Накопители энергии: Гидроаккумулирующие электростанции

Введение

Система хранения электроэнергии

Накопительная гидроэлектроэнергия (PSH), или гидроаккумулирующая электростанция (PHES), – это тип накопителя гидроэнергии, используемый в электрических системах для балансировки нагрузки. Метод заключается в накоплении энергии в виде гравитальной потенциальной энергии воды, перекачиваемой из нижнего резервуара в верхний. Для работы насосов обычно используется избыточная электроэнергия низкой стоимости в периоды вне пиковой нагрузки. В периоды высокого спроса на электроэнергию накопленная вода выпускается через турбины для выработки электроэнергии. Хотя потери при перекачке делают станцию чистым потребителем энергии в целом, система увеличивает доход за счет продажи большего количества электроэнергии в периоды пикового спроса, когда цены на электроэнергию наиболее высоки. Если верхний водоем собирает значительное количество осадков или питается рекой, то станция может быть чистым производителем энергии, как традиционная гидроэлектростанция. Накопительная гидроэлектроэнергия позволяет сохранять энергию из непостоянных источников (таких как солнечная и ветровая энергия) и других возобновляемых источников, или избыточную электроэнергию от непрерывных базовых источников (таких как уголь или атомная энергия) для периодов повышенного спроса. Резервуары, используемые для накопительной гидроэнергетики, могут быть значительно меньше, чем озера традиционных гидроэлектростанций аналогичной мощности, а периоды генерации часто составляют менее половины дня. Накопительная гидроэнергетика – это наиболее емкая форма хранения энергии в энергосистеме. По данным Глобальной базы данных по накоплению энергии Министерства энергетики США на 2020 год, на PSH приходится около 95% всех активных установок по накоплению энергии в мире, с общей установленной пропускной способностью более 181 ГВт, из которых около 29 ГВт приходится на Соединенные Штаты, и общей установленной емкостью хранения более 1,6 ТВтч, из которых около 250 ГВтч приходится на Соединенные Штаты. Круговой КПД PSH варьируется от 70% до 80%, при этом некоторые источники заявляют о показателе до 87%. Основным требованием для PSH является холмистый рельеф. Глобальный атлас потенциальных гидроаккумулирующих проектов указывает на наличие более 600 000 потенциальных площадок по всему миру, что примерно в 100 раз превышает количество, необходимое для обеспечения 100% возобновляемой электроэнергией. Большинство из них – это замкнутые системы, расположенные вдали от рек. Благодаря большому количеству потенциальных площадок можно избежать воздействия на природные ландшафты и строительства новых плотин на реках. Некоторые проекты используют существующие резервуары (так называемые "голубые поля"), такие как проект Snowy 2.0 мощностью 350 гигаватт-часов, строящийся в Австралии. Некоторые недавно предложенные проекты предполагают использование "коричневых площадок", таких как отработанные шахты, например, проект Kidston, строящийся в Австралии. Потребность в воде для PSH невелика: около 1 гигалитра воды для первоначального заполнения на гигаватт-час хранения. Эта вода перекачивается вверх и вниз между двумя резервуарами в течение многих десятилетий, но потери от испарения (помимо того, что обеспечивается осадками и притоком из местных водоемов) необходимо восполнять. Потребность в земле также невелика: около 10 гектаров на гигаватт-час хранения на единицу хранения среди всех кандидатов для крупномасштабного хранения энергии.

Pumped storage hydroelectricity (PSH), or pumped hydroelectric energy storage (PHES), is a type of hydroelectric energy storage used by electric power systems for load balancing. The method stores energy in the form of gravitational potential energy of water, pumped from a lower elevation reservoir to a higher elevation. Low cost surplus off peak electric power is typically used to run the pumps. During periods of high electrical demand, the stored water is released through turbines to produce electric power. Although the losses of the pumping process make the plant a net consumer of energy overall, the system increases revenue by selling more electricity during periods of peak demand, when electricity prices are highest. If the upper lake collects significant rainfall or is fed by a river then the plant may be a net energy producer in the manner of a traditional hydroelectric plant. Pumped storage hydroelectricity allows energy from intermittent sources (such as solar, wind) and other renewables, or excess electricity from continuous base load sources (such as coal or nuclear) to be saved for periods of higher demand. The reservoirs used with pumped storage can be quite small when contrasted with the lakes of conventional hydroelectric plants of similar power capacity, and generating periods are often less than half a day. Pumped storage is by far the largest capacity form of grid energy storage available, and, as of 2020, the United States Department of Energy Global Energy Storage Database reports that PSH accounts for around 95% of all active tracked storage installations worldwide, with a total installed throughput capacity of over 181 GW, of which about 29 GW are in the United States, and a total installed storage capacity of over 1.6 TWh, of which about 250 GWh are in the United States. The round trip energy efficiency of PSH varies between 70%–80%, with some sources claiming up to 87%. The main requirement for PSH is hilly country. The global greenfield pumped hydro atlas lists more than 600,000 potential sites around the world, which is about 100 times more than needed to support 100% renewable electricity. Most are closed loop systems away from rivers. Areas of natural beauty and new dams on rivers can be avoided because of the very large number of potential sites. Some projects utilise existing reservoirs (dubbed "bluefield") such as the 350 Gigawatt hour Snowy 2.0 scheme under construction in Australia. Some recently proposed projects propose to take advantage of "brownfield" locations such as disused mines such as the Kidston project under construction in Australia. Water requirements for PSH are small: about 1 gigalitre of initial fill water per gigawatt hour of storage. This water is recycled uphill and back downhill between the two reservoirs for many decades, but evaporation losses (beyond what rainfall and any inflow from local waterways provide) must be replaced. Land requirements are also small: about 10 hectares per gigawatt hour of storage, per unit of storage of all candidates for large scale energy storage.

