Flere og flere fornybare energikilder kobles til Australias strømnett. Sør-Australia, for eksempel, vil få 40% av strømmen fra vind og sol når den først er Snowtown vindpark er ferdigstilt senere i år.
Men hvis fornybar energi til slutt skal dominere markedet, vil vi trenge måter å lagre energien på, slik at vi kan bruke den døgnet rundt. Den gode nyheten er at det er enkelt å lagre energi. Alt du trenger er to små reservoarer - ett høyt, ett lavt - og en måte å pumpe vann mellom seg på.
Denne teknikken, kalt "off-river pumped hydro energy storage", kan potensielt gi energilagring som Australia trenger for å omfavne fornybar energi. Det er billig også.
Hvordan pumpet vann fungerer
Når det er overflødig strøm, pumpes vann gjennom et rør eller tunnel til det øvre reservoaret. Energien gjenvinnes senere ved å la vannet renne ned igjen, gjennom en turbin som konverterer det tilbake til strøm. Effektiviteter på 90% i hver retning er mulig.
Pumpet hydro er den desidert mest brukte formen for energilagring, og representerer 99% av totalen. Over hele verden kan pumpet vannlagring levere omtrent 150 gigawatt, for det meste integrert med vannkraftverk på elver.
I et "off-river" -system sirkulerer det samme vannet i en lukket sløyfe mellom de øvre og nedre reservoarene, og eliminerer behovet for at anlegget skal bygges på en elv. Mengden lagret energi er proporsjonal både med høydeforskjellen mellom de øvre og nedre reservoarene (typisk mellom 100 og 1000 m), og med volumet av vann som er lagret i det øvre reservoaret.
Elektrisitetslagringssystemer må kunne levere øyeblikkelig effekt i perioder på noen få timer. Dette dekker kortsiktige svingninger i vind- og soluttak, topper i etterspørselen fra forbrukerne (for eksempel veldig varme sommeretter ettermiddager) og uplanlagte strømbrudd i generasjons- og overføringsinfrastruktur. Å bruke lagret energi bidrar også til å holde kraftledninger fra vind- og solanlegg i bruk i mer av tiden.
Av de tilgjengelige alternativene for lagring av elektrisitet, som batterier og svinghjul, er pumpet vann den klart billigste. Det har ingen standby-tap mens vannet venter i reservoaret, og kan nå full effekt på 30 sekunder.
Tid for å gå off-river
Det er liten mulighet for Australia til å utvikle vannkraft på elven på grunn av miljømessige og andre begrensninger. Men det er enorme muligheter for kortvarig energilagring utenfor elven. Et typisk sted vil omfatte et par små reservoarer forbundet med et rør som vann vil bli syklet hver dag sammen med en pumpe og turbin, kraftverk og kraftledninger.
Australia har tusenvis av utmerkede potensielle steder i kuperte områder utenfor bevaringsreservater, med typiske høydeforskjeller på 750 m. De trenger ikke være i nærheten av en vind- eller solpark.
El-lagring utenfor elven har flere fordeler i forhold til typiske elveanlegg:
- Det er langt flere potensielle nettsteder
- Nettsteder kan velges som ikke er i konflikt med miljøverdier og andre verdier
- Det øvre reservoaret kan plasseres på toppen av en bakke i stedet for i en dal, slik at høydeforskjellen kan maksimeres
- Det er ikke nødvendig å sørge for flom (vanligvis en stor kostnad).
Et system som inneholder to 10-hektar reservoarer, hver 30 m dyp, med en høydeforskjell på 750 m, kan levere omtrent 1,000 megawatt i fem timer.
Mellom 20 og 40 av disse systemene vil være nok til å stabilisere et 100% fornybart australsk elsystem.
Hvor mye koster det?
Ettersom reservoarene er små (bare noen få hektar) sammenlignet med typiske vannmagasiner, er de en mindre del av kostnadene. Mesteparten av kostnadene er i kraftkomponentene (rør, pumper, turbiner, transformatorer og girkasse). Opprinnelige estimater antyder at kostnadene for et off-river-system på et bra sted er rundt A $ 1,000 per kilowatt installert kapasitet.
Her er en hypotetisk casestudie. Et 200 megawatt solkraftanlegg leverer maksimalt halvparten av sin effekt til nettet i sanntid, og lagrer resten for kvelden. Nå, i stedet for å toppe på det mest solrike tidspunktet på døgnet, strekker solenergiutgangen seg fra 8am til 10pm (avhengig av sesong og skydekke), med en maksimal effektutgang til nettet og pumpen som hver er 90 megawatt (etter å ha tillatt for tap ). Reservoaret kan lades om natten ved hjelp av vindenergi for å dekke morgenbehovstoppen.
Utjevning av toppene: hvordan energilagring kan gjøre at solenergi varer ut på kvelden.
De frittstående kostnadene for solkraftsystemet og det kortsiktige vannlagringssystemet er henholdsvis A $ 2,000 og A $ 1,000 per kilowatt. Etter å ha redegjort for lagringstap balansert med besparelser fra deling av transformator og overføringskostnader mellom de to systemene, og det faktum at hydro lagringsvurderingen er halvparten av PV-systemet, setter den totale systemkostnaden til rundt $ 2500 per kilowatt .
Med andre ord, ved å bruke pumpet vannlagring for å jevne ut toppene i produksjonen fra et solkraftverk, tillegger du bare ekstra 25% til kostnadene. Det er mye billigere enn å bruke batterier.
Beliggenhet, beliggenhet, beliggenhet
Bruk litt tid med et kart eller Google Earth, og du kan se flere titalls utmerkede potensielle nettsteder, i kupert jordbruksland eller langs eksisterende kraftlinjeruter. Australia har tusenvis av kandidatsteder i de mest bebodde delene av landet.
For eksempel Tumut 3 vannkraftstasjon har Australias største pumpede vannlagringskapasitet (1500 megawatt), en høydeforskjell på 151 m, og en betydelig innsjø som må takle store flom. Men et lite off-river-system kunne bygges i nærheten, som omfatter to 13-hektar reservoarer med en høydeforskjell på 700 m, forbundet med en 5 km rør som går gjennom en kraftlinjerute. Dette systemet vil lagre nok vann til å levere 1,500 megawatt i tre timer, og vil koste mye mindre.
Et 5 km rør mellom to pumpede vannlagringssjøer (blå prikker) kan forbedre ytelsen til Snowy Hydros Tumut 3 kraftstasjon, til relativt beskjedne kostnader (Google Earth-bilde)
Om forfatteren
Andrew Blakers er direktør for Center for Sustainable Energy Systems og ARC Center for Solar Energy Systems ved Australian National University. Hans forskningsinteresser er innen solenergisystemer.
Denne artikkelen ble medforfatter av Roger Fulton fra Jacobs / SKM, som har jobbet i vannkraftindustrien siden 1975 som ingeniør og prosjektleder.
