Magazynowanie energii elektrycznej i energii

Źródło: World - nuclear.org

Ponieważ odnawialne źródła energii rosną, wydajne systemy magazynowania energii (ESS) mają kluczowe znaczenie dla zarządzania przerywanym charakterem energii wiatrowej i słonecznej. Rozwiązania magazynowania energii dla aplikacji sieciowych stają się coraz bardziej powszechne wśród właścicieli sieci, operatorów systemów i użytkowników końcowych. Systemy magazynowania energii umożliwiają szeroki zakres możliwości i mogą oferować skuteczne rozwiązania dotyczące równoważenia energii, usług pomocniczych i odroczenia inwestycji infrastrukturalnych.

Sama energii elektrycznej nie może być przechowywana na dużą skalę, ale można ją przekształcić w inne formy energii, które można przechowywać, a następnie przekształcić w energię elektryczną w razie potrzeby. Systemy magazynowania energii elektrycznej obejmują baterie, kale zamachowe, sprężone powietrze i pompowane wodę. Całkowita ilość energii, którą można przechowywać w dowolnym systemie, jest ograniczona. Jego pojemność energii jest wyrażona w godzinach megawatt - (MWH), a jego moc wyraża się w megawatach (MW lub MWE). Systemy magazynowania energii elektrycznej mogą być zaprojektowane tak, aby zapewnić usługi pomocnicze dla systemu skrzyni biegów, w tym kontrolę częstotliwości, która jest obecnie główną rolą akumulatorów siatki -. Przyjrzyjmy się bliżej różnych opcji przechowywania poniżej.

Pompowane do przechowywania wody

Pompowane magazyn obejmuje pompowanie wody pod górę do zbiornika, z którego można go zwolnić na żądanie w celu wygenerowania wodojęzyczności. Wydajność podwójnego procesu wynosi około 70%. Pompowane magazyn stanowiło 95% dużej na świecie magazynu energii elektrycznej w skali - w połowie - 2016, a 72% pojemności magazynowej dodanej w 2014 r. W hydro pompowane ma zaletę, że jest długi - termin, jeśli jest to wymagane. Według IEA, przechowywanie akumulatorów jest jednak szeroko wdrażane i osiągnęło około 15,5 GW podłączone do sieci energii elektrycznej na koniec 2020 roku. Budowanie - magazynowanie energii pojawiło się w 2014 r. Jako trend definiujący technologię energetyczną. Rynek ten wzrósł o 50% rok - w -, z najważniejszymi akumulatorami jonowymi litowymi -, ale akumulatory redukujne są obiecujące. Takie przechowywanie może być zmniejszenie popytu na siatce, jako kopie zapasowe lub arbitraż cen.

Projekty i sprzęt do przechowywania pompowane mają długi czas na całe życie - nominalnie 50 lat, ale potencjalnie więcej, w porównaniu z akumulatorami - od 8 do 15 lat. Pompowane przechowywanie wodne najlepiej nadaje się do zapewnienia szczytu - mocy obciążenia dla systemu zawierającego głównie paliwo kopalne i/lub wytwarzanie jądrowe. Nie jest tak dobrze - dostosowany do wypełniania przerywanego, nieplanowanego i nieprzewidywalnego pokolenia.

Raport Światowej Rady Energii w styczniu 2016 r. Przewidował znaczny spadek kosztów dla większości technologii magazynowania energii na dzień od 2015 do 2030 r. Technologie akumulatorów wykazały największe zmniejszenie kosztów, a następnie rozsądne termiczne, utajone termiczne i superkondensatory. Technologie baterii wykazały zmniejszenie z zakresu 100 € - 700/MWh w 2015 r. Do 50 € - 190/mWh w 2030 r. - redukcja o ponad 70% w górnym limicie kosztów w ciągu najbliższych 15 lat. Siarka sodowa, kwas ołowiowy i lit - technologie jonowe prowadzą według WEC. Raport modeluje przechowywanie związane zarówno z roślinami wiatrowymi, jak i słonecznymi, oceniając wynikowy koszt przechowywania (LCOS) w określonych roślinach. Zauważa, że ​​współczynnik obciążenia i średni czas rozładowania przy mocy znamionowej są ważnym wyznacznikiem LCO, przy czym częstotliwość cyklu staje się parametrem wtórnym. W przypadku pamięci Solar - obudowa aplikacji była codzienna pamięć, z sześcioma - godziną rozładowania w mocy znamionowej. W przypadku przechowywania wiatru obudowa aplikacji dotyczyła dwudniowego przechowywania z 24-godzinnym rozładowaniem przy mocy znamionowej. W pierwszym przypadku najbardziej konkurencyjna technologia pamięci masowej miała wynoszenie LCO w wysokości 50-200 €/MWh. W tym drugim przypadku koszty wyrównane były wyższe i wrażliwe na liczbę cykli rozładowania rocznie, a „niewiele technologii wydawało się atrakcyjnych”.

Po dwóch studiach roku - przez Kalifornijską Komisję Public Utilities, państwo w 2010 r. Przyjmowało przepisy wymagające 1325 mWe magazynowania energii elektrycznej (z wyłączeniem dużej - pompowanego przechowywania) do 2024 r. W 2013 r. Przedstawił termin do 2020 r. Przepisy określa moc, a nie pojemność magazynową (MWH), co sugeruje, że głównym celem jest kontrola częstotliwości. Stwierdzonym celem przepisów jest zwiększenie niezawodności siatki poprzez zapewnienie energii wysyłkowej z rosnącej części wejściowych słonecznych i wiatru, zastąpienie rezerwy wirowania, zapewnienie kontroli częstotliwości i zmniejszenie wymagań dotyczących szczytowej zdolności (szczytowe golenie). Systemy pamięci można połączyć z systemami transmisji lub dystrybucji lub znajdować się za miernikiem. Główny nacisk kładziony jest na systemy magazynowania energii baterii (BESS). Arbitraż energetyczna może zwiększyć przychody, kupować szczyt - i sprzedawać dla szczytowego popytu. Południowa Kalifornia Edison w 2014 r. Ogłosił plany 260 MW magazynowania energii elektrycznej w celu zrównoważenia zamknięcia elektrowni jądrowej 2150 MWE San Onofre. Podczas gdy 1,3 GW w kontekście popytu 50 GW w państwie nie zapewni dużej mocy wysyłkowej, była to główna zachęta dla mediów.

Oregon podążył za Kalifornią, aw 2015 r. Ustanowił wymaganie, aby większe media (PGE i Pacificorp) pozyskali co najmniej 5 MWh przechowywania do 2020 r., A PGE zaproponowało 39 GW w kilku lokalizacjach, kosztującej 50 do 100 milionów USD. W czerwcu 2017 r. Massachusetts wydał do 2020 r. Cel 2000 MWH.

W niektórych miejscach przechowywanie pompowane jest używane do wyrównania codziennego obciążenia generującego przez pompowanie wody do zapory wysokiego magazynowania podczas off - godzin i weekendów, używając nadmiaru podstawy - pojemności obciążenia z niskiej - węgla kosztowego lub źródeł jądrowych. W godzinach szczytu woda ta może być uwalniana przez turbiny do niższego zbiornika dla wytwarzania elektrycznego hydro -, przekształcając energię potencjalną w energię elektryczną. Odwracalna pompa - zespoły generatora turbiny/silnik - mogą działać zarówno jako pompy, jak i turbiny*. Systemy przechowywania pompowane mogą być skuteczne w zaspokajaniu zmian zapotrzebowania szczytowego ze względu na szybką rampę - w górę lub rampie - w dół i opłacalne ze względu na różnicę między szczytowymi i wyłączającymi ceny hurtowe szczytowe. Głównym problemem oprócz wody i wysokości jest okrągła wydajność podróży -, która wynosi około 70%, więc dla każdego MWh wejścia jest odzyskane tylko 0,7 MWh. Ponadto stosunkowo niewiele miejsc ma możliwość pompowanych zapór w pobliżu miejsca, w którym potrzebna jest zasilanie.

