CAES Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens elsystem

CAES - Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens danske elsystem - Virkningsgrad og kapacitet af Compressed Air Electricity Storages (CAES) - PSO-F&U-projekt nr. 2005-1-6567 - Delrapport II Rapport

CAES Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens elsystem Virkningsgrad og kapacitet af Compressed Air Electricity Storage (CAES) PSO-F&U-projekt nr. 2005-1-6567 Del-rapport II Brian Elmegaard Kongens Lyngby 2011

Rapport Brian Elmegaard CAES Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens elsystem Virkningsgrad og kapacitet af Compressed Air Electricity Storage (CAES) PSO-F&U-projekt nr. 2005-1-6567 Del-rapport II 2011 DTU Institut for Mekanisk Teknologi Sektion Termiske Energisystemer Danmarks Tekniske Universitet Nils Koppels Allé, Bygning 403 DK-2800 Kongens Lyngby Danmark Phone (+45) 45 88 41 31 Fax (+45) 45 88 43 25 www.mek.dtu.dk

Indhold 1 Introduktion 9 1.1 Rapportens indhold......................... 11 2 Lagring af elektricitet 12 2.1 Teknologier for elektricitetslagring................. 12 2.2 Exergibetragtninger......................... 13 2.2.1 Eksempler på exergivirkningsgrader............ 16 2.2.2 Exergianalyse af ellagring................. 17 3 CAES Compressed Air Electricity Storage 21 3.1 Litteratur om CAES......................... 21 3.2 Eksisterende anlæg og procesudlægninger............. 23 3.2.1 Modellering af CAES-anlæg................ 27 4 Virkningsgrad og kapacitet af CAES-anlæg 28 5 Konklusion 35 A DNA-modeller 40 A.1 Simpel reversibel CAES-proces.................. 40 A.1.1 DNA input......................... 40 A.1.2 DNA output......................... 40 A.2 Adiabatisk CAES.......................... 44 A.2.1 DNA input......................... 44 A.2.2 DNA output......................... 44 A.3 Huntorf CAES........................... 48 A.3.1 DNA input......................... 48 A.3.2 DNA output......................... 49 A.4 Alabama CAES........................... 65 A.4.1 DNA input......................... 65 A.4.2 DNA output......................... 67 3

A.5 Alstom CAES............................ 86 A.5.1 DNA input......................... 86 A.5.2 DNA output......................... 88 4

Symbolliste c Exergispecifik pris [kr/kj] C t Turbinekonstant [kg C/bar s] Ė Ė f Ė q Ė ch Ė el Ė mek Ė tab e e b e ch e el e kin e mek e pot h h 0 H b Exergistrøm [kj/s] Exergiindhold af strømmende medium [kj/s] Exergiindhold af varmestrøm [kj/s] Kemisk exergistrøm [kj/s] Elektrisk exergistrøm [kj/s] Mekanisk exergistrøm [kj/s] Exergitab [kj/s] Specifik exergi [kj/kg] Specifik exergi af brændsel [kj/kg] Specifik exergi af kemisk bundet energi [kj/kg] Specifik exergi af elektrisk energi [kj/kg] Specifik exergi af kinetisk energi [kj/kg] Specifik exergi af mekanisk energi [kj/kg] Specifik exergi af potentiel energi [kj/kg] Enthalpi [kj/kg] Omgivelsesenthalpi [kj/kg] Brændværdi [kj/kg] 5

h s,t,u h t,i h t,u ṁ ṁ m b p p 0 p t,i p t,u Q s s 0 Enthalpi turbineudløb isentropisk expansion [kj/kg] Enthalpi turbineindløb [kj/kg] Enthalpi turbineudløb [kj/kg] Massestrøm [kg/s] Massestrøm [kg/s] Masse af brændsel [kg] Tryk [bar] Omgivelsestryk [bar] Tryk turbineindløb [bar] Tryk turbineudløb [bar] Varmestrøm [kj/s] Entropi [kj/kgk] Omgivelsesentropi [kj/kgk] T Temperatur [ C ] t Temperatur [ C ] T 0 Omgivelsestemperatur [ C ] T t,i W i W k W l,i W l,u W t W u Temperatur turbineindløb [T] Energi til lagring [kj] Kompressorarbejde [kj] Energi til lager [kj] Energi fra lager [kj] Turbinearbejde [kj] Energi leveret fra lager [kj] y 0 Omgivelsernes sammensætning [ ] Ż Omkostningsstrøm for investering, drift og vedligehold [kr/s] 6

η i Virkningsgrad for lagring [ ] η u Virkningsgrad for afladning [ ] η i Exergivirkningsgrad for lagring [ ] η l Exergivirkningsgrad for lager [ ] η l Virkningsgrad for lager [ ] η u Exergivirkningsgrad for afladning [ ] η x Exergivirkningsgrad [ ] η ilu Samlet lagervirkningsgrad [ ] η io Input-output virkningsgrad [ ] η s,t Turbine isentropvirkningsgrad [ ] η t Termisk virkningsgrad [ ] η x,ilu Samlet exergivirkningsgrad for lager [ ] 7

Resume Rapporten præsenterer en del af resultaterne fra projektet Muligheder for anvendelse af Compresed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens elsystem udført af DTU Institut for Mekanisk Teknologi, Aalborg Universitet Institut for Samfundsudvikling og Planlægning og DONG Energy for Energinet.dk under PSO- F&U 2006. I indeværende rapport gennemgås litteratur omkring CAES og de eksisterende anlæg beskrives. CAES er i princippet en gasturbineproces som deles i kompressordel og turbinedel ved at indbygge et underjordisk lager for luft. Herved kan der bruges el når dette er fordelagtigt og leveres el til nettet på andre tidspunkter. CAES-processen anvender i praksis en væsentlig andel naturgas for at opnå tilstrækkelig højh temperatur i turbinedelen. Af den årsag har projektet fokuseret på at forstå virkningsgrad af CAES som ellager, samt kapacitet af CAES-lagre. Der argumenteres for at ellagring skal vurderes ud fra exergianalyse, da både el og alle former for primær energi kan kvantificeres ud fra exergi. Det er blevet fundet at de praktiske, diabatiske CAES-processer opnår en relativt lav virkningsgrad på 30-40% set som ellager. Dette anses for at være for lavt til at det kan give anledning til anvendelse af CAES. De adiabatiske anlægstyper, fx den foreslåede Advanced Adiabatic CAES opnår højere virkningsgrad omkring 70% og en praktisk udvikling af disse kan gøre CAES attraktiv som ellager. Dog er det fundet at der er behov væsentligt større lagerkapacitet for de adiabatiske anlæg, hvilket vil medføre en betydelig øget investering. 8

