Armazenamento de eletricidade e energia

Fonte: World - nuclear.org

À medida que as fontes de energia renovável crescem em importância, os sistemas eficientes de armazenamento de energia (ESS) são cruciais para gerenciar a natureza intermitente da energia eólica e solar. As soluções de armazenamento de energia para aplicações de grade estão se tornando cada vez mais comuns entre proprietários de redes, operadores de sistema e usuários finais. Os sistemas de armazenamento de energia permitem uma ampla gama de possibilidades e podem oferecer soluções eficazes para balanceamento de energia, serviços auxiliares e adiamento de investimentos em infraestrutura.

A própria eletricidade não pode ser armazenada em larga escala, mas pode ser convertida em outras formas de energia, que podem ser armazenadas e posteriormente convertidas de volta em eletricidade, conforme necessário. Os sistemas de armazenamento de eletricidade incluem baterias, volantes, ar comprimido e hidrelétrica bombeada. A quantidade total de energia que pode ser armazenada em qualquer sistema é limitada. Sua capacidade de energia é expressa em megawatt - horas (mwh), e seu poder é expresso em megawatts (MW ou MWE). Os sistemas de armazenamento de eletricidade podem ser projetados para fornecer serviços auxiliares ao sistema de transmissão, incluindo controle de frequência, que é o papel principal da grade -, as baterias escala hoje. Vamos dar uma olhada nas diferentes opções de armazenamento abaixo.

Armazenamento de água bombeada

O armazenamento bombeado envolve bombear a água para um reservatório do qual pode ser liberado sob demanda para gerar hidroeletricidade. A eficiência do processo duplo é de cerca de 70%. O armazenamento bombeado compreendeu 95% dos grandes -} de armazenamento de eletricidade em escala no MID - 2016, e 72% da capacidade de armazenamento adicionada em 2014. Hydro bombeado tem a vantagem de ser longo - termo, se necessário. O armazenamento da bateria, no entanto, está sendo implantado amplamente e atingiu cerca de 15,5 GW conectado às redes de eletricidade no final de 2020, de acordo com a AIE. O edifício - armazenamento de energia em escala surgiu em 2014 como uma tendência de tecnologia energética definidora. Este mercado cresceu em 50% ano - no ano -, com lítio - baterias de íons proeminentes, mas as baterias de células de fluxo redox mostram promessas. Esse armazenamento pode ser reduzir a demanda na rede, como backup ou arbitragem de preços.

Os projetos e equipamentos de armazenamento bombeados têm uma vida longa - nominalmente 50 anos, mas potencialmente mais, em comparação com as baterias - 8 a 15 anos. O armazenamento hidrelétrico bombeado é mais adequado para fornecer pico - carga de carga para um sistema compreendendo principalmente combustível fóssil e/ou geração nuclear. Não está tão bem - adequado para preencher para geração intermitente, não programada e imprevisível.

Um relatório do World Energy Council em janeiro de 2016 projetou uma queda significativa no custo para a maioria das tecnologias de armazenamento de energia de 2015 a 2030. As tecnologias de bateria mostraram a maior redução no custo, seguida de térmicos térmicos e supercapacitores latentes sensíveis. As tecnologias da bateria mostraram uma redução de um intervalo de € 100 - 700/mwh em 2015 para € 50 - 190/mwh em 2030 - uma redução de mais de 70% no limite de custo superior nos próximos 15 anos. Enxofre de sódio, ácido chumbo e lítio - tecnologias de íons lideram o caminho de acordo com o WEC. O relatório modela o armazenamento relacionado às plantas eólicas e solares, avaliando o custo de armazenamento de armazenamento nivelado (LCOS) em plantas específicas. Ele observa que o fator de carga e o tempo médio de descarga na potência nominal são um determinante importante dos LCOs, com a frequência do ciclo se tornando um parâmetro secundário. Para Solar - armazenamento relacionado, o caso de aplicativo era de armazenamento diário, com seis - hora de descarga tempo na potência nominal. Para armazenamento relacionado ao vento, o estojo de aplicação foi para armazenamento de dois dias com alta de 24 horas na energia nominal. No primeiro caso, a tecnologia de armazenamento mais competitiva tinha LCOs de € 50-200/MWh. No último caso, os custos nivelados foram maiores e sensíveis ao número de ciclos de alta por ano, e "poucas tecnologias pareciam atraentes".

Após um estudo de dois - da Comissão de Serviços Públicos da Califórnia, o Estado em 2010 aprovou a legislação que exige 1325 MWe de armazenamento de eletricidade (excluindo grande - armazenamento bombeado em escala) até 2024. Em 2013, apresentou o prazo para 2020, depois de 35 MW. A legislação especifica o poder, não a capacidade de armazenamento (MWH), sugerindo que o principal objetivo é o controle de frequência. O objetivo declarado da legislação é aumentar a confiabilidade da rede, fornecendo energia despachável de uma proporção crescente de insumos solares e de vento, substituir a reserva de fiação, fornecer controle de frequência e reduzir os requisitos de capacidade de pico (barbear de pico). Os sistemas de armazenamento podem ser conectados com sistemas de transmissão ou distribuição ou estar atrás do medidor. O foco principal é nos sistemas de armazenamento de energia da bateria (BESS). A arbitragem energética pode aumentar a receita, a compra de - pico e a venda por pico de demanda. O sul da Califórnia Edison em 2014 anunciou planos para 260 MW de armazenamento de eletricidade para compensar o fechamento da usina nuclear de 2150 MWe San Onofre. Enquanto 1,3 GW no contexto da demanda de 50 GW do estado não fornecerá muita energia despachável, foi um grande incentivo para as concessionárias.

O Oregon seguiu a Califórnia e, em 2015, estabeleceu um requisito para concessionárias maiores (PGE e Pacificorp) adquirirem pelo menos 5 MWh de armazenamento até 2020, e a PGE propôs 39 GW em vários locais, custando US $ 50 a US $ 100 milhões. Em junho de 2017, Massachusetts emitiu uma meta de armazenamento de 200 MWh até 2020. Em novembro de 2017, Nova York resolveu definir uma meta de armazenamento para 2030.

Em alguns lugares, o armazenamento bombeado é usado para uniformizar a carga diária de geração, bombeando água para uma barragem de armazenamento alta durante - horário de pico e fins de semana, usando a capacidade de carga de excesso - de baixa -} custa carvão ou fontes nucleares. Durante o horário de pico, essa água pode ser liberada através das turbinas para um reservatório mais baixo para a geração elétrica Hydro -, convertendo a energia potencial em eletricidade. Bomba reversível - turbina/motor - Assembléias geradoras podem atuar como bombas e turbinas*. Os sistemas de armazenamento bombados podem ser efetivos para atender às alterações de pico da demanda devido à rampa rápida - para cima ou rampa - para baixo e lucrativa devido ao diferencial entre os preços de pico e off -} pico por atacado. A principal questão, além da água e da altitude, é redonda - eficiência da viagem, que é de cerca de 70%, portanto, para cada MWh de entrada, apenas 0,7 MWh é recuperado. Além disso, relativamente poucos lugares têm escopo para barragens de armazenamento bombeadas próximas ao local onde a energia é necessária.

