Emmagatzematge d’electricitat i energia

Font: World - nuclear.org

A mesura que les fonts d’energia renovables creixen en importància, els sistemes d’emmagatzematge d’energia eficients (ESS) són crucials per gestionar la naturalesa intermitent de l’energia eòlica i solar. Les solucions d’emmagatzematge d’energia per a aplicacions de xarxa són cada cop més habituals entre els propietaris de xarxa, els operadors de sistemes i els usuaris finals. Els sistemes d’emmagatzematge d’energia permeten una àmplia gamma de possibilitats i poden oferir solucions efectives per a l’equilibri d’energia, els serveis auxiliars i la diferència d’inversions en infraestructures.

L’electricitat en si no es pot emmagatzemar a gran escala, però es pot convertir en altres formes d’energia, que es poden emmagatzemar i convertir posteriorment en electricitat segons sigui necessari. Els sistemes d’emmagatzematge d’electricitat inclouen bateries, volants, aire comprimit i hidroelèctric bombat. La quantitat total d’energia que es pot emmagatzemar en qualsevol sistema és limitada. La seva capacitat energètica s’expressa en megawatt - hores (MWH), i la seva potència s’expressa en megawatts (MW o MWE). Els sistemes d’emmagatzematge d’electricitat es poden dissenyar per proporcionar serveis auxiliars al sistema de transmissió, inclòs el control de freqüència, que és el paper principal de les bateries d’escala - avui dia. Mirem de prop les diferents opcions d’emmagatzematge a continuació.

Emmagatzematge d'aigua bombat

L’emmagatzematge bombat implica bombejar l’aigua fins a un dipòsit des del qual es pot alliberar sota demanda per generar hidroelèctrica. L’eficiència del doble procés és d’uns 70%. L’emmagatzematge bombat comprenia el 95% de l’emmagatzematge d’electricitat a escala gran - del món a Mid - 2016, i el 72% de la capacitat d’emmagatzematge afegit el 2014. Hydro bombat té l’avantatge de ser llarg - terme si es requereix. L’emmagatzematge de la bateria, però, s’està desplegant àmpliament i arriba a uns 15,5 GW connectats a les xarxes d’electricitat a finals del 2020, segons l’IEA. L’edifici - L’emmagatzematge de potència d’escala va sorgir el 2014 com a tendència definidora de la tecnologia energètica. Aquest mercat ha crescut un 50% de l'any - durant - any, amb les bateries ions de liti - destacades, però les bateries de cèl·lules de flux redox mostren una promesa. Aquest emmagatzematge pot ser reduir la demanda de la xarxa, com a còpia de seguretat o per a l'arbitratge de preus.

Els projectes i equips d’emmagatzematge bombats tenen una llarga vida, nominalment 50 anys, però potencialment més, en comparació amb les bateries: de 8 a 15 anys. L’emmagatzematge Hydro Pumped s’adapta millor per proporcionar el pic - energia de càrrega per a un sistema que consta principalment de combustible fòssil i/o generació nuclear. No està tan bé - adequat per omplir la generació intermitent, no programada i imprevisible.

Un informe del Consell de l’Energia Mundial del gener del 2016 va projectar una caiguda important del cost per a la majoria de les tecnologies d’emmagatzematge d’energia des del 2015 fins al 2030. Les tecnologies de bateries van mostrar la major reducció del cost, seguida de tèrmics, tèrmics i supercapacitors sensibles. Les tecnologies de la bateria van mostrar una reducció d’un rang de 100 € - 700/mWh el 2015 a 50 € - 190/MWh el 2030, una reducció de més del 70% en el límit de cost superior en els propers 15 anys. Sulfur de sodi, àcid de plom i liti - tecnologies iòniques condueixen el camí segons WEC. L’informe models d’emmagatzematge relacionat amb les plantes eòliques i solars, avaluant el cost de l’emmagatzematge anivellat resultant (LCOs) en plantes particulars. Assenyala que el factor de càrrega i el temps de descàrrega mitjà a la potència nominal són un determinant important dels LCO, amb la freqüència de cicle convertint -se en un paràmetre secundari. Per a l'emmagatzematge relacionat amb Solar -, el cas de l'aplicació era emmagatzematge diari, amb sis temps de descàrrega d'hora - a la potència nominal. Per a l'emmagatzematge relacionat amb el vent, el cas de l'aplicació va ser per a l'emmagatzematge de dos dies amb una descàrrega de 24 hores a la potència nominal. En el primer cas, la tecnologia d’emmagatzematge més competitiva tenia LCO de 50-200 €/MWh. En aquest darrer cas, els costos anivellats van ser més elevats i sensibles al nombre de cicles de descàrrega a l'any, i "poques tecnologies semblaven atractives".

Després d'un estudi de dos anys - de la Comissió de Utilitats Públiques de Califòrnia, l'estat el 2010 va aprovar la legislació que va requerir 1325 MWe d'emmagatzematge d'electricitat (excloent el gran emmagatzematge a escala -) el 2024. El 2013 va avançar el termini al 2020, després amb 35 MW total. La legislació especifica la potència, no la capacitat d’emmagatzematge (MWH), cosa que suggereix que el propòsit principal és el control de freqüència. L’objectiu indicat de la legislació és augmentar la fiabilitat de la xarxa proporcionant energia despatxable d’una proporció creixent d’entrades solars i eòliques, substituir la reserva de filatura, proporcionar control de freqüència i reduir els requisits de capacitat màxima (afaitat màxima). Els sistemes d’emmagatzematge es poden connectar amb sistemes de transmissió o distribució o estar al darrere del mesurador. El focus principal és en els sistemes d’emmagatzematge d’energia de la bateria (BESS). L’arbitratge d’energia pot millorar els ingressos, comprant el pic - i venda per a la demanda màxima. El sud de Califòrnia Edison el 2014 va anunciar plans per a 260 MW d’emmagatzematge d’electricitat per compensar el tancament de la planta nuclear de 2150 MWe San Onofre. Si bé 1,3 GW en el context de la demanda de 50 GW de l'estat no proporcionarà gaire poder enviable, va ser un incentiu important per a les utilitats.

Oregon va seguir a Califòrnia i el 2015 va establir un requisit per a serveis públics més grans (PGE i Pacificorp) per adquirir almenys 5 MWh d’emmagatzematge el 2020, i PGE va proposar 39 GW en diversos llocs, que va costar de 50 a 100 milions de dòlars. El juny de 2017, Massachusetts va emetre un objectiu de 200 MWh emmagatzematge el 2020. Al novembre de 2017, Nova York va resoldre establir un objectiu d'emmagatzematge per al 2030.

En alguns llocs, l'emmagatzematge bombat s'utilitza fins i tot per a la càrrega generadora diària bombant aigua a una presa d'emmagatzematge elevada durant les hores i els caps de càrrega pics i els caps de setmana, utilitzant l'excés de base - de càrrega de baix - Cost de carbó o fonts nuclears. Durant les hores punta, aquesta aigua es pot alliberar a través de les turbines a un dipòsit inferior per a la generació elèctrica Hydro -, convertint l’energia potencial en electricitat. La bomba reversible - turbina/motor - Els conjunts generadors poden actuar com a bombes i turbines*. Els sistemes d’emmagatzematge bombats poden ser eficaços per complir els canvis de demanda màxima a causa de la rampa ràpida - UP o Ramp - i rendible a causa del diferencial entre els preus a l’engròs màxims de pic i fora-. El problema principal, a part de l’aigua i l’altitud és l’eficiència del viatge rodó -, que és al voltant del 70%, de manera que per cada MWh d’entrada només es recuperen 0,7 MWh. A més, relativament pocs llocs tenen abast per a les preses d’emmagatzematge bombades a prop d’on es necessita la potència.

