Elektrības un enerģijas uzglabāšana

Avots:world-nuclear.org

Straujš ģenerēšanas jaudas pieaugums daudzās pasaules daļās, izmantojot periodiskus atjaunojamos enerģijas avotus, jo īpaši vēja un saules enerģiju, ir radījis spēcīgu stimulu plašā mērogā attīstīt elektroenerģijas uzglabāšanu. Sakarā ar (vēlamo vai uzspiesto) pieaugošo ikgadējo elektroenerģijas daļu, kas iegūta no atjaunojamām tehnoloģijām, kuras pakļautas dabiski mainīgām enerģijas plūsmām (piemēram, saules PV un vēja enerģija), ko raksturo salīdzinoši zemi slodzes faktori, šo tehnoloģiju apvienotās uzstādītās jaudas nākotnē sagaidāms, ka tas būs daudz lielāks nekā tipiskais/parastais elektroenerģijas maksimālās jaudas pieprasījums.

"Uzglabāšanas kontekstā ir jāizvairās no nožēlojamā ieraduma dažās aprindās akli lietot vārdu "jauda" kā "elektrības" sinonīmu. "Jaudu" ielādē glabāšanas ierīcē vai izlādē no tās, bet tā ir "enerģija". kas tiek glabāts." – 2020. gada prognozētās elektroenerģijas ražošanas izmaksas, Starptautiskā enerģētikas aģentūra un kodolenerģijas aģentūra.

Tas, cik lielā mērā var attīstīt elektroenerģijas uzglabāšanu, noteiks to, cik lielā mērā šie periodiski atjaunojamie avoti var izspiest nosūtāmos avotus, dažkārt paņemot pārpalikumu un novēršot pārtraukumus. Pastāv mēroga jautājumi – jauda un energoietilpība –, kas atsevišķos gadījumos ir norādīti zemāk.

Arī daļai uzkrātās enerģijas parasti ir jābūt pieejamai kā elektrībai dienām un nedēļām, lai gan ir daudz iespēju īslaicīgai uzglabāšanai minūtēs un stundās. Rentabilitāte ir ļoti svarīga, tāpēc ir skaidri jānosaka gan vērtība, gan izmaksas, lai salīdzinātu dažādas elektroenerģijas uzglabāšanas tehnoloģijas dažādās lietojumprogrammās un pakalpojumos.

Pašu elektroenerģiju nevar uzglabāt jebkurā mērogā, bet to var pārvērst citos enerģijas veidos, ko var uzglabāt un vēlāk pārveidot par elektroenerģiju pēc pieprasījuma. Elektroenerģijas uzglabāšanas sistēmas ietver akumulatoru, spararatu, saspiestu gaisu un sūknējamo hidroakumulatoru. Jebkurām sistēmām ir ierobežots kopējais enerģijas daudzums, ko tās var uzglabāt. To enerģijas jaudu izsaka megavatstundās (MWh), un jaudu vai maksimālo jaudu noteiktā laikā izsaka elektroenerģijas megavatos (MW vai MWe). Elektroenerģijas uzglabāšanas sistēmas var būt izstrādātas, lai nodrošinātu pārvades sistēmas palīgpakalpojumus, tostarp frekvences kontroli, un mūsdienās tā ir galvenā tīkla mēroga akumulatoru loma.

Protams, ļoti efektīva enerģijas uzglabāšana tiek panākta fosilā kurināmā un kodoldegvielā, pirms no tiem tiek ražota elektrība. Lai gan šeit galvenā uzmanība tiek pievērsta uzglabāšanai pēc ražošanas, jo īpaši no periodiskiem atjaunojamiem enerģijas avotiem, jebkurā pienācīgā jautājuma izskatīšanā ir jāiekļauj arī kodoldegviela elektroenerģijas ražošanai kā ekonomiskāka iespēja ar salīdzinoši mazām materiālu prasībām.

Sūkņu uzglabāšana ietver ūdens sūknēšanu kalnup uz rezervuāru, no kura to pēc pieprasījuma var izlaist hidroelektrostacijas ražošanai. Dubultā procesa efektivitāte ir aptuveni 70 procenti. Sūkņu krātuve veidoja 95 procentus no pasaules lielapjoma elektroenerģijas krātuves -2016 vidū un 72 procentus no 2014. gadā pievienotās uzglabāšanas jaudas. Sūknētās hidroakumulācijas priekšrocība ir tā, ka, ja nepieciešams, tā ir ilgstoša. Tomēr akumulatoru krātuve tiek plaši izmantota, un 2020. gada beigās tā sasniedza aptuveni 15,5 GW, kas savienota ar elektrības tīkliem, norāda IEA. Ēkas mēroga enerģijas uzglabāšana parādījās 2014. gadā kā noteicoša enerģijas tehnoloģiju tendence. Šis tirgus ir pieaudzis par 50 procentiem, salīdzinot ar iepriekšējā gada atbilstošo periodu, un litija jonu akumulatori ir pamanāmi, bet redoksplūsmas šūnu akumulatori ir daudzsološi. Šāda uzglabāšana var būt paredzēta, lai samazinātu pieprasījumu tīklā, kā rezerves kopija vai cenu arbitrāža.