Turbiny Francisa są szeroko - używane do przechowywania pompowanego, ale mają hydrauliczny limit głowy około 600 m.

Większość pompowanej pojemności magazynowej jest powiązana z ustalonymi zaporami elektrycznymi Hydro - na rzekach, gdzie woda jest pompowana z powrotem do zapory wysokiego magazynowania. Takie oszołomione schematy hydro można uzupełnić za pomocą Hydro pompowanego przez rzekę -. Wymaga to pary małych zbiorników w pagórkowatym terenie i połączonym rurą z pompą i turbiną.

Ten schemat projektu Gordon Butte jest typowy dla przechowywania pompowania rzeki - (Gordon Butte)

Międzynarodowe Stowarzyszenie Hydropower ma narzędzie do śledzenia, które mapuje lokalizacje i moc zasilania istniejących i planowanych projektów magazynowych.

Magazyn pompowany jest używany od lat dwudziestych XX wieku, a dziś około 160 GW pompowanej pamięci jest instalowane na całym świecie, w tym 31 GW w USA, 53 GW w Europie i Skandynawii, 27 GW w Japonii i 23 GW w Chinach. Sprowadza się to do przechowywania około 500 GWH-około 95% dużej na świecie magazynu energii elektrycznej w skali - w połowie 2016 r., A 72% tej pojemności, która została dodana w 2014 r.. Irena informuje, że 96 TWH zostało wykorzystywane z pompowanego magazynu w 2015 r.World Energy Outlook 2016Projekty 27 GW pojemności pompowanej do przechowywania są dodawane do 2040 r., Głównie w Chinach, USA i Europie.

W przypadku Hydro z pompowaniem rzeki - sparowane zbiorniki zwykle muszą mieć różnicę wysokości co najmniej 300 metrów. Opuszczone podziemne kopalnie mają pewien potencjał jako witryny. W hiszpańskim regionie Leon Navaleo planuje pompowany system wodny w dawnej kopalni węgla z głową 710 m i produkcją 548 MW, karmiąc 1 TWH w roku z powrotem do sieci.

W przeciwieństwie do danych wejściowych wiatru i słonecznego do systemu siatki, generowanie wodoiczne jest synchroniczne i dlatego świadczy usługi pomocnicze w sieci transmisji, takich jak kontrola częstotliwości i zapewnienie mocy reaktywnej. Projekt magazynowania pompowanego ma zwykle 6 do 20 godzin przechowywania zbiornika hydraulicznego w celu obsługi, w porównaniu z znacznie mniejszą liczbą akumulatorów. Systemy magazynowania pompowane to zazwyczaj ponad 100 MWh zapisana energia.

Pompowane przechowywanie wodne najlepiej nadaje się do zapewnienia szczytowej mocy obciążenia dla systemu zawierającego głównie paliwo kopalne i/lub wytwarzanie jądrowe przy niskich kosztach. Jest o wiele mniej odpowiednie do wypełniania przerywanego, nieplanowanego generacji, takiego jak wiatr, gdzie nadwyżka dostępności mocy jest nieregularna i nieprzewidywalna.

Największy pompowany magazyn znajduje się w Wirginii w USA, o pojemności 3 GW i 30 GWh przechowywanej energii. Jednak przydatne obiekty mogą być dość małe. Nie muszą również być uzupełniające do głównych schematów hydroelektrycznych, ale mogą wykorzystywać jakąkolwiek różnicę we wzniesieniu między górnymi i dolnymi zbiornikami o powierzchni ponad 100 metrów, jeśli nie jest zbyt daleko od siebie. W Okinawa Water Sea Water jest pompowany do górnego zbiornika klifu -. W Australii rozważano nieużywaną kopalnię podziemną dla niższego zbiornika. Izrael planuje 344 MW Kokhav Hayarden Two - System zbiornika.

W Montanie, USA, 1 miliard dolarów, 4 x 100 MW Gordon Butte Pomped Pomped Hydro Hydro w środkowej części stanu wykorzysta nadwyżkę mocy z 665 mwe turbin wiatrowych, choć jest to mniej przewidywalne niż OFF - szczytowa moc zaprojektowana do zasady-. Absaroka Energy zbuduje podwyższony zbiornik na 312 metrach MESA powyżej niższego zbiornika od 2018 r. Oczekuje, że dostarcza 1300 GWh rocznie do uzupełnienia wiatru z usługami pomocniczymi.

W Niemczech Projekt wiatru i hydro Gaildorf w pobliżu Münster ma działać w 2018 r. Wprowadza się 13,6 mwe turbin wiatrowych i 16 mwe pojemności wodnej z pompowanego przechowywania.

Systemy magazynowania energii baterii

Baterie przechowują i uwolnią energię elektrochemicznie. Wymagania dotyczące magazynowania akumulatora są wysokiej gęstości energii, wysokiej mocy, długiej żywotności (ładowanie - cykle rozładowania), wydajność podróży o wysokiej rundzie -, bezpieczeństwo i koszty konkurencyjne. Inne zmienne to czas trwania zrzutu i szybkość ładowania. Wśród tych kryteriów dokonuje się różnych kompromisów, podkreślając ograniczenia systemów magazynowania energii baterii (BESS) w porównaniu z źródłami generowania wysyłki. Powstaje również kwestia zwrotu energii (EROI), która ostro odnosi się do tego, jak długo jest w obsłudze akumulator i jak utrzymuje się jej okrągła wydajność podróży w tym okresie.

Baterie wymagają systemu konwersji zasilania (PCS), w tym falownika, aby połączyć się z normalnym systemem prądu przemiennego. To dodaje około 15% podstawowego kosztu baterii.

Różne projekty w skali Megawatt - udowodniły, że akumulatory są dobrze - dostosowane do wygładzania zmienności mocy z systemów wiatru i słonecznych w ciągu kilku minut, a nawet godzin, dla krótkiej integracji czasu trwania tych odnawialnych energii do sieci. Wykazali również, że akumulatory mogą reagować szybciej i dokładnie niż konwencjonalne zasoby, takie jak wirujące rezerwy i rośliny szczytowe. W rezultacie duże tablice baterii stają się technologią stabilizacji z wyboru dla krótkiej integracji odnawialnych czasów czasu trwania. Jest to funkcja mocy, a nie przede wszystkim magazynowania energii. Zapotrzebowanie na niego jest znacznie niższe niż w przypadku magazynowania energii - California ISO oszacowało jego szczytowe zapotrzebowanie na regulację częstotliwości na 2018 r. Przy 2000 MW ze wszystkich źródeł.

Niektóre instalacje baterii zastępują rezerwę wirowania dla krótkiego - z powrotem -, więc działają jako wirtualne maszyny synchroniczne za pomocą falowników formujących siatkę.

Inteligentne siatki wiele dyskusji na temat przechowywania baterii jest związane z inteligentnymi siatkami. Smart Grid to siatka energetyczna, która optymalizuje zasilacz, wykorzystując informacje zarówno na temat podaży, jak i popytu. Robi to z sieciowymi funkcjami sterowania urządzeniami z możliwościami komunikacji, takimi jak inteligentne liczniki.

Lithium - magazyn akumulatorów jonowych

Baterie jonowe litowe -W 2015 r. stanowiło 51% nowo - pojemności systemu magazynowania energii (ESS) i 86% wdrożonej mocy ESS. Szacuje się, że w 2015 r. Ogłoszono 1 653 MW nowej zdolności ESS w 2015 r., Z nieco ponad jedną - trzecią z Ameryki Północnej. Baterie jonowe litowe - są najpopularniejszą technologią rozproszonych systemów magazynowania energii (Navigant Research). Akumulatory jonowe litowe - mają 95% wydajność prądu stałego w obie strony, spadając do 85%, gdy prąd jest przekonwertowany na prąd przemienny dla siatki. Mają cykl 2000-4000 i 10-20 lat życia, w zależności od użytkowania.

