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Sep 09, 2023

集光型太陽光発電（CSP）技術の現状と分析

La tecnologia dell’energia solare concentrata (CSP) è un’energia rinnovabile promettente

集光型太陽光発電 (CSP) 技術は、世界中で有望な再生可能エネルギー技術です。 しかし、現在このテクノロジーは多くの課題に直面しています。 これらの課題は、このレビュー調査で言及されています。 この研究では初めて、世界中の約 143 の CSP プロジェクトを状況、容量、コンセントレーター技術、土地利用要因、効率、国、その他多くの要素の観点から要約し、比較しました。

さらに、このシステムの普及に直面するさまざまな課題が、熱伝達流体（HTF）、さまざまなエネルギー貯蔵（ES）技術、冷却技術、水管理、均等化電力コスト（LCOE）の観点から浮き彫りになっています。 また、CSP 運用の適用範囲内で HTF の各種熱物性を比較します。 レビューの最後では、CSP と太陽光発電、風力、地熱などのさまざまな再生可能エネルギー源とのさまざまなハイブリッド技術が強調表示され、比較されます。 CSP利用の先駆国、先進的なコンセントレータ技術、適切なES技術、LCOEに基づく効率的なハイブリッド技術を決定する。 この研究で分析されたデータは、市場における CSP の将来と地球温暖化係数削減への CSP の貢献を予測するために不可欠です。

集光型太陽光発電

熱エネルギー貯蔵

平準化された電気料金

ハイブリッド再生可能エネルギーシステム

熱媒体

サハラ以南アフリカでは約 6 億人が電気を利用できず、約 9 億 4,000 万人が調理に薪や木炭などの危険な燃料に依存しています [1]。 ほとんどの発電システムはエネルギーを貯蔵しません。貯蔵すると非常に高価になるからです。 したがって、電力会社は、需要を満たすために必要に応じて化石燃料燃焼施設をより多く利用し、増減させる必要があります。 ただし、これらのプラントはフルパワーでより効果的に機能するため、この戦略は理想的ではありません [2]。 電力需要を満たすために、エネルギー源不足を効果的に補うために、さまざまなタイプのエネルギー貯蔵システムと統合された再生可能エネルギーシステムを導入することが推奨されます。 2022 年の世界の電力消費量は 5.8% 増加すると予測されているため、大規模な再生可能エネルギー プロジェクトが世界中で導入されています [3]。 その結果、エネルギーミックスにおける再生可能エネルギーの割合は大幅に増加しました。 しかし、従来のエネルギー源の不足を補ったり置き換えたりするには、追加の再生可能エネルギープロジェクトが必要です[4、5]。 図 1-a に示すように、米国の発電における再生可能エネルギーの割合は、2050 年末までに 23% 増加すると予測されています。 また、図 1-b は米国における再生可能エネルギーの歴史と将来予測を示しています。 米国のエネルギー予測発電量において太陽エネルギーが重要な役割を果たしており、その割合は 51% であり、これに風力発電技術と水力発電技術が続くと予想されています [6,7]。 世界全体の図 2 は、2050 年の発電量の内訳予測を示しています。再生可能エネルギーは世界のエネルギー生産の約 85% に寄与すると予想されています。 さらに、風力エネルギーへの依存度が大きく、次に太陽光発電が予想され、CSP への依存度は 4% とわずかです。

太陽光発電 (PV) と風力は、住宅 [8,9]、温室建築 [10]、農業 [11]、水の淡水化 [12] など、いくつかの用途で太陽エネルギーと風力の両方を電気に変換するために利用される最も再生可能エネルギー技術です。 ]。 ただし、これらのエネルギー源は変動するため、発電量に大きな断続と変動が生じます [13,14]。 この問題を克服するために、研究者たちはこの発電所にエネルギー貯蔵システムを追加する実現可能性を研究しました[15、16]。 集中太陽光発電 (CSP) は、太陽エネルギーから発電する有望な技術です。 熱エネルギー貯蔵（TES）は、太陽エネルギー場からの余剰熱を貯蔵し、必要なときに利用するための CSP プラントの重要な要素です。

IEA による最近の報告書に基づいて、CSP のロードマップは次のように結論付けています。政府の適切な支援があれば、2050 年までに CSP は世界の電力需要の 11.3% を発電することができ、そのうち 9.6% を太陽エネルギーから、1.7% をバックアップ化石燃料から発電できると予想されています。またはバイオマス燃料。 さらに、すべての CSP には蓄熱を適用する機会があります。 また、北米が CSP 電力の最大の生産および消費地域であり、次にアフリカ、インド、中東が続くことも計画されています。 さらに、北アフリカは太陽放射量が高いため、ヨーロッパへの電力売り手となる可能性が高く、送電線の追加によって生じる追加コストを補ってくれます。 IEA はまた、CSP が乾燥国におけるさまざまな高温水淡水化用途に導入できることも明らかにしました。

高温乾燥地域で CSP を普及させる際に直面する重要な課題の 1 つは、パワー ブロックの動作とミラーの洗浄に必要な冷却水です。 さらに、CSPを拡大するための主な制限は、運用に適したエリアの利用可能性ではなく、消費地から離れた場所にあることが、常時電力輸送の技術的および経済的懸念に依然として直面しているもう1つの問題です。 CSP 発電所の平準化電力原価 (LCOE) は過去数年にわたって低下しており、国際再生可能エネルギー機関 (IRENA) が報告した図 3 に見られるように、2021 年末までに LCOE は 0.1 ドル/kWh を下回りました。 ）。

CSP プラントの有効性は、熱エネルギー貯蔵装置を使用して日中に収集された大量の熱エネルギーを貯蔵する能力にあり、プラントがこのエネルギーを貯蔵し、夜間にそれを発送できるようになります。 その結果、CSP プラントはオンデマンドで電力を供給できるため、他の再生可能エネルギー技術に比べて経済的な利点が得られます [18]。 さらに、発電量も 25% 増加します [19]。 廃熱回収は他のさまざまな状況ですでに有用であることが証明されているため [20]、[21]、[22]、[23]、CSP 運用に実装できる可能性があります。 さまざまな再生可能エネルギー源によって生成されたエネルギーは、次のようなさまざまなエネルギー貯蔵システムを使用して貯蔵される可能性があります。 スーパーキャパシター [24]、燃料電池 [25]、バッテリーエネルギー貯蔵システム (BESS) [26]、熱エネルギー貯蔵 [27]、圧縮空気システム [28]、水力発電ダム [29、30]。

CSP テクノロジーは、自然環境に有益な影響と有害な影響を与える可能性があります。 CSP 技術には、地球温暖化に寄与しないという利点があります [31]、[32]、[33]。 CSP システムは、従来の化石燃料発電所よりも運転に使用する水の量が少ないため、真水へのアクセスが限られている地域ではより環境に優しいものです [34,35]。 また、CSP システムは、風力発電や太陽光発電などの他の再生可能エネルギー源と比較して、生成される電力単位ごとに必要な土地が少なくて済みます [36]。 ただし、CSP テクノロジーの使用は、周囲の環境に意図しない、おそらく有害な影響を与える可能性があります。 土地利用とそれに伴う生息地の喪失は、大きな被害の原因となっています。 CSP システムのために広大な土地を頻繁に撤去する必要があり、周囲の環境や野生動物の生息地に深刻な影響を与える可能性があります [37]、[38]、[39]。 有害な物質の使用も、考えられるもう 1 つの欠点です。 特定の CSP システムで使用される鉛や硫酸の安全でない廃棄は、人間の健康と環境に深刻な影響を与える可能性があります [40,41]。 さらに、特定の CSP システムによって引き起こされる騒音公害は、周囲の野生動物に害を及ぼす可能性があります [42]。

