Elettricità e accumulo di energia

Fonte: World - nuclear.org

Man mano che le fonti di energia rinnovabile crescono di importanza, i sistemi di accumulo di energia efficienti (ESS) sono cruciali per gestire la natura intermittente del vento e dell'energia solare. Le soluzioni di accumulo di energia per le applicazioni di rete stanno diventando sempre più comuni tra i proprietari di reti, gli operatori di sistema e gli utenti finali. I sistemi di accumulo di energia consentono una vasta gamma di possibilità e possono offrire soluzioni efficaci per il bilanciamento dell'energia, i servizi accessori e il differimento degli investimenti infrastrutturali.

L'elettricità stessa non può essere immagazzinata su larga scala, ma può essere convertita in altre forme di energia, che possono essere conservate e successivamente convertite di nuovo in elettricità secondo necessità. I sistemi di conservazione dell'elettricità comprendono batterie, volanti, aria compressa e idrofono pompato. La quantità totale di energia che può essere immagazzinata in qualsiasi sistema è limitata. La sua capacità energetica è espressa in megawatt - ore (MWh) e il suo potere è espresso in Megawatt (MW o MWE). I sistemi di conservazione dell'elettricità possono essere progettati per fornire servizi accessori al sistema di trasmissione, incluso il controllo della frequenza, che è oggi il ruolo principale della griglia - batterie in scala. Diamo un'occhiata più da vicino alle diverse opzioni di archiviazione di seguito.

Conservazione dell'acqua pompata

Lo stoccaggio pompato prevede il pompaggio dell'acqua in salita a un serbatoio da cui può essere rilasciato su richiesta per generare idroelettricità. L'efficienza del doppio processo è di circa il 70%. L'archiviazione pompata comprendeva il 95% della grande memoria di elettricità in scala - al mondo a metà - 2016 e il 72% della capacità di archiviazione aggiunta nel 2014. L'idro pompato ha il vantaggio di essere lungo il termine -. L'archiviazione della batteria, tuttavia, viene distribuita ampiamente e ha raggiunto circa 15,5 GW collegati alle reti elettriche alla fine del 2020, secondo l'IEA. La costruzione di - lo stoccaggio di potenza in scala è emersa nel 2014 come tendenza alla tecnologia energetica definitiva. Questo mercato è cresciuto del 50% anno - su - anno, con le batterie ioniche di litio - once che le batterie alla cella a flusso redox mostrano promesse. Tale spazio di archiviazione può essere quello di ridurre la domanda sulla rete, come backup o per l'arbitraggio dei prezzi.

I progetti di stoccaggio e le attrezzature pompati hanno una lunga durata - nominalmente 50 anni ma potenzialmente di più, rispetto alle batterie - da 8 a 15 anni. Lo stoccaggio idro -idroelettrico pompato è più adatto per fornire il picco di potenza di carico - per un sistema che comprende principalmente combustibili fossili e/o generazione nucleare. Non è così bene - adatto a compilare la generazione intermittente, non programmata e imprevedibile.

Un rapporto del World Energy Council nel gennaio 2016 ha previsto un calo significativo del costo per la maggior parte delle tecnologie di accumulo di energia dal 2015 al 2030. Le tecnologie della batteria hanno mostrato la maggiore riduzione dei costi, seguita da termici, termici latenti e supercondensatori sensibili. Le tecnologie della batteria hanno mostrato una riduzione da una gamma di € 100 - 700/mWh nel 2015 a € 50 - 190/mWh nel 2030 - una riduzione di oltre il 70% nel limite di costo superiore nei prossimi 15 anni. Lo zolfo di sodio, l'acido pilota e il litio - tecnologie ioniche aprono la strada secondo WEC. Il rapporto modella lo stoccaggio relativo sia agli impianti di vento che solari, valutando il risultato di archiviazione di livello risultante (LCOS) in particolari impianti. Nota che il fattore di carico e il tempo medio di scarico alla potenza nominale sono un fattore determinante degli LCO, con la frequenza del ciclo che diventa un parametro secondario. Per l'archiviazione correlata solare - il caso dell'applicazione era l'archiviazione quotidiana, con sei - ora di scarica a potenza nominale. Per la conservazione del vento il caso di applicazione era per lo stoccaggio di due giorni con scarico 24 ore su 24 a potenza nominale. Nel primo caso la tecnologia di archiviazione più competitiva aveva LCO di € 50-200/MWh. In quest'ultimo caso, i costi di livellamento erano più elevati e sensibili al numero di cicli di scarico all'anno e "poche tecnologie sembravano attraenti".

A seguito di uno studio di due - anni della California Public Utilities Commission, lo stato nel 2010 ha approvato una legislazione che richiede 1325 MWE di archiviazione elettrica (escluso lo stoccaggio pompato in scala -) entro il 2024. Nel 2013 ha portato avanti la scadenza al 2020, quindi avendo 35 MW in totale. La legislazione specifica il potere, non la capacità di stoccaggio (MWH), suggerendo che lo scopo principale è il controllo della frequenza. Lo scopo dichiarato della legislazione è quello di aumentare l'affidabilità della griglia fornendo il potere inviabile da una percentuale crescente di input solari e eolici, sostituire la riserva di filatura, fornire il controllo della frequenza e ridurre i requisiti di picco della capacità di picco (rasatura di picco). I sistemi di archiviazione possono essere collegati con i sistemi di trasmissione o di distribuzione o essere dietro il contatore. L'obiettivo principale è sui sistemi di stoccaggio dell'energia della batteria (BES). L'arbitraggio energetico può migliorare le entrate, l'acquisto di - picco e la vendita per il picco della domanda. La California meridionale Edison nel 2014 ha annunciato piani per 260 MW di stoccaggio di elettricità per compensare la chiusura della pianta nucleare da 2150 MWE San Onofre. Mentre 1,3 GW nel contesto della domanda di 50 GW dello stato non fornirà molto potere insolibile, è stato un importante incentivo per le utility.

L'Oregon ha seguito la California e nel 2015 ha fissato un requisito per le utility più grandi (PGE e Pacificorp) di procurarsi almeno 5 MWh di spazio di archiviazione entro il 2020 e PGE ha proposto 39 GW in diverse località, che costa $ 50 a $ 100 milioni. Nel giugno 2017 il Massachusetts ha emesso un obiettivo di stoccaggio di 200 MWH entro il 2020. Nel novembre 2017 New York ha deciso di fissare un obiettivo di archiviazione per il 2030.

In alcuni luoghi lo stoccaggio pompato viene utilizzato per uniformare il carico di generazione giornaliero pompando acqua in una diga ad alta conservazione durante le ore di punta e il weekend di -, utilizzando la capacità di carico in eccesso - da bassa - carbone a costo o fonti nucleari. Durante le ore di punta quest'acqua può essere rilasciata attraverso le turbine a un serbatoio inferiore per la generazione elettrica Hydro -, convertendo l'energia potenziale in elettricità. REVERSIBLE PUMP - Turbine/Motor - I gruppi di generatori possono agire come pompe e turbine*. I sistemi di archiviazione pompati possono essere efficaci nel soddisfare le modifiche alla domanda di picco a causa della rampa rapida - up o rampa - down e redditizi a causa del differenziale tra picco e off - Prezzi all'ingrosso di picco. Il problema principale a parte l'acqua e l'altitudine è rotondo - efficienza di viaggio, che è di circa il 70%, quindi per ogni MWH di input viene recuperato solo 0,7 mWh. Inoltre, relativamente pochi posti hanno spazio per dighe di stoccaggio pompato vicino a dove è necessaria la potenza.