Sūkņu uzglabāšanas projektiem un iekārtām ir ilgs kalpošanas laiks – nomināli 50 gadi, bet potenciāli vairāk, salīdzinot ar akumulatoriem – 8 līdz 15 gadi. Sūknējamā hidroakumulācija ir vislabāk piemērota, lai nodrošinātu maksimālās slodzes jaudu sistēmā, kas galvenokārt sastāv no fosilā kurināmā un/vai kodolenerģijas ražošanas. Tas nav tik labi piemērots, lai aizpildītu periodisku, neplānotu un neparedzamu ģenerēšanu.

Pasaules Enerģētikas padomes ziņojumā 2016. gada janvārī tika prognozēts ievērojams izmaksu kritums lielākajai daļai enerģijas uzglabāšanas tehnoloģiju no 2015. gada līdz 2030. gadam. Vislielākais izmaksu samazinājums bija akumulatoru tehnoloģijām, kam sekoja saprātīgie termiskie, latentie termiskie un superkondensatori. Akumulatoru tehnoloģijas uzrādīja samazinājumu no €100-700/MWh 2015. gadā līdz €50-190/MWh 2030. gadā — tas ir par vairāk nekā 70 procentiem samazinājums augšējo izmaksu robežās nākamo 15 gadu laikā. Nātrija sēra, svina skābes un litija jonu tehnoloģijas ir vadošās saskaņā ar WEC. Ziņojumā ir modelēta uzglabāšana, kas saistīta gan ar vēja, gan saules stacijām, novērtējot no tā izrietošās izlīdzinātās uzglabāšanas izmaksas (LCOS) konkrētās stacijās. Tajā atzīmēts, ka slodzes koeficients un vidējais izlādes laiks pie nominālās jaudas ir svarīgs LCOS noteicošais faktors, un cikla biežums kļūst par sekundāru parametru. Uzglabāšanai, kas saistīta ar saules enerģiju, tika izmantota ikdienas uzglabāšana ar sešu stundu izlādes laiku ar nominālo jaudu. Uzglabāšanai, kas saistīta ar vēju, tika izmantota divu dienu uzglabāšana ar 24 stundu izlādi ar nominālo jaudu. Pirmajā gadījumā viskonkurētspējīgākās uzglabāšanas tehnoloģijas LCOS bija 50-200 €/MWh. Pēdējā gadījumā izlīdzinātās izmaksas bija augstākas un jutīgas pret izlādes ciklu skaitu gadā, un "dažas tehnoloģijas šķita pievilcīgas".

Pēc Kalifornijas sabiedrisko pakalpojumu komisijas divus gadus ilga pētījuma štats 2010. gadā pieņēma tiesību aktus, kas paredz, ka līdz 2024. gadam bija nepieciešama 1325 MW elektroenerģijas uzglabāšana (izņemot liela mēroga sūkņu akumulatoru). 2013. gadā termiņš tika pārcelts uz 2020. gadu, un toreizējā jauda bija 35 MW. Kopā. Tiesību aktos ir noteikta jauda, ​​nevis uzglabāšanas jauda (MWh), liekot domāt, ka galvenais mērķis ir frekvences kontrole. Likuma noteiktais mērķis ir palielināt tīkla uzticamību, nodrošinot nosūtāmu jaudu no arvien lielākas saules un vēja enerģijas ieplūdes daļas, nomainīt griešanās rezervi, nodrošināt frekvences kontroli un samazināt maksimālās jaudas prasības (maksimālā skūšanās). Uzglabāšanas sistēmas var būt savienotas ar pārvades vai sadales sistēmām, vai arī atrodas aiz skaitītāja. Galvenā uzmanība tiek pievērsta akumulatoru enerģijas uzglabāšanas sistēmām (BESS). Enerģijas arbitrāža var palielināt ieņēmumus, pērkot ārpus maksimuma un pārdodot par maksimālo pieprasījumu. Dienvidkalifornija Edison 2014. gadā paziņoja par plāniem 260 MW elektroenerģijas uzglabāšanai, lai kompensētu 2150 MWe San Onofre atomelektrostacijas slēgšanu. Lai gan 1,3 GW štata 50 GW pieprasījuma kontekstā nenodrošinās lielu dispečerējamo jaudu, tas bija galvenais stimuls komunālajiem pakalpojumiem.

Oregona sekoja Kalifornijai un 2015. gadā noteica prasību lielākiem komunālajiem uzņēmumiem (PGE un PacifiCorp) līdz 2020. gadam iegādāties vismaz 5 MWh krātuves, un PGE ierosināja 39 GW vairākās vietās, maksājot no 50 līdz 100 miljoniem ASV dolāru. 2017. gada jūnijā Masačūsetsa izdeva mērķi līdz 2020. gadam nodrošināt 200 MWh krātuves. 2017. gada novembrī Ņujorka nolēma noteikt uzglabāšanas mērķi 2030. gadam.