Les turbines Francis són àmpliament - que s’utilitzen per a l’emmagatzematge bombat, però tenen un límit de cap hidràulic d’uns 600 m.

La majoria de la capacitat d’emmagatzematge bombat s’associa amb les preses elèctriques hidro -hidro {0- als rius, on l’aigua es torna a bombar a una presa d’emmagatzematge elevada. Aquests esquemes hidroelèctrics es poden complementar amb hidro -hidro -bombejat per riu. Això requereix parells de petits embassaments en terreny muntanyós i units per una canonada amb bomba i turbina.

Aquest esquema del projecte Gordon Butte és típic de OFF - River Bombed Storage (Gordon Butte)

L’Associació Internacional d’Hidroelèctrics té una eina de seguiment, que mapeja les ubicacions i la capacitat de potència per als projectes d’emmagatzematge existents i planificats.

L’emmagatzematge bombat s’ha utilitzat des de la dècada de 1920 i avui en dia s’instal·la un emmagatzematge bombat de 160 GW a tot el món, inclosos 31 GW als EUA, 53 GW a Europa i Escandinàvia, 27 GW al Japó i 23 GW a la Xina. Això suposa que es puguin emmagatzemar uns 500 GWH, aproximadament el 95% de l’emmagatzematge d’electricitat a escala gran - del món a mitjan 2016 i el 72% de la capacitat que es va afegir el 2014. Irena informa que 96 TWH es va utilitzar a partir de l’emmagatzematge bombat el 2015. L’Agència Internacional de l’EnergiaOutlook energètic mundial 2016Projectes 27 GW de capacitat d’emmagatzematge bombat per al 2040, principalment a la Xina, als Estats Units i a Europa.

Per a OFF - hidro -hidro bombat per riu, els dipòsits aparellats normalment necessiten tenir una diferència d'altitud d'almenys 300 metres. Les mines subterrànies abandonades tenen algun potencial com a llocs. A la regió de Leon, Navaleo, Espanya, Navaleo planifica un sistema hidroelèctric bombat en una antiga mina de carbó amb un capçal de 710 m i una sortida de 548 MW, alimentant -se 1 TWH per any a la xarxa.

A diferència de les entrades eòliques i solars a un sistema de quadrícules, la generació hidroelèctrica és sincrònica i, per tant, proporciona serveis auxiliars a la xarxa de transmissió com el control de freqüència i la prestació de potència reactiva. Un projecte d’emmagatzematge bombat normalment té de 6 a 20 hores d’emmagatzematge d’embassament hidràulic per al seu funcionament, en comparació amb molt menys per a les bateries. Els sistemes d’emmagatzematge bombats solen ser més de 100 MWh emmagatzemat energia.

L’emmagatzematge hidro -bombardejat és el més adequat per proporcionar el pic - energia de càrrega per a un sistema que consta principalment de combustible fòssil i/o generació nuclear a baix cost. És molt menys adequat per omplir la generació intermitent i no programada com el vent, on la disponibilitat de potència excedentària és irregular i imprevisible.

La instal·lació d’emmagatzematge més gran és a Virgínia, EUA, amb 3 GW de capacitat i 30 GWh d’energia emmagatzemada. Tot i això, les instal·lacions útils poden ser força petites. Tampoc han de ser suplementaris als principals esquemes hidroelèctrics, però poden utilitzar qualsevol diferència d’elevació entre dipòsits superiors i inferiors de més de 100 metres, si no gaire lluny. A Okinawa, l'aigua de mar es bomba a un penya -segat - dipòsit superior. A Austràlia es va considerar una mina subterrània en desús per a un dipòsit inferior. Israel planifica el sistema de dipòsit de 344 MW Kokhav Hayarden dos -.

A Montana, EUA, els mil milions de dòlars, 4 x 100 mW Gordon Butte Bumped Storage Hydro Project a la part central de l’estat utilitzaran l’excés de potència de la potència màxima de 665 mwe de l’estat, tot i que això és menys previsible que la càrrega pic de 665 mwe de l’estat dissenyada per subministrar la base -. Absaroka Energy construirà el dipòsit elevat en un Mesa 312 metres per sobre del dipòsit inferior a partir del 2018. Es preveu subministrar 1300 GWh a l'any per complementar el vent, amb serveis auxiliars.

A Alemanya, es preveu que el projecte de Wind i Hydro a prop de Münster estigui operatiu el 2018. Comprèn 13,6 MWe de aerogeneradors i 16 MWe de capacitat hidroelèctrica de l’emmagatzematge bombat.

Sistemes d’emmagatzematge d’energia de la bateria

Les bateries emmagatzemen i alliberen energia electroquímicament. Els requisits per a l’emmagatzematge de bateries són d’alta densitat d’energia, alta potència, llarga vida (càrrec - cicles de descàrrega), ronda alta - eficiència de viatge, seguretat i cost competitiu. Altres variables són la durada de la descàrrega i la taxa de càrrega. Entre aquests criteris es fan diversos compromisos, subratllant les limitacions dels sistemes d’emmagatzematge d’energia de la bateria (BESS) en comparació amb les fonts de generació enviables. També sorgeix la qüestió del rendiment energètic invertit (EROI), que es relaciona de manera aguda amb la durada de la bateria en servei i la forma en què es manté la seva eficiència de viatge - durant aquest període.

Les bateries requereixen un sistema de conversió de potència (PCS), inclòs l’inversor per enllaçar -se en un sistema de CA normal. Això afegeix aproximadament un 15% al ​​cost bàsic de la bateria.

Diversos projectes a escala de megawatt - han demostrat que les bateries estan bé - adequades per suavitzar la variabilitat de la potència dels sistemes eòlics i solars al llarg de minuts i fins i tot hores, per a curta integració de durada - d'aquestes renovables en una xarxa. També van demostrar que les bateries poden respondre amb més rapidesa i precisió que els recursos convencionals com ara les reserves de filatura i les plantes picades. Com a resultat, les grans matrius de bateries s'estan convertint en la tecnologia d'estabilització que escolliu per a la integració renovable de durada curta -. Es tracta d’una funció de potència, no principalment d’emmagatzematge d’energia. La demanda d’ella és molt inferior a l’emmagatzematge d’energia: l’ISO de Califòrnia va estimar la seva demanda de regulació de freqüència màxima per al 2018 a 2000 MW de totes les fonts.

Algunes instal·lacions de bateries substitueixen la reserva de spinning per curt - Durada enrere - amunt, de manera que opereu com a màquines síncrones virtuals que utilitzen inversors de quadrícula.

Smart Grids Molta discussió sobre l'emmagatzematge de bateries està relacionada amb les xarxes intel·ligents. Una xarxa intel·ligent és una xarxa elèctrica que optimitza l’oferta elèctrica mitjançant la informació tant sobre l’oferta com la demanda. Ho fa amb funcions de control en xarxa de dispositius amb capacitats de comunicació com ara comptadors intel·ligents.

Lithium - Emmagatzematge de bateries iòniques

Lithium - bateries iòniquesEl 2015 va representar el 51% de la recent - Capacitat del sistema d'emmagatzematge d'energia (ESS) anunciat i 86% de la capacitat de potència ESS desplegada. S’estima que es van anunciar 1.653 MW de nova capacitat ESS a tot el món el 2015, amb una mica més d’un - tercer procedent d’Amèrica del Nord. Les bateries iòniques de liti - són la tecnologia més popular per als sistemes d'emmagatzematge d'energia distribuïts (Navigant Research). Les bateries iòniques de liti - tenen una eficiència de corrent directa del 95% d'anada i tornada, caient fins al 85% quan el corrent es converteix en corrent altern per a la xarxa. Tenen un cicle 2000-4000 i una vida de 10 a 20 anys, segons l’ús.