Le turbine Francis sono ampiamente - utilizzate per la conservazione pompato ma hanno un limite di testa idraulica di circa 600 m.

La maggior parte della capacità di stoccaggio pompato è associata a idro digate idro -- sui fiumi, in cui l'acqua viene pompata a una diga ad alta conservazione. Tali schemi idrici dannati possono essere integrati dal fuoristrada - pompato idroelettrico. Ciò richiede coppie di piccoli serbatoi su terreni collini e uniti da un tubo con pompa e turbina.

Questo schema del progetto Gordon Butte è tipico di Off - River Pumped Storage (Gordon Butte)

L'International Hydropower Association ha uno strumento di tracciamento, che mappa le posizioni e la capacità di alimentazione per progetti di archiviazione pompato esistenti e pianificati.

L'archiviazione pompata è stata utilizzata dagli anni '20 e oggi circa 160 GW è stata installata in tutto il mondo, di cui 31 GW negli Stati Uniti, 53 GW in Europa e Scandinavia, 27 GW in Giappone e 23 GW in Cina. Ciò equivale a circa 500 GWH in grado di essere archiviato-circa il 95% della grande conservazione elettrica -} al mondo a metà 2016 e il 72% di quella capacità che è stata aggiunta nel 2014. Irena riferisce che 96 TWH è stato utilizzato dallo stoccaggio pompato nel 2015. L'International Energy Agency's'sWorld Energy Outlook 2016Progetti 27 GW di capacità di stoccaggio pompata aggiunta entro il 2040, principalmente in Cina, Stati Uniti e Europa.

Per off - il fiume pompato idroelettrico i serbatoi accoppiati normalmente devono avere una differenza di altitudine di almeno 300 metri. Le miniere sotterranee abbandonate hanno un potenziale come siti. Nella regione di Leon spagnola Navaleo pianifica un sistema idroelettrico pompato in un'ex miniera di carbone con una testa di 710 m e una produzione da 548 MW, alimentando 1 TWH all'anno nella griglia.

A differenza degli ingressi eolici e solari a un sistema a griglia, la generazione di idro è sincrona e quindi fornisce servizi ausiliari nella rete di trasmissione come il controllo della frequenza e la fornitura di potenza reattiva. Un progetto di stoccaggio pompato ha in genere da 6 a 20 ore di conservazione del serbatoio idraulico per il funzionamento, rispetto a molto meno per le batterie. I sistemi di stoccaggio pompati sono in genere oltre 100 MWH immagazzinati.

Lo stoccaggio idro -idroelettrico è più adatto per fornire il picco - potenza di carico per un sistema che comprende principalmente combustibili fossili e/o generazione nucleare a basso costo. È molto meno adatto a compilare una generazione intermittente e non programmata come il vento, dove la disponibilità di energia in eccesso è irregolare e imprevedibile.

La più grande struttura di stoccaggio pompata è in Virginia, negli Stati Uniti, con una capacità di 3 GW e 30 GWh di energia immagazzinata. Tuttavia, le strutture utili possono essere piuttosto piccole. Inoltre, non devono essere supplementari ai principali schemi idroelettrici, ma possono usare qualsiasi differenza di elevazione tra serbatoi superiori e inferiori di oltre 100 metri se non troppo distanti. In Okinawa L'acqua di mare viene pompata su una scogliera - Top Reservoir. In Australia è stata considerata una miniera sotterranea in disuso per un serbatoio inferiore. Israele pianifica il sistema del serbatoio Kokhav Hayarden 344 MW Kokhav Two -.

Nel Montana, negli Stati Uniti, i $ 1 miliardo, 4 x 100 MW Gordon Butte, il progetto idroelettrico pompato nella parte centrale dello stato utilizzerà la potenza in eccesso dal 665 MWE di turbine eoliche dello stato, sebbene questo sia meno prevedibile di OFF - Potenza di picco progettata per fornire base - carico. Absaroka Energy costruirà il bacino idrico elevato su un MESA a 312 metri sopra il bacino idrico inferiore dal 2018. Si aspetta di fornire 1300 GWh all'anno per integrare il vento, con servizi ausiliari.

In Germania il progetto Gaildorf Wind e Hydro vicino a Münster dovrebbe essere operativo nel 2018. Comprende 13,6 MWE di turbine eoliche e 16 MWE di capacità idroelettrica dallo stoccaggio pompato.

Sistemi di accumulo di energia della batteria

Le batterie archiviano e rilasciano energia elettrochimicamente. I requisiti per lo stoccaggio della batteria sono ad alta densità di energia, alta potenza, lunga durata (carica - cicli di scarica), ad alta round - Efficienza di viaggio, sicurezza e costi competitivi. Altre variabili sono la durata della scarica e la velocità di carica. Tra questi criteri vengono effettuati vari compromessi, sottolineando i limiti dei sistemi di accumulo di energia della batteria (BES) rispetto alle fonti di generazione spedita. Si presenta anche la questione dell'energia che ritorna sull'energia investita (EROI), che si riferisce acutamente a quanto tempo è in servizio e in che modo la sua round - l'efficienza del viaggio regge in quel periodo.

Le batterie richiedono un sistema di conversione di potenza (PC) incluso l'inverter per collegarsi a un normale sistema CA. Ciò aggiunge circa il 15% al ​​costo della batteria di base.

Vari progetti in scala Megawatt - hanno dimostrato che le batterie sono ben - adatte a livellare la variabilità del potere dal vento e dai sistemi solari per minuti e persino ore, per una breve durata - di questi rinnovabili in una griglia. Hanno anche dimostrato che le batterie possono rispondere più rapidamente e accuratamente rispetto alle risorse convenzionali come le riserve di filatura e le piante di picco. Di conseguenza, i grandi array di batterie stanno diventando la tecnologia di stabilizzazione preferita per l'integrazione delle energie rinnovabili a breve-. Questa è una funzione di potenza, non principalmente di accumulo di energia. La domanda è molto inferiore rispetto allo stoccaggio di energia: l'ISO della California ha stimato la domanda di regolamentazione della frequenza di picco per il 2018 a 2000 MW da tutte le fonti.

Alcune installazioni di batterie sostituiscono la riserva di rotazione per corto - durata back - up, quindi operare come macchine sincroni virtuali usando la griglia che formano inverter.

Smart Grids Molto discussione sull'archiviazione della batteria è in relazione alle griglie intelligenti. Una griglia intelligente è una griglia elettrica che ottimizza l'alimentazione utilizzando le informazioni sia sulla domanda che sulla domanda. Lo fa con funzioni di controllo in rete dei dispositivi con capacità di comunicazione come contatori intelligenti.

Lithium - Storage batterie

Lithium - batterie a ioniNel 2015 ha rappresentato la capacità del 51% della capacità di nuova- Annunciate Energy Storage System (ESS) e 86% della capacità di potenza ESS distribuita. Si stima che 1.653 MW di nuova capacità ESS sono stati annunciati in tutto il mondo nel 2015, con poco più di un terzo - proveniente dal Nord America. Le batterie a litio - sono la tecnologia più popolare per i sistemi di stoccaggio di energia distribuita (Navigant Research). Le batterie a litio - hanno un'efficienza corrente continua di andata e ritorno del 95%, scendendo all'85% quando la corrente viene convertita in corrente alternata per la griglia. Hanno un ciclo 2000-4000 e una durata di 10-20 anni, a seconda dell'uso.

