Elektrisitet og energilagring

Kilde: World - nuclear.org

Etter hvert som fornybare energikilder vokser i betydning, er effektive energilagringssystemer (ESS) avgjørende for å håndtere den intermitterende naturen til vind og solenergi. Energilagringsløsninger for nettapplikasjoner blir stadig mer vanlig blant nettbaserte eiere, systemoperatører og sluttbrukere. Energilagringssystemer muliggjør et bredt spekter av muligheter og kan tilby effektive løsninger for energibalansering, tilleggstjenester og utsettelse av infrastrukturinvesteringer.

Elektrisiteten i seg selv kan ikke lagres i stor skala, men den kan konverteres til andre former for energi, som kan lagres og senere konverteres tilbake til strøm etter behov. Elektrisitetslagringssystemer inkluderer batterier, svinghjul, trykkluft og pumpet vann. Den totale mengden energi som kan lagres i et hvilket som helst system er begrenset. Energikapasiteten kommer til uttrykk i Megawatt - timer (MWH), og kraften er uttrykt i Megawatts (MW eller MWE). Elektrisitetslagringssystemer kan utformes for å tilby tilleggstjenester til overføringssystemet, inkludert frekvenskontroll, som er den primære rollen som rutenett - skala batterier i dag. La oss se nærmere på de forskjellige lagringsalternativene nedenfor.

Pumpet vannlagring

Pumpet lagring innebærer å pumpe vann oppover til et reservoar som det kan frigjøres fra etterspørsel for å generere vannkraft. Effektiviteten til dobbeltprosessen er omtrent 70%. Pumpet lagring utgjorde 95% av verdens store - skala elektrisitetslagring i midten - 2016, og 72% av lagringskapasiteten lagt til i 2014. Pumped Hydro har fordelen av å være lang - termin om nødvendig. Batterilagring blir imidlertid utplassert bredt, og nådde omtrent 15,5 GW koblet til elektrisitetsnettverk i slutten av 2020, ifølge IEA. Building - Skala strømlagring dukket opp i 2014 som en definerende energiteknologitrend. Dette markedet har vokst med 50% år - på - år, med litium - ionebatterier fremtredende, men redoksflytcellebatterier viser løfte. Slik lagring kan være å redusere etterspørselen på nettet, som sikkerhetskopiering eller for prisgjerdning.

Pumpede lagringsprosjekter og utstyr har en lang levetid - nominelt 50 år, men potensielt mer, sammenlignet med batterier - 8 til 15 år. Pumped hydro -lagring er best egnet for å tilby topp - Lastekraft for et system som stort sett består av fossilt brensel og/eller kjernefysisk generering. Det er ikke så bra - som passer til å fylle ut for intermitterende, uplanlagt og uforutsigbar generasjon.

En World Energy Council -rapport i januar 2016 anslått et betydelig kostnadsfall for flertallet av energilagringsteknologier fra 2015 til 2030. Batteriteknologiene viste den største reduksjonen i kostnadene, etterfulgt av fornuftige termiske, latente termiske og superkapasitorer. Batteriteknologier viste en reduksjon fra et område på € 100 - 700/MWh i 2015 til € 50 - 190/MWh i 2030 - en reduksjon på over 70% i den øvre kostnadsgrensen de neste 15 årene. Natrium svovel, bly og litium - ioneteknologier leder an i henhold til WEC. Rapporten modeller lagring relatert til både vind- og solanlegg, og vurderer de resulterende nivåiserte lagringskostnadene (LCOs) i spesielle planter. Den bemerker at belastningsfaktoren og den gjennomsnittlige utslippstiden ved nominell effekt er en viktig determinant for LCOs, med syklusfrekvensen som en sekundær parameter. For solenergi - relatert lagring var applikasjonssaken daglig lagring, med seks - times utladningstid ved nominell strøm. For vindrelatert lagring var applikasjonssaken for to dager lang lagring med 24 timers utladning ved nominell strøm. I det tidligere tilfellet hadde den mest konkurransedyktige lagringsteknologien LCOs på € 50-200/MWh. I sistnevnte tilfelle var nivåiserte kostnader høyere og følsomme for antall utskrivningssykluser per år, og "få teknologier virket attraktive."

Etter en to - årsundersøkelse av California Public Utilities Commission, vedtok staten i 2010 lovgivning som krever 1325 MWE av elektrisitetslagring (unntatt stor - skala pumpet lagring) innen 2024. I 2013 førte den frem fristen til 2020, og hadde deretter 35 MW totalt. Lovgivningen spesifiserer strøm, ikke lagringskapasitet (MWH), noe som antyder at hovedformålet er frekvenskontroll. Det uttalte formålet med lovgivningen er å øke nettets pålitelighet ved å gi utsendbar kraft fra en økende andel av sol- og vindinnganger, erstatte spinnreservat, gi frekvenskontroll og redusere krav til toppkapasitet (toppbarbering). Lagringssystemene kan kobles til enten overførings- eller distribusjonssystemer, eller være bak måleren. Hovedfokuset er på Battery Energy Storage Systems (BESS). Energi -arbitrage kan forbedre inntektene, kjøpe av - topp og selge for topp etterspørsel. Sør -California Edison kunngjorde i 2014 planer for 260 MW strømlagring for å oppveie nedleggelsen av kjernefysisk anlegg fra 2150 MWE San Onofre. Mens 1,3 GW i sammenheng med statens 50 GW -etterspørsel ikke vil gi mye utsendbar makt, var det et stort insentiv for verktøyene.

Oregon fulgte California, og satte i 2015 et krav for større verktøy (PGE og Pacificorp) for å skaffe minst 5 MWh lagringsplass innen 2020, og PGE foreslo 39 GW flere steder, og kostet $ 50 til $ 100 millioner. I juni 2017 ga Massachusetts et mål på 200 MWh lagring innen 2020. I november 2017 bestemte New York seg for å sette et lagringsmål for 2030.

Noen steder brukes pumpet lagring til å jevne ut den daglige genereringsbelastningen ved å pumpe vann til en høy lagringsdam under off - topptider og helger, ved å bruke overflødig base - lastekapasitet fra lav - kostnadskull eller kjernefysiske kilder. I løpet av peak -timer kan dette vannet frigjøres gjennom turbinene til et lavere reservoar for Hydro - elektrisk generasjon, og konvertere den potensielle energien til elektrisitet. Vendbar pumpe - turbin/motor - generatorenheter kan fungere som både pumper og turbiner*. Pumpede lagringssystemer kan være effektive i å møte endringer i topp etterspørsel på grunn av rask rampe - opp eller rampe - ned, og lønnsom på grunn av forskjellen mellom topp og off - topp grossistpriser. Hovedproblemet bortsett fra vann og høyde er rund - tureffektivitet, som er rundt 70%, så for hver MWh er bare 0,7 MWh gjenvunnet. I tillegg har relativt få steder rom for pumpede lagringsdammer i nærheten av der strømmen er nødvendig.

