Almacenamiento de electricidad y energía

Fuente: World - nuclear.org

A medida que las fuentes de energía renovables crecen en importancia, los sistemas de almacenamiento de energía eficientes (ESS) son cruciales para manejar la naturaleza intermitente de la energía eólica y solar. Las soluciones de almacenamiento de energía para aplicaciones de cuadrícula se están volviendo cada vez más comunes entre los propietarios de redes, operadores de sistemas y usuarios finales. Los sistemas de almacenamiento de energía permiten una amplia gama de posibilidades y pueden ofrecer soluciones efectivas para el equilibrio de energía, los servicios auxiliares y el aplazamiento de las inversiones de infraestructura.

La electricidad en sí no puede almacenarse a gran escala, pero se puede convertir en otras formas de energía, que pueden almacenarse y luego convertirse nuevamente en electricidad según sea necesario. Los sistemas de almacenamiento de electricidad incluyen baterías, volantes, aire comprimido e hidráulico bombeado. La cantidad total de energía que se puede almacenar en cualquier sistema es limitada. Su capacidad de energía se expresa en Megawatt - horas (MWH), y su poder se expresa en megavatios (MW o MWE). Los sistemas de almacenamiento de electricidad pueden diseñarse para proporcionar servicios auxiliares al sistema de transmisión, incluido el control de frecuencia, que es el papel principal de las baterías de escala de la red -} hoy. Echemos un vistazo más de cerca a las diferentes opciones de almacenamiento a continuación.

Almacenamiento de agua bombeada

El almacenamiento bombeado implica bombear agua cuesta arriba a un depósito desde el cual se puede liberar a pedido para generar hidroelectricidad. La eficiencia del doble proceso es de aproximadamente el 70%. El almacenamiento bombeado comprendía el 95% del gran almacenamiento de electricidad a escala -} a mediados de - 2016, y el 72% de la capacidad de almacenamiento agregada en 2014. Hydro bombeado tiene la ventaja de ser un término largo -} si es necesario. Sin embargo, el almacenamiento de la batería se está implementando ampliamente y alcanzó aproximadamente 15.5 GW conectados a redes eléctricas a fines de 2020, según la AIE. El almacenamiento de potencia de escala - surgió en 2014 como una tendencia de tecnología de energía definitoria. Este mercado ha crecido en un 50% de año - en - año, con litio - Las baterías iones prominentes pero las baterías de celda de flujo redox muestran promesa. Tal almacenamiento puede ser reducir la demanda de la red, como respaldo o para el arbitraje de precios.

Los proyectos y equipos de almacenamiento bombeado tienen una larga vida útil, nominalmente 50 años pero potencialmente más, en comparación con las baterías, de 8 a 15 años. El almacenamiento hidroeléctrico bombeado es el más adecuado para proporcionar potencia de carga -} para un sistema que comprende principalmente combustibles fósiles y/o generación nuclear. No está tan bien - adecuado para completar la generación intermitente, no programada e impredecible.

Un informe del Consejo Mundial de Energía en enero de 2016 proyectó una caída significativa en el costo para la mayoría de las tecnologías de almacenamiento de energía a partir de 2015 a 2030. Las tecnologías de la batería mostraron la mayor reducción en el costo, seguido de sensibles térmicos, térmicos latentes y supercondensadores. Las tecnologías de la batería mostraron una reducción de un rango de € 100 - 700/MWh en 2015 a € 50 - 190/MWh en 2030, una reducción de más del 70% en el límite de costos superiores en los próximos 15 años. El azufre de sodio, el ácido del plomo y el litio - tecnologías de iones conducen el camino según WEC. El informe modela el almacenamiento relacionado con las plantas eólicas y solares, evaluando el costo de almacenamiento nivelado (LCOS) resultante en plantas particulares. Señala que el factor de carga y el tiempo de descarga promedio en la potencia nominal es un determinante importante de las LCO, con la frecuencia del ciclo convirtiéndose en un parámetro secundario. Para el almacenamiento relacionado con el almacenamiento solar -, el caso de la aplicación era el almacenamiento diario, con seis - tiempo de alta hora en la potencia nominal. Para el almacenamiento relacionado con el viento, el estuche de aplicación fue para el almacenamiento de dos días con descarga de 24 horas a potencia nominal. En el primer caso, la tecnología de almacenamiento más competitiva tenía LCO de € 50-200/MWH. En el último caso, los costos nivelados fueron más altos y sensibles al número de ciclos de descarga por año, y "pocas tecnologías parecían atractivas".

Después de un estudio de dos - de la Comisión de Servicios Públicos de California, el estado en 2010 aprobó una legislación que requiere 1325 MWE de almacenamiento de electricidad (excluyendo un almacenamiento bombeado de escala grande -) para 2024. En 2013 generó la fecha límite a 2020, luego con un total de 35 MW. La legislación especifica la potencia, no la capacidad de almacenamiento (MWH), lo que sugiere que el propósito principal es el control de frecuencia. El propósito establecido de la legislación es aumentar la confiabilidad de la red proporcionando una potencia despachable a partir de una proporción creciente de entradas solar y eólicas, reemplazar la reserva de hilado, proporcionar control de frecuencia y reducir los requisitos de capacidad máxima (afeitado máximo). Los sistemas de almacenamiento se pueden conectar con sistemas de transmisión o distribución, o estar detrás del medidor. El enfoque principal está en los sistemas de almacenamiento de energía de la batería (BESS). El arbitraje energético puede mejorar los ingresos, comprar - pico y vender para una demanda máxima. El sur de California, Edison en 2014 anunció planes para 260 MW de almacenamiento de electricidad para compensar el cierre de la planta nuclear de 2150 MWE SAN Onofre. Si bien 1.3 GW en el contexto de la demanda de 50 GW del estado no proporcionará mucho poder de despachar, fue un incentivo importante para los servicios públicos.

Oregon siguió a California, y en 2015 estableció un requisito para servicios públicos más grandes (PGE y Pacificorp) para adquirir al menos 5 MWR de almacenamiento para 2020, y PGE propuso 39 GW en varios lugares, que cuestan $ 50 a $ 100 millones. En junio de 2017, Massachusetts emitió un objetivo de almacenamiento de 200 MWh para 2020. En noviembre de 2017, Nueva York resolvió establecer un objetivo de almacenamiento para 2030.

En algunos lugares, el almacenamiento bombeado se utiliza para igualar la carga de generación diaria bombeando agua a una presa de almacenamiento alta durante las horas pico y fines de semana de -, utilizando el exceso de capacidad de carga {{1 1}} de baja -} costo de fuentes de carbón o nuclear. Durante las horas pico, esta agua se puede liberar a través de las turbinas a un depósito más bajo para la generación eléctrica Hydro -, convirtiendo la energía potencial en electricidad. Bomba reversible - turbina/motor - Los conjuntos de generadores pueden actuar como bombas y turbinas*. Los sistemas de almacenamiento bombeados pueden ser efectivos para cumplir con los cambios máximos de demanda debido a una rampa rápida - arriba o rampa - hacia abajo, y rentable debido al diferencial entre pico y apagado - precios al por mayor. El problema principal, aparte del agua y la altitud, es la eficiencia de viaje redondo -, que es de alrededor del 70%, por lo que para cada MWH de entrada solo se recuperan 0.7 MWh. Además, relativamente pocos lugares tienen alcance para las presas de almacenamiento bombeadas cerca de donde se necesita la energía.