Kapitel 1 Introduktion Den seneste udvikling af elsystemet har givet en forøget andel af ikke-regulerbar vindkraft. Flere fremskrivninger(anonym, 2001) for det danske energisystem forudser at en endnu større andel vil blive opført over de kommende år og regulering af øvrige kraftproducerende og/eller -forbrugende anlæg vil være nødvendigt, hvis man vil undgå at tabe vindkraftpotentialet ved eloverløb. Også internationalt nævnes ellagring som en vigtig forbedring af elsystemet frem mod et fossilfrit energisystem i fx 2050 (Hall, 2008). Eloverløb kan opdeles i hhv. eksporterbart og kritisk eloverløb. Sidstnævnte bør altid imødegås, mens det afhængig af definitioner samfundsøkonomisk kan være mest fordelagtigt at eksportere det eksporterbare eloverløb (Anonym, 2001). Rent fysisk er det nødvendigt at der er balance mellem elproduktion og -forbrug på ethvert givet tidspunkt og et antal teknologier kan tages i anvendelse for at opnå denne balance. Af disse muligheder er nogle tilgængelige i elsystemet, fx at regulere lasten på kraftvarmeværker, og nogle er teknisk set mulige at implementere, fx at konvertere el til varme. Det er indlysende at det vil have laveste prioritet at stoppe vindmøller og derved miste vedvarende energiproduktion. Der er ulemper ved alle muligheder og lagring af el produceret på et tidspunkt til forbrug på et andet er en interessant mulighed. Ellagring kan foretages på flere måder fx batterier, brint, kinetisk energi, vandkraft. Af disse fungerer vandkraft (Pumped Hydro Storage) som den eneste i større målestok, men potentialet for dette er ikke stort i Danmark. En anden teknologi som gennem 30 år har været i drift i Huntorf i Nordtyskland er Compressed Air Energy Storage (CAES) (Crotogino et al., 2001). CAES er baseret på en gasturbine hvor kompressor og turbine er adskilt via et trykluftlager som vist i figur 1.1. Når lageret fyldes drives kompressoren af en elmotor, mens turbinen når der produceres el til nettet tager luft fra lageret frem for fra kompressoren som det er tilfældet i en gasturbine. En væsentlig forskel mellem en gasturbineproces og en CAES-proces er at luften som 9

Forbrugsdel Produktionsdel M G Lagerdel Figur 1.1: Principdiagram for et CAES-anlæg. Forbrugsdelen består af luftkompressor og køling. Lagerdelen indeholder kaverne. Produktionsdelen består af gasbrænder hvor der tilføres naturgas samt turbine. I de faktiske anlæg er både kompressor- og turbineprocesserne delt i flere trin med varmeveksling imellem for at optimere anlægget. De enkelte dele er adskilt af ventiler som styrer anlæggets driftstilstand. sendes til lageret køles for at fylde mindre og for ikke at belaste materialerne i lageret. Lageret er udført underjordisk, i Huntorf ved at udskylle en kaverne fra en salthorst. Teknologien er i denne udformning velprøvet og relativt simpel samtidig med at opstartstiden er relativt kort. Anlægget bruges derfor som eloverløbslager i EON s net. 10

1.1 Rapportens indhold I første del af projektet beskrives CAES-teknologiens nuværende stade baseret på den viden som allerede findes hos projektpartnerne samt publiceret materiale. Der sigtes både på at beskrive CAES-teknologien som den er implementeret i nuværende anlæg og nyere typer af anlægskoncepter fx adiabatiske, lavtryks- og mindre, distribuerede anlægs muligheder. Et vigtigt element vil være en gennemgang af mulige definitioner af virkningsgrad og deres anvendelighed i forbindelse med at besvare de overordnede spørgsmål: Hvad er det energimæssige potentiale i CAES-teknologi? Hvor høj er lagervirkningsgraden (exergivirkningsgraden)? Hvilke øvrige tekniske karakteristika er vigtige for CAES? Udgangspunktet for projektet er primært det arbejde som blev gjort på DTU (Elmegaard et al., 2005; Brix og Szameitat, 2003) samt af et konsortium af virksomheder (Anonym, 2003). 11

Kapitel 2 Lagring af elektricitet Lagring af elektricitet kan ske ved brug af alle former for energi, og langt de fleste muligheder anvendes i større eller mindre grad i praksis. 2.1 Teknologier for elektricitetslagring Lagringsteknologier kan inddeles på mange måder. Nedenfor gennemgås lagringsmetoder ud fra den energiform der anvendes i lageret. For at konvertere fra elektricitet til lagerets energiform og tilbage anvendes et eller flere trin. En liste som medtager alle mulige løsninger er derfor lang og grænsende til det umulige at fremstille. Derfor skal de nævnte teknologier i lige så høj grad ses som eksempler på generelle løsninger af lagringsproblemet. Kemisk energi For tiden vil man oftest tænke på brint, eventuelt bundet i metanol eller ammoniak, som en kemisk energibærer der kan anvendes som ellagring. En anden måde at lagre el på i form af kemisk energi er fleksibel produktion på kraftværker. Ved at ændre last på værkerne i forhold til elsystemets behov vil den kemisk bundne energi i brændslet principielt være et lager. Elektrisk energi Batterier eller superkapicatorer kan ligge i denne kategori Kinetisk energi I denne forbindelse anvendes ofte svinghjul Potentiel energi Både trykluftlagring (CAES) og udnyttelse af højdeforskel i pumpelagre (PHS) falder i denne kategori. Indre (termisk) energi Indre energi er ikke så ofte anset som velegnet til lagring af elektricitet. Dog kan man anse prisfleksibelt elforbrug i fx kølehuse som 12

anvendelse af oplagret termisk energi til elektricitetslagring idet elforbruget erstatter et elforbrug på et andet tidspunkt. Reelt at tænke sig termisk energi som lager for el vil kræve materialer i lageret som kan arbejde med varierende, meget høj temperatur, hvilket må anses for værende urealistisk. Konvertering af el til varme ved brug af elpatron eller varmepumpe er også en udnyttelse af eloverløb, men det er ikke et ellager i sædvanlig forstand, da man ikke konverterer tilbage til el. Specielt i det danske system med stor udnyttelse af kraftvarme er det en udfordring af adskille de to produkter. Et eksempel på en konverteringskæde mellem forskellige energibærere kan være et brintbaseret lager. Det vil typisk involvere procestrinnene: el elektrolyse brint+ilt køling+kompression lager ekspansion+opvarmning brændselscelle el Det er vigtigt i forbindelse med vurdering af de forskellige teknologier at have in mente at enhver proces involverer irreversibiliteter i form af friktion, varmeovergang, kemiske reaktioner, elektrisk modstand, mm. Det betyder at enhver af de nævnte teknologier vil have et betragteligt tab i form af el og at man bør søge teknologier med færrest mulige omsætninger. Der kan i litteraturen findes en del sammenligninger af anvendelse og virkningsgrad for ellagre (Semadeni, 2003; Mariyappan et al., 2004; van der Linden, 2006; Ibrahim et al., 2008; Hall og Bain, 2008; Baker, 2008; Association, 2009). Det er åbenbart at sådanne sammenligninger må have væsentlig usikkerhed i de enkelte tal. Det er ligeledes vigtigt at være opmærksom på hvilke dele af anlægget som medtages i beregninger af virkningsgrad. Et eksempel er superlederteknologi, SMES, som i sig selv arbejder næsten uden tab i lageret, men som på den anden side skal holdes ved meget lave temperaturer og dermed vil kræve en væsentlig del af den lagrede energi til køling (Albertos, 2010). 2.2 Exergibetragtninger Ved lagring af elektricitet med henblik på anvendelse som elektricitet er det naturligt at inddrage exergibetragtninger. Exergiindholdet af en given energimængde er et mål for dens anvendelighed eller tilgængelighed (engelsk: availability ) hvor anvendelighed skal forstås som evne til at udføre arbejde i termodynamisk forstand (Bejan et al., 1996). For at beregne exergien af en stof- eller energimængde defineres den døde tilstand (eng: dead state) som de samlede omgivelsers fysiske tilstand, ved temperatur, T 0, og tryk, p 0, og kemiske tilstand, ved en midlet sammensætning af atmosfære, litosfære og oceaner, y 0,. Et stof eller en energimængde som afviger 13