ASV ir aptuveni 30 GW sūknēšanas jaudas, un līdz 2019. gada martam tika izmantota 900 MW komunālo pakalpojumu mēroga akumulatoru uzglabāšanas jauda. Bija paredzēts, ka tā pieaugs līdz 1000 MW līdz 2020. gadam un 2500 MW līdz 2023. gadam, un izmaksas būs sagaidāmas. samazināsies līdz 200 USD/kWh uzkrātās enerģijas, kas ir uz pusi mazāka par 2016. gada izmaksām. Aptuveni 2,5 procenti no piegādātās jaudas ASV tiek cirkulēti caur krātuvi (salīdzinājumā ar aptuveni 10 procentiem Eiropā un 15 procentiem Japānā).

2016. gada sākumā Apvienotās Karalistes Nacionālais tīkls saņēma spēcīgu atsaucību konkursā par 200 MW uzlabotu frekvences reakciju (EFR). Tas piedāvāja četru gadu līgumus par jaudu, kas spēj nodrošināt 100% aktīvās jaudas sekundē vai mazāk pēc frekvences novirzes reģistrēšanas. Tika piedāvāta aptuveni 888 MW akumulatora jaudas, 150 MW starpsavienojuma, 100 MW pieprasījuma puses reakcija un 50 MW spararata jauda. Visi, izņemot trīs, bija saistīti ar akumulatora uzglabāšanu. Augustā tika izsludināti uzvarējušie piedāvājumi – astoņi izvēlētie konkursi ir no 10 MW līdz 49 MW (kopā 201 MW) un kopējās izmaksas bija 66 miljoni mārciņu. Uzvarējušie piedāvājumi svārstījās no £7 līdz £12 par MW EFR/h, ar vidējo £9,44/MW EFR/h. Paredzams, ka akumulatori arī kļūs par galveno izvēli stingrai frekvences reakcijai, kas ir nedaudz lēnāka nekā EFR.

Apvienotajā Karalistē krātuve licencēšanas nolūkos tiek uzskatīta par ģenerēšanu, bet, pieslēdzoties sadales tīklam, tai ir jāatbilst divām dažādām savienojuma un maksas iekasēšanas metodoloģijām, un viena puse tiek pieslēgta kā pieprasījums, bet otra - kā ģenerēšana. Tiek ierosināta vienota krātuves savienojuma metodika, un Uzņēmējdarbības, enerģētikas un rūpniecības stratēģijas departaments un enerģētikas regulators Ofgem cenšas definēt “elektroenerģijas uzglabāšanu” juridiski un reglamentējoši, lai paātrinātu izvēršanu. Elektroenerģijas uzglabāšanas tīkls, nozares organizācija, atbalsta šo soli.

Attiecībā uz pieprasījumu Apvienotās Karalistes valdība norādīja, ka pakalpojumu sniedzējiem vajadzētu būt vieglākai piekļuvei dažādiem tirgiem, lai tie varētu godīgi konkurēt ar lielajiem ražotājiem, tostarp balansēšanas tirgū, palīgpakalpojumos un jaudas tirgū. Pastāv bažas par to, vai uzglabāšanas un pieprasījuma reaģēšanas pakalpojumu sniedzējiem vajadzētu būt iespējai piekļūt tāda paša ilguma jaudas tirgus līgumiem kā jauniem dīzeļģeneratoriem. Šajā jomā reakcijai ir jābūt vairāk nekā stundām, un akumulatori ir mazāk ekonomiski.

2016. gada novembrī Eiropas Komisija atzina enerģijas uzglabāšanu par galveno elastīguma instrumentu, kas nepieciešams nākotnē. Tā ierosināja jaunu elektroenerģijas uzglabāšanas definīciju, lai iekļautu "saražotās elektroenerģijas daudzuma atlikšanu līdz izmantošanas brīdim vai nu kā gala enerģiju, vai pārveidotu citā enerģijas nesējā", piemēram, gāzē. Tādējādi enerģijas uzkrāšanas normatīvajā definīcijā tika iekļautas enerģijas pārveidošanas gāzē (P2G) koncepcijas, lai elektrolīzes ceļā pārpalikumu no atjaunojamiem enerģijas avotiem varētu pārvērst ūdeņradi, ko var pievienot parastajam gāzes sadales tīklam (līdz 20 procentiem, lai gan daudz mazāk atļauts lielākajā daļā valstu) vai pārdotas tieši. Tādējādi elektrolizatori varētu nodrošināt tīkla palīgpakalpojumus, par kuriem tiem maksā. P2G pārdefinēšana no vienkāršas slodzes uz glabāšanu ietekmē gan elektroenerģijas tīklus, gan CO samazināšanu₂kas rodas no gāzes. P2G elektrolizatorus var uzskatīt par tīkla daļu, nevis tikai gala lietotājiem.