A livello domestico, dietro il contatore*, viene promossa la conservazione della batteria. Vi è evidente compatibilità tra fotovoltaico solare e batterie, a causa del fatto che sono DC. In Germania, in cui il fotovoltaico solare ha un fattore di capacità medio del 10,7%, il 41% delle nuove installazioni solari fotovoltarie nel 2015 erano dotate di back - Up batteria, rispetto al 14% nel 2014. Questo aumento, sia nel governo delle famiglie e della griglia {{8}. al 25% degli esborsi di investimento richiesti. KFW richiede che venga utilizzata l'elettricità fotovoltaica sufficiente per il consumo e lo stoccaggio in loco in modo che non più della metà dell'uscita raggiunga la rete di trasmissione. In questo modo, si afferma che da 1,7 a 2,5 volte la solita capacità solare può essere tollerata dalla griglia senza sovraccarico. Nel 2016 sono stati segnalati 200 mWh di capacità di archiviazione installata per la Germania.

Il PV della famiglia e delle piccole imprese non fa parte del sistema di distribuzione, ma è essenzialmente domestico nei locali, con una potenza molto generata usata lì e alcuni eventualmente esportati nel sistema attraverso il misuratore che originariamente misurava l'energia tracciata dalla griglia per cui essere caricata.

Oltre un - terzo della "archiviazione della batteria" da 1,5 GW nel 2015 era litio - batterie a ioni e il 22% era sodio - batterie di zolfo. L'International Renewable Energy Agency (IRENA) stima che il mondo abbia bisogno di 150 GW di stoccaggio della batteria per raggiungere l'obiettivo desiderato di Irena del 45% dell'energia generata da fonti rinnovabili entro il 2030. Nel Regno Unito è richiesto circa 2 GW per il controllo di frequenza rapida in un sistema di 45 GWE e National Grid spende £ 160 a £ 170 milioni all'anno. In Germania, l'utilità installata - lo stoccaggio della batteria è aumentata da circa 120 MW nel 2016 a circa 225 MW nel 2017.

Un grande BESS è un sistema ionico Toshiba da 40 mw/20 mWh - ionico presso la Tohoku Electric Power Company Nishi - Sostai Sostazione in Giappone, commissionato all'inizio del 2015, e San Diego Gas & Electric ha 30 mw/120 mWh Lithium {{7} one ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig ig bessdo, in California. Anche Steag Energy Services ha avviato un programma di stoccaggio ionico di litio da 90 MW - in Germania (vedi sotto) e Edison sta creando una struttura da 100 MW a Long Beach, in California.

Nel sud dell'Australia un sistema di litio Tesla 100 MW/129 MWh - è stato installato accanto al parco eolico Hornsdale 309 MWE di Neoen vicino a Jamestown - The Hornsdale Power Reserve (HPR). Circa 70 MW della capacità sono contratti al governo statale per fornire stabilità della rete e sicurezza del sistema, compresi i servizi ausiliari di controllo della frequenza (FCA) attraverso la piattaforma Autobidder di Tesla in tempi da sei secondi a cinque minuti. Gli altri 30 MW di capacità hanno tre ore di conservazione e vengono utilizzati come spostamento del carico da Neoen per il parco eolico adiacente. Si è dimostrato in grado di una risposta molto rapida per gli FCA, fornendo fino a 8 MW per circa 4 secondi prima che gli FCA contratti più lenti si tagliano quando la frequenza è scesa al di sotto di 49,8 Hz. Nel 2020 il progetto è stato ampliato di 50 MW/64,5 MWh per $ 79 milioni in modo che ora fornisca circa la metà dell'inerzia virtuale richiesta nello stato per gli FCA.

Esistono diversi tipi di batteria ionica di litio -, alcuni con alta densità di energia e carico rapido per adattarsi ai veicoli a motore (EV), altri come il fosfato di ferro al litio (Lifepo₄, abbreviato come LFP), sono più pesanti, meno energia - densa e con una durata di ciclo più lunga. I concetti per la durata di durata lunghi - includono il riprogrammazione delle batterie EV usate - Second - batterie di vita.

Sodio - Sulphur (NAS) Memoria

SODIO - batterie di zolfo (NAS)sono stati usati per 25 anni e sono ben consolidati, sebbene costosi. Devono anche operare a circa 300 gradi, il che significa un consumo di elettricità quando inattivo. PG & E 2 MW/14 MWH Vaca - Dixon Nas BESS System costa circa $ 11 milioni ($ 5500/kW, rispetto a circa $ 200/kW che PG&E stimata sia rotta - anche nel 2015). La durata del servizio è di circa 4500 cicli. Round - L'efficienza del viaggio in una prova di 18 - è stata del 75%. Un'unità di 4,4 MW/20 MWh viene costruita dalla pecora a Varel a Lower Saxony, in Germania settentrionale, per la messa in servizio alla fine del 2018. (Fa parte di un set - su con una batteria a ioni di litio di 7,5 MW/2,5 MWH, l'intero impianto che costa € 24 milioni.)

Stoccaggio delle batterie a flusso redox

Batterie a cellule a flusso redox(RFBS) sviluppato negli anni '70 hanno due elettroliti liquidi separati da una membrana per dare mezza positiva e negativa a celle -, ciascuna con un elettrodo, di solito carbonio. Il differenziale di tensione è compreso tra 0,5 e 1,6 volt nei sistemi acquosi. Sono caricati e scaricati da una riduzione reversibile - reazione di ossidazione attraverso la membrana. Durante il processo di ricarica, gli ioni vengono ossidati all'elettrodo positivo (rilascio di elettroni) e ridotti all'elettrodo negativo (assorbimento di elettroni). Ciò significa che gli elettroni si spostano dal materiale attivo (elettrolita) dell'elettrodo positivo al materiale attivo dell'elettrodo negativo. Durante lo scarico, il processo inverte e l'energia viene rilasciato. I materiali attivi sono coppie redox,i.e.Composti chimici che possono assorbire e rilasciare elettroni.

Le batterie a flusso redox del vanadio (vrfb o v - flusso) usano i molteplici stati di ossidazione del vanadio per archiviare e rilasciare la carica. Si adattano a grandi applicazioni stazionarie, con una lunga durata (ca. . 15, 000 cicli o "infinite"), scarico completo e basso costo per kWh rispetto allo ione litio - quando è stato ciclato quotidianamente o più frequentemente. V - Le batterie a flusso diventano più costi - efficaci maggiore è la durata di conservazione - spesso circa quattro ore - e maggiore è la potenza e le esigenze energetiche. Si dice che la scala economica crossover sia di circa 400 kWh, oltre la quale sono più economici del litio - ione. Inoltre operano a temperatura ambiente, quindi sono meno inclini agli incendi rispetto al litio - ione. Su costi e scala, i VRFB hanno importanti applicazioni di rete e industria, fino a progetti GWH piuttosto che a quelli MWH.

Con l'energia e la potenza RFBS possono essere ridimensionati separatamente. La potenza determina la dimensione delle cellule o il numero di cellule e l'energia è determinata dalla quantità del mezzo di accumulo di energia. I moduli sono fino a 250 kW e possono essere assemblati fino a 100 MW. Ciò consente alle batterie a flusso redox di adattarsi meglio a requisiti particolari rispetto ad altre tecnologie. In teoria, non vi è alcun limite alla quantità di energia e spesso i costi di investimento specifici diminuiscono con un aumento del rapporto energetico/energia, poiché il mezzo di accumulo di energia di solito ha costi relativamente bassi.

Un impianto "Peaker" in Cina ha 100 MWE solare con un VRFB da 100 MW/500 MWH.