Francis -turbiner er vidt - brukt til pumpet lagring, men har en hydraulisk hodegrense på omtrent 600 m.

Mest pumpet lagringskapasitet er assosiert med etablert Hydro - elektriske demninger på elver, der vann pumpes tilbake til en høy lagringsdam. Slike dammede hydroordninger kan kompletteres med off - elven pumpet hydro. Dette krever par små reservoarer i kupert terreng og forbundet med et rør med pumpe og turbin.

Dette skjemaet over Gordon Butte -prosjektet er typisk for Off - River Pumped Storage (Gordon Butte)

International Hydropower Association har et sporingsverktøy, som kartlegger plasseringene og strømkapasiteten for eksisterende og planlagte pumpede lagringsprosjekter.

Pumpet lagring har blitt brukt siden 1920 -tallet, og i dag er omtrent 160 GW pumpet lagring installert over hele verden, inkludert 31 GW i USA, 53 GW i Europa og Skandinavia, 27 GW i Japan og 23 GW i Kina. Dette utgjør rundt 500 gwh i stand tilWorld Energy Outlook 2016Prosjekter 27 GW med pumpet lagringskapasitet som blir lagt til innen 2040, hovedsakelig i Kina, USA og Europa.

For off - elv pumpet hydro De sammenkoblede reservoarene trenger normalt å ha en høydeforskjell på minst 300 meter. Forlot underjordiske gruver har et visst potensial som nettsteder. I Spanias Leon Region planlegger Navaleo et pumpet hydro -system i en tidligere kullgruve med en 710m hode og 548 MW produksjon, og fôrer 1 TWH per år tilbake i nettet.

I motsetning til vind- og solcelleinnganger til et rutenettsystem, er hydrogenerering synkront og leverer derfor tilleggstjenester i overføringsnettet som frekvenskontroll og tilveiebringelse av reaktiv kraft. Et pumpet lagringsprosjekt har vanligvis 6 til 20 timers hydraulisk reservoarlagring for drift, sammenlignet med mye mindre for batterier. Pumpede lagringssystemer er vanligvis over 100 MWh lagret energi.

Pumpet hydrolagring er best egnet for å tilby topp - Lastekraft for et system som stort sett består av fossilt brensel og/eller kjernefysisk generering til lave kostnader. Det er mye mindre egnet til å fylle ut for intermitterende, uplanlagt generasjon som vind, der tilgjengeligheten av overskuddskraft er uregelmessig og uforutsigbar.

Det største pumpede lagringsanlegget er i Virginia, USA, med 3 GW -kapasitet og 30 GWh lagret energi. Nyttige fasiliteter kan imidlertid være ganske små. De trenger heller ikke å være supplerende til store vannkraftordninger, men kan bruke noen forskjell i høyden mellom øvre og nedre reservoarer på over 100 meter om ikke så langt fra hverandre. I Okinawa pumpes sjøvann til en klippe - toppreservoar. I Australia ble en nedlagt underjordisk gruve vurdert for et lavere reservoar. Israel planlegger 344 MW Kokhav Hayarden Two - reservoirsystem.

I Montana, USA, pumpet de 1 milliard dollar, 4 x 100 MW Gordon Butte pumpet lagringshydroprosjekt i den sentrale delen av staten å bruke overflødig kraft fra statens 665 mwe vindmøller, selv om dette er mindre forutsigbart enn av - toppkraft designet for å levere base - belastning. Absaroka Energy vil bygge det forhøyede reservoaret på en Mesa 312 meter over det nedre reservoaret fra 2018. Den regner med å levere 1300 GWH per år for å supplere vind, med tilleggstjenester.

I Tyskland forventes Gaildorf Wind og Hydro -prosjektet nær Münster å være i drift i 2018. Det består av 13,6 MWe vindmøller og 16 MWe hydrokapasitet fra pumpet lagring.

Lagringssystemer for batterienergi

Batterier lagrer og frigjør energi elektrokjemisk. Kravene til batterilagring er høy energitetthet, høy effekt, lang levetid (lading - utladningssykluser), høy runde - tureffektivitet, sikkerhet og konkurransedyktige kostnader. Andre variabler er utladningsvarighet og ladningshastighet. Det gjøres forskjellige kompromisser mellom disse kriteriene, noe som understreker begrensningene i battery energilagringssystemer (BESS) sammenlignet med utsendbare generasjonskilder. Spørsmålet om energiavkastning på energi som er investert (EROI) oppstår også, som akutt forholder seg til hvor lenge et batteri er i tjeneste og hvordan dets runde - tureffektivitet holder opp i den perioden.

Batterier krever et strømkonverteringssystem (PCS) inkludert omformer for å koble seg til et normalt AC -system. Dette gir omtrent 15% til den grunnleggende batterikostnaden.

Ulike megawatt - skalaprosjekter har bevist at batterier er godt - som passer til å jevne ut variasjonen i strøm fra vind og solsystemer over minutter og til og med timer, for kort - varighetsintegrasjon av disse disse integreringene til et rutenett. De viste også at batterier kan svare raskere og nøyaktig enn konvensjonelle ressurser som spinnreserver og toppanlegg. Som et resultat blir store batteri -matriser den valgte stabiliseringsteknologien for kort - Varighet fornybar integrasjon. Dette er en funksjon av strøm, ikke først og fremst energilagring. Etterspørselen etter den er mye lavere enn for energilagring - California ISO estimerte sin etterspørsel etter toppfrekvensregulering for 2018 ved 2000 MW fra alle kilder.

Noen batteriinstallasjoner erstatter spinnreserve for kort - varighet tilbake - opp, så fungerer som virtuelle synkrone maskiner ved bruk av nettdannende omformere.

Smarte rutenett Mye diskusjon av batterilagring er i forbindelse med smarte nett. Et smart nett er et strømnett som optimaliserer strømforsyningen ved å bruke informasjon om både tilbud og etterspørsel. Det gjør dette med nettverkskontrollfunksjoner for enheter med kommunikasjonsmuligheter som smarte målere.

Litium - ionbatterier lagring

Litium - ionebatterierI 2015 utgjorde 51% av det nylig -} kunngjorte energilagringssystemet (ESS) og 86% av distribuert ESS -kraftkapasitet. Anslagsvis 1.653 MW av ny ESS -kapasitet ble kunngjort over hele verden i 2015, med litt over en - tredje som kommer fra Nord -Amerika. Litium - ionebatterier er den mest populære teknologien for distribuerte energilagringssystemer (Navigant Research). Litium - ionebatterier har en 95% tur / retur -strøm effektivitet, og faller til 85% når strømmen blir konvertert til vekselstrøm for nettet. De har en 2000-4000 syklus og 10-20 års levetid, avhengig av bruk.

