Гидроаккумулирующая гидроэлектростанция ( ПСГ ), или гидроаккумулирующая гидроэлектроэнергия ( ПГЭС ), — это тип гидроаккумулирования энергии , используемый электроэнергетическими системами для балансировки нагрузки . Этот метод сохраняет энергию в виде гравитационной потенциальной энергии воды, перекачиваемой из резервуара с более низкой высотой на более высокую. Для работы насосов обычно используется недорогая избыточная электроэнергия в непиковое время. В периоды высокого спроса на электроэнергию накопленная вода выпускается через турбины для производства электроэнергии. Хотя потери в процессе перекачки делают станцию в целом чистым потребителем энергии, система увеличивает доходы за счет продажи большего количества электроэнергии в периоды пикового спроса , когда цены на электроэнергию самые высокие. Если верхнее озеро собирает значительное количество осадков или питается рекой, то станция может быть чистым производителем энергии, как традиционная гидроэлектростанция.
Гидроаккумулирующая гидроэлектроэнергия позволяет экономить энергию из непостоянных источников (таких как солнечная энергия , ветер ) и других возобновляемых источников энергии или избыточную электроэнергию из источников постоянной базовой нагрузки (таких как уголь или ядерная энергия) на периоды повышенного спроса. [1] [2] Резервуары, используемые для гидроаккумулирования, могут быть довольно маленькими по сравнению с озерами обычных гидроэлектростанций аналогичной мощности, а периоды генерации часто составляют менее половины дня.
Насосное хранилище на сегодняшний день является самой мощной формой сетевого хранения энергии , и по состоянию на 2020 год глобальная база данных хранения энергии Министерства энергетики США сообщает, что на PSH приходится около 95% всех активных отслеживаемых систем хранения энергии во всем мире, при этом общая установленная пропускная мощность превышает 181 ГВт , из которых около 29 ГВт приходится на США, а общая установленная мощность накопителей превышает 1,6 ТВтч , из которых около 250 ГВтч находятся в США. [3] Энергоэффективность PSH в обе стороны колеблется в пределах 70–80%, [4] [5] [6] [7] , при этом некоторые источники утверждают , что она достигает 87%. [8]
Основное требование для PSH – холмистая местность. Глобальный атлас гидроэнергетики с нуля [9] перечисляет более 600 000 потенциальных объектов по всему миру, что примерно в 100 раз больше, чем необходимо для поддержки 100% возобновляемой электроэнергии. Большинство из них представляют собой замкнутые системы вдали от рек. Районов с природной красотой и новых плотин на реках можно избегать из-за очень большого количества потенциальных участков. В некоторых проектах используются существующие резервуары (получившие название «голубое поле»), например, схема Snowy 2.0 мощностью 350 гигаватт-часов [10] , строящаяся в Австралии. Некоторые недавно предложенные проекты предлагают использовать в своих интересах «заброшенные» места , такие как заброшенные шахты, такие как проект Кидстон [11], строящийся в Австралии. [12]
Потребность в воде для PSH невелика: [13] около 1 гигалитра воды для первоначального заполнения на гигаватт-час хранилища. Эта вода перерабатывается вверх и вниз по склону между двумя водоемами в течение многих десятилетий, но потери на испарение (сверх того, что обеспечивают осадки и любой приток из местных водоемов) должны быть возмещены. Требования к земле также невелики: около 10 гектаров на гигаватт-час хранилища, [13] что намного меньше, чем площадь, занимаемая солнечными и ветряными электростанциями, которые могло бы поддерживать хранилище. Насосные гидроаккумулирующие системы замкнутого цикла (береговые) имеют наименьшие выбросы углерода [14] на единицу хранения среди всех кандидатов на крупномасштабное хранение энергии.
В периоды низкого спроса на электроэнергию избыточные генерирующие мощности используются для перекачки воды в верхний резервуар. При более высоком спросе вода сбрасывается обратно в нижний резервуар через турбину , производящую электроэнергию. Реверсивные турбинно-генераторные агрегаты действуют как комбинированные насосно-турбогенераторные агрегаты (обычно конструкции турбины Фрэнсиса ). [15] Работа с переменной скоростью дополнительно оптимизирует эффективность обратного хода в гидроаккумулирующих станциях. [16] [17] В приложениях микро-PSH группа насосов и насос как турбина (PAT) могут быть реализованы соответственно для насосной и генерирующей фаз. [18] Один и тот же насос можно использовать в обоих режимах путем изменения направления и скорости вращения: [18] рабочая точка при перекачке обычно отличается от рабочей точки в режиме PAT.