持続可能な開発目標 (SDGs) の枠組みは、これらの結果への対応として開発されました。 このフレームワークは、より環境に優しい方法で再生可能エネルギーの開発と運用を促進することを目的としたルールの集合です。 土地の無駄な利用と自然生息地の損失を減らすことは、この枠組みの主な目的の 2 つです。 開発業者は、生態系や動物の生息地がある地域ではなく、劣化した土地や以前に破壊された土地を利用するよう求められています。 さらなる対策として、この枠組みは節水ツールと方法を推進しています。 開発者には、潜在的に有害な物質の使用を削減または排除することも求められます。 騒音公害を軽減するために、この枠組みでは騒音を軽減する技術と行動も推奨しています[43]。

CSP テクノロジーに焦点を当てた最近の研究が数多くあります。 ただし、この研究は CSP が直面している現状と課題を調査することに焦点を当てています。 これは、世界中の 143 件の CSP プロジェクトの状況を、容量、コンセントレーター技術、土地利用要因、効率、国、その他多くの要因の観点から要約することで達成できます。 また、この技術が直面する課題は、熱伝達流体 (HTF)、エネルギー貯蔵 (ES) 技術、冷却技術、水管理、平準化電力コスト (LCOE) の観点から強調されています。 レビューの最後に、CSP と再生可能エネルギー源の可能な統合方法について比較が行われます。 新型コロナウイルス感染症（COVID-19）期間が CSP の設置容量に及ぼす影響も示されています。

CSP技術は、太陽光を吸熱レシーバーに集めて発電する技術です。 CSP ベースの技術は、直接通常照射 (DNI) が高い領域に適していると判断されています。

市場で入手可能な最も一般的な CSP テクノロジーは 4 つあります。 まず、平行な列の曲面高反射ミラーで構成される放物線トラフ システムです。 その長さは100メートルを超えることもあります。 受液管はステンレスパイプ（吸収管といいます）でできています。 これらの管は、短波長または高エネルギーの太陽放射を吸収するために選択的なコーティングでコーティングされています。 太陽放射の吸収により、吸収管の温度が上昇します。 したがって、真空層によって大気状態から隔離されています。 吸収管の内部では、熱を収集し、ランキン サイクルのエネルギー貯蔵ユニットと蒸気発生器に伝達するための熱伝達流体として、通常、さまざまな種類の油が使用されます。 新しいプラントの中には、かなりの蓄熱能力を備えているものもあります。

2 番目のリニア フレネル リフレクタ (LFR) 図 (4-A) は放物線トラフに似ていますが、直線状のミラーの列を使用して太陽光線を平坦な固定受光器に反射します。 LFR システムは、直接蒸気を生成するための投資コストが低いシンプルな固定レシーバー設計を備えています。 しかし、太陽エネルギーを電気に変換する効率はトラフよりも劣ります。 第三に、ソーラータワーまたは中央受信機（図（4-B））は、数千のヘリオスタットを使用して、建設されたタワーの高いレベルに設置された1つの中央受信機に太陽光線を集中させます。 高濃度の熱流束を直接蒸気の生成に使用することも、溶融塩をレシーバー内で直接使用することもできます。 このシステムを使用すると、非常に高い温度を得ることができます。 最後に、パラボラ ディッシュ CSP はディッシュを使用して DNI を中心点に集中させました。 中心点では、スターリング エンジンは主に、濃縮された熱を有用な機械エネルギーに変換し、発電機で電気エネルギーに変換するために使用されます。 システム全体が太陽を追跡します。 ほとんどの皿には、焦点に独立したエンジン/発電機 (スターリング マシンやマイクロ タービンなど) があります。 この設計により、熱伝達流体や冷却水が不要になります。

図5は、放物線トラフを使用したCSPシステムの概略レイアウトを示しています。 電源ブロック、熱エネルギー貯蔵、および太陽エネルギー場は、CSP システムの 3 つの主要な部分です。 太陽場は太陽光線を集中させ、その後熱エネルギーに変換します。 したがって、その熱を利用して蒸気を生成し、その蒸気がパワーブロックを駆動して発電します。 太陽の倍率が高くなるほど、大量の熱を捕捉することができます。 この熱は熱エネルギー貯蔵システムに蓄えることができます。 最も一般的で安価な技術の 1 つは、2 タンク溶融塩の使用です。

CSP 施設は、使用される太陽熱集熱器の種類に基づいて 2 つのクラスに分類できます。 1 つ目は、放物線トラフやリニア フレネル反射板など、集光器の焦点距離に沿って太陽エネルギーを集束させるライン フォーカス技術です。 2 つ目は、放物線状の皿や太陽熱塔などの装置を使用して太陽の熱を点に集中させる点焦点技術です [44,45]。 パワータワーやパラボラディッシュなどの点集中CSPは傾斜地でも使用可能です。 太陽フィールドは、太陽エネルギーを集めて受信管に集中させる一連の鏡または反射板で構成されています。 レシーバーチューブは、熱伝達流体（HTF）と呼ばれる熱エネルギーキャリアを使用して集束した太陽放射から熱を吸収し、その後、直接または二次回路と組み合わせて利用して発電することができます[46]。 太陽エネルギー場のサイズは、電源ブロックの容量に直接比例します。 太陽倍率は、設計時点での電源ブロックが必要とする熱量に対する、太陽光発電場で生成される熱量の比率です。 太陽エネルギー場のサイズを推定するときは、TES と太陽倍数を考慮する必要があります。 より高い太陽エネルギー倍率を使用すると過剰設計になる可能性があり、より低い太陽エネルギー倍率を使用すると、生成される熱が減少するため、TES の利用率が低下します [47]。 したがって、発電所の可能な限り低い LCOE と最高の設備利用率を達成するには、太陽倍率と TES のサイズに関して最適化分析を行う必要があります [48]。

DNI は太陽光発電場の規模に影響を与え、CSP プラントの設計時に考慮する必要がある重要な要素です。 DNI が大きいため、定格出力で発電ブロックを動作させるために必要な太陽光発電場が小さくなった結果、発電所の LCOE が減少します [49]。 国際エネルギー機関 (IEA) によると、CSP 開発者は、年間 DNI が 1900 kWh/m2 から 2100 kWh/m2 の地域での CSP の運用に適した範囲を設定しています。 この範囲の DNI を下回ると、太陽光発電などの他の太陽光発電技術が、直接放射と拡散放射の両方を活用する競争上の利点となります。 したがって、サイトの選択は設計にとって非常に重要です。 図 6 によると、MENA 地域、スペイン、南アフリカ、オーストラリア、米国南西部はすべて最高の DNI 値を示しました。

いくつかの CSP プロジェクトが世界中で展開されており、世界中で 143 件を超えるプロジェクトがあり、そのうち 114 件が稼働中、20 件は現在稼働停止または廃止されており、2022 年と 2023 年の稼働開始に向けて建設中の 9 件がこの調査でまとめられています。 スペイン、米国、中国は CSP プラントの建設と運営において主導的な国です。 スペインは 2.3 GW を超える設備容量が最も多く、全国で 51 のプロジェクトが建設され、そのすべてが稼働しています。 CSP の開始以来、米国は全米で 26 以上のプロジェクトを実施しましたが、稼働している容量は 1.5 GW のみです。 一方、中国には596MWの設備容量があり、いくつかのプロジェクトがまだ建設中である。 図7は、現在建設中のすべての発電所を含む、世界各国の設備容量を比較したものです。 表 1 は、世界中のすべてのプロジェクトを示しています。 （この情報は国立再生可能エネルギー研究所「NREL」公式サイトより取得しました）。 また、図中のデータはこのデータに基づいています。