A nivell de la llar, darrere del mesurador*, es promou l’emmagatzematge de la bateria. Hi ha una compatibilitat òbvia entre els fotovoltaics solars i les bateries, degut a que són DC. A Alemanya, on Solar PV té un factor de capacitat de 10,7% mitjà, el 41% de les noves instal·lacions de PV solar el 2015 van ser equipades amb un emmagatzematge de bateries posterior -, en comparació amb el 14% el 2014. Aquest augment, tant a la llar com a la xarxa {{8} Assistència que cobreix fins a un 25% de les despeses d’inversió necessàries. KFW requereix que s’utilitzi suficient electricitat PV per al consum i l’emmagatzematge al lloc, de manera que no més de la meitat de la sortida arriba a la xarxa de transmissió. D’aquesta manera, s’afirma que d’1,7 a 2,5 vegades la capacitat solar habitual pot ser tolerada per la xarxa sense sobrecàrrega. El 2016 es va informar de 200 MWh de capacitat d’emmagatzematge instal·lada a Alemanya.

La llar i les petites empreses PV no formen part del sistema de distribució, sinó que és essencialment domèstic per als locals, amb molta potència generada que s’utilitza allà i alguns possiblement exportats al sistema a través del mesurador que originalment mesuraven la potència extreta de la xarxa per cobrar.

Sobre un - El terç del 1,5 GW 'Battery Storage' el 2015 va ser el liti - bateries d'ions, i el 22% era de sodi - bateries de sofre. L’Agència Internacional de l’energia renovable (IRENA) estima que el món necessita 150 GW d’emmagatzematge de bateries per assolir l’objectiu desitjat d’Irena del 45% de l’energia generada a partir de fonts renovables per al 2030. Al Regne Unit es requereix aproximadament 2 GW per al control de freqüència ràpida en un sistema de 45 GWE i National Grid gasta 160 a 170 milions de £ per any. A Alemanya, la utilitat instal·lada - Emmagatzematge de bateries a escala va augmentar d’uns 120 MW el 2016 a uns 225 MW el 2017.

Un gran Bess és un sistema iònic de 40 mW/20 mWh Toshiba - ion del Nishi de Tohoku Electric Power Company - Sotai Substation al Japó, encarregat a principis del 2015, i San Diego Gas & Electric té un 30 MW/120 MWh Lithium - Ion Bess a Escondico, Califòrnia. Steag Energy Services ha iniciat un programa d’emmagatzematge d’ions de 90 MW de liti - a Alemanya (vegeu més avall) i Edison està configurant una instal·lació de 100 MW a Long Beach, Califòrnia.

A South Austràlia, un sistema iònic de Tesla 100 MW/129 MWh - es va instal·lar al costat del parc eòlic de 309 MWE de Neoen a prop de Jamestown - The Hornsdale Power Reserve (HPR). Al govern estatal es contracta prop de 70 MW de la capacitat per proporcionar estabilitat i seguretat del sistema de la xarxa, inclosos els serveis auxiliars de control de freqüència (FCA) a través de la plataforma Autobidder de Tesla en terminis de sis segons a cinc minuts. Els altres 30 MW de capacitat tenen tres hores d’emmagatzematge i s’utilitza com a desplaçament de càrrega per Neoen per al parc eòlic contigu. S'ha demostrat capaç de una resposta molt ràpida per als FCA, subministrant fins a 8 MW durant uns 4 segons abans que els FCA contractats més lents es tallin quan la freqüència baixés per sota de 49,8 Hz. El 2020, el projecte es va ampliar amb 50 MW/64,5 MWh per 79 milions de dòlars, de manera que ara proporciona aproximadament la meitat de la inèrcia virtual requerida a l'estat per a FCAS.

Hi ha diversos tipus de bateria d’ions de liti -, alguns amb alta densitat d’energia i càrrega ràpida per adaptar -se als vehicles de motor (EV), d’altres com el fosfat de ferro de liti (Lifepo₄, abreviada com a LFP), són més pesades, menys energia - densa i amb una vida de cicle més llarga. Els conceptes per a l'emmagatzematge de durada de llarg - inclouen les bateries EV usades: segon - bateries de vida.

Sodi - Sulfur (NAS) Emmagatzematge de bateries

Sodi - Sulfur (NAS) BateriesS'han utilitzat durant 25 anys i estan ben establerts, tot i que costosos. També han d’operar a uns 300 graus, cosa que significa un consum d’electricitat quan es troba en ralentí. PG & E's 2 MW/14 MWh VASA - Dixon Nas Bess System va costar uns 11 milions de dòlars (5500 dòlars/kW, en comparació amb uns 200 dòlars/kW que PG & e calcula que es va trencar - fins i tot va costar el 2015). La vida útil és d’uns 4500 cicles. Round - Eficiència de viatge en un assaig de mes de 18 - va ser del 75%. Una unitat EWE de 4,4 MW/20 MWh està construïda per EWE a Varel a Lower Saxony, al nord d'Alemanya per a la seva posada en servei a finals del 2018.

Emmagatzematge de bateries de cel·la de flux redox

Bateries de cel·la de flux redox(RFBS) desenvolupats a la dècada de 1970 tenen dos electròlits líquids separats per una membrana per donar una meitat positiva i negativa -, cadascuna amb un elèctrode, normalment carboni. El diferencial de tensió es troba entre 0,5 i 1,6 volts en sistemes aquosos. Es carreguen i es descarreguen per una reducció reversible - reacció d’oxidació a la membrana. Durant el procés de càrrega, els ions s’oxiden a l’elèctrode positiu (alliberament d’electrons) i es redueixen a l’elèctrode negatiu (captació d’electrons). Això significa que els electrons es mouen del material actiu (electròlit) de l’elèctrode positiu al material actiu de l’elèctrode negatiu. Quan es descarreguen, el procés reverteix i s’allibera energia. Els materials actius són parells redox,i.e.Compostos químics que poden absorbir i alliberar electrons.

Les bateries de flux de Vanadium redox (VRFB o V - flux) Utilitzeu els estats d'oxidació múltiples del vanadi per emmagatzemar i alliberar la càrrega. S'adapten a aplicacions estacionàries grans, amb una vida llarga (aprox . 15, 000 cicles, o "infinit"), descàrrega completa i un baix cost per kWh en comparació amb el liti {{4} ió quan es circula diàriament o amb més freqüència. V - Les bateries de flux es fan més cost - efectiva la durada de l'emmagatzematge (sovint aproximadament quatre hores) i més gran és la potència i les necessitats d'energia. Es diu que l'escala econòmica crossover té una capacitat de 400 kWh, més enllà de la qual són més econòmics que el liti -. També funcionen a temperatura ambient, de manera que són menys propensos als incendis que el liti -. A l'escala i a l'escala, els VRFB tenen aplicacions importants de la indústria i de la indústria, fins a projectes GWH en lloc de MWH.

Amb energia i potència RFBS es pot escalar per separat. La potència determina la mida de la cèl·lula o el nombre de cèl·lules, i l’energia es determina per la quantitat del medi d’emmagatzematge d’energia. Els mòduls són de fins a 250 kW i es poden muntar fins a 100 MW. Això permet que les bateries de flux redox s’adaptin millor a requisits particulars que altres tecnologies. En teoria, no hi ha cap límit a la quantitat d’energia i, sovint, els costos d’inversió específics disminueixen amb un augment de la relació d’energia/potència, ja que el medi d’emmagatzematge d’energia sol tenir costos relativament baixos.

