El- och energilagring

Källa: World - Nuclear.org

När förnybara energikällor växer i betydelse är effektiva energilagringssystem (ESS) avgörande för att hantera vind- och solkraftens intermittenta natur. Energilagringslösningar för nätapplikationer blir allt vanligare bland nätägare, systemoperatörer och slutanvändare. Energilagringssystem möjliggör ett brett utbud av möjligheter och kan erbjuda effektiva lösningar för energibalansering, tillhörande tjänster och uppskjutningen av infrastrukturinvesteringar.

Elektricitet i sig kan inte lagras i stor skala, men den kan omvandlas till andra former av energi, som kan lagras och senare omvandlas tillbaka till el efter behov. Ellagringssystem inkluderar batterier, svänghjul, tryckluft och pumpad hydro. Den totala mängden energi som kan lagras i alla system är begränsad. Dess energikapacitet uttrycks i megawatt - timmar (MWH), och dess kraft uttrycks i megawatt (MW eller MWE). Ellagringssystem kan utformas för att tillhandahålla tillhörande tjänster till transmissionssystemet, inklusive frekvensstyrning, som är den primära rollen för rutnät - skala batterier idag. Låt oss titta närmare på de olika lagringsalternativen nedan.

Pumpad vattenlagring

Pumpad lagring innebär att pumpa vatten uppåt till en behållare från vilken den kan släppas på begäran för att generera vattenkraft. Effektiviteten för den dubbla processen är cirka 70%. Pumpad lagring omfattade 95% av världens stora - skala elektricitetslagring i mitten - 2016 och 72% av lagringskapaciteten som läggs till 2014. Pumpad hydro har fördelen att vara lång -} termin vid behov. Batterilagring distribueras emellertid i stor utsträckning och nådde cirka 15,5 GW anslutna till elektricitetsnät i slutet av 2020, enligt IEA. Byggande - Skala kraftlagring dök upp 2014 som en definierande energitekniktrend. Denna marknad har vuxit med 50% år - på - år, med litium - jonbatterier framträdande men redoxflödescellbatterier visar löfte. Sådan lagring kan vara att minska efterfrågan på nätet, som säkerhetskopiering eller för prisarbitrage.

Pumpade lagringsprojekt och utrustning har en lång livslängd - nominellt 50 år men potentiellt mer, jämfört med batterier - 8 till 15 år. Pumpad hydrolagring är bäst lämpad för att tillhandahålla topp - lastkraft för ett system som omfattar mestadels fossilt bränsle och/eller kärnkraftsgenerering. Det är inte så bra - som passar för att fylla i för intermittent, oplanerad och oförutsägbar generation.

En rapport om World Energy Council i januari 2016 beräknade en betydande minskningskostnad för majoriteten av energilagringsteknologier från och med 2015 till 2030. Batteriteknologier visade den största minskningen av kostnaden, följt av förnuftig termisk, latenta termiska och superkondensatorer. Batteriteknologier visade en minskning från ett intervall av € 100 - 700/MWh 2015 till € 50 - 190/MWh 2030 - en minskning med över 70% i den övre kostnadsgränsen under de kommande 15 åren. Natriumsvavel, blysyra och litium - ion -teknik leder vägen enligt WEC. Rapportmodellerna lagring relaterade till både vind- och solanläggningar, bedömning av de resulterande nivåer av lagringskostnader (LCO) i synnerhet anläggningar. Den noterar att lastfaktorn och den genomsnittliga urladdningstiden vid nominell effekt är en viktig determinant för LCO: erna, där cykelfrekvensen blir en sekundär parameter. För Solar - Relaterad lagring var ansökningsfallet daglig lagring, med sex - timme urladdningstid vid nominell kraft. För vindrelaterad lagring var ansökningsfallet för två-dagars lagring med 24 timmars urladdning vid nominell kraft. I det tidigare fallet hade den mest konkurrenskraftiga lagringstekniken LCOS på € 50-200/MWH. I det senare fallet var nivåiserade kostnader högre och känsliga för antalet urladdningscykler per år, och "få tekniker verkade attraktiva."

Efter en två -årsstudie med två - antog staten 2010 lagstiftningen som krävde 1325 MWE ellagring (exklusive stort - skala pumpad lagring) år 2024. 2013 förde den fram till 2020, och hade sedan 35 MW totalt. Lagstiftningen specificerar makt, inte lagringskapacitet (MWH), vilket antyder att huvudsyftet är frekvenskontroll. Det angivna syftet med lagstiftningen är att öka rutnätets tillförlitlighet genom att tillhandahålla sändningsbar kraft från en ökande andel sol- och vindingångar, ersätta spinnreservat, tillhandahålla frekvensstyrning och minska toppkapacitetskraven (topprakning). Lagringssystemen kan anslutas till antingen transmission eller distributionssystem eller ligga bakom mätaren. Huvudfokuset är på Battery Energy Storage Systems (BESS). Energi arbitrage kan förbättra intäkterna, köpa av - topp och sälja för hög efterfrågan. Södra Kalifornien Edison tillkännagav 2014 planer för 260 MW ellagring för att kompensera stängningen av 2150 MWE San Onofre kärnkraftverk. Medan 1,3 GW i samband med statens 50 GW -efterfrågan inte kommer att ge mycket skickbar makt, var det ett stort incitament för verktygen.

Oregon följde Kalifornien, och fastställde 2015 ett krav på större verktyg (PGE och Pacificorp) för att skaffa minst 5 MWH lagrings år 2020, och PGE föreslog 39 GW på flera platser, vilket kostade $ 50 till $ 100 miljoner. I juni 2017 utfärdade Massachusetts ett mål på 200 MWH -lagring fram till 2020. I november 2017 beslutade New York att sätta ett lagringsmål för 2030.

På vissa platser används pumpad lagring för att jämna ut den dagliga genererande belastningen genom att pumpa vatten till en hög lagringsdamm under OFF - topptimmar och helger, med överskottsbasen - lastkapacitet från låg - kostar kol eller kärnkraft. Under högtiderna kan detta vatten släppas genom turbinerna till en lägre reservoar för hydro - elektrisk generation och omvandlar den potentiella energin till el. Reversibel pump - Turbin/motor - Generatoraggregat kan fungera som både pumpar och turbiner*. Pumpade lagringssystem kan vara effektiva för att möta topp efterfrågan på efterfrågan på grund av snabb ramp - upp eller ramp - ner, och lönsam på grund av skillnaden mellan topp och av - topp grossistpriser. Huvudfrågan bortsett från vatten och höjd är rund - reseffektivitet, som är cirka 70%, så för varje MWh ingång återvinns endast 0,7 MWh. Dessutom har relativt få platser utrymme för pumpade lagringsdammar nära där kraften behövs.

Francis -turbiner är allmänt - som används för pumpad lagring men har en hydraulisk huvudgräns på cirka 600 m.