Na poziomie gospodarstwa domowego, za miernikiem*, promowane jest przechowywanie baterii. Istnieje oczywista kompatybilność między fotowolwentami a bateriami, ponieważ są one DC. W Niemczech, gdzie Solar PV ma średnio 10,7% współczynnik pojemności, 41% nowych instalacji Solar PV w 2015 r. Było wyposażone w magazyn baterii z tyłu -, w porównaniu z 14% w 2014 r.. Ten wzrost, zarówno w gospodarstwach domowych, jak i w sieciach - podłączone systemy PV, jest zachęcane przez bank rozwojowy KFW, który układa niskie}}}}}}}}}}}}}}}}}}}}}}}} {- podłączone systemy PV, jest zachęcane przez bank rozwojowy KFW, który układa niskie}}}}}}}}}}}}}}}}}} loszo do służby w zakresie opieki zastępczej {{8} { do 25% wymaganych nakładów inwestycyjnych. KFW wymaga, aby wystarczająca ilość energii elektrycznej PV była wykorzystywana do zużycia i magazynowania na miejscu, aby nie więcej niż połowa wyjścia dotarła do sieci transmisyjnej. W ten sposób twierdzi się, że 1,7 do 2,5 razy zwykła pojemność słoneczna może być tolerowana przez siatkę bez przeciążenia. W 2016 r. Dla Niemiec zgłoszono 200 MWh zainstalowanej możliwości pamięci.

PV gospodarstwa domowego i małego firmy nie są częścią systemu dystrybucji, ale jest zasadniczo krajowy do pomieszczeń, z dużą ilością wygenerowanej mocy, a niektóre prawdopodobnie eksportowane do systemu przez miernik, który pierwotnie mierzył moc pobieraną z siatki, za którą należy obciążyć.

Ponad jeden - trzecia z 1,5 GW „przechowywania akumulatora” w 2015 r. Była litowa - baterie jonowe, a 22% to baterie sodowe - baterie siarkowe. Międzynarodowa Agencja Energii odnawialnej (IRENA) szacuje, że świat potrzebuje 150 GW przechowywania baterii, aby osiągnąć pożądany cel Irena w wysokości 45% energii wygenerowanej ze źródeł odnawialnych do 2030 r. W Wielkiej Brytanii około 2 GW jest wymagane do szybkiej kontroli częstotliwości w systemie 45 GWE, a krajowa sieć wydaje na to 160 do 170 milionów funtów rocznie. W Niemczech zainstalowana narzędzia - przechowywanie akumulatora wzrosło z około 120 MW w 2016 r. Do około 225 MW w 2017 r.

Duża Bess to system jonowy o wartości 40 MW/20 MWh Toshiba - w Tohoku Electric Power Company z Nishi - Sendai Wstation w Japonii, na początku 2015 r., A San Diego Gas & Electric ma 30 MW/120 MWH lit -} Bess w Escdido, Kalifornia. Również STEAG Energy Services założył program magazynowy litu 90 MW - w Niemczech (patrz poniżej), a Edison zakłada obiekt 100 MW w Long Beach w Kalifornii.

W Australii Południowej Tesla 100 MW/129 MWh lit - został zainstalowany obok farmy wiatrowej Neoen Hornsdale w pobliżu Jamestown - Hornsdale Power Reserve (HPR). Około 70 MW pojemności jest zawarte wobec rządu stanowego w celu zapewnienia stabilności sieci i bezpieczeństwa systemu, w tym usług pomocniczych (FCA) za pośrednictwem platformy autobidder Tesli w czasach sześciu sekund do pięciu minut. Pozostałe 30 MW pojemności ma trzy godziny przechowywania i jest używane jako przesuwanie obciążenia przez neoena dla sąsiedniej farmy wiatrowej. Okazało się, że jest w stanie bardzo szybka reakcja na FCA, dostarczając do 8 MW przez około 4 sekundy, zanim wolniej zakontraktowały FCA, gdy częstotliwość spadła poniżej 49,8 Hz. W 2020 r. Projekt został powiększony o 50 MW/64,5 MWh za 79 milionów dolarów, aby zapewnić teraz około połowy wirtualnej bezwładności wymaganej w stanie FCA.

Istnieje kilka rodzajów baterii jonowej litowej -, niektóre o wysokiej gęstości energii i szybkim ładowaniu w celu dopasowania do pojazdów silnikowych (EV), inne takie jak fosforan żelaza litowego (LifePo₄, skrócone jako LFP), są cięższe, mniej energii - gęste i mają dłuższy okres cyklu. Koncepcje długiego - Przechowywanie czasowe obejmują odmianę używanych baterii EV - drugie - żywotne baterie.

SODIUM - Sulphur (NAS) przechowywanie akumulatorów

SODIUM - baterie Sulphur (NAS)są używane od 25 lat i są dobrze ugruntowane, choć drogie. Muszą również działać na poziomie około 300 stopni, co oznacza zużycie energii elektrycznej po bezczynności. PG&E's 2 MW/14 MWh Vaca - Dixon NAS Bess System kosztuje około 11 milionów USD (5500 USD/kW, w porównaniu z około 200 USD/kW, które szacuje się na Break - nawet kosztu w 2015 r.). Życie serwisowe wynosi około 4500 cykli. Run - Wydajność podróży w próbie miesiąca 18 - wyniosła 75%. Ewe w Varel w Dolnej Saksonii w North Północne w północno-Niemcy w celu uruchomienia pod koniec 2018 r. Wybuduje jednostkę 4,4 MW/20 MWh z pod koniec 2018 r.

Przechowywanie akumulatorów komórek przepływowych redoks

Redox Flow Cell Akumentalne(RFBS) opracowane w latach siedemdziesiątych mają dwa ciekłe elektrolity oddzielone membraną, aby dać dodatnie i ujemne komórki połowy -, każde z elektrodą, zwykle węglem. Różnica napięcia wynosi od 0,5 do 1,6 woltów w układach wodnych. Są one naładowane i rozładowane przez odwracalną redukcję - reakcję utleniania w membranie. Podczas procesu ładowania jony utleniają się na elektrodzie dodatniej (uwalnianie elektronów) i zmniejszane na elektrodzie ujemnej (pobieranie elektronów). Oznacza to, że elektrony przemieszczają się z materiału aktywnego (elektrolit) elektrody dodatniej do materiału aktywnego elektrody ujemnej. Podczas rozładowywania proces odwraca się i uwalnia się energia. Aktywne materiały to pary redoks,i.e.Związki chemiczne, które mogą wchłaniać i uwalniać elektrony.

Baterie przepływu wanadu Redox (VRFB lub V - Flow) Użyj wielu stanów utleniania wanadu do przechowywania i uwolnienia ładunku. Odpowiadają duże aplikacje stacjonarne z długim okresem życia (ok. . 15, 000 cykli lub „nieskończoności”), pełnego rozładowania i niskiego kosztu na kWh w porównaniu z jonem litu - po jezdnie codziennie lub częściej. V - Baterie przepływowe stają się większe koszty -, im dłuższy czas przechowywania - często około czterech godzin - i im większe potrzeby mocy i energii. Mówi się, że skala ekonomiczna crossover ma około 400 kWh, poza którą są bardziej ekonomiczne niż jon litowy -. Działają również w temperaturze otoczenia, więc są mniej podatne na pożary niż jon litowy -. W przypadku kosztów i skali VRFBS mają poważne zastosowania w sieci i branżowe - do projektów GWH, a nie MWH.

Z energią i mocą RFBS można skalować osobno. Moc określa wielkość komórki lub liczbę komórek, a energia jest określana przez ilość pożywki do magazynowania energii. Moduły mają do 250 kW i mogą być zmontowane do 100 MW. Umożliwia to lepsze dostosowanie akumulatorów przepływu redoks do konkretnych wymagań niż inne technologie. Teoretycznie nie ma ograniczeń do ilości energii, a często konkretne koszty inwestycyjne zmniejszają się wraz ze wzrostem stosunku energii/energii, ponieważ medium magazynowania energii zwykle ma stosunkowo niskie koszty.

