing technological aspects. The parametric study results applied on the hot temperature of the thermal energy storage indicate the possibility to find an optimal solution as a trade-off between system performances and other parameters reflecting its cost. On the contrary, the selection of the maximal storage pressure cannot be achieved by finding a compromise between energy density and system efficiency. A complete study of other design parameters will be addressed in a future publication

Parametric optimisation of a trigenerative small scale compressed air energy storage system

International audienc