På husholdningsnivå, bak måleren*, fremmes batterilagring. Det er åpenbar kompatibilitet mellom Solar PV og batterier, på grunn av at de er DC. In Germany, where solar PV has an average 10.7% capacity factor, 41% of new solar PV installations in 2015 were equipped with back-up battery storage, compared with 14% in 2014. This increase, in both household and grid-connected PV systems, is encouraged by the KfW Development Bank, which arranges low-interest government loans and payback assistance dekker opptil 25% av de nødvendige investeringsutleggene. KFW krever at tilstrekkelig PV -elektrisitet brukes til forbruk på stedet, slik at ikke mer enn halvparten av utgangen når overføringsnettet. På denne måten hevdes det at 1,7 til 2,5 ganger den vanlige solcellekapasiteten kan tolereres ved nettet uten overbelastning. I 2016 ble det rapportert om 200 MWh installert lagringsevne for Tyskland.

Husholdnings- og småbedrift PV er ikke en del av distribusjonssystemet, men er i hovedsak husholdning for lokalene, med mye generert kraft brukt der og noen muligens eksporteres til systemet gjennom måleren som opprinnelig målte strøm trukket fra nettet som skal belastes for.

Over en - tredjedel av 1,5 GW 'batterilagring' i 2015 var litium - ionebatterier, og 22% var natrium - svovelbatterier. International Renewable Energy Agency (Irena) anslår at verden trenger 150 GW batterilagring for å oppfylle Irenas ønskede mål på 45% av strømmen generert fra fornybare kilder innen 2030. I Storbritannia er omtrent 2 GW påkrevd for rask frekvenskontroll i et 45 GWE -system, og nasjonalt nett bruker £ 160 til £ 170 millioner per år på. I Tyskland økte installert verktøy - skala -batterilagring fra omtrent 120 MW i 2016 til omtrent 225 MW i 2017.

En stor BESS er et 40 MW/20 MWh Toshiba litium - ionesystem på Tohoku Electric Power Company's Nishi - Sendai -transformatorstasjon i Japan, bestilt tidlig i 2015, og San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWH litium - Steag Energy Services har også startet et 90 MW litium - ionlagringsprogram i Tyskland (se nedenfor), og Edison setter opp et 100 MW anlegg i Long Beach, California.

I Sør -Australia ble en Tesla 100 MW/129 MWh litium - ionesystem installert ved siden av Neoen's 309 MWe Hornsdale Wind Farm nær Jamestown - Hornsdale Power Reserve (HPR). Cirka 70 MW av kapasiteten blir kontrakt til statsregjeringen for å gi nettstabilitet og systemsikkerhet, inkludert frekvenskontroll tilleggstjenester (FCAs) gjennom Teslas Autobidder -plattform i tidsrammer på seks sekunder til fem minutter. Den andre 30 MW kapasiteten har tre timers lagring, og brukes som belastningsskift av neoen for den tilstøtende vindparken. Det har vist seg å være i stand til veldig rask respons for FCAs, og leverte opptil 8 MW i omtrent 4 sekunder før saktere trakk inn FCA -er kuttet inn når frekvensen falt under 49,8 Hz. I 2020 ble prosjektet utvidet med 50 MW/64,5 MWh for 79 millioner dollar, slik at det nå gir omtrent halvparten av den virtuelle tregheten som kreves i staten for FCAs.

Det er flere typer litium - ionbatteri, noen med høy energitetthet og hurtiglading for å passe motorvogner (EV), andre som litiumjernfosfat (LifePo₄, forkortet som LFP), er tyngre, mindre energi - tett og med lengre syklusliv. Konsepter for lang - varighet lagring inkluderer repurposerende brukte EV -batterier - Second - Livsbatterier.

Natrium - svovel (NAS) batterier lagring

Natrium - svovel (NAS) batterierhar blitt brukt i 25 år og er godt etablert, men dyre. De må også operere med omtrent 300 grader, noe som betyr noe strømforbruk når det er tomgang. PG & Es 2 MW/14 MWH VACA - Dixon Nas Bess System koster rundt $ 11 millioner ($ 5500/kw, sammenlignet med rundt $ 200/kw som PG&E estimeres til å være break - til og med kostnad i 2015). Levetid er omtrent 4500 sykluser. Runde - tureffektivitet i en 18 - måned -prøve var 75%. En enhet på 4,4 MW/20 MWh bygges av Ewe at Varel i Nedre Sachsen, Nord-Tyskland for igangsetting sent i 2018. (Det er en del av et sett - opp med et 7,5 MW/2,5 MWh litium-ion-batteri, hele planten som koster € 24 millioner.)

Redoks flytcellebatterier lagring

Redoks strømningscellebatterier(RFBs) utviklet på 1970 -tallet har to flytende elektrolytter atskilt med en membran for å gi positive og negative halvparten - celler, hver med en elektrode, vanligvis karbon. Spenningsforskjellen er mellom 0,5 og 1,6 volt i vandige systemer. De blir ladet og utskrevet av en reversibel reduksjon - oksidasjonsreaksjon over membranen. Under ladeprosessen oksideres ioner ved den positive elektroden (elektronfrigjøring) og reduseres ved den negative elektroden (elektronopptak). Dette betyr at elektronene beveger seg fra det aktive materialet (elektrolytten) til den positive elektroden til det aktive materialet til den negative elektroden. Når du slipper ut, slippes prosessen og energien frigjøres. De aktive materialene er redokspar,i.e.Kjemiske forbindelser som kan absorbere og frigjøre elektroner.

Vanadium Redox Flow -batterier (VRFB eller V - flyt) Bruk flere oksidasjonstilstander i Vanadium for å lagre og frigjøre ladning. De passer til store stasjonære applikasjoner, med lang levetid (ca. . 15, 000 sykluser eller 'uendelig'), full utladning og lave kostnader per kWh sammenlignet med litium - ion når du syklet daglig eller oftere. V - flytbatterier blir mer kostnad - effektivt, jo lenger lagringsvarigheten - ofte omtrent fire timer - og jo større kraft- og energibehov. Crossover Economic Scale sies å være omtrent 400 kWh kapasitet, utover som de er mer økonomiske enn litium - ion. De opererer også ved omgivelsestemperatur, så er mindre utsatt for branner enn litium - ion. På kostnad og skala har VRFB -er store nett- og bransjeapplikasjoner - opp til GWH -prosjekter i stedet for MWH -ene.

Med RFBS kan energi og kraft skaleres separat. Kraften bestemmer cellestørrelsen eller antall celler, og energien bestemmes av mengden av energilagringsmediet. Moduler er opptil 250 kW og kan settes sammen opp til 100 MW. Dette gjør at redoksflytbatterier kan bli bedre tilpasset spesielle krav enn andre teknologier. I teorien er det ingen grense for mengden energi, og ofte avtar de spesifikke investeringskostnadene med en økning i energi-/kraftforholdet, ettersom energilagringsmediet vanligvis har relativt lave kostnader.

Et modell "Peaker" -anlegg i Kina har 100 MWE Solar PV med en 100 MW/500 MWh VRFB.

