Elektricitet og energilagring

Kilde: verden - nuklear.org

Når vedvarende energikilder vokser i betydning, er effektive energilagringssystemer (ESS) afgørende for at håndtere den intermitterende natur af vind og solenergi. Energilagringsløsninger til gitterapplikationer bliver stadig mere almindelige blandt nettejere, systemoperatører og slutbrugere. Energilagringssystemer muliggør en bred vifte af muligheder og kan tilbyde effektive løsninger til energibalancering, hjælpetjenester og udsættelse af infrastrukturinvesteringer.

Elektricitet i sig selv kan ikke opbevares i stor skala, men den kan omdannes til andre former for energi, som kan opbevares og senere konverteres tilbage til elektricitet efter behov. Elektricitetsopbevaringssystemer inkluderer batterier, svinghjul, trykluft og pumpet hydro. Den samlede mængde energi, der kan opbevares i ethvert system, er begrænset. Dens energikapacitet udtrykkes i megawatt - timer (MWh), og dens magt udtrykkes i megawatt (MW eller MWE). Elektricitetsopbevaringssystemer kan designes til at levere hjælpetjenester til transmissionssystemet, herunder frekvensstyring, som er den primære rolle af gitteret - skalabatterier i dag. Lad os se nærmere på de forskellige lagringsmuligheder nedenfor.

Pumpet vandopbevaring

Pumpet opbevaring involverer pumpning af vand op ad bakke til et reservoir, hvorfra det kan frigøres efter behov for at generere vandkraft. Effektiviteten af ​​dobbeltprocessen er ca. 70%. Pumpet opbevaring udgjorde 95% af verdens store - skala Elektricitetsopbevaring i midten - 2016 og 72% af opbevaringskapaciteten, der blev tilføjet i 2014. Pumpet Hydro har fordelen ved at være lang - term hvis nødvendigt. Batteriopbevaring indsættes imidlertid vidt og nås ca. 15,5 GW tilsluttet elektricitetsnetværk i slutningen af ​​2020, ifølge IEA. Bygning - skala Power Storage opstod i 2014 som en definerende energiteknologitendens. Dette marked er vokset med 50% år - på - år, med lithium - ionbatterier fremtrædende, men redox flowcellebatterier viser løfte. En sådan opbevaring kan være for at reducere efterspørgslen på nettet, som sikkerhedskopiering eller til prisarbitrage.

Pumpede opbevaringsprojekter og udstyr har en lang levetid - nominelt 50 år, men potentielt mere sammenlignet med batterier - 8 til 15 år. Pumpet hydroopbevaring er bedst egnet til at tilvejebringe peak - belastningseffekt til et system, der hovedsageligt omfatter fossilt brændstof og/eller nuklear generation. Det er ikke så godt - velegnet til at udfylde til intermitterende, uplanlagt og uforudsigelig generation.

En rapport fra World Energy Council i januar 2016 projicerede et betydeligt fald i omkostningerne for størstedelen af ​​energilagringsteknologier fra 2015 til 2030. Batteriteknologier viste den største reduktion i omkostningerne, efterfulgt af fornuftige termiske, latente termiske og superkapacitorer. Batteriteknologier viste en reduktion fra en rækkevidde på € 100 - 700/MWh i 2015 til € 50 - 190/MWh i 2030 - en reduktion på over 70% i den øverste omkostningsgrænse i de næste 15 år. Natriumsvovl, blysyre og lithium - ion -teknologier fører an ifølge WEC. Rapporten modellerer opbevaring relateret til både vind- og solplanter, der vurderer de resulterende niveauerede opbevaringsomkostninger (LCO'er) især planter. Det bemærker, at belastningsfaktoren og den gennemsnitlige udladningstid ved nominel effekt er en vigtig faktor for LCO'erne, hvor cyklusfrekvensen bliver en sekundær parameter. For Solar - relateret lagring var applikationssagen daglig opbevaring med seks - times udladningstid ved nominel strøm. For vindrelateret opbevaring var applikationssagen til to-dages opbevaring med 24 timers udladning ved nominel strøm. I det tidligere tilfælde havde den mest konkurrencedygtige lagerteknologi LCO'er på € 50-200/MWh. I sidstnævnte tilfælde var nivellerede omkostninger højere og følsomme over for antallet af udladningscyklusser om året, og "få teknologier syntes attraktive."

Efter en to - årstudie fra California Public Utilities Commission vedtog staten i 2010 lovgivning, der krævede 1325 MWE af elektricitetsopbevaring (ekskl. Stor - skala pumpet opbevaring) i 2024. I 2013 fremførte den fristen til 2020, hvorefter 35 MW i alt. Lovgivningen specificerer magt, ikke lagerkapacitet (MWh), hvilket antyder, at hovedformålet er frekvensstyring. Det erklærede formål med lovgivningen er at øge netto pålideligheden ved at tilvejebringe afsendelig strøm fra en stigende andel af sol- og vindindgange, erstatte spinning reserve, give frekvensstyring og reducere de maksimale kapacitetskrav (Peak Shaving). Lagringssystemerne kan tilsluttes enten transmissions- eller distributionssystemer eller være bag måleren. Hovedfokus er på batteri energilagringssystemer (Bess). Energibarrage kan forbedre indtægterne ved at købe - peak og sælge efter høj efterspørgsel. Det sydlige Californien Edison i 2014 annoncerede planer for 260 MW elektricitetsopbevaring for at udligne lukningen af ​​det 2150 MWE San Onofre nukleare anlæg. Mens 1,3 GW i forbindelse med statens 50 GW -efterspørgsel ikke vil give meget afsendelig magt, var det et stort incitament for forsyningsselskaberne.

Oregon fulgte Californien, og satte i 2015 et krav til større forsyningsselskaber (PGE og Pacificorp) for at anskaffe mindst 5 MWh lager i 2020, og PGE foreslog 39 GW flere steder, hvilket koster $ 50 til $ 100 millioner. I juni 2017 udstedte Massachusetts et mål på 200 MWh -opbevaring i 2020. I november 2017 besluttede New York at sætte et lagermål for 2030.

Nogle steder bruges pumpet opbevaring til at udjævne den daglige genereringsbelastning ved at pumpe vand til en høj opbevaringsdam under off - spidsbelastningstider og weekender ved hjælp af overskydende base - belastningskapacitet fra lav - omkostnings kul eller nukleare kilder. I spidsbelastningstider kan dette vand frigøres gennem turbinerne til et lavere reservoir til hydro - elektrisk generation, der konverterer den potentielle energi til elektricitet. Reversibel pumpe - Turbine/motor - Generatorenheder kan fungere som både pumper og turbiner*. Pumpede opbevaringssystemer kan være effektive til at imødekomme ændringer i spids efterspørgsel på grund af hurtig rampe - op eller rampe - ned, og rentabelt på grund af forskellen mellem top og off - spids engrospriser. Hovedspørgsmålet bortset fra vand og højde er rund - tripeffektivitet, som er omkring 70%, så for hver MWH input er kun 0,7 MWh gendannet. Derudover har relativt få steder mulighed for pumpede opbevaringsdæmninger tæt på, hvor strømmen er nødvendig.