As turbinas de Francis são amplamente - usadas para armazenamento bombado, mas têm um limite de cabeça hidráulica de cerca de 600 m.

A maioria da capacidade de armazenamento bombeada está associada à hidrelétrica estabelecida - barragens elétricas nos rios, onde a água é bombeada de volta a uma barragem de alto armazenamento. Tais esquemas hidrelétricos represados ​​podem ser complementados por fora - hidro bombeado do rio. Isso requer pares de pequenos reservatórios em terrenos montanhosos e unidos por um cano com bomba e turbina.

Este esquema do projeto Gordon Butte é típico de Off - armazenamento bombeado para o rio (Gordon Butte)

A Associação Internacional de Hidrelétricas possui uma ferramenta de rastreamento, que mapeia os locais e a capacidade de energia para projetos de armazenamento bombeados existentes e planejados.

O armazenamento bombeado é usado desde a década de 1920 e hoje cerca de 160 GW bombeado armazenamento é instalado em todo o mundo, incluindo 31 GW nos EUA, 53 GW na Europa e Escandinávia, 27 GW no Japão e 23 GW na China. Isso equivale a cerca de 500 GWH para serem armazenados-cerca de 95% do grande armazenamento de eletricidade em meados de 2016 do mundo e 72% dessa capacidade que foi adicionada em 2014. Irena relata que 96 TWH foi utilizado a partir do armazenamento bombeado em 2015.Perspectivas de Energia Mundial 2016Projetos 27 GW de capacidade de armazenamento bombeados sendo adicionados até 2040, principalmente na China, EUA e Europa.

Para Off - rio bombeado hidro, os reservatórios emparelhados normalmente precisam ter uma diferença de altitude de pelo menos 300 metros. As minas subterrâneas abandonadas têm algum potencial como locais. Na região de Leon, na Espanha, Navaleo planeja um sistema hidrelétrico bombeado em uma antiga mina de carvão com uma cabeça de 710m e uma saída de 548 MW, alimentando 1 TWH por ano de volta à grade.

Ao contrário das entradas de vento e solar em um sistema de grade, a geração hidrelétrica é síncrona e, portanto, fornece serviços auxiliares na rede de transmissão, como controle de frequência e fornecimento de energia reativa. Um projeto de armazenamento bombeado normalmente possui 6 a 20 horas de armazenamento de reservatório hidráulico para operação, em comparação com muito menos para as baterias. Os sistemas de armazenamento bombados são tipicamente mais de 100 MWh armazenados em energia.

O armazenamento hidrelétrico bombeado é mais adequado para fornecer pico - carga de carga para um sistema compreendendo principalmente combustível fóssil e/ou geração nuclear a baixo custo. É muito menos adequado para preencher a geração intermitente e não programada, como o vento, onde a disponibilidade de energia excedente é irregular e imprevisível.

A maior instalação de armazenamento bombeada é na Virgínia, EUA, com 3 GW e 30 GWh de energia armazenada. No entanto, instalações úteis podem ser bem pequenas. Eles também não precisam ser suplementares aos principais esquemas hidrelétricos, mas podem usar qualquer diferença de elevação entre reservatórios superior e inferior de mais de 100 metros, se não muito distante. Em Okinawa, a água do mar é bombeada para um penhasco - reservatório superior. Na Austrália, uma mina subterrânea em desuso foi considerada para um reservatório mais baixo. Israel planeja o 344 MW Kokhav Hayarden dois - sistema de reservatório.

Em Montana, EUA, os US $ 1 bilhão, 4 x 100 MW Gordon Butte bombearam o projeto Hydro de armazenamento na parte central do estado, usará o excesso de energia dos 665 MW de turbinas eólicas do estado, embora isso seja menos prematível que Off - potência projetada para suprir a base -}. A absoluta energia construirá o reservatório elevado em uma Mesa 312 metros acima do reservatório inferior a partir de 2018. Espera fornecer 1300 GWh por ano para complementar o vento, com serviços auxiliares.

Na Alemanha, espera -se que o projeto GailDorf Wind and Hydro, perto de Münster

Sistemas de armazenamento de energia da bateria

As baterias armazenam e liberam energia eletroquimicamente. Os requisitos para armazenamento de bateria são alta densidade de energia, alta potência, vida útil longa (carga - ciclos de descarga), alta rodada - eficiência da viagem, segurança e custo competitivo. Outras variáveis ​​são duração da descarga e taxa de carga. Vários compromissos são feitos entre esses critérios, sublinhando as limitações dos sistemas de armazenamento de energia da bateria (BESS) em comparação com fontes de geração despacháveis. Também surge a questão do retorno de energia sobre a energia investida (EROI), que se relaciona agudamente com quanto tempo uma bateria está em serviço e como é a eficiência da viagem redonda -} se mantém durante esse período.

As baterias requerem um sistema de conversão de energia (PCS), incluindo o inversor, para vincular -se a um sistema CA normal. Isso adiciona cerca de 15% ao custo básico da bateria.

Vários projetos de escala megawatt - provaram que as baterias estão bem - adequadas para suavizar a variabilidade da energia dos sistemas eólicos e solares ao longo de minutos e até horas, para curta integração de duração-}. Eles também mostraram que as baterias podem responder com mais rapidez e precisão do que os recursos convencionais, como reservas giratórias e plantas de pico. Como resultado, grandes matrizes de bateria estão se tornando a tecnologia de estabilização de escolha para a integração de renovação de duração curta -. Isso é uma função da potência, não principalmente de armazenamento de energia. A demanda por ela é muito menor do que para armazenamento de energia - a ISO da Califórnia estimou sua demanda de regulamentação de pico de frequência para 2018 a 2000 MW de todas as fontes.

Algumas instalações de bateria substituem a reserva de spinning para curta duração - - up, portanto, opere como máquinas síncronas virtuais usando inversores de formação de grade.

Grades inteligentes Muita discussão sobre armazenamento de bateria está relacionada a grades inteligentes. Uma grade inteligente é uma rede elétrica que otimiza a fonte de alimentação usando informações sobre oferta e demanda. Faz isso com funções de controle em rede de dispositivos com recursos de comunicação, como medidores inteligentes.

Lítio - Baterias de íons armazenamento

Lítio - baterias de íonsEm 2015, foi responsável por 51% de recém -- anunciou a capacidade de armazenamento de energia (ESS) e 86% da capacidade de energia do ESS implantada. Estima -se que 1.653 MW de nova capacidade de ESS foram anunciados em todo o mundo em 2015, com pouco mais de um - terceiro vindo da América do Norte. As baterias de íons de lítio - são a tecnologia mais popular para sistemas de armazenamento de energia distribuídos (Navigant Research). As baterias de íons de lítio - têm uma eficiência de corrente direta de viagem de ida e volta de 95%, caindo para 85% quando a corrente é convertida em corrente alternada para a grade. Eles têm um ciclo de 2000-4000 e uma vida útil de 10 a 20 anos, dependendo do uso.