В системах с открытым контуром чистые гидроаккумулирующие станции хранят воду в верхнем резервуаре без естественного притока, тогда как в обратных гидроэлектростанциях используется комбинация гидроаккумулирующих и традиционных гидроэлектростанций с верхним резервуаром, который частично пополняется естественными притоками из ручей или река. Электростанции, которые не используют гидроаккумулирующие станции, называются обычными гидроэлектростанциями; Обычные гидроэлектростанции, обладающие значительной аккумулирующей способностью, могут играть в электрической сети ту же роль , что и гидроаккумулирующие станции, если они оборудованы соответствующим образом.
Принимая во внимание потери на преобразование и потери на испарение с открытой поверхности воды, можно достичь рекуперации энергии 70–80% и более. [19] Этот метод в настоящее время является наиболее экономически эффективным средством хранения больших объемов электроэнергии, но капитальные затраты и необходимость соответствующего географического расположения являются решающими факторами при выборе места для гидроаккумулирующих электростанций.
Относительно низкая плотность энергии насосных систем хранения требует либо больших потоков, либо больших перепадов высот между резервуарами. Единственный способ сохранить значительное количество энергии — это разместить большой водоем относительно близко, но как можно выше над вторым водоемом. В некоторых местах это происходит естественным путем, в других один или оба водоема были рукотворными. Проекты, в которых оба водохранилища являются искусственными и в которых ни один из резервуаров не имеет естественного притока, называются системами «замкнутого цикла». [20]
Эти системы могут быть экономичными, поскольку они сглаживают колебания нагрузки в энергосистеме, позволяя тепловым электростанциям, таким как угольные электростанции и атомные электростанции , которые обеспечивают базовую нагрузку электроэнергией, продолжать работать с пиковой эффективностью, одновременно уменьшая потребность в «пиковых» нагрузках. «электростанции, которые используют то же топливо, что и многие тепловые электростанции с базовой нагрузкой, газ и нефть, но были спроектированы с учетом гибкости, а не максимальной эффективности. Следовательно, гидроаккумулирующие системы имеют решающее значение при координации больших групп гетерогенных генераторов . Капитальные затраты на гидроаккумулирующие станции относительно высоки, хотя это несколько смягчается доказанным длительным сроком службы, составляющим десятилетия, а в некоторых случаях более столетия, [21] [22] , что в три-пять раз дольше, чем у коммунальных предприятий. батареи. Когда цены на электроэнергию становятся отрицательными , операторы гидроэлектростанций могут заработать дважды: «покупая» электроэнергию для перекачки воды в верхний резервуар по отрицательным спотовым ценам и снова при продаже электроэнергии в более позднее время, когда цены будут высокими.
Наряду с управлением энергией, гидроаккумулирующие системы помогают стабилизировать частоту электрической сети и обеспечить выработку резерва. Тепловые электростанции гораздо менее способны реагировать на внезапные изменения спроса на электроэнергию, которые потенциально могут вызвать нестабильность частоты и напряжения . Гидроаккумулирующие станции, как и другие гидроэлектростанции, могут реагировать на изменения нагрузки в течение нескольких секунд.
Наиболее важным применением гидроаккумулирующих электростанций традиционно было балансирование электростанций с базовой нагрузкой, но их также можно использовать для уменьшения колебаний мощности прерывистых источников энергии . Гидроаккумулятор обеспечивает нагрузку в периоды высокой выработки электроэнергии и низкого спроса на электроэнергию, обеспечивая дополнительную пиковую мощность системы. В некоторых юрисдикциях цены на электроэнергию могут быть близки к нулю, а иногда и отрицательными в тех случаях, когда имеется больше электроэнергии, чем имеется нагрузки для ее поглощения. Хотя в настоящее время это редко происходит только за счет энергии ветра или солнца , более широкое использование такой генерации увеличит вероятность таких случаев. [ нужна цитата ] Весьма вероятно, что гидроаккумулирующая энергия станет особенно важной в качестве баланса для очень крупномасштабной фотоэлектрической и ветровой генерации. [23] Увеличение мощности передачи на большие расстояния в сочетании со значительными объемами хранения энергии станет важной частью регулирования любого крупномасштабного развертывания прерывистых возобновляемых источников энергии. [24] Высокий уровень проникновения ненадежной возобновляемой электроэнергии в некоторых регионах обеспечивает 40% годового производства, но 60% может быть достигнуто до того, как потребуются дополнительные хранилища. [25] [26] [27]
Меньшие гидроаккумулирующие станции не могут достичь такой же экономии за счет масштаба, как 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. Некоторые предложили разместить в зданиях небольшие гидроаккумулирующие станции, хотя они еще не экономичны. [28] Кроме того, большие водоемы сложно вписать в городской ландшафт (а колебания уровня воды могут сделать их непригодными для рекреационного использования). [28] Тем не менее, некоторые авторы защищают технологическую простоту и безопасность водоснабжения как важные внешние факторы . [28]
Первое использование гидроаккумулятора произошло в 1907 году в Швейцарии , на гидроаккумулирующей станции Энгевайхер недалеко от Шаффхаузена, Швейцария. [29] [30] В 1930-х годах стали доступны реверсивные гидроэлектрические турбины. Эти аппараты могли работать как турбогенераторы, так и в режиме реверса, как насосы с приводом от электродвигателя. Новейшей разработкой крупномасштабных инженерных технологий являются машины с регулируемой скоростью для повышения эффективности. Эти машины работают синхронно с частотой сети при выработке, но работают асинхронно (независимо от частоты сети) при перекачке.