Una planta de model "Peaker" a la Xina té 100 MWe solar PV amb un VRFB de 100 MW/500 MWh.

Una constatació general del judici PG&E va ser que si les bateries s’utilitzen per a l’arbitratge d’energia, haurien d’estar co - ubicades amb les granges de vent o solar, sovint allunyades del centre de càrrega principal. Tanmateix, si s’utilitzen per a la regulació de freqüència, es troben millor a prop dels centres de càrrega urbana o industrial. Atès que el flux d’ingressos de control de freqüència és molt millor que l’arbitratge, les utilitats normalment preferiran el centre de la ciutat en lloc d’ubicacions remotes per als actius que posseeixen.

Els costos de la bateria ions de liti - han baixat dos - entre el 2000 i el 2015, fins a uns 700 dòlars/kWh, conduïts pel mercat de vehicles i es preveu que els costos de conversió de potència (PCS) no han caigut a la mateixa velocitat i el 2015 es va afegir aproximadament un 15% a la bateria per a les aplicacions de vehicles no -}}

Lithium - Les bateries iòniques poden ser classificades per la química dels seus càtodes. La diferent combinació de minerals dóna lloc a característiques de la bateria significativament diferents:

Bateria de la bateria (NCA) de la bateria (NCA) de la bateria (NCA): rang energètic específic (200-250 WH/kg), gran potència específica, 1000 a 1500 cicles complets. Afavorit en alguns EV premium (e.g.Tesla), però més car que altres químics.

Bateria de cobalt de níquel de níquel de liti (NMC) Bateria: rang d’energia específic (140 - 200 wh/kg), cicles complets de 1000-2000 de tota la vida. La bateria més comuna que s’utilitza en vehicles elèctrics elèctrics i plug-in híbrids. Densitat d’energia inferior a la NCA, però les vides més llargues.

Bateria del fosfat de ferro de liti (LFP): rang d’energia específic (90 - 140 WH/kg), Lifetime 2000 Cicles complets. Baixa energia específica Una limitació per a l’ús en EV de llarg abast. Es podria afavorir per a aplicacions estacionàries d'emmagatzematge d'energia o vehicles on la mida i el pes de la bateria siguin menys importants. Informat que és menys propens a la fugida tèrmica i als incendis.

Bateria d’òxid de manganès de liti (LMO): rang d’energia específic (100 - 140 wh/kg), de tota la vida 1000-1500 cicles. La química lliure de cobalt considerat com un avantatge. S'utilitza en bicicletes elèctriques i alguns vehicles comercials.

Emmagatzematge dels supercapacitors

Un condensador emmagatzema energia mitjançant una càrrega estàtica en contraposició a una reacció electroquímica. Els supercapacitors són molt grans i s’utilitzen per a l’emmagatzematge d’energia que pateixen cicles de càrrega i descàrrega freqüents a corrent elevat i curta durada. Han evolucionat i creuen la tecnologia de bateries mitjançant elèctrodes especials i els electròlits. Funcionen a 2,5 - 2,7 volts i es carreguen en menys de deu segons. La descàrrega és inferior a 60 segons i la tensió baixa progressivament. L’energia específica dels supercapacitors oscil·la fins a 30Wh/kg, molt menys que una bateria d’ions de liti.

Estabilitzadors síncrons giratoris

Per compensar la manca d’inèrcia síncrona en la generació de plantes quan hi ha una elevada dependència de les fonts de vent i solar, es poden afegir condensadors síncrones (síncons), també coneguts com a estabilitzadors giratoris, al sistema. S’utilitzen per al control de freqüència i tensió on s’ha de millorar l’estabilitat de la xarxa a causa d’una elevada proporció d’entrada renovable variable. Proporcionen inèrcia síncrona fiable i poden ajudar a estabilitzar les desviacions de freqüència generant i absorbint la potència reactiva. No es tracta d’emmagatzematge d’energia en el sentit normal i es descriuen a la pàgina d’informació sobre energies i electricitat renovables.

Sistemes de bateries a tot el món

Europa

La capacitat d'emmagatzematge hidroelèctric no instal·lada total no instal·lada a Europa va assolir 2,7 GWH a finals de 2018 i es preveu que sigui de 5,5 GWh a finals de 2020, segons la European Energy Storage Association. Inclou sistemes domèstics, que inclouen més d’un - tercer de 2019 - 20 addicions. EDF té previst disposar de 10 GW d’emmagatzematge de bateries a Europa a 2035. Al març del 2020, Total va llançar un projecte de bateries de ions de liti de 25 MW/25 MWh a Mardyck a prop de Dunkirk, per ser "el més gran de França".

La primera de les sis unitats d’ions planificades de 15 MW de SteaG - en un programa d’ions de 100 milions d’euros, es va dinamitzar 90 MW el juny de 2016 al seu lloc de Lünen Coal - a Alemanya. Per obtenir el funcionament comercial, les bateries han de respondre a les trucades automatitzades en 30 segons i ser capaços de fer alimentar - durant un mínim de 30 minuts.

A Alemanya, RWE ha invertit 6 milions d'euros en un sistema de bateries d'ions de 7,8 MW/7 MWh - al seu lloc de l'estació elèctrica de Herdecke, a prop de Dortmund, on la utilitat opera una planta d'emmagatzematge bombada. Ha funcionat des del 2018.

A Alemanya, un sistema d’emmagatzematge de bateries d’ions de 10 MW/10,8 MWh - es va encarregar el 2015 a Feldheim, Brandenburg. Té 3360 Lithium - mòduls iònics de LG Chem a Corea del Sud. La unitat de bateries de 13 milions d'euros emmagatzema una potència generada per un parc eòlic de 72 MW local i es va construir per estabilitzar la xarxa de transmissió TSO 50HERTZ. També participa en la licitació setmanal per a la reserva de control primari.

RWE planifica una bateria iònica de 45 MW - a la seva Lingen i una de 72 MW a les seves centrals elèctriques de Werne Gerstein a finals del 2022, principalment per a FCAS. Siemens planeja una bateria de 200 MW/200 MWh a Wunsiedel a Baviera per a l'emmagatzematge d'energia i la gestió del pic.

Utilitat holandesa Eneco i Mitsubishi, com a Enspireme, han instal·lat una bateria iònica de 48 MW/50 MWh - a Jardelund, al nord d'Alemanya. La bateria és subministrar reserva primària a la xarxa i millorar l'estabilitat de la xarxa en una regió amb molts aerogeneradors i problemes de congestió de la xarxa.

Els operadors alemanys de sistemes de bateries que s’ofereixen al mercat de reserva de control primari es diu que han rebut un preu mitjà de 17,8 €/MWh durant 18 mesos fins al novembre de 2016.

A Espanya Acciona va encarregar una planta eòlica amb Bess el maig del 2017. La planta d’Acciona està equipada amb dos sistemes de bateries d’ions Samsung Lithium -, una que proporciona 1 MW/390 KWh i l’altre produint 0,7 MW/700 kWh, connectat a un aerogenerador de 3 MW i a la reixa. Tots dos semblen tenir resposta de freqüència com a part del seu paper.

El maig de 2016, Fortum a Finlàndia va contractar la companyia de bateries francesa SAFT per subministrar un sistema d'emmagatzematge de bateries de 2 milions d'euros {2- a escala - Sistema d'emmagatzematge de la bateria per a la seva central elèctrica de Suomenoja com a part del projecte de pilot més gran de Bess als països nòrdics. Tindrà una sortida nominal de 2 MW i capaç d’emmagatzemar 1 MWh d’electricitat, que s’oferirà al TSO per a la regulació de freqüència i el suavització de la sortida. És similar al sistema que funciona a la regió Aube de França, que uneix dos parcs eòlics, un total de 18 MW. SAFT ha desplegat més de 80 MW de bateries des del 2012.

