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地下储氢技术和具有碳捕获封存的天然气发电厂是价格最低的长时储能技术

北极星储能网  来源:中国储能网  作者:刘伯洵  2021/9/14 8:45:07  我要投稿  

北极星储能网讯:美国国家可再生能源实验室的研究人员日前发布一份研究报告。对于在风力发电设施和太阳能发电设施不可用的情况下,哪种能源技术能够提供最低的成本来为美国西部互联电网提供电力进行了研究与调查。他们假设可再生能源发电的普及率为85%,报告指出,地下储氢技术和具有碳捕获储存的天然气联合循环发电厂是持续放电时间为120小时储能应用中价格最低的选项。

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黄色区域是美国西部电网服务区域

美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员评估了大多数长时储能(LDES)技术的成本和性能。还研究了峰值发电厂,以帮助电力系统应对极高水平的可再生能源发电量。研究发现,鉴于当前和未来的投资成本情景,地下储氢技术和联合循环(NGCC) 天然气发电厂具有碳捕集和储存(CCS)技术为120小时持续放电时间的储能应用中,可以提供最低的平准化能源成本(LCOE)。而抽水蓄能发电设施、压缩空气储能系统、电池储能系统是持续放电时间为12小时平准化能源成本(LCOE)最低的储能解决方案。

研究人员Chad Hunter在接受媒体采访时说:“由于储能技术将与其他低碳发电技术(如NG-CC和CCS)竞争,可以在风力发电和太阳能发电不足的情况下为电网供电,因此我们对它们进行了比较。这使得我们能够快速比较在以前的分析中没有研究的技术。”

在技术和经济方面分析考虑了美国西部互联电网中采用的长时储能系统和灵活发电技术。西部互联电网是一个从加拿大西部延伸到加利福尼亚州的广域同步电网,可再生能源发电量在该地区电力结构中占85%的份额。

Hunter解释说:“长时储能系统需要更大的储能量容量,并以典型的充电或放电速率可以持续放电数天、数周甚至更长时间。而在这项研究中,灵活的发电设施和长时储能系统发电设备的总装机容量为100MW,在峰值和负荷范围内,与目前的化石燃料发电厂的规模保持一致。”

长时储能系统可以在12小时到7天的持续放电时间内提供额定功率,并且平准化能源成本(LCOE)是针对当前和未来的投资成本计算的。

根据美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员的分析,对于最长7天的持续放电时间,天然气联合循环(NGCC)发电厂是成本最低的解决方案。而对于12小时持续放电时间这个最低的门槛,成本最低的一些选项分别是压缩空气储能(CAES)系统、锂离子电池储能系统、钒氧化还原液流电池系统、抽水蓄能发电设施,这主要是由于与电力相关的投资成本适中,并且效率高。

Hunter解释说:“电池储能系统可能会在未来的电网规模储能系统中发挥重要作用,特别是如果电池成本继续像在过去十年中看到的那样快速下降的话。而持续放电时间较短的电池储能系统将得到低成本的长时储能技术的补充,例如地下储氢技术。”

对于持续放电时间超过四天的长时储能系统,成本最低的储能解决方案是绝热压缩空气储能(D-CAES)、天然气联合循环(NGCC)发电厂、天然气燃气轮机(NG-CT)、盐穴储氢设施,以及重型车辆采用的质子交换膜(HDV-PEM)燃料电池。他们还确定抽水蓄能设施和质子交换膜(HDV-PEM)燃料电池分别在12小时和120小时的持续放电时间的应用中提供最低的平准化能源成本(LCOE)。

Hunter表示:“尽管具有地下储氢系统和天然气联合循环(NGCC)发电厂系统是支持持续放电时间超过36小时应用场景的成本最低的技术,但也存在一些挑战。首先,这两种技术在短时储能应用中(少于12小时)提供最低成本,而在可再生能源发电份额更多的时候,这两种技术可能会主导储能市场。因此,储能技术的发展需要由其他部门或用例驱动,例如在重型卡车运输中使用质子交换膜(HDV-PEM)燃料电池或者为工业应用部署天然气联合循环(NGCC)发电厂。”

该研究团队表示,在持续放电时间超过大约48小时的情况下,可以最大限度地减少储能投资,并且平准化能源成本(LCOE)对储能系统的储能容量的成本比对装机容量的成本更敏感。该团队在一篇名为“支持高可变可再生能源电网的长时储能和灵活发电技术的技术经济分析”论文中介绍了其研究结果。


原标题:持续放电时间不同的情况下成本最低的长时储能系统有哪些?

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