Francis -turbiner er bredt - brugt til pumpet opbevaring, men har en hydraulisk hovedgrænse på ca. 600 m.

Mest pumpede opbevaringskapacitet er forbundet med etableret hydro - elektriske dæmninger på floder, hvor vand pumpes tilbage til en høj opbevaringsdam. Sådanne dæmpede hydro -ordninger kan suppleres med off - floden pumpet hydro. Dette kræver par små reservoirer i kuperet terræn og sammen med et rør med pumpe og turbin.

Denne skematiske af Gordon Butte -projektet er typisk for off - River Pumped Storage (Gordon Butte)

International Hydropower Association har et sporingsværktøj, der kortlægger placeringer og strømkapacitet til eksisterende og planlagte pumpede lagringsprojekter.

Pumpet opbevaring er blevet brugt siden 1920'erne, og i dag er ca. 160 GW pumpet opbevaring installeret over hele verden, inklusive 31 GW i USA, 53 GW i Europa og Skandinavien, 27 GW i Japan og 23 GW i Kina. Dette udgør ca. 500 GWh, der kan opbevares-ca. 95% af verdens store - skala-elektricitetsopbevaring i midten af ​​2016, og 72% af denne kapacitet, der blev tilføjet i 2014. Irena rapporterer, at 96 TWH blev brugt fra pumpet opbevaring i 2015. Det Internationale EnergyagentursWorld Energy Outlook 2016Projekter 27 GW pumpet lagerkapacitet tilføjes i 2040, hovedsageligt i Kina, USA og Europa.

For off - floden pumpet hydro De parrede reservoirer skal normalt have en højdeforskel på mindst 300 meter. Forladte underjordiske miner har et vist potentiale som steder. I Spaniens Leon -region planlægger Navaleo et pumpet hydro -system i en tidligere kulmine med et 710 m hoved og 548 MW output, der fodrer 1 TWH om året tilbage i nettet.

I modsætning til vind- og solindgange til et gittersystem er hydro -generation synkron og leverer derfor supplerende tjenester i transmissionsnetværket, såsom frekvensstyring og tilvejebringelse af reaktiv effekt. Et pumpet opbevaringsprojekt har typisk 6 til 20 timers hydraulisk reservoiropbevaring til drift sammenlignet med langt mindre for batterier. Pumpede opbevaringssystemer er typisk over 100 MWh lagret energi.

Pumpet hydroopbevaring er bedst egnet til at tilvejebringe peak - belastningseffekt til et system, der hovedsageligt omfatter fossilt brændstof og/eller nuklear generation til lave omkostninger. Det er meget mindre velegnet til at udfylde til intermitterende, uplanlagt generation såsom vind, hvor overskydende strømtilgængelighed er uregelmæssig og uforudsigelig.

Den største pumpede opbevaringsfacilitet er i Virginia, USA, med 3 GW kapacitet og 30 GWh lagret energi. Imidlertid kan nyttige faciliteter være ganske små. De behøver heller ikke at være supplerende til større vandkraftordninger, men kan bruge enhver forskel i højden mellem øvre og nedre reservoirer på over 100 meter, hvis ikke for langt fra hinanden. I Okinawa pumpes havvand til en klippe - top reservoir. I Australien blev en nedlagt underjordisk mine overvejet til et lavere reservoir. Israel planlægger 344 MW Kokhav Hayarden To - reservoir -system.

I Montana, USA, vil $ 1 milliard, 4 x 100 MW Gordon Butte pumpet opbevaringshydro -projekt i den centrale del af staten bruge overskydende strøm fra statens 665 MWE af vindmøller, skønt dette er mindre forudsigeligt end off - peak power designet til at levere base - belastning. Absaroka Energy vil bygge det forhøjede reservoir på en Mesa 312 meter over det nedre reservoir fra 2018. Det forventer at levere 1300 GWh om året til at supplere vind, med supplerende tjenester.

I Tyskland forventes Gaildorf Wind and Hydro -projektet nær Münster at være operationelt i 2018. Det omfatter 13,6 MWE vindmøller og 16 MWE hydro -kapacitet fra pumpet opbevaring.

Batteri energilagringssystemer

Batterier opbevarer og frigiver energi elektrokemisk. Kravene til opbevaring af batteri er høj energitæthed, høj effekt, lang levetid (opladning - dechargecyklusser), høj runde - tripeffektivitet, sikkerhed og konkurrencedygtige omkostninger. Andre variabler er afladningsvarighed og opladningshastighed. Forskellige kompromiser foretages blandt disse kriterier, der understreger begrænsningerne i Battery Energy Storage Systems (BESS) sammenlignet med afsendelige generationskilder. Spørgsmålet om energiafkast på energi, der er investeret (EROI), opstår også, hvilket akut vedrører, hvor længe et batteri er i drift, og hvordan dens runde - tripeffektivitet holder op i denne periode.

Batterier kræver et strømkonverteringssystem (PCS) inklusive inverter for at linke til et normalt AC -system. Dette tilføjer ca. 15% til de grundlæggende batteriomkostninger.

Forskellige megawatt - skalaprojekter har vist, at batterier er godt - egnet til at udjævne variationen i strøm fra vind- og solsystemer over minutter og endda timer, for kort - varigheden af ​​disse vedvarendeheder til et gitter. De viste også, at batterier kan reagere hurtigere og nøjagtigt end konventionelle ressourcer, såsom spindingsreserver og topplanter. Som et resultat er store batteriarrays ved at blive valgt af stabiliseringsteknologi til kort - varighed vedvarende energi. Dette er en funktion af strøm, ikke primært energilagring. Efterspørgslen efter det er meget lavere end for energilagring - Californien ISO estimerede sin speak frekvensregulering efterspørgsel for 2018 på 2000 MW fra alle kilder.

Nogle batteriinstallationer erstatter spinning reserve for kort - varighed tilbage - op, så fungerer som virtuelle synkrone maskiner ved hjælp af gitterformende invertere.

Smart gitter Meget diskussion af batterilagring er i forbindelse med smarte gitter. Et smart gitter er et strømnet, der optimerer strømforsyningen ved at bruge oplysninger om både udbud og efterspørgsel. Det gør dette med netværksstyringsfunktioner af enheder med kommunikationsfunktioner såsom smarte målere.

Lithium - Ion batterier opbevaring

Lithium - ionbatterierI 2015 tegnede sig for 51% af nyligt - annonceret Energy Storage System (ESS) kapacitet og 86% af implementeret ESS -strømkapacitet. Anslået 1.653 MW ny ESS -kapacitet blev annonceret over hele verden i 2015, med lidt over en - tredje, der kom fra Nordamerika. Lithium - ionbatterier er den mest populære teknologi til distribuerede energilagringssystemer (Navigant Research). Lithium - ionbatterier har en 95% rundretur direkte strøm effektivitet, der falder til 85%, når strømmen omdannes til skiftevis strøm for gitteret. De har en 2000-4000 cyklus og 10-20 år levetid, afhængigt af brugen.