ITM Power, kas izstrādā elektrolizatorus P2G sistēmām, Apvienotajā Karalistē ierosina būvēt vairākas ūdeņraža uzpildes stacijas degvielas šūnu automašīnām, kurām būtu zināma tīkla balansēšanas funkcija. 2017. gada martā tas darbojās četras reizes, un ūdeņraža ražošana bija paredzēta, lai absorbētu lieko jaudu no tīkla. Apvienotās Karalistes valdība vēlas līdz 2020. gadam izveidot 65 ūdeņraža uzpildes stacijas. Katrai no tām ir 200 līdz 250 kW jauda, ​​tāpēc vairākas no tām ir vajadzīgas, lai varētu pretendēt uz uzlabotu frekvences reakciju (vismaz 3 MW).

Polimēru elektrolīta membrānas (PEM) elektrolizatori tagad ir pieejami par aptuveni 1 miljonu eiro par MW, ar mazāku nospiedumu un ātrāku reakciju nekā alternatīvām, kas nodrošina tīkla balansēšanu un enerģijas uzglabāšanu. Vācijā 2015. gadā tika samazināts aptuveni 4,7 TWh no atjaunojamās elektroenerģijas.

Ūdeņraža uzglabāšana mērogā un tā pārnese lielos attālumos ir paredzēta, pārveidojot par amonjaku, kas praktiski ir enerģijas blīvāks.

Papildinformāciju skatiet Enerģijas uzglabāšanas asociācijas tīmekļa vietnē vai Eiropas Enerģijas uzglabāšanas asociācijā (EASE).

Sūknējamā hidroelektrostacija

Dažās vietās sūkņu krātuve tiek izmantota, lai izlīdzinātu ikdienas radīto slodzi, sūknējot ūdeni uz augstu krātuves aizsprostu ārpus sastrēgumu stundās un nedēļas nogalēs, izmantojot bāzes slodzes pārpalikumu no zemu izmaksu ogļu vai kodolenerģijas avotiem. Pīķa stundās šo ūdeni caur turbīnām var novadīt zemākā rezervuārā hidroelektrostaciju ražošanai, pārvēršot potenciālo enerģiju elektroenerģijā. Reversie sūkņa-turbīnas/motora-ģeneratora bloki var darboties gan kā sūkņi, gan turbīnas*. Sūknējamās uzglabāšanas sistēmas var būt efektīvas, lai apmierinātu maksimālās pieprasījuma izmaiņas straujas palielināšanas vai samazināšanas dēļ, un tās var būt rentablas, ņemot vērā atšķirību starp maksimālās un ārpusstrāvas vairumtirdzniecības cenām. Galvenā problēma, izņemot ūdeni un augstumu virs jūras līmeņa, ir turp un atpakaļ efektivitāte, kas ir aptuveni 70 procenti, tāpēc no katras ievades MWh tiek atgūti tikai 0,7 MWh. Turklāt salīdzinoši nedaudzās vietās ir vietas sūkņu uzglabāšanas aizsprostiem netālu no vietas, kur nepieciešama jauda.

Francis turbīnas tiek plaši izmantotas sūkņu uzglabāšanai, bet to hidrauliskā spiediena ierobežojums ir aptuveni 600 m.

Lielākā daļa sūknētās krātuves jaudas ir saistīta ar izveidotajiem hidroelektrostaciju aizsprostiem upēs, kur ūdens tiek sūknēts atpakaļ uz augstu uzglabāšanas aizsprostu. Šādas aizsprostotas hidroshēmas var papildināt ar pie upes sūknētu hidroenerģiju. Tam ir nepieciešami mazu rezervuāru pāri kalnainā apvidū un savienoti ar cauruli ar sūkni un turbīnu.

Šī Gordon Butte projekta shēma ir raksturīga pie upes sūknējamai uzglabāšanai (Gordon Butte)

Starptautiskajai hidroenerģijas asociācijai ir izsekošanas rīks, kas kartē esošo un plānoto sūkņu uzglabāšanas projektu atrašanās vietas un jaudas jaudu.

Sūkņu uzglabāšana tiek izmantota kopš 20. gadsimta 20. gadiem, un šobrīd visā pasaulē ir uzstādīta aptuveni 160 GW sūkņu uzglabāšana, tostarp 31 GW ASV, 53 GW Eiropā un Skandināvijā, 27 GW Japānā un 23 GW Ķīnā. Tas veido aptuveni 500 GWh, ko var uzglabāt — aptuveni 95 procentus no pasaules liela mēroga elektroenerģijas krātuves -2016 vidū un 72 procentus no šīs jaudas, kas tika pievienota 2014. gadā. IRENA ziņo, ka no plkst. sūkņu krātuve 2015. gadā. Starptautiskās Enerģētikas aģentūrasPasaules enerģētikas pārskats 2016projektiem līdz 2040. gadam tiks pievienota 27 GW sūkņu uzglabāšanas jauda, ​​galvenokārt Ķīnā, ASV un Eiropā.