Energi Exergi Vind 100% 100% Solstråling ved 5800 K 100% 96% Potentiel energi i Vand 100% 100% Metan Nedre brændværdi 100% 103% Brint Nedre brændværdi 100% 97% Olie Øvre brændværdi 100% 100% Kul Øvre brændværdi 100% 100% El 100% 100% Fjernvarme 100% 20% Rumvarme 100% 5% Tabel 2.1: Energi- og exergiindhold i energibærere fysisk eller kemisk fra den døde tilstand vil have et exergiindhold fordi man ved at omsætte det til omgivelsernes tilstand kan lave et arbejde. For de fleste energiformer er exergi ækvivalent med energi og der er derfor ingen forskel i betragtningerne. Dette gælder for eksempel for elektrisk energi, e el, mekanisk energi, e W, kinetisk energi, e kin og potentiel energi, e pot. For den kemiske energi bundet i et brændsel kan exergiækvivalenten beregnes og den kemiske exergi, e ch er oftest tæt på stoffets øvre eller nedre brændværdi. Altså er der kun en lille afvigelse fra energiberegning. Væsentlig forskel mellem exergi og energi observerer man når der er tale om energistrømme i form af varme eller massestrøm. I disse tilfælde vil exergiindholdet afhænge af den tilstand energimængden har. For varmestrømme vil exergiindholdet afhængig af den temperatur varmen udveksles ved eftersom det maksimale arbejde der vil kunne udvindes fra denne vil ske med en Carnotproces. Exergien af en varmestrøm vil dermed være: Ė q = Q T T 0 T 0 (2.1) Altså vil varme ved lav temperatur have lavt exergiindhold og dermed lav evne for omsætning til arbejde. Exergien af en strømmende stofmængde vil også være relateret til dets tilstand. Det udledes generelt til: Ė f = ṁ(h h 0 T 0 (s s 0 )), (2.2) hvor h 0 og s 0 er hhv. enthalpi og entropi af stoffet ved den døde tilstand. Eksempler på exergiindhold i et antal energibærere ses af tabel 2.1. Det fremgår tydeligt at for de primære energibærere er andelen af exergi som energien 14

bærer med meget tæt på en-til-en. Det kan altså konkluderes at primær energi er exergi og vice versa og dermed at en exergianalyse er en analyse af hvor godt man anvender primær energi tilført en given proces, og hvor man taber den ikke udnyttede andel. Det fremgår også af tabel 2.1 at varme ved lav temperatur har et lavt exergiindhold. Der er altså væsentlige tab af primær energi ved at omsætte disse til varme i oliefyr, elkedler eller varmepumper, dog med det forbehold at varmepumper teoretisk kan nå meget høje effektfaktorer og dermed exergiudnyttelse. Ved en energianalyse af et anlæg vil man for de enkelte kontrolvolumener anvende termodynamikkens 1. hovedsætning, altså påstanden om energibevarelse. Der vil altså ikke være en forskel på energiens anvendelighed i denne analyse. Det fremgår af ligning (2.2) at exergien mindskes med stigende entropi, hvilket er et udtryk for at irreversibilitet medvirker til tab af exergi. Da der er i alle processer opstår irreversibilitet vil en exergianalyse vise de tab af anvendelighed som opstår af denne grund. Exergi er altså ikke bevaret men tabes eller ødelægges som følge af termodynamikkens 2. hovedsætning. En exergibalance for en proces kan opskrives som: Ėf + Ėel + Ėmek + Ėch + Ėq = Ė tab, (2.3) idet der oftest kan ses bort fra kinetisk og potentiel energi. Exergianalyse kan altså anvendes for at kvantificere tab af elektrisk energi i hver delproces i et anlæg. Det er derfor et vigtigt værktøj i analyser af teknologier til lagring af el. I den gren af exergianalyse som kaldes termoøkonomi anvendes exergiberegninger til at kvantificere den økonomiske omkostning en proces tilfører et produkt. Enhver proces vil indeholde omkostninger til de tilførte strømme og investering i komponenter. For at beregne den økonomiske omkostning som processen har på produktet opstilles en omkostningsbalance baseret på exergistrømme således at samtlige tilførte exergistrømme samt investering, drift og vedligehold fordelt over levetiden tilsammen giver produktets termodynamisk beregnede pris. (Ėc) + Ż = (Ėc) (2.4) input produkt Hvis en proces har flere produkter vil man typisk tillægge dem samme pris per exergienhed. Irreversibiliteter opstår i alle processer. Nogle processer som ofte vil føre til væsentlige exergitab er: Forbrænding grundet kemisk omsætning Varmeveksling grundet temperaturforskel 15

Drøvling Strømning med tryktab Arbejdsudveksling grundet turbulens og friktion 2.2.1 Eksempler på exergivirkningsgrader I analyser af energianlæg kan man opgøre godheden af komponenter på flere måder. Typisk anvendes exergivirkningsgrad og relativt exergitab per komponent. Exergivirkningsgrad, η x defineres som exergiændring af produktet divideret med exergiændring af de tilførte strømme: η x = Ė prod Ė input (2.5) Ved definition af henholdsvis produkt og input er det vigtigt at tænke i komponentens funktion. Exergivirkningsgrad for nogle processer: Kulkraftværk: η x = η el 35 50%. I ren kraftproduktion er virkningsgraden lig elvirkningsgraden. I kraftvarmedrift er der ikke særlig stor forskel herfra da exergien i den leverede fjernvarme stort set svarer til den mistede elproduktion. Combined cycle: η x = η el 50 60%. Virkningsgraden er lig elvirkningsgraden. Forbrænding af naturgas (ved 1200 C): η x 70 80%. Dette viser at der er et væsentligt tab af exergi grundet irreversibiliteten af forbrændingsprocesserne. Fjernvarmeværk 85% virkningsgrad (50 C 80 C): η x = 10%. Ren fjernvarmeproduktion er en dårlig udnyttelse af brændslet grundet den lave temperatur. Elpatron til fjernvarme (50 C 80 C): η x = 11%. Elvarme er en meget dårlig udnyttelse af exergi. Varmepumpe COP=3 (50 C 80 C): η x = 33%. En varmepumpe leverer en meget højere exergivirkningsgrad end end ren elvarme. Men det er vigtigt at bemærke at elektriciteten til drift af varmepumpen først skal produceres. Der kan både argumenteres for 16