表 1. 世界中の CSP プロジェクト。 (出典: Solarpaces、国立再生可能エネルギー研究所)。

表 1 のデータに基づくと、最も利用されている技術はパラボラ トラフ コレクタ (PTC) で 91 プロジェクト、続いて太陽熱塔が 34 プロジェクト、リニア フレネル リフレクタが 16 プロジェクト、そしてディッシュ プロジェクトがわずか 2 件で、どちらも廃止されました。 設置容量の約 75% が PTC テクノロジーを利用しました。 さらに、リニア フレネル リフレクタ技術は、他の技術の中で土地利用率が最も大きいことがわかりました。 ただし、容量 1 MW あたりに必要な太陽光発電フィールドの面積は、リニア フレネルとパワー タワーの両方で約 11,000 m2 であることがわかりました。

図 8 は、2004 年以降、毎年完了したプロジェクトの数を示しています。2012 年には、25 を超える CSP プロジェクトが導入されたことがわかります。 新型コロナウイルス感染症のパンデミックはCSPプラントの展開に悪影響を及ぼした可能性があるが、その期間（2020年から2022年）に約7件のプロジェクトが完了した。 しかし、この部門は回復すると予想されており、合計容量1.1GWを超える約5つのプロジェクトが今後数カ月以内に稼働を開始する予定だ。 図 9 は、141 の異なる発電所の各技術の総設置容量を示しています。 この図は、他のシステムと比較して、パラボリック トラフ CSP の使用の可能性が高いことを示しています。

さらに、図 10、図 11 は、81 の発電所の土地利用率と、110 の発電所の容量 1 MW あたりに必要な平均太陽光発電場面積 (m2) を比較しています。 それぞれ。 最も低い土地利用率は、送電塔中央受信機の比率で約 18.6% に達し、次に放物線トラフ CSP の比率が約 25% です。 最も高い土地利用率は LFL CSP によって達成され、その割合は約 45.5% です。 また、放物線状のトラフを備えた CSP は、太陽光発電分野のみで 1 MW ごとに約 8504 m2 が必要であると結論付けることもできます。

Triebらによると、 [50] 2009 年におけるリニア フレネル、パラボラ トラフ、および送電塔の土地利用率の範囲は、それぞれ (60 ～ 80%)、(25 ～ 40%)、および (20 ～ 25%) です。 しかし、表 1 の NREL 統計によると、すべてのリニア フレネル プロジェクトはその範囲を下回っており、送電塔プロジェクトのわずか 23.5% がその範囲内にありました。 一方、パラボリックトラフ型プロジェクトの60％は範囲内にあると判断された。 この違いは近年の技術の進歩によるものかもしれません。 パラボラトラフ、LFL、中央受信機の合計の太陽光発電効率は、それぞれ 11 ～ 16%、8 ～ 12%、12 ～ 16% の範囲にあります。

太陽エネルギー場から熱を収集するには、熱伝達流体 (HTF) を使用する必要があります。 HTF は CSP の有効性とパフォーマンスに大きな影響を与えます。 CSP プラントの稼働には大量の HTF が必要となるため、効率を高めながら HTF のコストを抑えることが重要です。 HTF は熱をパワーブロックまたは TES タンクに伝達します。 HTF は次のような望ましい特性を備えている必要があります: 低融点、高沸点、熱安定性、高温での低い蒸気圧 (1 atm)、HTF を保持するために使用される金属合金による低腐食性、低粘度、高熱伝導率、高熱伝導率エネルギー貯蔵のための熱容量があり、安価である [51,52]。

CSP 技術で利用される熱伝達流体には、空気、水、溶融塩、グリコール ベース、グリセロール ベース、および合成油が含まれます。 最近では、空気を加熱すると体積が膨張し、効果的に熱を伝達するために大型の熱交換器を建設する必要があり、投資コストが上昇するため、空気と水はほとんど利用されません。 水は高温で急速に酸化するため、吸収管の材料が反応して管の内部領域に腐食が発生する可能性があります。 利用可能な追加の流体は、さまざまな使用温度で使用されます。 グリコールベースの流体は 175 °C 未満の用途に使用されますが、合成流体は 400 °C を超える用途に使用されます [53]。 有機材料も HTF として使用されます。 市販の CSP システムでは、たとえば、ビフェニル/ジフェニルオキシドがよく使用されます。 Therminol および Dowtherm 流体は、市販のビフェニル/ジフェニル オキシド HTF です。 現在、酸化ビフェニル/ジフェニルを使用する太陽熱発電所は世界で 8 か所あり、そのすべてがスペインにあります。 このビフェニル/ジフェニル オキシドの推奨動作温度範囲は 12 ～ 393 °C です。

大規模な CSP プラントでは、空気が HTF になることは非常にまれです。 商業規模のシステムは 1 つだけ開発されており、ドイツのユーリッヒにある 1.5 MWe ソーラータワー商業前プラントであり、2009 年に運転が開始されました。 溶融塩や液体などの他の液体 HTF と比較すると、空気は CSP パイプ内で優れた流動品質を提供します。金属。 空気の熱伝導率は溶融塩や液体金属よりも低いですが、空気の流れが大きいという特徴により、効率的な熱伝達にさらなる利点がもたらされます[54]。

直接蒸気発生 (DSG) パラボラトラフなどの水蒸気ベースの単流体太陽熱システムは、石油ベースの技術の代替が検討された 1980 年代から研究開発されてきました [55]。 HTF が水/蒸気でない場合、レシーバーに集められた熱エネルギーは非水ベースの HTF によって蒸気発生器に運ばれ、その後作動流体 (多くの場合水/蒸気) に伝達されます。 次に、作動流体がエネルギーをタービンに輸送し、発電します。 フェルドホフら。 [56] は、唯一の流体として水/蒸気を使用する直接蒸気発生システムは、石油ベースの HTF を使用するシステムよりも均等化エネルギーコスト (LCOE) が 11% 低いことを実証しました。 水蒸気は、2014 年に運転を開始した世界最新かつ最大の CSP プラントであるイヴァンパ太陽光発電所で、HTF と作動流体の両方として利用されています。水/蒸気を単一の流体として使用する CSP プラントは、世界中ですでに 7 か所で稼働しています。 工場のうち 4 つはスペインにあり、残りの 3 つは米国にあります [52]。 水/蒸気 HTF の主な懸念は、乾燥した場所での水不足です。 これらの CSP プラントは通常、広大な土地面積と高い直達日射強度を持つ砂漠に位置しています [57]。