De flesta pumpade lagringskapaciteter är förknippade med etablerad hydro - elektriska dammar på floder, där vatten pumpas tillbaka till en hög förvaringsdamm. Sådana dammade hydro -scheman kan kompletteras av OFF - River Pumped Hydro. Detta kräver par små reservoarer i kuperad terräng och förenas med ett rör med pump och turbin.

Detta schema av Gordon Butte -projektet är typiskt för OFF - River Pumped Storage (Gordon Butte)

International Hydropower Association har ett spårningsverktyg som kartlägger platser och kraftkapacitet för befintliga och planerade pumpade lagringsprojekt.

Pumpad lagring har använts sedan 1920 -talet och idag installeras cirka 160 GW -pumplagring över hela världen, inklusive 31 GW i USA, 53 GW i Europa och Skandinavien, 27 GW i Japan och 23 GW i Kina. Detta uppgår till cirka 500 GWH som kan lagras-cirka 95% av världens stora - skala elektricitetslagring i mitten av 2016 och 72% av den kapaciteten som lades till 2014. IRENA rapporterar att 96 TWH användes från Pumped-lagring 2015. Internationella energibyrånsWorld Energy Outlook 2016Projekt 27 GW pumpad lagringskapacitet läggs till 2040, främst i Kina, USA och Europa.

För off - floden pumpade hydro de parade reservoarerna behöver normalt ha en höjdskillnad på minst 300 meter. Övergivna underjordiska gruvor har viss potential som platser. I Spaniens Leon -region planerar Navaleo ett pumpat hydro -system i en tidigare kolgruva med en 710m huvud och 548 MW -utgång, som matar 1 TWh per år tillbaka i nätet.

Till skillnad från vind- och solingångar till ett nätsystem är hydroproduktion synkron och tillhandahåller därför tillhörande tjänster i transmissionsnätverket såsom frekvensstyrning och tillhandahållande av reaktiv kraft. Ett pumpat lagringsprojekt har vanligtvis 6 till 20 timmars hydraulisk reservoarlagring för drift, jämfört med mycket mindre för batterier. Pumpade lagringssystem är vanligtvis över 100 MWh lagrade energi.

Pumpad hydrolagring är bäst lämpad för att tillhandahålla topp - lastkraft för ett system som omfattar mestadels fossilt bränsle och/eller kärnkraftsgenerering till låg kostnad. Det är mycket mindre lämpat att fylla i för intermittent, oplanerad generation som vind, där överskottstillgängligheten är oregelbunden och oförutsägbar.

Den största pumpade lagringsanläggningen är i Virginia, USA, med 3 GW -kapacitet och 30 GWH lagrad energi. Emellertid kan användbara anläggningar vara ganska små. De behöver inte heller vara kompletterande med stora vattenkraftsystem, men kan använda någon skillnad i höjd mellan övre och nedre reservoarer på över 100 meter om inte för långt ifrån varandra. I Okinawa pumpas havsvatten till en klippa - Top Reservoir. I Australien ansågs en nedlagd underjordisk gruva för en lägre reservoar. Israel planerar 344 MW Kokhav Hayarden Two - Reservoir System.

I Montana, USA kommer de 1 miljard dollar, 4 x 100 MW Gordon Butte Pumped Storage Hydro Project i den centrala delen av staten att använda överskottskraft från statens 665 MWE av vindkraftverk, även om detta är mindre förutsägbart än OFF - Peak Power utformad för att leverera bas -} belastning. Absaroka Energy kommer att bygga den förhöjda reservoaren på en MESA 312 meter över den nedre behållaren från 2018. Den räknar med att leverera 1300 GWh per år för att komplettera vind, med tillhörande tjänster.

I Tyskland förväntas Gaildorf Wind and Hydro -projektet nära Münster vara i drift under 2018. Det omfattar 13,6 MWE vindkraftverk och 16 MWE hydrokapacitet från pumpad lagring.

Batterilagringssystem

Batterier lagrar och släpper energi elektrokemiskt. Kraven för batterilagring är hög energitäthet, hög effekt, lång livslängd (laddning - urladdningscykler), hög runda - reseffektivitet, säkerhet och konkurrenskraftiga kostnader. Andra variabler är urladdningstid och laddningshastighet. Olika kompromisser görs mellan dessa kriterier, vilket understryker begränsningarna i Battery Energy Storage Systems (BESS) jämfört med utsändbara generationskällor. Frågan om energiavkastning på energiinvesterad energi (EROI) uppstår också, vilket akut hänför sig till hur länge ett batteri är i tjänst och hur dess runda - reseffektivitet håller upp under den perioden.

Batterier kräver ett kraftkonverteringssystem (PCS) inklusive inverterare för att länka till ett normalt AC -system. Detta lägger till cirka 15% till den grundläggande batterikostnaden.

Olika megawatt - skala projekt har visat att batterier är väl - som passar för att jämna ut variationen i kraft från vind- och solsystem under minuter och till och med timmar, för kort - varaktighetsintegration av dessa förnybara energikällor till ett rutnät. De visade också att batterier kan svara snabbare och exakt än konventionella resurser som snurrreserver och toppanläggningar. Som ett resultat blir stora batteridriser den stabiliseringstekniken som valts för korta - varaktighets renabler integration. Detta är en funktion av kraft, inte främst energilagring. Efterfrågan på det är mycket lägre än för energilagring - Kalifornien ISO uppskattade sin toppfrekvensförordningsbehov för 2018 vid 2000 MW från alla källor.

Vissa batteriinstallationer ersätter spinnreserv för kort - Varaktighet tillbaka - upp, så fungerar som virtuella synkrona maskiner med nätformningsinverterare.

Smarta rutnät Mycket diskussion om batterilagring är i samband med smarta rutnät. Ett smart rutnät är ett elnät som optimerar strömförsörjningen genom att använda information om både utbud och efterfrågan. Det gör detta med nätverksstyrningsfunktioner för enheter med kommunikationsfunktioner som smarta mätare.

Litium - jonbatterier lagring

Litium - jonbatterier2015 stod för 51% av nyligen - tillkännagivna energilagringssystem (ESS) kapacitet och 86% av utplacerad ESS -kraftkapacitet. Uppskattningsvis 1 653 MW ny ES -kapacitet tillkännagavs runt om i världen 2015, med drygt en - tredje som kommer från Nordamerika. Litium - Jonbatterier är den mest populära tekniken för distribuerade energilagringssystem (Navigant Research). Litium - Jonbatterier har en 95% rundtur likströmseffektivitet, faller till 85% när strömmen omvandlas till växlande ström för nätet. De har en 2000-4000 cykel och 10-20 års livslängd, beroende på användning.