+ - 1 MW 1 s 0.5 MW 2 s 1 MJ Figur 2.1: Reversibelt batteri + - 1 MW 1 s 0.4 MW 2 s 0.9 MJ Figur 2.2: Batterilager med irreversibiliteter svarende til omkring 90% virkningsgrad i forbrug og produktion at det ikke har særlig stor betydning da el i højere og højere grad vil blive produceret ved brug af vedvarende energi og at elproduktionens exergivirkningsgrad har stor betydning, da el er exergi og dermed så længe den ikke findes tilgængelig i ubegrænset mængde fra vedvarende kilder vil medføre at der anvendes ressourcer dårligt til produktion af elektricitet for drift af varmepumper for ydelse af varme. Varmeforsyning: De ovenfor angivne exergivirkningsgrader for elvarme og varmepumpe er reelt for høje, da energien ikke skal anvendes ved så høje temperaturer som angivet. Rent faktisk vil det at opvarme fra 5 C ude til 20 C inde give en væsentligt dårligere udnyttelse af exergien. Opvarmningsteknologi hvad enten det er fyr, elvarme eller varmepumpe er i dag meget langt fra at udnytte det potentiale der er i brændslet. Det kan konstateres at mange processer har en relativt dårlig udnyttelse af de ressourcer der findes i form af et exergiindhold. Specielt har processer som konverterer energi til opvarmningsformål en lav virkningsgrad. 2.2.2 Exergianalyse af ellagring Det typiske ellager er et batteri som tilføres en mængde el, lagrer denne og siden afgiver den igen. I bedste fald vil den afgivne mængde el være lig den tilførte. Dette er ikke tilfældet i praksis da både lagring og aflagring medfører tab i form af irreversibiliteter, fx modstand og varmetab. Altså kan man definere en virkningsgrad for lagringen, η i, og for aflagringen η u : 17

η i = W l,i W i (2.6) η u = W u W l,u (2.7) Hvis der sker tab under lagringen kan man definere en virkningsgrad for selve denne: η l = W l,u W l,i (2.8) For hele lagringsprocessen defineres virkningsgraden: η ilu = W u W i = η i η l η u (2.9) Det ses at virkningsgraden for de enkelte trin kan multipliceres for at finde lagervirkningsgraden. Samtidig gælder at alle de involverede energimængder er 100% exergi. Altså gælder også at lagervirkningsgraden er det samme som lagerets exergivirkningsgrad: η x,ilu = η ilu = η x,i η x,l η x,u (2.10) Figur 2.1 illustrerer et reversibelt batteri som lagrer 1 MJ el på 1 sekund og siden aflader den på 2 sekunder. Der er ingen tab forbundet med lagringsprocessen således at virkningsgraderne alle er 1: η i = η l = η u = 1. Figur 2.2 illustrerer et reelt batteri med cirka 90% virkningsgrad på hver af delprocesserne. Tilsvarende kan man se et meget simpelt CAES-anlæg hvor der ikke køles under kompressionen eller varmes under ekspansionen som svarende til et batteri. Der vil i lagringsprocessen kun være to energistrømme: Elforbrug, W i og masse tilført lageret d(mh) i. Under afladningen vil der være to strømme: Elydelse, W u og masse udtaget fra lageret d(mh) u. For disse kan helt parallelt med batteriet defineres virkningsgrader som ligninger 2.6 og 2.7. Under lagringen kan varmetab eller massetab give anledning til tab som kan kvantificeres med en lagervirkningsgrad som 2.8. CAES-anlægget og batteriet kan altså beskrives helt ens ud fra effektivitet som ellager og exergi er et generelt mål for virkningsgrad i et ellager. Et sådant reversibelt anlæg er illustreret i figur 2.3. Tilstandsstørrelser for tryk, temperatur, massestrøm og fysisk exergi er indsat for at illustrere reversibilitet og virkningsgrader. Modellen for denne proces findes i appendix A.1. Det ses på exergistrømmene at disse har samme størrelse som de elektriske effekter. Det kan dermed udledes at exergi er den rigtige størrelse at anvende kvantificering af ellagring, og at den skal anvendes i ved vurdering af virkningsgraden af CAES såvel som andre lagertyper. For CAES er det mere kompliceret at beregne 18

1 MW 1 s 1 MW 1 s M G 1 25 5.7 0 5 197 5.7 1 5 197 5.7 1 1 25 5.7 0 p [bar] t [ C ] ṁ [kg/s] Ė [MW x ] Figur 2.3: Reversibel CAES-proces 19

1.8 MW 2 s 1 MW 1 s + - 0.7 MJ 1.5 MW 2 s 0.3 MW 1 s 0.6 MW 2 s Figur 2.4: Analog repræsentation af diabatisk CAES som batteri end for andre lagre, da CAES typisk udstyres med kompressorkøling, som principielt kan anvendes som et exergiprodukt, og brændselstilførsel ved ekspansionen, som er en exergitilførsel. En illustration af et praktisk CAES-anlæg set som et batterilager er vist i figur 2.4. Tallene er indikative, beregninger er vist i kapitel 4. Konventionel, diabatisk CAES kan betragtes som et batteri med et væsentligt tab under lagring samt væsentligt tab og tilførsel af exergi under produktion. 20

Kapitel 3 CAES Compressed Air Electricity Storage 3.1 Litteratur om CAES CAES har været undersøgt i flere sammenhænge gennem de seneste årtier, dog synes der at være en væsentlig forøgelse af antallet af publikationer fra omkring 1980 og frem, altså omkring Huntorf-anlæggets idriftsættelse. En gennemgang af litteratur fra da med relevans for dette projekt gennemgås i det følgende. I de første kilder refereres til en del forundersøgelser i rapporter som ikke er at finde i den åbne litteratur. Det er ikke forsøgt at finde frem til disse: I (Sharma et al., 1979) beskrives CAES og en optimeringsmetode for ugentlig driftscyklus og komponentvalg er udviklet og illustreret med et eksempel på anvendelse. (Schainker og Nakhamkin, 1985) beskriver status for CAES-anlægs ydelse og driftsomkostninger i midten af 1980 erne. (Karalis et al., 1985) er ligeledes skrevet få år efter Huntorf-anlægget blev sat i drift og beskriver en del erfaringer derfra samt anbefalinger for design af kommende anlæg. Forfatterne refererer til et antal undersøgelser af muligheden for anvendelse af CAES. I samme proceedings beskriver (Allen, 1985) erfaringer med lagring af gasser (LPG, naturgas og luft) i undergrunden. (Nakhamkin et al., 1989) har videre undersøgt muligheden for at bygge anlæg tilsvarende McIntosh, Alabama i Californien. Også (Morrison et al., 1994) beskriver en undersøgelse af muligheden for at bygge et CAES-anlæg. I dette tilfælde 280 MW i Missisippi. Studiet konkluderer at der kan spares en del af investeringen til anlæggets konstruktion i forhold til tidligere undersøgelser. (Stampler, 1993) gennemgår de aktiviteter med henblik på opsætning af CAES-anlæg som var aktive i begyndelsen af 1990 erne. (Crotogino et al., 2001) beskriver driftser- 21