Las turbinas Francis se usan ampliamente - para el almacenamiento bombeado pero tienen un límite de cabeza hidráulica de aproximadamente 600 m.

La mayoría de la capacidad de almacenamiento bombeada se asocia con las presas eléctricas Hydro - en los ríos, donde el agua se bombea a una presa de almacenamiento alta. Tales esquemas hidroeléctricos en represa pueden complementarse con Hydro bombeado por el río. Esto requiere pares de pequeños depósitos en terreno montañoso y unido por una tubería con bomba y turbina.

Este esquema del proyecto Gordon Butte es típico de OFF - River Bumped Storage (Gordon Butte)

La Asociación Internacional de HydroPower tiene una herramienta de seguimiento, que mapea las ubicaciones y la capacidad de potencia para proyectos de almacenamiento bombeados existentes y planificados.

El almacenamiento bombeado se ha utilizado desde la década de 1920 y hoy en día se instala alrededor de 160 GW de almacenamiento bombeado en todo el mundo, incluidos 31 GW en los Estados Unidos, 53 GW en Europa y Escandinavia, 27 GW en Japón y 23 GW en China. Esto equivale a unos 500 gwh capaces de almacenarse, aproximadamente el 95% de la gran - almacenamiento de electricidad a escala a mediados de 2016 y el 72% de esa capacidad que se agregó en 2014. Irena informa que 96 TWH se utilizó a partir del almacenamiento bombeado en 2015. La Agencia de Energía Internacional de la Agencia de EnergíaPerspectiva de la energía mundial 2016Proyectos 27 GW de capacidad de almacenamiento bombeado que se agregaron en 2040, principalmente en China, Estados Unidos y Europa.

Para OFF - River Bombed Hydro, los depósitos emparejados normalmente necesitan tener una diferencia de altitud de al menos 300 metros. Las minas subterráneas abandonadas tienen cierto potencial como sitios. En la región de Leon de España, Navaleo planea un sistema hidroeléctrico bombeado en una antigua mina de carbón con una cabeza de 710 m y salida de 548 MW, alimentando 1 TWH por año de vuelta a la red.

A diferencia de las entradas eólicas y solares para un sistema de cuadrícula, la generación hidroeléctrica es sincrónica y, por lo tanto, proporciona servicios auxiliares en la red de transmisión, como el control de frecuencia y la provisión de energía reactiva. Un proyecto de almacenamiento bombeado generalmente tiene de 6 a 20 horas de almacenamiento de yacimientos hidráulicos para el funcionamiento, en comparación con mucho menos para las baterías. Los sistemas de almacenamiento bombeados suelen ser más de 100 MWh de energía almacenada.

El almacenamiento hidroeléctrico bombeado es el más adecuado para proporcionar potencia de carga -} para un sistema que comprende principalmente combustibles fósiles y/o generación nuclear a bajo costo. Es mucho menos adecuado para completar la generación intermitente y no programada, como el viento, donde la disponibilidad de potencia excedente es irregular e impredecible.

La instalación de almacenamiento bombeada más grande se encuentra en Virginia, EE. UU., Con 3 GW de capacidad y 30 GWh de energía almacenada. Sin embargo, las instalaciones útiles pueden ser bastante pequeñas. Tampoco necesitan ser complementarios para los principales esquemas hidroeléctricos, pero pueden usar cualquier diferencia en la elevación entre los depósitos superiores e inferiores de más de 100 metros si no están demasiado separados. En Okinawa, el agua de mar se bombea a un acantilado - depósito superior. En Australia, se consideró una mina subterránea en desuso para un depósito inferior. Israel planea el sistema de depósito de 344 MW Kokhav Hayarden Two -.

En Montana, EE. UU., El proyecto hidroeléctrico de almacenamiento bombeado de Gordon Butte de $ 1 mil millones, 4 x 100 MW, en la parte central del estado, utilizará una potencia excesiva de las 665 MWE de turbinas eólicas del estado, aunque esto es menos predecible que la carga de potencia máxima {{4 4}} diseñada para suministrar la base de suministro «{5}}. Absaroka Energy construirá el depósito elevado en un mesa 312 metros por encima del depósito inferior a partir de 2018. Espera suministrar 1300 gwh por año para complementar el viento, con servicios auxiliares.

En Alemania, se espera que el proyecto Gaildorf Wind and Hydro cerca de Münster esté operativo en 2018. Comprende 13.6 MWE de turbinas eólicas y 16 MWE de capacidad hidroeléctrica del almacenamiento bombeado.

Sistemas de almacenamiento de energía de la batería

Las baterías almacenan y liberan energía electroquímicamente. Los requisitos para el almacenamiento de la batería son alta densidad de energía, alta potencia, larga vida útil (carga - ciclos de descarga), alta eficiencia de viaje -, seguridad y costo competitivo. Otras variables son la duración de la descarga y la tasa de carga. Se realizan varios compromisos entre estos criterios, lo que subraya las limitaciones de los sistemas de almacenamiento de energía de la batería (BESS) en comparación con las fuentes de generación despachables. También surge la cuestión del retorno de energía sobre la energía invertida (EROI), lo que se relaciona de manera aguda con cuánto tiempo está una batería en servicio y cómo su eficiencia de viaje -} ronda se mantiene durante ese período.

Las baterías requieren un sistema de conversión de potencia (PC) que incluye un inversor para unirse a un sistema de CA normal. Esto agrega alrededor del 15% al ​​costo básico de la batería.

Varios proyectos de escala Megawatt - han demostrado que las baterías son bien - adecuadas para suavizar la variabilidad de la energía de los sistemas eólicos y solares durante minutos e incluso horas, para la integración de duración de {}}} de estas energías renovables en una cuadrícula. También demostraron que las baterías pueden responder más rápida y precisa que los recursos convencionales, como las reservas giratorias y las plantas de pico. Como resultado, las grandes matrices de baterías se están convirtiendo en la tecnología de estabilización elegida para la integración de renovaciones de duración - corta. Esta es una función de la potencia, no principalmente el almacenamiento de energía. La demanda es mucho menor que para el almacenamiento de energía: el ISO de California estimó su demanda de regulación de frecuencia máxima para 2018 a 2000 MW de todas las fuentes.

Algunas instalaciones de baterías reemplazan la reserva giratoria para la duración de - - hacia arriba, por lo que funciona como máquinas sincrónicas virtuales utilizando inversores de formación de cuadrícula.

Grids inteligentes Mucha discusión sobre el almacenamiento de la batería se relaciona con las redes inteligentes. Una red inteligente es una red eléctrica que optimiza la fuente de alimentación mediante el uso de información sobre la oferta y la demanda. Lo hace con las funciones de control en red de los dispositivos con capacidades de comunicación como medidores inteligentes.

Litio - almacenamiento de baterías de iones

Litio - baterías iónEn 2015, representó el 51% de la capacidad del sistema de almacenamiento de energía (ESS) anunciado recientemente - y 86% de la capacidad de potencia de ESS implementada. Se estima que se anunciaron 1,653 MW de nueva capacidad ESS en todo el mundo en 2015, con poco más de un tercio - proveniente de América del Norte. Las baterías de iones de litio - son la tecnología más popular para sistemas de almacenamiento de energía distribuidos (investigación navegante). Las baterías de iones de litio - tienen una eficiencia de corriente continua de ida y vuelta del 95%, cayendo al 85% cuando la corriente se convierte en corriente alterna para la cuadrícula. Tienen un ciclo de 2000-4000 y una vida útil de 10-20 años, dependiendo del uso.