På hushållsnivå, bakom mätaren*, marknadsförs batterilagring. Det finns uppenbar kompatibilitet mellan solenergi och batterier på grund av att de är DC. In Germany, where solar PV has an average 10.7% capacity factor, 41% of new solar PV installations in 2015 were equipped with back-up battery storage, compared with 14% in 2014. This increase, in both household and grid-connected PV systems, is encouraged by the KfW Development Bank, which arranges low-interest government loans and payback assistance covering up to 25% av de nödvändiga investeringsutgifterna. KFW kräver att tillräcklig PV -elektricitet används för konsumtion och lagring på plats så att högst hälften av utgången når transmissionsnätverket. På detta sätt hävdas att 1,7 till 2,5 gånger den vanliga solkapaciteten kan tolereras av nätet utan överbelastning. 2016 rapporterades 200 MWH installerad lagringsförmåga för Tyskland.

Hushåll och småföretag PV är inte en del av distributionssystemet utan är i huvudsak inhemskt för lokalerna, med mycket genererad kraft som används där och vissa eventuellt exporteras till systemet genom mätaren som ursprungligen mätte kraft som dras från nätet som ska laddas för.

Över en - tredje av 1,5 GW 'batterilagring' 2015 var litium - jonbatterier, och 22% var natrium - svavelbatterier. International Renewable Energy Agency (IRENA) uppskattar att världen behöver 150 GW av batterilagring för att uppfylla Irena önskade mål på 45% av kraften som genereras från förnybara källor till 2030. I Storbritannien krävs cirka 2 GW för snabb frekvenskontroll i ett 45 GWE -system, och National Grid spenderar £ 160 till £ 170 miljoner per år på detta. I Tyskland ökade installerat verktyg - Batterilagring från cirka 120 MW 2016 till cirka 225 MW 2017.

En stor BESS är ett 40 MW/20 MWh Toshiba litium - ion -system vid Tohoku Electric Power Company's Nishi - Sendai Substation i Japan, uppdrag tidigt i 2015, och San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWH LITHIUM {}} ion i ESCOND, Kalifornien. Steag Energy Services har också startat ett 90 MW litium - ion lagringsprogram i Tyskland (se nedan), och Edison inrättar en 100 MW -anläggning i Long Beach, Kalifornien.

I South Australia installerades ett Tesla 100 MW/129 MWh litium - ion -system bredvid Neoen's 309 MWE Hornsdale vindkraftpark nära Jamestown - Hornsdale Power Reserve (HPR). Cirka 70 MW av kapaciteten är kontrakterad till statsregeringen för att tillhandahålla nätstabilitet och systemsäkerhet, inklusive frekvenskontroll tillhörande tjänster (FCA) genom Teslas självbidragsplattform inom tidsramar på sex sekunder till fem minuter. Den andra 30 MW kapacitet har tre timmars lagring och används som lastskiftning av Neoen för den angränsande vindparken. Det har visat sig kunna mycket snabbt svar för FCA: er och levererade upp till 8 MW i cirka 4 sekunder innan långsammare kontrakterade FCAS nedskärning när frekvensen sjönk under 49,8 Hz. År 2020 utvidgades projektet med 50 MW/64,5 MWH för 79 miljoner dollar så att det nu ger ungefär hälften av den virtuella tröghet som krävs i staten för FCA.

Det finns flera typer av litium - jonbatteri, några med hög energitäthet och snabb laddning för att passa motorfordon (EV), andra som litiumjärnfosfat (LifePo₄, förkortade som LFP), är tyngre, mindre energi - tät och med längre cykellivslängd. Koncept för långa - Varaktighet Lagring inkluderar återanvända använda EV -batterier - andra - Life -batterier.

Natrium - svavel (NAS) batterier förvaring

Natrium - svavelbatterier (NAS)har använts i 25 år och är väl etablerade, även om de är dyra. De måste också arbeta på cirka 300 grader, vilket innebär viss elförbrukning när den är inaktiv. PG & E: s 2 MW/14 MWh Vaca - Dixon NAS BESS -system kostar cirka 11 miljoner dollar ($ 5500/kW, jämfört med cirka $ 200/kW som PG&E uppskattade vara paus - till och med kostnad 2015). Servicelivet är cirka 4500 cykler. Rund - Tripeffektivitet i en 18 - Månadstest var 75%. En 4,4 MW/20 MWH-enhet byggs av EWE på Varel i Lower Sachsen, North Germany för att beställa sent 2018. (Det är en del av en uppsättning - upp med en 7,5 MW/2,5 MWh litium-jonbatteri, hela anläggningen kostar 24 miljoner euro.)

Redoxflödescellbatterier

Redoxflödescellbatterier(RFBS) som utvecklats på 1970 -talet har två flytande elektrolyter separerade med ett membran för att ge positiva och negativa halva - celler, var och en med en elektrod, vanligtvis kol. Spänningsskillnaden är mellan 0,5 och 1,6 volt i vattenhaltiga system. De laddas och släpps av en reversibel reduktion - oxidationsreaktion över membranet. Under laddningsprocessen oxideras joner vid den positiva elektroden (elektronfrisättning) och reduceras vid den negativa elektroden (elektronupptag). Detta innebär att elektronerna rör sig från det aktiva materialet (elektrolyt) av den positiva elektroden till det aktiva materialet i den negativa elektroden. Vid urladdning släpps processen och energi. De aktiva materialen är redoxpar,i.e.Kemiska föreningar som kan absorbera och frigöra elektroner.

Vanadium Redox Flow -batterier (VRFB eller V - flöde) Använd flera oxidationstillstånd i vanadium för att lagra och släppa laddning. De passar stora stationära applikationer, med lång livslängd (ca . 15, 000 cykler, eller 'oändliga'), full urladdning och låg kostnad per kWh jämfört med litium - jon när den cyklas dagligen eller oftare. V - Flödesbatterier blir mer kostnad - effektiv desto längre lagringsvaraktighet - ofta cirka fyra timmar - och desto större kraft och energibehov. Crossover Economic Scale sägs vara cirka 400 kWh -kapacitet, utöver vilken de är mer ekonomiska än litium - ion. De arbetar också vid omgivningstemperatur, så är mindre benägna att bränder än litium - ion. På kostnad och skala har VRFB: s stora nät- och branschapplikationer - upp till GWH -projekt snarare än MWH.

Med RFB: er kan energi och kraft skalas separat. Kraften bestämmer cellstorleken eller antalet celler, och energin bestäms av mängden energilagringsmedium. Modulerna är upp till 250 kW och kan monteras upp till 100 MW. Detta gör att redoxflödesbatterier kan anpassas till särskilda krav än andra tekniker. I teorin finns det ingen gräns för mängden energi, och ofta minskar de specifika investeringskostnaderna med en ökning av energi/effektförhållandet, eftersom energilagringsmediet vanligtvis har relativt låga kostnader.

En modell "Peaker" -anläggning i Kina har 100 MWE Solar PV med en 100 MW/500 MWH VRFB.

Ett allmänt fynd från PG & E -försöket var att om batterier ska användas för energigritrage, bör de vara co - som ligger med vinden eller solgårdarna - ofta avlägsna från huvudbelastningscentret. Men om de ska användas för frekvensreglering är de bättre belägna nära de urbana eller industriella belastningscentra. Eftersom inkomstströmmen för frekvenskontroll är mycket bättre än arbitrage, kommer verktyg normalt att föredra centrum snarare än avlägsna platser för tillgångar de äger.