faringerne med Huntorf-anlægget efter 20 års drift. Ikke før dette tidspunkt viste der sig behov for udskiftning af komponenter grundet slid. (Czinkóczky og Veér, 1998) opsummerer forskellige tiltag som kan forbedre virkningsgraden af processen i CAES-anlæg, mens (Najjar og Zaamout, 1998) beskriver en anlægskonfiguration for anvendelse hvor kølevand ikke er til rådighed. Inden for de seneste ti år er udvikling af CAES igen blevet sat i fokus, specielt har Alstom iværksat aktiviteter. Disse beskrives eksempelvis af (Linden, 2002). (Tuschy et al., 2002) og (Tuschy et al., 2004) beskriver de to eksisterende CAESanlæg, Huntorf i Tyskland og McIntosh i Alabama, USA. Desuden beskrives Alstoms nye CAES-koncept baseret på turbinen ET11NM. Processen er udviklet således at det første turbinetrin ekspanderer luften fra lageret uden forudgående forbrænding. Forbrændingen sker i to trin efter turbinerne, men luften til den første turbine varmes eksternt med forbrændingsluften. Den primære årsag er at det reducerer NO x -produktion at forbrænde ved lavt tryk. En del forslag til forbedring af den sædvanlige CAES-proces er blevet foreslået. Specielt har der været fokuseret på at undgå spild af kompressionsvarmen ved at lagre denne og siden bruge den til opvarmning af luften til turbinen. (Grazzini og Milazzo, 2008b) har undersøgt optimeringsmuligheder for et sådant anlæg og finder en virkningsgrad på 72% og videre undersøgt dette ved en exergianalyse i (Grazzini og Milazzo, 2008a). Den seneste større aktivitet om denne teknologi er projektet AA-CAES hvor AA står for Advanced Adiabatic (Bullough et al., 2004; Zunft et al., 2006; Jakiel et al., 2007). I dette projekt har man udviklet et koncept for praktisk at lagre varmen fra kompressorkøling regenerativt og dermed undgå behov for tilførsel af brændsel til processen. Undersøgelser af mulige medier for lagring beskrives i disse artikler. (Yoshimoto og Nanahara, 2005) beskriver et CAES-system hvor turbinedelen inkluderer en combined cycle med både gas- og dampturbine. I artiklen optimeres driften af et sådant anlæg både i konkurrence og optimeret samproduktion med andre anlæg. I (Najjar og Jubeh, 2006) foreslås en CAES-proces hvor den energi som køles væk i kompressionsdelen lagres i form af varmt vand og derved til dels genvindes ved at blive benyttet til befugtning af luften til turbinen. Et CAES-anlæg vil i sagens natur ikke have en kontinuert drift, men vil have variationer i kompressor- og turbinelast samt lagerfyldning efter behov i elnettet. I (Arnulfi og Marini, 2003) undersøges kompressorens drift under forudsætning af et kompressionen sker i et trin. Dette medfører væsentlige udfordringer for kompressorens drift med risiko for surge. 22

3.2 Eksisterende anlæg og procesudlægninger Den meget simple CAES-proces beskrevet i afsnit 2.2.2 ville kunne implementeres for praktisk anvendelse, men den adskiller sig fra de anlæg som er bygget. De væsentligste forskelle er at CAES i praksis er bygget med kølet kompression og tilsvarende tilførsel af energi til ekspansionen i form af brændsel. Derudover er der typisk en reguleringsventil mellem lager og ekspansionsproces for at styre produceret effekt. Der er formentlig flere årsager til at processen har disse tilføjelser for praktisk anvendelse: Køling af kompressor Kølingen udføres ved at komprimere i flere trin med mellemkøling og slutteligt at efterkøle før den komprimerede luft ledes til lageret. Mellemkølingen kan tilnærme processen til isoterm kompression hvilket giver et lavere energiforbrug i form af arbejde for at komprimere. På den anden side vil exergitabet øges ved at fjerne energi i mellemkøling. Efterkøling af den komprimerede luft vil øge densiteten og dermed den volumen-specifikke kapacitet af lageret. På den anden side vil det også give et væsentligt tab af exergi. Der kan desuden være materialemæssige konsekvenser af for høje temperaturer i luften til lageret. Brændselsforbrug ved ekspansion Under ekspansion vil en gas falde i temperatur. Når der fjernes energi under kompressionen så temperaturen i lageret er omkring omgivelsernes, betyder det at luften under ekspansionen vil nå meget lav temperatur. Dette ville betyde udkondensering og frysning af vand i luften og det må kompenseres ved at forbrænde naturgas inden ekspansion. Trykreduktion før ekspansion Anlæggene er udstyret med en reguleringsventil som styrer trykket for turbinedelen. Dette skyldes at effekten fra turbinen er givet ved: Ẇ = m u (h t,i h t,u ) = m u η s,t (h t,i h s,t,u ) (3.1) Enthalpierne vil være tæt på konstante, mens flowet styres at turbinekonstanten: C t = ṁ T t,i (3.2) pt,i 2 p2 t,u Massestrømmen og derved effekten er dermed næsten direkte proportional med turbineindløbstryk. Trykket må derfor styres for at styre effekten. Det giver dog anledning til væsentlige exergitab da en trykreduktion ved 23

Compressor Consumer part Compressor Motor/ generator Producer part Turbine Turbine Clutch M/G Clutch Burner Burner Intercooler Aftercooler Fuel Fuel Storage cavern Storage part Figur 3.1: Hunforf CAES-proces (Brix og Szameitat, 2003) drøvling kan anses som at være en turbine med isentropvirkningsgrad på nul. Gasturbineteknologi CAES er i bund og grund ombyggede gasturbineanlæg. Det er derfor naturligt at anvende procesudlægninger som svarer til sædvanlige gasturbiner. Dette må formodes at have en betydning for processen i CAES-anlæg. De eksisterende procesanlæg er Huntorf- og Alabama-anlægget. Proceskonfigurationen i disse er angivet i hhv. figur 3.1 og figur 3.2. Det ses at anlæggene er relativt ens i deres udlægning. De består af en række af kompressortrin forsynet med mellem- og efterkøling, et lager samt en ekspansion med tilførsel af naturgas som forbrændes. Alabama-anlægget er forsynet med en rekuperator. Erfaringer med disse anlæg har ført til Alstoms præsentation af en optimeret proces som vist i figur 3.3. Sidst bør nævnes at for at undgå forbrug af brændsel har man arbejdet med AA-CAES som indeholder et varmelager og dermed giver høj lagerkapacitet uden store tab. Disse betragtninger giver anledning til at se på tre principielt forskellige CAESprocesser som mulige for implementering af CAES: Adiabatisk CAES-proces (kompressor, lager, turbine) Diabatisk CAES (kølet kompressor, lager, forbrænding, turbine og rekuperator) Advanced adiabatisk CAES (kølet kompressor, luftlager, varmelager og turbine for forvarmet luft). Denne kan pricipielt opfattes som et adiabatisk anlæg hvor den indre energi lagres separat. 24