A nivel doméstico, detrás del medidor*, se promueve el almacenamiento de la batería. Existe una compatibilidad obvia entre la energía solar fotovoltaica y las baterías, debido a que son DC. En Alemania, donde Solar PV tiene un factor de capacidad promedio de 10.7%, el 41% de las nuevas instalaciones de Solar PV en 2015 se equiparon con el almacenamiento de baterías de Back -, en comparación con el 14% en 2014. Este aumento, tanto en el hogar como en la cuadrícula -} Los sistemas de PV conectados, el Banco de Desarrollo de KFW, que organiza el Banco de Desarrollo de KF, que organiza bajo {{9-}}}} Los sistemas de interés del gobierno y los payasborios, y que los payasan, y los relacionaron a los sistemas de los payupes y el bancario de pago, que organizan el banco de desarrollo bajo, {{9-}}}}}}}}} 25% de los desembolsos de inversión requeridos. KFW requiere que se use suficiente electricidad fotovoltaica para el consumo y el almacenamiento en el sitio para que no más de la mitad de la salida alcance la red de transmisión. De esta manera, se afirma que la red puede tolerar de 1.7 a 2.5 veces la capacidad solar habitual sin sobrecargar. En 2016, se informaron 200 MWh de la capacidad de almacenamiento instalada para Alemania.

La PV del hogar y las pequeñas empresas no es parte del sistema de distribución, pero es esencialmente doméstico para las instalaciones, con mucha potencia generada utilizada allí y algunos posiblemente exportaron al sistema a través del medidor que originalmente medía la potencia extraída de la cuadrícula a cargar.

Más de un - tercio del 1.5 GW 'Almacenamiento de la batería' en 2015 fueron baterías de iones de litio -, y el 22% fue de sodio - baterías de azufre. La Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) estima que el mundo necesita 150 GW de almacenamiento de baterías para cumplir con el objetivo deseado de Irena del 45% de la energía generada por fuentes renovables para 2030. En el Reino Unido se requiere aproximadamente 2 GW para un control rápido de frecuencia en un sistema de 45 GWE, y la Grid National Grid gasta £ 160 a £ 170 millones por año en esto. En Alemania, la utilidad instalada - el almacenamiento de la batería de escala aumentó de aproximadamente 120 MW en 2016 a aproximadamente 225 MW en 2017.

Una gran Bess es un sistema de iones de 40 MW/20 MWh Toshiba Lithium - en la subestación Nishi -} Sendai en Japón, comisionada a principios de 2015, y San Diego Gas & Electric tiene un litio de 30 MW/120 MWH de 30 MW/120 MWhium - ión en escondido, California. También STEEG Energy Services ha comenzado un programa de almacenamiento de iones de litio de litio de 90 MW en Alemania (ver más abajo), y Edison está estableciendo una instalación de 100 MW en Long Beach, California.

En el sur de Australia, se instaló un sistema de iones de litio Tesla de 100 MW/129 MWh -} junto al parque eólico 309 MWE Hornsdale de Neoen cerca de Jamestown, la Reserva de Energía de Hornsdale (HPR). Alrededor de 70 MW de capacidad se contratan al gobierno estatal para proporcionar estabilidad de la red y seguridad del sistema, incluidos los servicios auxiliares de control de frecuencia (FCA) a través de la plataforma de autobidder de Tesla en un plazo de seis segundos a cinco minutos. Los otros 30 MW de capacidad tienen tres horas de almacenamiento, y Neoen se usa como cambio de carga para el parque eólico adyacente. Ha demostrado ser capaz de una respuesta muy rápida para los FCA, suministrando hasta 8 MW durante aproximadamente 4 segundos antes de que los FCA más lentos se corten cuando la frecuencia cayó por debajo de 49.8 Hz. En 2020, el proyecto se expandió en 50 MW/64.5 MWh por $ 79 millones, por lo que ahora proporciona aproximadamente la mitad de la inercia virtual requerida en el estado para los FCA.

Hay varios tipos de batería de iones de litio -, algunos con alta densidad de energía y carga rápida para adaptarse a los vehículos motorizados (EV), otros como el fosfato de hierro de litio (LifePo₄, abreviado como LFP), son más pesados, menos energía - denso y con una vida útil del ciclo más larga. Los conceptos para el almacenamiento de duración largo - incluyen reutilización de baterías EV utilizadas - Segunda - baterías de vida.

Sodium - Sulfur (NAS) Almacenamiento de baterías

Baterías de sodio - azufre (NAS)se han utilizado durante 25 años y están bien establecidos, aunque caros. También necesitan operar a aproximadamente 300 grados, lo que significa un consumo de electricidad cuando está inactivo. PG&E's 2 MW/14 MWh VACA - Dixon Nas Bess System costó alrededor de $ 11 millones ($ 5500/kW, en comparación con aproximadamente $ 200/kW que PG & E estimó que se rompió -} Costo en 2015). La vida útil es de aproximadamente 4500 ciclos. Ronda - eficiencia de viaje en una prueba de 18 -} mes fue del 75%. Una unidad de 4.4 MW/20 MWh está siendo construida por oveja en Varel en Lower Sajonia, al norte de Alemania, por la puesta en marcha a fines de 2018. (Es parte de un conjunto - con una batería de iones de litio de 7.5 MW/2.5 MWh, toda la planta que costa 24 millones de euros).

Almacenamiento de baterías de celda de flujo redox

Baterías de celda de flujo redox(RFB) desarrollados en la década de 1970 tienen dos electrolitos líquidos separados por una membrana para dar células positivas y negativas de la mitad -, cada una con un electrodo, generalmente carbono. El diferencial de voltaje está entre 0.5 y 1.6 voltios en sistemas acuosos. Se cargan y descargan mediante una reacción de oxidación de reducción reversible - a través de la membrana. Durante el proceso de carga, los iones se oxidan en el electrodo positivo (liberación de electrones) y se reducen en el electrodo negativo (absorción de electrones). Esto significa que los electrones se mueven del material activo (electrolito) del electrodo positivo al material activo del electrodo negativo. Al descargar, el proceso se invierte y se libera energía. Los materiales activos son pares redox,i.e.Compuestos químicos que pueden absorber y liberar electrones.

Las baterías de flujo redox de vanadio (VRFB o V - flujo) Use los estados de oxidación múltiples de Vanadium para almacenar y liberar carga. Se adaptan a grandes aplicaciones estacionarias, con larga vida (aproximadamente . 15, 000 ciclos, o 'infinito'), descarga total y bajo costo por kWh en comparación con el litio - cuando cicla diariamente o con más frecuencia. V - Las baterías de flujo se vuelven más costos - efectiva cuanto más larga sea la duración del almacenamiento, a menudo aproximadamente cuatro horas, y cuanto más grandes serán las necesidades de energía y energía. Se dice que la escala económica cruzada es de aproximadamente 400 kWh de capacidad, más allá de la cual son más económicas que el ion litio -. También operan a temperatura ambiente, por lo que son menos propensos a incendios que el litio - ion. En el costo y la escala, los VRFB tienen grandes aplicaciones de la red y la industria, hasta proyectos GWH en lugar de MWH.