På husholdningsniveau, bag måleren*, fremmes batterilagring. Der er åbenlyst kompatibilitet mellem solar PV og batterier på grund af 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 Tilbagebetalingshjælp, der dækker op til 25% af de krævede investeringsudgifter. KFW kræver, at der bruges tilstrækkelig PV -elektricitet til forbrug og opbevaring på stedet, så højst halvdelen af ​​output når transmissionsnetværket. På denne måde hævdes det, at 1,7 til 2,5 gange den sædvanlige solkapacitet kan tolereres af gitteret uden overbelastning. I 2016 blev 200 MWh installeret lagerkapacitet rapporteret for Tyskland.

Husholdning og små virksomheder PV er ikke en del af distributionssystemet, men er i det væsentlige indenlandsk i stedet, med meget genereret strøm, der bruges der, og nogle muligvis eksporteres til systemet gennem måleren, som oprindeligt målte effekt trukket fra det gitter, der skal oplades for.

Over en - tredjedel af 1,5 GW 'batteriopbevaring' i 2015 var lithium - ionbatterier, og 22% var natrium - svovlbatterier. Det Internationale Renewable Energy Agency (IRENA) estimerer, at verden har brug for 150 GW batterilagring for at opfylde Irenas ønskede mål på 45% af strømmen, der genereres fra vedvarende kilder i 2030. I Storbritannien kræves ca. 2 GW til hurtig frekvensstyring i et 45 GWE -system, og nationale gitter bruger £ 160 til £ 170 millioner om året på dette. I Tyskland steg installeret nytteværdi - skalabatterilagring fra ca. 120 MW i 2016 til ca. 225 MW i 2017.

En stor Bess er et 40 MW/20 MWh Toshiba Lithium - ion -system på Tohoku Electric Power Company's Nishi - Sendai -substation i Japan, bestilt tidligt i 2015, og San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWH lithium {- one bess i Escondido, Californ. Steal Energy Services har også startet et 90 MW lithium - ionopbevaringsprogram i Tyskland (se nedenfor), og Edison opretter en 100 MW facilitet i Long Beach, Californien.

I South Australia blev et Tesla 100 MW/129 MWh Lithium - ion -system installeret ved siden af ​​Neoens 309 MWE Hornsdale Wind Farm Near Jamestown - Hornsdale Power Reserve (HPR). Cirka 70 MW af kapaciteten er kontraheret til statsregeringen for at give netstabilitet og systemsikkerhed, herunder frekvensstyringssattjenester (FCA'er) gennem Teslas Autobidder -platform i tidsrammer på seks sekunder til fem minutter. De andre 30 MW kapacitet har tre timers opbevaring og bruges som belastningsskift af Neoen til den tilstødende vindmøllepark. Det har vist sig at være i stand til meget hurtig respons for FCA'er, der leverer op til 8 MW i ca. 4 sekunder, før langsommere fik FCAS, når frekvensen faldt under 49,8 Hz. I 2020 blev projektet udvidet med 50 MW/64,5 MWh for en $ 79 millioner, så det nu giver cirka halvdelen af ​​den virtuelle inerti, der kræves i staten for FCA'er.

Der er flere typer lithium - ionbatteri, nogle med høj energitæthed og hurtig opladning, der passer til motorkøretøjer (EV'er), andre såsom lithiumjernphosphat (LIFEPO₄, forkortet som LFP), er tungere, mindre energi - tæt og med længere cyklus levetid. Koncepter for lang - Varighed opbevaring inkluderer genanvendelse af brugte EV -batterier - anden - livsbatterier.

Natrium - svovl (NAS) batterier opbevaring

Natrium - svovl (NAS) batterierer blevet brugt i 25 år og er veletablerede, selvom de er dyre. De er også nødt til at operere i ca. 300 grader, hvilket betyder noget elforbrug, når det er inaktiv. PG & E's 2 MW/14 MWh Vaca - Dixon Nas Bess -system koster omkring $ 11 millioner ($ 5500/kW, sammenlignet med omkring $ 200/kW, som PG & E estimeres til at være brud - endda omkostninger i 2015). Livslivet er omkring 4500 cyklusser. Runde - Tripeffektivitet i en 18- måneders forsøg var 75%. En 4,4 MW/20 MWH-enhed bygges af moderen ved Varel i Noter Sachsen, Nordtyskland til idriftsættelse sent i 2018. (Det er en del af et sæt - op med en 7,5 mw/2,5 mwh lithium-ion batteri, hele planten koster € 24 millioner.

Redox flowcellebatterier opbevaring

Redox Flow Cell Batteries(RFBS) udviklet i 1970'erne har to flydende elektrolytter adskilt af en membran for at give positive og negative halvdel- celler, hver med en elektrode, normalt kulstof. Spændingsdifferencen er mellem 0,5 og 1,6 volt i vandige systemer. De er opladet og udledt af en reversibel reduktion - oxidationsreaktion over membranen. Under opladningsprocessen oxideres ioner ved den positive elektrode (elektronfrigivelse) og reduceres ved den negative elektrode (elektronoptagelse). Dette betyder, at elektronerne bevæger sig fra det aktive materiale (elektrolyt) af den positive elektrode til det aktive materiale i den negative elektrode. Når der udskrives, vender processen tilbage og energi frigøres. De aktive materialer er redoxpar,i.e.Kemiske forbindelser, der kan absorbere og frigive elektroner.

Vanadium Redox Flow Batteries (VRFB eller V - flow) Brug de flere oxidationstilstande i Vanadium til at gemme og frigive ladning. De passer til store stationære applikationer med lang levetid (ca. . 15, 000 cykler eller 'uendelig'), fuld udladning og lave omkostninger pr. KWh sammenlignet med lithium - ion, når den er cyklet dagligt eller hyppigere. V - flowbatterier bliver flere omkostninger - effektiv, jo længere opbevaringsvarighed - ofte cirka fire timer - og jo større strøm og energibehov. Den overgangsøkonomiske skala siges at være omkring 400 kWh kapacitet, ud over hvilken de er mere økonomiske end lithium - ion. De fungerer også ved omgivelsestemperatur, så de er mindre tilbøjelige til brande end lithium - ion. Om omkostninger og skala har VRFB'er store gitter- og brancheapplikationer - op til GWH -projekter snarere end MWH.

Med RFBS kan energi og strøm skaleres separat. Strømmen bestemmer cellestørrelsen eller antallet af celler, og energien bestemmes af mængden af ​​energilagringsmediet. Moduler er op til 250 kW og kan samles op til 100 MW. Dette gør det muligt for Redox Flow -batterier at blive bedre tilpasset bestemte krav end andre teknologier. I teorien er der ingen grænse for mængden af ​​energi, og ofte falder de specifikke investeringsomkostninger med en stigning i energi/effektforholdet, da energilagringsmediet normalt har relativt lave omkostninger.

En model 'Peaker' -anlæg i Kina har 100 MWE solar PV med en 100 MW/500 MWh VRFB.