Una scoperta generale dalla prova PG&E è stata che se le batterie devono essere utilizzate per l'arbitraggio energetico, dovrebbero essere co - situate con le aziende agricole del vento o solare, spesso remote dal centro di carico principale. Tuttavia, se devono essere utilizzati per la regolamentazione della frequenza, si trovano meglio vicino ai centri di carico urbano o industriale. Poiché il flusso di entrate di controllo della frequenza è molto meglio dell'arbitraggio, le utility preferiranno normalmente il centro piuttosto che le posizioni remote per le attività che possiedono.

Lithium - I costi della batteria a ioni sono diminuiti di due terzi - tra il 2000 e il 2015, a circa $ 700/kWh, spinti dal mercato del veicolo e un ulteriore dimezzamento è previsto per 2025. Sistema di conversione di potenza (PCS) i costi di conversione di potenza (PCS) non sono diminuiti alla stessa tariffa e nel 2015 ha aggiunto circa il 15% per i costi di non {8).

Le batterie a litio - possono essere classificate dalla chimica dei loro catodi. La diversa combinazione di minerali dà origine a caratteristiche di batteria significativamente diverse:

Batteria di ossido di alluminio cobalto di cobalto di litio (NCA)-intervallo di energia specifica (200-250 WH/kg), potenza specifica elevata, cicli completi di vita da 1000 a 1500. Favorito in alcuni EV premium (e.g.Tesla), ma più costoso di altre sostanze chimiche.

Batteria di ossido di cobalto di manganese al litio (NMC)-Intervallo di energia specifico (140 - 200 WH/kg), cicli completi di vita 1000-2000. Batteria più comune utilizzata nei veicoli elettrici ibridi elettrici e plug-in. Minore densità di energia rispetto all'NCA, ma a una vita più lunga.

Batteria di fosfato di ferro litio (LFP) - intervallo di energia specifica (90 - 140 WH/kg), cicli completi a vita 2000. Energia specifica bassa Una limitazione per l'uso in EV a lungo raggio. Potrebbe essere favorito per applicazioni di stoccaggio di energia stazionarie o veicoli in cui le dimensioni e il peso della batteria sono meno importanti. Riferito di essere meno inclini alla fuga termica e agli incendi.

Batteria di ossido di manganese litio (LMO)-intervallo di energia specifica (100 - 140 WH/kg), cicli Lifetime 1000-1500. Chimica senza cobalto vista come un vantaggio. Utilizzato in bici elettriche e alcuni veicoli commerciali.

Archiviazione dei supercapacutori

Un condensatore immagazzina energia per mezzo di una carica statica rispetto a una reazione elettrochimica. I supercondensatori sono molto grandi e vengono utilizzati per l'accumulo di energia in fase di carica frequente e cicli di scarico ad alta corrente e di breve durata. Si sono evoluti e si sono incrociati nella tecnologia della batteria utilizzando elettrodi e elettroliti speciali. Operano a 2,5 - 2,7 volt e caricano in meno di dieci secondi. Lo scarico è inferiore a 60 secondi e la tensione scende progressivamente. L'energia specifica dei supercondensatori varia fino a 30Wh/kg, molto meno di una batteria agli ioni di litio.

Stabilizzatori sincroni rotanti

Per compensare la mancanza di inerzia sincrona nella generazione di impianti quando vi è un'alta dipendenza da fonti di vento e solari, condensatori sincroni (sinconi), noti anche come stabilizzatori rotanti, possono essere aggiunti al sistema. Sono utilizzati per il controllo della frequenza e della tensione in cui è necessario migliorare la stabilità della griglia a causa di un'alta percentuale di input rinnovabili variabili. Forniscono inerzia sincrona affidabile e possono aiutare a stabilizzare le deviazioni di frequenza generando e assorbendo la potenza reattiva. Questi non sono accumulo di energia in senso normale e sono descritti nella pagina delle informazioni sull'energia rinnovabile e sull'elettricità.

Sistemi di batterie in tutto il mondo

Europa

La capacità di stoccaggio idro non installato totale non installata in Europa ha raggiunto 2,7 GWH alla fine del 2018 e si prevede che sia di 5,5 GWh entro la fine del 2020, secondo l'European Energy Storage Association. Ciò include i sistemi domestici, che comprendono più di uno - terzo del 2019 - 20 aggiunte. EDF prevede di avere 10 GW di archiviazione della batteria in Europa entro il 2035. Nel marzo 2020 il totale ha lanciato un progetto di batteria agli ioni di litio da 25 MW/25 MWh a Mardyck vicino a Dunkerque, per essere "il più grande in Francia".

Il primo dei sei previsti Lithium da 15 MW di Steag - unità ioniche in un programma da 100 milioni di €, 90 MW è stato eccitato a giugno 2016 nel suo sito di carbone Lünen - sparato in Germania. Per qualificarsi per il funzionamento commerciale, le batterie devono rispondere alle chiamate automatizzate entro 30 secondi ed essere in grado di alimentare - in un minimo di 30 minuti.

In Germania, RWE ha investito 6 milioni di euro in un litio di 7,8 MW/7 MWh - sistema di batterie a ioni nel suo sito di Power Station Herdecke vicino a Dortmund, dove l'utilità gestisce un impianto di stoccaggio pompato. Ha operato dal 2018.

In Germania, un sistema di archiviazione a batteria a 10 MW/10,8 MWh - è stato commissionato nel 2015 a Feldheim, Brandeburgo. Ha 3360 litium - moduli ion di LG Chem in Corea del Sud. La batteria da 13 milioni di € immagazzina energia generata da un parco eolico locale da 72 MW ed è stato costruito per stabilizzare la griglia della trasmissione TSO 50Hertz. Partecipa inoltre alle gare d'appalto settimanali per la riserva di controllo primario.

RWE pianifica una batteria a 45 MW litio - sulla sua Lingen e una 72 MW nelle sue centrali elettriche di Werne Gerstein entro la fine del 2022, principalmente per gli FCA. Siemens pianifica una batteria da 200 MW/200 MWH presso Wunsiedel in Baviera per lo stoccaggio di energia e la gestione del picco.

Utilità olandese ENECO e Mitsubishi, come Enspiteme, hanno installato un litio da 48 MW/50 MWh - batteria ionica a Jardelund, Germania settentrionale. La batteria è quella di fornire una riserva primaria alla rete e migliorare la stabilità della rete in una regione con molte turbine eoliche e problemi di congestione della rete.

Si dice che gli operatori tedeschi dei sistemi di batterie che vengono offerte sul mercato primario di riserva di controllo su base settimanale hanno ricevuto un prezzo medio di € 17,8/mWh da 18 mesi a novembre 2016.

In Spagna Acciona ha commissionato un impianto eolico con BESS nel maggio 2017. L'impianto di Acciona è dotato di due sistemi di batterie a litio Samsung -, uno che fornisce 1 MW/390 kWh e l'altro che produce 0,7 MW/700 kWh, collegato a una turbina eolica da 3 MW e sulla griglia. Entrambi sembrano avere una risposta in frequenza come parte del loro ruolo.

Nel maggio 2016 Fortum in Finlandia ha contratto la compagnia di batterie francesi Saft per fornire una megawatt da 2 milioni di euro - su scala litio - Sistema di stoccaggio dell'energia a batteria per batteria per la sua centrale elettrica Suomenoja come parte del più grande progetto pilota BESS in assoluto nei paesi nordici. Avrà una produzione nominale di 2 MW e in grado di archiviare 1 MWh di elettricità, da offrire al TSO per la regolazione della frequenza e il livellamento della produzione. È simile al sistema che opera nella regione Aube della Francia, collegando due parchi eolici, in totale 18 MW. SAFT ha distribuito oltre 80 MW di batterie dal 2012.