Ārpus upes sūknētai hidroenerģijai pārī savienoto rezervuāru augstuma starpībai parasti ir jābūt vismaz 300 metriem. Pamestām pazemes raktuvēm ir zināms vietu potenciāls. Spānijas Leonas reģionā Navaleo plāno sūknējamu hidrosistēmu bijušajā ogļraktuvēs ar 710 m augstumu un 548 MW jaudu, kas gadā atgriezīs tīklā 1 TWh.

Atšķirībā no vēja un saules enerģijas ievades tīkla sistēmā, hidroģenerācija ir sinhrona un tādējādi nodrošina pārvades tīklā palīgpakalpojumus, piemēram, frekvences kontroli un reaktīvās jaudas nodrošināšanu. Sūknēšanas projektā parasti ir 6 līdz 20 stundu hidrauliskā rezervuāra uzglabāšanas laiks, salīdzinot ar daudz mazāk akumulatoru. Sūkņu uzglabāšanas sistēmas parasti ir vairāk nekā 100 MWh uzkrātās enerģijas.

Sūknējamā hidroakumulācija ir vislabāk piemērota maksimālās slodzes jaudas nodrošināšanai sistēmai, kas galvenokārt sastāv no fosilā kurināmā un/vai kodolenerģijas ražošanas ar zemām izmaksām. Tas ir daudz mazāk piemērots, lai aizpildītu periodisku, neplānotu ģenerāciju, piemēram, vēju, kur pārpalikuma jaudas pieejamība ir neregulāra un neparedzama.

Lielākā sūkņu krātuves iekārta atrodas Virdžīnijā, ASV, ar 3 GW jaudu un 30 GWh uzkrātās enerģijas. Tomēr noderīgas telpas var būt diezgan mazas. Tām arī nav jāpapildina galvenās hidroelektrostacijas shēmas, bet tās var izmantot jebkādas augstuma atšķirības starp augšējo un apakšējo rezervuāru, kas pārsniedz 100 metrus, ja ne pārāk tālu viens no otra. Okinavā jūras ūdens tiek sūknēts uz ūdenskrātuvi klints virsotnē. Austrālijā tika apsvērta iespēja izveidot neizmantotu pazemes raktuvi zemākam rezervuāram. Izraēla plāno 344 MW Kokhav Hayarden divu rezervuāru sistēmu.

Montānā, ASV, 1 miljarda dolāru, 4 x 100 MW Gordon Butte sūkņu uzglabāšanas hidroelektrostacijas projekts štata centrālajā daļā izmantos jaudas pārpalikumu no štata 665 MWe vēja turbīnām, lai gan tas ir mazāk paredzams nekā plānotā ārpuspīķa jauda. nodrošināt bāzes slodzi. Absaroka Energy no 2018. gada būvēs paaugstināto rezervuāru uz 312 metriem virs apakšējās ūdenskrātuves. Tā plāno piegādāt 1300 GWh gadā, lai papildinātu vēja enerģiju ar papildu pakalpojumiem.

Paredzams, ka Vācijā Gaildorfas vēja un hidroenerģijas projekts netālu no Minsteres sāks darboties 2018. gadā. Tas ietver 13,6 MWe vēja turbīnu un 16 MWe hidrojaudu no sūkņu krātuves.

Akumulatoru enerģijas uzglabāšanas sistēmas

Baterijas elektroķīmiski uzglabā un atbrīvo enerģiju. Akumulatora uzglabāšanas prasības ir augsts enerģijas blīvums, liela jauda, ​​ilgs kalpošanas laiks (uzlādes-izlādes cikli), augsta efektivitāte turp un atpakaļ, drošība un konkurētspējīgas izmaksas. Citi mainīgie lielumi ir izlādes ilgums un uzlādes ātrums. Starp šiem kritērijiem ir panākti dažādi kompromisi, uzsverot akumulatoru enerģijas uzglabāšanas sistēmu (BESS) ierobežojumus salīdzinājumā ar nosūtāmiem ražošanas avotiem. Rodas arī jautājums par enerģijas atdevi no ieguldītās enerģijas (EROI), kas ir akūti saistīts ar akumulatora darbības laiku un to, kā šajā periodā saglabājas tā efektivitāte turp un atpakaļ.

Akumulatoriem ir nepieciešama jaudas pārveidošanas sistēma (PCS), ieskaitot invertoru, lai to savienotu ar parasto maiņstrāvas sistēmu. Tas palielina akumulatora pamata izmaksas par aptuveni 15 procentiem.

Dažādi megavatu mēroga projekti ir pierādījuši, ka akumulatori ir labi piemēroti, lai izlīdzinātu vēja un saules sistēmu enerģijas mainīgumu dažu minūšu un pat stundu laikā, lai īslaicīgi integrētu šos atjaunojamos energoresursus tīklā. Viņi arī parādīja, ka baterijas var reaģēt ātrāk un precīzāk nekā parastie resursi, piemēram, vērpšanas rezerves un pīķa iekārtas. Tā rezultātā lieli akumulatoru bloki kļūst par stabilizācijas tehnoloģiju, kas ir izvēlēta īslaicīgai atjaunojamo energoresursu integrācijai. Tā ir jaudas funkcija, nevis galvenokārt enerģijas uzkrāšana. Pieprasījums pēc tā ir daudz mazāks nekā pēc enerģijas uzglabāšanas — Kalifornijas ISO lēsa, ka tā maksimālā frekvences regulēšanas pieprasījums 2018. gadā ir 2000 MW no visiem avotiem.

