[미국] 아르곤, 미국 국립재생에너지연구소와 양수식 수력 발전의 잠재성 발견

에너지 저장으로 날씨에 상관없이 일정한 전력 제공

아르곤은 미국 에너지부의 국립재생에너지연구소와 협력해 알래스카에서 양수식 수력 발전 프로젝트를 위해 잠재적 부지를 식별했다 [사진출처(Photo source) = Shutterstock/Mirvav]

 

빠르게 녹는 빙하부터, 기록적인 산불에 이르기까지 알래스카는 대부분의 하위 48개 주보다 지구 온난화의 영향을 더 크게 받고 있다. 

미국 에너지부(DOE) 산하 국립재생에너지연구소(NREL, National Renewable Energy Laboratory)는 미국 농무부(USDA)에 따르면, 미국에서 면적이 가장 큰 주인 알래스카는 미국의 다른 어떤 주보다 빠르게 온난화가 진행되고 있고, 그 결과 해안 침식, 폭풍영향 증가, 해빙 후퇴 및 영구 동토층 용해 등이 발생하고 있다.

뉴욕주의 방대한 규모와 다양한 환경은 고유한 에너지 수요와 과제를 만들었다. 알래스카는 대부분의 다른 주들처럼 큰 주의 에너지 그리드와 연결돼 있지 않다. 알래스카의 전력 시스템은 두 개의 큰 전송 시스템과 150개 이상의 소규모 고립된 시스템으로 구성돼 외딴 지역에 서비스를 제공한다.

알래스카는 주로 이산화탄소를 배출하는 화석 연료 기반 전력을 사용한다. 주정부 전력의 약 30%만이 풍력, 태양열 및 물을 포함한 재생 가능 에너지에서 얻어진다. 이러한 무탄소 에너지원을 전기 그리드에 더 큰 규모로 통합하기 위해 과학자들은 태양열과 풍력이 부족할 때 일정한 전력을 제공할 수 있는 비용 효율적인 방법을 찾았다. 알래스카에서는 어떤 여름날에는 태양이 24시간 떠있고, 겨울에는 거의 떠있지 않을 때도 있다.

미국 에너지부(DOE) 아르곤 국립 연구소(Argonne National Laboratory)의 과학자들은 알래스카 전역에서 많은 양의 에너지를 저장하고, 그리드 복원력을 향상시키는 효율적인 방법으로 양수식 수력 발전의 잠재력을 파악하기 위한 연구를 주도했다. 아르곤은 DOE의 수력 기술 사무소에서 자금을 지원받기 위해 DOE의 국립재생에너지 연구소(NREL)와 파트너를 맺었다. 

두 연구소의 과학자들은 지도를 보고,  지리 공간 분석을 공동으로 수행해 알래스카에서 양수식 수력 발전에 적합한 장소를 식별했다. 양수식 수력 발전은 현재 미국 전체 저장 용량의 약 93%를 제공한다. 그 결과 알래스카의 약 천800개 현장이 폐쇄형 양수식 수력 발전 프로젝트 개발에 적합했고, 더 많은 현장이 개방형 양수식 수력 발전 프로젝트 개발에 적합했다.

기존의 수력 발전과 달리 양수식 수력 발전 기술은 물이 상부 저수지에서 터빈을 통해 하부 저수지로 방출될 때 전기를 생성한다. 전기가 저렴하고 풍부한 밤에는 터빈을 뒤집어 물을 높은 상부 저수지로 다시 보낸다. 전력은 저장됐다가 필요할 때 방출 된다. 

블라디미르 코리타로프(Vladimir Koritarov) 아르곤(Argonne)의 에너지 시스템 및 인프라 분석 부서인 에너지·환경·경제 시스템 분석 센터(CEEESA) 소장은 "알래스카에서 양수식 수력 발전은 변덕적인 날씨의 균형을 맞추기 위해 재생 에너지를 저장함으로써 더 많은 풍력과 태양열을 에너지 그리드에 통합할 수 있는 잠재력을 가지고 있다”고 말했다. 또한 "우리는 프로젝트가 천800개 지역 모두에서 개발될 것이라가정하진 않지만 잠재적인 개발이 가능한 많은 지역이 있다"고 설명했다.