Et generelt funn fra PG & E -studien var at hvis batterier skal brukes til energi arbitrage, bør de være CO - plassert med vind- eller solfarmene - ofte fjernt fra hovedbelastningssenteret. Imidlertid, hvis de skal brukes til frekvensregulering, er de bedre plassert i nærheten av de urbane eller industrielle belastningssentrene. Siden frekvenskontrollinntektsstrømmen er mye bedre enn arbitrage, vil verktøy normalt foretrekke sentrum i stedet for avsidesliggende steder for eiendeler de eier.

Litium - ion -batterikostnad

Litium - ionebatterier kan kategoriseres etter kjemien til katodene deres. Den forskjellige kombinasjonen av mineraler gir opphav til betydelig forskjellige batteriegenskaper:

Litiumnikkel koboltaluminiumoksyd (NCA) batteri-spesifikt energiområde (200-250 WH/kg), høy spesifikk kraft, levetid 1000 til 1500 fulle sykluser. Favorisert i noen premium EVs (e.g.Tesla), men dyrere enn andre kjemikalier.

Litiumnikkel mangan koboltoksyd (NMC) batteri-spesifikt energiområde (140 - 200 wh/kg), levetid 1000-2000 fulle sykluser. Vanlige batteri brukt i elektriske og plug-in hybrid elektriske kjøretøy. Lavere energitetthet enn NCA, men lengre levetid.

Litiumjernfosfat (LFP) batteri - spesifikt energiområde (90 - 140 WH/kg), Lifetime 2000 fulle sykluser. Lav spesifikk energi en begrensning for bruk i langdistanse EVs. Kan favoriseres for stasjonære energilagringsapplikasjoner, eller kjøretøy der batteriets vekt er mindre viktig. Rapportert å være mindre utsatt for termisk løp og branner.

Litium manganoksid (LMO) batteri-spesifikt energiområde (100 - 140 WH/kg), Lifetime 1000-1500-sykluser. Koboltfri kjemi sett på som en fordel. Brukes i elektriske sykler og noen kommersielle kjøretøyer.

Supercapacitors lagring

En kondensator lagrer energi ved hjelp av en statisk ladning i motsetning til en elektrokjemisk reaksjon. Supercapacitors er veldig store og brukes til energilagring som gjennomgår hyppige lade- og utladningssykluser med høy strøm og kort varighet. De har utviklet seg og krysset til batteriteknologi ved å bruke spesielle elektroder og elektrolytt. De opererer på 2,5 - 2,7 volt og lades på under ti sekunder. Utladning er under 60 sekunder, og spenningen synker gradvis av. Den spesifikke energien til superkapslinger varierer opp til 30Wh/kg, veldig mye mindre enn et litium-ion-batteri.

Roterende synkrone stabilisatorer

For å kompensere for mangelen på synkron treghet i å generere anlegg når det er høy avhengighet av vind- og solkilder, kan synkrone kondensatorer (synkoner), også kjent som roterende stabilisatorer, legges til systemet. De brukes til frekvens og spenningskontroll der nettstabiliteten må forbedres på grunn av en høy andel av variabel fornybar inngang. De gir pålitelig synkron treghet og kan bidra til å stabilisere frekvensavvik ved å generere og absorbere reaktiv effekt. Dette er ikke energilagring i normal forstand, og er beskrevet på informasjonssiden om fornybar energi og strøm.

Batterisystemer over hele verden

Europa

Totalt installert ikke - Hydro -lagringskapasitet i Europa nådde 2,7 GWh i slutten av 2018 og anslås å være 5,5 GWh innen utgangen av 2020, ifølge European Energy Storage Association. Dette inkluderer husholdningssystemer, som omfatter mer enn en - tredje 2019 - 20 tillegg. EDF planlegger å ha 10 GW batterilagring over hele Europa innen 2035. I mars 2020 lanserte totalt et 25 MW/25 MWh litium-ion-batteriprosjekt på Mardyck nær Dunkirk, for å være "det største i Frankrike".

Den første av Steags seks planlagte 15 MW litium - ionenheter i et € 100 millioner, 90 MW -program ble energisk i juni 2016 på sitt Lünen Coal - avfyrt sted i Tyskland. For å kvalifisere seg for kommersiell drift, må batteriene svare på automatiserte samtaler innen 30 sekunder og være i stand til å mate - inn i minimum 30 minutter.

I Tyskland har RWE investert {6 millioner euro i et 7,8 MW/7 MWh litium - ion -batterisystem på Herdecke Power Station -nettstedet nær Dortmund, der verktøyet driver et pumpet lagringsanlegg. Det har operert siden 2018.

I Tyskland ble et 10 MW/10,8 MWh litium - ion -batterilagringssystem bestilt i 2015 i Feldheim, Brandenburg. Den har 3360 litium - ionemoduler fra LG Chem i Sør -Korea. Batterienheten på € 13 millioner lagrer strøm generert av en lokal vindpark på 72 MW og ble bygget for å stabilisere rutenettet til TSO 50hertz -girkasse. Den deltar også i den ukentlige anbudet for primær kontrollreserve.

RWE planlegger et 45 MW litium - ion -batteri ved lingen og en 72 MW en på Werne Gerstein -kraftverkene i slutten av 2022, hovedsakelig for FCAS. Siemens planlegger et 200 MW/200 MWh -batteri på Wunsiedel i Bayern for energilagring og toppstyring.

Dutch Utility Eneco og Mitsubishi, som Enspireme, har installert et 48 MW/50 MWh litium - ionbatteri i Jardelund, Nord -Tyskland. Batteriet skal levere primærreservat til nettet og forbedre nettstabiliteten i et område med mange vindmøller og trafikkbelastningsproblemer.

Tyske operatører av batterisystemer som blir budt inn i det primære kontrollreservemarkedet på ukentlig basis rapporteres å ha mottatt en gjennomsnittspris på € 17,8/MWh over 18 måneder til november 2016.

I Spania bestilte Acciona en vindanlegg med BESS i mai 2017. Acciona -anlegget er utstyrt med to Samsung litium - ion -batterisystemer, den ene som leverer 1 MW/390 kWh og den andre som produserer 0,7 MW/700 kWh, koblet til en 3 MW vindturbin og på gridet. Begge ser ut til å ha frekvensrespons som en del av sin rolle.

I mai 2016 fikk Fortum i Finland fransk batteriselskap SAFT for å levere en megawatt -} skala litium - ion -batteri energilagringssystem for sitt Suomenoja kraftverk som en del av det største noensinne BESS -pilotprosjektet i Nordic -landene. Det vil ha en nominell produksjon på 2 MW og i stand til å lagre 1 MWh strøm, som skal tilbys TSO for frekvensregulering og utjevning. Det ligner på systemet som opererer i Aube -regionen i Frankrike, som forbinder to vindparker, totalt 18 MW. Saft har distribuert over 80 MW batterier siden 2012.

I Storbritannia ble 475 MW batterilagring rapportert som operativ i august 2019. I dette varierte 11 prosjekter fra 10 til 87 MW, de fleste med forbedrede frekvensresponskontrakter.