Nel Regno Unito, 475 MW di archiviazione della batteria sono stati segnalati come operativi nell'agosto 2019. In questo, 11 progetti variavano da 10 a 87 MW, la maggior parte con contratti di risposta in frequenza migliorati.

Renewables Energy Company Res fornisce 55 MW di risposta in frequenza dinamica dal litio - stoccaggio della batteria a ioni, a National Grid. RES ha già più di 100 MW/60 MWh di conservazione della batteria in funzione, principalmente in Nord America.

Nel Regno Unito, sulle Isole Orcadi, è funzionante un sistema di stoccaggio della batteria a batteria a 2 MW/500 kWh -. Questa centrale elettrica Kirkwall utilizza batterie Mitsubishi in due container da 12,2 milioni e memorizza potenza dalle turbine eoliche.

Nel Somerset, Cranborne Energy Lo stoccaggio ha un sistema di stoccaggio ionico Tesla di 250 kW/500 kWh - Sistema di stoccaggio ionico associato a un set solare PV da 500 kW - up. Tesla afferma che i powerpack possono essere configurati per fornire la capacità di potenza ed energia alla rete come attività autonoma, offrendo regolamentazione di frequenza, controllo di tensione e servizi di riserva di filatura. L'unità PowerPack industriale Tesla standard è di 50 kW/210 kWh, con efficienza di viaggio dell'88% -.

Nel Regno Unito, Statoil ha commissionato la progettazione di un sistema di batterie a 1 mWh di litio -, Batwind, come archiviazione onshore per il progetto Hywind offshore da 30 MW a Peterhead, in Scozia. Dal 2018 è quello di conservare la produzione in eccesso, ridurre i costi di bilanciamento e consentire al progetto di regolare la propria alimentazione e acquisire i prezzi di picco attraverso l'arbitraggio.

America del Nord

Nel novembre 2016 Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) riportato su un progetto di dimostrazione tecnologica da 18 - mesi per esplorare le prestazioni dei sistemi di stoccaggio delle batterie che partecipano ai mercati elettrici della California. Il progetto è iniziato nel 2014 e ha utilizzato 2 MW/14 MWH di PG & E. Il progetto pilota Yerba Buena Bess da 18 milioni di dollari è stato istituito da PG&E nel 2013 con un sostegno di $ 3,3 milioni da parte della California Energy Commission. Vaca-Dixon Bess è associata a un impianto solare PG&E nella contea di Solano.

Nel 2017, PG&E utilizzerà la batteria Yerba Buena per un'altra dimostrazione tecnologica che prevede il coordinamento del terzo - Risorse energetiche distribuite (DERS) - come solare residenziale e commerciale - utilizzando inverter intelligenti e stoccaggio della batteria, controllato attraverso un sistema di gestione delle risorse energetiche distribuite (DERMS).

Nell'agosto 2015 GE è stato contratto per costruire un sistema di stoccaggio della batteria a litio da 30 MW/20 MWH per Coachella Energy Storage Partners (CESP) in California, 160 km a est di San Diego. La struttura da 33 MW è stata completata da ZGLOBAL a novembre 2016 e aiuterà la flessibilità della rete e aumenterà l'affidabilità sulla rete del distretto di irrigazione imperiale fornendo rampa solari, regolamentazione di frequenza, bilanciamento di potenza e capacità di avvio nero per una turbina a gas adiacente.

San Diego Gas & Electric ha un litio da 30 MW/120 MWh - ion Bess a Escondido, costruito da AES Energy Storage e costituito da 24 contenitori che ospitano 400.000 batterie Samsung in quasi 20.000 moduli. Fornirà la domanda di punta della sera e sostituirà in parte lo stoccaggio di gas aliso del gas di 200 km a nord che ha dovuto essere abbandonato all'inizio del 2016 a causa di una perdita enorme. (È stato usato per il picco - Generazione del gas di carico.)

La struttura di stoccaggio della batteria da 30 MW di SDG e E a Escondido, in California. (Foto: San Diego Gas ed Electric)

La California meridionale Edison sta costruendo un'installazione della batteria da 100 MW/400 MWH da commissionare nel 2021, comprendente 80.000 batterie a ioni di litio - in contenitori. Un altro grande progetto SCE proposto è uno stoccaggio di 20 MW/80 MWH per Altagas Pomona Energy nel suo gas naturale di San Gabriel - impianto a fuoco.

Un grande progetto è la California meridionale da $ 50 milioni di TEHACHAPI 8 MW/32 MWH Lithium - Project di stoccaggio della batteria ionica in combinazione con un parco eolico MWE da 4500 MWE, utilizzando 10.872 moduli di 56 celle ciascuno da LG Chem, che può fornire 8 MW per quattro ore. Nel 2016 Tesla ha contratto per fornire un sistema di stoccaggio della batteria ionico da 20 MW/80 MWh - per la sottostazione Mira Loma della California meridionale di Edison, per aiutare a soddisfare la domanda di picco giornaliere.

Un sistema di batterie molto grande è stato approvato per il gas di Vistra - sparato mobile centrale di atterraggio nel muschio nella contea di Monterey, in California. Questo potrebbe essere alla fine 1500 MW/ 6000 MWh, a partire da 182,5 MW/ 730 MWh nel 2021. Utilizzerà 256 unità Tesla'3 MWh Megapack. Oltre a ciò, i piani sono provvisorosi. Vistra sta pianificando un 300 MW/1200 MWh altrove.

Tesla è riportato come punta ad avere 50 GWH online entro i primi anni '20.

Il parco eolico di montagna Laurel da 98 MW nella Virginia Occidentale impiega un multi - Usa 32 MW/8 MWH Grid - Connected Bess. L'impianto è responsabile della regolazione della frequenza e della stabilità della rete nel mercato PJM e dell'arbitraggio. Le batterie a litio - sono state realizzate da A123 Systems e quando commissionate nel 2011 era il più grande litio - ion bess nel mondo.

Nel dicembre 2015 EDF Renewable Energy ha commissionato il suo primo progetto BESS in Nord America, con una capacità flessibile di 40 MW (20 MW NAME) sulla rete di rete PJM in Illinois di partecipare ai mercati di regolamentazione e capacità. Le batterie e l'elettronica di alimentazione del litio - sono state fornite da BYD America e sono costituite da 11 unità containerizzate per un totale di 20 MW. La società ha più di 100 MW di progetti di archiviazione in fase di sviluppo in Nord America.

E.on North America sta installando due sistemi di batterie a litio di durata da 9,9 MW - per i suoi parchi eolici Pyron e Inadale come progetti di stoccaggio delle onde del Texas nel Texas occidentale. Lo scopo è principalmente per i servizi accessori. Il progetto segue 10 MW Iron Horse vicino a Tucson, in Arizona, adiacente a un array solare a 2 MWE.

SolarCity sta usando 272 PowerPacks Tesla (Lithium - Sistema di stoccaggio ionico) per il suo progetto fotovoltaico solare da 13 MW/ 52 MWH Kaua'i alle Hawaii, per soddisfare la domanda di picco serale. Il potere viene fornito alla cooperativa di utilità dell'isola di Kauai (KIUC) a 13,9 centesimi/kWh per 20 anni. KIUC sta inoltre commissionando un progetto con una fattoria solare di 28 MWE e un sistema batteria da 20 MW/100 MWH.