Con RFBS La energía y la potencia se pueden escalar por separado. La potencia determina el tamaño de la celda o el número de celdas, y la energía está determinada por la cantidad del medio de almacenamiento de energía. Los módulos son de hasta 250 kW y pueden ensamblarse hasta 100 MW. Esto permite que las baterías de flujo redox se adapten mejor a requisitos particulares que otras tecnologías. En teoría, no hay límite para la cantidad de energía, y a menudo los costos de inversión específicos disminuyen con un aumento en la relación de energía/energía, ya que el medio de almacenamiento de energía generalmente tiene costos relativamente bajos.

Una planta modelo 'Peaker' en China tiene 100 MWE Solar PV con un VRFB de 100 MW/500 MWh.

Un hallazgo general de la prueba de PG&E fue que si las baterías se utilizarán para el arbitraje de energía, deben estar Co - ubicadas con las granjas eólicas o solares, a menudo remotas del centro de carga principal. Sin embargo, si se van a utilizar para la regulación de la frecuencia, están mejor ubicados cerca de los centros de carga urbana o industrial. Dado que el flujo de ingresos de control de frecuencia es mucho mejor que el arbitraje, los servicios públicos normalmente preferirán el centro en lugar de las ubicaciones remotas para los activos que poseen.

Los costos de la batería de iones de litio - han caído en dos tercios - entre 2000 y 2015, a aproximadamente $ 700/kWh, impulsados ​​por el mercado de vehículos y una mayor mitad de costo se predice a 2025. El sistema de conversión de energía (PCS) no ha caído a la misma tasa, y en 2015 se agregó aproximadamente el 15% al ​​costo de la batería por no {{8 {8 {8 {PCS) Los costos de los vehículos.

Las baterías de iones de litio - pueden clasificarse por la química de sus cátodos. La combinación diferente de minerales da lugar a características de batería significativamente diferentes:

Batería de óxido de aluminio de níquel de litio (NCA): rango de energía específico (200-250 wh/kg), alta potencia específica, vida útil de 1000 a 1500. Favorecido en algunos EV premium (e.g.Tesla), pero más caro que otros químicos.

Batería de óxido de cobalto de níquel de litio (NMC)-Rango de energía específico (140 - 200 Wh/kg), Lifetime 1000-2000 Cycles completos. La batería más común utilizada en vehículos eléctricos eléctricos y enchufables. Menor densidad de energía que NCA, pero más largas vidas.

Batería de fosfato de hierro de litio (LFP) - Rango de energía específico (90 - 140 wh/kg), ciclos completos de Lifetime 2000. Baja energía específica Una limitación para su uso en EV de largo alcance. Podría ser favorecido para aplicaciones estacionarias de almacenamiento de energía, o vehículos donde el tamaño y el peso de la batería son menos importantes. Se informó que son menos propensos al fugitivo térmico y los incendios.

Batería de óxido de manganeso de litio (LMO)-rango de energía específico (100 - 140 wh/kg), ciclos de por vida 1000-1500. Química libre de cobalto vista como una ventaja. Utilizado en bicicletas eléctricas y algunos vehículos comerciales.

Almacenamiento de supercondensadores

Un condensador almacena energía mediante una carga estática en lugar de una reacción electroquímica. Los supercondensadores son muy grandes y se utilizan para el almacenamiento de energía que experimentan ciclos frecuentes de carga y descarga a alta corriente y corta duración. Han evolucionado y se cruzan en tecnología de batería mediante el uso de electrodos especiales y electrolitos. Operan a 2.5 - 2.7 voltios y se cargan en menos de diez segundos. La descarga es de menos de 60 segundos, y el voltaje cae progresivamente. La energía específica de los supercondensadores varía hasta 30 °/kg, mucho menos que una batería de iones de litio.

Estabilizadores sincrónicos giratorios

Para compensar la falta de inercia sincrónica en la generación de plantas cuando existe una alta dependencia de las fuentes eólicas y solares, se pueden agregar condensadores síncronos (sincons), también conocidos como estabilizadores giratorios, al sistema. Se utilizan para el control de frecuencia y voltaje donde la estabilidad de la cuadrícula debe mejorarse debido a una alta proporción de la entrada renovable variable. Proporcionan inercia sincrónica confiable y pueden ayudar a estabilizar las desviaciones de frecuencia generando y absorbiendo la potencia reactiva. Estos no son almacenamiento de energía en el sentido normal, y se describen en la página de información sobre energía renovable y electricidad.

Sistemas de baterías en todo el mundo

Europa

El total de la capacidad de almacenamiento hidroeléctrico no - en Europa alcanzó 2,7 gwh a fines de 2018 y se prevé que sea de 5,5 gwh a fines de 2020, según la Asociación Europea de Almacenamiento de Energía. Esto incluye sistemas domésticos, que comprenden más de una - tercero de 2019 - 20 adiciones. EDF planea tener 10 GW de almacenamiento de baterías en Europa para 2035. En marzo de 2020, el total lanzó un proyecto de batería de iones de litio de 25 MW/25 MWh en Mardyck cerca de Dunkirk, para ser "el más grande de Francia".

La primera de las seis unidades de iones de litio de 15 MW planificadas de Steage en un programa de iones de 100 millones de euros en un programa de € 90 MW se energizó en junio de 2016 en su lünen carbón - en Alemania. Para calificar para la operación comercial, las baterías deben responder a las llamadas automatizadas dentro de los 30 segundos y ser capaces de alimentar - por un mínimo de 30 minutos.

En Alemania, RWE ha invertido 6 millones de euros en un sistema de baterías de iones de litio de 7.8 MW/7 MWh - en su sitio de la estación de energía Herdecke cerca de Dortmund, donde la utilidad opera una planta de almacenamiento bombeada. Ha operado desde 2018.

En Alemania, un sistema de almacenamiento de baterías de iones de 10 MW/10.8 MWh - se encargó en 2015 en Feldheim, Brandenburg. Tiene 3360 módulos de iones de litio - de LG Chem en Corea del Sur. Las tiendas de la unidad de batería de € 13 millones generadas por un parque eólico local de 72 MW y fueron construidos para estabilizar la cuadrícula de la transmisión TSO 50HERTZ. También participa en la licitación semanal para la reserva de control primario.

RWE planea una batería de iones de litio de 45 MW - en su lingen y una de 72 MW en sus plantas de energía Werne Gerstein a fines de 2022, principalmente para FCA. Siemens planea una batería de 200 MW/200 MWh en Wunsiedel en Baviera para el almacenamiento de energía y la gestión máxima.

La utilidad holandesa Eneco y Mitsubishi, como Asspireme, han instalado una batería de iones de litio de 48 MW/50 MWh - en Jardelund, al norte de Alemania. La batería debe suministrar reserva primaria a la red y mejorar la estabilidad de la red en una región con muchas turbinas eólicas y problemas de congestión de la red.

Se informa que los operadores alemanes de los sistemas de baterías que se ofertan en el mercado de la Reserva de Control primaria semanalmente recibieron un precio promedio de € 17.8/MWh durante 18 meses hasta noviembre de 2016.

En España, Acciona encargó una planta eólica con Bess en mayo de 2017. La planta de Acciona está equipada con dos sistemas de baterías Samsung Lithium -, uno que proporciona 1 MW/390 kWh y el otro que produce 0.7 MW/700 kWh, conectado a una turbina eólica de 3 MW y en la red. Ambos parecen tener respuesta de frecuencia como parte de su papel.