Основной принцип

В периоды низкого спроса на электроэнергию избыточная генерирующая мощность используется для перекачки воды в верхний резервуар. При увеличении спроса вода выпускается обратно в нижний резервуар через турбину, генерируя электроэнергию. Обратимые турбинно-генераторные агрегаты функционируют как комбинированные насосы и турбины (обычно конструкции турбин Франсиса). Работа с переменной скоростью дополнительно оптимизирует эффективность цикла в насосных гидроаккумулирующих электростанциях (ПГАЭС). В микро-ПГАЭС могут быть применены группы насосов и насосы-турбины (PAT) соответственно для фаз перекачки и генерации. Один и тот же насос может использоваться в обоих режимах путем изменения направления и скорости вращения. В настоящее время это наиболее экономически эффективный способ хранения больших объемов электроэнергии, однако капитальные затраты и необходимость в подходящей географии являются критическими факторами при выборе площадок для ПГАЭС. Относительно низкая плотность энергии систем накопления энергии методом гидроаккумуляции требует либо больших расходов воды, либо значительной разницы высот между резервуарами. Единственный способ накопить значительное количество энергии – наличие большого водоема, расположенного относительно близко, но как можно выше над вторым водоемом. В некоторых местах это происходит естественным образом, в других – один или оба водоема созданы искусственно. Проекты, в которых оба резервуара искусственные и не имеют естественного притока, называются системами "замкнутого цикла". Эти системы могут быть экономически выгодны, поскольку они сглаживают колебания нагрузки на энергосистему, позволяя тепловым электростанциям, таким как угольные и атомные, обеспечивающим базовую нагрузку, продолжать работать с максимальной эффективностью, одновременно снижая потребность в "пиковых" электростанциях, использующих то же топливо (газ и нефть), что и базовые тепловые электростанции, но спроектированных для гибкости, а не максимальной эффективности. Следовательно, системы гидроаккумуляции имеют решающее значение при координации работы больших групп разнородных генераторов. Капитальные затраты на ПГАЭС относительно высоки, однако это частично компенсируется их проверенным длительным сроком службы – десятилетиями, а в некоторых случаях и более века, что в три-пять раз превышает срок службы аккумуляторных батарей коммунального масштаба. Когда цены на электроэнергию становятся отрицательными, операторы ПГАЭС могут получать двойную выгоду, "покупая" электроэнергию для перекачки воды в верхний резервуар по отрицательным спотовым ценам и затем продавая ее, когда цены вырастут. Помимо управления энергией, системы гидроаккумуляции помогают стабилизировать частоту электрической сети и обеспечивают резервную мощность. Тепловые электростанции гораздо менее способны реагировать на внезапные изменения спроса на электроэнергию, которые могут привести к нестабильности частоты и напряжения. ПГАЭС, как и другие гидроэлектростанции, могут реагировать на изменения нагрузки в течение нескольких секунд. Традиционно основное применение ПГАЭС – балансировка базовых электростанций, но они также могут использоваться для сглаживания колебаний выработки прерывистых источников энергии. ПГАЭС обеспечивают нагрузку в периоды высокой выработки электроэнергии и низкого спроса, увеличивая пиковую мощность системы. В некоторых регионах цены на электроэнергию могут быть близки к нулю или даже отрицательными, когда предложение электроэнергии превышает спрос. Хотя в настоящее время это редко происходит исключительно из-за ветровой или солнечной энергии, увеличение использования таких источников энергии повысит вероятность подобных ситуаций. Особенно вероятно, что гидроаккумуляция станет особенно важной для балансировки крупномасштабной фотоэлектрической и ветровой генерации. Увеличение пропускной способности линий электропередачи на большие расстояния в сочетании со значительными объемами накопителей энергии будет иметь решающее значение для регулирования любой крупномасштабной интеграции прерывистых возобновляемых источников энергии. Высокая доля нестабильной возобновляемой электроэнергии в некоторых регионах достигает 40% годовой выработки, но 60% может быть достигнуто до необходимости дополнительных накопителей.