Al Regne Unit, es va informar que 475 MW d’emmagatzematge de bateries van ser operatius l’agost de 2019. En aquest moment, 11 projectes van oscil·lar entre 10 i 87 MW, la majoria amb contractes de resposta de freqüència millorats.

Renewables Energy Company Res proporciona 55 MW de resposta de freqüència dinàmica del liti - emmagatzematge de la bateria iònica, a la xarxa nacional. Res ja té més de 100 MW/60 MWh d’emmagatzematge de bateries en funcionament, principalment a Amèrica del Nord.

Al Regne Unit, a les Illes Orkney, un liti de 2 mW/500 kWh - està funcionant el sistema d'emmagatzematge de bateries d'ions. Aquesta central de Kirkwall utilitza bateries Mitsubishi en dos contenidors d’enviament de 12,2M i emmagatzema energia dels aerogeneradors.

A Somerset, Cranborne Energy Storage té un sistema d’emmagatzematge d’ions de 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack - Symy System associat a un conjunt PV solar de 500 kW - amunt. Tesla afirma que els Powerpacks es poden configurar per proporcionar la capacitat d’energia i energia a la xarxa com a actiu autònom, oferint regulació de freqüència, control de tensió i serveis de reserva de filatura. La unitat estàndard de Tesla Industrial Powerpack és de 50 kW/210 kWh, amb un 88% de ronda - eficiència de viatge.

Al Regne Unit, Statoil ha encarregat el disseny d’un sistema de bateries d’ions d’1 MWh -, Batwind, com a emmagatzematge a terra per al projecte Hywind Offshore de 30 MW a Peterhead, Escòcia. A partir del 2018, cal emmagatzemar l’excés de producció, reduir els costos d’equilibri i permetre que el projecte reguli la seva pròpia subministrament d’alimentació i la captura els preus màxims a través de l’arbitratge.

Amèrica del Nord

Al novembre de 2016, Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) va informar sobre un projecte de demostració tecnològica de 18- mes per explorar el rendiment dels sistemes d’emmagatzematge de bateries que participen en els mercats elèctrics de Califòrnia. El projecte es va iniciar el 2014 i va utilitzar PG & E's 2 mW/14 MWh VASA - Dixon i 4 mW yerba buena sodi - sistemes de bateries de sofre per proporcionar energia i serveis auxiliars a l'operador de sistemes independents de Califòrnia (CAISO) i controlats per Caiso en aquell mercat de l'ali. El projecte PG&E de 18 milions de dòlars Yerba Buena Bess va ser creat per PG&E el 2013 amb un suport de 3,3 milions de dòlars de la Comissió Energètica de Califòrnia. Vaca-Dixon Bess està associat a una planta solar PG & E al comtat de Solano.

El 2017, PG&E utilitzarà la bateria Yerba Buena per a una altra demostració tecnològica que impliqui la coordinació del tercer - Party Distributed Energy Resources (DERS), com ara la solar residencial i comercial, utilitzant inversors intel·ligents i emmagatzematge de bateries, controlat a través d’un sistema de gestió de recursos d’energia distribuït (DERMS).

L’agost de 2015 es va contractar GE per construir un sistema d’emmagatzematge de bateries d’ions de liti de 30 MW/20 MWh per a Coachella Energy Storage Partners (CESP) a Califòrnia, a 160 km a l’est de San Diego. La instal·lació de 33 MW va ser completada per ZGlobal el novembre de 2016 i ajudarà a la flexibilitat de la xarxa i augmentarà la fiabilitat a la xarxa del districte de reg imperial proporcionant rampes solars, regulació de freqüència, equilibri de potència i capacitat d’inici negre per a una turbina de gas contigua.

San Diego Gas & Electric té un liti de 30 MW/120 MWh - Ion Bess a Escondido, construït per AES Energy Storage i que consta de 24 contenidors que allotgen 400.000 bateries Samsung en gairebé 20.000 mòduls. Subministrarà la demanda de pic al vespre i substitueix en part l’emmagatzematge de gas de Aliso Canyon a 200 km al nord, que va haver de ser abandonat a principis del 2016 a causa d’una fuga massiva. (S'utilitzava per al pic - generació de gas de càrrega.)

La instal·lació d’emmagatzematge de bateries de 30MW de SDG & E a Escondido, Califòrnia. (Foto: San Diego Gas & Electric)

El sud de Califòrnia Edison està construint una instal·lació de bateries de 100 MW/400 MWh per encarregar -se el 2021, que inclou 80.000 bateries iòniques de liti - en contenidors. Un altre gran projecte SCE proposat és un emmagatzematge de 20 MW/80 MWh per a Altagas Pomona Energy a la seva planta de San Gabriel Natural Gas -.

Un gran projecte és el Tehachapi de 50 milions de dòlars del sud de Califòrnia de 8 MW/32 MWh Lithium - Projecte d’emmagatzematge de bateries d’ions conjuntament amb un parc eòlic de 4500 MWe, amb 10.872 mòduls de 56 cèl·lules cadascun de LG Chem, que pot subministrar 8 MW durant quatre hores. El 2016, Tesla es va contractar per subministrar un sistema d’emmagatzematge de bateries d’ions de 20 mW/80 MWh - per a la subestació Mira Loma del sud de Califòrnia, per ajudar a satisfer la demanda diària.

S'ha aprovat un sistema de bateries molt gran per al gas de Vistra - la central d'aterratge de molsa al comtat de Monterey, Califòrnia. Finalment, això pot ser de 1500 MW/ 6000 MWh, a partir de 182,5 MW/ 730 MWh el 2021. Utilitzarà 256 unitats de Tesla'3 MWh Megapack. Més enllà d’això, els plans són tentatius. Vistra té previst un 300 MW/1200 MWh en un altre lloc.

Tesla es diu que té com a objectiu tenir 50 GWh en línia a principis dels anys 2020.

El parc eòlic Laurel de 98 MW a Virgínia Occidental utilitza un multi - Utilitzeu 32 MW/8 MWh Grid - connectat. La planta és responsable de la regulació de freqüència i de l'estabilitat de la xarxa al mercat de PJM, així com l'arbitratge. Les bateries iòniques de liti - van ser realitzades per sistemes A123, i quan es van encarregar el 2011 va ser el més gran liti - Ion del món.

El desembre de 2015, EDF Renewable Energy va encarregar el seu primer projecte Bess a Amèrica del Nord, amb una capacitat flexible de 40 MW (placa nom de 20 MW) a la xarxa de quadrícules PJM a Illinois per participar en els mercats de regulació i capacitat. BYD America va subministrar les bateries iòniques de liti - i l'electrònica de potència i consisteixen en 11 unitats contenidores per un total de 20 MW. La companyia compta amb més de 100 MW de projectes d’emmagatzematge en desenvolupament a Amèrica del Nord.

E.On North America instal·la dos sistemes de bateries d’ions de liti de 9,9 MW curt - per als seus parcs eòlics de pirron i inadale com a projectes d’emmagatzematge de Texas Waves a West Texas. L’objectiu és principalment per als serveis auxiliars. El projecte segueix 10 MW Horse Iron a prop de Tucson, Arizona, contigua a una matriu solar de 2 MWE.

SolarCity està utilitzant 272 Tesla Powerpacks (Lithium - Sistema d'emmagatzematge d'ions) per al seu projecte PV solar de 13 mW/ 52 mWh kaua'i illa a Hawaii, per satisfer la demanda màxima. La potència es subministra a la cooperativa d’utilitat de l’illa de Kauai (KIUC) a 13,9 cèntims/kWh durant 20 anys. Kiuc també envia un projecte amb una granja solar de 28 MWe i un sistema de bateries de 20 MW/100 MWh.