No nível da família, atrás do medidor*, o armazenamento de bateria está sendo promovido. Existe uma compatibilidade óbvia entre PV solar e baterias, devido a serem DC. Na Alemanha, onde o PV solar possui um fator de capacidade média de 10,7%, 41% das novas instalações fotovoltaicas solares em 2015 foram equipadas com -} armazenamento de bateria, em comparação com 14% em 2014. Este aumento, em relação ao poço da família e da Banco de Desenvolvimento {8- conectado (} {}} (}} (}}} (} (}} conectado a sistemas de PV, é encorajado por) 25% dos gastos de investimento necessários. O KFW exige que a eletricidade PV suficiente seja usada para consumo e armazenamento no local, para que não mais que a metade da saída atinja a rede de transmissão. Dessa forma, alega -se que 1,7 a 2,5 vezes a capacidade solar usual pode ser tolerada pela grade sem sobrecarga. Em 2016, foram relatados 200 MWh de capacidade de armazenamento instalado para a Alemanha.

O PV para famílias e pequenas empresas não faz parte do sistema de distribuição, mas é essencialmente doméstico para as instalações, com muita energia gerada usada lá e algumas possivelmente exportadas para o sistema através do medidor que originalmente media a energia extraída da grade a ser cobrada.

Mais de um - terceiro do 1.5 GW 'armazenamento da bateria' em 2015 foi o lítio - baterias de íons e 22% eram baterias de enxofre -}. A Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) estima que o mundo precisa de 150 GW de armazenamento de baterias para atender à meta desejada de Irena de 45% da energia gerada a partir de fontes renováveis ​​até 2030. No Reino Unido, cerca de 2 GW é necessário para o controle de frequência rápida em um sistema de 45 GWE, e a Grid National gasece £ 160 a 170 milhões de libras por ano. Na Alemanha, o utilitário instalado - armazenamento de bateria em escala aumentou de cerca de 120 MW em 2016 para cerca de 225 MW em 2017.

Um grande BESS é um sistema de íons de 40 MW/20 MWh Toshiba Lithium - no Nishi -}---- sendai no Japão, comissionado no início de 2015, e o San Diego Gas & Electric tem 30 mw/120 mwhium {}}. Também a STEAG Energy Services iniciou um programa de armazenamento de íons de 90 MW - na Alemanha (veja abaixo), e Edison está montando uma instalação de 100 MW em Long Beach, Califórnia.

Na Austrália do Sul, um sistema de íons Tesla 100 MW/129 MWH - foi instalado ao lado do parque eólico de Hornsdale de 309 MWE de Neoen, perto de Jamestown - a Reserva de Energia de Hornsdale (HPR). Cerca de 70 MW da capacidade são contratados para o governo do estado para fornecer estabilidade da rede e segurança do sistema, incluindo serviços auxiliares de controle de frequência (FCAs) através da plataforma Autobidder da Tesla em prazos de seis segundos a cinco minutos. Os outros 30 MW de capacidade têm três horas de armazenamento e são usados ​​como mudança de carga por Neoen para o parque eólico adjacente. Ele se mostrou capaz de uma resposta muito rápida para os FCAs, fornecendo até 8 MW por cerca de 4 segundos antes que os FCAs contratados mais lentos cortem quando a frequência caiu abaixo de 49,8 Hz. Em 2020, o projeto foi expandido em 50 MW/64,5 MWh por US $ 79 milhões, para que agora forneça cerca de metade da inércia virtual necessária no estado para as FCAs.

Existem vários tipos de lítio - bateria de íons, alguns com alta densidade de energia e carregamento rápido para se adequar aos veículos a motor (VEs), outros como fosfato de ferro de lítio (LifePo₄, abreviado como LFP), são mais pesados, menos energia - densos e com vida útil mais longa. Os conceitos para o armazenamento de duração longos - incluem reaproveitar as baterias EV usadas - segundo - baterias vidas.

Sódio - enxofre (NAS) Bapas armazenamento

Sódio - baterias de enxofre (NAS)são usados ​​há 25 anos e estão bem estabelecidos, embora caros. Eles também precisam operar em cerca de 300 graus, o que significa algum consumo de eletricidade quando ocioso. PG&E 2 MW/14 MWH VACA - Dixon Nas Bess System custa cerca de US $ 11 milhões (US $ 5500/kW, em comparação com cerca de US $ 200/kW que PG&E estimou como quebrar - em 2015). A vida útil é de cerca de 4500 ciclos. Redonda - A eficiência da viagem em um teste de mês 18 - foi de 75%. Uma unidade de 4,4 MW/20 MWh está sendo construída por ovelha em Varel na Baixa Saxônia, na Alemanha do Norte, para comissionar no final de 2018 (faz parte de um conjunto - com uma bateria de lítio de 7,5 MW/2,5 MWh, toda a planta custa € 24 milhões.

Armazenamento de baterias de célula de fluxo redox

Baterias de células de fluxo redox(RFBs) desenvolvidos na década de 1970 têm dois eletrólitos líquidos separados por uma membrana para fornecer células positivas e negativas -, cada uma com um eletrodo, geralmente carbono. O diferencial de tensão está entre 0,5 e 1,6 volts em sistemas aquosos. Eles são carregados e descarregados por uma redução reversível - reação de oxidação através da membrana. Durante o processo de carregamento, os íons são oxidados no eletrodo positivo (liberação de elétrons) e reduzidos no eletrodo negativo (captação de elétrons). Isso significa que os elétrons se movem do material ativo (eletrólito) do eletrodo positivo para o material ativo do eletrodo negativo. Ao descarregar, o processo reverte e a energia é liberada. Os materiais ativos são pares redox,i.e.Compostos químicos que podem absorver e liberar elétrons.

As baterias de fluxo redox de vanádio (Vrfb ou V - Flow) usam os múltiplos estados de oxidação do vanádio para armazenar e liberar carga. Eles se adaptam a grandes aplicações estacionárias, com vida longa (aprox . 15, 000 ciclos, ou 'infinita'), descarga total e baixo custo por kWh em comparação com o lítio -} quando ciclados diariamente ou com mais frequência. V - As baterias de fluxo tornam -se mais custos - efetiva quanto maior a duração do armazenamento - geralmente cerca de quatro horas - e maior as necessidades de energia e energia. Diz -se que a escala econômica crossover é de cerca de 400 kWh, além da qual eles são mais econômicos que o lítio -. Eles também operam à temperatura ambiente, por isso são menos propensos a incêndios do que o lítio -. Em custo e escala, os VRFBs têm grandes aplicativos de grade e indústria - até projetos de GWH em vez de MWH.

Com energia e energia RFBS, podem ser escalonados separadamente. A energia determina o tamanho da célula ou o número de células, e a energia é determinada pela quantidade do meio de armazenamento de energia. Os módulos são de até 250 kW e podem ser montados até 100 MW. Isso permite que as baterias de fluxo redox sejam melhor adaptadas a requisitos específicos do que outras tecnologias. Em teoria, não há limite para a quantidade de energia e, muitas vezes, os custos de investimento específicos diminuem com um aumento na taxa de energia/energia, pois o meio de armazenamento de energia geralmente tem custos comparativamente baixos.

Uma planta de 'Peaker' modelo na China possui 100 MWE solar PV com um VRFB de 100 MW/500 MWh.