En generel konstatering fra PG & E -forsøget var, at hvis batterier skal bruges til energibarrage, skulle de være co - placeret med vinden eller solfarme - ofte fjernt fra hovedbelastningscentret. Men hvis de skal bruges til frekvensregulering, er de bedre placeret tæt på de by- eller industrielle belastningscentre. Da frekvenskontrolindtægtsstrømmen er meget bedre end arbitrage, foretrækker værktøjer normalt i centrum snarere end fjerntliggende placeringer for aktiver, de ejer.

Lithium - ion -batteriomkostninger er faldet med to - tredjedele mellem 2000 og 2015, til ca. $ 700/kWh, drevet af køretøjsmarkedet og en yderligere halvering af omkostninger forventes til 2025. Power -konverteringssystem (PCS) -kostnader er ikke faldet til den samme sats, og i 2015 tilføjede ca. 15% til batteri -omkostninger til non - køretøj.

Lithium - ionbatterier kan kategoriseres efter kemi i deres katoder. Den forskellige kombination af mineraler giver anledning til markant forskellige batterikarakteristika:

Lithium Nickel Cobalt Aluminium Oxid (NCA) Batteri-Special Energy Range (200-250 WH/kg), høj specifik effekt, levetid 1000 til 1500 fulde cykler. Foretrukket i nogle premium eVs (e.g.Tesla), men dyrere end andre kemik.

Lithium nikkel mangan cobaltoxid (NMC) batteri-specifikt energiområde (140 - 200 wh/kg), levetid 1000-2000 fulde cykler. Det mest almindelige batteri, der bruges i elektriske og plug-in hybrid elektriske køretøjer. Lavere energitæthed end NCA, men længere levetid.

Lithium Iron Phosphate (LFP) Batteri - specifikt energiområde (90 - 140 Wh/kg), Lifetime 2000 Fuld cyklusser. Lav specifik energi En begrænsning til brug i EV'er i lang rækkevidde. Kunne favoriseres til stationære energilagringsapplikationer eller køretøjer, hvor størrelse og vægt af batteri er mindre vigtige. Rapporterede at være mindre tilbøjelige til termisk løb og brande.

Lithium manganoxid (LMO) batteri-specifikt energiområde (100 - 140 wh/kg), levetid 1000-1500 cyklusser. Cobalt-fri kemi set som en fordel. Brugt i elektriske cykler og nogle kommercielle køretøjer.

Supercapacitors opbevaring

En kondensator opbevarer energi ved hjælp af en statisk ladning i modsætning til en elektrokemisk reaktion. Superkapacitorer er meget store og bruges til energilagring, der gennemgår hyppige ladnings- og udladningscyklusser ved høj strøm og kort varighed. De har udviklet sig og krydser til batteriteknologi ved at bruge specielle elektroder og elektrolyt. De fungerer ved 2,5 - 2,7 volt og oplades på under ti sekunder. Udladning er under 60 sekunder, og spændingen falder gradvist af. Den specifikke energi fra superkapacitorer varierer op til 30Wh/kg, meget mindre end et lithium-ion-batteri.

Roterende synkrone stabilisatorer

For at kompensere for manglen på synkron inerti i generering af plante, når der er stor afhængighed af vind- og solkilder, kan synkrone kondensatorer (synkoner), også kendt som roterende stabilisatorer, tilføjes til systemet. De bruges til frekvens- og spændingskontrol, hvor gitterstabilitet skal forbedres på grund af en høj andel af variable vedvarende input. De tilvejebringer pålidelig synkron inerti og kan hjælpe med at stabilisere frekvensafvigelser ved at generere og absorbere reaktiv effekt. Dette er ikke energilagring i normal forstand og er beskrevet på informationssiden om vedvarende energi og elektricitet.

Batterisystemer over hele verden

Europa

Samlet installeret ikke - Hydro -opbevaringskapacitet i Europa nåede 2,7 GWh i slutningen af ​​2018 og forventes at være 5,5 GWh ved udgangen af ​​2020, ifølge European Energy Storage Association. Dette inkluderer husholdningssystemer, der omfatter mere end en - tredje af 2019 - 20 tilføjelser. EDF planlægger at have 10 GW batterilagring i hele Europa i 2035. I marts 2020 lancerede Total Total et 25 MW/25 MWh Lithium-Ion-batteriprojekt i Mardyck nær Dunkirk, for at være "den største i Frankrig".

Den første af Steags seks planlagte 15 MW lithium - ionenheder i et € 100 millioner, 90 MW -program blev aktiveret i juni 2016 på sit Lünen Coal - fyret sted i Tyskland. For at kvalificere sig til kommerciel drift skal batterierne svare på automatiserede opkald inden for 30 sekunder og være i stand til foder - i mindst 30 minutter.

I Tyskland har RWE investeret € 6 millioner i et 7,8 MW/7 MWh Lithium - ionbatterisystem på sit Herdecke Power Station -sted nær Dortmund, hvor værktøjet driver et pumpet lagerplant. Det har fungeret siden 2018.

I Tyskland blev et 10 MW/10,8 MWh Lithium - Ion -batterilagringssystem bestilt i 2015 i Feldheim, Brandenburg. Det har 3360 lithium - ionmoduler fra LG Chem i Sydkorea. Batterienheden på 13 millioner euro lagrer strømmen genereret af en lokal 72 MW vindmøllepark og blev bygget til at stabilisere gitteret på TSO 50Hertz transmission. Det deltager også i den ugentlige udbud til primær kontrolreserve.

RWE planlægger et 45 MW lithium - ion -batteri ved dets Lingen og en 72 MW på sin Werne Gerstein -kraftværker ved udgang af 2022, hovedsageligt for FCAS. Siemens planlægger et 200 MW/200 MWh batteri på Wunsiedel i Bayern til energilagring og topstyring.

Hollandsk værktøj ENECO og Mitsubishi, som ensspireme, har installeret et 48 MW/50 MWh Lithium - ionbatteri i Jardelund, Nordtyskland. Batteriet skal levere primær reserve til gitteret og forbedre gitterstabiliteten i en region med mange vindmøller og gitterbelastningsproblemer.

Tyske operatører af batterisystemer, der byder på det primære kontrolreservemarked på ugentlig basis, rapporteres at have modtaget en gennemsnitlig pris på € 17,8/MWH over 18 måneder til november 2016.

I Spanien bestilte Acciona et vindanlæg med Bess i maj 2017. Acciona -anlægget er udstyret med to Samsung Lithium - ionbatterisystemer, den ene tilvejebringer 1 MW/390 kWh og den anden producerer 0,7 MW/700 kWh, forbundet til en 3 MW vindmølle og på grid. Begge ser ud til at have frekvensrespons som en del af deres rolle.

I maj 2016 indgav Fortum i Finland det franske batteriselskab SAFT for at levere et € 2 millioner megawatt - skala lithium - ion -batterilagringssystem for sit suomenoja -kraftværk som en del af det største stadig Bess Pilot -projekt i Nordic -landene. Det vil have en nominel output på 2 MW og i stand til at opbevare 1 MWh elektricitet, der skal tilbydes TSO til frekvensregulering og udjævning af output. Det ligner det system, der opererer i Aube -regionen i Frankrig, der forbinder to vindmølleparker, i alt 18 MW. SAFT har indsat over 80 MW batterier siden 2012.