溶融塩は高温 (通常 > 500 °C) での熱安定性により、優れた HTF となります。 溶融塩も、同様の粘度や低い蒸気圧など、水と同様の高温特性を示します[58]。 溶融塩ベースの HTF は現在の CSP システムで広く採用されており、最初の溶融塩発電塔システムは 1984 年に設置されました。CSP 用途での HTF は研究され、鉱物油、シリコーン油、合成油として利用されてきました。 これらの油は 400 °C までしか熱的に安定しないため、高温で高効率の太陽熱システムにはあまり使用されません [59]。 これらのサーマルオイルに関するもう 1 つの懸念は、価格が高いことです。 過去に使用されたものも含め、いくつかの熱伝達流体が表 2 に含まれています。この表は、CSP で使用されるさまざまなタイプの HTF を示しています。 また、使用温度範囲、密度、粘度は300℃における値を表示しています。 ただし、図 12、図 13、図 14、図 15 は、これらの異なる HTF の熱物理的特性の温度による変化を示しています。 一般に、使用されるすべての HTF の温度が上昇すると、密度、熱伝導率、粘度が低下することがわかります。 温度が上昇すると、HTF の比熱容量が増加します。 数値によると、Therminol 72 は 0 ～ 275 °C の温度範囲で最大密度を示します。 一方、ダウサム G は 275 °C 以上で最大密度を持ちます。 Therminol 12-D は 0 ～ 250 °C の温度範囲で最も高い比熱容量を持ち、Therminol XP は 250 ～ 330 °C の温度範囲で最も高い比熱容量を持ち、Therminol VP-3 は 330 ～ 360 °C の温度範囲で最も高い比熱容量を持ちます。 。 HTF の中で、Therminol 72 は最大の熱伝導率を持っています。 Therminol 66 の粘度が最も高く、Therminol LT の粘度が最も低くなります。

表 2. CSP で使用される熱伝達流体 (HTF) の一部。

*値は 250 °C で測定されたものです。

エネルギーを貯蔵するにはいくつかの方法が使用できます。 多くの場合、これらのテクノロジーは、エネルギーが保持される期間に基づいてグループ化されます。 エネルギー貯蔵システムを分類する最も一般的な 2 つの方法は、エネルギー貯蔵の種類と放電期間によるものです。 エネルギー貯蔵技術は、放電時間に基づいて、短期 (数秒または分)、中期 (分または時間)、および長期 (数時間から数日) に分類されます。 変換されたエネルギーの種類は、エネルギー貯蔵方法の分類に大きく影響します。 図 16 に示すように、機械的、電気化学的、熱的、電気的、および化学的エネルギー貯蔵が 5 つの基本カテゴリに分類されます [80]。 これらの技術は、必要に応じて、エネルギーを元の形に戻す前に、別の形に変換して貯蔵します [81]。

CAES の動作原理は非常に簡単です。 ストレージは、電動コンプレッサーを通じて電気エネルギーを圧縮空気の位置エネルギーに変換することによって充電されます。 圧縮空気は、空気がエア タービンを通して膨張することにより発電を継続するために必要なときに放出されます。 現在、大容量エネルギー貯蔵分野ではPHSに次いで2位にランクされている。 継続的な負荷反応とピーク生成を提供するために、CAES は 10 MW ～ 100 MW の事業規模での柔軟な供給源として使用されます。 ほぼ 40 年間、CAES は推定効率 70% で成功裏に機能しました [82,83]。 PHS は、オフピーク時間に電気で作動する電動ポンプを使用して、水を下のタンクから上のタンク、ダム、または貯水池に移送し、この水を位置エネルギーの形で高レベルで貯蔵します。 ターンアラウンドでは、位置エネルギーが機械エネルギーに変換され、需要が高い場合には電気エネルギーに変換されます。 PHS の往復効率は 70 ～ 80% です。 PHES の予想寿命は 40 ～ 60 年です。 これは、大規模エネルギー貯蔵用として最も人気があり、手頃な価格の選択肢です [81,84]。 フライホイールは、回転質量の形で運動エネルギーを蓄積することにより、機械的バッテリーとして機能します。 ローターは多くの場合、真空シリンダー内に取り付けられており、再生可能電力またはオフピーク電力を使用して非常に高速で加速し、回転エネルギーとして蓄えることができます。 エネルギーを蓄えるときはモーターとして、放電するときは発電機として機能します。 フライホイールは 85% 以上の高いエネルギー効率を持っています。 フライホイールは、非常に短い時間 (秒) 内で中出力 (kW-MW) を切り替えるのに最適です [81]。

重力貯蔵は、膨大な量の電力を 6 ～ 14 時間貯蔵し、その後放出することを可能にする技術です。 基本的なコンセプトは、大きな岩塊を油圧で持ち上げることに基づいています。 現在水力発電所で使用されている電動ポンプは、動く岩石ピストンの下に水を流し、岩石塊を持ち上げるために使用されます。 再生可能エネルギーの供給が不十分な場合、標準的な水力発電施設と同様に、岩盤から極度の圧力を受けた水がタービンに送られ、発電機を使用して電力を生成します。 エネルギー貯蔵オプションの範囲は 1 ～ 10 GWh で、これは大規模な水力発電ダムに匹敵します。 [85]。 バッテリーエネルギー貯蔵システム (BESS) は、必要になるまでさまざまな方法でエネルギーを貯蔵できる最先端の技術ソリューションです。 充電式バッテリーは、特にソーラーパネルによって生成されたエネルギーまたはグリッドによって提供されたエネルギーを貯蔵し、必要なときに利用できるようにするために、リチウムイオン電池貯蔵システムで利用されます。 バッテリーエネルギー貯蔵の利点には、再生可能エネルギーの生産量の増加、コストの削減、消費量の削減による持続可能性が含まれます。 エネルギー電池貯蔵装置の一般的な寿命は 5 ～ 15 年です [86]。

コンデンサを制御する同じ基本方程式が、エネルギー貯蔵デバイスであるスーパーコンデンサでも使用されます。 ただし、大量の電荷キャリアと静電容量を蓄積するために、スーパーキャパシタは一般に、より大きな表面積とより薄い誘電体を備えた多孔質カーボンまたは電極を使用します。 このタイプのシステムには、数千ファラッド規模の非常に高い静電容量特性、延長されたサイクル寿命、低い内部抵抗、急速な充放電、顕著な可逆性、優れた低温性能、破壊物質がないことなど、多くの利点があります。サイクルあたりのコストが低く、サイクル効率が高い (最大 95%)。 [87]。 電気力学的概念は、超電導磁気エネルギー貯蔵 (SMES) 技術を支えています。 極低温に冷却された超電導コイルに直流電流を流すと、エネルギーを蓄える磁場が形成されます。 ほとんどの場合、導体の製造にはニオブチタンが使用され、4.2 K の流体ヘリウムまたは 1.8 K の超液体ヘリウムが冷却剤として使用されます [81]。 必要な電力を即座に利用できることは、中小企業の重要な利点の 1 つです。 このフレームワークの高い全体的な往復効率 (85% ～ 90%) と、短時間で生成できる強力な収量がさらなる特徴です [88]。

電解槽、水素貯蔵タンク、燃料電池は、水素貯蔵システムの代表的なコンポーネントです。 電解槽は、電気を利用して水を電気化学的に水素と酸素に変換する装置です。 電気を生み出すためには、両方のガスが燃料電池に入る必要があります。 そこでは、水の分解とは逆の電気化学プロセスが行われます。つまり、水素と酸素が反応して水を生成し、熱が生成されて電気が生成されます [89,90]。 水素は、エネルギー貯蔵に使用するオフピーク電力を使用して水を電気分解することによって生成されます。 水素は、液化ガス、金属水素化物、圧縮ガス、またはカーボンナノ構造など、さまざまな実行可能なオプションで保管することもできます[81]。 TES システムには 3 種類ありますが、電力分野で市販されているのは 1 つだけです。 顕熱貯蔵は他の方法よりもはるかに簡単で手頃な価格です。 熱化学貯蔵システムと潜在エネルギー貯蔵は高価であり、依然として主に実験的な技術です。 エネルギー生産部門で最も頻繁に使用される TES は顕熱貯蔵です。 顕熱 TES システムでは、溶融塩、砂、水、岩などの固体または液体の貯蔵媒体を加熱または冷却することによってエネルギーが貯蔵されます。 顕熱貯蔵は CSP プラントで広く採用されており、TES を使用することで、日没後もずっとプロジェクトでエネルギーを生産することができます。 TES を利用するほとんどの CSP プラントでは、極度の高温に耐えることができる溶融塩が媒体として選択されます。 エネルギー生産分野ではあまり使用されていないにもかかわらず、潜熱貯蔵は多くの最近の技術で有望であることが示されています。 潜熱を蓄えるためには、固体から液体へのような記憶媒体の状態の変化が必要です。 相変化材料 (PCM) は、潜熱蓄熱媒体の一般名です。 熱化学貯蔵 (TCS) は、その名前が示すとおり、化学プロセスを使用してエネルギーを貯蔵します。 PCM と比較して、TCS システムはさらに高いエネルギー密度を持っています [48,91]。