Uma descoberta geral do julgamento da PG&E foi que, se as baterias devem ser usadas para arbitragem energética, elas devem ser co - localizadas com as fazendas de vento ou solar - geralmente remotas do centro de carga principal. No entanto, para que eles sejam usados ​​para regulamentação de frequência, estão melhor localizados próximos aos centros de carga urbana ou industrial. Como o fluxo de receita de controle de frequência é muito melhor que a arbitragem, as concessionárias normalmente preferem o centro da cidade em vez de locais remotos para ativos que possuem.

Os custos de bateria de íons de lítio - caíram dois terços - entre 2000 e 2015, para cerca de US $ 700/kWh, acionados pelo mercado de veículos e uma redução da metade de custos é prevista para 2015.

As baterias de íons de lítio - podem ser categorizadas pela química de seus catodos. A combinação diferente de minerais dá origem a características significativamente diferentes da bateria:

A faixa de energia de óxido de óxido de alumínio de alumínio de níquel de lítio (NCA) (200-250 wh/kg), alta potência específica, vida útil de 1000 a 1500 ciclos completos. Favorecido em alguns EVs premium (e.g.Tesla), mas mais caro que outras químicas.

Lítio Níquel Manganês Oxido de cobalto (NMC) Faixa de energia específica (140 - 200 wh/kg), Lifetime 1000-2000 ciclos completos. Bateria mais comum usada em veículos elétricos elétricos e plug-in. Menor densidade de energia que a NCA, mas uma vida útil mais longa.

Faixa de energia específica de bateria de fosfato de ferro (LFP) (90 - 140 wh/kg), ciclos completos da vida 2000. Baixa energia específica Uma limitação para uso em VEs de longo alcance. Pode ser favorecido para aplicações estacionárias de armazenamento de energia ou veículos onde o tamanho e o peso da bateria são menos importantes. Relatou ser menos propenso a fuga térmica e incêndios.

Faixa de energia específica de óxido de manganês de lítio (LMO) (100 - 140 wh/kg), ciclos de 1000-1500 ao longo da vida. Química sem cobalto vista como uma vantagem. Usado em bicicletas elétricas e em alguns veículos comerciais.

Armazenamento de supercapacitores

Um capacitor armazena energia por meio de uma carga estática em oposição a uma reação eletroquímica. Os supercapacitores são muito grandes e são usados ​​para armazenamento de energia em ciclos frequentes de carga e descarga em alta corrente e curta duração. Eles evoluíram e atravessam a tecnologia da bateria usando eletrodos e eletrólitos especiais. Eles operam em 2,5 - 2,7 volts e cobram em menos de dez segundos. A descarga é inferior a 60 segundos e a tensão cai progressivamente. A energia específica dos supercapacitores varia até 30wh/kg, muito menos que uma bateria de íon de lítio.

Estabilizadores síncronos rotativos

Para compensar a falta de inércia síncrona na geração de plantas quando há alta dependência de fontes solares e solares, condensadores síncronos (sínconos), também conhecidos como estabilizadores rotativos, podem ser adicionados ao sistema. Eles são usados ​​para controle de frequência e tensão, onde a estabilidade da grade precisa ser aprimorada devido a uma alta proporção de entrada renovável variável. Eles fornecem inércia síncrona confiável e podem ajudar a estabilizar os desvios de frequência, gerando e absorvendo a potência reativa. Eles não são armazenamento de energia no sentido normal e são descritos na página de informações sobre energia e eletricidade renováveis.

Sistemas de bateria em todo o mundo

Europa

A capacidade de armazenamento hidrelétrica não instalada no Non - na Europa atingiu 2,7 gwh no final de 2018 e deve ser de 5,5 GWh até o final de 2020, de acordo com a European Energy Storage Storage. Isso inclui sistemas domésticos, que compreendem mais de um - terceiro de 2019 - 20 adições. A EDF planeja ter 10 GW de armazenamento de bateria em toda a Europa até 2035. Em março de 2020, o total lançou um projeto de bateria de íons de lítio de 25 MW/25 MWh em Mardyck, perto de Dunkirk, para ser "o maior da França".

O primeiro dos seis planejados de 15 MW de lítio planejado de Steag -} em um programa de € 100 milhões e 90 MW foi energizado em junho de 2016 em seu local de demitido em Lünen Coal -} na Alemanha. Para se qualificar para a operação comercial, as baterias precisam responder a chamadas automatizadas dentro de 30 segundos e ser capazes de alimentar - por um mínimo de 30 minutos.

Na Alemanha, a RWE investiu 6 milhões de euros em um sistema de bateria de íons de 7,8 MW/7 MWh -} de íons em seu local de energia Herdecke, perto de Dortmund, onde a concessionária opera uma planta de armazenamento bombeada. Opera desde 2018.

Na Alemanha, um sistema de armazenamento de bateria de íons de 10 MW/10,8 MWh foi comissionado em 2015 em Feldheim, Brandenburg. Possui 3360 módulos de íons de lítio - da LG Chem na Coréia do Sul. A unidade de bateria de 13 milhões de euros armazena energia gerada por um parque eólico local de 72 MW e foi construída para estabilizar a grade da transmissão TSO 50Hertz. Também participa da licitação semanal para a Reserva de Controle Primário.

A RWE planeja um lítio de 45 MW - bateria de íons em sua lingen e um 72 MW em suas usinas de Werne Gerstein até o final de 2022, principalmente para FCAs. A Siemens planeja uma bateria de 200 MW/200 MWh em Wunsiedel, na Baviera, para armazenamento de energia e gerenciamento de pico.

O utilitário holandês Eneco e Mitsubishi, como Enspireme, instalaram um lítio de 48 MW/50 MWh -} bateria de íons em Jardelund, norte da Alemanha. A bateria deve fornecer reserva primária à grade e aumentar a estabilidade da grade em uma região com muitas turbinas eólicas e problemas de congestionamento da grade.

Os operadores alemães de sistemas de bateria que são oferecidos no mercado de Reserva de Controle Primário semanalmente têm recebido um preço médio de € 17,8/MWh durante 18 meses a novembro de 2016.

Na Espanha, Acciona encomendou uma usina eólica com BESS em maio de 2017. A planta da Acciona está equipada com dois sistemas de bateria de íons Samsung Lithium -}, um fornecendo 1 MW/390 kWh e a outra produzindo 0,7 MW/700 kWh, conectada a uma turbina de 390 mw e a grade. Ambos parecem ter resposta de frequência como parte de seu papel.

Em maio de 2016, a Fortum na Finlândia contratou a empresa de baterias francesa SAFT para fornecer um lítio escala de 2 milhões de euros de € 2 milhões -} -} Sistema de armazenamento de energia de bateria de íons para sua usina de Suomenoja como parte do maior projeto piloto de Bess dos países nórdicos. Ele terá uma saída nominal de 2 MW e capaz de armazenar 1 MWh de eletricidade, a ser oferecida ao TSO para regulação de frequência e suavização de saída. É semelhante ao sistema que opera na região de Aube da França, ligando dois parques eólicos, total de 18 MW. A SAFT implantou mais de 80 MW de baterias desde 2012.

No Reino Unido, 475 MW de armazenamento de baterias foram relatados como operacionais em agosto de 2019. Neste, 11 projetos variaram de 10 a 87 MW, a maioria com contratos de resposta de frequência aprimorados.