Toshiba ha fornito un grande Bess per Hamilton, Ohio, comprendente un array di 6 MW/ 2 MWh Lithium - batterie a ioni. Viene rivendicata una durata di oltre 10.000 carica - cicli di scarica.

Powin Energy and Hecate Energy stanno costruendo due progetti per un totale di 12,8 MW/52,8 MWh in Ontario, per l'operatore indipendente del sistema di elettricità. L'array batteria Stack 140 di Powin di 2 mWh comprenderà i sistemi, presso Kitchener (20 array) e Stratford (6 array).

Una grande utilità - Scala Electricity Storage è un 4 MWSODIO - Sulphur (NAS) batteriaSistema per fornire una migliore affidabilità e qualità di potenza per la città di Presidio in Texas. È stato eccitato all'inizio del 2010 per fornire una rapida schiena - per la capacità del vento nella griglia ERCOT locale. Le batterie di zolfo di sodio - sono ampiamente utilizzate altrove per ruoli simili.

In Anchorage, in Alaska, un sistema di batterie da 2 MW/0,5 MWh è integrato da un volano, per aiutare l'uso dell'energia eolica.

Avista Corp nello Stato di Washington, Northwest USA, sta acquistando un 3,6 MWBatteria a flusso redox del vanadio (VRFB)caricare l'equilibrio con le energie rinnovabili.

L'ISO dell'Ontario ha contratto un 2 MWzinco - batteria a flusso redox di ferroDa Vizn Energy Systems.

Asia orientale

La Cina National Development and Reform Commission (NDRC) ha richiesto più 100 MWBatteria a flusso redox del vanadio (VRFB)Installazioni entro la fine del 2020 (nonché un sistema di stoccaggio dell'energia dell'aria compressa da 10 MW/100 MWH, un unità di arresto dell'array di energia volano da 10 MW/1000 MJ, litio 100 MW - Sistemi di conservazione della batteria ionici e un nuovo tipo di grande tipo - dispositivo di accumulo di sale mobile).

Rongke Power sta installando un VRFB da 200 MW/800 MWH a Dalian, in Cina, sostenendo che sia il più grande del mondo. È per soddisfare la domanda di punta, ridurre la riduzione dei coltivazioni eoliche vicine, migliorare la stabilità della griglia e fornire la capacità di avvio nero da metà - 2019. Rongke pianifica 2 GW/YR Output di fabbrica negli anni '20. Pu Neng a Pechino sta pianificando una produzione su larga scala di VRFBS e ha ricevuto un contratto nel novembre 2017 per costruire un'unità da 400 MWH. Sumitomo ha fornito un VRFB da 15 MW/60 MWH per HEPCO in Giappone, commissionato nel 2015.

L'energia VRB cinese sta sviluppando diversi progetti di batterie a celle a flusso: provincia di Qinghai, 2 MW/10 MWh per l'integrazione del vento; Provincia di Hubei, 10 MW/50 MWH integrazione fotovoltaica che cresce a 100 MW/500 MWh; Provincia di Lianlong, integrazione delle energie rinnovabili 200 MW/800 MWH; Jiangsu 200 MW/1000 MWH Integrazione del vento offshore.

Hokkaido Electric Power ha contratto Sumitomo Electric Industries per fornire una griglia - Sistema di accumulo di energia della batteria a flusso in scala per un parco eolico nel nord del Giappone. Questa sarà una batteria a flusso redox del vanadio (VRFB) di 17 MW/51 MWH in grado di archiviare tre ore, in uscita online nel 2022 ad Abira, con una durata di design di 20 anni. Hokkaido gestisce già un VRFB da 15 MW/60 MWH costruito anche da Sumitomo Electric, nel 2015.

Australia

Nell'Australia meridionale, la Hornsdale Power Reserve è un sistema Tesla 150 MW/194 MWh - sistema ionico accanto al parco eolico Hornsdale 309 MWE di Neoen vicino a Jamestown. Circa 70 MW della capacità sono contratti al governo statale per fornire stabilità della rete e sicurezza del sistema, compresa i servizi ausiliari di controllo della frequenza (FCA). Dettagli più completi nelSistemi di accumulo di energia della batteriasezione sopra.

A Victoria, Neoen sta costruendo la grande batteria vittoriana da 300 MW/450 MWH vicino a Geelong. Neoen ha un contratto di servizi di rete da 250 MW con l'operatore del mercato energetico australiano (AEMO) per aiutare nella stabilità della rete e "sbloccare più energia rinnovabile" con gli FCA. Tesla è stato contratto per fornire e gestire il sistema, composto da 210 Tesla Megapacks, previsti online entro il 2022. Durante i test iniziali alla fine di luglio 2021, uno dei megapack di Tesla prese fuoco.

Neoen ha costruito una batteria da 20 MW/34 MWH che integra un parco eolico di 196 MWE a Stawell a Victoria, per il Bulgana Green Power Hub.

In Victoria una batteria da 30 MW/30 MWh fornita da Fluence è vicino a Ballarat, e a Gannawarra vicino a Kerang dal 2018 una batteria Tesla PowerPack da 25 MW/50 MWH è integrata con una fattoria solare da 50 MWE.

Nel sud dell'Australia un impianto solare foto fotovoltaico da 330 MWE è proposto dal Gruppo Lyon, il sistema di stoccaggio solare di Riverland a Morgan, per essere sostenuto da una batteria da 100 MW/400 MWH, con una stima dei costi rispettivamente a $ 700 milioni e $ 300 milioni. Vicino alla miniera della diga olimpica nel nord dello stato, il progetto Kingfisher da 120 MW più 100 MW/200 MWH è proposto dal gruppo di Lione, probabilmente costa $ 250 milioni e $ 150 milioni rispettivamente.

AGL ha contratto Wärtsilä per fornire una batteria al litio fosfato di ferro (LFP) da 250 MW/250 MWH a Torrens Island Gas - sparatutto vicino ad Adelaide per l'uso dal 2023. Può essere espansa a 1000 mWh.

La grande batteria Playford da 100 MW/100 MWH è prevista nell'Australia meridionale in collaborazione con il progetto foto fotovoltaico solare Cultana 280 per servire Whyalla Steelworks di Arum.

La prima utilità australiana - Scale Flow Battery deve essere costruita a Neuroodla, 430 km a nord di Adelaide. Sarà fornito da Invinity e avrà una capacità di 2 MW/8 MWh di fornire un integratore di picco e servizi ausiliari, addebitati da un array solare da 6 MW. I singoli moduli VRFB sono 40 kW.

Nel Queensland a Wandoan South viene installata una batteria da 100 MW/150 MWH per Vena Energy.

Nel Queensland, vicino a Lakeland, a sud di Cooktown, un impianto solare da 10,4 MW deve essere integrato con 1,4 mw/5,3 mWh di litio - batteria ionica come set di bordo della griglia - su, con la modalità isola durante il picco serale. Utilizzerà l'impianto di soluzione di stoccaggio di energia ibrida conergy ed è disponibile online nel 2017. Il progetto A $ 42,5 milioni ridurrà la necessità di aggiornamento della griglia. BHP Billiton è coinvolto nel progetto come un possibile prototipo per i siti di mine remoti. Altri sistemi di questo tipo sono alle miniere di DeGrussa e Weipa.