I Storbritannien blev 475 MW batterilagring rapporteret som operationel i august 2019. I dette varierede 11 projekter fra 10 til 87 MW, de fleste med forbedrede frekvensresponskontrakter.

Renewables Energy Company RES leverer 55 MW dynamisk frekvensrespons fra lithium - ionbatteriopbevaring til National Grid. RES har allerede mere end 100 MW/60 MWh batterilagring i drift, mest i Nordamerika.

I Storbritannien, på Orkney -øerne, fungerer et 2 MW/500 kWh lithium - ionbatteriopbevaringssystem. Dette Kirkwall -kraftværk bruger Mitsubishi -batterier i to 12,2 m forsendelsescontainere og lagrer strøm fra vindmøller.

I Somerset har Cranborne Energy Storage et 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack Lithium - ionlagringssystem forbundet med et 500 kW Solar PV -sæt - op. Tesla hævder, at powerpacks kan konfigureres til at levere strøm og energikapacitet til nettet som et selvstændigt aktiv, der tilbyder frekvensregulering, spændingskontrol og spinning reserve -tjenester. Standard Tesla Industrial Powerpack Unit er 50 kW/210 kWh, med 88% runde - Trip Efficiency.

I Storbritannien har Statoil bestilt designet af et 1 MWh lithium - ion batterisystem, Batwind, som onshore -opbevaring til 30 MW offshore Hywind -projektet i Peterhead, Skotland. Fra 2018 er det at opbevare overskydende produktion, reducere afbalanceringsomkostninger og give projektet mulighed for at regulere sin egen strømforsyning og fange toppriser gennem arbitrage.

Nordamerika

I november 2016 rapporterede Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) på et 18 - måneders teknologiprojekt for at udforske ydelsen af ​​batterilagringssystemer, der deltager i Californiens elektricitetsmarkeder. Projektet begyndte i 2014 og anvendte PG & E's 2 MW/14 MWh Vaca - Dixon og 4 MW Yerba Buena Sodium - Svovlbatterilagringssystemer til at levere energi og supplerende tjenester i California Independent System Operator (CAISO) markedsfører og kontrolleres af Caiso i det pulserende marked. Det 18 millioner dollars Yerba Buena Bess Pilot Project blev oprettet af PG&E i 2013 med $ 3,3 millioner støtte fra Californiens Energy Commission. Vaca-Dixon Bess er forbundet med et PG & E-solanlæg i Solano County.

I 2017 bruger PG&E Yerba Buena -batteriet til en anden teknologidemonstration, der involverer koordinering af tredje - parti distribueret energiressourcer (DERS) - såsom bolig og kommerciel solenergi - ved hjælp af smarte invertere og batteriopbevaring, kontrolleret gennem et distribueret energiressourcehåndteringssystem (Derms).

I august 2015 blev GE kontraheret om at bygge et 30 MW/20 MWh Lithium Ion Battery Storage System til Coachella Energy Storage Partners (CESP) i Californien, 160 km øst for San Diego. Den 33 MW -facilitet blev afsluttet af ZGLOBAL i november 2016 og vil hjælpe netfleksibiliteten og øge pålideligheden på Imperial Irrigation District Network ved at tilvejebringe solramping, frekvensregulering, strømafbalancering og sort startkapacitet for en tilstødende gasturbin.

San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWh Lithium - ion Bess i Escondido, bygget af AES Energy Storage og bestående af 24 containere, der huser 400.000 Samsung -batterier i næsten 20.000 moduler. Det vil give efterspørgslen efter aftenen og erstatter delvist Aliso Canyon Gas -opbevaring 200 km nord, som måtte opgives tidligt i 2016 på grund af en massiv lækage. (Det blev brugt til peak - belastningsgasgenerering.)

SDG & E's 30MW batteriopbevaringsfacilitet i Escondido, Californien. (Foto: San Diego Gas & Electric)

Det sydlige Californien Edison bygger en 100 MW/400 MWh batteriinstallation til provision i 2021, der omfatter 80.000 lithium - ionbatterier i containere. Et andet stort SCE -projekt, der er foreslået, er en opbevaring på 20 MW/80 MWh til Altagas Pomona Energy ved sin Naturgas i San Gabriel -.

Et stort projekt er det sydlige Californiens Edisons 50 millioner dollars Tehachapi 8 MW/32 MWh Lithium - ionbatteriopbevaringsprojekt i forbindelse med en 4500 MWE vindmøllepark ved hjælp af 10.872 moduler på 56 celler hver fra LG Chem, som kan levere 8 MW over fire timer. I 2016 kontraherede Tesla for at levere et 20 MW/80 MWh Lithium - ionbatteriopbevaringssystem til det sydlige Californiens Edisons Mira Loma -substation for at hjælpe med at imødekomme den daglige spids efterspørgsel.

Et meget stort batterisystem er godkendt til Vistras gas - fyret moslanding kraftværk i Monterey County, Californien. Dette kan til sidst være 1500 MW/ 6000 MWh, startende med 182,5 MW/ 730 MWh i 2021. Det vil bruge 256 Tesla'3 MWh Megapack -enheder. Ud over det er planerne tentative. Vistra planlægger en 300 MW/1200 MWh andre steder.

Tesla rapporteres som at have til formål at have 50 GWH online i begyndelsen af ​​2020'erne.

Den 98 MW Laurel Mountain Wind Farm i West Virginia beskæftiger en multi - Brug 32 MW/8 MWh Grid - tilsluttet Bess. Anlægget er ansvarlig for frekvensregulering og netstabilitet på PJM -markedet samt arbitrage. Lithium - ionbatterier blev lavet af A123 -systemer, og da det blev bestilt i 2011, var det det største lithium - ion Bess i verden.

I december 2015 bestilte EDF Renewable Energy sit første BESS -projekt i Nordamerika, med 40 MW fleksibel (20 MW navneskilt) kapacitet på PJM Grid Network i Illinois til at deltage i regulerings- og kapacitetsmarkederne. Lithium - ionbatterier og effektelektronik blev leveret af BYD America og består af 11 containeriserede enheder på i alt 20 MW. Virksomheden har mere end 100 MW lagerprojekter under udvikling i Nordamerika.

E.on Nordamerika installerer to 9,9 MW kort - varighed Lithium Ion -batterisystemer til sine Pyron og Inadale vindmølleparker som Texas Waves Storage Projects i West Texas. Formålet er hovedsageligt til hjælpetjenester. Projektet følger 10 MW Iron Horse nær Tucson, Arizona, støder op til en 2 MWE solarray.

SolarCity bruger 272 Tesla Powerpacks (Lithium - ionopbevaringssystem) til dets 13 MW/ 52 MWh Kaua'i Island Solar PV -projekt på Hawaii, for at imødekomme Evening Peak Demand. Strømmen leveres til Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) ved 13,9 cent/kWh i 20 år. KIUC bestiller også et projekt med en 28 MWE Solar Farm og 20 MW/100 MWh batterisystem.