Model „Peaker” w Chinach ma 100 mwe Solar PV z VRFB 100 MW/500 MWH.

Ogólne odkrycie z próby PG&E było to, że jeśli akumulatory mają być wykorzystywane do arbitrażu energetycznego, powinny być one zlokalizowane z farmami wiatrowymi lub słonecznymi - często zdalnie od głównego centrum obciążenia. Jeśli jednak mają być wykorzystywane do regulacji częstotliwości, są one lepiej zlokalizowane w pobliżu centrów obciążeń miejskich lub przemysłowych. Ponieważ strumień przychodów z kontroli częstotliwości jest znacznie lepszy niż arbitraż, narzędzia zwykle będą preferować śródmieście niż odległe lokalizacje dla posiadanych aktywów.

Lito - Koszty baterii jonowej spadły o dwie trzecie - w latach 2000–2015, do około 700 USD/kWh, napędzane przez rynek pojazdu i kolejne zmniejszenie kosztów za 2025 r. System przekształcania mocy (PCS) nie spadł w tym samym tempie, aw 2015 r. Dodano około 15% do bateryjnego.

Baterie jonowe litowe - mogą być podzielone na kategorie chemii ich katod. Różna kombinacja minerałów powoduje znacząco różne cechy baterii:

Akumulator kobaltu litowego aluminiowy (NCA)-Specyficzny zakres energii (200-250 WH/kg), moc wysokiej specyficznej, żywotność 1000 do 1500 pełnych cykli. Faworyzowane w niektórych EV premium (e.g.Tesla), ale droższe niż inne chemię.

Bateria litowa Nickel Mangan Cobalt (NMC)-właściwy zakres energii (140 - 200 WH/kg), pełne cykle życia 1000-2000. Najczęstsza bateria stosowana w elektrycznych i wtyczkowych pojazdach elektrycznych. Niższa gęstość energii niż NCA, ale dłuższe czasy życia.

Bateria fosforanu żelaza litowego (LFP) - właściwy zakres energii (90 - 140 WH/kg), pełne cykle dożywotnie 2000. Niska energia specyficzna Ograniczenie do zastosowania w EV dalekiego zasięgu. Może być faworyzowany w stacjonarnych zastosowaniach w zakresie magazynowania energii lub pojazdów, w których rozmiar i waga akumulatora są mniej ważne. Zgłoszony jest mniej podatny na wypadek termiczny i pożary.

Akumulator litowy tlenku manganu (LMO)-właściwy zakres energii (100 - 140 WH/kg), cykli dożywotnie 1000-1500. Chemia bez kobaltu postrzegana jako zaleta. Używany w rowerach elektrycznych i niektórych pojazdach użytkowych.

Superkapacitorowe przechowywanie

Kondensator przechowuje energię za pomocą ładunku statycznego w przeciwieństwie do reakcji elektrochemicznej. Superkapacytory są bardzo duże i są wykorzystywane do magazynowania energii podlegającej częstym ładowaniu i cykli rozładowania przy wysokim i krótkim czasie. Ewoluowali i przekazali technologię akumulatorów za pomocą specjalnych elektrod i elektrolitów. Działają przy 2,5 - 2,7 woltów i ładują w mniej niż dziesięć sekund. Rozładowanie wynosi poniżej 60 sekund, a napięcie spada stopniowo. Energia specyficzna superkondensatorów waha się do 30W/kg, znacznie mniej niż bateria litowo-jonowa.

Obracające się stabilizatory synchroniczne

Aby zrekompensować brak synchronicznej bezwładności w generowaniu rośliny, gdy istnieje wysoka zależność od źródeł wiatru i słonecznych, do systemu można dodać synchroniczne skraplacze (syncony), znane również jako stabilizatory obrotowe. Są one używane do kontroli częstotliwości i napięcia, w których należy zwiększyć stabilność siatki ze względu na wysoki odsetek zmiennych wprowadzanych do odnawialnych danych wejściowych. Zapewniają niezawodną bezwładność synchroniczną i mogą pomóc ustabilizować odchylenia częstotliwości poprzez generowanie i wchłanianie mocy reaktywnej. Nie są to magazynowanie energii w normalnym sensie i są opisane na stronie informacyjnej o energii odnawialnej i energii elektrycznej.

Systemy akumulatorów na całym świecie

Europa

Całkowita instalowana non - pojemność pamięci wodnej w Europie osiągnęła 2,7 GWh na koniec 2018 r. I przewiduje się, że wynosi 5,5 GWh do końca 2020 r., Według Europejskiego Stowarzyszenia Pieczeniowego Energy. Obejmuje to systemy gospodarstw domowych, które obejmują więcej niż jeden - trzeci 2019 - 20 dodatków. EDF planuje mieć 10 GW przechowywania akumulatorów w całej Europie do 2035 r. W marcu 2020 r. Ogółem uruchomił projekt baterii litowo-jonowej o pojemności 25 MW/25 MWh w Mardyck w pobliżu Dunkierki, aby był „największym we Francji”.

Pierwszy z sześciu planowanych jednostek jonowych litowych o pojemności 15 MW - w programie o wartości 100 mln euro, 90 MW został pobudzony w czerwcu 2016 r. W swoim węglu Lünen - w Niemczech. Aby zakwalifikować się do eksploatacji komercyjnej, akumulatory muszą odpowiedzieć na zautomatyzowane połączenia w ciągu 30 sekund i być w stanie zasilać - przez co najmniej 30 minut.

W Niemczech RWE zainwestowało 6 milionów euro w system akumulatorów jonowych o długości 7,8 MW/7 MWh - w miejscu elektrowni w Herdecke w pobliżu Dortmund, gdzie narzędzie obsługuje pompowany magazyn. Działał od 2018 roku.

W Niemczech 10 mW/10,8 MWh lit - system przechowywania baterii został zamówiony w 2015 r. W Feldheim, Brandenburg. Ma 3360 modułów jonów litowych - z LG Chem w Korei Południowej. W 13 mln euro baterii przechowuje energię generowaną przez lokalną farmę wiatrową o mocy 72 MW i została zbudowana w celu ustabilizowania siatki przekładni TSO 50Hertz. Uczestniczy także w cotygodniowej przetargu na podstawową rezerwę kontrolną.

RWE planuje baterię jonową litową 45 MW - w swoim Lingen i 72 MW w elektrowniach Werne Gerstein do końca 2022 r., Głównie dla FCA. Siemens planuje baterię 200 MW/200 MWh w Wunsiedel w Bawarii w celu magazynowania energii i zarządzania szczytem.

Holenderska użyteczność Eneco i Mitsubishi, jako Endpireme, zainstalowali baterię jonową o wartości 48 MW/50 MWh - w Jardelund w północnych Niemczech. Akumulator ma dostarczyć pierwotną rezerwę do siatki i zwiększyć stabilność siatki w regionie z wieloma turbinami wiatrowymi i problemami z zatłoczeniem siatki.

Niemieccy operatorzy systemów akumulatorów, które są licytowane na podstawowym rynku rezerw kontrolnych co tydzień, otrzymali średnią cenę 17,8 €/MWh w ciągu 18 miesięcy do listopada 2016 r.

W Hiszpanii Acciona zleciła instalację wiatrową z Bess w maju 2017 r. Plant Acciona jest wyposażony w dwa systemy akumulatorów jonowych Samsung litowych -, jeden zapewnia 1 MW/390 kWh, a drugi wytwarzający 0,7 MW/700 kWh, podłączony do turbiny wiatrowej 3 mW. Oba wydają się mieć odpowiedź częstotliwościową w ramach swojej roli.