Dažas akumulatoru instalācijas aizstāj griešanās rezervi īstermiņa dublēšanai, tāpēc tās darbojas kā virtuālas sinhronas mašīnas, izmantojot tīklu veidojošos invertorus.

Viedie tīkli Daudzas diskusijas par akumulatoru uzglabāšanu ir saistītas ar viedtīkliem. Viedais tīkls ir elektrotīkls, kas optimizē elektroenerģijas piegādi, izmantojot informāciju gan par piedāvājumu, gan pieprasījumu. Tas tiek darīts, izmantojot tīkla vadības funkcijas ierīcēm ar saziņas iespējām, piemēram, viedajiem skaitītājiem.

Litija jonu akumulatori2015. gadā veidoja 51 procentu no tikko paziņotās enerģijas uzglabāšanas sistēmas (ESS) jaudas un 86 procentus no izvietotās ESS jaudas. 2015. gadā visā pasaulē tika paziņots par aptuveni 1653 MW jaunu ESS jaudu, un tikai nedaudz vairāk kā viena trešdaļa nāk no Ziemeļamerikas. Litija jonu akumulatori ir vispopulārākā tehnoloģija sadalītajām enerģijas uzglabāšanas sistēmām (Navigant Research). Litija jonu akumulatoriem ir 95 procenti turp un atpakaļ līdzstrāvas efektivitāte, kas samazinās līdz 85 procentiem, kad strāva tiek pārveidota par maiņstrāvu tīklam. Atkarībā no izmantošanas tiem ir 2000-4000 cikls un 10-20 gads.

Mājsaimniecības līmenī aiz skaitītāja* tiek veicināta akumulatora uzglabāšana. Pastāv acīmredzama saderība starp saules PV un baterijām, jo ​​tās ir līdzstrāvas. Vācijā, kur saules PV jaudas koeficients ir vidēji 10,7 procenti, 41 procents no jaunajām saules PV iekārtām 2015. gadā bija aprīkotas ar rezerves bateriju krātuvi, salīdzinot ar 14 procentiem 2014. gadā. Šis pieaugums gan mājsaimniecībām, gan tīklam pieslēgtām PV. sistēmas, mudina KfW Attīstības banka, kas organizē valsts aizdevumus ar zemiem procentiem un palīdzību atmaksai, sedzot līdz 25 procentiem no nepieciešamajiem investīciju izdevumiem. KfW pieprasa, lai patēriņam un uzglabāšanai uz vietas tiktu izmantota pietiekama PV elektroenerģija, lai pārvades tīklā nonāktu ne vairāk kā puse no saražotās produkcijas. Tādā veidā tiek apgalvots, ka tīkls var izturēt 1,7 līdz 2,5 reizes lielāku saules enerģijas jaudu bez pārslodzes. 2016. gadā Vācijai tika ziņots par 200 MWh uzstādīto uzglabāšanas jaudu.

Mājsaimniecības un mazo uzņēmumu PV nav daļa no sadales sistēmas, bet galvenokārt tiek izmantota telpās, tajās tiek izmantota liela saražotā enerģija, un daļa, iespējams, tiek eksportēta uz sistēmu, izmantojot skaitītāju, kas sākotnēji mērīja no tīkla paņemto jaudu, par kuru jāmaksā.

Vairāk nekā viena trešdaļa no 1,5 GW “akumulatoru krātuves” 2015. gadā bija litija jonu akumulatori, bet 22 procenti bija nātrija-sēra akumulatori. Starptautiskā atjaunojamās enerģijas aģentūra (IRENA) lēš, ka pasaulei ir nepieciešami 150 GW akumulatoru uzglabāšanas, lai sasniegtu IRENA vēlamo mērķi līdz 2030. gadam 45 procentus no elektroenerģijas saražot no atjaunojamiem avotiem. Apvienotajā Karalistē ir nepieciešami aptuveni 2 GW ātrai frekvences kontrolei 45. GWe sistēma, un National Grid tam tērē no 160 līdz 170 miljoniem mārciņu gadā. Vācijā uzstādīto komunālo pakalpojumu mēroga akumulatoru krātuve palielinājās no aptuveni 120 MW 2016. gadā līdz aptuveni 225 MW 2017. gadā.

Liela BESS ir 40 MW/20 MWh Toshiba litija jonu sistēma Tohoku Electric Power Company Nishi-Sendai apakšstacijā Japānā, kas tika nodota ekspluatācijā 2015. gada sākumā, un San Diego Gas & Electric ir 30 MW/120 MWh litija jonu BESS. Eskondido, Kalifornijā. Arī STEAG Energy Services ir uzsācis 90 MW litija jonu uzglabāšanas programmu Vācijā (skatīt zemāk), un Edison ierīko 100 MW iekārtu Longbīčā, Kalifornijā.