A Renowables Energy Company Res fornece 55 MW de resposta de frequência dinâmica do armazenamento de bateria de íons de lítio -, para a National Grid. O RES já possui mais de 100 MW/60 MWh de armazenamento de bateria em operação, principalmente na América do Norte.

No Reino Unido, nas Ilhas Orkney, um sistema de armazenamento de bateria de íons de 2 MW/500 kWh - está operando. Esta usina elétrica Kirkwall usa baterias Mitsubishi em dois contêineres de 12,2 milhões de contêineres e armazena energia de turbinas eólicas.

Em Somerset, o Cranborne Energy Storage possui um sistema de armazenamento de íons Tesla Powerpack de 250 kW/500 kWh- associado a um conjunto de PV solar de 500 kW - para cima. A Tesla afirma que os PowerPacks podem ser configurados para fornecer capacidade de energia e energia à rede como um ativo independente, oferecendo regulamentação de frequência, controle de tensão e serviços de reserva de spinning. A unidade padrão do Tesla Industrial Powerpack é de 50 kW/210 kWh, com 88% de eficiência da viagem -.

No Reino Unido, a Statoil encomendou o design de um sistema de bateria de íons de 1 MWh -, Batwind, como armazenamento onshore para o projeto Hywind offshore de 30 MW em Peterhead, Escócia. A partir de 2018, é para armazenar excesso de produção, reduzir custos de equilíbrio e permitir que o projeto regular sua própria fonte de alimentação e capture os preços de pico por meio da arbitragem.

América do Norte

Em novembro de 2016, o Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) relatou um projeto de demonstração de tecnologia de 18 - para explorar o desempenho dos sistemas de armazenamento de bateria que participam dos mercados de eletricidade da Califórnia. O projeto começou em 2014 e utilizou a PG&E 2 MW/14 MWH VACA - Dixon e 4 MW Yerba Buena Sodium - Sistemas de armazenamento de baterias de enxofre para fornecer serviços de energia e serviços de energia independente da Califórnia. O projeto piloto Yerba Buena Bess de US $ 18 milhões foi criado pela PG&E em 2013, com apoio de US $ 3,3 milhões da California Energy Commission. O Vaca-Dixon Bess está associado a uma planta solar PG&E no condado de Solano.

Em 2017, a PG&E utilizará a bateria Yerba Buena para outra demonstração tecnológica que envolve a coordenação do terceiro -} distribuído Recursos Energéticos (DERS) - como solar residencial e comercial - usando inversores inteligentes e armazenamento de bateria, controlados por um sistema de gerenciamento de energia distribuído (Derms).

Em agosto de 2015, a GE foi contratada para construir um sistema de armazenamento de bateria de íons de íons de lítio de 30 MW/20 MWH para parceiros de armazenamento de energia Coachella (CESP) na Califórnia, 160 km a leste de San Diego. A instalação de 33 MW foi concluída pela Zglobal em novembro de 2016 e ajudará a flexibilidade da grade e aumentará a confiabilidade na rede distrital de irrigação imperial, fornecendo rampa solar, regulamentação de frequência, balanceamento de energia e capacidade de partida em preto para uma turbina a gás adjacente.

O San Diego Gas & Electric possui um lítio de 30 MW/120 MWh - ion bess em Escondido, construído pelo AES Storage Energy e constituído por 24 contêineres que abrigam 400.000 baterias da Samsung em quase 20.000 módulos. Ele fornecerá uma demanda de pico noturno e substituirá em parte o armazenamento de gás Aliso Canyon a 200 km ao norte, que teve que ser abandonado no início de 2016 devido a um vazamento maciço. (Foi usado para o pico - carga de geração de gás.)

Instalação de armazenamento de bateria de 30 MW da SDG & E em Escondido, Califórnia. (Foto: San Diego Gas & Electric)

O sul da Califórnia Edison está construindo uma instalação de bateria de 100 MW/400 MWh para comissionar em 2021, compreendendo 80.000 baterias de íons de lítio - em contêineres. Outro projeto Big SCE proposto é um armazenamento de 20 MW/80 MWh para a AltaGas Pomona Energy em seu gás natural de San Gabriel -}.

Um grande projeto é US $ 50 milhões do sul da Califórnia Edison Tehachapi 8 MW/32 MWH LITHIUM - Projeto de armazenamento de bateria de íons em conjunto com um parque eólico de 4500 MWe, usando 10.872 módulos de 56 células cada uma da LG Chem, que pode suprir 8 MW em mais de quatro horas. Em 2016, a Tesla contratou para fornecer um sistema de armazenamento de bateria de íons de 20 MW/80 MWh-} para a subestação Mira Loma da Califórnia da Califórnia Edison, para ajudar a atender à demanda diária de pico.

Um sistema de bateria muito grande foi aprovado para o gás de Vistra - usina de energia de Moss de Moss no Condado de Monterey, Califórnia. Isso pode eventualmente ser de 1500 MW/ 6000 MWh, começando com 182,5 MW/ 730 MWh em 2021. Ele usará 256 unidades de megapack de Tesla'3 MWh. Além disso, os planos são provisórios. A VISTRA está planejando um MW/1200 MWh em outros lugares.

A Tesla é relatada como com o objetivo de ter 50 GWh on -line no início dos anos 2020.

O parque eólico de 98 MW Laurel Mountain, na Virgínia Ocidental, emprega um Multi - use 32 MW/8 MWh grade - conectado. A planta é responsável pela regulamentação de frequência e estabilidade da grade no mercado de PJM, bem como por arbitragem. As baterias de íons de lítio - foram fabricadas pelos sistemas A123 e, quando encomendado em 2011, era o maior lítio - ion bess no mundo.

Em dezembro de 2015, a EDF renovável Energy encomendou seu primeiro projeto BESS na América do Norte, com capacidade flexível de 40 MW (placa de identificação de 20 MW) na rede de grade PJM em Illinois para participar dos mercados de regulamentação e capacidade. O lítio - baterias de íons e eletrônicos de potência foram fornecidos pela BYD America e consistem em 11 unidades de contêiner, totalizando 20 MW. A empresa possui mais de 100 MW de projetos de armazenamento em desenvolvimento na América do Norte.

A E.On North America está instalando dois sistemas de bateria de íons de lítio de 9,9 MW - de duração de lítio para seus parques eólicos de Pyron e Inadale, enquanto os projetos de armazenamento do Texas Waves no oeste do Texas. O objetivo é principalmente para serviços auxiliares. O projeto segue o cavalo de ferro de 10 MW perto de Tucson, Arizona, adjacente a uma matriz solar de 2 MWe.

O SolarCity está usando 272 Tesla PowerPacks (sistema de armazenamento de íons de lítio -) para seu projeto PV solar de 13 MW/ 52 MWh Kaua'i Island no Havaí, para atender à demanda de pico noturno. A energia é fornecida à Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) a 13,9 centavos/kWh por 20 anos. A KIUC também está comissionando um projeto com uma fazenda solar de 28 MWe e um sistema de bateria de 20 MW/100 MWh.

A Toshiba forneceu um grande bess para Hamilton, Ohio, compreendendo uma matriz de 6 mW/ 2 MWh lítio - baterias de íons. A vida útil superior a 10.000 cargas - é reivindicada ciclos de descarga.