W maju 2016 r. Fortum w Finlandii umówiła się na francuską firmę baterii Saft, aby dostarczyć litowy system magazynowania baterii baterii w skali 2 mln EUR -. Będzie miał nominalną moc 2 MW i będzie mogła przechowywać 1 MWh energii elektrycznej, które będą oferowane OSS w celu regulacji częstotliwości i wygładzania wyjściowej. Jest podobny do systemu działającego w regionie AUBS we Francji, łącząc dwie fermy wiatrowe, łącznie 18 MW. SAFT rozmieścił ponad 80 MW akumulatorów od 2012 roku.

W Wielkiej Brytanii 475 MW przechowywania baterii zgłoszono jako działanie w sierpniu 2019 r. W tym 11 projektach wahało się od 10 do 87 MW, większość z ulepszonymi umowami odpowiedzi na częstotliwość.

Renewables Energy Company RES zapewnia 55 mW odpowiedzi częstotliwości dynamicznej z magazynowania baterii litowej - do krajowej siatki. RES ma już ponad 100 MW/60 MWh przechowywania akumulatora, głównie w Ameryce Północnej.

W Wielkiej Brytanii, na Wyspach Orkney, działa system magazynowania baterii jonowej 2 MW/500 kWh -. Ta elektrownia Kirkwall wykorzystuje akumulatory Mitsubishi w dwóch pojemnikach na 12,2 mln i przechowuje zasilanie z turbin wiatrowych.

W Somerset magazyn energii Cranborne ma 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack lit - system magazynowania jonowego powiązany z zestawem Solar PV o pojemności 500 kW - w górę. TESLA twierdzi, że zasilanie można skonfigurować tak, aby zapewnić siatkę mocy i energetyczną jako samodzielny zasób, oferując regulację częstotliwości, kontrolę napięcia i usługi rezerwowe wirowania. Standardowa jednostka PowerPack Tesla to 50 kW/210 kWh, z 88% rundy - wydajność podróży.

W Wielkiej Brytanii Statoil zlecił projekt systemu akumulatorów jonowych 1 MWh litowych -, jako magazyn na lądzie dla projektu Hewind w Peterhead w Szkocji. Od 2018 r. Ma na celu przechowywanie nadmiernej produkcji, obniżyć koszty równowagi i umożliwić projektowi regulację własnego zasilania i przechwytywanie szczytowych cen poprzez arbitraż.

Ameryka Północna

W listopadzie 2016 r. Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) zgłosił się w projekcie demonstracyjnym technologii 18 - w celu zbadania wydajności systemów magazynowania akumulatorów uczestniczących w Kalifornii na rynkach energii elektrycznej. Projekt rozpoczął się w 2014 roku i wykorzystał 2 MW/14 MWh Vaca - i 4 MW Yerba Buena Sodium - systemy przechowywania baterii w celu zapewnienia usług energetycznych i pomocniczych w Kalifornii niezależnego operatora systemu (CAISO) i kontrolowanego przez Caiso na tym rynku holesnym. Projekt Pilot Pilot o wartości 18 milionów dolarów został utworzony przez PG&E w 2013 r. Z 3,3 mln USD wsparcia California Energy Commission. Vaca-Dixon Bess jest związany z elektrownią słoneczną PG&E w hrabstwie Solano.

W 2017 r. PG&E wykorzysta baterię Yerba Buena do innej demonstracji technologii obejmującej koordynację trzeciej - zasobów energetycznych dystrybucyjnych (DERS) - takich jak mieszkanie i komercyjne słoneczne - za pomocą inteligentnych falowników i magazynowania baterii, kontrolowanej za pośrednictwem rozproszonego systemu zarządzania zasobami energii (skórki).

W sierpniu 2015 r. GE został zakontraktowany w celu zbudowania systemu magazynowania baterii litowo -jonowych o wymiarach 30 MW/20 MWh dla Coachella Energy Storage Partners (CESP) w Kalifornii, 160 km na wschód od San Diego. Obiekt 33 MW został ukończony przez ZGLobal w listopadzie 2016 r. I wspomina elastyczność sieci i zwiększy niezawodność w sieci Imperial Irrigation District, zapewniając rampowanie słoneczne, regulację częstotliwości, równoważenie mocy i możliwości startu czarnego dla sąsiedniego turbiny gazowej.

San Diego Gas & Electric ma lit 30 MW/120 MWh - Bess w Escondido, zbudowany przez magazyn energii AES i składający się z 24 kontenerów obudowy 400 000 baterii Samsung w prawie 20 000 modułów. Zaskoczy wieczorne zapotrzebowanie na szczyt, a częściowo zastąpi magazyn gazu Aliso Canyon Gas 200 km na północ, które musiały zostać porzucone na początku 2016 r. Z powodu ogromnego wycieku. (Został użyty do piku - wytwarzanie gazu obciążenia.)

SDG i E w Escondido w Kalifornii w Kalifornii. (Zdjęcie: San Diego Gas & Electric)

Southern California Edison buduje instalację baterii 100 MW/400 MWh do prowizji w 2021 r., Obejmująca 80 000 litowych - baterie jonowe w kontenerach. Kolejnym zaproponowanym projektem SCE jest magazyn 20 MW/80 MWH dla Altagas Pomona Energy w swoim gazie ziemnym San Gabriel -.

Duży projekt to południowa Kalifornii Edison w wysokości 50 milionów dolarów Tehachapi 8 MW/32 MWh lit - magazynowanie baterii jonowej w połączeniu z 4500 mwe farmą wiatrową, z wykorzystaniem 10 872 modułów 56 komórek każdy z LG Chem, który może dostarczyć 8 MW w ciągu czterech godzin. W 2016 r. Tesla zakontraktowała się w celu dostarczenia systemu magazynowania baterii jonowej o wartości 20 MW/80 MWh - dla podstacji Mira Loma w Południowej Kalifornii Edison, aby zaspokoić codzienne zapotrzebowanie na szczyt.

Bardzo duży system akumulatorów został zatwierdzony do gazu Vistra - elektrowni lądowania mchu w hrabstwie Monterey w Kalifornii. Może to ostatecznie wynosić 1500 MW/ 6000 MWh, zaczynając od 182,5 MW/ 730 MWh w 2021 r. Użyje 256 jednostek megapack Tesla'3 MWh. Poza tym plany są niepewne. Vistra planuje 300 MW/1200 MWh gdzie indziej.

Tesla jest zgłaszana jako mającą na początku 2020 roku.

Farmę wiatrową w Laurel Mountain w Wirginii Zachodniej w Zachodniej Wirginii wykorzystuje siatkę 32 MW/8 MWH -. Zakład jest odpowiedzialny za regulację częstotliwości i stabilność siatki na rynku PJM, a także za arbitraż. Akumulatory jonowe litowe - zostały wykonane przez systemy A123, a po zamówieniu w 2011 r. Były to największy lit - bess na świecie.

W grudniu 2015 r. EDF Energia odnawialna zleciła swój pierwszy projekt BESS w Ameryce Północnej, z elastyczną 40 MW (tablicą znamionową 20 MW) w sieci siatki PJM w Illinois do uczestnictwa w rynkach regulacji i zdolności. Baterie jonowe i elektronika energetyczna litowa - zostały dostarczone przez Byd America i składają się z 11 jednostek pojemnych o łącznej wartości 20 MW. Firma ma ponad 100 MW projektów magazynowych w Ameryce Północnej.

E.on Ameryka Północna instaluje dwa krótkie systemy akumulatorów litowo -jonowych o długości 9,9 MW - dla swoich farm wiatrowych Pyron i Inadale jako projekty magazynowania WAVES w West Texas. Celem jest głównie usługi pomocnicze. Projekt podąża za żelaznym koniem 10 MW w pobliżu Tucson w Arizonie, w sąsiedztwie 2 mwe macierzy słonecznej.

SolarCity używa 272 Tesla PowerPacks (Lithium - System magazynowania) ze swojego projektu 13 MW/ 52 MWH Kaua'i Island Solar PV na Hawajach, aby zaspokoić wieczorne zapotrzebowanie na szczyt. Power jest dostarczany do spółdzielni Kauai Island Utility (KIUC) przy 13,9 centów/kWh przez 20 lat. KIUC zlewa również projekt z 28 mWe Solar Farm i 20 MW/100 MWh System.