Dienvidaustrālijā Tesla 100 MW/129 MWh litija jonu sistēma tika uzstādīta blakus Neoen 309 MWe Hornsdeilas vēja parkam netālu no Džeimstaunas — Hornsdeilas enerģijas rezervei (HPR). Aptuveni 70 MW jaudas ir noslēgts ar štata valdību, lai nodrošinātu tīkla stabilitāti un sistēmas drošību, tostarp frekvences kontroles palīgpakalpojumus (FCAS), izmantojot Tesla Autobidder platformu sešu sekunžu līdz piecu minūšu laikā. Pārējām 30 MW jaudai ir trīs stundu uzglabāšana, un Neoen to izmanto kā slodzes novirzīšanu blakus esošajam vēja parkam. Tas ir izrādījies spējīgs ļoti ātri reaģēt uz FCAS, piegādājot līdz 8 MW apmēram 4 sekundes, pirms lēnāk noslēgtais FCAS ieslēdzas, kad frekvence nokritās zem 49,8 Hz. 2020. gadā projekts tika paplašināts par 50 MW/64,5 MWh par 79 miljoniem Austrālijas dolāru, lai tagad tas nodrošinātu apmēram pusi no virtuālās inerces, kas valstī nepieciešama FCAS.

Ir vairāki litija jonu akumulatoru veidi, daži ar augstu enerģijas blīvumu un ātru uzlādi, lai tie būtu piemēroti mehāniskajiem transportlīdzekļiem (EV), citi, piemēram, litija dzelzs fosfāts (LiFePO)₄, saīsināti kā LFP), ir smagāki, mazāk enerģijas blīvi un ar ilgāku cikla mūžu. Ilgstošas ​​uzglabāšanas koncepcijas ietver izlietoto EV akumulatoru otrreizēju izmantošanu.

Nātrija-sēra (NaS) akumulatoriir izmantoti 25 gadus un ir labi zināmi, lai gan dārgi. Viņiem arī jādarbojas aptuveni 300 grādu leņķī, kas nozīmē nelielu elektroenerģijas patēriņu dīkstāvē. PG&E 2 MW/14 MWh Vaca-Dixon NaS BESS sistēma maksāja aptuveni 11 miljonus USD (5500 USD/kW, salīdzinot ar aptuveni 200 USD/kW, ko PG&E 2015. gadā lēsa kā līdzsvara izmaksas). Kalpošanas laiks ir aptuveni 4500 cikli. Turp un atpakaļ efektivitāte 18-mēneša izmēģinājumā bija 75 procenti. Uzņēmums EWE būvē 4,4 MW/20 MWh bloku Varelā Lejassaksijā, Vācijas ziemeļos, lai to nodotu ekspluatācijā 2018. gada beigās. (Tā ir daļa no iekārtas ar 7,5 MW/2,5 MWh litija jonu akumulatoru, visa iekārta maksā 24 miljonus eiro.)

Redox plūsmas šūnu akumulatori(RFB), kas izstrādāti 197. g Sprieguma starpība ūdens sistēmās ir no 0,5 līdz 1,6 voltiem. Tie tiek uzlādēti un izlādēti ar atgriezenisku reducēšanas-oksidācijas reakciju caur membrānu. Uzlādes procesā joni tiek oksidēti pie pozitīvā elektroda (elektronu atbrīvošanās) un reducēti pie negatīvā elektroda (elektronu uzņemšana). Tas nozīmē, ka elektroni pārvietojas no pozitīvā elektroda aktīvā materiāla (elektrolīta) uz negatīvā elektroda aktīvo materiālu. Izlādējoties, process apgriežas un tiek atbrīvota enerģija. Aktīvās vielas ir redoksu pāri,i.e.ķīmiskie savienojumi, kas spēj absorbēt un atbrīvot elektronus.

Vanādija redoksplūsmas akumulatori (VRFB vai V-flow) izmanto vairākus vanādija oksidācijas stāvokļus, lai uzglabātu un atbrīvotu lādiņu. Tie ir piemēroti lieliem stacionāriem lietojumiem ar ilgu kalpošanas laiku (aptuveni 15, 000 cikli vai "bezgalīgs"), pilnīgu izlādi un zemu maksu par kWh, salīdzinot ar litija jonu, ja tos izmanto katru dienu vai biežāk. V-plūsmas akumulatori kļūst rentablāki, jo ilgāks uzglabāšanas ilgums (bieži vien aptuveni četras stundas) un jo lielāka ir nepieciešamība pēc jaudas un enerģijas. Tiek uzskatīts, ka krosoveru ekonomiskā mērogā ir aptuveni 400 kWh jauda, ​​pēc kuras tie ir ekonomiskāki nekā litija jonu. Tie darbojas arī apkārtējās vides temperatūrā, tāpēc tie ir mazāk pakļauti ugunsgrēkiem nekā litija joni. Izmaksu un mēroga ziņā VRFB ir lielas tīkla un nozares pielietojuma iespējas — līdz GWh projektiem, nevis MWh projektiem.

