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電池儲能未成為2019年儲能技術(shù)發(fā)展的主旋律

作者: | 發(fā)布日期: 2019 年 11 月 05 日 10:53 | 分類: 產(chǎn)業(yè)資訊

對于非電池儲能系統(tǒng)來說,2019年獲得突破性發(fā)展的一年,抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電和蓄熱儲能技術(shù)在這一年的部署和改進(jìn)取得了重大進(jìn)展。許多行業(yè)參與者正在從試點(diǎn)項(xiàng)目轉(zhuǎn)向簽約項(xiàng)目,這將擴(kuò)大部署規(guī)模,并降低成本。

抽水蓄能技術(shù)是一種成熟可靠的長期儲能技術(shù),抽水蓄能閉環(huán)系統(tǒng)可以使用兩個人工水庫,與自然水體沒有任何聯(lián)系。如蒙大拿州和亞利桑那州的項(xiàng)目所示,抽水蓄能閉環(huán)系統(tǒng)可以設(shè)計(jì)為發(fā)電8到10個小時儲能系統(tǒng)。

在美國的27個獲得許可的抽水蓄能項(xiàng)目中,大多數(shù)位于16個州,總裝機(jī)容量為18.8 GW,至少已使用了30年。此外,美國聯(lián)邦能源管理委員會已經(jīng)批準(zhǔn)20GW新裝機(jī)容量的初步許可,并且儲能開發(fā)商還提交了另外19 GW裝機(jī)容量的申請。

美國還有更多建設(shè)抽水蓄能設(shè)施的潛力,據(jù)估計(jì)在全球各地可以建設(shè)50萬個抽水蓄能設(shè)施,這在技術(shù)上是可行的,這意味著建設(shè)抽水蓄能設(shè)施具有很大的潛力。

抽水蓄能設(shè)施的建設(shè)成本并沒有想像那么高,可能是因?yàn)橹皇褂每赡媸剿u輪機(jī)這個組件,而其他費(fèi)用取決于現(xiàn)場建設(shè),從土方工程到建造包含水力渦輪機(jī)的發(fā)電站。一項(xiàng)成本預(yù)測得出的結(jié)論是,抽水蓄能設(shè)施與鋰離子電池儲能系統(tǒng)相比更具成本競爭力。

例如,Copenhagen Infrastructure Partners去年夏天在蒙大拿州進(jìn)行的一個裝機(jī)容量為400MW抽水蓄能項(xiàng)目獲得股權(quán)投資,這個抽水蓄能項(xiàng)目具有施工和運(yùn)營許可證,施工將于明年開始。

氫能發(fā)電

氫能發(fā)電是另一種儲能技術(shù),是一種中等規(guī)模的儲能裝置。其工作原理是使用可再生能源產(chǎn)生的電力對水進(jìn)行電解,并將產(chǎn)生的氫氣可以存儲起來,然后用于燃料電池發(fā)電。這是一個潛在的長期儲能方案。

在過去一年中,美國至少部署了三座小型工業(yè)氫能發(fā)電裝置,全部使用質(zhì)子交換膜(PEM)電解技術(shù),通過利用太陽能或風(fēng)能將水電解成氫和氧來產(chǎn)生氫氣。由此產(chǎn)生的氫氣可以儲存在壓力容器中最終用于燃料電池,由于儲氫裝置與電解槽裝置是分開的,因此對于給定的電解槽系統(tǒng)來說,儲氫容量沒有技術(shù)限制。

雖然質(zhì)子交換膜和其他電解水技術(shù)已經(jīng)很成熟,但實(shí)現(xiàn)更加經(jīng)濟(jì)的規(guī)?;a(chǎn)是一項(xiàng)挑戰(zhàn)。氫能發(fā)電技術(shù)可能需要在更多市場中立足,擴(kuò)大規(guī)模,并降低成本,才能成為具有成本競爭力的儲能選擇。

如今已經(jīng)開始大規(guī)模的生產(chǎn)。去年2月,Hydrogenics公司宣布計(jì)劃在加拿大為液化空氣公司建造一套20MW質(zhì)子交換膜電解槽系統(tǒng)。該系統(tǒng)當(dāng)時被稱為世界上最大的氫電解項(xiàng)目,每年的氫氣產(chǎn)量將近3000噸。