A Powin Energy e a Hecate Energy estão construindo dois projetos, totalizando 12,8 MW/52,8 MWh em Ontário, para o operador independente do sistema de eletricidade. Powin's Stack 140 Array de bateria de 2 MWh compreenderá os sistemas, em Kitchener (20 matrizes) e Stratford (6 matrizes).

Um grande utilitário - armazenamento de eletricidade em escala é um 4 MWSódio - Bateria de enxofre (NAS)sistema para fornecer maior confiabilidade e qualidade de energia para a cidade de Presidio, no Texas. Foi energizado no início de 2010 para fornecer as costas rápidas - para a capacidade do vento na grade local do ERCOT. As baterias de enxofre de sódio - são amplamente utilizadas em outros lugares para papéis semelhantes.

Em Anchorage, Alasca, um sistema de bateria de 2 MW/0,5 MWh é complementado por um volante, para ajudar o uso da energia eólica.

Avista Corp, no estado de Washington, noroeste dos EUA, está comprando um 3,6 MWBateria de fluxo redox de vanádio (VRFB)para carregar o equilíbrio com as energias renováveis.

O ISO de Ontário contratou um 2 MWzinco - Bateria de fluxo de ferro redox de ferroda Vizn Energy Systems.

Leste da Ásia

A Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma da China (NDRC) pediu vários 100 MWBateria de fluxo redox de vanádio (VRFB)Instalações até o final de 2020 (bem como um sistema de armazenamento de energia de ar comprimido supercrítico de 10 MW/100 MWh, uma unidade de matriz de armazenamento de energia de energia de 10 MW/1000 MJ, sistemas de armazenamento de energia de bateria de bateria e um novo tipo de grande tipo de dispositivo de armazenamento de sal de salgamento de bateria de grande capacidade).

A Rongke Power está instalando um VRFB de 200 MW/800 MWh em Dalian, China, alegando que é o maior do mundo. É para atender à demanda de pico, reduzir a redução de parques eólicos próximos, aprimorar a estabilidade da grade e fornecer capacidade de início preto a partir de meados - 2019. Rongke planeja 2 GW/YR Saída de fábrica na década de 2020. Pu Neng em Pequim está planejando a produção em larga escala de VRFBs e recebeu um contrato em novembro de 2017 para construir uma unidade de 400 MWh. A Sumitomo forneceu um VRFB de 15mW/60 MWh para a Hepco no Japão, comissionada em 2015.

A energia VRB da China está desenvolvendo vários projetos de bateria de células de fluxo: província de Qinghai, 2 MW/10 MWh para integração do vento; Província de Hubei, integração PV de 10 MW/50 MWh crescendo para 100 MW/500 MWh; Província de Lianlong, integração renovável de 200 MW/800 MWh; Jiangsu 200 MW/1000 MWH integração de vento offshore.

A Hokkaido Electric Power contratou a Sumitomo Electric Industries para fornecer uma grade - Sistema de armazenamento de energia da bateria de fluxo de escala para um parque eólico no norte do Japão. Esta será uma bateria de fluxo redox de vanádio de 17 MW/51 MWH (VRFB) capaz de armazenamento de três horas, vencido on -line em 2022 em Abira, com vida útil de 20 anos. O Hokkaido já opera um VRFB de 15 MW/60 MWh também construído pela Sumitomo Electric, em 2015.

Austrália

Na Austrália do Sul, a Reserva de Power Hornsdale é um sistema de íons Tesla 150 MW/194 MWH - ao lado do Farmo Eólico de Hornsdale 309 de Neoen, perto de Jamestown. Cerca de 70 MW da capacidade são contratados para o governo do estado para fornecer estabilidade da grade e segurança do sistema, incluindo serviços auxiliares de controle de frequência (FCAs). Detalhes mais completos noSistemas de armazenamento de energia da bateriaseção acima.

Em Victoria, a Neoen está construindo a grande bateria vitoriana de 300 MW/450 MWH perto de Geelong. A Neoen possui um contrato de serviços de grade de 250 MW com o operador do mercado de energia australiano (AEMO) para ajudar na estabilidade da grade e "desbloquear mais energia renovável" com o FCAS. A Tesla foi contratada para fornecer e operar o sistema, composto por 210 Tesla Megapacks, esperados on -line até 2022. Durante os testes iniciais no final de julho de 2021, um dos Tesla Megapacks pegou fogo.

A Neoen construiu uma bateria de 20 MW/34 MWh suplementando um parque eólico de 196 MWe em Stawell, em Victoria, para o Bulgana Green Power Hub.

Em Victoria, uma bateria de 30 MW/30 MWh fornecida pela Fluence fica perto de Ballarat e, em Gannawarra, perto de Kerang desde 2018, uma bateria de 25 MW/50 MWH Tesla Powerpack é integrada a uma fazenda solar de 50 MWe.

Na Austrália do Sul, uma fábrica PV solar de 330 MWe é proposta pelo Lyon Group, o esquema de armazenamento solar de Riverland em Morgan, para ser apoiado por uma bateria de 100 MW/400 MWh, com estimativa de custo em US $ 700 milhões e US $ 300 milhões, respectivamente. Perto da mina de barragem olímpica, no norte do estado, o projeto Kingfisher de 120 MW Solar PV mais 100 MW/200 MWH é proposto pelo Lyon Group, provavelmente custa US $ 250 milhões e US $ 150 milhões, respectivamente.

A AGL contratou a Wärtsilä para fornecer uma bateria de fosfato de ferro (LFP) de 250 MW/250 MWh (LFP) em Torrens Island Gas - usada de energia, perto de Adelaide, para uso de 2023. Pode ser expandida para 1000 mWh.

A bateria Big Big Big Big, de 100 MW/100 MWh, está planejada no sul da Austrália em conjunto com o projeto PV Solar Cultana 280 MWE para servir a Whyalla Steelworks da Arrium.

O primeiro utilitário da Austrália - Bateria de fluxo de escala deve ser construído em Neuroodla, 430 km ao norte de Adelaide. Ele será fornecido pela Invinity e terá 2 MW/8 MWH para fornecer suplementos de pico noturno e serviços auxiliares, sendo cobrados por uma matriz solar de 6 MW. Os módulos VRFB individuais são 40 kW.

Em Queensland, em Wandoan South, uma bateria de 100 MW/150 MWh está sendo instalada para a Vena Energy.

Em Queensland, perto de Lakeland, ao sul de Cooktown, uma planta fotovoltaica solar de 10,4 MW deve ser suplementada com 1,4 MW/5,3 mWh de lítio - bateria de íons como borda do conjunto de grade - para cima, com o modo ilha durante o pico noturno. Ele usará a fábrica de solução de armazenamento de energia híbrida do Conger e será previsto on -line em 2017. O projeto de US $ 42,5 milhões reduzirá a necessidade de atualização da grade. O BHP Billiton está envolvido com o projeto como possível protótipo para sites de minas remotas. Outros sistemas estão nas minas de Deglussa e Weipa.

No noroeste da Austrália, uma bateria de íons de 35 MW/11,4 MWh Kokam - está operando desde setembro de 2017 em uma grade privada que serve minas, juntamente com um gás de 178 MWe -} com resposta lenta. Ajudou no controle de frequência e estabilização da grade pequena. Com a adição proposta de 60 MWe de capacidade solar, uma segunda bateria é prevista.