各エネルギー貯蔵システムには特有の機能と特性があり、場合によってはそれらを互いに際立たせます。 これらの特性と属性を使用して、特定の状況に最適なエネルギー貯蔵技術を選択することが可能です。 以下の技術的特徴に基づいて、表 3 にエネルギー貯蔵システムの主要なカテゴリを比較します。

表 3. 異なるエネルギー貯蔵システム間の技術パラメータの比較 [92]。

表 3 によれば、TES は他の技術に比べてサイクル効率が最も低いものの 1 つですが、他の技術の中でも LCOE が低く、寿命が非常に長いです。 以下のセクションでは、さまざまな再生可能エネルギー システムおよびハイブリッド再生可能エネルギー システムの LCOE に対する TES の追加の影響を他のソリューションと比較します。

現在、2 つの TES 商用化テクノロジーが世界中の CSP プロジェクトで使用されています。 溶融塩貯蔵タンクと蒸気アキュムレーター。 蒸気蓄積タンクは通常、ボイラー プレートで作られた楕円形の端を備えた円筒形です。 主な利点の 1 つは、保存流体が水であるため、保存媒体の価格の不確実性が排除されることです。 蒸気アキュムレータは、反応時間が短く、放出率が高いため、放射線がない場合の需要/供給曲線に合わせて過渡現象を補償し、中間貯蔵するための選択肢として実証されています。 蒸気の蓄積は、TES の最も成功した方法の 1 つです。 しかし、蒸気アキュムレータのアイデアは、体積と蓄積エネルギーの間の関係が不十分であるため制限されています。 また、その排出プロセスでは圧力の低下が見られ、タービン内で公称状態を達成できなくなります。 蒸気アキュムレータ TES を使用する商用タワー プラントは、現存する 2 基だけです。 PS10 (4 つの蒸気蓄積タンクを備えた) と PS20、両方ともスペインに設置されています [93]。

溶融塩貯蔵タンクには直接式と間接式の 2 種類があります。 直接 TES では、塩はシステム内の HTF と記憶媒体の両方として機能します。 サンディア国立研究所のソーラー ツー プロジェクトは、タワー発電所とともに 1996 年に完了し、初の主要な 2 タンク溶融塩貯蔵システムを導入しました。 熱交換器は、間接蓄熱システム内のソーラーレシーバーの HTF ループから蓄熱を切り離します。 2009 年以来、太陽熱発電所 Andasol 1 は間接 TES を備えた最も初期の商用システムを稼働させてきました。 ただし、2 タンク蓄熱システムで使用されるタンクと比較して、サーモクライン蓄熱システムでは 1 つのタンクのみが使用されます。 タンクの数が 1 つに減り、高温の液体と低温の液体の両方が入っているため、貯蔵タンクは浮力現象に依存して熱成層を維持します。 充填材は多孔質媒体流分配器としても機能し、タンクの高温および低温 HTF ゾーンの層を剥がす可能性がある不要な二次速度を低減します [94]。

同様に、PCM ストレージは完全にパッシブです。つまり、充電と放電の間、ストレージ媒体は静止したままになります。 PCM への熱伝達は、HTF が PCM に挿入されたチューブレジストリを通過することによって促進されます。 現在、これらのチューブレジストリは、直列および並列に接続されたグループに配置された小さな垂直方向の熱交換器で構成されていると予想されています。 望ましい流量、出力温度、および全体的な性能を得るために、いくつかの熱交換器が並列または直列に配置されます。 直列数は必要な有効管長に基づいており、並列数は必要な有効管数に基づいています。 必要な出力温度を満たすために、HTF 温度を正しいレベルにステップ化するには、複数の PCM を融解温度の順序で配置する必要があります。 個別の融解温度を持つ各 PCM は、独自のバケットに割り当てられます。 これらのバケットは連続して配置され、カスケードと呼ばれます [95]。

TES システムは、太陽熱エネルギーを電気に変換する効率を高めることができます。 一日中効果的に熱を蓄え、夜間も発電を継続できるようにします。 TES システムを CSP プラントと統合すると、発電量が増加することで発電所の設備利用率が 20% 以上増加し、LCOE が約 6% 減少することがわかっています [96]。 H.マホンら。 [27] は、熱エネルギー貯蔵システムに関する最新のレビューを実施しました。 研究者の目標は、タンク、ピット、ボーリング孔、帯水層という 4 つの季節熱エネルギー貯蔵オプションが現在直面している開発課題の一部を特定し、エネルギー全体でより広範に導入できるようにこれらの課題を克服するために行われている作業の一部を特定することでした。システム。

太陽倍率は、公称条件下で電源ブロックが必要とする熱電力に対する、設計点で太陽光発電場によって生成された熱電力の比率です。 最近の研究では、さまざまな CSP プラントの TES と太陽倍率の両方の最適なサイズが調査されており、それが LCOE に及ぼす影響です。 クラヴィら。 [97] は、システム アドバイザー モデル (SAM) を使用して、カリフォルニア州ダゲットにある CSP プラントの LCOE に対するさまざまな TES サイズの影響を調査しました。 図 17 に示すように、16 時間の TES サイズを使用すると、他のサイズと比較して LCOE が 20% 減少することがわかっています [97]。

同様に、Qoaider et al. [98] alは、スペインにあるAndasol 1 CSPプラントのTESサイズと太陽倍率の影響を研究しました。 図１８は、太陽倍数が１．５より大きく、同じ気象条件の調査された場所でＴＥＳを採用することが経済的により有利であることを示している。 同じ側​​で、Praveen ら。 [99] は、100 MW パラボラ トラフ ベースの CSP プラントの設計を提案し、アラブ首長国連邦のアブダビとエジプトのアスワンにある 2 つの別々のサイトでのモデリングと最適化に SAM を使用しました。 両方の場所で図 19 に示すように、適切なサイズの熱エネルギー貯蔵装置を利用すると、より高いエネルギー生産とより低い LCOE が得られることがわかりました。 ただし、HTF (太陽光発電分野と TES の両方で使用される) は、HTF の凍結を防ぐために蓄熱の一部を必要とするため、サイズを大きくしすぎると LCOE が上昇し、年間生産量が減少します。

図 17 から 19 に示すデータに基づいて、太陽多重度が TES のサイズにかなりの影響を及ぼし、それが LCOE とエネルギー生産の両方に影響を与えるという結論を導くことができます。システム。 TES のサイズを変更すると、発電所の状態が不安定になります。 たとえば、TES のサイズを大きくするには、TES を最大限に活用するために太陽倍率を増やす必要があり、その逆も同様です。 図 19 に示すように TES の理想的なサイズが選択された場合、太陽倍率を特定の値から上下に調整すると、LCOE が増加し、年間エネルギー生産量が減少します。 したがって、太陽エネルギー場と TES のサイズの両方を設計する際には、感度解析を行うことが重要です。