Litium - jonbatterikostnader har sjunkit med två - tredjedelar mellan 2000 och 2015, till cirka $ 700/kWh, drivs av fordonsmarknaden och en ytterligare halvering av kostnaden förutsags till 2025. Power -konverteringssystem (PCS) har inte sjunkit till samma pris, och i 2015 tillagda cirka 15% till 1525. Power -konverteringssystem (PCS) har inte sjunkit till samma pris, och i 2015 tilllade 15% till 15% till Non {{{}} -kostnader.

Litium - Jonbatterier kan kategoriseras av kemin i deras katoder. Den olika kombinationen av mineraler ger upphov till betydligt olika batteriegenskaper:

Litiumnickel-koboltaluminiumoxid (NCA) batteri-Specifikt energiområde (200-250 wh/kg), hög specifik effekt, livslängd 1000 till 1500 fulla cykler. Gynnade i vissa premium EVs (e.g.Tesla), men dyrare än andra kemister.

Litium nickel mangan koboltoxid (NMC) batteri-specifikt energiområde (140 - 200 wh/kg), livstid 1000-2000 fulla cykler. Det vanligaste batteriet som används i elektriska och plug-in hybridelektriska fordon. Lägre energitäthet än NCA, men längre livslängd.

Litiumjärnfosfat (LFP) batteri - Specifikt energiområde (90 - 140 wh/kg), livstid 2000 fulla cykler. Låg specifik energi En begränsning för användning i långväga EV. Kan gynnas för stationära energilagringsapplikationer eller fordon där batteriets storlek och vikt är mindre viktiga. Rapporteras vara mindre benägna att termiska sprängningar och bränder.

Litium manganoxid (LMO) batteri-Specifikt energiområde (100 - 140 wh/kg), livslängd 1000-1500 cykler. Koboltfri kemi ses som en fördel. Används i elektriska cyklar och vissa kommersiella fordon.

Supercapacitors Storage

En kondensator lagrar energi med hjälp av en statisk laddning i motsats till en elektrokemisk reaktion. Superkondensatorer är mycket stora och används för energilagring som genomgår ofta laddnings- och urladdningscykler med hög ström och kort varaktighet. De har utvecklats och korsat in i batteriteknologi genom att använda speciella elektroder och elektrolyt. De arbetar med 2,5 - 2,7 volt och laddar på under tio sekunder. Urladdning är under 60 sekunder och spänningen tappar gradvis av. Den specifika energin hos superkapacitatorer varierar upp till 30WH/kg, mycket mindre än ett litiumjonbatteri.

Roterande synkrona stabilisatorer

För att kompensera för bristen på synkron tröghet vid generering av växter när det finns högt beroende av vind- och solkällor, kan synkrona kondensatorer (synkoner), även kända som roterande stabilisatorer, läggas till systemet. De används för frekvens- och spänningsstyrning där nätstabilitet måste förbättras på grund av en hög andel av variabel förnybar ingång. De tillhandahåller pålitlig synkron tröghet och kan hjälpa till att stabilisera frekvensavvikelser genom att generera och absorbera reaktiv kraft. Dessa är inte energilagring i normal mening och beskrivs på informationssidan om förnybar energi och el.

Batterisystem över hela världen

Europa

Totalt installerat icke - Hydrolagringskapacitet i Europa nådde 2,7 GWH i slutet av 2018 och beräknas vara 5,5 GWH i slutet av 2020, enligt European Energy Storage Association. Detta inkluderar hushållssystem, som består av mer än en - tredje av 2019 - 20 tillägg. EDF planerar att ha 10 GW batterilagring över hela Europa år 2035. I mars 2020 lanserade totalt ett 25 MW/25 MWH litiumjonbatteriprojekt vid Mardyck nära Dunkirk, för att vara "den största i Frankrike".

Den första av Steags sex planerade 15 MW litium - ion -enheter på ett 100 miljoner euro, 90 MW -program aktiverades i juni 2016 vid sitt Lünen kol - avfyrad plats i Tyskland. För att kvalificera sig för kommersiell drift måste batterierna svara på automatiserade samtal inom 30 sekunder och kunna mata - in i minst 30 minuter.

I Tyskland har RWE investerat 6 miljoner euro i en 7,8 MW/7 MWh litium - ion batterisystem på sin Herdecke -kraftverksplats nära Dortmund, där verktyget driver en pumpad lagringsanläggning. Det har fungerat sedan 2018.

I Tyskland beställdes ett 10 MW/10,8 MWh litium - ion batterilagringssystem 2015 i Feldheim, Brandenburg. Den har 3360 litium - jonmoduler från LG Chem i Sydkorea. Den 13 miljoner euro batterienheten lagrar kraft som genereras av en lokal 72 MW vindpark och byggdes för att stabilisera rutnätet för TSO 50Hertz -överföringen. Det deltar också i den veckovisa anbudet för primär kontrollreserv.

RWE planerar en 45 MW litium - jonbatteri vid sitt Lingen och en 72 MW en vid sina Werne Gerstein kraftverk i slutet av 2022, främst för FCA. Siemens planerar ett 200 MW/200 MWh -batteri vid Wunsiedel i Bayern för energilagring och topphantering.

Holländskt nytta Eneco och Mitsubishi, som Enspireme, har installerat en 48 MW/50 MWH litium - ionbatteri i Jardelund, norra Tyskland. Batteriet ska leverera primärreserv till rutnätet och förbättra nätstabiliteten i en region med många vindkraftverk och problem med trängsel.

Tyska operatörer av batterisystem som bjuds in på den primära kontrollreservmarknaden varje vecka rapporteras ha fått ett genomsnittspris på € 17,8/MWh under 18 månader till november 2016.

I Spanien beställde Acciona en vindväxt med Bess i maj 2017. Acciona -anläggningen är utrustad med två Samsung litium - jonbatterisystem, en som ger 1 MW/390 kWh och den andra producerande 0,7 MW/700 kWh, anslutna till en 3 MW vindkraft och på rutnätet. Båda verkar ha frekvensrespons som en del av sin roll.

I maj 2016 kontrakterade Fortum i Finland det franska batteriföretaget Saft för att leverera ett megawatt på 2 miljoner euro - skala litium - ion batterilagringssystem för sitt Suomenoja kraftverk som en del av det största BESS -pilotprojektet i de nordiska länderna. Den kommer att ha en nominell utgång på 2 MW och kan lagra 1 MWH el, som ska erbjudas TSO för frekvensreglering och utsläpp. Det liknar systemet som arbetar i Aube -regionen i Frankrike, som kopplar två vindkraftsparker, totalt 18 MW. SAFT har distribuerat över 80 MW batterier sedan 2012.