At times of low electrical demand, excess generation capacity is used to pump water into the upper reservoir. When there is higher demand, water is released back into the lower reservoir through a turbine, generating electricity. Reversible turbine/generator assemblies act as combined pump and turbine generator units (usually Francis turbine designs). Variable speed operation further optimizes the round trip efficiency in pumped hydro storage plants. In micro PSH applications, a group of pumps and Pump As Turbine (PAT) could be implemented respectively for pumping and generating phases. The same pump could be used in both modes by changing rotational direction and speed: This technique is currently the most cost effective means of storing large amounts of electrical energy, but capital costs and the necessity of appropriate geography are critical decision factors in selecting pumped storage plant sites. The relatively low energy density of pumped storage systems requires either large flows and/or large differences in height between reservoirs. The only way to store a significant amount of energy is by having a large body of water located relatively near, but as high as possible above, a second body of water. In some places this occurs naturally, in others one or both bodies of water were man made. Projects in which both reservoirs are artificial and in which no natural inflows are involved with either reservoir are referred to as "closed loop" systems. These systems may be economical because they flatten out load variations on the power grid, permitting thermal power stations such as coal fired plants and nuclear power plants that provide base load electricity to continue operating at peak efficiency, while reducing the need for "peaking" power plants that use the same fuels as many base load thermal plants, gas and oil, but have been designed for flexibility rather than maximal efficiency. Hence pumped storage systems are crucial when coordinating large groups of heterogeneous generators. Capital costs for pumped storage plants are relatively high, although this is somewhat mitigated by their proven long service life of decades and in some cases over a century, which is three to five times longer than utility scale batteries. When electricity prices become negative, pumped hydro operators may earn twice when "buying" the electricity to pump the water to the upper reservoir at negative spot prices and again when selling the electricity at a later time when prices are high. Along with energy management, pumped storage systems help stabilize electrical network frequency and provide reserve generation. Thermal plants are much less able to respond to sudden changes in electrical demand that potentially cause frequency and voltage instability. Pumped storage plants, like other hydroelectric plants, can respond to load changes within seconds. The most important use for pumped storage has traditionally been to balance baseload powerplants, but they may also be used to abate the fluctuating output of intermittent energy sources. Pumped storage provides a load at times of high electricity output and low electricity demand, enabling additional system peak capacity. In certain jurisdictions, electricity prices may be close to zero or occasionally negative on occasions that there is more electrical generation available than there is load available to absorb it. Although at present this is rarely due to wind or solar power alone, increased use of such generation will increase the likelihood of those occurrences. It is particularly likely that pumped storage will become especially important as a balance for very large scale photovoltaic and wind generation. Increased long distance transmission capacity combined with significant amounts of energy storage will be a crucial part of regulating any large scale deployment of intermittent renewable power sources. The high non firm renewable electricity penetration in some regions supplies 40% of annual output, but 60% may be reached before additional storage is necessary.

Маломасштабные объекты

Меньшие насосно-аккумулирующие электростанции не могут достичь такой же экономии масштаба, как и более крупные, но некоторые из них существуют, включая недавний проект мощностью 13 МВт в Германии. Shell Energy предложила проект мощностью 5 МВт в штате Вашингтон. Предлагались также небольшие насосно-аккумулирующие электростанции, размещаемые в зданиях, хотя пока они экономически невыгодны. Кроме того, сложно вписать крупные водохранилища в городскую среду (а колебания уровня воды могут сделать их непригодными для рекреационного использования). В 1930-х годах появились обратимые гидротурбины. Эти устройства могли работать как в режиме турбогенератора, так и в обратном режиме – как насосы, приводимые в действие электродвигателем. Последним достижением в области крупномасштабных инженерных технологий являются машины с регулируемой скоростью для повышения эффективности. Эти машины работают синхронно с частотой сети при генерации электроэнергии, но асинхронно (независимо от частоты сети) при накачке. Первым применением насосно-аккумулирующей электростанции в Соединенных Штатах в 1930 году стало использование компанией Connecticut Electric and Power Company большого водохранилища, расположенного недалеко от Нью-Милфорда, штат Коннектикут, для перекачки воды из реки Хаусатоник в водохранилище, находящееся на 70 метров выше.

