Allt fler förnybara energikällor ansluts till Australiens elnät. Södra Australien kommer till exempel att få 40% av sin el från vind och sol en gång Snowtown vindkraftpark är klar senare i år.
Men om förnybar energi i slutändan dominerar marknaden, behöver vi sätt att lagra energin så att vi kan använda den dygnet runt. Den goda nyheten är att det är lätt att lagra energi. Allt du behöver är två små reservoarer - en hög, en låg - och ett sätt att pumpa vatten mellan dem.
Denna teknik, kallad "off-river pumped hydroenergilagring", kan potentiellt ge den energilagring som Australien behöver omhänderta förnybara energikällor helt. Det är billigt också.
Hur pumpad Hydro fungerar
När det finns överskott av elektricitet pumpas vatten genom ett rör eller en tunnel till den övre reservoaren. Energin återvinns senare genom att låta vattnet flöda tillbaka igen, genom en turbin som omvandlar den tillbaka till el. Effektiviteten av 90% i varje riktning är möjlig.
Pumpat vatten är överlägset den mest använda energilagringsformen, som representerar 99% av det totala. Över hela världen kan pumplagd hydrolagring leverera om 150 gigawattar, mestadels integrerade med vattenkraftverk på floder.
I ett "off-river" -system cirkulerar samma vatten i en sluten slinga mellan övre och nedre reservoar, vilket eliminerar behovet av att anläggningen ska byggas på en flod. Mängden energi som lagras är proportionell både till höjdsskillnaden mellan de övre och nedre reservoarerna (vanligtvis mellan 100 och 1000 m) och till volymen vatten som lagras i den övre reservoaren.
Ellagringssystem måste kunna leverera omedelbar effekt i perioder av några timmar. Detta omfattar kortfristiga fluktuationer i vind- och solutgångar, toppar i konsumenternas efterfrågan (t.ex. mycket heta sommarnätter) och oförutsedda utbrott av produktions- och överföringsinfrastruktur. Att använda lagrad energi bidrar också till att hålla kraftledningar från vind- och solanläggningar som används under större delen av tiden.
Av de tillgängliga ellagringsalternativen, som batterier och svänghjul, är pumpad hydro överlägset billigast. Det har inga standbyförluster medan vattnet väntar i behållaren och kan nå full effekt under 30 sekunder.
Tiden att gå utanför-floden
Det finns liten möjlighet för Australien att utveckla vattenkraftkraft på grund av miljö och andra hinder. Men det finns stora möjligheter till kortfristig energilagring. En typisk plats skulle innefatta ett par små reservoarer kopplade med ett rör genom vilket vatten skulle cyklas dagligen tillsammans med en pump och turbin, kraftverk och kraftledningar.
Australien har tusentals utmärkta potentiella platser i kuperade områden utanför bevarandeområden, med typiska höjdskillnader av 750 m. De behöver inte vara nära en vind- eller solpark.
El-lagring av elkraft har flera fördelar jämfört med typiska flodanläggningar:
- Det finns väldigt fler potentiella platser
- Webbplatser kan väljas som inte kolliderar med miljömässiga och andra värden
- Den övre reservoaren kan placeras på en kulle i stället för i en dal, vilket gör att höjdskillnaden maximeras
- Det behövs ingen bestämmelse för översvämningar (vanligtvis en stor kostnad).
Ett system bestående av dubbla 10-hektar reservoarer, vardera 30 m djup, med en 750 m höjdsskillnad, kan leverera omkring 1,000 megawattar i fem timmar.
Mellan 20 och 40 av dessa system skulle räcka för att stabilisera ett 100% förnybart australiskt elsystem.
Hur mycket kostar det?
Eftersom behållarna är små (bara några hektar) jämfört med typiska vattenreservoarer, är de en mindre del av kostnaden. Huvuddelen av kostnaden ligger i kraftkomponenterna (rör, pumpar, turbiner, transformatorer och överföring). Inledande uppskattningar föreslår att kostnaden för ett off-river system på en bra plats ligger runt A $ 1,000 per kilowatt installerad kapacitet.
Här är en hypotetisk fallstudie. En 200 megawatt solenergianläggning levererar högst hälften av sin effekt till nätet i realtid och lagrar resten för kvällen. Nu, i stället för att toppa på den soligaste dagen, sträcker sig solvolymen från 8am till 10pm (beroende på säsong och molntäckning), med maximal effekt till gallret och pumpen var 90-megawatt (efter att ha tillåtit förluster ). Reservoaren kan laddas på natten med vindkraft för att täcka morgonbehovstoppen.
Utjämning av toppar: hur energilagring kan göra solenergi senast på kvällen.
De fristående kostnaderna för solkraft och det kortvariga hydrolagringssystemet är A $ 2,000 respektive A $ 1,000 per kilowatt. Efter redovisning av lagringstab balanserade av besparingar från delning av transformatorns och överföringskostnaderna mellan de två systemen och det faktum att hydrolagringsgraden är hälften av PV-systemet, sätter den totala systemkostnaden vid cirka A $ 2500 per kilowatt .
Med andra ord lägger man till en extra 25% till kostnaden med hjälp av pumpad hydrolagring för att jämna ut topparna i utmatningen från ett solkraftverk. Det är mycket billigare än att använda batterier.
Location, Location, Location
Tillbringa lite tid med en karta eller Google Earth och du kan upptäcka dussintals utmärkta potentiella platser, i kuperat jordbruksland eller längs befintliga kraftledningar. Australien har tusentals kandidatplatser i de flesta bebodda delar av landet.
Till exempel, den Tumut 3 vattenkraftstation har Australiens största pumplagringskapacitet (1500 megawatt), en höjdskillnad av 151 m och en betydande sjö som måste klara stora översvämningar. Men ett litet avloppssystem kunde byggas i närheten, bestående av dubbla 13-hektar reservoarer med en höjdskillnad av 700 m, ansluten med ett 5 km-rör genom en strömlinje. Detta system skulle lagra tillräckligt med vatten för att leverera 1,500-megawatt i tre timmar, och skulle kosta mycket mindre.
Ett 5 km-rör mellan två pumpade vattenlagringsområden (blå prickar) kan förbättra produktionen från Snowy Hydros Tumut 3 kraftverk, till relativt blygsam kostnad (Google Earth image)
Om författaren
Andrew Blakers är direktör för Center for Sustainable Energy Systems och ARC Center for Solar Energy Systems vid Australian National University. Hans forskningsintressen ligger inom solenergisystem.
Denna artikel var medförfattare av Roger Fulton från Jacobs / SKM, som har arbetat i vattenkraftindustrin sedan 1975 som ingenjör och projektledare.