Toshiba ha subministrat un gran Bess per a Hamilton, Ohio, que inclou una matriu de 6 MW/ 2 MWh Lithium -. Es reclama una vida de més de 10.000 càrregues -.

Powin Energy i Hecate Energy estan construint dos projectes per un total de 12,8 MW/52,8 MWh a Ontario, per a l'operador independent del sistema elèctric. Powin's Stack 140 Battery Array de 2 MWh comptarà amb els sistemes, a Kitchener (20 matrius) i Stratford (6 matrius).

Una gran utilitat - L’emmagatzematge d’electricitat és un 4 MWSodi - Sulfur (NAS) BateriaSistema per proporcionar una fiabilitat millorada i la qualitat de la potència per a la ciutat de Presidio a Texas. Es va dinamitzar a principis del 2010 per proporcionar un retrocés ràpid - fins a la capacitat del vent a la xarxa local Ercot. Sodi - Les bateries de sofre s'utilitzen àmpliament en un altre lloc per a papers similars.

A Anchorage, Alaska, un sistema de bateries de 2 MW/0,5 MWh es complementa amb un volant, per ajudar a l'ús de l'energia eòlica.

Avista Corp a l'estat de Washington, nord -oest dels Estats Units, està comprant un 3,6 MWBateria de flux de Vanadium Redox (VRFB)per carregar el saldo amb renovables.

L’ISO d’Ontario ha contractat un 2 MWZinc - bateria de flux redox de ferrode Vizn Energy Systems.

Àsia Oriental

La Comissió Nacional de Desenvolupament i Reforma de la Xina (NDRC) ha demanat múltiples 100 MWBateria de flux de Vanadium Redox (VRFB)Instal·lacions a finals del 2020 (així com un sistema d’emmagatzematge d’energia d’aire comprimit de 10 mW/100 MWh, una unitat d’emmagatzematge d’emmagatzematge de volants de 10 mW/1000 mJ, 100 mW de liti - de la bateria i i un nou tipus de gran dispositiu d’emmagatzematge de sal de capacitat {{7 {7}).

Rongke Power està instal·lant un VRFB de 200 MW/800 MWh a Dalian, Xina, al·legant que és el més gran del món. És per satisfer la demanda màxima, reduir la reducció dels parcs eòlics propers, millorar l’estabilitat de la xarxa i proporcionar la capacitat d’inici negre des de la meitat - 2019. Rongke planeja 2 GW/any de sortida de fàbrica als anys 2020. Pu Neng a Beijing planeja la producció a gran escala de VRFBS i va rebre un contracte el novembre de 2017 per construir una unitat de 400 MWh. Sumitomo va subministrar un VRFB de 15MW/60 MWh per a HepCO al Japó, encarregat el 2015.

L’energia VRB de la Xina està desenvolupant diversos projectes de bateries de cèl·lules de flux: província de Qinghai, 2 MW/10 MWh per a la integració del vent; Província de Hubei, Integració de PV de 10 MW/50 MWh que creix a 100 MW/500 MWh; Província de Lianlong, Integració de renovables de 200 MW/800 MWh; Jiangsu 200 MW/1000 MWh Integració del vent a alta mar.

Hokkaido Electric Power ha contractat Sumitomo Electric Industries per subministrar una xarxa - Escala Sistema d'emmagatzematge d'energia de la bateria per a un parc eòlic al nord del Japó. Aquesta serà una bateria de flux de Vanadium de 17 MW/51 MWh (VRFB) capaç d’emmagatzemar tres hores, degut en línia el 2022 a Abira, amb una vida de disseny de 20 anys. Hokkaido ja opera un VRFB de 15 MW/60 MWh també construït per Sumitomo Electric, el 2015.

Austràlia

A Austràlia del Sud, la Hornsdale Power Reserve és un sistema iònic de Tesla 150 MW/194 MWh - al costat del parc eòlic de 309 MWE Hornsdale de Neoen, a prop de Jamestown. Al govern estatal es contracta prop de 70 MW de la capacitat per proporcionar estabilitat i seguretat del sistema de la xarxa, inclosos els serveis auxiliars de control de freqüència (FCAS). Detalls més complets alSistemes d’emmagatzematge d’energia de la bateriaSecció anterior.

A Victoria, Neoen està construint la gran bateria victoriana de 300 MW/450 MWh a prop de Geelong. Neoen té un contracte de serveis de xarxa de 250 MW amb l’operador del mercat energètic australià (AEMO) per ajudar en l’estabilitat de la xarxa i “desbloquejar més energia renovable” amb FCAS. Tesla s'ha contractat per subministrar i operar el sistema, format per 210 megapacks de Tesla, previst en línia per al 2022. Durant les proves inicials a finals de juliol de 2021, un dels Megapacks de Tesla va incendiar -se.

Neoen ha construït una bateria de 20 MW/34 MWh complementant un parc eòlic de 196 MWE a Stawell a Victoria, per al centre de potència verda de Bulgana.

A Victoria, una bateria de 30 MW/30 MWh subministrada per Fluence es troba a prop de Ballarat, i a Gannawarra a prop de Kerang des del 2018, una bateria Tesla Powerpack de 25 MW/50 MWh està integrada amb una granja solar de 50 MWE.

A Austràlia del Sud, el grup Lyon Group de 330 MWe Solar Pv, el règim de Riverland Solar Storage a Morgan, que es recolza en una bateria de 100 MW/400 MWh, amb una estimació de costos a 700 milions de dòlars i 300 milions de dòlars respectivament. A prop de la mina de la presa olímpica al nord de l'estat, el grup Lyon és proposat pel grup Lyon, de 120 MW Solar PV més 100 MW/200 MWh, és proposat pel grup Lyon, probablement els costos de 250 milions de dòlars i 150 milions de dòlars respectivament.

AGL ha contractat wärtsilä per subministrar una bateria de fosfat de ferro de liti de 250 mW/250 MWh (LFP) a Torrens Island Gas - acomiadat a prop d’Adelaida per utilitzar -lo des del 2023. Es pot ampliar a 1000 mWH.

La bateria Big Playford Big de 100 MW/100 MWh està prevista a Austràlia del Sud conjuntament amb el projecte PV solar Cultana 280 MWE per servir a Whyalla Steelworks de Arri.

La primera utilitat australiana - La bateria de flux a escala es construirà a Neuroodla, a 430 km al nord d'Adelaida. Es subministrarà per invinitat i tindrà una capacitat de 2 MW/8 MWh per proporcionar suplements de pic al vespre i serveis auxiliars, que cobra una matriu solar de 6 MW. Els mòduls VRFB individuals són de 40 kW.

A Queensland, a Wandoan South, s'està instal·lant una bateria de 100 MW/150 MWh per a Vena Energy.

A Queensland, a prop de Lakeland, al sud de Cooktown, es complementarà una planta PV solar de 10,4 MW amb 1,4 MW/5,3 MWh de liti - ion com a vora del conjunt de quadrícules - amunt, amb mode illenca durant el pic de la nit. Utilitzarà la planta de solucions d’emmagatzematge d’energia híbrida Conergy i es deu en línia el 2017. El projecte A de 42,5 milions de dòlars reduirà la necessitat d’actualització de la xarxa. BHP Billiton està involucrat amb el projecte com a possible prototip per a llocs de mines remotes. Altres sistemes d'aquest tipus es troben a les mines de DeGrussa i Weipa.