Consumer part Producer part 4 intercooled compressor stages Motor/ generator Turbine Turbine Clutch M/G Clutch Burner Burner Aftercooler Fuel Fuel Recuperator Storage cavern Storage part Figur 3.2: Alabama CAES-proces (Brix og Szameitat, 2003) Consumer part Producer part 3 intercooled compressor stages Motor Turbine Turbine Generator M G Burner Aftercooler Fuel Burner Recuperator Fuel Storage cavern Storage part Figur 3.3: Alstom foreslået CAES-proces (Brix og Szameitat, 2003) 25

Processerne er undersøgt med henblik på virkningsgrad og lagerkapacitet. Virningsgrad af CAES kan opgøres på flere måder da der er to input, kompressoreffekt og brændsel, og et produkt, turbineeffekt. Det betyder at virkningsgraden kan opgøres på flere måder. For fuldstændighedens skyld gennemgås de mest nærliggende nedenfor, men som beskrevet i afsnit 2.2.2 anvendes exergivirkningsgrad af processerne videre. Virkningsgraden kan definere som for en gasturbine ved termisk virkningsgrad: η t = W t W k m b H b (3.3) Denne definition viser hvor godt en given proces udnytter energien i brændslet. Den vil kunne vise hvor god en given CAES-proces er i sammenligning med andre gasturbiner, men er ikke velegnet for vurdering af processen som ellager hvor man ønsker at sammenligne turbineeffekt med kompressoreffekt. Typisk anvendes nedre brændværdi for brændslet men øvre brændværdi kan anvendes for en tilsvarende definition. Desuden kan man definere en exergivirkningsgrad for brændselsudnyttelsen ved at anvende brændslets kemiske exergi som brændværdi. Virkningsgraden kan defineres som output delt med input: η io = W t W k + m b H b (3.4) Denne virkningsgradsdefinition er indlysende, men ikke umiddelbart hensigtmæssig. Det er ikke den sædvanlige termiske virkningsgrad og kan derfor ikke bruges ved sammenligning med gasturbiners virkningsgrad. Som lagervirkningsgrad giver den ikke direkte et mål for ellagringen, men sætter turbineoutput i forhold til samlet input. Hvis man vælger at antage at turbinens produktion deles mellem kompressoreffekt og brændsel i forhold til deres andel af input vil dette give det korrekte tal, men det er ikke umiddelbart indlysende at de to input giver lige god virkningsgrad, da brændslet i første omgang tilsættes for at kompensere kølingen af kompressoren, men også for at forøge effekten og for at kunne anvende eksisterende turbiner.. Som for den termiske virkningsgrad kan man anvende andre størrelser for brændelsforbrug. Derudover kan man vælge at vægte kompressorens elforbrug eller brændselsforbrug for at tage hensyn til virkningsgraden ved elproduktion. Ingen af disse virkningsgradsdefinitioner synes umiddelbart at være at foretrække for en exergibaseret virkningsgradsdefinition. Det vælges derfor at anvende virkningsgraden, η x,ilu defineret i 2.10. Denne kan hvis der ses bort fra exergitab i lageret omskrives til: η x,ilu = E k,u W k 26 W t E k,u + m b e b (3.5)

idet der for turbinen ikke regnes med at afgassen er et exergiprodukt, men et tab som sker i udløbet. Brændslet regnes som kemisk exergi, der som beskrevet talmæssigt er tæt på brændværdien. 3.2.1 Modellering af CAES-anlæg Modeller af CAES-processerne er implementeret i DNA(Elmegaard og Houbak, 2005) som er et simuleringsværktøj for termiske energisystemer udviklet af DTU Mekanik, på hvis hjemmeside det også kan findes til download. DNA indeholder et bibliotek af matematiske modeller for komponenter og fluider anvendt i termiske anlæg. Disse modeller er verificeret gennem anvendelse af DNA ved beregninger på et stort antal forskellige termiske processer. Modellerne er dokumenteret i DNA s komponentbeskrivelser og opfylder de grundlæggende termodynamiske fænomener. Modellerne for de tre typer af CAES-processer er at finde i appendix A.2 til A.5. Modellerne er blandt andet taget fra (Brix og Szameitat, 2003). 27

Kapitel 4 Virkningsgrad og kapacitet af CAES-anlæg Ud fra ovenstående undersøgelser af CAES-processen kan man se på tre principielt forskellige udgaver af processen. Adiabatisk CAES med isentropiske maskiner (som i figur 2.3) Diabatisk CAES med isentropiske maskiner hvor der luften køles og varmes hhv. før og efter lager Isoterm CAES hvor der køles løbende under kompression og varmes under ekspansion for at opnå konstant temperatur. Disse tre er hver især en modelproces for de faktiske anlæg og analyseres for at beskrive fordele og ulemper ved hver især. Med hensyn til kapacitet af et givet lagervolumen vil den diabatiske og den isoterme proces have samme kapacitet under forudsætning af at der køles til samme temperatur, mens den adiabatiske vil have mindre kapacitet da forøgelsen af luftens specifikke volumen er større end den tilsvarende forøgelse af exergiindhold ved at lagre den indre energi. I figur 4.1 vises lagerkapacitet for kølet og ukølet luft. Figuren viser at større tryk i lageret giver væsentligt større kapacitet og at der for trykforhold på 20 er omkring 50% mere lagerkapacitet i kølet luft. Det anses ikke umiddelbart realistisk at nå et højere tryk end 20 ved adiabatisk lagring, mens meget højere tryk kan anvendes ved de kølede processer. Det betyder at man bør sammenligne den adiabatiske ved 20 bar med den diabatiske ved 100 bar. Det ses at der herved kan nås ti gange højere kapacitet i det kølede lager. Da en væsentlig omkostning ved CAES er undergrundsdelen må dette ses som et væsentligt argument for at have kølet lager. 28

50 Diabatisk Adiabatisk 40 Specifik kapacitet [MJ/m 3 ] 30 20 10 0 0 20 40 60 80 100 Trykforhold [ ] Figur 4.1: Lagerkapacitet 29