CSP に限らず、水需要の高い乾燥地および半乾燥地に熱電発電所を建設する場合、水の利用可能性が課題となります。 CSP施設はエネルギーを生み出すために大量の水を必要とします。 この水は、鏡の洗浄、蒸気の生成、および湿式冷却が使用される場合の冷却に使用されます [100]。 その結果、改善が必要な要件の中で最も重要な点は湿式冷却です。 湿式冷却は乾式冷却よりもはるかに多くの水を必要とします。 モロッコのヌール 1 発電所では、発電所の実験データから得られるように、総水消費量の約 74% が湿式冷却プロセスに使用されています [101]。 A. Liqreina et al. [34] 湿式冷却システムを使用するスペインのアンダソル 1 発電所を、ヨルダンの同一の乾式冷却発電所と比較したところ、次の結果が得られました。マアンの乾式冷却発電所の総効率は 3.1 低下しました。 %になり、水の使用量が92%削減されます。 エネルギー収量は 21.8% 向上しましたが、LCOE は 18.8% 減少しました。 この研究の結果は、DNI 値がかなり高い場所にある乾冷 CSP 発電所が、将来のプロジェクト開発で検討すべき経済的かつ技術的に魅力的な代替手段であることを示しています。 オグンモディムら。 [102] は、環境、社会、運用の観点から CSP テクノロジーを調査しました。 彼らは、パラボラトラフコレクターは、他のシステムと比較して水の消費量が多いにもかかわらず、その成熟度により最も望ましいソリューションの 1 つであると判断しました。 著者らは、パラボラ皿型濃縮装置は LCOE と水の消費量が最も低いものの、広範な実証済みの用途が不足していることを発見しました。 図 20 は、さまざまな冷却技術間の比較を示しています。

ハイブリッド システムでは、風力タービンと太陽光発電の両方が、図 21 に示すように、電気ヒーターを介して CSP プラントの TES にエネルギーを蓄積するか、電力削減の実践 [103] を防止して電力を供給するためにバッテリーなどの別個のエネルギー貯蔵システムにエネルギーを蓄積します。必要に応じて。 ある種類の利用可能な再生可能エネルギー資源が不足している場合、地熱発電所などの他の技術が CSP 発電所と並行して稼働して、パフォーマンスを向上させる可能性があります。 太陽光発電システムと風力システムからの発電量は、動作を開始するとすぐに、TES 内の天日塩を温める電気加熱機構によって回収されます。 CSP システムからの熱エネルギーと、PV および風力システムの電力除去によって生成された電気加熱装置は両方とも TES に蓄えられます。 その間、TESの容量が強化され、悪天候時に追加の熱エネルギーを蓄える可能性がある。 負荷需要を満たし、不一致に対処するために、CSP システムは柔軟な方法で電力を供給できます。 現在、中国とアラブ首長国連邦で 2 つのハイブリッド PV-CSP プロジェクトが建設中です。 表 4 に、これらの発電所の仕様の一部を示します。

表 4. 建設中のハイブリッド PV-CSP プラント。 (出典:NREL)。

モロッコの 800 MW ミデルト CSP プロジェクトは、太陽光発電で生成された電力を貯蔵するために電気ヒーターを採用した初のハイブリッド PV-CSP プラントです。 PV によって生成された電気は溶融塩の加熱に使用され、その後 TES に蓄えられます。 当初、このプロジェクトには、昼間の需要を満たすバックアップとしてバッテリー付き太陽光発電と、夜間の需要を満たす蓄熱装置を備えたCSPプラントを組み込む予定でした。 それにもかかわらず、両方のユニットに熱エネルギー貯蔵を利用すると、プロジェクトの LCOE を 0.07 ドル/kWh に下げることができることが示されています。 利用可能なエネルギー貯蔵や一次資源と比較してエネルギー需要が高い場合、Ayadi et al. [104] は、ハイブリッド CSP 技術を、予測可能性と配電可能性の要件を満たす太陽エネルギー構成として評価しました。 この調査の主な目的は、実施時のヨルダンの地元市場と天候について現実的な CSP 風シナリオを提供することです。 結果は、ハイブリッド化によりハイブリッド発電所の設備利用率が最大 94% 向上し、スタンドアロン CSP 発電所よりも 0.063 ドル/kWh 低い非常に安価な LCOE を提供することを示しています。 25 年間の運転後、5 時間のエネルギー貯蔵を備えた CSP 発電所の総収益は、同規模の風力発電所の約 4.5 倍となっています。 同様に、A. Zurita et al. [105] は、PV システムの固定面と追跡システムを使用して、BESS を使用する場合と使用しない場合のハイブリッド CSP/PV および TES システムのさまざまな構成を研究しました。 BESS を使用しないハイブリッド システムの最低達成 LCOE は、固定システムと追跡システムでそれぞれ 0.0772 $/kWh と 0.0750 KWh であることが判明しました。 ただし、BESS をハイブリッド システムに統合すると、システムの設備利用率は約 7 ～ 8% 上昇しましたが、その結果、ハイブリッド システムの LCOE も 0.012 ドル/kWh 増加しました。

JA アギラール・ヒメネスら。 [106] は、隔離されたマイクログリッドでエネルギー源として使用するハイブリッド PV-CSP システムについて技術経済分析を実行しました。 調査結果によると、PV-CSP ハイブリッド システムの LCOE は、PV-バッテリー システムの LCOE よりわずか 2% 高いだけです。 エネルギー消費量が 50% 高い PV-CSP を使用した場合、LCOE は 3.43% 低くなります。 さらに、需要が 500 kW を超える場合、PV-LCOE CSP は 26% 安くなります。 CA Pan と F. Dinter [107] は、PV プラントと中央受信機 CSP プラントを組み合わせたハイブリッドプラントを発表しました。 単独の PV および CSP プラントのシミュレーションが実行され、提案された CSP-PV ハイブリッド プラントのシミュレーション結果と比較されました。 調査結果によると、年間エネルギー生産量の増加と設備利用率の最大 90% の向上が可能です。 さらに、システムの規模とコストを削減できます。 アラン・スタークら。 [108] は、過渡システム シミュレーション ツール (TRNSYS) を使用して、アタカマ砂漠の場所向けのハイブリッド CSP-PV システムの 2 つのモデルを作成することにより、CSP プラントと PV システムを組み合わせる実現可能性を調査しました。 太陽光発電所の稼働中に熱エネルギーを貯蔵できるようにすると、発電所の設備利用率が向上し、完全に供給可能な太陽光発電システムの実現に役立つことが判明しました。 M. Petrollese と D. Cocco [109] は、ハイブリッド CSP-PV プラントの完全なディスパッチ可能性と最適な設計パラメータを達成する実現可能性を調査しました。 この調査結果により、毎日約 16 時間を超える時間にわたって一定の電力生産が必要な場合、ハイブリッド CSP-PV プラントのコスト効率が非常に高くなることが明らかになりました。