Nel Northwest Australia, una batteria a 35 MW/11,4 MWh Kokam - la batteria a ioni è operativa da settembre 2017 su una griglia privata che serve le miniere, insieme a un impianto di 178 MWE - con una lenta risposta. Ha aiutato con il controllo della frequenza e la stabilizzazione della piccola griglia. Con l'aggiunta proposta di 60 MWE di capacità solare, è prevista una seconda batteria.

A Tom Price in Pilbara una batteria da 45 MW/12 MWH funziona come una macchina sincrona virtuale, sostituendo la riserva di rotazione nelle turbine a gas. Viene anche installata una batteria Hitachi da 50 MW/75 MWH. Una batteria da 35 MW/12 MWH funziona già nelle vicinanze sul Monte Newman.

Altri paesi

In Ruanda, 2,68 mWh di archiviazione della batteria dalla tedesca Tesvolt è contratto per fornire una potenza - up per l'irrigazione agricola, off - Grid, usando il litio Samsung - celle ioni in moduli da 4,8 kWh. Tesvolt rivendica 6000 cicli di carica completi con profondità del 100% di scarico in 30 anni di durata.

Altre tecnologie della batteria (del litio - ion)

Le batterie a flusso di vanadio NB e il sodio - le batterie dello zolfo sono descritte nella sezione dei sistemi di accumulo di energia della batteria sopra.

Redflow ha una gamma di moduli di batteria a flusso di bromuro di zinco (ZBM) che possono essere installati in connessione con l'alimentazione intermittente e sono in grado di scaricare e carica giornaliere. Sono più durevoli del tipo di litio - e il throughput energetico previsto per le unità ZBM più piccole varia a 44 mWh. Le grandi unità - Scale Battery (LSB) comprendono 60 batterie ZBM-3 che forniscono picco 300 kW, 240 kW continue, a 400-800 volt e forniscono 660 kWh.

Lo stoccaggio di energia EOS negli Stati Uniti utilizza il suo ZnythBatteria acquosa di zincocon un catodo ibrido di zinco e ottimizzato per il supporto della griglia di utilità, fornendo una scarica continua da 4 a 6 ore. Comprende 4 kWh unità che costituiscono sottosistemi da 250 kW/1 MWh e un sistema completo da 1 MW/4 MWh. Nel settembre 2019 EOS e Holtec International hanno annunciato la formazione di Hi - Potenza, una joint venture a massa produce batterie acquose di zinco per industriale - stoccaggio di energia in scala, incluso lo stoccaggio della potenza in eccesso da parte di piccoli reattori modulari SMR-160 di Holtec, per fornire energia alla griglia.

Duke Energy sta testando unIbrido UltraCapapers - Archiviazione della batteriaSistema (Hess) nella Carolina del Nord, vicino a un'installazione solare da 1,2 MW. La batteria da 100 kW/300 kWh utilizza chimica di ioni ibridi acquosi con elettrolita di acqua salata e separatore di cotone sintetico. La risposta rapida - gli ultracapacutori lisciano le fluttuazioni del carico.

Costo inferiore -Lead - batterie acidesono anche in uso diffuso su piccola scala di utilità, con banche fino a 1 MW utilizzate per stabilizzare la generazione di energia eolica. Questi sono molto più economici del litio - ione, alcuni sono in grado di fino a 4000 cicli di scarica profonda e possono essere completamente riciclati alla fine della vita. L'ultrabatteria Ecoult combina una valvola - Lead regolato - acido (vrla) con una cella ultracapa in una singola cella, dando un'elevata operazione- emergenza parziale - stato - - Operation con longetà e scadenza parziale - stato -- Nel settembre 2011 è stato commissionato un sistema di ultrabatterie da 250 kW/1000 kWh con 1280 batterie Ecoult nel settembre 2011 al PNM Prosperity Energy Storage Project di Albuquerque, New Mexico, da S&C Electric in connessione con un sistema fotovoltaico solare da 500 kW, principalmente per la regolazione della tensione. Il più grande piombo australiano - il sistema di stoccaggio della batteria acido è di 3 MW/1,5 mWh su King Island.

La Stanford University sta sviluppando unAlluminum - batteria a ioni, rivendicando a basso costo, bassa infiammabilità e alta capacità di archiviazione di carica - su 7500 cicli. Ha un anodo in alluminio e catodo di grafite, con elettrolita di sale, ma produce solo bassa tensione.

Famiglia - scala bess

Nel maggio 2015 Tesla ha annunciato un'unità di stoccaggio della batteria domestica di 7 o 10 kWh per la memorizzazione di elettricità dalle energie rinnovabili, utilizzando le batterie a ioni di litio - simili a quelle delle auto Tesla. Fornirà 2 kW e funzionerà a 350 - 450 volt. Il sistema Powerwall verrebbe venduto agli installatori a $ 3000 per un'unità da 7 kWh o $ 3500 per 10 kWh, sebbene quest'ultima opzione sia stata prontamente sospesa e la precedente discesa a 6,4 kWh e potenza di 3,3 kW. Sebbene questa sia chiaramente su scala domestica, se ampiamente assunta avrà implicazioni alla griglia. Tesla afferma 15 c/kWh per utilizzare lo stoccaggio, oltre al costo di tale energia rinnovabile inizialmente, con una garanzia a 10 anni a 3650 cicli che copre la produzione decrescente a 3,8 kWh al cinque anni, 18.000 kWh in totale.

Nel Regno Unito, PowerVault fornisce diverse batterie per uso domestico, principalmente con solare fotovoltaico ma anche al fine di risparmiare con contatori intelligenti. La sua batteria acida da 4 kWh - è il prodotto più popolare a £ 2900 installato, anche se le batterie effettive devono essere sostituite ogni cinque anni. Un litio da 4 kWh - unità di ion costa £ 3900 installata e altri prodotti vanno da 2 a 6 kWh, che costano fino a £ 5000 installati.

Nell'aprile 2017 LG Chem offriva una serie di batterie in Nord America, sia a bassa tensione - che -. Ha batterie da 48 volt con 3,3, 6,5 e 9,8 kWh e batterie da 400 volt con 7,0 e 9,8 kWh.

Domestico - Livello Litio - Ion bess può essere soggetto a restrizioni di incendio che impediscono le unità allegate alle pareti di un'abitazione.

Stoccaggio dell'energia dell'aria compressa

Lo stoccaggio di energia con aria compressa (CAES) in caverne geologiche o vecchie miniere viene processata come una tecnologia di stoccaggio in scala - relativamente grande, utilizzando il gas - incentrato o compressori elettrici, il calore adiabatico viene scaricato (questo essendo il sistema diabatico). Quando rilasciato (con preriscaldamento per compensare il raffreddamento adiabatico) alimenta una turbina a gas con ulteriore bruciatura del carburante, lo scarico utilizzato per il preriscaldamento. Se il calore adiabatico dalla compressione viene archiviato e utilizzato in seguito per il preriscaldamento, il sistema è Adiabatic CAES (a - caes).

Le installazioni CAES possono essere fino a 300 MW, con un'efficienza complessiva di circa il 70%. La capacità di CAES può persino uscire dalla produzione da un parco eolico o 5-10 MW di capacità solare fotovoltaica e renderla parzialmente spedita. Sono in funzione due sistemi CAES diabatici, in Alabama (110 MW, 2860 MWH) e Germania (290 MW, 580 MWh) e altri sperimentati o sviluppati altrove negli Stati Uniti.

Le batterie hanno una migliore efficienza di CAES (produzione come proporzione di elettricità di ingresso) ma costano di più per unità di capacità e i sistemi CAES possono essere molto più grandi.