Renewables Energy Company Res gir 55 MW dynamisk frekvensrespons fra litium - ion -batterilagring, til nasjonalt nett. RES har allerede mer enn 100 MW/60 MWh batterilagring i drift, mest i Nord -Amerika.

I Storbritannia, på Orkneyøyene, fungerer et 2 MW/500 kWh litium - ion -batterilagringssystem. Denne Kirkwall kraftstasjon bruker Mitsubishi -batterier i to 12,2 m fraktcontainere, og lagrer strøm fra vindmøller.

I Somerset har Cranborne Energy Storage en 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack Lithium - ionlagringssystem assosiert med et 500 kW solcelle PV -sett - opp. Tesla hevder at Powerpacks kan konfigureres for å gi strøm- og energikapasitet til nettet som en frittstående eiendel, og tilbyr frekvensregulering, spenningskontroll og spinningreservjenester. Standard Tesla Industrial Powerpack Unit er 50 kW/210 kWh, med 88% runde - TRIP -effektivitet.

I Storbritannia har Statoil bestilt utformingen av et 1 MWh litium - ion -batterisystem, Batwind, som lagring på land for 30 MW Offshore Hywind -prosjektet i Peterhead, Skottland. Fra 2018 er det å lagre overflødig produksjon, redusere balanseringskostnadene og la prosjektet regulere sin egen strømforsyning og fange topppriser gjennom arbitrage.

Nord -Amerika

I november 2016 rapporterte Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) om et demonstrasjonsprosjekt på 18 - måned for å utforske ytelsen til batterilagringssystemer som deltar i Californias elektrisitetsmarkeder. Prosjektet begynte i 2014 og benyttet PG & Es 2 MW/14 MWH Vaca - Dixon og 4 MW Yerba Buena Sodium - Sulfur Battery Storage Systems for å tilby energi og tilleggstjenester i California Independent System Operator (CAISO) marked og kontrollert av Caisoo i Caiso i Caiso i California Independent System Operator (CAISO) marked og kontrollert av Caiso i California Independent System Operator (Caiso). Yerba Buena Bess -pilotprosjektet på 18 millioner dollar ble opprettet av PG&E i 2013 med 3,3 millioner dollar støtte fra California Energy Commission. Vaca-Dixon Bess er assosiert med et PG & E-solanlegg i Solano County.

I 2017 vil PG&E bruke Yerba Buena -batteriet til en annen teknologi -demonstrasjon som involverer koordinering av tredje - festdistribuerte energiressurser (DERS) - for eksempel bolig- og kommersiell solenergi - ved bruk av smarte omformere og batterilagring, kontrollert gjennom et distribuert energiressursstyringssystem (DEARMS).

I august 2015 ble GE kontrakt for å bygge et 30 MW/20 MWh litiumion -batterilagringssystem for Coachella Energy Storage Partners (CESP) i California, 160 km øst for San Diego. 33 MW -anlegget ble fullført av Zglobal i november 2016 og vil hjelpe til med nettfleksibilitet og øke påliteligheten på det keiserlige irrigasjonsdistriktsnettverket ved å tilby solramping, frekvensregulering, kraftbalansering og svart startfunksjon for en tilstøtende gassturbin.

San Diego Gas & Electric har et 30 MW/120 MWh litium - ion Bess i Escondido, bygget av AES Energy Storage og bestående av 24 containere som huser 400.000 Samsung -batterier i nesten 20.000 moduler. Det vil gi etterspørselen etter kvelden, og delvis erstatter Aliso Canyon Gas Storage 200 km nord som måtte forlates tidlig i 2016 på grunn av en massiv lekkasje. (Den ble brukt til topp - Lastgassgenerering.)

SDG & Es 30MW batterilagringsanlegg i Escondido, California. (Foto: San Diego Gas & Electric)

Sør -California Edison bygger en 100 MW/400 MWh batteriinstallasjon til oppdrag i 2021, bestående av 80 000 litium - ionebatterier i containere. Et annet stort SCE -prosjekt som er foreslått er en 20 MW/80 MWh lagring for Altagas Pomona Energy på San Gabriel Natural Gas - Fired Plant.

Et stort prosjekt er Sør -California Edisons $ 50 millioner Tehachapi 8 MW/32 MWh litium - ion -batterilagringsprosjekt i forbindelse med en 4500 MWe vindpark, ved å bruke 10.872 moduler på 56 celler hver fra LG Chem, som kan levere 8 MW over fire timer. I 2016 kontrakt Tesla for å levere et 20 MW/80 MWh litium - ion -batterilagringssystem for Sør -California Edisons Mira Loma -transformatorstasjon, for å bidra til å møte den daglige topp etterspørselen.

Et veldig stort batterisystem er godkjent for Vistras gass - avfyrt Moss Landing Power Plant i Monterey County, California. Dette kan til slutt være 1500 MW/ 6000 MWh, som starter med 182,5 MW/ 730 MWh i 2021. Det vil bruke 256 Tesla'3 MWh Megapack -enheter. Utover det er planene tentative. Vistra planlegger en 300 MW/1200 MWh andre steder.

Tesla er rapportert som å ha som mål å ha 50 GWH på nettet på begynnelsen av 2020 -tallet.

98 MW Laurel Mountain Wind Farm i West Virginia sysselsetter en multi - Bruk 32 MW/8 MWh rutenett - tilkoblet Bess. Anlegget er ansvarlig for frekvensregulering og nettstabilitet i PJM -markedet samt arbitrage. Litium - ionebatteriene ble laget av A123 -systemer, og da han ble bestilt i 2011, var det det største litium - ion Bess i verden.

I desember 2015 bestilte EDF Renewable Energy sitt første BESS -prosjekt i Nord -Amerika, med 40 MW fleksibel (20 MW navneskilt) kapasitet på PJM Grid Network i Illinois for å delta i regulerings- og kapasitetsmarkedene. Litium - ionebatteriene og strømelektronikken ble levert av BYD America, og består av 11 containeriserte enheter på til sammen 20 MW. Selskapet har mer enn 100 MW lagringsprosjekter under utvikling i Nord -Amerika.

E.On Nord -Amerika installerer to 9,9 MW Short - Varighet Litiumion -batterisystemer for sine Pyron og Inadale vindparker som Texas Waves Storage -prosjekter i Vest -Texas. Hensikten er hovedsakelig for tilleggstjenester. Prosjektet følger 10 MW jernhest nær Tucson, Arizona, ved siden av en 2 MWe solcelleanlegg.

SolarCity bruker 272 Tesla Powerpacks (litium - ionelagringssystem) for sine 13 MW/ 52 MWH Kaua'i Island Solar PV -prosjekt på Hawaii, for å imøtekomme etterspørselen etter kvelden. Kraft leveres til Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) på 13,9 cent/kWh i 20 år. KIUC gir også i oppdrag et prosjekt med en 28 MWE solfarm og 20 MW/100 MWh batterisystem.

Toshiba har levert en stor Bess til Hamilton, Ohio, og består av en rekke 6 MW/ 2 MWh litium - ionebatterier. Det kreves levetid på over 10.000 gebyr - utladningssykluser.