Em Tom Price no Pilbara, uma bateria de 45 MW/12 MWH funciona como uma máquina síncrona virtual, substituindo a reserva de rotação em turbinas a gás. Uma bateria de Hitachi de 50 MW/75 MWh também está sendo instalada. Uma bateria de 35 MW/12 MWh já opera nas proximidades no Monte Newman.

Outros países

Em Ruanda, 2,68 MWh de armazenamento de bateria do Tesvolt da Alemanha é contratada para fornecer - poder para cima poder para a irrigação agrícola, off - grade, usando as células de íons Samsung Lithium - em 4,8 kWh. Tesvolt reivindica 6000 ciclos de cobrança completos com 100% de profundidade de alta ao longo de 30 anos de vida útil.

Outras tecnologias de bateria (que lítio - ion)

Baterias de fluxo de vanádio NB e sódio - baterias de enxofre são descritas na seção Sistemas de armazenamento de energia da bateria acima.

O RedFlow possui uma gama de módulos de bateria de fluxo de brometo de zinco (ZBM), que podem ser instalados em conexão com a oferta intermitente e são capazes de descarga e carga diárias profundas. Eles são mais duráveis ​​que o tipo de íons de lítio -, e a taxa de transferência de energia esperada para unidades ZBM menores varia a 44 MWh. As unidades de bateria de escala (LSB) ({4}}}- compreendem 60 baterias ZBM-3 que fornecem pico de 300 kW, contínuo 240 kW, a 400-800 volts e fornece 660 kWh.

O armazenamento de energia EOS nos EUA usa seu ZnythBateria de zinco aquosacom um cátodo híbrido de zinco e otimizado para suporte à grade de utilidade, fornecendo descarga contínua de 4 a 6 horas. Compreende unidades de 4 kWh que compõem subsistemas de 250 kW/1 MWh e um sistema completo de 1 MW/4 MWh. Em setembro de 2019, a EOS e a Holtec International anunciaram a formação de Power Hi -, uma joint venture para produzir em massa baterias de zinco aquosas para o armazenamento de energia em escala industrial -, incluindo o armazenamento de excesso de energia do Holtec SMR-160 pequenos reatores modulares, para entregar a potência ao molho durante a pico de demanda.

Duke Energy está testando umUltracapacitor híbrido - armazenamento da bateriaSistema (HESS) na Carolina do Norte, próximo a uma instalação solar de 1,2 MW. A bateria de 100 kW/300 kWh usa química aquosa de íons híbridos com eletrólito de água salgada e separador de algodão sintético. Os Ultracapacitores de resposta rápidos - suavizam as flutuações de carga.

Menor - custochumbo - baterias ácidastambém estão em uso generalizado em pequena escala de utilidade, com bancos de até 1 MW sendo usados ​​para estabilizar a geração de energia do parque eólico. Estes são muito mais baratos que o íon de lítio -, alguns são capazes de até 4000 ciclos de descarga profunda e podem ser totalmente reciclados no final da vida. The Ecoult UltraBattery combines a valve-regulated lead-acid (VRLA) battery with an ultracapacitor in a single cell, giving high-rate partial-state-of-charge operation with longevity and efficiency. Um sistema Ultrabattery de 250 kW/1000 kWh com 1280 baterias Ecoult foi comissionado em setembro de 2011 no Projeto de Armazenamento de Energia de Prosperidade do PNM em Albuquerque, Novo México, pela S&C Electric em conexão com um sistema fotovoltaico solar de 500 kW, principalmente para regulamentação de tensão. O maior líder da Austrália - Sistema de armazenamento de baterias ácido é de 3 MW/1,5 MWh em King Island.

Universidade de Stanford está desenvolvendo umAlumínio - bateria de íons, reivindicando baixo custo, baixa inflamabilidade e alta - cobrar capacidade de armazenamento em 7500 ciclos. Possui um ânodo de alumínio e cátodo de grafite, com eletrólito de sal, mas produz apenas baixa tensão.

Doméstico - escala Bess

Em maio de 2015, a Tesla anunciou uma unidade de armazenamento de bateria doméstica de 7 ou 10 kWh para armazenar eletricidade de renováveis, usando baterias de íons de lítio - semelhantes às dos carros da Tesla. Ele fornecerá 2 kW e funciona a 350 - 450 volts. O sistema Powerwall seria vendido aos instaladores a US $ 3000 por uma unidade de 7 kWh ou US $ 3500 por 10 kWh, embora a última opção tenha sido interrompida prontamente e a primeira para o armazenamento de 6,4 kWh e a energia de 3,3 kW. Embora isso seja claramente em escala doméstica, se amplamente adotada, ele terá implicações na grade. A Tesla afirma 15 c/kWh para utilizar o armazenamento, além do custo dessa energia renovável inicialmente, com garantia de 10 anos e 3650 ciclos cobrindo a produção diminuindo para 3,8 kWh no total do quinto, 18.000 kWh.

No Reino Unido, a PowerVault fornece diversas baterias para uso doméstico, principalmente com energia solar fotovoltaica, mas também com o objetivo de economizar com medidores inteligentes. Seu chumbo de 4 kWh - bateria de ácido é o produto mais popular por £ 2900 instalado, embora as baterias reais precisem substituir a cada cinco anos. Um lítio de 4 kWh - unidade de íons custa £ 3900 instalado e outros produtos variam de 2 a 6 kWh, custando até £ 5000 instalados.

Em abril de 2017, a LG Chem estava oferecendo uma variedade de baterias na América do Norte, ambas baixas - e alta - tensão. Possui baterias de 48 volts com baterias 3,3, 6,5 e 9,8 kWh e 400 volts com 7,0 e 9,8 kWh.

Doméstico - lítio de nível - ion bess pode estar sujeito a restrições de incêndio que não perseguem as unidades que estão presas às paredes de uma habitação.

Armazenamento de energia de ar comprimido

O armazenamento de energia com ar comprimido (CAEs) em cavernas geológicas ou minas antigas está sendo testado como uma tecnologia de armazenamento em escala relativamente grande -, usando gás - compressores elétricos ou com os compressores elétricos, sendo o calor adiabático despejado (este é o sistema diabático). Quando liberado (com o pré -aquecimento para compensar o resfriamento adiabático), ele alimenta uma turbina a gás com queima de combustível adicional, sendo o escape usado para pré -aquecer. Se o calor adiabático da compressão for armazenado e usado posteriormente para pré -aquecimento, o sistema será CAES adiabático (a - Caes).

As instalações do CAES podem ter até 300 MW, com cerca de 70% de eficiência. A capacidade do CAES pode equilibrar a produção de um parque eólico ou de 5 a 10 MW de capacidade fotovoltaica solar e torná-la parcialmente despachável. Dois sistemas diabáticos de CAES estão em operação, em Alabama (110 MW, 2860 MWh) e Alemanha (290 MW, 580 MWh), e outros testados ou desenvolveram em outras partes dos EUA.

As baterias têm melhor eficiência do que os CAEs (a saída como proporção de eletricidade de entrada), mas custam mais por unidade de capacidade, e os sistemas CAES podem ser muito maiores.