Первое использование гидроаккумулирующих систем в Соединенных Штатах было в 1930 году компанией Connecticut Electric and Power Company, которая использовала большой резервуар, расположенный недалеко от Нью-Милфорда, штат Коннектикут, перекачивая воду из реки Хаусатоник в резервуар для хранения на высоте 70 метров (230 футов) над уровнем моря. . [31]
В 2009 году мировая мощность гидроаккумулирующих электростанций составляла 104 ГВт , [32] в то время как другие источники утверждают, что она составляет 127 ГВт, что составляет подавляющее большинство всех типов энергоаккумулирующих электростанций коммунального назначения. [33] Чистая мощность ЕС составляла 38,3 ГВт (36,8% мировой мощности) из 140 ГВт гидроэлектроэнергии, что составляло 5% общей чистой электрической мощности в ЕС . Япония имела чистую мощность 25,5 ГВт (24,5% мировой мощности). [32]
В 2010 году в США было 21,5 ГВт гидроаккумулирующих мощностей (20,6% мировой мощности). [34] В 2020 году в США PSH произвел 21 073 ГВтч энергии, но -5 321 ГВтч (чистый), поскольку при перекачке потребляется больше энергии, чем вырабатывается. [35] Паспортная мощность гидроаккумулирующих электростанций выросла до 21,6 ГВт к 2014 году, при этом гидроаккумуляторы составляют 97% энергосистемных накопителей энергии в Соединенных Штатах. По состоянию на конец 2014 года на всех этапах процесса лицензирования FERC для новых гидроаккумулирующих гидроэлектростанций в США поступило 51 активное проектное предложение общей мощностью 39 ГВт новой номинальной мощности, однако в настоящее время в США не ведется строительство новых электростанций. США в то время. [36] [37]
Ниже перечислены пять крупнейших действующих гидроаккумулирующих электростанций (подробный список см. в разделе «Список гидроаккумулирующих электростанций ») :
В Австралии строятся или разрабатываются гидроаккумулирующие станции мощностью 15 ГВт. Примеры включают в себя:
В июне 2018 года федеральное правительство Австралии объявило, что на Тасмании выявлено 14 площадок для гидроаккумулирующих электростанций, которые потенциально могут добавить 4,8 ГВт к национальной сети, если будет построен второй межсетевой соединитель под проливом Басса.
Проект Snowy 2.0 соединит две существующие плотины в Снежных горах Нового Южного Уэльса, чтобы обеспечить 2000 МВт мощности и 350 000 МВт-ч хранения. [52]
В сентябре 2022 года было объявлено о проекте строительства гидроаккумулирующей гидроэлектростанции (PHES) в Пайонир-Бурдекин в центральном Квинсленде, которая потенциально может стать крупнейшей PHES в мире мощностью 5 ГВт.
Имеется 9 электростанций, способных перекачивать воду, общей установленной мощностью 1344 МВт и среднегодовой выработкой 2247 ГВтч. Гидроаккумулирующие гидроэлектростанции в Норвегии построены несколько иначе, чем в остальном мире. Они предназначены для сезонной скачки. Большинство из них также не могут бесконечно перекачивать воду, а только перекачивать и использовать ее повторно один раз. Причиной этого является конструкция тоннелей и возвышение нижнего и верхнего резервуаров. Некоторые, например электростанция Нигард, перекачивают воду из нескольких водозаборов рек в водохранилище.