En mayo de 2016, Fortum en Finlandia contrató a la compañía de baterías francesas Saft para suministrar un sistema de almacenamiento de energía de batería de iones de 2 millones de eones de 2 millones de eones para su planta de energía Suomenoja como parte del proyecto piloto más grande de BESS en los países nórdicos. Tendrá una salida nominal de 2 MW y puede almacenar 1 MWh de electricidad, que se ofrecerá al TSO para la regulación de frecuencia y el suavizado de salida. Es similar al sistema que opera en la región de Aube de Francia, que une dos parques eólicos, total de 18 MW. Saft ha desplegado más de 80 MW de baterías desde 2012.

En el Reino Unido, se informaron 475 MW de almacenamiento de baterías en funcionamiento en agosto de 2019. En esto, 11 proyectos oscilaron entre 10 y 87 MW, la mayoría con contratos de respuesta de frecuencia mejorados.

Renewables Energy Company Res proporciona 55 MW de respuesta de frecuencia dinámica desde el almacenamiento de baterías de litio -}, hasta la red nacional. RES ya tiene más de 100 MW/60 MWh de almacenamiento de baterías en funcionamiento, principalmente en América del Norte.

En el Reino Unido, en las Islas Orkney, está funcionando un sistema de almacenamiento de baterías de iones de 2 MW/500 kWh -. Esta estación de energía Kirkwall utiliza baterías Mitsubishi en dos contenedores de envío de 12,2 m, y almacena la energía de las turbinas eólicas.

En Somerset, el almacenamiento de energía Cranborne tiene un sistema de almacenamiento de iones de 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack - asociado con un conjunto de PV solar de 500 kW - Up. Tesla afirma que los PowerPacks se pueden configurar para proporcionar capacidad de energía y energía a la red como un activo independiente, que ofrece regulación de frecuencia, control de voltaje y servicios de reserva de hilería. La unidad estándar de PowerPack de Tesla es de 50 kW/210 kWh, con 88% de eficiencia de viaje -}.

En el Reino Unido, Statoil ha encargado el diseño de un sistema de baterías iones de litio de 1 MWh -}, Batwind, como almacenamiento en tierra para el proyecto Hywind de 30 MW en alta mar en Peterhead, Escocia. A partir de 2018, es para almacenar el exceso de producción, reducir los costos de equilibrio y permitir que el proyecto regule su propio suministro de energía y capture los precios máximos a través del arbitraje.

América del norte

En noviembre de 2016, Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) informó sobre un proyecto de demostración tecnológica de 18 -} mes para explorar el rendimiento de los sistemas de almacenamiento de baterías que participan en los mercados eléctricos de California. El proyecto comenzó en 2014 y utilizó 2 MW/14 MWh VACA de PG&E - Dixon y 4 MW Yerba Buena Sodium - Sistemas de almacenamiento de baterías de azufre para proporcionar servicios energéticos y auxiliares en el operador independiente del sistema independiente de California (Caiso) y controlados por Caiso en ese mercado total. PG&E estableció el proyecto piloto de $ 18 millones Yerba Buena Bess en 2013 con un apoyo de $ 3.3 millones de la Comisión de Energía de California. Vaca-Dixon Bess se asocia con una planta solar PG&E en el condado de Solano.

En 2017, PG&E utilizará la batería Yerba Buena para otra demostración tecnológica que implica la coordinación de la tercera - recursos de energía distribuida de la parte (DER), como la energía solar residencial y comercial, utilizando inversores inteligentes y almacenamiento de baterías, controlados a través de un sistema de gestión de recursos energéticos distribuidos (Derms).

En agosto de 2015, GE fue contratado para construir un sistema de almacenamiento de baterías de iones de litio de 30 MW/20 MWh para Coachella Energy Storage Partners (CESP) en California, a 160 km al este de San Diego. Zglobal completó la instalación de 33 MW en noviembre de 2016 y ayudará a la flexibilidad de la red y aumentará la confiabilidad en la red del distrito de riego imperial al proporcionar rampa solar, regulación de frecuencia, equilibrio de energía y capacidad de inicio negro para una turbina de gas adyacente.

San Diego Gas & Electric tiene un litio de 30 MW/120 MWh - ion Bess en Escondido, construido por el almacenamiento de energía AES y que consta de 24 contenedores que albergan 400,000 baterías Samsung en casi 20,000 módulos. Suministrará la demanda pico de la tarde, y en parte reemplazará el Aliso Canyon Gas Storage 200 km al norte, que tuvo que ser abandonado a principios de 2016 debido a una fuga masiva. (Se usó para la generación de gas de carga de pico - de carga).

SDG & E's 30MW Battery Storage de almacenamiento en Escondido, California. (Foto: San Diego Gas & Electric)

El sur de California, Edison está construyendo una instalación de baterías de 100 MW/400 MWh para comisionar en 2021, que comprende 80,000 baterías de iones de litio -} en contenedores. Otro gran proyecto de SCE propuesto es un almacenamiento de 20 MW/80 MWh para Altagas Pomona Energy en su planta disparada de gas natural de San Gabriel -.

Un gran proyecto es el Proyecto de almacenamiento de baterías de iones de $ 50 millones de EDISON de Southern California Edison de 8 MW/32 MWH, utilizando 10,872 módulos de 56 celdas de LG Chem, que puede suministrar 8 MW durante cuatro horas. En 2016, Tesla contrató para suministrar un sistema de almacenamiento de baterías de iones de 20 MW/80 MWh Lithium - para la subestación de Mira Loma del sur de California, para ayudar a satisfacer la demanda máxima diaria.

Se ha aprobado un sistema de batería muy grande para el gas de Vistra - planta de energía de aterrizaje de musgo en el condado de Monterey, California. Esto puede eventualmente ser 1500 MW/ 6000 MWh, comenzando con 182.5 MW/ 730 MWh en 2021. Utilizará 256 unidades Megapack Tesla'3 MWh. Más allá de eso, los planes son tentativos. Vistra está planeando un 300 MW/1200 MWh en otro lugar.

Se informa que Tesla tiene como objetivo tener 50 GWH en línea a principios de la década de 2020.

El parque eólico Laurel Mountain de 98 MW en Virginia Occidental emplea una múltiple - Usar 32 MW/8 MWh Grid - Bess conectado. La planta es responsable de la regulación de frecuencia y la estabilidad de la red en el mercado PJM, así como el arbitraje. Las baterías de iones de litio - fueron hechas por los sistemas A123, y cuando se encargó en 2011 fue el litio más grande - ion Bess en el mundo.

En diciembre de 2015, EDF Renewable Energy encargó su primer proyecto Bess en América del Norte, con una capacidad flexible de 40 MW (20 MW de placa de identificación) en la red PJM Grid en Illinois para participar en los mercados de regulación y capacidad. BYD America suministró las baterías de iones de litio -} y consisten en 11 unidades contenedores por un total de 20 MW. La compañía tiene más de 100 MW de proyectos de almacenamiento en desarrollo en América del Norte.

E.ON North America está instalando dos sistemas de batería de iones de litio de 9.9 MW cortos - de duración para sus parques eólicos Pyron e inadale como proyectos de almacenamiento de onda de Texas en el oeste de Texas. El propósito es principalmente para servicios auxiliares. El proyecto sigue a un caballo de hierro de 10 MW cerca de Tucson, Arizona, adyacente a una matriz solar de 2 MWE.

SolarCity está utilizando 272 Tesla Powerpacks (Lithium - Sistema de almacenamiento de iones) para su proyecto de 13 MW/ 52 MWH Kaua'i Island Solar PV en Hawai, para satisfacer la demanda de la tarde. La energía se suministra a Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) a 13.9 centavos/kWh durante 20 años. KiUC también está encargando un proyecto con una granja solar de 28 MWe y un sistema de batería de 20 MW/100 MWh.