Австралия

В Австралии 15 ГВт мощностей для аккумулирования энергии с помощью гидроаккумулирующих электростанций находятся в стадии строительства или разработки. Примеры: в июне 2018 года федеральное правительство Австралии объявило об определении 14 площадок в Тасмании для строительства гидроаккумулирующих электростанций, которые потенциально могут добавить 4,8 ГВт в национальную энергосистему при условии строительства второго межсистемного соединения под проливом Басса. Проект Snowy 2.0 предполагает соединение двух существующих плотин в Снежных горах штата Новый Южный Уэльс для обеспечения мощности 2000 МВт и 350 000 МВт⋅ч хранения энергии. В сентябре 2022 года в Пионер-Бердекин, расположенном в центральном Квинсленде, был объявлен проект гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) мощностью 5 ГВт, который может стать крупнейшей в мире ГАЭС.

Норвегия

В стране 9 насосных электростанций общей установленной мощностью 1344 МВт и среднегодовым производством 2247 ГВт·ч. Насосная гидроаккумулирующая электростанция в Норвегии устроена несколько иначе, чем в остальном мире. Они предназначены для сезонного накопления энергии путем перекачки воды. Большинство из них также не могут циркулировать водой бесконечно, а лишь накачивать ее и использовать один раз. Это связано с конструкцией туннелей и разницей высот между нижним и верхним водохранилищами. Некоторые, например, электростанция Нюгард, перекачивают воду из нескольких речных заборов в водохранилище. Самая крупная, Саурдал, входящая в комплекс Улла-Фёрре, оснащена четырьмя турбинами Франсиса мощностью 160 МВт, но только две из них реверсивные. Нижний резервуар расположен выше самой станции, поэтому перекачанную воду можно использовать только один раз, прежде чем она потечет на следующую станцию, Квиллдал, расположенную ниже по туннельной системе. Кроме того, в нижний резервуар поступает вода, которую можно накачивать из 23 рек, ручьев и небольших водоемов, часть из которых уже прошла через более мелкие электростанции.

Водоэлектростанции с обратным насосом

Обычные гидроэлектростанции также могут использовать систему накопления энергии методом гидроаккумуляции в гибридной системе, которая генерирует электроэнергию как за счет естественного притока воды в водохранилище, так и за счет закачки воды обратно в водохранилище из-под плотины. Гранд-Кули-дам в Соединенных Штатах была расширена системой обратной перекачки в 1973 году. Существующие плотины могут быть модернизированы обратимыми турбинами, что увеличивает время работы станции на полной мощности. Для увеличения генерирующей мощности к плотине может быть добавлена насосная электростанция обратной перекачки, такая как плотина Рассела (1992). Использование верхнего резервуара и системы передачи существующей плотины позволяет ускорить реализацию проектов и снизить затраты. В январе 2019 года Государственная сетевая корпорация Китая объявила о планах инвестировать 5,7 миллиарда долларов США в пять гидроаккумулирующих электростанций общей мощностью 6 ГВт, которые будут расположены в провинциях Хэбэй, Цзилинь, Чжэцзян, Шаньдун и в Синьцзян-Уйгурском автономном районе. Китай планирует к 2020 году ввести в эксплуатацию 40 ГВт мощности гидроаккумулирующих электростанций.

Морская вода

Накачиваемые гидроаккумулирующие электростанции могут работать с морской водой, хотя это сопряжено с дополнительными трудностями по сравнению с использованием пресной воды, такими как коррозия от соленой воды и обрастание ракушками. Приливная электростанция Ранс мощностью 240 МВт во Франции, введенная в эксплуатацию в 1966 году, может частично функционировать как гидроаккумулирующая станция. Во время высоких приливов в периоды низкой нагрузки турбины могут использоваться для перекачки в резервуар большего объема морской воды, чем поступило бы естественным путем с приливом. Это единственная в своем роде крупномасштабная электростанция. Проект "Янбару" мощностью 30 МВт на Окинаве, реализованный в 1999 году, стал первой демонстрацией гидроаккумулирования с использованием морской воды. Впоследствии он был выведен из эксплуатации. Рассматривался проект гидроаккумулирующей электростанции Lanai мощностью 300 МВт, использующей морскую воду, для острова Ланаи, Гавайи, и проекты на основе морской воды были предложены в Ирландии. Два предлагаемых проекта в пустыне Атакама на севере Чили будут использовать 600 МВт фотоэлектрической солнечной энергии (Skies of Tarapacá) в сочетании с 300 МВт гидроаккумулирующей станции (Mirror of Tarapacá), которая будет поднимать морскую воду вверх по прибрежному обрыву.