Toshiba har leveret en stor Bess til Hamilton, Ohio, der består af en række 6 MW/ 2 MWh lithium - ion -batterier. Levetid på over 10.000 opladning - dechargecyklusser kræves.

Powin Energy og Hecate Energy bygger to projekter i alt 12,8 MW/52,8 MWh i Ontario, til den uafhængige elektricitetssystemoperatør. Powins Stack 140 -batteri -array på 2 MWh vil omfatte systemerne, ved Kitchener (20 arrays) og Stratford (6 arrays).

En stor nytteværdi - Skala Elektricitetsopbevaring er en 4 MWNatrium - svovl (NAS) batteriSystem til at give forbedret pålidelighed og strømkvalitet for byen Presidio i Texas. Det blev aktiveret tidligt i 2010 at give hurtig ryg - op til vindkapacitet i det lokale ERCOT -net. Natrium - svovlbatterier bruges vidt udbredt andre steder til lignende roller.

I Anchorage suppleres Alaska, et 2 MW/0,5 MWh batterisystem med et svinghjul for at hjælpe brugen af ​​vindkraft.

Avista Corp i Washington State, Northwest USA, køber en 3,6 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)at indlæse balance med vedvarende energi.

Ontario's ISO har fået en 2 MWZink - Iron Redox Flow Batteryfra Vizn Energy Systems.

Østasien

Kinas nationale udviklings- og reformkommission (NDRC) har opfordret til flere 100 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)Installationer ved udgangen af ​​2020 (samt en 10 MW/100 MWh superkritisk trykluftsenergilagringssystem, et 10 MW/1000 MJ -kvalitets -hjul til energilagringsarray, 100 MW Lithium - ion -batteri -energilagringssystemer og en ny type stor - kapacitet Molten saltopbevaringsindretning).

Rongke Power installerer en 200 MW/800 MWh VRFB i Dalian, Kina, og hævder, at det var verdens største. Det er at imødekomme den højeste efterspørgsel, reducere begrænsning fra nærliggende vindmølleparker, forbedre gitterstabiliteten og give sort startkapacitet fra midten af ​​- 2019. Rongke planlægger 2 GW/YR Factory Output i 2020'erne. Pu Neng i Beijing planlægger storstilet produktion af VRFB'er og blev tildelt en kontrakt i november 2017 for at bygge en 400 MWh-enhed. Sumitomo leverede en 15MW/60 MWh VRFB til HEPCO i Japan, der blev bestilt i 2015.

Kinas VRB -energi udvikler flere flowcellebatteriprojekter: Qinghai -provinsen, 2 MW/10 MWh til vindintegration; Hubei -provinsen, 10 MW/50 MWh PV -integration, der vokser til 100 MW/500 MWh; Lianlong Province, 200 MW/800 MWh Renewables Integration; Jiangsu 200 MW/1000 MWh Offshore Wind Integration.

Hokkaido Electric Power har kontraheret Sumitomo Electric Industries for at levere et gitter - skala flow batteri energilagringssystem til en vindmøllepark i det nordlige Japan. Dette vil være et 17 MW/51 MWh Vanadium Redox Flow Battery (VRFB), der er i stand til tre timers opbevaring, på grund af online i 2022 i Abira, med designliv på 20 år. Hokkaido driver allerede en 15 MW/60 MWh VRFB konstrueret af Sumitomo Electric i 2015.

Australien

I South Australia er Hornsdale Power Reserve et Tesla 150 MW/194 MWh Lithium - ion -system ved siden af ​​Neoens 309 MWE Hornsdale Wind Farm nær Jamestown. Cirka 70 MW af kapaciteten er kontraheret til statsregeringen for at give netstabilitet og systemsikkerhed, herunder frekvenskontrol supplerende tjenester (FCAS). Fuller detaljer iBatteri energilagringssystemerAfsnit ovenfor.

I Victoria bygger Neoen 300 MW/450 MWh Victorian Big Battery nær Geelong. Neoen har en 250 MW Grid Services -kontrakt med den australske energimarkedsoperatør (AEMO) for at hjælpe med netstabilitet og "låse op for mere vedvarende energi" med FCA'er. Tesla er blevet kontraheret med at levere og betjene systemet, bestående af 210 Tesla -megapacks, forventet online i 2022. Under den første test i slutningen af ​​juli 2021 gik en af ​​Tesla -megapacks fyret.

Neoen har bygget en 20 MW/34 MWH -batteri, der supplerer en 196 MWE vindmøllepark på Stawell i Victoria, til Bulgana Green Power Hub.

I Victoria er en 30 MW/30 MWh batteri leveret af Fluence nær Ballarat, og ved Gannawarra nær Kerang siden 2018 er en 25 MW/50 MWH Tesla Powerpack -batteri integreret med en 50 MWE Solar Farm.

I South Australia foreslås en 330 MWE solcelleanlæg af Lyon -gruppen, Riverland Solar Storage Scheme i Morgan, der skal sikkerhedskopieres af et 100 MW/400 MWh batteri med omkostningsestimat til henholdsvis $ 700 millioner og $ 300 millioner. I nærheden af ​​den olympiske dæmningsmine i den nordlige del af staten foreslås 120 MW solcelle -PV plus 100 MW/200 MWh Battery Kingfisher -projektet af Lyon Group, som sandsynligvis koster henholdsvis $ 250 millioner og $ 150 millioner.

AGL har fået Wärtsilä til at levere et 250 MW/250 MWh Lithium Iron Phosphate (LFP) batteri ved Torrens Island Gas - fyret kraftværk nær Adelaide til brug fra 2023. Det kan udvides til 1000 mWh.

Det 100 MW/100 MWh Playford Big Battery er planlagt i South Australia i forbindelse med Cultana 280 MWE Solar PV -projektet til at tjene Arrium's Whyalla Steelworks.

Australiens første værktøj - skala flowbatteri skal bygges i Neuroodla, 430 km nord for Adelaide. Det vil blive leveret af Invity og har 2 MW/8 MWH kapacitet til at levere aftenstoptilskud og supplerende tjenester, der opkræves af en 6 MW solarray. Individuelle VRFB -moduler er 40 kW.

I Queensland i Wandoan South installeres en 100 MW/150 MWH -batteri til Vena Energy.

I Queensland, nær Lakeland, syd for Cooktown, skal en 10,4 MW solar PV -plante suppleres med 1,4 mW/5,3 mWh lithium - ionbatteri som kant af gittersæt - op, med ø -tilstand under aftenstop. Det vil bruge Conergy Hybrid Energy Storage Solution Plant og forventes online i 2017. Projektet A $ 42,5 millioner vil reducere behovet for opgradering af net. BHP Billiton er involveret i projektet som mulig prototype til fjernminewebsteder. Andre sådanne systemer er på DeGrussa og Weipa Mines.

I det nordvestlige Australien har et 35 MW/11,4 MWh Kokam Lithium - ion -batteri opereret siden september 2017 på et privat gitter, der serverer miner, sammen med et 178 MWE gas - ydet anlæg med langsom respons. Det har hjulpet med frekvensstyring og stabilisering af det lille gitter. Med den foreslåede tilsætning af 60 MWE solenergikapacitet er der planlagt et andet batteri.