Toshiba dostarczył dużą Bess dla Hamilton, Ohio, obejmującą tablicę 6 MW/ 2 MWh litowych -. Żywotność ponad 10 000 ładunków - cykli rozładowania jest zgłaszane.

Powin Energy i Hecate Energy budują dwa projekty o łącznej wartości 12,8 MW/52,8 MWh w Ontario, dla niezależnego operatora systemu energii elektrycznej. Stos 140 Baterii Baterii Powin 2 MWh będzie obejmować systemy w Kitchener (20 tablic) i Stratford (6 tablic).

Duży narzędzie - magazynowanie energii elektrycznej to 4 MWSODIUM - Sulphur (NAS) BateriaSystem zapewnia lepszą niezawodność i jakość energii dla miasta Presidio w Teksasie. Na początku 2010 r. Został podekscytowany, aby zapewnić szybki zwrot - dla pojemności wiatru w lokalnej siatce Ercot. Baterie siarkowe - są szeroko stosowane w innym miejscu dla podobnych ról.

W Anchorage, Alaska, system akumulatora 2 MW/0,5 MWh jest uzupełniony kołem zamachowym, aby pomóc w korzystaniu z energii wiatrowej.

Avista Corp w stanie Waszyngton, Northwest USA, kupuje 3,6 MWBateria przepływu wanadu (VRFB)Aby załadować równowagę z odnawialnymi odnawialnymi.

ISO Ontario zawarło 2 MWcynk - żelazny bateria przepływu Redoxz Vizn Energy Systems.

Azja Wschodnia

Chińska Krajowa Komisja Rozwoju i Reformy (NDRC) wezwała do wielu 100 MWBateria przepływu wanadu (VRFB)Instalacje do końca 2020 r. (a także nadkrytyczny system magazynowania energii sprężonej energii sprężonej 10 mW/100 MWh, jednostka magazynowania energii zamachowej o wymiarach 10 MW/1000 MJ, system magazynowania energii jonowej o pojemności 100 MW).

Rongke Power instaluje 200 MW/800 MWh VRFB w Dalian w Chinach, twierdząc, że jest to największy na świecie. Ma to zaspokoić szczytowe zapotrzebowanie, zmniejszyć ograniczenie z pobliskich farm wiatrowych, zwiększyć stabilność sieci i zapewnić czarną pojemność od połowy - 2019. Rongke planuje 2 produkty fabryczne GW/YR w latach 2020. Pu Neng w Pekinie planuje na dużą skalę produkcję VRFBS i otrzymał umowę w listopadzie 2017 r. Na budowę jednostki 400 MWH. Sumitomo dostarczył VRFB 15MW/60 MWH dla HEPCO w Japonii, zlecone w 2015 r.

Chińska energia VRB opracowuje kilka projektów akumulatorów przepływowych: prowincja Qinghai, 2 MW/10 MWh dla integracji wiatru; Prowincja Hubei, integracja PV 10 MW/50 MWh rośnie do 100 MW/500 MWh; Prowincja Lianlong, integracja odnawialna 200 MW/800 MWh; Jiangsu 200 MW/1000 MWh offshore Integracja wiatru.

Hokkaido Electric Power zakontraktował Sumitomo Electric Industries w celu dostarczenia siatki {- systemu magazynowania energii baterii w skali dla farmy wiatrowej w północnej Japonii. Będzie to bateria przepływu Redox o 17 MW/51 MWh (VRFB), zdolna do trzech godzin przechowywania, w 2022 r. W Abira, z okresem projektowania 20 lat. Hokkaido obsługuje już 15 MW/60 MWH VRFB, również zbudowany przez Sumitomo Electric w 2015 r.

Australia

W Australii Południowej Rezerwat Power Hornsdale to system jonowy Tesla 150 MW/194 MWH lit - obok 309 mwe Hornsdale Farm w pobliżu Jamestown. Około 70 MW pojemności jest zawarte wobec rządu stanowego w celu zapewnienia stabilności sieci i bezpieczeństwa systemu, w tym usług pomocniczych (FCAS). Pełniejsze szczegóły wSystemy magazynowania energii bateriisekcja powyżej.

W Victoria Neoen buduje wielką baterię wiktoriańskiej 300 MW/450 MWh w pobliżu Geelong. Neoen ma umowę na usługi sieciowe o pojemności 250 MW z Australian Energy Market Operatorem (AEMO), aby pomóc w stabilności sieci i „odblokować więcej energii odnawialnej” za pomocą FCA. Tesla została zakontraktowana w celu dostarczania i obsługi systemu, składającego się z 210 megapaków Tesli, oczekiwanych online do 2022 r. Podczas wstępnych testów pod koniec lipca 2021 r., Jeden z megapaków Tesli zapalił się.

Neoen zbudował baterię o mocy 20 MW/34 MWh uzupełniającej 196 mwe farmę wiatrową w Stawell w Victoria, dla Bulgana Green Power Hub.

W Victoria bateria o 30 MW/30 MWh dostarczana przez fluence znajduje się w pobliżu Ballarat, a w Gannawarra niedaleko Kerang od 2018 r. Bateria Tesla PowerPack o mocy 25 MW/50 MWh jest zintegrowana z 50 mwe słoneczną farmą słoneczną.

W Australii Południowej Lyon Group proponuje 330 mwe Solar PV, program magazynowania słonecznego Riverland w Morgan, który ma być poparta baterią o pojemności 100 MW/400 MWh, z szacunkiem kosztów odpowiednio na 700 mln USD i 300 mln USD. W pobliżu kopalni zapory olimpijskiej na północy stanu, projekt Lyon Group, prawdopodobnie kosztuje odpowiednio 250 mln USD i 150 mln USD o mocy 120 MW.

AGL zakontraktował Wärtsilä w celu dostarczenia akumulatora litowego żelaza o pojemności 250 MWh/250 MWh (LFP) w Torrens Island Gas - elektrowni wypalonej w pobliżu Adelaide w celu użycia od 2023 r. Można go rozszerzyć do 1000 MWh.

Big bateria Playford 100 MW/100 MWh jest planowana w Australii Południowej w połączeniu z projektem Cultana 280 MWe Solar PV, aby obsługiwać Arrium Whyalla Steelworks.

Pierwsze australijskie narzędzie - bateria przepływowa ma zostać zbudowana w Neuroodla, 430 km na północ od Adelaide. Zostanie dostarczony przez Invinity i będzie miał pojemność 2 MW/8 MWh do zapewnienia Supplement Evening Peak i usług pomocniczych, naliczane przez tablicę słoneczną o mocy 6 MW. Poszczególne moduły VRFB wynoszą 40 kW.

W Queensland w Wandoan South instalowana jest bateria 100 MW/150 MWh dla Vena Energy.

W Queensland, niedaleko Lakeland, na południe od Cooktown, solarna roślina 10,4 MW ma zostać uzupełniona o 1,4 MW/5,3 MWh baterii jonowej litowej - jako krawędź zestawu siatki - w górę, z trybem wyspy podczas wieczornego szczytu. Wykorzysta hybrydowy zakład do magazynowania energii Conergy, a w 2017 r. Ma się nastąpić online. Projekt 42,5 mln USD zmniejszy potrzebę aktualizacji sieci. BHP Billiton jest zaangażowany w projekt jako możliwy prototyp dla zdalnych witryn kopalni. Inne takie systemy znajdują się w kopalniach DeGrussa i Weipa.

W Northwest Australia bateria jonowa 35 MW/11,4 MWh Kokam - działa od września 2017 r. Na prywatnych kopalniach serwujących siatkę, wraz z gazem 178 mwe - z powolną reakcją. Pomógł w kontroli częstotliwości i stabilizowaniu małej siatki. Wraz z proponowanym dodaniem 60 mwe pojemności słonecznej przewidziano drugą baterię.