0.9 0.8 η s = 1 η s = 0.9 η s = 0.8 η s = 0.7 0.7 Virkningsgrad [ ] 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Trykforhold [ ] Figur 4.2: Virkningsgrad Adiabatisk CAES 30

0.9 0.8 η s = 1 η s = 0.9 η s = 0.8 η s = 0.7 0.7 Virkningsgrad [ ] 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Trykforhold [ ] Figur 4.3: Virkningsgrad Diabatisk CAES 31

Min. lagertryk Max. lagertryk Lagertryk [bar] 48 70 Kompressoreffekt [MW] 57 65 Lagringsvirkningsgrad [%] 73 59 Indfyret effekt [MW] 491 491 Forbrændingstemperatur [ C ] 853 853 Turbineeffekt [MW] 294 294 Produktionsvirkningsgrad [%] 45 44 Virkningsgrad [%] 33 26 Tabel 4.1: Huntorf procesdata Virkningsgraden for henholdsvis adiabatisk og diabatisk lagring giver til gengæld et noget anderledes billede. I figur 4.2 vises virkningsgraden for en adiabatisk CAES-proces afhængig af isentropvirkningsgrad for maskinerne, som i illustrationen er antaget ens. Det ses at virkningsgraden af CAES for reversible maskiner som forventeligt er en, og at den falder proportionalt med maskinernes virkningsgrad. Ved høje trykforhold er virkningsgraden konstant for en given isentropvirkningsgrad. Sædvanligvis vil maskinerne have isentropvirkningsgrad mellem 80% og 90% hvilket giver en maksimal virkningsgrad for CAES på omkring 80%. I figur 4.3 vises virkningsgraden for diabatisk CAES under forudsætning af at kompression og ekspansion foregår i et trin og at der køles til omgivelsestemperatur efter kompressionen. Turbinens indløbstemperatur er bestemt ud fra et kriterium om at der skal være omgivelsetemperatur efter ekspansionen, da dette giver den maksimalt mulige virkningsgrad for denne proces. Det ses at også denne proces har proportionalitet mellem lagringens virkningsgrad og maskinernes isentropvirkningsgrad samt at virkningsgraden konvergerer mod en given værdi ved høje trykforhold. De mest åbenlyse resultat er at adiabatisk CAES er langt bedre ud fra et virkningsgradssynspunkt end den diabatiske. Den diabatiske har kun en forventelig virkningsgrad på omkring 30%. Til sammenligning vil en isoterm proces have en virkningsgrad på 100%, dog er det ikke i praksis blevet demonstreret at man kan konstruere isotermt arbejdende maskiner. De praktiske anlæg i Huntorf og Alabama samt det foreslåede Alstom-system er alle diabatiske, men dog med flere trin i både kompression og ekspansion, hvorved der kan opnås en tilnærmelse mod den isoterme proces. Disse processer er blevet modelleret af (Brix og Szameitat, 2003). Modellerne er anvendt til at finde lagervirkningsgraden for disse praktiske processer. I tabel 4.1, 4.2 og 4.3 er resultaterne for hhv. Huntorf, Alabama og Alstom-processen vist. Det ses at Huntorf kun opnår en lagervirkningsgrad på 26-33% afhængig 32

Min. lagertryk Max. lagertryk Lagertryk [bar] 50 78 Kompressoreffekt [MW] 45 50 Lagringsvirkningsgrad [%] 72 72 Indfyret effekt [MW] 132 132 Forbrændingstemperatur [ C ] 853 853 Turbineeffekt [MW] 116 116 Produktionsvirkningsgrad [%] 51 49 Virkningsgrad [%] 37 35 Tabel 4.2: Alabama procesdata Min. lagertryk Max. lagertryk Lagertryk [bar] 60 80 Kompressoreffekt [MW] 205 222 Lagringsvirkningsgrad [%] 69 68 Indfyret effekt [MW] 417 417 Forbrændingstemperatur [ C ] 1030 1030 Turbineeffekt [MW] 362 362 Produktionsvirkningsgrad [%] 63 62 Virkningsgrad [%] 43 42 Tabel 4.3: Alstom procesdata 33

Exergitab [MW] Relativt exergitab [%] Kompressor 1 6.8 2% Mellemkøler 1 14.3 5% Kompressor 2 6.8 2% Mellemkøler 2 15.4 6% Kompressor 3 7.6 3% Efterkøler 20.9 8% Drøvling 12.2 4% Rekuperator 22.9 8% Luftturbine 5.8 2% Forbrænding 1 124.7 45% Turbine 14.5 5% Forbrænding 2 25.4 9% Tabel 4.4: Exergianalyse i Alstom-proces af lagerets fyldning. Alabama når omkring 36% og Alstom 43%. Disse stemmer godt overens med den diabatiske proces og denne må anses for at være en god modelproces for et praktisk CAES. I tabel 4.4 er de enkelte tab af exergi i Alstom-processen anført. Det største tab, 54%, sker grundet de uundgåelige irreversibiliteter ved kemisk omsætning i forbrændingen. Ud over disse betyder køling af kompressorluften samlet 19%, mens varmeveksling i turbinens rekuperator yderlige koster 8% af tabene. I alt dækker varme til og fra processen mere end 80% af tabene og det er altså af stor betydning at undgå disse. De seneste arbejde med adiabatisk CAES hvor den energi der fjernes fra kompressor ved køling lagres og anvendes til turbineluftopvarmning uden brug brændsel må anses for en potentielt meget bedre proces end den diabatiske. (Vester, 2008) viser at denne proces kan nå omkring 70% lagervirkningsgrad og altså er tæt på en adiabatisk proces. Der er dog væsentlige udfordringer for konstruktion af varmelager og varmeveksling for denne proces. 34

Kapitel 5 Konklusion Rapporten har i væsentlig grad fokuseret på at afklare anvendelsen af CAES set som ellager, mens andre dele af projektet har fokuseret på reel anvendelse og økonomi. Det er i denne rapport vist at CAES har været undersøgt i stor udstrækning for yderligere anvendelse end de to anlæg i drift, Huntorf og Alabama. De fleste undersøgelser er baseret på disse anlæg, men Alstom har foreslået en ny, forbedret proces, og et større europæisk projekt har arbejdet med det som benævnes Advanced Adiabatic CAES. Det er fundet at CAES-anlæg kan deles i to pricipielt forskellige typer, adiabatisk og diabatisk. Den adiabatiske proces kan opnå lagervirkningsgrad på omtrent 75%, mens diabatisk kun opnår omkring det halve. På den anden side er lagerkapaciteten for et diabatisk flere gange større end for det adiabatiske system. De fungerende anlæg og det foreslåede Alstom-system er af den diabatiske type og opnår virkningsgrader på 26-43%. Det konkluderes at virkningsgraden af CAES er under hvad der må forventes af et ellager, fx har batterier eller vandkraft væsentligt bedre virkningsgrad. Dog kan udvikling inden for adiabatiske systemer vise at CAES bliver et konkurrencedygtigt alternativ til disse lagertyper. 35