チェンナイフら。 [110] は、PV、風力、CSP と TES および BESS を同時に組み込んだスタンドアロン ハイブリッド発電システムの適切な規模を評価するための、電気システム カスケード拡張解析 (ESCEA) と呼ばれる新しい技術を開発しました。 システムのさまざまな生産および貯蔵コンポーネントの容量、および各エネルギー源の寄与率は、実行可能なすべての代替案を提供する ESCEA アルゴリズムによって決定されます。 次に、アルゴリズムは、LCOE が最も低い最適なオプションを選択します。 このアルゴリズムは、電気負荷が 50 MW のモロッコのウジダのケーススタディに適用されました。 電池とTESの両方を備えたCSP/PV/風力を含むいくつかの構成が研究されましたが、各発電所のシェアパーセントは異なります。 アルゴリズムは、他の 8 つの異なる構成と比較して、TES と BESS を使用したハイブリッド CSP/PV/風力システムの達成可能な最低 LCOE が 0.18 ドル/kWh であり、共有率はそれぞれ 65.4%、26.1%、8.5% であることを示しました。 一方、BESS を使用した PV および BESS を使用した風力発電の構成では、0.24 ドル/kWh および 0.40 ドル/kWh を達成し、電力供給確率 (LPSP) の損失は 0% で、33.3% および 122.2% 増加しました。 アル・グセインら。 [111] は、ヨルダンにおけるいくつかの PV、風力、CSP 構成と TES を組み合わせる技術経済的実現可能性を調査し、それをリチウムイオン電池を使用したシナリオと比較しました。 太陽光および風力資源の断続的な性質は、TES を使用して補償されることが判明しました。 他のシナリオと比較すると、CSP/PV/風力システムに TES を追加すると、LCOE が 0.0485 ドル/kWh と最も低くなり、再生可能エネルギー システムの割合が 99.35% と最も高くなりました。

同様に、Guo ら。 [113] は、MOPSO アルゴリズムを使用して、図 22 に示すパキスタンのカラチの 100 MW 送電網を利用する TES を採用したハイブリッド風力/PV システムの設計を開発しました。 次に、LCOE の結果を、TES の代わりにストレージ デバイスを使用せずに BESS を使用した場合に得られた結果と比較しました。 TES をハイブリッド システムに追加すると、LCOE は 0.074% とわずかに減少しますが、出力は 11.37% と大幅に増加することが調査結果から明らかになりました。 一方、TES に代わって BESS が導入されたことにより、LCOE は 12.79% と大幅に増加しました。 経済的な観点から、He et al. [114] は、パキスタンのカラチで 100 MW の需要プロファイルに対応するハイブリッド PV/風力システムに導入される 4 つの異なるエネルギー貯蔵技術 (BESS、TES、PHS、および水素貯蔵) を検討しました。 この調査結果は、同じ LPSP (10%) の下で、TES、BES、水素、PHS の LCOE が、この順で、0.1421 $/kWh、0.01793 $/kWh、0.1956 $/kWh、および 0.2196 $/であることを示しています。キロワット時。 これは、TES が可変負荷プロファイルに対する最も経済的なエネルギー貯蔵ソリューションでもあることを証明しています。 さらに、Y. He et al. [115] は、TES を使用した風力/PV ハイブリッド システムを提案し、LCOE の減少を組み込んだ複数の目標容量最適化の問題を調査しました。 意思決定にはアルゴリズム (NSGA-III および MOEA/D) や TOPSIS など、さまざまな最適化手法が適用されました。 ハイブリッド システムの達成可能な最低 LCOE は、LPSP 15.3% で 0.1106 ドル/kWh と決定されました。

商業用途では、地熱技術と集光型太陽光発電 (CSP) 技術は通常、さまざまな温度の熱を利用します。 これにより、図 23 に見られるように、地熱ボトミング サイクルと太陽光トッピング サイクルを、両方の資源が存在する場所でハイブリッド化することが可能になります。 [116] は、米国アイダホ州にある業績不振の地熱発電所に太陽光発電の蒸気トッピングサイクルを追加する技術的および財政的可能性を提示しました。 地熱サイクルはトッピングサイクルからの廃熱によって設計位置に戻されます。 このハイブリッドのアイデアは、太陽エネルギーを集中させることで生成される可能性のある高温を効率的に利用しながら、地熱発電所の効率と発電量を向上させます。 研究者らは、ハイブリッド システムに LCOE に TES を追加したり、BESS を備えた同等の PV に置き換えたりした場合の影響を研究しました。 その結果、LCOE は 2.4% とわずかに増加しましたが、年間エネルギー生産量は 20.44% と大幅に増加しました。 一方、BESS システムを備えた PV は、提案された TES を備えたハイブリッド システムを使用するよりも 46.09% 高い LCOE を提供しました。 同様に、McTigue et al. [117] は、米国カリフォルニア州の地熱発電所の地熱資源の減少を補うために、太陽熱を追加するハイブリッド地熱/CSP プラントを研究しました。 3 時間および 10 時間の TES サイズ システムを使用したハイブリッドの結果を、BESS を使用した同等の PV と比較しました。 3 時間保管したハイブリッド システムでは LCOE が 28% 低下したが、10 時間保管したシステムでは LCOE が 47% 低下したことが判明した。

表 5 は、TES を使用したハイブリッド システムに焦点を当てた最近の研究のリストを示しており、その LCOE 結果は研究の場所とともに含まれています。 この表は、GHI 値と DNI 値の両方が比較的高いヨルダンでは、TES システムを備えたハイブリッド PV/風力/CSP の LCOE 0.0485 ドル/kWh を達成することが可能であり、PV および CSP プラントの優れたパフォーマンスにつながり、大幅なLCOE の減少 [111]。 一般に、MENA 地域、チリ、米国、オーストラリア、中国などの DNI 値が高い地域では、LCOE が 0.1 ドル/kWh 未満になる可能性があります。 TES は、他のエネルギー貯蔵技術と比較した場合、LCOE が最も低く、システム寿命が最も長いシステムの 1 つです。 さらに、ハイブリッド システムの設備利用率を 90% まで高めることができるため、再生可能資源の変動性や再生可能エネルギー システムの発電断続性を克服することができ、その結果、送電網がより安定し、需要のマッチングが向上します。

表 5. 最近のハイブリッド再生可能エネルギー システム研究からの LCOE 結果の概要。

CSP プラントは、熱力学サイクルとサイクル効率に基づいて 3 世代に分けられます。 図 24. CSP プラントの第 1 世代はランキン サイクルを使用し、設計サイクル効率は 28 ～ 38%、ピーク サイクル温度は 240 ～ 440 ℃ です。 °C、PTC、ソーラータワー、LFR がよく使用されます [123]。 第一世代の CSP 施設のほとんどには蓄熱機能がなかったため、一日中晴天の場合のみ稼働できました。 第 1 世代の CSP は引き続き導入された CSP 容量の膨大な部分を占めており、現在 PTC システムはプロジェクト全体の 64% に貢献しています。 ほとんどの第 2 世代 CSP プラントは PTC、SPT、LFR で構成されており、ランキン サイクル効率は 38 ～ 45% の範囲で、最大サイクル温度は 565 °C に達します。 ほぼすべての新しい第 2 世代 CSP プラントには、熱エネルギー貯蔵システムが装備されています。 これらの第 2 世代 CSP 施設は、サイクル効率が高いため、第 1 世代 CSP システムの年間太陽光発電効率が 9 ～ 16% であるのに対し、約 10 ～ 20% を達成する可能性があります [123]。 第 3 世代の CSP プラントは、熱サイクルにおける熱伝達、蓄熱、作動流体に最新の材料を使用して、最大サイクル温度を高めることに重点を置いています。 しかし、すべての第 3 世代 CSP テクノロジーはまだ実証段階にあり、商用アプリケーションは利用できません [124]。 第 3 世代 CSP の主な目標は、動作温度が 600 °C を超えた場合に太陽光発電の効率を高めることで LCOE を最小限に抑えることです [124]。