Al nord -oest d'Austràlia, una bateria iònica de 35 MW/11,4 MWh Kokam - funciona des de setembre de 2017 en una xarxa privada que serveix mines, al costat d'una planta disparada de 178 MWE - amb una resposta lenta. Ha ajudat amb el control de freqüències i estabilitzar la petita xarxa. Amb l’addició proposada de 60 MWe de capacitat solar, es preveu una segona bateria.

A Tom Price a la Pilbara, una bateria de 45 MW/12 MWh funciona com a màquina síncron virtual, substituint la reserva de filatura en les turbines de gas. També s’instal·la una bateria Hitachi de 50 MW/75 MWh. Una bateria de 35 MW/12 MWh ja funciona a prop del Mont Newman.

Altres països

A Rwanda, 2,68 MWh d’emmagatzematge de bateries del Tesvolt d’Alemanya es contracta per proporcionar una reixa de referència - per a reg agrícola, desactivat -, utilitzant Samsung Lithium - cèl·lules iòniques en mòduls de 4,8 kWh. Tesvolt reclama 6.000 cicles de càrrega completa amb 100% de descàrrega durant 30 anys de vida útil.

Altres tecnologies de bateries (que el liti - ió)

Les bateries de flux de vanadi NB i el sodi - Les bateries de sofre es descriuen a la secció Sistemes d'emmagatzematge d'energia de la bateria anterior.

Redflow té una gamma de mòduls de bateria de flux de bromur de zinc (ZBM) que es poden instal·lar en relació amb el subministrament intermitent i són capaços de descàrrega i càrrega profunda diàriament. Són més duradores que el tipus de liti - i el rendiment energètic previst per a unitats ZBM més petites de 44 MWh. Les unitats de gran - Escala (LSB) unitats inclouen 60 bateries ZBM-3 que proporcionen un pic de 300 kW, 240 kW contínues, a 400-800 volts i subministren 660 kWh.

EOS Energy Storage als EUA utilitza el seu Znythbateria aquosa de zincamb un càtode híbrid de zinc i optimitzat per al suport de la xarxa d’utilitat, proporcionant una descàrrega contínua de 4 a 6 hores. Comprèn 4 unitats KWh que componen 250 kW/1 MWh Subsistemes i un sistema complet d'1 MW/4 MWh. Al setembre de 2019, EOS i Holtec International van anunciar la formació de hi - Power, una empresa conjunta per produir masses bateries de zinc aquoses per a industrials - emmagatzematge energètic, incloent l'emmagatzematge de la potència excedentària dels reactors modulars SMR-160 de Holtec, per lliurar energia a la retenció durant la demanda màxima.

Duke Energy està provant unUltracapacitor híbrid - Emmagatzematge de la bateriaSistema (Hess) a Carolina del Nord, a prop d’una instal·lació solar d’1,2 MW. La bateria de 100 kW/300 kWh utilitza química aquosa iònica híbrida amb electròlit d’aigua salada i separador de cotó sintètic. La resposta ràpida - ultracapacitors suavitza les fluctuacions de càrrega.

Cost inferior -plom - bateries àcidestambé estan en ús generalitzat a petita escala d’utilitat, i s’utilitzen bancs de fins a 1 MW per estabilitzar la generació d’energia dels parcs eòlics. Aquests són molt més barats que el liti -, alguns són capaços de fins a 4.000 cicles de descàrrega profunda i es poden reciclar completament al final de la vida. La Ultrabatatery Ecoult combina una vàlvula - plom regulat - àcid (vrla) amb un ultracapacitor en una sola cel·la, donant alt - velocitat parcial - estat - de {{- amb operació de càrrega amb longitud i eficiència. Un sistema d’ultrabattery de 250 kW/1000 kWh amb 1280 bateries ECOULT es va encarregar el setembre de 2011 al PNM Prosperity Energy Storage Storage a Albuquerque, Nou Mèxic, per S&C Electric en relació amb un sistema fotovoltaic solar de 500 kW, principalment per a la regla de tensió. El plom més gran d'Austràlia - El sistema d'emmagatzematge de bateries àcides és de 3 MW/1,5 MWh a King Island.

La Universitat de Stanford està desenvolupant unAlumini - bateria iònica, reclamant un baix cost, baixa inflamabilitat i alta - capacitat d'emmagatzematge de càrrega superior a 7500 cicles. Té un anode d'alumini i un càtode de grafit, amb electròlit de sal, però produeix només una baixa tensió.

Llar - Escala Bess

Al maig de 2015, Tesla va anunciar una unitat d’emmagatzematge de bateries domèstiques de 7 o 10 kWh per emmagatzemar l’electricitat de les renovables, utilitzant bateries iòniques de liti - similars a les de Tesla Cars. Es lliurarà 2 kW i funciona a 350 - 450 volts. El sistema PowerWall es vendria als instal·ladors a 3000 dòlars per una unitat de 7 kWh o 3500 dòlars per 10 kWh, tot i que la segona opció es va suspendre ràpidament i la primera va baixar fins a un emmagatzematge de 6,4 kWh i potència de 3,3 kW. Tot i que això és clarament a escala domèstica, si es pren àmpliament, tindrà implicacions de la xarxa. Tesla reclama 15 C/KWh per utilitzar l'emmagatzematge, a més del cost d'aquesta energia renovable inicialment, amb una garantia de cicles de 10 anys de 10 anys que cobreix la reducció de la producció a 3,8 kWh a l'any cinc, 18.000 kWh total.

Al Regne Unit, Powervault subministra bateries diverses per a ús de la llar, principalment amb PV solar, però també amb una vista d’estalvis amb comptadors intel·ligents. La seva bateria àcida de 4 kWh - és el producte més popular a 2900 £ instal·lat, tot i que les bateries reals han de substituir cada cinc anys. Una unitat iònica de 4 kWh - costa instal·lada 3900 £ i altres productes van de 2 a 6 kWh, amb un cost de fins a 5.000 £ instal·lats.

A l'abril de 2017, LG Chem oferia una gamma de bateries a Amèrica del Nord, tant de tensió baixa - com alta -. Té bateries de 48 volts amb 3,3, 6,5 i 9,8 kWh i bateries de 400 volts amb 7,0 i 9,8 kWh.

Nivell domèstic - Lithium - Ion Bess pot estar sotmès a restriccions d'incendi que desllenitzen les unitats que s'uneixen a les parets d'una vivenda.

Emmagatzematge d’energia d’aire comprimit

L’emmagatzematge d’energia amb aire comprimit (CAES) en cavernes geològiques o mines antigues s’està provant com una tecnologia d’emmagatzematge a escala relativament gran -, utilitzant gas - o compressors elèctrics, la calor adiabàtica s’aboca (essent el sistema diabàtic). Quan s’allibera (amb preescalfament per compensar el refredament adiabàtic), alimenta una turbina de gas amb cremades addicionals de combustible, que s’utilitza l’escapament per escalfar -se. Si la calor adiabàtica de la compressió s’emmagatzema i s’utilitza posteriorment per escalfar -se, el sistema és CAES adiabàtics (A - Caes).

Les instal·lacions de CAES poden arribar a ser de fins a 300 MW, amb una eficiència total del 70%. La capacitat de CAES pot fins i tot superar la producció d’un parc eòlic o de 5-10 MW de capacitat PV solar i fer-la en part enviable. Dos sistemes de Caes diabètics estan en funcionament, a Alabama (110 MW, 2860 MWh) i Alemanya (290 MW, 580 MWh), i altres proves o desenvolupades en altres llocs dels EUA.

Les bateries tenen una millor eficiència que els CAE (la producció com a proporció d’electricitat d’entrada), però costen més per unitat de capacitat i els sistemes CAES poden ser molt més grans.