Powin Energy og Hecate Energy bygger to prosjekter på til sammen 12,8 MW/52,8 MWh i Ontario, for den uavhengige elektrisitetssystemoperatøren. Powin's Stack 140 Battery -matrise på 2 MWh vil omfatte systemene, på Kitchener (20 matriser) og Stratford (6 matriser).

Et stort verktøy - skala Elektrisitetslagring er en 4 MWnatrium - svovel (NAS) batterisystem for å gi forbedret pålitelighet og kraftkvalitet for byen Presidio i Texas. Det ble energisk tidlig i 2010 for å gi rask rygg - opp for vindkapasitet i det lokale Ercot -nettet. Natrium - svovelbatterier brukes mye andre steder for lignende roller.

I Anchorage kompletteres Alaska, et 2 MW/0,5 MWh batterisystem med et svinghjul, for å hjelpe til med å bruke vindkraft.

Avista Corp i Washington State, Northwest USA, kjøper en 3,6 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)For å laste balanse med fornybar energi.

Ontario's ISO har fått en 2 MWsink - jernredoks strømningsbatterifra Vizn Energy Systems.

Øst -Asia

Kinas nasjonale utviklings- og reformkommisjon (NDRC) har etterlyst flere 100 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)Installasjoner innen slutten av 2020 (samt et 10 MW/100 MWh superkritisk komprimert luftenergi -lagringssystem, en 10 MW/1000 MJ klasse Flywheel Energy Storage Array Unit, 100 MW litium - ion -batteri energilagringssystemer, og en ny type stor - kapasitet Mullten saltlagringsapparat).

Rongke Power installerer en 200 MW/800 MWh VRFB i Dalian, Kina, og hevder at det er verdens største. Det er for å imøtekomme topp etterspørsel, redusere begrensning fra vindparker i nærheten, forbedre nettstabiliteten og gi svart startkapasitet fra Mid - 2019. Rongke planlegger 2 GW/år fabrikkproduksjon på 2020 -tallet. Pu Neng i Beijing planlegger storstilt produksjon av VRFBS, og ble tildelt en kontrakt i november 2017 for å bygge en 400 MWh-enhet. Sumitomo leverte en 15MW/60 MWh VRFB for Hepco i Japan, bestilt i 2015.

Kinas VRB -energi utvikler flere flytcellebatteriprosjekter: Qinghai -provinsen, 2 MW/10 MWh for vindintegrasjon; Hubei -provinsen, 10 MW/50 MWh PV -integrasjon som vokser til 100 MW/500 MWh; Lianlong -provinsen, 200 MW/800 MWh Renewables Integration; Jiangsu 200 MW/1000 MWh Offshore Wind Integration.

Hokkaido Electric Power har fått Sumitomo Electric Industries for å levere et rutenett - Scale Flow Battery Energy Storage System for en vindpark i Nord -Japan. Dette vil være en 17 MW/51 MWh Vanadium Redox Flow -batteri (VRFB) som er i stand til tre timers lagring, forfaller online i 2022 på Abira, med designliv på 20 år. Hokkaido driver allerede en 15 MW/60 MWh VRFB også konstruert av Sumitomo Electric, i 2015.

Australia

I Sør -Australia er Hornsdale Power Reserve en Tesla 150 MW/194 MWh litium - ionesystem ved siden av Neoen's 309 MWe Hornsdale Wind Farm nær Jamestown. Cirka 70 MW av kapasiteten er kontrahert til statsregjeringen for å gi nettstabilitet og systemsikkerhet, inkludert Frequency Control Accillary Services (FCAS). Fulle detaljer iLagringssystemer for batterienergiSeksjon ovenfor.

I Victoria bygger Neoen 300 MW/450 MWh Victorian Big Battery nær Geelong. Neoen har en 250 MW netttjenestekontrakt med den australske energimarkedsoperatøren (AEMO) for å hjelpe til med nettstabilitet og "låse opp mer fornybar energi" med FCAs. Tesla har fått kontrakt for å levere og betjene systemet, bestående av 210 Tesla Megapacks, forventet online innen 2022. Under innledende testing i slutten av juli 2021 tok en av Tesla Megapacks fyr.

Neoen har bygget et batteri på 20 MW/34 MWh som supplerer en 196 MWe Wind Farm på Stawell i Victoria, for Bulgana Green Power Hub.

I Victoria er et 30 MW/30 MWh -batteri levert av Fluence nær Ballarat, og på Gannawarra nær Kerang siden 2018 er en 25 MW/50 MWh Tesla Powerpack -batteri integrert med en 50 MWe solfarme.

I Sør -Australia foreslås et 330 MWe Solar PV -anlegg av Lyon Group, Riverland Solar Storage Scheme at Morgan, som skal sikkerhetskopieres med et 100 MW/400 MWh -batteri, med kostnadsestimat til henholdsvis $ 700 og $ 300 millioner. I nærheten av Olympic Dam -gruven nord i staten foreslås 120 MW Solar PV pluss 100 MW/200 MWh Battery Kingfisher -prosjekt av Lyon Group, og koster sannsynligvis henholdsvis $ 250 millioner og $ 150 millioner.

AGL har fått Wärtsilä for å levere et 250 MW/250 MWh litiumjernsfosfat (LFP) batteri på Torrens Island Gas- Fyrt kraftverk i nærheten av Adelaide for bruk fra 2023. Det kan utvides til 1000 MWh.

100 MW/100 MWh Playford Big Battery er planlagt i Sør -Australia i forbindelse med Cultana 280 MWE Solar PV -prosjektet for å servere Arrium's Whyalla Steelworks.

Australias første verktøy - skala -flytbatteri skal bygges på Neuroodla, 430 km nord for Adelaide. Det vil bli levert av Invinity og ha 2 MW/8 MWh kapasitet til å tilby kveldstopptilskudd og tilleggstjenester, og blir belastet med en 6 MW solcelleanlegg. Individuelle VRFB -moduler er 40 kW.

I Queensland på Wandoan South blir det installert et batteri på 100 MW/150 MWh for Vena Energy.

I Queensland, i nærheten av Lakeland, sør for Cooktown, skal et 10,4 MW solcelle -PV -anlegg suppleres med 1,4 MW/5,3 MWh litium - ionbatteri som kant på gridsettet - opp, med øymodus under kveldstoppen. Den vil bruke Conergy Hybrid Energy Storage Solution -anlegget, og forfaller online i 2017. Et prosjekt på 42,5 millioner dollar vil redusere behovet for oppgradering av nettet. BHP Billiton er involvert i prosjektet som mulig prototype for eksterne gruvesider. Andre slike systemer er ved gruv og Weipa -gruver.

I Nordvest -Australia har et 35 MW/11,4 MWh Kokam litium - ionbatteri vært i drift siden september 2017 på et privat rutenett som serverer gruver, sammen med en 178 MWe gass - avfyrt plante med langsom respons. Det har hjulpet med frekvenskontroll og stabilisering av det lille rutenettet. Med det foreslåtte tilsetningen av 60 mWe solcellekapasitet, er det planlagt et annet batteri.