Самая крупная из них, Саурдал, входящая в комплекс Улла-Фёрре , имеет четыре турбины Фрэнсиса мощностью 160 МВт , но только две из них являются реверсивными. Нижний резервуар находится на более высокой высоте, чем сама станция, и поэтому откачанную воду можно использовать только один раз, прежде чем она перетечет на следующую станцию, Квиллдал, дальше по системе туннелей. И помимо нижнего водохранилища в него будет поступать вода, которую можно будет закачивать из 23 речек/ручьев и небольших водозаборов. Некоторые из них уже прошли через меньшую электростанцию на своем пути.
Обычные плотины гидроэлектростанций также могут использовать гидроаккумулирующие системы в гибридной системе, которая генерирует электроэнергию из воды, естественным образом поступающей в водохранилище, а также накапливает воду, перекачиваемую обратно в водохранилище из-под плотины. Плотина Гранд-Кули в США была расширена за счет системы обратной откачки в 1973 году. [53] Существующие плотины могут быть модернизированы с помощью реверсивных турбин, тем самым продлевая время, в течение которого станция может работать на полную мощность. При желании к плотине может быть добавлена обратная электростанция, такая как плотина Рассела (1992 г.), для увеличения генерирующей мощности. Использование верхнего водохранилища и системы транспортировки существующей плотины может ускорить реализацию проектов и снизить затраты.
В январе 2019 года Государственная сетевая корпорация Китая объявила о планах инвестировать 5,7 млрд долларов США в пять ГАЭС общей мощностью 6 ГВт, которые будут расположены в провинциях Хэбэй, Цзилинь, Чжэцзян, Шаньдун и в Синьцзянском автономном районе. Китай стремится построить 40 ГВт гидроэлектростанций к 2020 году. [54]
Гидроаккумулирующие станции могут работать на морской воде, хотя существуют дополнительные проблемы по сравнению с использованием пресной воды, такие как коррозия в соленой воде и рост ракушек. [55] Открытая в 1966 году приливная электростанция Ранс мощностью 240 МВт во Франции может частично работать как гидроаккумулирующая станция. Когда приливы случаются в непиковые часы, турбины можно использовать для закачки в водохранилище большего количества морской воды, чем могло бы принести прилив естественным путем. Это единственная крупномасштабная электростанция такого рода.
В 1999 году проект Янбару мощностью 30 МВт на Окинаве стал первой демонстрацией гидроаккумулирования морской воды. С тех пор он был выведен из эксплуатации. Проект гидроаккумулирующей станции Ланаи мощностью 300 МВт на основе морской воды рассматривался для Ланаи, Гавайи, а проекты на основе морской воды были предложены в Ирландии. [56] Пара предлагаемых проектов в пустыне Атакама на севере Чили будет использовать 600 МВт фотоэлектрической солнечной энергии («Небо Тарапаки») вместе с гидроаккумулирующей электростанцией мощностью 300 МВт («Зеркало Тарапаки»), поднимая морскую воду на 600 метров (2000 футов) вверх по прибрежной полосе. утес. [57] [58]
Пресная вода из разливов рек сохраняется в акватории моря, заменяя морскую воду за счет строительства прибрежных водохранилищ . Запасенная речная вода перекачивается на возвышенности путем строительства ряда насыпных каналов и гидроаккумулирующих гидроэлектростанций с целью хранения энергии, орошения, промышленного, муниципального, омоложения эксплуатируемых рек и т. д. Эти многоцелевые проекты прибрежных водохранилищ предлагают масштабные гидроаккумулирующие сооружения. гидроэнергетический потенциал для использования переменной и прерывистой солнечной и ветровой энергии, которые являются углеродно-нейтральными, чистыми и возобновляемыми источниками энергии. [59]
Исследовано использование подземных резервуаров. [60] Недавние примеры включают предлагаемый проект Summit в Нортоне, штат Огайо , предлагаемый проект Мэйсвилл в Кентукки (подземный известняковый рудник) и проект Маунт-Хоуп в Нью-Джерси , который должен был использовать бывший железный рудник в качестве нижнего резервуара. Предлагаемое хранилище энергии на площадке Каллио в Пюхяярви ( Финляндия ) будет использовать самый глубокий рудник цветных металлов в Европе с перепадом высот 1450 метров (4760 футов). [61] Было предложено несколько новых проектов подземных насосных хранилищ. Оценка стоимости за киловатт для этих проектов может быть ниже, чем для наземных проектов, если они используют существующее подземное пространство шахт. Возможности использования подходящего подземного пространства ограничены, но количество возможностей подземных насосных хранилищ может увеличиться, если заброшенные угольные шахты окажутся подходящими. [62]
В Бендиго , штат Виктория, Австралия, Группа устойчивого развития Бендиго предложила использовать старые золотые рудники под Бендиго для хранения гидроэнергии с помощью насосов. [63] В Бендиго наибольшая концентрация глубоких шахт с твердыми породами в мире: во второй половине 19 века под Бендиго было затоплено более 5000 шахт. Самая глубокая шахта простирается вертикально под землей на 1406 метров. Недавнее предварительное технико-экономическое обоснование показало, что эта концепция жизнеспособна при генерирующей мощности 30 МВт и времени работы 6 часов при высоте воды более 750 метров.