Toshiba ha suministrado una gran Bess para Hamilton, Ohio, que comprende una matriz de baterías de iones de litio de 6 MW/ 2 MWh -. Se reclama la vida útil de más de 10,000 ciclos de descarga -.

Powin Energy y Hecate Energy están construyendo dos proyectos con un total de 12.8 MW/52.8 MWh en Ontario, para el operador independiente del sistema eléctrico. Powin's Stack 140 Battery Matriz de 2 MWh comprenderá los sistemas, en Kitchener (20 matrices) y Stratford (6 matrices).

Una gran utilidad - El almacenamiento de electricidad a escala es un 4 MWbatería de sodio - azufre (NAS)Sistema para proporcionar una mejor fiabilidad y calidad de energía para la ciudad de Presidio en Texas. Fue energizado a principios de 2010 para proporcionar una espalda rápida - para la capacidad eólica en la cuadrícula ERCOT local. Las baterías de azufre de sodio - se usan ampliamente en otros lugares para roles similares.

En Anchorage, Alaska, un sistema de batería de 2 MW/0.5 MWh se complementa con un volante, para ayudar al uso de energía eólica.

Avista Corp en el estado de Washington, noroeste de EE. UU., Está comprando un 3.6 MWBatería de flujo redox de vanadio (VRFB)Para cargar el equilibrio con energías renovables.

ISO de Ontario ha contraído un 2 MWzinc - batería de flujo redox de hierrode Vizn Energy Systems.

Asia oriental

La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de China (NDRC) ha pedido múltiples de 100 MWBatería de flujo redox de vanadio (VRFB)Instalaciones a fines de 2020 (así como un sistema de almacenamiento de energía de aire comprimido supercrítico de 10 MW/100 MWh, una unidad de matriz de almacenamiento de energía de energía volante de 10 MW/1000 MJ, litio de 100 MW - Sistemas de almacenamiento de energía de la batería de iones y un nuevo tipo de gran dispositivo de almacenamiento de sales de la batería de la batería grande -).

Rongke Power está instalando un VRFB de 200 MW/800 MWh en Dalian, China, alegando que es el más grande del mundo. Es para satisfacer la demanda máxima, reducir la reducción de los parques eólicos cercanos, mejorar la estabilidad de la cuadrícula y proporcionar capacidad de inicio negro desde mediados de - 2019. Rongke planea la producción de fábrica de 2 GW/año en la década de 2020. Pu Neng en Beijing está planeando la producción a gran escala de VRFBS, y recibió un contrato en noviembre de 2017 para construir una unidad de 400 MWH. Sumitomo suministró un VRFB de 15MW/60 MWh para HEPCO en Japón, comisionado en 2015.

La energía VRB de China está desarrollando varios proyectos de baterías de celdas de flujo: provincia de Qinghai, 2 MW/10 MWh para integración de viento; Provincia de Hubei, integración fotovoltaica de 10 MW/50 MWh que crece a 100 MW/500 MWh; Provincia de Lianlong, Integración de energías renovables de 200 MW/800 MWh; Jiangsu 200 MW/1000 MWh Integración de viento en alta mar.

La energía eléctrica de Hokkaido ha contraído Sumitomo Electric Industries para suministrar una cuadrícula - Sistema de almacenamiento de energía de batería de flujo de escala para un parque eólico en el norte de Japón. Esta será una batería de flujo redox de vanadio de 17 MW/51 MWh (VRFB) capaz de almacenamiento de tres horas, debido en línea en 2022 en Abira, con una vida útil de diseño de 20 años. Hokkaido ya opera un VRFB de 15 MW/60 MWh también construido por Sumitomo Electric, en 2015.

Australia

En el sur de Australia, la Reserva de energía de Hornsdale es un sistema de iones Tesla 150 MW/194 MWh MWh - junto al parque eólico Hornsdale 309 MWE de Neoen cerca de Jamestown. Alrededor de 70 MW de capacidad se contratan al gobierno estatal para proporcionar estabilidad de la red y seguridad del sistema, incluidos los servicios auxiliares de control de frecuencia (FCA). Detalles más completos en elSistemas de almacenamiento de energía de la bateríaSección arriba.

En Victoria, Neoen está construyendo la batería victoriana de 300 MW/450 MWh cerca de Geelong. Neoen tiene un contrato de servicios de cuadrícula de 250 MW con el Operador de Mercado de Energía de Australia (AEMO) para ayudar en la estabilidad de la red y "desbloquear más energía renovable" con los FCA. Tesla ha sido contratado para suministrar y operar el sistema, que consta de 210 Megapacks de Tesla, esperado en línea para 2022. Durante las pruebas iniciales a fines de julio de 2021, uno de los Megapacks de Tesla se incendió.

Neoen ha construido una batería de 20 MW/34 MWh que complementa un parque eólico de 196 MWE en Stawell en Victoria, para el Bulgana Green Power Hub.

En Victoria, una batería de 30 MW/30 MWh suministrada por fluencia está cerca de Ballarat, y en Gannawarra cerca de Kerang desde 2018, una batería Tesla Powerpack de 25 MW/50 MWh está integrada con una granja solar de 50 MWE.

En el sur de Australia, el Grupo Lyon, el esquema de almacenamiento solar Riverland en Morgan es propuesta por una batería de almacenamiento solar Riverland en Morgan, que estará respaldada por una batería de 100 MW/400 MWh, con una estimación de costos en $ 700 millones y $ 300 millones respectivamente. Cerca de la mina de la presa olímpica en el norte del estado, el Proyecto de Kingfisher de batería de 100 MW PV más de 100 MW/200 MWh es propuesto por el Grupo Kingfisher de batería de Battery, que probablemente cuesta ser $ 250 millones y $ 150 millones respectivamente.

AGL ha contratado a Wärtsilä para suministrar una batería de fosfato de hierro de litio de 250 MW/250 MWh (LFP) en Torrens Island Gas - Central de energía disparada cerca de Adelaida para su uso desde 2023. Puede expandirse a 1000 MWh.

La batería Playford Big Battery de 100 MW/100 MWh está planeada en el sur de Australia junto con el Proyecto PV solar Cultana 280 MWE para servir a Whyalla Steelworks de Arrium.

La primera batería de flujo de escala de Australia - se debe construir en Neuroodla, a 430 km al norte de Adelaida. Será suministrado por Invinity y tendrá una capacidad de 2 MW/8 MWh para proporcionar suplementos pico de noche y servicios auxiliares, cobrados por una matriz solar de 6 MW. Los módulos VRFB individuales son 40 kW.

En Queensland, en Wandoan South, se está instalando una batería de 100 MW/150 MWh para Vena Energy.

En Queensland, cerca de Lakeland, al sur de Cooktown, una planta de Solar PV de 10.4 MW se complementará con 1.4 MW/5.3 MWh de litio - Batería de iones como el borde del conjunto de rejillas -, con modo de isla durante el pico de la noche. Utilizará la planta de soluciones de almacenamiento de energía híbrida de conergia, y se debe en línea en 2017. El proyecto A $ 42.5 millones reducirá la necesidad de actualización de la red. BHP Billiton está involucrado con el proyecto como posible prototipo para sitios de minas remotas. Otros sistemas similares se encuentran en las minas de Degrusa y Weipa.