A Duke Energy e três outras empresas estão desenvolvendo um projeto de 1200 MW, US $ 1,5 bilhão em Utah, auxiliar para um parque eólico de 2100 MW e outras fontes renováveis. Este é o projeto de armazenamento de energia da Intermountain, usando cavernas de sal. É direcionado à duração de 48 horas para a descarga para preencher lacunas intermitências, portanto, aparentemente mais de 50 GWh. O local também pode armazenar energia solar excedente transmitida do sul da Califórnia. Deve ser construído em quatro estágios de 300 MW.

A Gaelectric Energy Storage planeja um projeto CAES 550 GWh/YR em Larne, Irlanda do Norte.

Nos EUA, o projeto Gill Ranch Caes está sendo adaptado para ser uma planta de armazenamento de energia de gás comprimido (CGEs), com gás natural em vez de ser armazenado sob pressão. O gás é armazenado em cerca de 2500 psi e 38 graus. A expansão para a pressão da tubulação de 900 psi requer pré -aquecimento para evitar a formação de água líquida e hidratar.

Toronto Hydro com Hydrostor possui um projeto piloto usando ar comprimido em bexigas 55m subaquáticas no lago Ontário para produzir 0,66 MW em uma hora.

Armazenamento criogênico

A tecnologia funciona resfriando o ar até - 196 graus, quando se transforma em líquido para armazenamento em tanques de pressão isolados -}. A exposição a temperaturas ambientais causa a gaseificação rápida de Re - e a expansão de 700 vezes em volume, usada para acionar uma turbina e criar eletricidade sem combustão. A Highview Power no Reino Unido planeja uma instalação de 'ar' líquida de 50 MW/250 MWh em escala comercial em um local da usina de desuso, baseado em uma planta piloto em Slough e em uma fábrica de demonstração perto de Manchester. A energia pode ser armazenada por semanas (em vez de horas como para as baterias) a um custo nivelado projetado de £ 110/mWh (US $ 142/mwh) por um sistema de 10 horas de 200 MW/2 GWh.

Armazenamento térmico

Conforme descrito na subseção térmica solar do papel de energia renovável da WNA, algumas plantas CSP usamsal fundidopara armazenar energia durante a noite. A Espanha 20 MWE Gemasolar afirma ser a primeira base do mundo no mundo - carrega a planta CSP, com 63% de fator de capacidade. A fábrica de 200 MWE Andasol da Espanha também usa armazenamento de calor de sal fundido, assim como Solana de 280 MWe da Califórnia.

Um desenvolvedor de reator de sal fundido (MSR), Moltex, apresentou um conceito de armazenamento de calor de sal fundido (GridReserve) para complementar as renováveis ​​intermitentes. O Moltex sugere um reator de sal estável de 1000 MWe em execução continuamente, desviando o calor em cerca de 600 graus em períodos de baixa demanda para armazenamento de sal de nitrato (conforme usado em plantas solares de CSP). Durante períodos de alta demanda, a potência pode ser dobrada para 2000 MWE usando o calor armazenado por até oito horas. Alega -se que a loja de calor adiciona apenas £ 3/mwh ao custo nivelado da eletricidade.

Outra forma de armazenamento de calor está sendo desenvolvida no sul da Austrália, onde a empresa 1414 (14d) está usandosilício fundido. O processo pode armazenar 500 kwh em um cubo de 70 cm de silício derretido, cerca de 36 vezes mais que o Powerwall de Tesla no mesmo espaço. Ele descarrega através de um dispositivo de troca de calor -}, como um motor Stirling ou uma turbina e recicla o calor. Uma unidade de 10 MWh custaria cerca de US $ 700.000. (1414 graus é o ponto de fusão do silício.) Uma demonstração de Tess deve estar no projeto Aurora Solar Energy, perto de Port Augusta, Austrália do Sul.

Também na Austrália, um material combinado chamadoAlia de lacunas de desnecessário (MGA)armazena energia na forma de calor. A MGA compreende pequenos blocos de metais misturados, que recebem energia gerada por renováveis, como solar e vento, que é excedente para a demanda de grade e armazená -la por até uma semana. Um custo de US $ 35/kWh é citado, muito menor que as baterias de íons de lítio -, mas tem um tempo de resposta mais lento que as baterias - 15 minutos. O calor é liberado para gerar vapor, potencialmente no carvão reaproveitado - plantas disparadas. A empresa MGA térmica foi feita da Universidade de Newcastle e, usando uma concessão federal, está construindo uma fábrica piloto. Possui vários sistemas sendo desenvolvidos para temperaturas de 200 a 1400 graus.

Outra forma de armazenamento de energia é o gelo.Energia de gelopossui contratos do sul da Califórnia Edison para fornecer 25,6 MW de armazenamento de energia térmica usando seu sistema de urso de gelo, anexado a grandes unidades de ar condicionado. Isso produz gelo à noite, quando a demanda de energia é baixa e depois o usa para fornecer resfriamento durante o dia, em vez dos compressores de ar condicionado, reduzindo assim o pico de demanda.

Armazenamento de hidrogênio

Na Alemanha, a Siemens encomendou uma planta de armazenamento de hidrogênio de 6 MW usandoMembrana de troca de prótons (PEM)Tecnologia para converter o excesso de energia eólica em hidrogênio, para uso em células de combustível ou adicionado ao suprimento de gás natural. A fábrica em Mainz é a maior instalação do PEM do mundo. Em Ontário, a Hidrogenia fez parceria com a Utility E.ON alemã para criar uma instalação PEM de 2 MW que ficou on -line em agosto de 2014, transformando água em hidrogênio através da eletrólise.

A eficiência da eletrólise na célula de combustível para a eletricidade é de cerca de 50%.

A San Diego Gas & Electric está trabalhando com a Israel Gencell para instalar 30 GENCELL G5RX BACK - UP Cells Fuel em suas subestações. Estes são hidrogênio - células de combustível alcalina baseadas em 5 kW. Eles são fabricados em Israel e usados ​​lá pela Israel Electric Corporation.

Armazenamento cinético

VolantesArmazene energia cinética e é capaz de dezenas de milhares de ciclos de recarga.

A Ontário's ISO contratou um sistema de armazenamento de volante de 2 MW da Nrstor Inc. A Hawaiian Electric Co está instalando um sistema de volante de 80 kW/320 kWh da Amber Kinetics para sua grade de Oahu, sendo um um módulo potencialmente de vários. Normalmente, os volantes, armazenando energia cinética prontos para voltar à eletricidade, são usados ​​para controle de frequência, em vez de armazenamento de energia, eles fornecem energia por um período relativamente curto e podem fornecer até 150 kWh. Amber Kinetics reivindica quatro - capacidade de descarga de hora.

As unidades de durastor fabricantes da Alemanha que têm capacidades das dezenas de Kilowatts até cerca de um megawatt. As aplicações variam de frenagem regenerativa para trens a serviços auxiliares do parque eólico.

O uso principal de flywwwheels está no diesel rotativo ininterrupto fonte de alimentação (drupps) set - UPS, com 7 - 11 Segundo passeio - através da função síncrona durante a inicialização de um gerador de diesel integrado após a falha do suprimento de moldes. Isso dá tempo -e.g.30 segundos - para o diesel normal - up para iniciar.