Прибрежные пресноводные водоемы

Пресная вода, поступающая при речных паводках, накапливается в морской акватории, вытесняя морскую воду, посредством строительства прибрежных водохранилищ. Накопленная речная вода подается на возвышенные участки местности путем строительства сети дамб-каналов и насосно-аккумулирующих гидроэлектростанций для целей накопления энергии, орошения, промышленных нужд, коммунального водоснабжения, восстановления истощенных рек и т.д. Эти многоцелевые проекты прибрежных водохранилищ предоставляют значительный потенциал для использования энергии, накапливаемой с помощью насосно-аккумулирующих гидроэлектростанций, для утилизации переменной и непостоянной солнечной и ветровой энергии, являющихся углеродно-нейтральными, чистыми и возобновляемыми источниками энергии.

Подземные резервуары

Было проведено исследование использования подземных резервуаров. Недавние примеры включают проект Summit в Нортоне, штат Огайо, проект Maysville в Кентукки (подземная известняковая шахта) и проект Mount Hope в Нью-Джерси, который планировалось реализовать с использованием бывшей железной шахты в качестве нижнего резервуара. Предлагаемое хранение энергии на площадке Callio в Пюхяярви (Финляндия) будет использовать самый глубокий рудник цветных металлов в Европе, с перепадом высот. Предложено несколько новых проектов подземного аккумулирования энергии методом гидронасоса. Оценки стоимости за киловатт для этих проектов могут быть ниже, чем для наземных, если они используют существующие подземные шахтные пространства. Возможностей, связанных с подходящим подземным пространством, ограничено, но количество возможностей для подземного аккумулирования энергии методом гидронасоса может возрасти, если заброшенные угольные шахты окажутся пригодными. В Бендиго, Виктория, Австралия, группа Bendigo Sustainability Group предложила использовать старые золотые рудники под Бендиго для аккумулирования энергии методом гидронасоса. Бендиго обладает самой высокой концентрацией глубоких шахт в твердых породах в мире – более 5000 шахт пробурено под Бендиго во второй половине XIX века. Самая глубокая шахта простирается на 1406 метров вглубь земли по вертикали. Недавнее предварительное технико-экономическое обоснование показало, что концепция жизнеспособна, с генерирующей мощностью 30 МВт и временем работы 6 часов при использовании напора воды более 750 метров. Американский стартап Quidnet Energy изучает возможность использования заброшенных нефтяных и газовых скважин для аккумулирования энергии методом гидронасоса. В случае успеха они надеются масштабировать технологию, используя часть из 3 миллионов заброшенных скважин в США.

Децентрализованные системы

Небольшие (или микро) приложения для аккумулирования энергии методом гидроаккумуляции могут быть построены на ручьях и в рамках существующей инфраструктуры, такой как сети питьевого водоснабжения и системы искусственного оснежения. В этом контексте, бассейн ливневых вод был успешно реализован как экономически эффективное решение для создания водохранилища в системе микро-гидроаккумулирования. Также возможны использование естественных или искусственных озер, водохранилищ в других сооружениях, например, в системах орошения, или неиспользуемых участков шахт и подземных военных объектов. В Швейцарии одно исследование показало, что общая установленная мощность малых гидроэлектростанций с использованием гидроаккумуляции в 2011 году могла быть увеличена в 3-9 раз при условии внедрения соответствующих мер государственной поддержки.

Гидравлический удар

Используя гидравлический разрыв пласта, давление можно накапливать под землей в непроницаемых слоях, таких как сланцы. Используемые сланцы не содержат углеводородов.

Электролиз

Одна из идей по снижению энергозатрат на перекачку — использовать электроэнергию для разложения воды на низкой высоте, а затем транспортировать водород, который легче воздуха, на большую высоту, где он может быть сожжен с атмосферным кислородом с образованием воды. Эту воду, находящуюся на большой высоте, можно вернуть на низкую, потенциально не только компенсируя потери эффективности, но и извлекая выгоду из гравитационной потенциальной энергии атмосферного кислорода на большей высоте (который впоследствии безвредно перемешивается ветрами, вызванными солнечным нагревом).

Высокоплотный насосный гидроэлектростанционный

RheEnergise стремится повысить эффективность аккумулирующей гидроэнергии, используя жидкость, в 2,5 раза более плотную, чем вода ("тонкодисперсная твердая взвесь в воде"), что позволит создавать проекты в 2,5 раза меньшего размера при той же мощности.