Американский стартап Quidnet Energy изучает возможность использования заброшенных нефтяных и газовых скважин для гидроаккумулирования. В случае успеха они надеются расширить масштабы проекта, используя некоторые из 3 миллионов заброшенных скважин в США. [64] [65]
Небольшие (или микро) приложения для гидроаккумулирования могут быть построены на ручьях и внутри инфраструктур, таких как сети питьевой воды [66] и инфраструктуры искусственного оснежения. В связи с этим бассейн ливневой воды был конкретно реализован как экономически эффективное решение для резервуара для воды в микронасосном гидроаккумуляторе. [18] Такие электростанции обеспечивают распределенное хранение энергии и распределенное гибкое производство электроэнергии и могут способствовать децентрализованной интеграции технологий прерывистой возобновляемой энергии , таких как энергия ветра и солнечная энергия . Водохранилища, которые можно использовать для малых гидроаккумулирующих электростанций, могут включать [67] естественные или искусственные озера, резервуары внутри других сооружений, таких как ирригационные системы, или неиспользуемые части шахт или подземных военных объектов. В одном из исследований Швейцарии показано, что общая установленная мощность малых гидроаккумулирующих электростанций в 2011 году может быть увеличена в 3–9 раз за счет предоставления адекватных политических инструментов . [67]
В марте 2017 года исследовательский проект StEnSea (Хранение энергии в море) объявил об успешном завершении четырехнедельного испытания гидроаккумулирующего подводного резервуара. В этой конфигурации полая сфера, погруженная в воду и закрепленная на большой глубине, действует как нижний резервуар, а верхний резервуар представляет собой вмещающий объем воды. Электричество вырабатывается, когда вода подается через обратимую турбину, встроенную в сферу. В непиковые часы турбина меняет направление и снова откачивает воду, используя «избыток» электроэнергии из сети. Количество энергии, создаваемой при впуске воды, растет пропорционально высоте столба воды над сферой, другими словами: чем глубже расположена сфера, тем плотнее она может хранить энергию. Таким образом, емкость запаса энергии погруженного резервуара определяется не гравитационной энергией в традиционном смысле, а скорее вертикальным изменением давления .
Используя систему гидроаккумулирования, состоящую из цистерн и небольших генераторов, пико-гидро также может быть эффективным для домашних систем производства энергии с «замкнутым контуром». [68] [69]
Используя давление гидроразрыва, можно хранить под землей в непроницаемых пластах, таких как сланцы. [70] Используемый сланец не содержит углеводородов. [71]
Одна из идей по снижению потребности в энергии для перекачки состоит в том, чтобы использовать электричество для разделения воды на небольшой высоте, а затем перекачивать водород легче воздуха на большую высоту, где его можно было бы сжигать с атмосферным кислородом для получения воды. Эту высокогорную воду затем можно было бы вернуть на низкую высоту, что потенциально более чем компенсирует потери эффективности за счет сбора гравитационной потенциальной энергии высотного атмосферного кислорода (который позже безвредно повторно смешивается солнечным ветром). [72]
RheEnergise [73] стремится повысить эффективность гидроаккумулирующих систем за счет использования жидкости в 2,5 раза плотнее воды («мелкоизмельченное взвешенное твердое вещество в воде» [74] ), так что «проекты могут быть в 2,5 раза меньше при той же мощности. " [75]
Шухт говорит, что в регионе, в котором он работает, 42 процента электроэнергии (по выработке, а не мощности) поступает от ветра и солнца – примерно столько же, сколько в Южной Австралии.
Шухт считает, что интеграция 60–70 процентов переменной возобновляемой энергии – только ветра и солнца – может быть реализована на немецком рынке без необходимости дополнительных хранилищ.
Кроме того, потребуется место для хранения.
В энергетической отрасли существует определенное количество мифов.
Один из них заключается в том, что нам нужна большая гибкость в системе для интеграции возобновляемых источников энергии, таких как накопители энергии, прерываемые нагрузки или резервные электростанции.
Это миф.
Мы находимся на верном пути к созданию системы, которая сможет обеспечить 70-80% возобновляемой энергии без необходимости дополнительных вариантов гибкости.