Litteratur Albertos, J. S. (2010). Storage of electricity by superconducting magnetic technology (smes). kandidatspeciale, Danmarks Tekniske Universitet, Institut for Mekanisk Teknologi. Allen, K. (1985). CAES: The underground portion. I IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, bind PAS-104 No. 4, side 809-812. Anonym (2001). Rapport fra arbejdsgruppen om kraftvarme- og veelektricitet. Rapport, Energistyrelsen. Downloadet fra http: //193.88.185.141/Graphics/Energiforsyning/El_varme_ naturgas/el/eloverlobsrapport_11-10-01.pdf on 26. august 2010. Anonym (2003). Powerstore; feasibility study for a danish location objectives, scope and cost estimate. Rapport, DONG, KBB, Rambøll og MTS. Rapport ikke offentligt tilgængelig. Arnulfi, G. L. og Marini, M. (2003). Analysis of transient performance of a compressed air energy storage plant. I Proceedings of ASME Turbo Expo 2003, nr. GT2003-38533. Association, E. S. (2009). Technologies. http://www.electricitystorage. org/esa/technologies/ downloadet 26. august 2010. Baker, J. (2008). New technology and possible advances in energy storage. Energy Policy, 36:4368-4373. Bejan, A., Tsatsaronis, G. og Moran, M. (1996). Thermal Design & Optimization. Wiley Interscience. Brix, W. og Szameitat, N. (2003). CAES muligheder i danmark. Midtvejsprojekt, Danmarks Tekniske Universitet, Institut for Mekanik, Energi og Konstruktion. 36

Bullough, C., Gatzen, C., Jakiel, C., Koller, M., Nowi, A. og Zunft, S. (2004). Advanced adiabatic compressed air energy storage for the integration of wind energy. I Proceedings of the European Wind Energy Conference, EWEC 2004. Crotogino, F., Mohmeyer, K.-U. og Scharf, R. (2001). Huntorf CAES: More than 20 years of successful operation. I SMRI Spring Meeting 2001. Czinkóczky, B. og Veér, T. (1998). Gas turbine applications for peak-power plants using compressed air energy storage. I Proceedings of the Conference on Mechanical Engineering Gepeszet 98, bind 2, side 587-591. Elmegaard, B. og Houbak, N. (2005). DNA a general energy system simulation tool. I Proceedings of SIMS 2005, 46th Conference on Simulation and Modeling, side 43-52. Elmegaard, B., Szameitat, N. og Brix, W. (2005). Compressed air energy storage (CAES) - possibilities in denmark. I Proceedings of ECOS 2005. Grazzini, G. og Milazzo, A. (2008a). Exergy analysis of a CAES with thermal energy storage. I G.G.M. Stoffels, T. v. d. M. og van Steenhoven, A., redaktører, Proceedings 5th European Thermal-Sciences Conference. Grazzini, G. og Milazzo, A. (2008b). Thermodynamic analysis of CAES/TES systems for renewable energy plants. Renewable Energy, 33:1998-2006. Hall, P. J. (2008). Energy Storage: The Route to Liberation from the Fossil Fuel Economy? Energy Policy, 36:4363-4367. Hall, P. J. og Bain, E. J. (2008). Energy-storage technologies and electricity generation. Energy Policy, 36:4352-4355. Ibrahim, H., Ilinca, A. og Perron, J. (2008). Energy storage systems characteristics and comparisons. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 12:1221-1250. Jakiel, C., Zunft, S. og Nowi, A. (2007). Adiabatic compressed air energy storage plants for efficient peak load power supply from wind energy: the european project AA-CAES. International Journal of Energy Technology and Policy, 5(3):296-306. Karalis, A. J., Sosnowicz, E. J. og Stys, Z. S. (1985). Air storage requirement for a 220 MWe CAES plant as a function of turbomachinery selection and operation. I IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, bind PAS- 104 No. 4, side 803-808. 37

Linden, S. V. D. (2002). The case for CAES. Modern power systems. Mariyappan, J., Black, M., Strbac, G. og Hemmi, K. (2004). Pushing a least cost integration of green electricity into the european grid. Rapport ITP/788, IT Power Ltd. Morrison, A., Mehta, B., Lyons, J. W. og Gneadig, G. (1994). Technical and economic evaluation of nominal 280 mw compressed air energy storage plant in salt dome. I International Gas Turbine and Aeroengine Congress and Exposition, The Hague, Netherlands. American Society of Mechanical Engineers. Najjar, Y. S. H. og Jubeh, N. M. (2006). Comparison of performance of compressed-air energy-storage plant with compressed-air storage with humidification. Journal of Power and Energy, 220:581-588. Najjar, Y. S. H. og Zaamout, M. S. (1998). Performance analysis of compressed air energy storage (CAES) plant for dry regions. Energy Conversion and Management, 39(15):1503-1511. Nakhamkin, M., Swensen, E. C., Hanck, J. A., Hoffman, P. J. og Kadas, J. (1989). Site analysis and turbomachinery characteristics for compressed air energy storage plants for the Pacific Gas and Electric Company. I International Gas Turbine and Aeroengine Congress and Exposition, side 371-377. American Society of Mechanical Engineers. Schainker, R. B. og Nakhamkin, M. (1985). Compressed-air energy storage (CA- ES): Overview, performance and cost data for 25MW to 220MW plants. I IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, bind PAS-104 No. 4, side 791-795. Semadeni, M. (2003). Energy storage as an essential part of sustainable energy systems. Rapport CEPE Working Paper No. 24, ETH Zentrum, Zürich, Switzerland. Sharma, A., Chiu, H. H., Ahrens, F. W., Ahluwalia, R. K. og Ragsdell, K. M. (1979). Design of optimum compressed air bnergy-storage systems. Energy, 4:201-216. Stampler, I. (1993). World utilities going for compressed air energy storage. Gas Turbine World, side 24-28. Tuschy, I., Althaus, R., Gerdes, R. og Keller-Sornig, P. (2002). Compressed air energy storage with high efficiency and power output. VDI Berichte, (1734). 38

Tuschy, I., Althaus, R., Gerdes, R. og Keller-Sornig, P. (2004). Entwicklung der Gasturbinen in der Luftspeicher-Technologie. VGB Powertech, 84(4):84-87. van der Linden, S. (2006). Bulk energy storage potential in the usa, current developments and future prospects. Energy, 31:3446-3457. Vester, J. (2008). Optimering af compressed air energy storage. Specialeafhandling, Danmarks Tekniske Universitet, Institut for Mekanisk Teknologi. Yoshimoto, K. og Nanahara, T. (2005). Optimal daily operation of electric power systems with an ACC-CAES generating system. Electrical Engineering in Japan, 152(1):15-23. Zunft, S., Jakiel, C., Koller, M. og Bullough, C. (2006). Adiabatic compressed air energy storage for the grid integration of wind power. I Sixth International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power and Transmission Networks for Offshore Windfarms, Delft, The Netherlands. 39