I Storbritannien rapporterades 475 MW batterilagring som i drift i augusti 2019. I detta varierade 11 projekt från 10 till 87 MW, de flesta med förbättrade frekvenssvarkontrakt.

Renewables Energy Company RES tillhandahåller 55 MW dynamisk frekvensrespons från litium - ion batterilagring, till National Grid. Res har redan mer än 100 MW/60 MWh batterilagring i drift, mestadels i Nordamerika.

I Storbritannien, på Orkneyöarna, är en 2 MW/500 kWh litium - ion batterilagringssystem. Denna Kirkwall kraftverk använder Mitsubishi -batterier i två 12,2 m fraktbehållare och lagrar kraft från vindkraftverk.

I Somerset har Cranborne energilagring ett 250 kW/500 kWh Tesla PowerPack litium - ion lagringssystem associerat med en 500 kW solen PV -uppsättning - upp. Tesla hävdar att powerpacks kan konfigureras för att ge kraft och energikapacitet till nätet som en fristående tillgång, erbjuda frekvensreglering, spänningsstyrning och spinning reservtjänster. Standard Tesla Industrial PowerPack -enhet är 50 kW/210 kWh, med 88% runda - reseffektivitet.

I Storbritannien har Statoil beställt utformningen av ett 1 MWh litium - ion batterisystem, Batwind, som på land lagring för 30 MW offshore Hywind -projektet i Peterhead, Skottland. Från 2018 är det att lagra överskott av produktion, minska balanskostnaderna och låta projektet reglera sin egen strömförsörjning och fånga topppriser genom arbitrage.

Nordamerika

I november 2016 rapporterade Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) om ett 18 - månadsteknologidemonstrationsprojekt för att utforska prestanda för batterilagringssystem som deltar i Kaliforniens elmarknader. Projektet inleddes 2014 och använde PG & E: s 2 MW/14 MWH Vaca - Dixon och 4 MW Yerba Buena -natrium - Svavelagringssystem för att tillhandahålla energi- och anfallstjänster i Kaliforniens oberoende systemoperatör (CAISO) marknader och kontrolleras av CAISO i CAISO i det batterimarknaden. Yerba Buena Bess -pilotprojektet på 18 miljoner dollar inrättades av PG&E 2013 med 3,3 miljoner dollar stöd från California Energy Commission. Vaca-Dixon Bess är associerad med en PG&E Solar Plant i Solano County.

Under 2017 kommer PG&E att använda Yerba Buena -batteriet för en annan teknikdemonstration som involverar samordning av tredje - Party Distribuerad energiresurser (DERS) - såsom bostads- och kommersiella solenergi - med smarta inverterare och batterilagring, kontrollerad genom ett distribuerat energiresurshanteringssystem (DERMS).

I augusti 2015 kontrakterades GE för att bygga ett 30 MW/20 MWH litiumjonbatteri lagringssystem för Coachella Energy Storage Partners (CESP) i Kalifornien, 160 km öster om San Diego. Den 33 MW -anläggningen avslutades av Zglobal i november 2016 och kommer att hjälpa nätflexibilitet och öka tillförlitligheten i det kejserliga bevattningsdistriktet genom att tillhandahålla solrasking, frekvensreglering, kraftbalansering och svart startförmåga för en angränsande gasturbin.

San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWh litium - ion bess i Escondido, byggd av AES Energy Storage och består av 24 containrar som har 400 000 Samsung -batterier i nästan 20 000 moduler. Det kommer att leverera efterfrågan på kvällens topp och ersätter delvis Aliso Canyon Gas Storage 200 km norr som måste överges i början av 2016 på grund av en massiv läcka. (Det användes för topp - Load Gas Generation.)

SDG & E: s 30 MW batterilagringsanläggning i Escondido, Kalifornien. (Foto: San Diego Gas & Electric)

Södra Kalifornien Edison bygger en 100 MW/400 MWH -batterinstallation till provision 2021, bestående av 80 000 litium - jonbatterier i containrar. Ett annat stort SCE -projekt som föreslås är en lagring 20 MW/80 MWh för Altagas Pomona Energy vid sin naturgas i San Gabriel - avfyrad anläggning.

Ett stort projekt är södra Kalifornien Edisons 50 miljoner dollar Tehachapi 8 MW/32 MWh litium - ion batterilagringsprojekt i samband med en 4500 MWE vindkraftpark, med 10 872 moduler av 56 celler vardera från LG Chem, som kan leverera 8 MW under fyra timmar. 2016 kontrakterade Tesla att leverera en 20 MW/80 MWH litium - ion batterilagringssystem för södra Kalifornien Edisons Mira Loma -transformatorstation för att möta den dagliga toppbehovet.

Ett mycket stort batterisystem har godkänts för Vistras gas - avfyrad Moss Landing Power Plant i Monterey County, Kalifornien. Detta kan så småningom vara 1500 MW/ 6000 MWh, med början med 182,5 MW/ 730 MWH 2021. Den kommer att använda 256 Tesla'3 MWH -megapack -enheter. Utöver det är planerna tentativa. Vistra planerar en 300 MW/1200 MWH någon annanstans.

Tesla rapporteras som syfte att ha 50 GWh online i början av 2020 -talet.

Den 98 MW Laurel Mountain Wind Farm i West Virginia använder en multi - Använd 32 MW/8 MWh rutnät - Ansluten Bess. Anläggningen ansvarar för frekvensreglering och nätstabilitet på PJM -marknaden samt arbitrage. Litium - jonbatterier gjordes av A123 -system, och när de beställdes 2011 var det den största litium - ion bess i världen.

I december 2015 beställde EDF Renewable Energy sitt första BESS -projekt i Nordamerika, med 40 MW flexibel (20 MW -typskylt) kapacitet på PJM Grid Network i Illinois för att delta i reglerings- och kapacitetsmarknaderna. Litium - jonbatterier och kraftelektronik levererades av BYD America och består av 11 containeriserade enheter på totalt 20 MW. Företaget har mer än 100 MW lagringsprojekt under utveckling i Nordamerika.

E.on Nordamerika installerar två 9,9 MW Short - varaktighet litiumjonbatterisystem för sina pyron- och inadervindkraftsparker när Texas vinkar lagringsprojekt i West Texas. Syftet är främst för tillhörande tjänster. Projektet följer 10 MW Iron Horse nära Tucson, Arizona, intill en 2 MWE -soluppsättning.

SolarCity använder 272 Tesla Powerpacks (litium - ion lagringssystem) för sitt 13 MW/ 52 MWH Kaua'i Island Solar PV -projekt på Hawaii för att möta efterfrågan på kvällens topp. Kraft levereras till Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) vid 13,9 cent/kWh i 20 år. KIUC beställer också ett projekt med en 28 MWE -solgård och 20 MW/100 MWH -batterisystem.

Toshiba har levererat en stor bess för Hamilton, Ohio, bestående av en matris på 6 MW/ 2 MWh litium - jonbatterier. Livslängd på över 10 000 laddning - urladdningscykler påstås.