탄소 배출량을 줄이는 것과 함께 이 재생 에너지는 알래스카의 외딴 지역에 디젤 연료를 공급하는 데 드는 높은 비용으로 인한 전기 비용을 낮출 수 있다. 알래스카의 전기는 미국에서 가장 비싼 전기 중 하나다. 농촌 지역 거주자는 도시 지역 거주자보다 3-4 배 더 많은 비용을 지불한다.

알래스카는 단기, 장기 에너지 저장이 필요하다

아르곤 연구원들은 알래스카의 통합 레일벨트(Railbelt) 시스템에서 양수식 수력 발전의잠재력을 평가했다. 전송 그리드는 페어뱅크스(Fairbanks) 시에서 앵커리지(Anchorage) 및 케나이 반도(Kenai Peninsula)까지 확장되는 5개의 규제된 공공 시설로 구성다. 레일벨트 전기의 약 80%는 이산화탄소를 배출하는 천연 가스에서 나다.

아르곤 과학자들은 전력 시스템 운영 및 계획을 위한 국가 규모의 통합 시뮬레이션 프레임워크인 A-LEAF(Argonne Low-Carbon Electricity Analysis Framework)를 사용해 세부 모델을 만들었다. 아르곤 과학자들은 과거와 현재의 에너지 전송 추세를 연구했다. 그리고 그들은 향후 25년 동안 예상되는 전력 수요의 전반적인 성장을 분석했다. A-LEAF는 또한 기존 발전기가 경제적 수명에 도달하면 폐기하는 것을 고려했다.

코리타로프(Koritarov)는 "A-LEAF 모델링의 주요 결과 중 하나는 레일벨트 시스템이 미래에 단기 및 장기 에너지 저장 장치를 모두 필요로 한다는 것이다. 이 에너지 저장은 풍력 및 태양열 발전의 운영 변동성을 균형있게 조정하고, 더 오랜 기간 동안 신뢰성과 백업 용량을 제공할 것입니다"라고 말했다.

양수식 수력 발전은 약 10시간 이상의 에너지 저장을 제공한다. 이 연구는 리튬 이온 배터리 레일벨트 시스템에서 단기(4시간) 에너지 저장에 적합하다는 것을 보여줬다.

NREL 과학자들은 고립된 소형 전력망 또는 "마이크로그리드"로 전력을 공급받는 알래스카의 외딴 지역을 평가했다. 연구자들은 HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewables) 모델을 사용해 최소 250명 이상의 거주자가 있는 시골 지역 사회에서 소규모 양수식 저장 프로젝트의 실행 가능성을 분석했다. 이 팀은 소규모 양수식 저장 프로젝트의 잠재력이 있는 18개의 외딴 지역을 선별했다. 그곳은 인구 규모를 포함한 여러 기준을 충족했다. 과학자들은 대부분 소규모 양수식 저장 프로젝트 대비 높은 투자 비용으로 양수식 수력 발전이 외딴 지역에서 경제적으로 실현 가능하지 않을 수 있다고 판단했다. 그러나 리튬 이온 배터리 저장이 전기 비용을 낮추려는 농촌 지역에서 경제적으로 더 유리할 수 있지만 경제적으로 더 오래 보관할 수는 없다.