Duke Energy i altres tres empreses estan desenvolupant un projecte de 1200 MW, 1.500 milions de dòlars a Utah, auxiliars fins a un parc eòlic de 2100 MW i altres fonts renovables. Es tracta del projecte d’emmagatzematge d’energia Intermountain, mitjançant cavernes de sal. S'està dirigint a 48 hores de durada per a la descàrrega a les llacunes de la intermitència del pont, per tant, aparentment més de 50 GWh. El lloc també pot emmagatzemar energia solar excedent transmeses des del sud de Califòrnia. Es construirà en quatre etapes de 300 MW.

L’emmagatzematge d’energia Gaelèctrica planifica un projecte de 550 GWh/Yr Caes a Larne, Irlanda del Nord.

Als EUA, el projecte Gill Ranch Caes s’està adaptant per ser una planta d’emmagatzematge d’energia de gas comprimit (CGES), amb gas natural en lloc d’emmagatzemar l’aire a pressió. El gas s’emmagatzema a uns 2500 psi i 38 graus. L’expansió a la pressió de canonades de 900 psi requereix el preescalfament per evitar l’aigua líquida i la formació d’hidrat.

Toronto Hydro amb Hydrostor té un projecte pilot amb aire comprimit en bufes de 55 m sota l'aigua al llac Ontario per produir 0,66 MW durant una hora.

Emmagatzematge criogènic

La tecnologia funciona refrigerant l’aire fins a - graus de 196, en aquest moment es converteix en líquid per a l’emmagatzematge en dipòsits de pressió baixos -. L’exposició a les temperatures ambientals provoca la gasificació ràpida RE - i una expansió de 700 vegades en volum, s’utilitza per conduir una turbina i crear electricitat sense combustió. La potència HighView al Regne Unit planeja una instal·lació a escala comercial de 50 MW/250 MWh 'Liquid Air' en un lloc de central elèctrica en desús, basada en una planta pilot de Slough i una planta de demostració a prop de Manchester. L’energia es pot emmagatzemar durant setmanes (en lloc d’hores com per a bateries) a un cost anivellat projectat de 110 £/MWh (142 dòlars/mWh) per a un sistema GWH de 10 hores, 200 MW/2.

Emmagatzematge tèrmic

Tal com es descriu a la subsecció tèrmica solar del paper d’energia renovable de WNA, algunes plantes CSP utilitzensal fosPer emmagatzemar energia durant la nit. El 20 MWE Gemasolar d’Espanya afirma ser la primera base propera del món - Planta CSP, amb un 63% de factor de capacitat. La planta de 200 MWe Andasol d’Espanya també utilitza l’emmagatzematge de calor de sal fos, com també ho fa els 280 MWE Solana de Califòrnia.

Un desenvolupador de reactor de sal fosa (MSR), Moltex, ha posat en evidència un concepte d’emmagatzematge de calor de sal fos (GridReserve) per complementar les renovables intermitents. Moltex suggereix un reactor de sal estable de 1000 MWe que funciona contínuament, desviant la calor a uns 600 graus en períodes de baixa demanda per nitrar emmagatzematge de sal (tal com s’utilitza en plantes CSP solars). Durant els períodes d’alta demanda, la producció d’energia es pot duplicar fins a 2000 MWE mitjançant la calor emmagatzemada fins a vuit hores. Es diu que la botiga de calor afegeix només 3 £/mWh al cost de l'electricitat anivellat.

S’està desenvolupant una altra forma d’emmagatzematge de calor al sud d’Austràlia, on s’utilitza la companyia 1414 (14D)silici fos. El procés pot emmagatzemar 500 kWh en un cub de 70 cm de silici fos, aproximadament 36 vegades més que el Powerwall de Tesla en el mateix espai. Es descarrega a través d’un dispositiu d’intercanvi de calor - com ara un motor Stirling o una turbina i recicla la calor. Una unitat de 10 MWh costaria uns 700.000 dòlars. (1414 graus és el punt de fusió del silici.) Una demostració ha de ser al projecte Aurora Solar Energy, a prop de Port Augusta, al sud d'Austràlia.

També a Austràlia, un material barrejat anomenatAliatge de bretxa de misicibilitat (MGA)Emmagatzema energia en forma de calor. MGA inclou petits blocs de metalls barrejats, que reben energia generada per renovables com el solar i el vent que és excedent per a la demanda de la xarxa i emmagatzemar -la fins a una setmana. Es cita un cost de 35 dòlars/kWh, molt menys que el liti - bateries, però té un temps de resposta més lent que les bateries: 15 minuts. La calor s’allibera per generar vapor, potencialment en el carbó repoblat - plantes disparades. La companyia MGA Thermal es va desviar de la Universitat de Newcastle i l'ús d'una subvenció federal està construint una planta de fabricació pilot. Té diversos sistemes desenvolupats per a temperatures des de 200 graus fins a 1400 graus.

Una altra forma d’emmagatzematge d’energia és el gel.Energia de gelTé contractes del sud de Califòrnia Edison per proporcionar 25,6 MW d’emmagatzematge d’energia tèrmica mitjançant el seu sistema d’ós de gel, unit a grans unitats d’aire condicionat. Això fa que el gel a la nit quan la demanda d’energia sigui baixa, l’utilitzi per proporcionar refredament durant el dia en lloc dels compressors d’aire condicionat, reduint així la demanda màxima.

Emmagatzematge d'hidrogen

A Alemanya, Siemens ha encarregat una planta d'emmagatzematge d'hidrogen de 6 MW mitjançantMembrana de Proton Exchange (PEM)Tecnologia per convertir l'excés d'energia eòlica en hidrogen, per utilitzar -les en piles de combustible o afegir -se al subministrament de gas natural. La planta de Mainz és la instal·lació PEM més gran del món. Al Ontario, Hidrogènica es va associar amb la utilitat alemanya E.ON per crear una instal·lació PEM de 2 MW que es va trobar en línia l’agost del 2014, convertint l’aigua en hidrogen mitjançant l’electròlisi.

L’eficiència de l’electròlisi per alimentar la pila a l’electricitat és al voltant del 50%.

San Diego Gas & Electric està treballant amb israeli Gencell per instal·lar 30 Gencell G5RX enrere - Up piles de combustible a les seves subestacions. Es tracta d’hidrogen - basats en piles de combustible alcalí amb sortida de 5 kW. Es fabriquen a Israel i utilitzen Israel Electric Corporation.

Emmagatzematge cinètic

VolantsEmmagatzemeu l’energia cinètica i són capaços de desenes de milers de cicles de recàrrega.

L’ISO d’Ontario ha contractat per a un sistema d’emmagatzematge de volants de 2 MW de Nrstor Inc. Hawaiian Electric Co instal·la un sistema de volants de 80 kW/320 kWh a partir de la cinètica ambre per a la seva xarxa OAHU, essent un mòdul potencialment de diversos. Normalment els volants, emmagatzemant energia cinètica a punt per convertir -se en electricitat, s’utilitzen per al control de freqüències en lloc d’emmagatzematge d’energia, proporcionen energia durant un període relativament curt i poden subministrar fins a 150 kWh. Amber Kinetics reclama quatre - capacitat de descàrrega d’hora.

El Stornetic a Alemanya fabrica unitats Durastor que tenen capacitats des de desenes de quilowatts fins a aproximadament un megavati. Les aplicacions van des de frenada regenerativa per a trens fins a serveis auxiliars de parcs eòlics.

L’ús principal de Flywheels es troba en l’alimentació no interromptada rotativa dièsel (DRUPS) SET - UPS, amb 7 - 11 segon passeig - mitjançant la funció síncrona durant la posada en marxa d’un generador de dièsel integrat després de la fallada de subministrament de la xarxa principal. Això dóna temps -e.g.30 segons: per a dièsel normal - fins a començar.