欧州太陽熱エネルギー協会、国際エネルギー機関、およびグリーンピースによると、CSP は 2030 年に世界のエネルギー供給の 3 ～ 3.6%、2050 年までに 8 ～ 11.8% を供給する可能性があります。これは、2 桁の容量増加の必要性を示唆しています。翌年には、それはまだ示されていません[125]。 他の予測では、CSP のコストが 2025 年までに 0.05 ドル/kWh まで低下する可能性があることが示されています [126]。

溶融塩 TES システムを使用する CSP プラントの開発者は、溶融塩コストの削減や溶融塩の凍結リスクの軽減など、いくつかの課題に直面しています。 寄生虫の使用、不凍液のコスト、循環ポンプのコストがすべて問題になります。 プラントで使用される蓄熱資産のコストを削減することは、CSP の LCOE を削減する主な目的の 1 つです。 IRENA [127] によると、4 ～ 8 時間の蓄熱容量を持つ CSP システムの総設置コストは 3,183 ドル/kW ～ 8,645 ドル/kW の範囲です。 8 時間以上の蓄熱容量を持つプロジェクトの範囲は狭く、1 kW あたり 4,077 ドルから 5,874 ドルの範囲です。 最近の IRENA の評価 [128] によると、顕熱蓄熱と潜熱蓄熱の両方の価格低下が今後 20 年間で大幅に進展し、CSP、PV、または風力発電に組み込んだ場合のコストは 12 ドル/kWh まで下がると予測されています。プロジェクト。 表 6 は、今後数年間の TES 関連の目標の一部を示しています。 共通の材料品質と主要な物理的特性の調査は、将来の新しい HTF の開発に使用されます。 腐食、可燃性、毒性、熱安定性、コスト、入手可能性はすべて一般的な材料特性です [129]。

表 6. CSP の技術革新目標を伴う主要な TES [128]。

いくつかの技術的および経済的問題は、集中型太陽光発電所、熱流体と熱伝達流体、および熱エネルギー貯蔵システムによって克服されなければなりません。 経済的問題には、資本コストの高さ、予測不可能な価格設定、財務、規模の欠如、材料価格、入手可能性、運営経費などが含まれます。 技術的な障害には、太陽資源の変動性、送電網との統合、腐食、熱安定性、システムの複雑さが含まれます。 これらの問題は、CSP テクノロジーの費用対効果と効率性を高めるため、また、技術的および経済的な大規模導入のハードルを克服するために、CSP テクノロジーへの継続的なイノベーションと投資の必要性を強調しています。 さらに、クリーン エネルギーを利用した未来への移行を加速するのに役立つ可能性のある CSP テクノロジーの開発を促進する政府の支援と規制の枠組みも必要です。

雲や塵などの気象状況によってもたらされる太陽資源の変動は、CSP 施設の有効性に悪影響を与える可能性があります。 CSP プラントで利用される熱エネルギー貯蔵技術は、システムの複雑さだけでなく熱損失によって悪影響を受ける可能性があります。 これらは本質的に予測不可能であるため、グリッドに統合するのは困難な作業となる可能性があり、その有効性を確実に維持するには定期的なメンテナンスが必要です。 CSP 発電所は建設に費用がかかり、不確実な電力価格と資金調達の課題に直面しており、業界の初期段階にあるため規模の経済に欠けています。 これらすべての要因が、他の再生可能エネルギー源によって生成される電力のコストと比較して、CSP 電力のコストが比較的高くなる原因となっています [125,[130],[131],[132],[133],[134]]。

集光型太陽光発電 (CSP) プラントで使用される熱流体と熱伝達流体には、技術的にも経済的にもいくつかの障害があります。 これらの流体は腐食性と高温により損傷を引き起こす可能性があり、寿命が短くなり、時間の経過とともに熱安定性が弱まる可能性もあります。 材料の適合性の管理は難しい場合があり、流体の劣化により生産性が低下する可能性があります。 用途向けに特別に作成された液体の価格はかなり高い場合があり、特定の液体は簡単に入手できないため、独自の取り扱いと配送手順が必要になります。 これらの液体のリサイクルと処分も、費用がかかり環境にとって困難な作業になる可能性があります [[135]、[136]、[137]]。

熱エネルギーを蓄積するシステムの効率は変動する可能性があり、熱損失により効率が低下する可能性があり、その結果、システムの運用コストが増大する可能性があります。 材料の適合性は、腐食やその他の問題と闘う上で不可欠です。 さらに、システムが大規模になるとより複雑になる可能性があり、その結果、構築とメンテナンスの両方の費用が増加する可能性があります。 特殊な機器や材料が必要なため、熱エネルギー貯蔵システムをスケールアップするのは困難でコストがかかる場合があります。 これらのシステムで使用される材料はかなり高価になる場合があります。 ヒートトレースと断熱の必要性は、比較的高い運用コストにつながる可能性があり、これは特に溶融塩システムに当てはまります [138,132,139,140]。

CSP 業界がこれらの技術的および経済的ハードルをうまく克服するには、継続的なイノベーションとこれらの技術的および経済的ハードルの克服が成功する必要があり、継続的なイノベーションと新技術の研究開発への投資が必要です。 効率の向上とコストの削減は、運用、材料、設計のさまざまな強化を使用することで達成できます。 CSP テクノロジーの展開を加速し、市場参入のハードルを克服することは、CSP テクノロジーの開発を促進する政策支援と規制の枠組みの助けによって可能になる可能性があります。 最終的には、CSP 部門の費用対効果が高まり、他の再生可能エネルギー源との競争力が高まるかどうかが、この業界の成功を左右します。

CSP技術は、効率的な再生可能エネルギー発電技術として研究者らの注目を集めている。 CSP 技術は、世界中の広い地域で大容量の発電を可能にし、太陽光発電の合計効率は 16% 以上に達します。 世界中の約143のCSPプロジェクトのうち、114が稼働中、20が現在稼働停止または廃止され、9が2022年と2023年の稼働開始に向けて建設中であることを比較した。この比較により、スペイン、米国、中国がCSPプロジェクトの主導国であることが示された。 CSP植物の使用。 スペインは合計 2.3 GW の設備容量が最も多く、全国で 51 のプロジェクトが建設され、そのすべてが稼働しています。 4 つの一般的な CSP テクノロジーの中で、最も利用されているテクノロジーはパラボラ トラフ コレクター (PTC) で 91 プロジェクトあり、続いて太陽熱塔が 34 プロジェクト、リニア フレネル リフレクターが 16 プロジェクト、そしてディッシュ プロジェクトが 2 つだけであり、どちらも廃止されました。 設置容量の約 75% が PTC テクノロジーを利用しました。 さらに、リニア フレネル リフレクタ技術は、他の技術の中で土地利用率が最も大きいことがわかりました。 ただし、容量 1 MW あたりに必要な太陽光発電フィールドの面積は、リニア フレネルとパワー タワーの両方で約 11,000 m2 であることがわかりました。 さらに、新型コロナウイルス感染症のパンデミックはCSPプラントの展開に悪影響を及ぼし、その期間（2020年から2022年）に完了したプロジェクトはわずか9件にとどまった。 LCOE は、CSP を使用した太陽光発電と風力発電のハイブリッド統合方式で、最小値 0.049 ～ 0.22 ドル/kWh に達しました。

この研究の結果によると、現在の分析に基づいて、ハイブリッド再生可能エネルギー システムと TES の分野における次の研究には次の推奨事項が不可欠です。

著者らは、この論文で報告されている研究に影響を与えた可能性がある既知の競合する経済的利益や個人的関係を持っていないことを宣言します。

© 2023 著者。 エルゼビア株式会社発行

https://doi.org/10.1016/j.ijft.2023.100340