En el noroeste de Australia, una batería de iones de 35 MW/11.4 MWh Kokam Lithium - ha estado funcionando desde septiembre de 2017 en una cuadrícula privada que sirve minas, junto con una planta de 178 MWE de gas - con respuesta lenta. Ha ayudado con el control de frecuencia y la estabilización de la red pequeña. Con la adición propuesta de 60 MWE de capacidad solar, se prevé una segunda batería.

A Tom Price en el Pilbara, una batería de 45 MW/12 MWh funciona como una máquina sincrónica virtual, reemplazando la reserva de hilado en turbinas de gas. También se está instalando una batería Hitachi de 50 MW/75 MWh. Una batería de 35 MW/12 MWh ya funciona cerca en Mount Newman.

Otros países

En Ruanda, 2.68 MWh del almacenamiento de baterías del Tesvolt de Alemania se contrata para proporcionar la potencia - para el riego agrícola, la cuadrícula OFF -, utilizando el litio Samsung - células iones en módulos de 4.8 kWh. Tesvolt reclama 6000 ciclos de carga completa con una profundidad 100% de descarga durante 30 años de vida útil.

Otras tecnologías de batería (que Lithium - ion)

Las baterías de flujo de vanadio NB y las baterías de sodio - de azufre se describen en la sección de sistemas de almacenamiento de energía de la batería anterior.

Redflow tiene una gama de módulos de batería de flujo de bromuro de zinc (ZBM) que se pueden instalar en relación con el suministro intermitente y son capaces de descarga y carga profundas diarias. Son más duraderos que el tipo de ión de litio -, y el rendimiento de energía esperado para rangos de unidades ZBM más pequeños a 44 MWh. Grandes unidades de batería de escala (LSB) grandes comprenden 60 baterías ZBM-3 que ofrecen pico de 300 kW, continuo 240 kW, a 400-800 voltios y suministran 660 kWh.

El almacenamiento de energía de EOS en los EE. UU. Utiliza su znythbatería de zinc acuosacon un cátodo híbrido de zinc y optimizado para soporte de cuadrícula de servicios públicos, proporcionando una descarga continua de 4 a 6 horas. Comprende unidades de 4 kWh que forman subsistemas de 250 kW/1 MWh y un sistema completo de 1 MW/4 MWh. En septiembre de 2019, EOS y Holtec International anunciaron la formación de la potencia HI -, una empresa conjunta para producir baterías de zinc acuosas para las baterías de zinc acuosas para el almacenamiento de energía industrial -}, incluido el almacenamiento de la potencia excedente de los reactores modulares SMR-160 pequeños SMR-160 de Holtec, para ofrecer energía a la red durante la demanda máxima.

Duke Energy está probando unUltracapacitor híbrido - almacenamiento de bateríasSistema (Hess) en Carolina del Norte, cerca de una instalación solar de 1.2 MW. La batería de 100 kW/300 kWh utiliza química de iones híbridos acuosos con electrolito de agua salada y separador de algodón sintético. Los ultracacitores de respuesta rápidos - suavizan las fluctuaciones de carga.

Menor - costopiloto - baterías ácidasTambién están en uso generalizado a escala de servicios pequeños, con bancos de hasta 1 MW utilizados para estabilizar la generación de energía del parque eólico. Estos son mucho más baratos que el ion de litio -, algunos son capaces de hasta 4000 ciclos de descarga profunda, y pueden reciclarse completamente al final de la vida. La ultrabatomética de EcoUlt combina una válvula - plomo regulado - ácido (VRLA) con un ultracondensador en una sola celda, dando una alta - tasa parcial -} Estado {{9} de {- Operación de carga con longa y eficacia. En septiembre de 2011 se encargó un sistema de ultrabatería de 250 kW/1000 kWh con 1280 baterías ECOULT en septiembre de 2011 en el PNM Prosperity Energy Storage en Albuquerque, Nuevo México, por S&C Electric en relación con un sistema solar fotovoltaico solar de 500 kW, principalmente para regulación de voltaje. El sistema de almacenamiento de batería ácida más grande de Australia - es de 3 MW/1.5 MWh en King Island.

La Universidad de Stanford está desarrollando unaluminio - batería de iones, reclamando bajo costo, baja inflamabilidad y alta capacidad de almacenamiento de carga - durante 7500 ciclos. Tiene un ánodo de aluminio y un cátodo de grafito, con electrolito de sal, pero solo produce bajo voltaje.

Hogar - escala Bess

En mayo de 2015, Tesla anunció una unidad de almacenamiento de baterías domésticas de 7 o 10 kWh para almacenar electricidad de las energías renovables, utilizando baterías de iones de litio -} similares a las de los automóviles Tesla. Entregará 2 kW y funciona a 350 - 450 voltios. El sistema Powerwall se vendería a los instaladores a $ 3000 por una unidad de 7 kWh o $ 3500 por 10 kWh, aunque la última opción se suspendió rápidamente y la primera disminuyó a 6.4 kWh de almacenamiento y potencia de 3.3 kW. Si bien esto es claramente a escala doméstica, si se toma ampliamente tendrá implicaciones de la red. Tesla reclama 15 C/kWh para utilizar el almacenamiento, más el costo de esa energía renovable inicialmente, con una garantía de 3650 ciclos de 10 años que cubre la producción decreciente a 3.8 kWh en el año cinco, 18,000 kWh en total.

En el Reino Unido, PowerVault suministra diversas baterías para el uso del hogar, principalmente con energía solar fotovoltaica, pero también con el fin de ahorros con medidores inteligentes. Su cable de 4 kWh - batería ácida es el producto más popular a £ 2900 instalado, aunque las baterías reales necesitan reemplazarse cada cinco años. Una unidad de ión de 4 kWh de litio - cuesta £ 3900 instaladas, y otros productos varían de 2 a 6 kWh, que cuesta hasta £ 5000 instalados.

En abril de 2017, LG Chem ofrecía una gama de baterías en América del Norte, tanto bajo - y alto -. Tiene baterías de 48 voltios con 3.3, 6.5 y 9.8 kWh, y baterías de 400 voltios con 7.0 y 9.8 kWh.

Nomental - nivel litio - bess de iones puede estar sujeta a restricciones de incendio que rechazan las unidades que se unen a las paredes de una vivienda.

Almacenamiento de energía de aire comprimido

El almacenamiento de energía con aire comprimido (CAES) en cavernas geológicas o minas antiguas se está probando como una tecnología de almacenamiento de escala -} relativamente grande, utilizando gas - compresores eléctricos o eléctricos, el calor adiabático se descarga (es el sistema diabático). Cuando se libera (con precalentamiento para compensar el enfriamiento adiabático) alimenta una turbina de gas con quema de combustible adicional, el escape se usa para precalentar. Si el calor adiabático de la compresión se almacena y se usa más tarde para el precalentamiento, el sistema es CAES adiabático (A - CAES).

Las instalaciones de CAES pueden ser de hasta 300 MW, con una eficiencia en general del 70%. La capacidad de CAES puede igualar la producción de un parque eólico o 5-10 MW de capacidad solar fotovoltaica y hacerla parcialmente despachable. Se están en funcionamiento dos sistemas CAES diabáticos, en Alabama (110 MW, 2860 MWh) y Alemania (290 MW, 580 MWh), y otros se probaron o desarrollaron en otras partes de los Estados Unidos.

Las baterías tienen una mejor eficiencia que los CAE (salida como proporción de electricidad de entrada) pero cuestan más por unidad de capacidad, y los sistemas de CAES pueden ser mucho más grandes.