Til Tom Price i Pilbara fungerer en 45 MW/12 MWH -batteri som en virtuel synkron maskine, der erstatter spinnerreservat i gasturbiner. Et 50 MW/75 MWh Hitachi -batteri installeres også. Et 35 MW/12 MWh batteri opererer allerede i nærheden på Mount Newman.

Andre lande

I Rwanda er 2,68 mwh batterilagring fra Tysklands tesvolt kontraheret for at give tilbage - op strøm til landbrugsvanding, off - gitter ved hjælp af Samsung Lithium - ionceller i 4,8 kWh moduler. Tesvolt hævder 6000 fuld opladningscyklusser med 100% af deudladning over 30 års levetid.

Andre batteriteknologier (end lithium - ion)

NB Vanadium Flow -batterier og natrium - Svovlbatterier er beskrevet i afsnittet Batteri Energy Storage Systems ovenfor.

RedFlow har en række zinkbromidflowbatterimoduler (ZBM), som kan installeres i forbindelse med intermitterende forsyning og er i stand til daglig dyb udladning og opladning. De er mere holdbare end lithium - ion -type, og forventet energi -gennemstrømning for mindre ZBM -enheder varierer til 44 MWh. Store - skala-batteri (LSB) enheder omfatter 60 ZBM-3-batterier, der leverer top 300 kW, kontinuerlig 240 kW, ved 400-800 volt og leverer 660 kWh.

EOS Energy Storage i USA bruger sin ZnyththVandigt zinkbatterimed en zinkhybridkatode og optimeret til nyttepoststøtte, hvilket giver 4 til 6 timers kontinuerlig udladning. Det omfatter 4 kWh -enheder, der udgør 250 kW/1 MWh -undersystemer og et 1 MW/4 MWh fuldt system. I september 2019 annoncerede EOS og Holtec International dannelsen af ​​HI - Power, et joint venture til masse producerer vandige zinkbatterier til industrielle - skalaenergilagring, inklusive opbevaring af overskydende strøm fra Holtecs SMR-160 små modulære reaktorer, for at levere strøm til gitteret under toppen efterspørgsel.

Hertugenergi tester enHybrid Ultracapacitor - BatterilagringSystem (Hess) i North Carolina, tæt på en 1,2 MW solinstallation. Batteriet på 100 kW/300 kWh bruger vandig hybridionkemi med saltvandelektrolyt og syntetisk bomuldsseparator. De hurtige - respons ultracapacitorer glatter belastningsvingningerne.

Lavere - omkostningerbly - syrebatterierer også i udbredt brug i lille brugsskala, hvor bredder på op til 1 MW bruges til at stabilisere vindmølleparten. Dette er meget billigere end lithium - ion, nogle er i stand til op til 4000 dybe udladningscyklusser, og de kan genanvendes fuldt ud ved slutningen af ​​livet. Ecoult Ultrabattery kombinerer en ventil - reguleret bly - syre (VRLA) batteri med en ultracapacitor i en enkelt celle, hvilket giver høj - hastighed delvis - tilstand - af -} længdesvilkår og effektivitet. Et 250 kW/1000 kWh ultrabattersystem med 1280 ECOULT -batterier blev bestilt i september 2011 på PNM Prosperity Energy Storage Project i Albuquerque, New Mexico, af S&C Electric i forbindelse med et 500 kW Solar Photovoltaic System, primært til spændingsregulering. Australiens største bly - Syrebatterilagringssystem er 3 MW/1,5 MWh på King Island.

Stanford University udvikler enAluminium - ionbatteri, der hævder lave omkostninger, lav brandbarhed og høj - opladning af opbevaringskapacitet over 7500 cyklusser. Det har en aluminiumsanode og grafitkatode med saltelektrolyt, men producerer kun lavspænding.

Husholdning - skala Bess

I maj 2015 annoncerede Tesla en opbevaringsenhed for husholdningsbatteri på 7 eller 10 kWh til opbevaring af elektricitet fra vedvarende energi ved hjælp af lithium - ionbatterier svarende til dem i Tesla -biler. Det leverer 2 kW og fungerer ved 350 - 450 volt. Powerwall -systemet ville blive solgt til installatører til $ 3000 for en 7 kWh -enhed eller $ 3500 for 10 kWh, skønt sidstnævnte mulighed straks blev afbrudt, og den tidligere nedrørte til 6,4 kWh opbevaring og 3,3 kW strøm. Selvom dette helt klart er indenlandsk skala, hvis bredt optages, vil det have gitterimplikationer. Tesla hævder 15 c/kWh til at udnytte opbevaring, plus omkostningerne ved den vedvarende energi oprindeligt, med 10-årig, 3650-cyklusgaranti, der dækker mindskende output til 3,8 kWh ved år fem, 18.000 kWh i alt.

I Storbritannien leverer PowerVault forskellige batterier til husholdningsbrug, hovedsageligt med Solar PV, men også med henblik på besparelser med smarte målere. Dens 4 kWh bly - syrebatteri er det mest populære produkt til £ 2900 installeret, selvom de faktiske batterier skal udskiftes hvert femte år. En 4 kWh lithium - ionenhed koster £ 3900 installeret, og andre produkter spænder fra 2 til 6 kWh, der koster op til £ 5000 installeret.

I april 2017 tilbød LG Chem en række batterier i Nordamerika, både lav - og høj - spænding. Det har 48 volt batterier med 3,3, 6,5 og 9,8 kWh og 400 volt batterier med 7,0 og 9,8 kWh.

Indenlandske - niveau lithium - ion Bess kan være underlagt brandbegrænsninger, der afviser de enheder, der er fastgjort til væggene i en bolig.

Opbevaring af komprimeret luftenergi

Energilagring med trykluft (CAES) i geologiske huler eller gamle miner prøves som en relativt stor - skalaopbevaringsteknologi ved hjælp af gas - fyret eller elektriske kompressorer, hvor den adiabatiske varme blev dumpet (dette er det diabetiske system). Når den frigives (med forvarmning for at kompensere for adiabatisk afkøling), driver den en gasturbin med yderligere brændstofforbrænding, hvor udstødningen bruges til forvarmning. Hvis den adiabatiske varme fra komprimering opbevares og bruges senere til forvarmning, er systemet adiabatiske CAES (A- CAES).

CAES -installationer kan være op til 300 MW med samlet omkring 70% effektivitet. CAES-kapacitet kan udjævne produktionen fra en vindmøllepark eller 5-10 MW Solar PV-kapacitet og gøre den delvis afsendelig. To diabetiske CAES -systemer er i drift i Alabama (110 MW, 2860 MWh) og Tyskland (290 MW, 580 MWh) og andre, der blev prøvet eller udviklet andre steder i USA.

Batterier har bedre effektivitet end CAES (output som andel af inputelektricitet), men de koster mere pr. Kapacitetsenhed, og CAES -systemer kan være meget større.