Hos Tom Price i Pilbara fungerer en batteri på 45 MW/12 MWh som en virtuell synkron maskin, og erstatter spinningsreserven i gassturbiner. Et 50 MW/75 MWh Hitachi -batteri blir også installert. Et 35 MW/12 MWh -batteri opererer allerede i nærheten på Mount Newman.

Andre land

I Rwanda er 2,68 MWh av batterilagring fra Tysklands Tesvolt kontrakt for å gi tilbake - opp strøm for jordbruksvanning, off - rutenett, ved å bruke Samsung lithium - ionceller i 4,8 kWh moduler. Tesvolt hevder 6000 fulle ladesykluser med 100% utskrivningsdybde over 30 års levetid.

Andre batteriteknologier (enn litium - ion)

NB Vanadium Flow -batterier og natrium - Svovelbatterier er beskrevet i delen Battery Energy Storage Systems ovenfor.

Redflow har en rekke sinkbromidstrømningsbatteri -moduler (ZBM) som kan installeres i forbindelse med periodisk forsyning og er i stand til daglig dyp utslipp og ladning. De er mer holdbare enn litium - ionetype, og forventet energitilgang for mindre ZBM -enheter områder til 44 MWh. Store - skala-batteri (LSB) enheter består av 60 ZBM-3-batterier som leverer topp 300 kW, kontinuerlig 240 kW, ved 400-800 volt og leverer 660 kWh.

EOS -energilagring i USA bruker sin ZythVandig sinkbatterimed en sink -hybridkatode, og optimalisert for støtte for verktøyet, og gir 4 til 6 timer kontinuerlig utslipp. Den omfatter 4 kWh enheter som utgjør 250 kW/1 MWh undersystemer og et 1 MW/4 MWh full system. I september 2019 kunngjorde EOS og Holtec International dannelsen av HI - Power, et joint venture for å masseprodusere vandige sinkbatterier for industriell - skala energilagring, inkludert lagring av overskuddskraft fra Holtecs SMR-160 små modulære reaktorer, for å levere strøm til griden under Peak.

Duke Energy tester enHybrid UltraCapacitor - batterilagringSystem (Hess) i North Carolina, nær en 1,2 MW solcelleanlegg. 100 kW/300 kWh batteri bruker vandig hybridionkjemi med saltvannelektrolytt og syntetisk bomullsseparator. Den raske - responsen Ultracapacitors glatter belastningssvingningene.

Nedre - Kostnadbly - syrebatterierer også i utbredt bruk i liten bruksskala, med banker på opptil 1 MW som brukes til å stabilisere kraftproduksjon av vindpark. Disse er mye billigere enn litium - ion, noen er i stand til opptil 4000 dype utladningssykluser, og de kan resirkuleres fullstendig på slutten av livet. Ecoult -ultrabatteri kombinerer en ventil - regulert bly - syre (VRLA) batteri med en ultracapacitor i en enkelt celle, og gir høy - rate delvis - tilstand -. Et 250 kW/1000 kWh ultrabattery -system med 1280 ecoult -batterier ble bestilt i september 2011 på PNM Prosperity Energy Storage Project at Albuquerque, New Mexico, av S&C Electric i forbindelse med et 500 kW solcelleanlegg solcelleanlegg, hovedsakelig for spenningsregulering. Australias største ledelse - Syre -batterilagringssystem er 3 MW/1,5 MWh på King Island.

Stanford University utvikler enaluminium - ionbatteri, Krevde lave kostnader, lav brennbarhet og høy - Lading av lagringskapasitet over 7500 sykluser. Den har en aluminiumsanode og grafittkatode, med saltelektrolytt, men produserer bare lav spenning.

Husholdning - skala Bess

I mai 2015 kunngjorde Tesla en husholdningsbatterilagringsenhet på 7 eller 10 kWh for lagring av strøm fra fornybar energi, ved bruk av litium - ionebatterier som ligner de i Tesla -biler. Den vil levere 2 kW og fungerer på 350 - 450 volt. PowerWall -systemet vil bli solgt til installatører til $ 3000 for en 7 kWh -enhet eller $ 3500 for 10 kWh, selv om det sistnevnte alternativet ble omgående avsluttet og den tidligere nedlatede til 6,4 kWh lagring og 3,3 kW strøm. Selv om dette helt klart er innenlandsk skala, vil det ha implikasjoner om det er mye innenlandsk. Tesla hevder 15 C/KWH for å bruke lagringen, pluss kostnadene for den fornybare energien til å begynne med, med 10-årig, 3650-syklus garanti som dekker reduserende produksjon til 3,8 kWh ved år fem, 18.000 kWh totalt.

I Storbritannia leverer PowerVault forskjellige batterier til husholdningsbruk, hovedsakelig med Solar PV, men også med tanke på besparelser med smarte målere. Dets 4 kWh bly - syrebatteri er det mest populære produktet til £ 2900 installert, selv om de faktiske batteriene trenger å bytte ut hvert femte år. Et 4 kWh litium - ionenhet koster £ 3900 installert, og andre produkter varierer fra 2 til 6 kWh, og koster opptil £ 5000 installert.

I april 2017 tilbød LG Chem en rekke batterier i Nord -Amerika, både lave - og høy - spenning. Den har 48-volt batterier med 3,3, 6,5 og 9,8 kWh, og 400-volt batterier med 7,0 og 9,8 kWh.

Innenriks - nivå litium - ion bess kan bli utsatt for brannbegrensninger som ikke tillater enhetene som er festet til veggene i en bolig.

Lagring av komprimert luft energi

Energilagring med trykkluft (CAE) i geologiske huler eller gamle gruver blir prøvd som en relativt stor - skala lagringsteknologi, ved bruk av gass - avfyrt eller elektrisk kompressorer, den adiabatiske varmen blir dumpet (dette er det diabetiske systemet). Når den frigjøres (med forvarming for å kompensere for adiabatisk kjøling), driver den en gassturbin med ekstra drivstoffforbrenning, og eksosen brukes til forvarming. Hvis den adiabatiske varmen fra komprimering lagres og brukes senere til forvarming, er systemet adiabatiske CAE -er (en - CAE -er).

CAES -installasjoner kan være opptil 300 MW, med totalt 70% effektivitet. CAES-kapasitet kan til og med ut produksjonen fra en vindpark eller 5-10 MW solcellep-kapasitet og gjøre den delvis utsendbar. To diabetiske CAES -systemer er i drift, i Alabama (110 MW, 2860 MWh) og Tyskland (290 MW, 580 MWh), og andre prøvde eller utviklet andre steder i USA.

Batterier har bedre effektivitet enn CAE -er (utgang som andel inngangs elektrisitet), men de koster mer per kapasitetsenhet, og CAES -systemer kan være mye større.