W Tom Price w Pilbara bateria 45 MW/12 MWh funkcjonuje jako wirtualna maszyna synchroniczna, zastępując rezerwę wirującą w turbinach gazowych. Instaluje się również bateria 50 MW/75 MWh Hitachi. Bateria 35 MW/12 MWh działa już w pobliżu w Mount Newman.

Inne kraje

W Rwandzie 2,68 MWh przechowywania baterii z niemieckiego Tesvolt jest zawarta w celu odzyskania - mocy do nawadniania rolnictwa, z siatki -, przy użyciu ogniw jonowych Samsung litowych - ogniw jonowych w modułach 4,8 kWh. Tesvolt twierdzi, że 6000 cykli pełnego naładowania o 100% głębokości zwolnienia w ciągu 30 lat życia w służbie.

Inne technologie baterii (niż lit - ion)

Baterie przepływu wanadu NB i baterie sodowe - są opisane w sekcji systemów magazynowania energii baterii powyżej.

Redflow ma szereg modułów akumulatorów przepływu bromku cynku (ZBM), które można zainstalować w połączeniu z przerywanym zasilaniem i są zdolne do codziennego głębokiego rozładowania i ładowania. Są one bardziej trwałe niż lit - typu i oczekiwana przepustowość energii dla mniejszych jednostek ZBM do 44 MWh. Duże jednostki baterii ({4}} (LSB) obejmują 60 akumulatorów ZBM-3, które zapewniają szczyt 300 kW, ciągły 240 kW, przy 400-800 woltach i zasilanie 660 kWh.

EOS Energy Storage w USA wykorzystuje ZNYTHwodny bateria cynkuz hybrydową katodą cynku i zoptymalizowaną pod kątem obsługi siatki użyteczności, zapewniając od 4 do 6 godzin ciągłego rozładowania. Zawiera 4 kWh jednostek tworzących 250 kW/1 MWh i pełny system 1 MW/4 MWh. We wrześniu 2019 r. EOS i Holtec International ogłosiły utworzenie mocy HI -, wspólnego przedsięwzięcia masowej produkującej wodne akumulatory cynkowe do przemysłowego magazynowania energii w skali, w tym magazynowanie mocy nadwyżki z SMR-160 SMR-160 małych reaktorów modułowych, aby zapewnić zasilanie na szczytowe zapotrzebowanie na szczyt.

Duke Energy testujeHybrydowy ultrakapacitor - pamięć bateriiSystem (Hess) w Karolinie Północnej, blisko instalacji słonecznej 1,2 MW. Bateria 100 kW/300 kWh wykorzystuje wodną hybrydową chemię jonów z elektrolitem słonej wody i syntetycznym separatorem bawełny. Rapid - ultrakapacytory wygładzają fluktuacje obciążenia.

Koszt niższy -ołów - kwasowe bateriesą również szeroko rozpowszechnione w niewielkiej skali użyteczności, przy czym banki do 1 MW są wykorzystywane do stabilizacji wytwarzania energii gospodarstwa wiatrowego. Są one znacznie tańsze niż jon litowy -, niektóre są zdolne do 4000 głębokich cykli rozładowania i można je w pełni poddać recyklingowi pod koniec życia. Ultrabatery ECOULT łączy zawór - Regulowany przewód - kwas (VRLA) z ultrakapaciorem w pojedynczej ogniwie, co daje operację ładowania wysokiego- częściowego - stan - -}. Ultrabateryny system 250 kWh/1000 kWh z 1280 akumulatorami ECOULT został zamówiony we wrześniu 2011 r. W projekcie magazynowania energii PNM Prosperity Energy w Albuquerque w Nowym Meksyku, autor: S&C Electric w związku z systemem fotowoltaicznym o pojemności 500 kW, przede wszystkim w regulacji napięcia. Największy w Australii prowadzenie - kwasowy system przechowywania akumulatorów wynosi 3 MW/1,5 MWh na King Island.

Stanford University rozwijaAluminium - bateria jonowa, domaganie się taniego, niskiej łatwopalności i wysokiej - pojemności przechowywania ładowania w ponad 7500 cyklach. Ma aluminiową anodę i katodę grafitową z elektrolitem solnym, ale wytwarza tylko niskie napięcie.

Gospodarstwo domowe - skala Bess

W maju 2015 r. Tesla ogłosiła domową jednostkę magazynową baterii 7 lub 10 kWh do przechowywania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, przy użyciu baterii jonowych litowych - podobnych do tych w samochodach Tesli. Dostarczy 2 kW i działa na 350 - 450 woltów. System Powerwall byłby sprzedawany instalatorom za 3000 USD za jednostkę 7 kWh lub 3500 USD za 10 kWh, chociaż ta druga opcja została natychmiast przerwana, a poprzednia została obniżona do przechowywania 6,4 kWh i mocy 3,3 kW. Chociaż jest to wyraźnie skala krajowa, jeśli jest to szeroko pobrane, będzie miało wpływ na siatkę. Tesla twierdzi, że 15 c/kWh w celu wykorzystania magazynu, a także koszt tej energii odnawialnej początkowo, z 10-letnią gwarancją 3650 cyklu obejmującą malejącą produkcję do 3,8 kWh w piątym roku, 18 000 kWh łącznie.

W Wielkiej Brytanii PowerVault dostarcza różnorodne akumulatory do użytku domowego, głównie z Solar PV, ale także z widokiem oszczędności z inteligentnymi licznikami. Jego bateria kwasowa o długości 4 kWh - jest najpopularniejszym produktem za zainstalowany 2900 £, chociaż rzeczywiste baterie wymagają wymiany co pięć lat. Litowa jednostka jonowa 4 kWh - kosztuje 3900 GBP, a inne produkty wahają się od 2 do 6 kWh, co kosztuje do 5000 GBP.

W kwietniu 2017 r. LG Chem oferował szereg baterii w Ameryce Północnej, zarówno niskie -, jak i wysokie napięcie-. Ma 48-woltowe akumulatory z bateriami 3,3, 6,5 i 9,8 kWh i 400 woltowymi z 7,0 i 9,8 kWh.

Poziom krajowy - lit - jon bess może podlegać ograniczeniom ogniowym, które pozbawiają jednostek przymocowanych do ścian mieszkania.

Magazynowanie energii sprężonego powietrza

Magazynowanie energii z sprężonym powietrzem (CAS) w jaskiniach geologicznych lub starych kopalniach jest testowane jako stosunkowo duża technologia magazynowania skali - z wykorzystaniem gazu - sprężarki elektrycznej, a ciepło adiabatyczne jest zrzucane (to jest system diabatyczny). Po zwolnieniu (z podgrzewaniem w celu zrekompensowania chłodzenia adiabatycznego) zasila turbinę gazową z dodatkowym oparzeniem paliwa, a wydech wykorzystywany jest do podgrzewania. Jeśli ciepło adiabatyczne z kompresji jest przechowywane i stosowane później do podgrzewania, system jest adiabatyczny CAE (A - CAE).

Instalacje CAE mogą wynosić do 300 MW, przy ogóle około 70% wydajności. Pojemność CAES może wyrównać produkcję z farmy wiatrowej lub 5-10 MW pojemności Solar PV i uczynić ją częściowo wysyłkowaną. Działa dwa diabatyczne systemy CAE, w Alabamie (110 MW, 2860 MWh) i Niemczech (290 MW, 580 MWh), a inne przedzierane lub opracowane w innych częściach USA.

Akumulatory mają lepszą wydajność niż CAE (wyjście jako odsetek elektryczności wejściowej), ale kosztują więcej na jednostkę pojemności, a systemy CAE mogą być znacznie większe.

Duke Energy i trzy inne firmy opracowują projekt o wartości 1200 MW i 1,5 miliarda dolarów w Utah, dodatkowym do farmy wiatrowej 2100 MW i innych źródeł odnawialnych. Jest to projekt magazynowania energii Intermountain z wykorzystaniem jaskini solnych. Kieruje się na 48-godzinny czas trwania rozładowania na przerywanie przerywników, a zatem najwyraźniej ponad 50 GWh. Witryna może również przechowywać nadwyżkę energii słonecznej przesyłanej z Południowej Kalifornii. Ma być zbudowany w czterech etapach 300 MW.