Powin Energy och Hecate Energy bygger två projekt på totalt 12,8 MW/52,8 MWh i Ontario för den oberoende elsystemoperatören. Powins Stack 140 -batteridray på 2 MWh kommer att omfatta systemen, på Kitchener (20 matriser) och Stratford (6 matriser).

Ett stort verktyg - Skala ellagring är en 4 MWnatrium - svavelbatteri (NAS)System för att ge förbättrad tillförlitlighet och kraftkvalitet för staden Presidio i Texas. Det aktiverades tidigt 2010 för att ge snabb rygg - upp för vindkapacitet i det lokala ercot -nätet. Natrium - Svavelbatterier används ofta någon annanstans för liknande roller.

I Anchorage, Alaska, kompletteras ett 2 MW/0,5 MWH -batterisystem med ett svänghjul för att hjälpa till att använda vindkraft.

Avista Corp i Washington State, Northwest USA, köper en 3,6 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)För att ladda balans med förnybara energikällor.

Ontario's ISO har kontrakterat en 2 MWzink - järn redox flödesbatterifrån Vizn Energy Systems.

Östasien

Kinas nationella utvecklings- och reformkommission (NDRC) har krävt flera 100 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)Installationer i slutet av 2020 (såväl som en 10 MW/100 MWh superkritisk trycklufts -energilagringssystem, ett 10 MW/1000 MJ -kvalitet svänghjulets energilagringsuppsättning, 100 MW litium - jon batterilagringssystem och en ny typ av stor - kapacitet multna saltlagring).

Rongke Power installerar en 200 MW/800 MWH VRFB i Dalian, Kina, och hävdar att det är världens största. Det är för att möta den högsta efterfrågan, minska minskningen från närliggande vindkraftsparker, förbättra nätstabiliteten och ge svart startkapacitet från Mid - 2019. Rongke planerar 2 GW/år fabriksproduktion på 2020 -talet. Pu neng i Peking planerar storskalig produktion av VRFB: er och tilldelades ett kontrakt i november 2017 för att bygga en 400 MWH-enhet. Sumitomo levererade en 15MW/60 MWH VRFB för HEPCO i Japan, som beställdes 2015.

Kinas VRB -energi utvecklar flera flödescellbatteriprojekt: Qinghai -provinsen, 2 MW/10 MWh för vindintegration; Hubei -provinsen, 10 MW/50 MWH PV -integration som växer till 100 MW/500 MWh; Lianlong -provinsen, 200 MW/800 MWH förnybar integration; Jiangsu 200 MW/1000 MWh offshore vindintegration.

Hokkaido Electric Power har avtalat Sumitomo Electric Industries för att leverera ett rutnät - skala Flow Battery Energy Storage System för en vindkraftpark i norra Japan. Detta kommer att vara ett 17 MW/51 MWH Vanadium redoxflödesbatteri (VRFB) som kan tre timmars lagring, som kommer online 2022 på Abira, med designlivslängd på 20 år. Hokkaido driver redan en 15 MW/60 MWH VRFB också konstruerad av Sumitomo Electric 2015.

Australien

I South Australia är Hornsdale Power Reserve en Tesla 150 MW/194 MWH Litium - ion -system bredvid Neoens 309 MWE Hornsdale vindkraftpark nära Jamestown. Cirka 70 MW av kapaciteten är avtalad till statsregeringen för att tillhandahålla nätstabilitet och systemsäkerhet, inklusive frekvenskontrollstjänster (FCAS). Fuller detaljer iBatterilagringssystemAvsnitt ovan.

I Victoria bygger Neoen det 300 MW/450 MWH viktorianska stora batteriet nära Geelong. Neoen har ett 250 MW Grid Services -kontrakt med den australiska energimarknadsoperatören (AEMO) för att hjälpa till med rutnätstabilitet och "låsa upp mer förnybar energi" med FCA. Tesla har kontrakterats för att leverera och driva systemet, bestående av 210 Tesla Megapacks, förväntade online år 2022. Under första testningen i slutet av juli 2021, fick en av Tesla Megapacks eld.

Neoen har byggt ett 20 MW/34 MWH -batteri som kompletterar en vindkraft på 196 MWE vid Stawell i Victoria, för Bulgana Green Power -navet.

I Victoria är ett 30 MW/30 MWH -batteri som levereras av Fluence nära Ballarat, och vid Gannawarra nära Kerang sedan 2018 är ett 25 MW/50 MWH Tesla Powerpack -batteri integrerat med en 50 MWE Solar Farm.

I South Australia föreslås en 330 MWE -solp -anläggning av Lyon Group, Riverland Solar -lagringssystemet vid Morgan, som ska säkerhetskopieras av ett 100 MW/400 MWH -batteri, med kostnadsuppskattning till respektive 700 miljoner dollar respektive 300 miljoner dollar. Nära den olympiska dammen i norra av staten föreslås 120 MW Solar PV plus 100 MW/200 MWh Battery Kingfisher -projekt av Lyon Group, vilket troligen kostar $ 250 miljoner respektive 150 miljoner dollar.

AGL har drabbats av Wärtsilä för att leverera ett 250 MW/250 MWH litiumjärnfosfat (LFP) batteri vid Torrens Island Gas - avfyrat kraftverk nära Adelaide för användning från 2023. Det kan utvidgas till 1000 MWH.

Det stora batteriet 100 MW/100 MWH Playford planeras i South Australia i samband med Cultana 280 MWE Solar PV -projekt för att betjäna Arriums Whyalla Steelworks.

Australiens första verktyg - Skala flödesbatteri ska byggas vid Neuroodla, 430 km norr om Adelaide. Det kommer att levereras av Innerity och har 2 MW/8 MWH -kapacitet att tillhandahålla kvällstillägg och tillhörande tjänster, som laddas av en 6 MW soluppsättning. Enskilda VRFB -moduler är 40 kW.

I Queensland vid Wandoan South installeras ett 100 MW/150 MWH -batteri för Vena Energy.

I Queensland, nära Lakeland, söder om Cooktown, ska en 10,4 MW -solenergi -anläggning kompletteras med 1,4 MW/5,3 MWh litium - jonbatteri som kant på nätuppsättningen - upp, med öläge under kvällstoppen. Den kommer att använda Conergy Hybrid Energy Storage -lösningen och beror online 2017. A A $ 42,5 miljoner projektet kommer att minska behovet av rutnätuppgradering. BHP Billiton är involverad i projektet som möjlig prototyp för fjärrgrupper. Andra sådana system är på DeGrusa och WeIPA -gruvor.

I nordvästra Australien har ett 35 MW/11,4 MWH Kokam litium - ionbatteri driftat sedan september 2017 på ett privat rutnät som serverar gruvor, tillsammans med en 178 MWA -gas - avfyrad anläggning med långsamt svar. Det har hjälpt till med frekvenskontroll och stabilisera det lilla nätet. Med det föreslagna tillägget av 60 MWE med solkapacitet planeras ett andra batteri.