Duke Energy og tre andre virksomheder udvikler et 1200 MW, 1,5 milliarder dollars projekt i Utah, tilknyttet en 2100 MW vindmøllepark og andre vedvarende kilder. Dette er Intermountain Energy Storage Project ved hjælp af salthuler. Det er målrettet mod 48-timers varighed for udskrivning til bro mellem intermittenshuller, og dermed tilsyneladende over 50 GWh. Webstedet kan også gemme overskydende solenergi, der er transmitteret fra det sydlige Californien. Det skal bygges i fire 300 MW trin.

Gaelectric Energy Storage planer et 550 GWh/YR CAES -projekt i Larne, Nordirland.

I USA er Gill Ranch Caes -projektet tilpasset til at være en komprimeret gasenergilagringsanlæg (CGE), med naturgas snarere end luft, der opbevares under pres. Gassen opbevares ved ca. 2500 psi og 38 grader. Udvidelse til rørledningstryk på 900 psi kræver forvarmning for at undgå flydende vand og hydratdannelse.

Toronto Hydro med Hydrostor har et pilotprojekt, der bruger trykluft i blærer 55 m under vand i Ontario -søen for at give 0,66 MW over en time.

Kryogen opbevaring

Teknologien fungerer ved at køle luft ned til - 196 grad, på hvilket tidspunkt det vender sig til væske til opbevaring i isoleret lav - trykbeholdere. Eksponering for omgivelsestemperaturer forårsager hurtig re - forgasning og 700 gange ekspansion i volumen, der bruges til at drive en turbin og skabe elektricitet uden forbrænding. Highview-strøm i Storbritannien planlægger en kommerciel skala 50 MW/250 MWh 'Liquid Air' -facilitet på et nedlagt kraftværkssted, der er baseret på et pilotanlæg i Slough og et demonstrationsanlæg nær Manchester. Energi kan opbevares i uger (i stedet for timer som for batterier) til et forventet niveauiseret omkostning på £ 110/MWh ($ 142/MWh) for et 10-timers, 200 MW/2 GWh-system.

Termisk opbevaring

Som beskrevet i den solvarme, der er termisk underafsnit i WNA vedvarende energipapir, bruger nogle CSP -plantersmeltet saltAt opbevare energi natten over. Spaniens 20 MWE Gemasolar hævder at være verdens første nær base - Load CSP -anlæg, med 63% kapacitetsfaktor. Spaniens 200 MWE ANDASOL -plante bruger også smeltet saltvarmeopbevaring, ligesom Californiens 280 MWE Solana.

En smeltet saltreaktor (MSR) -udvikler, Moltex, har fremsat et smeltet saltvarmeopbevaringskoncept (GridReserve) for at supplere intermitterende vedvarende energikilder. Moltex antyder en 1000 MWE stabil saltreaktor, der kører kontinuerligt, og afledte varmen med ca. 600 grader i perioder med lav efterspørgsel til nitrat saltopbevaring (som brugt i solcellekspplanter). I perioder med stor efterspørgsel kan effekten fordobles til 2000 MWE ved hjælp af den lagrede varme i op til otte timer. Det hævdes, at varmebutikken kun tilføjer £ 3/mwh til de niveauerede omkostninger ved elektricitet.

En anden form for varmeopbevaring udvikles i South Australia, hvor 1414 -selskabet (14D) brugersmeltet silicium. Processen kan opbevare 500 kWh i en 70 cm terning af smeltet silicium, ca. 36 gange så meget som Teslas powerwall i stort set det samme rum. Det udledes gennem en varme - udvekslingsenhed, såsom en Stirling -motor eller en turbin og genanvender varmen. En enhed på 10 MWh ville koste omkring $ 700.000. (1414 grad er smeltepunktet for silicium.) En demonstrationstess skal være på Aurora Solar Energy Project nær Port Augusta, South Australia.

Også i Australien kaldte et blandet materialeMisicibility Gap Alloy (MGA)Butikker energi i form af varme. MGA består af små blokke af blandede metaller, der modtager energi genereret af vedvarende energikilder som sol og vind, der er overskud til gitterbehovet og opbevarer det i op til en uge. En omkostning på $ 35/kWh er citeret, meget mindre end lithium - ionbatterier, men det har en langsommere responstid end batterier - 15 minutter. Varmen frigøres for at generere damp, potentielt i genanvendt kul - fyrede planter. Virksomheden MGA Thermal blev spundet ud af University of Newcastle, og ved hjælp af et føderalt tilskud bygger et pilotproduktionsanlæg. Det har flere systemer, der er udviklet til temperaturer fra 200 grader til 1400 grader.

En anden form for energilagring er is.IsenergiHar kontrakter fra det sydlige Californien Edison om at levere 25,6 MW termisk energilagring ved hjælp af sit isbjørnsystem, der er knyttet til store klimaanlæg. Dette gør is om natten, når strømbehovet er lav, bruger den derefter til at tilvejebringe afkøling i løbet af dagen i stedet for klimaanlæggets kompressorer, hvilket reducerer den højeste efterspørgsel.

Brintopbevaring

I Tyskland har Siemens bestilt et 6 MW brintopbevaringsanlæg ved hjælp afProton Exchange Membrane (PEM)Teknologi til at konvertere overskydende vindkraft til brint, til brug i brændselsceller eller tilsat til naturgasforsyning. Planten i Mainz er den største PEM -installation i verden. INTARIO, Hydrogenics samarbejdede med tysk nytteværdi E.ON for at skabe en 2 MW PEM -facilitet, der kom online i august 2014, hvilket gjorde vand til brint gennem elektrolyse.

Effektiviteten af ​​elektrolyse til brændselscelle til elektricitet er omkring 50%.

San Diego Gas & Electric arbejder med israelsk gencell for at installere 30 Gencell G5RX tilbage - op brændselsceller på dens stationer. Disse er hydrogen - baseret alkaliske brændselsceller med 5 kW output. De er lavet i Israel og bruges der af Israel Electric Corporation.

Kinetisk opbevaring

SvinghjulOpbevar kinetisk energi og er i stand til titusinder af genopladningscyklusser.

Ontario's ISO har indgået kontrakt om et 2 MW svinghjulsopbevaringssystem fra NRSTOR Inc. Hawaiian Electric Co installerer et 80 kW/320 kWh svinghjulssystem fra Amber Kinetics for sit Oahu Grid, dette er et modul, der potentielt er flere. Normalt bruges svinghjul, der opbevarer kinetisk energi klar til at vende tilbage til elektricitet, til frekvensstyring snarere end energilagring, de leverer energi over en relativt kort periode og kan hver levere op til 150 kWh. Amber Kinetics hævder fire - timesafladningsevne.

Tysklands stornetiske fremstiller Durastor -enheder, der har kapacitet fra de titusinder af Kilowatts op til omkring en megawatt. Anvendelser spænder fra regenerativ bremsning til tog til vindmøllehjælpstjenester.

Den vigtigste anvendelse af svinghjul er i diesel-roterende uafbrudt strømforsyning (DRUPS) sæt - UPS, med 7 - 11 Second Ride - gennem synkron funktion under opstart af en integreret dieselgenerator efter hovedforsyningsfejl. Dette giver tid -e.g.30 sekunder - for normal diesel tilbage - op for at starte.