Duke Energy og tre andre selskaper utvikler et prosjekt på 1200 MW, 1,5 milliarder dollar i Utah, tillegg til en 2100 MW vindpark og andre fornybare kilder. Dette er Intermountain Energy Storage Project, ved hjelp av salthuler. Det er rettet mot 48 timers varighet for utslipp for å bygge bro mellom intermittency-hull, og tilsynelatende over 50 gwh. Nettstedet kan også lagre overskudd av solenergi overført fra Sør -California. Det skal bygges i fire 300 MW stadier.

Gafectric Energy Storage planlegger et 550 GWh/YR CAES -prosjekt i Larne, Nord -Irland.

I USA blir Gill Ranch CAES -prosjektet tilpasset en trykkledning av komprimert gassenergi (CGEs), med naturgass i stedet for at luft blir lagret under trykk. Gassen lagres på omtrent 2500 psi og 38 grader. Utvidelse til rørledningstrykk på 900 psi krever forvarming for å unngå flytende vann og hydratdannelse.

Toronto Hydro med Hydrostor har et pilotprosjekt som bruker trykkluft i blærene 55m under vann i Lake Ontario for å gi 0,66 MW over en time.

Kryogen lagring

Teknologien fungerer ved å avkjøle luft ned til - 196 grad, på hvilket tidspunkt den blir til væske for lagring i isolert lav - trykktanker. Eksponering for omgivelsestemperaturer forårsaker rask re - forgassering og 700 ganger utvidelse i volum, brukt til å drive en turbin og skape strøm uten forbrenning. Highview Power i Storbritannia planlegger et kommersiell skala 50 MW/250 MWh 'Liquid Air' anlegg på et nedlagt kraftverksted, basert på et pilotanlegg i Slough og et demonstrasjonsanlegg nær Manchester. Energi kan lagres i flere uker (i stedet for timer som for batterier) til en anslått nivåisert kostnad på £ 110/MWh ($ 142/MWh) for et 10-timers, 200 MW/2 GWH-system.

Termisk lagring

Som beskrevet i solens termiske underavsnitt av WNA -fornybar energipapir, bruker noen CSP -plantersmeltet saltå lagre energi over natten. Spanias 20 MWE Gemasolar påstander om å være verdens første nær base - Last CSP -anlegg, med 63% kapasitetsfaktor. Spanias 200 MWe Andasol -anlegg bruker også smeltet saltvarslagring, og Californias 280 MWe Solana.

En Molten Salt Reactor (MSR) -utvikler, Moltex, har lagt frem et smeltet saltvarmeoppbevaringskonsept (GridReserve) for å supplere intermitterende fornybar energi. MOLTEX antyder en 1000 MWe stabil saltreaktor som kjører kontinuerlig, og avleder varme ved omtrent 600 grader i perioder med lav etterspørsel for å nitrat saltlagring (som brukt i solcelleanlegg). I perioder med høy etterspørsel kan kraftproduksjonen dobles til 2000 MWe ved bruk av den lagrede varmen i opptil åtte timer. Det hevdes at varmebutikken bare legger £ 3/MWh til de utjevnet kostnadene for strøm.

En annen form for varmelagring utvikles i Sør -Australia, der 1414 -selskapet (14D) brukersmeltet silisium. Prosessen kan lagre 500 kWh i en 70 cm kube smeltet silisium, omtrent 36 ganger så mye som Teslas powerwall i omtrent samme plass. Den slipper ut gjennom en varme - utvekslingsenhet som en Stirling -motor eller en turbin og resirkulerer varmen. En enhet på 10 MWh vil koste rundt 700 000 dollar. (1414 grad er smeltepunktet for silisium.) En demonstrasjon Tess skal være på Aurora Solar Energy Project nær Port Augusta, Sør -Australia.

Også i Australia, et blandet materiale som heterMismidicibility Gap Alloy (MGA)lagrer energi i form av varme. MGA består av små blokker av blandede metaller, som mottar energi generert av fornybar energi som sol og vind som er overskudd til nettets etterspørsel og lagrer det i opptil en uke. En kostnad på $ 35/kWh er sitert, mye mindre enn litium - ionebatterier, men den har en lavere responstid enn batterier - 15 minutter. Varmen frigjøres for å generere damp, potensielt i repurposed kull - avfyrte planter. Selskapet MGA Thermal ble spunnet av fra University of Newcastle og ved bruk av et føderalt tilskudd bygger et pilotproduksjonsanlegg. Den har flere systemer som er utviklet for temperaturer fra 200 til 1400 grader.

En annen form for energilagring er is.Isenergihar kontrakter fra Sør -California Edison for å gi 25,6 MW termisk energilagring ved bruk av isbjørnsystemet, festet til store klimaanlegg. Dette gjør is om natten når strømbehovet er lav, og bruker den for å gi kjøling i løpet av dagen i stedet for klimaanleggskompressorer, og dermed redusere topp etterspørsel.

Hydrogenlagring

I Tyskland har Siemens bestilt et 6 MW hydrogenlagringsanlegg ved bruk avProton Exchange Membrane (PEM)Teknologi for å konvertere overflødig vindkraft til hydrogen, for bruk i brenselceller eller tilsatt naturgassforsyning. Anlegget i Mainz er den største PEM -installasjonen i verden. I Ontario samarbeidet Hydrogenics med tysk verktøy E.on for å lage et 2 MW PEM -anlegg som kom på linje i august 2014, og gjorde vann til hydrogen gjennom elektrolyse.

Effektiviteten av elektrolyse til brenselcelle til elektrisitet er rundt 50%.

San Diego Gas & Electric samarbeider med israelsk Gencell for å installere 30 Gencell G5RX tilbake - opp drivstoffceller på transformatorstasjonene. Dette er hydrogen - baserte alkaliske brenselceller med 5 kW utgang. De er laget i Israel, og brukes der av Israel Electric Corporation.

Kinetisk lagring

SvinghjulOppbevar kinetisk energi og er i stand til titusenvis av ladingssykluser.

Ontario's ISO har inngått kontrakt for et 2 MW svinghjul lagringssystem fra Nrstor Inc. Hawaiian Electric Co installerer et 80 kW/320 kWh svinghjulssystem fra Amber Kinetics for sitt OAHU -rutenett, dette er en modul potensielt av flere. Normalt flyghjul, som lagrer kinetisk energi som er klare til å vri tilbake til strøm, brukes til frekvenskontroll i stedet for energilagring, de leverer energi over en relativt kort periode og kan hver forsyne opptil 150 kWh. Amber Kinetics hevder fire - times utslippsevne.

Tysklands stornetiske produserer Durastor -enheter som har kapasitet fra titalls kilowatt opp til omtrent en megawatt. Søknader spenner fra regenerativ bremsing for tog til vindpark -tilleggstjenester.

Den viktigste bruken av svinghjul er i diesel roterende uavbrutt strømforsyning (DRUPS) sett - ups, med 7 - 11 Second Ride - gjennom synkron funksjon under oppstart av en integrert dieselgenerator etter strømforsyningsfeil. Dette gir tid -e.g.30 sekunder - for normal diesel tilbake - opp for å starte.