Vid Tom Price i Pilbara fungerar en 45 MW/12 MWh -batteri som en virtuell synkron maskin, vilket ersätter spinnreserv i gasturbiner. Ett 50 MW/75 MWh Hitachi -batteri installeras också. Ett 35 MW/12 MWH -batteri fungerar redan i närheten vid Mount Newman.

Andra länder

I Rwanda kontrakteras 2,68 MWh batterilagring från Tysklands Tesvolt för att ge tillbaka - upp kraft för jordbruksbevattning, av - rutnät med Samsung litium - jonceller i 4.8 KWH -moduler. Tesvolt hävdar 6000 full laddningscykler med 100% avladdningsdjup under 30 års livslängd.

Andra batteritekniker (än litium - ion)

OBS -vanadiumflödesbatterier och natrium - Svavelbatterier beskrivs i avsnittet Batterilagringssystem ovan.

Redflow har ett antal zinkbromidflödesbatterimoduler (ZBM) som kan installeras i samband med intermittent tillförsel och kan daglig djup urladdning och laddning. De är mer hållbara än litium - jon -typ, och förväntad energigenomgång för mindre ZBM -enheter varierar till 44 MWh. Stora - skalbatteri (LSB) -enheter består av 60 ZBM-3-batterier som levererar topp 300 kW, kontinuerligt 240 kW, vid 400-800 volt och levererar 660 kWh.

EOS Energy Storage i USA använder sin Znythvattenhaltig zinkbatterimed en zinkhybridkatod och optimerad för stöd för verktygsnät, vilket ger 4 till 6 timmars kontinuerlig urladdning. Den omfattar 4 kWh -enheter som utgör 250 kW/1 MWh -delsystem och ett 1 MW/4 MWh fullt system. I september 2019 tillkännagav EOS och Holtec International bildandet av HI - Power, ett joint venture till massproduktion av vattenhaltiga zinkbatterier för industriell - Skala energilagring, inklusive lagring av överskottsmakt från Holtecs SMR-160 små modulreaktorer, för att leverera kraft till rutnätet under topp efterfrågan.

Duke Energy testar aHybrid UltraCapacitor - BatterilagringSystem (Hess) i North Carolina, nära en 1,2 MW solinstallation. 100 kW/300 kWh -batteriet använder vattenhaltig hybridjonkemi med saltvattenelektrolyt och syntetisk bomullsavskiljare. Det snabba - svaret ultracapacitors slätar belastningsfluktuationerna.

Lägre - kostnadbly - Syrabatterierär också i utbredd användning i liten verktygsskala, där banker på upp till 1 MW används för att stabilisera vindkraftsgenerering. Dessa är mycket billigare än litium - jon, vissa kan upp till 4000 djupa urladdningscykler, och de kan återvinnas helt i slutet av livet. Ecoult Ultrabattery kombinerar en ventil - reglerad bly - syra (vrla) batteri med en ultracapacitor i en enda cell, vilket ger hög - rate Partial - stat- av - hastighet - State- av {}}} avgift med longe och lösta och effekt och effekt. Ett 250 kW/1000 kWh Ultrabattery -system med 1280 ECOULT -batterier beställdes i september 2011 vid PNM Prosperity Energy Storage -projektet vid Albuquerque, New Mexico, av S&C Electric i samband med ett 500 kW solcellers fotovoltaiksystem, främst för reglering av spänningsreglering. Australiens största ledning - Acid Battery Storage System är 3 MW/1,5 MWh på King Island.

Stanford University utvecklar enaluminium - jonbatteri, påstår låga kostnader, låg brandfarlighet och hög - Laddningskapacitet över 7500 cykler. Den har en aluminiumanod och grafitkatod, med saltelektrolyt, men producerar endast låg spänning.

Hushåll - skala bess

I maj 2015 tillkännagav Tesla en hushållsbatterilagringsenhet på 7 eller 10 kWh för att lagra el från förnybara energikällor, med litium - jonbatterier som liknar dem i Tesla -bilar. Det kommer att leverera 2 kW och fungerar på 350 - 450 volt. PowerWall -systemet skulle säljas till installatörer till $ 3000 för en 7 kWh -enhet eller $ 3500 för 10 kWh, även om det senare alternativet omedelbart avbröts och den förstnämnda nedsattes till 6,4 kWh lagring och 3,3 kW effekt. Även om detta är helt klart inrikesskalig, kommer det att få rutnätets konsekvenser. Tesla hävdar 15 c/kWh att använda lagringen, plus kostnaden för den förnybara energin initialt, med 10-årig, 3650-cykelgaranti som täcker minskande produktion till 3,8 kWh vid år fem, 18 000 kWh totalt.

I Storbritannien levererar PowerVault olika batterier för hushållsbruk, främst med solenergi men också i syfte att besparingar med smarta mätare. Dess 4 kWh -ledning - Acid Battery är den mest populära produkten på £ 2900 installerad, även om de faktiska batterierna behöver bytas ut vart femte år. En 4 kWh litium - ion -enhet kostar £ 3900 installerad, och andra produkter sträcker sig från 2 till 6 kWh, som kostar upp till £ 5000 installerade.

I april 2017 erbjöd LG Chem en rad batterier i Nordamerika, båda låga - och hög - spänning. Den har 48-voltbatterier med 3,3, 6,5 och 9,8 kWh och 400-volt batterier med 7,0 och 9,8 kWh.

Inhemsk - nivå litium - jon bess kan bli föremål för brandbegränsningar som inte tillåter enheterna som är fästa vid väggarna i en bostad.

Tryckluften energilagring

Energilagring med tryckluft (CAES) i geologiska grottor eller gamla gruvor testas som en relativt stor - skala lagringsteknologi, med gas - avfyrade eller elektriska kompressorer, den adiabatiska värmen dumpas (detta är det diabatiska systemet). När den släpps (med förvärmning för att kompensera för adiabatisk kylning) driver den en gasturbin med ytterligare bränsleförbränning, avgaserna används för förvärmning. Om den adiabatiska värmen från kompression lagras och används senare för förvärmning, är systemet adiabatiska CAES (A - CAES).

CAES -installationer kan vara upp till 300 MW, med totalt sett cirka 70% effektivitet. CAES-kapacitet kan jämna ut produktionen från en vindkraftspark eller 5-10 MW sol-PV-kapacitet och göra den delvis skicklig. Två diabatiska CAES -system är i drift, i Alabama (110 MW, 2860 MWH) och Tyskland (290 MW, 580 MWH), och andra prövade eller utvecklades någon annanstans i USA.

Batterier har bättre effektivitet än CAES (utgång som andel av ingångselektricitet) men de kostar mer per kapacitetsenhet och CAES -system kan vara mycket större.