Duke Energy y otras tres compañías están desarrollando un proyecto de 1200 MW, $ 1.5 mil millones en Utah, auxiliar de un parque eólico de 2100 MW y otras fuentes renovables. Este es el proyecto de almacenamiento de energía Intermountain, que utiliza salt cavernas. Se dirige a la duración de 48 horas para la descarga para unir brechas de intermitencia, por lo tanto, aparentemente más de 50 GWh. El sitio también puede almacenar la energía solar excedente transmitida desde el sur de California. Se debe construir en cuatro etapas de 300 MW.

Planes de almacenamiento de energía gaeléctrica Un proyecto CAES de 550 gwh/año en Larne, Irlanda del Norte.

En los EE. UU., El proyecto Gill Ranch CAES se está adaptando para ser una planta de almacenamiento de energía de gas comprimida (CGE), con gas natural en lugar de aire que se almacena bajo presión. El gas se almacena en aproximadamente 2500 psi y 38 grados. La expansión a la presión de la tubería de 900 psi requiere precalentamiento para evitar el agua líquida e hidrato de formación.

Toronto Hydro con Hydrostor tiene un proyecto piloto que utiliza aire comprimido en vejigas de 55m bajo el agua en el lago Ontario para producir 0,66 mW durante una hora.

Almacenamiento criogénico

La tecnología funciona enfriando el aire hasta - 196 grados, momento en el que se convierte en líquido para el almacenamiento en tanques de presión -} aislados. La exposición a temperaturas ambientales provoca una rápida re - gasificación y una expansión de 700 veces en volumen, utilizada para conducir una turbina y crear electricidad sin combustión. Highview Power en el Reino Unido planea una instalación de 'aire líquido' a escala comercial de 50 MW/250 MWh en un sitio de planta de energía en desuso, basada en una planta piloto en Slough y una planta de demostración cerca de Manchester. La energía se puede almacenar durante semanas (en lugar de horas como para las baterías) a un costo nivelado proyectado de £ 110/MWh ($ 142/MWh) para un sistema de 10 horas y 200 MW/2 GWR.

Almacenamiento térmico

Como se describe en la subsección térmica solar del documento de energía renovable WNA, algunas plantas CSP usansal fundidaalmacenar energía durante la noche. Los 20 MWE Gemasolar de España afirman ser la primera base de carga CSP de carga cercana al mundo -, con un factor de capacidad del 63%. La planta de 200 MWE Andasol de España también utiliza almacenamiento de calor de sal fundida, al igual que las 280 MWE Solana de California.

Un desarrollador de reactor de sal fundido (MSR), Moltex, ha presentado un concepto de almacenamiento de calor de sal fundido (GridReserve) para complementar las energías renovables intermitentes. Moltex sugiere un reactor de sal estable de 1000 MWE que se ejecuta continuamente, desviando el calor a aproximadamente 600 grados en períodos de baja demanda al almacenamiento de sal de nitrato (como se usa en las plantas de CSP solar). Durante los períodos de alta demanda, la potencia de salida se puede duplicar a 2000 MWE utilizando el calor almacenado durante hasta ocho horas. Se afirma que la tienda de calor agrega solo £ 3/MWh al costo nivelado de la electricidad.

Otra forma de almacenamiento de calor se está desarrollando en el sur de Australia, donde la compañía 1414 (14d) está utilizandosilicio fundido. El proceso puede almacenar 500 kWh en un cubo de 70 cm de silicio fundido, aproximadamente 36 veces más que la pared de Tesla en el mismo espacio. Se descarga a través de un dispositivo de intercambio de calor -, como un motor Stirling o una turbina y recicla el calor. Una unidad de 10 MWh costaría alrededor de $ 700,000. (1414 grados es el punto de fusión del silicio). Una tess de demostración debe estar en el Proyecto de Energía Solar Aurora cerca de Port Augusta, Australia del Sur.

También en Australia, un material mezclado llamadoaleación de brecha de misicibilidad (MGA)almacena energía en forma de calor. MGA comprende pequeños bloques de metales combinados, que reciben energía generada por energías renovables como la energía solar y el viento que es excedente de la demanda de la red y la almacena hasta una semana. Se cita un costo de $ 35/kWh, mucho menos que las baterías de iones de litio -, pero tiene un tiempo de respuesta más lento que las baterías: 15 minutos. El calor se libera para generar vapor, potencialmente en carbón reutilizado - plantas disparadas. La compañía MGA Thermal se escindió de la Universidad de Newcastle y el uso de una subvención federal está construyendo una planta de fabricación piloto. Tiene varios sistemas que se están desarrollando para temperaturas de 200 grados a 1400 grados.

Otra forma de almacenamiento de energía es el hielo.Energía de hielotiene contratos del sur de California Edison para proporcionar 25.6 MW de almacenamiento de energía térmica utilizando su sistema de oso de hielo, unido a grandes unidades de aire acondicionado. Esto hace hielo por la noche cuando la demanda de energía es baja, luego lo usa para proporcionar enfriamiento durante el día en lugar de los compresores de aire acondicionado, reduciendo así la demanda máxima.

Almacenamiento de hidrógeno

En Alemania, Siemens ha comisionado una planta de almacenamiento de hidrógeno de 6 MW utilizandoMembrana de intercambio de protones (PEM)Tecnología para convertir el exceso de energía eólica a hidrógeno, para usar en celdas de combustible o agregar al suministro de gas natural. La planta en Mainz es la instalación de PEM más grande del mundo. En Ontario, Hydrogenics se asoció con la utilidad alemana E.ON para crear una instalación PEM de 2 MW que se alineó en agosto de 2014, convirtiendo el agua en hidrógeno a través de la electrólisis.

La eficiencia de la electrólisis a la celda de combustible a la electricidad es de alrededor del 50%.

San Diego Gas & Electric está trabajando con GenCell israelí para instalar 30 Gencell G5RX retrocediendo - Up Fuel Cellations en sus subestaciones. Estas son celdas de combustible alcalina basadas en hidrógeno - con salida de 5 kW. Están hechos en Israel y los usan allí por Israel Electric Corporation.

Almacenamiento cinético

VolanteAlmacene la energía cinética y son capaces de decenas de miles de ciclos de recarga.

ISO de Ontario ha contratado un sistema de almacenamiento de volantes de 2 MW de Nrstor Inc. Hawaiian Electric Co está instalando un sistema de volante de 80 kW/320 kWh de Amber Kinetics para su cuadrícula Oahu, este es un módulo potencialmente de varios. Normalmente, los volantes, que almacenan energía cinética listas para volver a la electricidad, se usan para el control de frecuencia en lugar del almacenamiento de energía, ofrecen energía durante un período relativamente corto y cada uno puede suministrar hasta 150 kWh. Amber Kinetics afirma la capacidad de descarga de cuatro - horas.

Alemania fabrica las unidades de durastor que tienen capacidades desde decenas de kilovatios hasta aproximadamente un megavatio. Las aplicaciones van desde frenado regenerativo para trenes hasta servicios auxiliares de parque eólico.

El uso principal de los volantes es en la fuente de alimentación ininterrumpida rotativa diesel (drups) set - ups, con 7 - 11 segundos de viaje - a través de la función sincrónica durante el inicio de un generador diesel integrado después de la falla de suministro de las fallas. Esto da tiempo -e.g.30 segundos: para el diesel normal - hasta el inicio.