레베카 메도우스 Rebecca Meadows NREL의 수석 엔지니어는 "최적의 양수식 수력 발전 자원과 특성을 가진 외딴 지역 사회를 선별하는 것 외에도 이 연구에는 양수식 수력 발전 자본 비용과 디젤 연료 가격에 대한 민감도 분석이 포함되었다"라고 말했다. 그는 "목표는 양수식 수력 발전 프로젝트가 경제적으로 실현될 수 있는 시점을 결정하는 것이다"라며 디젤 비용이 더 높은 대규모 외딴 지역 사회의 경우, 재생 가능한 자원 및 건설 가능성과 같은 현장별 고려 사항에 따라 양수식 수력 발전이 비용 효율적인 옵션이 될 수 있다는 결과가 나왔다"고 말했다.

양수식 수력 발전 프로젝트 실행

탄소 배출량을 을 줄이기 위한 실행 가능한 기술로서 양수식 수력 발전의 사용을 검증하는 것과 함께 아르곤과 NREL의 연구는 청정 에너지 정책 및 규정을 개발하고, 투자 결정을 내리는데 대한 지침을 제공했다.

"이 프로젝트는 또한 알래스카 경제에 달러를 공급할 수 있다. 개발자들은 이미 주에서 양수식 저장 수력 발전에 대해 문의하고 있다"고 코리타로프는 말했다. 

프로젝트에 폭넓은 전문 지식을 제공한 아르곤은 양수식 수력 발전 프로젝트의 가치를 평가하는 방법에 대한 '2021년 DOE가 후원 가이드북'을 편찬했다. 

아르곤과 NREL의 연구는 빠르게 진화하는 미국 전력 시스템에서 수력 발전 및 양수 식 수력 발전의 신뢰성, 복원력 및 통합에 대한 기여를 이해, 활성화 및 개선하기 위해 DOE의 수력와이어(HydroWIRES의 탄성 전력 시스템을 위한 물 혁신(Water Innovation for a Resilient Electricity System)이니셔티브에 따라 수행됐다.

[원문보기]

Harnessing the power of water: Argonne and NREL study shows the potential of pumped storage hydropower in Alaska

Pumped storage hydropower stores energy to provide constant power during intermittent weather in Alaska

 

From rapidly melting glaciers to record-breaking wildfires, Alaska is feeling the impact of global warming more acutely than most of the lower 48 states.

Alaska, the nation’s largest state by area, is warming faster than any other U.S. state, according to the U.S. Department of Agriculture. The result is coastal erosion, increased storm effects, sea ice retreat and permafrost melt, among other impacts.

The state’s massive size and diverse landscape have created unique energy needs and challenges. Alaska is not connected to large interstate energy grid like most other states. It consists of two larger transmission systems and more than 150 small, isolated systems serving remote communities.

Alaska is primarily powered by fossil fuel-based power that emit the carbon dioxide that drives climate change. The state gets roughly 30% of its power from renewable energy, including wind, solar and water. To integrate those zero-carbon energy sources into the electric grid on a larger scale, scientists are seeking cost-effective ways to store energy to provide constant power when solar and wind are scarce. In Alaska, the sun might shine 24 hours on some summer days and barely at all in the winter.

Scientists at the U.S. Department of Energy’s (DOE) Argonne National Laboratory led a study to determine the potential of pumped storage hydropower as an efficient way to store large amounts of energy and improve grid resiliency throughout Alaska. Argonne partnered with the DOE’s National Renewable Energy Laboratory (NREL) for the project funded by DOE’s Water Power Technologies Office.

Scientists at both labs collaborated on mapping and geospatial analysis to identify Alaska locations feasible for pumped storage hydropower. Pumped storage hydropower currently provides about 93% of all storage capacity in the U.S. About 1,800 sites in Alaska are suitable for the development of closed-loop pumped storage hydropower projects and many more are suitable for open loop pumped storage hydropower projects as well.

Unlike conventional hydroelectric power, pumped storage hydropower technology generates electricity when water is released from an upper reservoir through turbines into a lower reservoir. At night, when electricity is cheaper and abundant, the turbines are reversed to pump water back up into the elevated upper reservoir. Power is stored and released when needed.