Duke Energy e altre tre società stanno sviluppando un progetto da 1200 MW e $ 1,5 miliardi nello Utah, ausiliario a un parco eolico di 2100 MW e altre fonti rinnovabili. Questo è il progetto di accumulo di energia intermountain, utilizzando le caverne di sale. Sta prendendo di mira una durata di 48 ore per la scarica per colmare le lacune di intermittenza, quindi apparentemente oltre 50 GWh. Il sito può anche archiviare l'energia solare in eccesso trasmessa dalla California meridionale. Deve essere costruito in quattro fasi da 300 MW.

Piani di accumulo di energia gaelettrica un progetto CAES da 550 GWH/anno a Larne, nell'Irlanda del Nord.

Negli Stati Uniti il ​​progetto Gill Ranch CAES è adattato per essere un impianto di accumulo di energia del gas compresso (CGES), con gas naturale piuttosto che aria conservata sotto pressione. Il gas è conservato a circa 2500 psi e 38 gradi. L'espansione alla pressione della conduttura di 900 psi richiede preriscaldamento per evitare acqua liquida e formazione di idrata.

Toronto Hydro con idrostore ha un progetto pilota che utilizza aria compressa in vesciche 55m sott'acqua nel lago Ontario per produrre 0,66 MW per un'ora.

Conservazione criogenica

La tecnologia funziona raffreddando l'aria fino a - 196 gradi, a quel punto si trasforma in liquido per lo stoccaggio in serbatoi di pressione - -. L'esposizione a temperature ambiente provoca una rapida gassificazione Re - e un'espansione di 700 volte in volume, utilizzata per guidare una turbina e creare elettricità senza combustione. Highview Power nel Regno Unito pianifica una struttura "liquida" da 50 MW/250 MWH in una pianta di centrale elettrica in disuso, basata su un impianto pilota a Slough e un impianto dimostrativo vicino a Manchester. L'energia può essere immagazzinata per settimane (anziché ore come per le batterie) ad un costo previsto di £ 110/mWh ($ 142/mWh) per un sistema di 10 ore, 200 MW/2 GWH.

Stoccaggio termico

Come descritto nella sottosezione solare termica della carta energetica rinnovabile WNA, alcune piante CSP usanosale fusoper conservare l'energia durante la notte. La Spagna MWE Gemasolar afferma di essere il primo impianto di carico CSP vicino al mondo -, con un fattore di capacità del 63%. L'impianto Andasol da 200 MWE della Spagna utilizza anche lo stoccaggio del calore del sale fuso, così come la Solana MWE da 280 MWE della California.

Uno sviluppatore di reattori di sale fuso (MSR), Moltex, ha presentato un concetto di accumulo di calore del sale fuso (GridReserve) per integrare le energie rinnovabili intermittenti. Moltex suggerisce un reattore di sale stabile da 1000 MWE che funziona continuamente, deviando il calore a circa 600 gradi in periodi di bassa domanda di accumulo di sale di nitrato (come usato nelle piante CSP solari). Durante i periodi di alta domanda, la produzione di energia può essere raddoppiata a 2000 MWE usando il calore immagazzinato per un massimo di otto ore. Si sostiene che il negozio di calore aggiunge solo £ 3/mWh al costo di elettricità livellato.

Un'altra forma di conservazione del calore è in fase di sviluppo nel sud dell'Australia, dove sta utilizzando la 1414 Company (14D)silicio fuso. Il processo può archiviare 500 kWh in un cubo da 70 cm di silicio fuso, circa 36 volte tanto quanto la muratura di Tesla nello stesso spazio. Si scarica attraverso un dispositivo di scambio di calore - come un motore Stirling o una turbina e ricicla il calore. Un'unità da 10 MWH costerebbe circa $ 700.000. (1414 gradi è il punto di fusione del silicio.) Una dimostrazione tess deve essere al progetto di energia solare Aurora vicino a Port Augusta, nell'Australia meridionale.

Sempre in Australia, un materiale misto chiamatoManificability Gap Leale (MGA)memorizza energia sotto forma di calore. MGA comprende piccoli blocchi di metalli miscelati, che ricevono energia generata da energie rinnovabili come solare e vento che è surplus per la domanda di rete e la memorizza per un massimo di una settimana. Viene quotato un costo di $ 35/kWh, molto meno delle batterie a litio -, ma ha un tempo di risposta più lento rispetto alle batterie - 15 minuti. Il calore viene rilasciato per generare vapore, potenzialmente in carbone riproposto - piante sparate. La società MGA Thermal è stata trasformata dall'Università di Newcastle e usando una sovvenzione federale sta costruendo un impianto di produzione pilota. Ha diversi sistemi in fase di sviluppo per temperature da 200 gradi a 1400 gradi.

Un'altra forma di accumulo di energia è il ghiaccio.Energia di ghiaccioHa contratti dal sud della California Edison per fornire 25,6 MW di accumulo di energia termica utilizzando il suo sistema di orso di ghiaccio, attaccato a grandi unità di condizionamento dell'aria. Questo rende il ghiaccio di notte quando la domanda di energia è bassa, quindi lo usa per fornire raffreddamento durante il giorno anziché i compressori di condizionamento dell'aria, riducendo così la domanda di picco.

Conservazione dell'idrogeno

In Germania Siemens ha commissionato un impianto di stoccaggio di idrogeno da 6 MW utilizzandoProton Exchange Membrane (PEM)Tecnologia per convertire l'energia eolica in eccesso in idrogeno, per l'uso nelle celle a combustibile o aggiunta alla fornitura di gas naturale. L'impianto di Mainz è la più grande installazione PEM al mondo. In Ontario, Hidrogenics ha collaborato con l'utilità tedesca E.ON per creare una struttura PEM da 2 MW che è stata in linea nell'agosto 2014, trasformando l'acqua in idrogeno attraverso l'elettrolisi.

L'efficienza dell'elettrolisi per le celle a combustibile verso l'elettricità è di circa il 50%.

San Diego Gas & Electric sta lavorando con Israeli Gencell per installare 30 G5RX di 30 G5RX - up celle a combustibile nelle sue sottostazioni. Queste sono celle a combustibile alcalina a base di idrogeno - con uscita da 5 kW. Sono realizzati in Israele e usati lì da Israel Electric Corporation.

Conservazione cinetica

VolattoniConservare l'energia cinetica e sono in grado di decine di migliaia di cicli di ricarica.

L'ISO dell'Ontario ha contratto per un sistema di archiviazione volano da 2 MW di NRSTOR Inc. Hawaiian Electric Co sta installando un sistema volano da 80 kW/320 kWh da Amber Kinetics per la sua griglia Oahu, essendo un modulo potenzialmente di diversi. Normalmente i volati, conservando energia cinetica pronti a tornare all'elettricità, vengono utilizzate per il controllo della frequenza piuttosto che per l'accumulo di energia, forniscono energia per un periodo relativamente breve e possono fornire ciascuno fino a 150 kWh. Amber Kinetics rivendica quattro - Capacità di scarica dell'ora.

Stornetica tedesca produce unità durastor che hanno capacità dalle decine di chilowatt fino a circa un megawatt. Le applicazioni vanno dalla frenata rigenerativa per i treni ai servizi ausiliari del parco eolico.

L'uso principale dei vola di fly è in set di alimentazione ininterrotta (drups) del diesel - UPS, con 7 - 11 Second Ride - attraverso la funzione sincrona durante l'avvio di un generatore diesel integrato che segue il fallimento della rete. Questo dà tempo -e.g.30 secondi - per il normale diesel - fino ad iniziare.