Gaelektryczne magazynowanie energii plany projektu 550 GWh/YR CAES w Larne w Irlandii Północnej.

W USA projekt Gill Ranch CAES jest dostosowywany do zakładu magazynowania energii gazu sprężonego (CGES), a gaz ziemny zamiast powietrza jest przechowywany pod ciśnieniem. Gaz jest przechowywany na poziomie około 2500 psi i 38 stopni. Rozszerzenie ciśnienia rurociągu 900 psi wymaga podgrzewania, aby uniknąć tworzenia się ciekłej wody i hydratu.

Toronto Hydro z hydrostorem ma projekt pilotażowy z wykorzystaniem sprężonego powietrza w pęcherzach 55 m pod wodą w jeziorze Ontario, aby uzyskać 0,66 MW w ciągu godziny.

Przechowywanie kriogeniczne

Technologia działa poprzez chłodzenie powietrza w dół do - 196 stopnia, w którym to momencie zwraca się do cieczy w celu przechowywania w izolowanych niskich zbiornikach ciśnieniowych -. Ekspozycja na temperatury otoczenia powoduje szybką realizację zgazowania i 700-krotnie rozszerzenia objętości, używane do napędzania turbiny i tworzenia energii elektrycznej bez spalania. Highview Power w Wielkiej Brytanii planuje skalę komercyjną 50 MW/250 MWh „płynne powietrze” w nieużywanym miejscu elektrowni, opartej na pilotażowej elektrowni w Slough i zakładach demonstracyjnych w pobliżu Manchesteru. Energia może być przechowywana przez tygodnie (zamiast godzin jak w przypadku baterii) przy przewidywanym wyrównanym koszcie 110 GBP/MWh (142 USD/MWh) za 10-godzinny system GWH 200 MW/2.

Magazyn termiczny

Jak opisano w podrozdziale termicznym słonecznego papieru do energii odnawialnej WNA, niektóre rośliny CSP stosująstopiona sóldo przechowywania energii przez noc. Hiszpańskie 20 mwe Gemasolar twierdzi, że jest pierwszą na świecie bliską bazą - zakład CSP z 63% współczynnikiem pojemności. Hiszpańska roślina 200 mwe andasol wykorzystuje również stopione magazyn ciepła solnego, podobnie jak 280 mwe Solana w Kalifornii.

Jeden deweloper reaktora stopionego soli (MSR), Moltex, przedstawił koncepcję magazynowania ciepła stopionego soli (Gridreserve) w celu uzupełnienia przerywanych odnawialnych źródeł energii. Moltex sugeruje, że stabilny reaktor soli o 1000 mwe działał ciągle, odwracając ciepło o około 600 stopni w okresach niskiego zapotrzebowania na magazynowanie soli azotanowej (stosowane w solarnych roślinach CSP). W okresach wysokiego popytu moc wyjściowa można podwoić do 2000 mwe przy użyciu przechowywanego ciepła do ośmiu godzin. Twierdzi się, że sklep cieplny dodaje tylko 3 GBP/MWH do wyrównanego kosztu energii elektrycznej.

Kolejna forma magazynowania ciepła jest opracowywana w Południowej Australii, gdzie korzysta firma 1414 (14d)Stopiony krzem. Proces ten może przechowywać 500 kWh w kostce 70 cm stopionego krzemu, około 36 razy więcej niż Powerwall Tesli w tej samej przestrzeni. Wyładowuje się przez urządzenie wymiany ciepła -, takie jak silnik Stirling lub turbina i recyklinguje ciepło. Jednostka 10 MWh kosztowałaby około 700 000 USD. (1414 stopnia to temperatura topnienia krzemowego.) Demonstracja ma być w projekcie Aurora Solar Energy w pobliżu Port Augusta w Australii Południowej.

Również w Australii mieszany materiał o nazwieAtloy z luki w sprawie niedopowiedzeniach (MGA)przechowuje energię w postaci ciepła. MGA obejmuje małe bloki mieszanych metali, które otrzymują energię wytwarzaną przez odnawialne źródła energii, takie jak nadwyżka słoneczna i wiatrowa, aby uzyskać zapotrzebowanie na siatkę i przechowywać ją do tygodnia. Cytowany jest koszt 35 USD/kWh, znacznie mniej niż lit - baterie jonowe, ale ma wolniejszy czas reakcji niż baterie - 15 minut. Ciepło jest uwalniane w celu wygenerowania pary, potencjalnie w roślinach wypalanych węgla -. Firma MGA Thermal została odciągnięta z University of Newcastle, a korzystanie z dotacji federalnej buduje pilotażowy zakład produkcyjny. Ma kilka systemów opracowywanych dla temperatur od 200 stopni do 1400 stopni.

Inną formą magazynowania energii jest lód.Energia lodowaMa kontrakty z południowej Kalifornii Edison, aby zapewnić 25,6 MW magazynowania energii cieplnej za pomocą systemu Ice Bear, przymocowane do dużych jednostek klimatyzacji. To sprawia, że ​​lód w nocy, gdy zapotrzebowanie na energię jest niskie, a następnie wykorzystuje go do chłodzenia w ciągu dnia zamiast sprężarek klimatyzacji, zmniejszając w ten sposób szczytowe zapotrzebowanie.

Magazynowanie wodoru

W Niemczech Siemens zlecił zakład magazynowania wodoru o mocy 6 MWProton Exchange Membran (PEM)Technologia przekształcania nadmiaru energii wiatrowej na wodór, do stosowania w ogniwach paliwowych lub dodania do zaopatrzenia w gaz ziemny. Zakład w Mogunce jest największą instalacją PEM na świecie. W Ontario wodogenice nawiązało współpracę z niemieckim użytecznością E.ON, aby stworzyć obiekt PEM o 2 MW, który pojawił się w linii 2014 r., Zmieniając wodę w wodór poprzez elektrolizę.

Wydajność elektrolizy do ogniwa paliwowego do energii elektrycznej wynosi około 50%.

San Diego Gas & Electric współpracuje z izraelskim Gencell, aby zainstalować 30 GENCELL G5RX Back - w podstacjach. Są to wodór - ogniwa paliwowe alkaliczne o mocy 5 kW. Są one wytwarzane w Izraelu i używane tam przez Israel Electric Corporation.

Przechowywanie kinetyczne

Koła zamachoweprzechowuj energię kinetyczną i są zdolne do dziesiątek tysięcy cykli ładowania.

ISO Ontario zawarło kontrakt na system magazynowania koła zamachowego 2 MW od NRSTOR Inc. Hawaiian Electric Co instaluje system koła zamachowego 80 kW/320 kWh z bursztynowej kinetyki, a jest to jeden moduł potencjalnie kilku. Zwykle koła zamachowe, przechowujące energię kinetyczną gotową do przekształcenia w energię elektryczną, są wykorzystywane do kontroli częstotliwości, a nie do magazynowania energii, dostarczają energii w stosunkowo krótkim okresie i mogą dostarczyć do 150 kWh. Kinetyka bursztynowa twierdzi, że cztery - zdolność rozładowania godzin.

Niemieckie produkuje jednostki Durastor, które mają zdolności od dziesiątek kilowatów do około megawat. Zastosowania wahają się od hamowania regeneracyjnego pociągi po usługi pomocnicze farm wiatrowych.

Główne użycie WHEELS FLLEELS znajduje się w obrotowym obrotowym zasilaczu zasilaniu (Drups) SET - UPS, z 7 - 11 Second Ride - poprzez funkcję synchroniczną podczas uruchamiania zintegrowanego generatora oleju rozdzielonego następującego po awarii dostaw. To daje czas -e.g.30 sekund - dla normalnego oleju napędowego z powrotem - na początek.