“In Alaska, pumped storage hydropower has the potential to integrate more wind and solar into the power grid by storing excess renewable energy to balance intermittent periods of weather,” said Vladimir Koritarov, director of the Center for Energy, Environmental and Economic Systems Analysis (CEEESA) in Argonne’s Energy Systems and Infrastructure Analysis division. “We are not assuming that projects will be developed on all 1,800 sites, but there are plenty of locations available for potential development.”

Along with reducing carbon emissions, renewable energy can lower the cost of electricity driven by the high cost of delivering diesel fuel to Alaska’s remote areas. Electricity in Alaska is among the costliest in the nation. Residents in rural areas pay three-four times more than those living in urban areas.

Alaska needs short-, long-term energy storage

Argonne researchers evaluated pumped storage hydropower potential in Alaska’s integrated Railbelt system. The transmission grid comprises five regulated public utilities that extend from the cities of Fairbanks to Anchorage and the Kenai Peninsula. Approximately 80% of the Railbelt’s electricity comes from natural gas, which emits carbon dioxide.

Argonne scientists created detailed models using A-LEAF (Argonne Low-Carbon Electricity Analysis Framework), an integrated national-scale simulation framework for power system operations and planning. Argonne scientists studied past and present energy transmission trends. They analyzed overall growth in electricity demand expected in the next 25 years. A-LEAF also considered retiring existing generators as they reach their economic lifetime.

“One of the key findings of the A-LEAF modeling is that the Railbelt system will need both short- and long-duration energy storage in the future. That storage will balance the operational variability of wind and solar generation and provide reliability and backup capacity for longer periods,” Koritarov said.

Pumped storage hydropower provides roughly 10 or more hours of energy storage. The study showed that lithium-ion batteries were feasible for short-term (four-hour) energy storage in the Railbelt system.

NREL scientists evaluated Alaska’s remote areas that are powered by small isolated electrical grids, or “microgrids.” Using the HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewables) model, researchers analyzed the viability of small-pumped storage projects in rural communities with at least 250 or more residents. The team identified 18 remote communities with potential for smaller pumped storage projects. The communities met a number of criteria including population size. Scientists determined that in most cases, pumped storage hydropower may not be economically feasible for remote areas due to the high investment cost of small-size pumped storage projects. Lithium-ion battery storage may be more economically beneficial in rural areas seeking to lower electricity costs but will not provide longer duration storage economically.

“In addition to identifying remote communities with optimal pumped storage hydropower resources and characteristics, the study included a sensitivity analysis of pumped storage hydropower capital costs and the price of diesel fuel,” said Rebecca Meadows, an NREL senior engineer.  “The goal was to determine at what point distributed scale-pumped storage hydropower projects could become economically viable. For larger remote communities with higher diesel costs, results showed that pumped storage hydropower could be a cost-effective option depending on site-specific considerations such as renewable resources and constructability.”

Putting pumped storage hydropower projects into action

Along with validating the use of pumped storage hydropower as a viable technology for reducing carbon emissions, the Argonne-NREL study offers guidance on developing clean energy policies and regulations and making investment decisions.

Such projects can also pump dollars into the Alaskan economy. Developers are already inquiring about potential pumped storage hydropower developments in the state, Koritarov said.

Argonne, which brought a breadth of expertise to the project, spearheaded a 2021 DOE-sponsored guidebook on how to value pumped storage hydropower projects.

The Argonne-NREL research was conducted under the DOE’s HydroWIRES (Water Innovation for a Resilient Electricity System) initiative to understand, enable, and improve hydropower and pumped storage hydropower’s contributions to reliability, resilience and integration in the rapidly evolving U.S. electricity system.

[출처 = Argonne(https://www.anl.gov/article/harnessing-the-power-of-water-argonne-and-nrel-study-shows-the-potential-of-pumped-storage) / 2023년 7월 20일]