同樣在去年2月,挪威氫氣生產(chǎn)商N(yùn)el ASA公司宣布在瑞士實(shí)施一項(xiàng)的30 MW電解槽項(xiàng)目框架合同。該項(xiàng)目將從一個2MW的集裝箱式質(zhì)子交換膜電解槽開始,并將氫氣出售給H2 Energy的附屬公司Hydrospider AG,為其燃料電池卡車車隊(duì)提供燃料。

ITM Power公司在德國宣布部署一個10MW 質(zhì)子交換膜電解槽,并設(shè)計(jì)了一種100MW系統(tǒng),根據(jù)ITM公司報(bào)告,目前電解槽的成本現(xiàn)在低于800歐元/kW,到2020年中期將降至500歐元/ kW以下。

荷蘭的一個工業(yè)和學(xué)術(shù)聯(lián)盟已設(shè)定了建設(shè)一個GW級電解設(shè)施目標(biāo),到2025年開始生產(chǎn)氫氣,耗資約3.5億歐元。

另一種可行的儲能解決方案是使用氫氣生產(chǎn)氨氣。日本的JGC公司已經(jīng)報(bào)告了一種將氫氣轉(zhuǎn)化為氨氣的有效方法,可以將其燃燒進(jìn)行發(fā)電。JGC公司認(rèn)為,與氫氣相比,氨氣在安全性和成本效益方面具有各種優(yōu)勢。

蓄熱儲能

蓄熱儲能的一個眾所周知的應(yīng)用是熔融鹽儲能,亞利桑那州的Solana集中式太陽能發(fā)電廠就采用了這種儲能技術(shù),其熔融鹽存儲的熱量用于驅(qū)動蒸汽輪機(jī)。然而,熱儲能還涉及其他存儲熱量的方式,例如低溫儲能。

總部位于英國的Highview Power公司于2018年6月開始在曼徹斯特附近運(yùn)營一個裝機(jī)容量為5MW低溫儲能設(shè)施。這項(xiàng)技術(shù)利用電力在零下320華氏度冷卻和液化空氣,將液態(tài)空氣儲存在絕緣的低壓存儲罐中,然后將液態(tài)空氣暴露在環(huán)境溫度下,使其迅速重新氣化,以其膨脹至液態(tài)體積的700倍,為發(fā)電機(jī)提供動力。

Highview Power公司估計(jì),一個200 MW/2GWh的10小時低溫儲能系統(tǒng)的平準(zhǔn)化成本為 140美元/MWh。類似的低溫項(xiàng)目也在進(jìn)行中。例如,去年7月,Highview Power公司宣布與總部位于內(nèi)布拉斯加州的Tenaska Power Services簽訂合同,將在兩年內(nèi)開發(fā)高達(dá)4GWh的低溫儲能設(shè)施。

根據(jù)與南加州愛迪生(SCE)的合同,總部位于加利福尼亞的Ice Energy公司目前正在安裝1200個低溫能源系統(tǒng),并對這些系統(tǒng)進(jìn)行集中控制,以管理峰值需求和負(fù)載轉(zhuǎn)移。

Siemens Gamesa公司提供了一種稱之為具有成本競爭力的技術(shù):電熱儲能。用電將絕熱容器中的火山石加熱到600℃。隨后,使用常規(guī)蒸汽輪機(jī)將熱量轉(zhuǎn)換為電能,從而實(shí)現(xiàn)了45%的往返效率。該公司表示,該技術(shù)可用于改造已退役的化石燃料發(fā)電廠,并計(jì)劃于今年晚些時候在一家試點(diǎn)工廠開始運(yùn)營。

展望未來

過去一年的儲能技術(shù)發(fā)展表明,電池儲能系統(tǒng)并不是唯一的儲能技術(shù)??梢蚤L期儲能的其他技術(shù)也在不斷發(fā)展,并且這些儲能技術(shù)在未來一年將會得到更多行業(yè)人士的關(guān)注。

(來源:中國儲能網(wǎng) 劉伯洵)

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