Duke Energy och tre andra företag utvecklar ett 1200 MW, 1,5 miljarder dollar i Utah, tillhörande till en 2100 MW vindkraftpark och andra förnybara källor. Detta är Intermountain Energy Storage -projektet med Salt Caverns. Det riktar sig till 48-timmars varaktighet för utsläpp till bridge intermittency luckor, därmed uppenbarligen över 50 GWh. Webbplatsen kan också lagra överskott av solenergi som överförs från södra Kalifornien. Det ska byggas i fyra 300 MW -steg.

Gaelektrisk energilagring planerar ett 550 GWH/år CAES -projekt i Larne, Nordirland.

I USA anpassas Gill Ranch CAES -projektet för att vara en komprimerad gas -energilagring (CGE), med naturgas snarare än luft som lagras under tryck. Gasen lagras vid cirka 2500 psi och 38 grader. Expansion till rörledningstryck på 900 psi kräver förvärmning för att undvika flytande vatten och hydratbildning.

Toronto Hydro med hydrostor har ett pilotprojekt som använder tryckluft i blåsor 55 m under vattnet i Lake Ontario för att ge 0,66 MW under en timme.

Kryogen lagring

Tekniken fungerar genom att kyla luft ner till - 196 grad, vid vilken tidpunkt den vänder sig till vätska för lagring i isolerad låg - trycktankar. Exponering för omgivningstemperaturer orsakar snabb re - förgasning och 700-faldig expansion i volym, som används för att driva en turbin och skapa elektricitet utan förbränning. Highview Power i Storbritannien planerar en kommersiell skala 50 MW/250 MWH "Liquid Air" -anläggning på en nedlagd kraftverkplats, baserad på en pilotanläggning i Slough och en demonstrationsanläggning nära Manchester. Energi kan förvaras i veckor (istället för timmar som för batterier) till en projicerad nivåiserad kostnad på £ 110/MWh ($ 142/MWh) för ett 10-timmars, 200 MW/2 GWH-system.

Termisk lagring

Som beskrivs i det solvärmiga underavsnittet för WNA -förnybar energipapper använder vissa CSP -anläggningarsmält saltför att lagra energi över natten. Spaniens 20 MWE Gemasolar påstår sig vara världens första nära bas - Load CSP -anläggning, med 63% kapacitetsfaktor. Spaniens 200 MWE Andasol -anläggning använder också smält saltvärmeförvaring, liksom Kaliforniens 280 MWE Solana.

En Molten Salt Reactor (MSR) -utvecklare, MolTex, har lagt fram ett smält saltvärmelagringskoncept (gridreserve) för att komplettera intermittenta förnybara energikällor. Moltex föreslår en 1000 MWE stabil saltreaktor som kör kontinuerligt, avleder värme vid cirka 600 grader i perioder med låg efterfrågan till nitratsaltlagring (som används i solenergi -växter). Under perioder med hög efterfrågan kan kraftuttaget fördubblas till 2000 MWE med den lagrade värmen i upp till åtta timmar. Det hävdas att värmebutiken endast lägger till £ 3/MWh till den nivåiserade kostnaden för el.

En annan form av värmelagring utvecklas i South Australia, där 1414 -företaget (14D) användersmält kisel. Processen kan lagra 500 kWh i en 70 cm kub med smält kisel, cirka 36 gånger så mycket som Teslas powerwall i mycket samma utrymme. Den släpps ut genom en värme - utbytesanordning såsom en Stirling -motor eller en turbin och återvinner värmen. En 10 MWH -enhet skulle kosta cirka 700 000 dollar. (1414 grad är smältpunkten för kisel.) En demonstrationstess ska vara på Aurora Solar Energy Project nära Port Augusta, South Australia.

Också i Australien, ett blandat material som heterMisicibility Gap Eloy (MGA)lagrar energi i form av värme. MGA består av små block med blandade metaller, som får energi som genereras av förnybara energikällor som sol och vind som är överskott till nätet efterfrågan och lagrar det i upp till en vecka. En kostnad på $ 35/kWh citeras, mycket mindre än litium - jonbatterier, men det har en långsammare responstid än batterier - 15 minuter. Värmen frigörs för att generera ånga, potentiellt i återanvänt kol - avfyrade växter. Företaget MGA Thermal spinnades från University of Newcastle och att använda ett federalt bidrag bygger en pilottillverkningsanläggning. Den har flera system som utvecklas för temperaturer från 200 grader till 1400 grader.

En annan form av energilagring är is.Isenergihar kontrakt från södra Kalifornien Edison för att tillhandahålla 25,6 MW termisk energilagring med hjälp av sitt isbjörnsystem, fäst vid stora luftkonditioneringsenheter. Detta gör is på natten när kraftbehovet är lågt och använder den sedan för att ge kylning under dagen istället för luftkonditioneringskompressorerna, vilket minskar den högsta efterfrågan.

Vätelagring

I Tyskland har Siemens beställt en 6 MW vätelagringsanläggning medProton Exchange Membrane (PEM)Teknik för att konvertera överskott av vindkraft till väte, för användning i bränsleceller eller läggs till i naturgasförsörjningen. Anläggningen i Mainz är den största PEM -installationen i världen. I Ontario samarbetade Hydrogenics med tyska verktyget E.on för att skapa en 2 MW PEM -anläggning som kom på linje i augusti 2014 och förvandlade vatten till väte genom elektrolys.

Elektrolysens effektivitet för att bränna cellen till elektricitet är cirka 50%.

San Diego Gas & Electric arbetar med Israeli Gencell för att installera 30 Gencell G5RX tillbaka - upp bränsleceller vid dess transformatorstationer. Dessa är väte - baserade alkaliska bränsleceller med 5 kW -utgång. De är gjorda i Israel och används där av Israel Electric Corporation.

Kinetisk lagring

SvänghjulFörvara kinetisk energi och kan tiotusentals laddningscykler.

Ontario's ISO har avtalat för ett 2 MW svänghjulslagringssystem från Nrstor Inc. Hawaiian Electric Co installerar ett 80 kW/320 kWh svänghjulssystem från Amber Kinetics för sitt Oahu -rutnät, detta är en modul som potentiellt är flera. Normalt används svänghjul, lagring av kinetisk energi som är redo att förvandla tillbaka till elektricitet, för frekvensstyrning snarare än energilagring, de levererar energi under en relativt kort period och kan vardera leverera upp till 150 kWh. Amber Kinetics hävdar fyra - timme urladdningsförmåga.

Tysklands STORNETS tillverkar Durastor -enheter som har kapacitet från tiotals kilowatt upp till ungefär en megawatt. Applikationer sträcker sig från regenerativ bromsning för tåg till vindkraftstjänster.

Den huvudsakliga användningen av svänghjul är i Diesel Rotary Uninterrupt Power Supply (Drups) Set - UPS, med 7 - 11 Second Ride - genom synkron funktion under uppstart av en integrerad dieselgenerator Följande leveransfel. Detta ger tid -e.g.30 sekunder - för normal diesel tillbaka - upp för att starta.