Izmantojot RFB, enerģiju un jaudu var mērogot atsevišķi. Jauda nosaka šūnas izmēru vai šūnu skaitu, un enerģiju nosaka enerģijas uzglabāšanas vides daudzums. Moduļu jauda ir līdz 250 kW, un tos var montēt līdz 100 MW. Tas ļauj redoksplūsmas akumulatorus labāk pielāgot īpašām prasībām nekā citas tehnoloģijas. Teorētiski enerģijas daudzumam nav ierobežojumu, un bieži vien īpatnējās investīciju izmaksas samazinās, palielinoties enerģijas/jaudas attiecībai, jo enerģijas uzglabāšanas līdzeklim parasti ir salīdzinoši zemas izmaksas.

Modeļa “pīķa” rūpnīcai Ķīnā ir 100 MWe saules PV ar 100 MW/500 MWh VRFB.

Vispārējs secinājums no PG&E izmēģinājuma bija tāds, ka, ja baterijas ir jāizmanto enerģijas arbitrāžai, tām jābūt izvietotām kopā ar vēja vai saules enerģijas parkiem – bieži vien tālu no galvenā slodzes centra. Tomēr, ja tos paredzēts izmantot frekvences regulēšanai, tie ir labāk izvietoti tuvu pilsētas vai rūpniecības slodzes centriem. Tā kā frekvenču kontroles ieņēmumu plūsma ir daudz labāka nekā arbitrāža, komunālie uzņēmumi parasti dod priekšroku centram, nevis attālām vietām saviem īpašumiem.

Litija jonu akumulatoru izmaksas laikā no 2000. līdz 2015. gadam ir samazinājušās par divām trešdaļām, līdz aptuveni 700 USD/kWh, ko noteica transportlīdzekļu tirgus, un tiek prognozēts, ka līdz 2025. gadam izmaksas samazināsies uz pusi. Enerģijas pārveidošanas sistēmas (PCS) izmaksas nav samazinājušās tādu pašu likmi un 2015. gadā pievienoja aptuveni 15 procentus akumulatora izmaksām lietojumprogrammām, kas nav paredzētas transportlīdzekļiem.

Litija jonu baterijas var iedalīt kategorijās pēc to katodu ķīmiskās sastāva. Dažādas minerālu kombinācijas rada ievērojami atšķirīgus akumulatora raksturlielumus:

Litija niķeļa kobalta alumīnija oksīda (NCA) akumulators – specifisks enerģijas diapazons (200-250 Wh/kg), augsta īpatnējā jauda, ​​kalpošanas laiks 1000 līdz 1500 pilni cikli. Iecienīta dažos premium klases EV (e.g.Tesla), bet dārgāka nekā citas ķīmijas.

Litija niķeļa mangāna kobalta oksīda (NMC) akumulators – specifisks enerģijas diapazons (140-200 Wh/kg), kalpošanas laiks 1000-2000 pilni cikli. Visizplatītākais akumulators, ko izmanto elektriskajos un plug-in hibrīda elektriskajos transportlīdzekļos. Zemāks enerģijas blīvums nekā NCA, bet ilgāks kalpošanas laiks.

Litija dzelzs fosfāta (LFP) akumulators – īpatnējais enerģijas diapazons (90-140 Wh/kg), kalpošanas laiks 2000 pilni cikli. Zema īpatnējā enerģija ierobežojums izmantošanai liela attāluma EV. Varētu piemērot stacionāriem enerģijas uzkrāšanas lietojumiem vai transportlīdzekļiem, kur akumulatora izmērs un svars nav tik svarīgi. Tiek ziņots, ka tā ir mazāk pakļauta termiskai bēgšanai un ugunsgrēkiem.

Litija mangāna oksīda (LMO) akumulators — īpatnējais enerģijas diapazons (100-140 Wh/kg), kalpošanas laiks 1000-1500 cikli. Kobaltu nesaturoša ķīmija tiek uzskatīta par priekšrocību. Izmanto elektriskajos velosipēdos un dažos komerciālajos transportlīdzekļos.

Superkondensatori

Kondensators uzglabā enerģiju, izmantojot statisko lādiņu, nevis elektroķīmisko reakciju. Superkondensatori ir ļoti lieli un tiek izmantoti enerģijas uzkrāšanai, veicot biežu uzlādes un izlādes ciklu ar lielu strāvu un īsu laiku. Tie ir attīstījušies un nonākuši akumulatoru tehnoloģijā, izmantojot īpašus elektrodus un elektrolītu. Tie darbojas ar 2.{1}}.7 voltiem un uzlādējas mazāk nekā desmit sekundēs. Izlāde ir mazāka par 60 sekundēm, un spriegums pakāpeniski samazinās. Superkondensatoru īpatnējā enerģija svārstās līdz 30 Wh/kg, kas ir daudz mazāka nekā litija jonu akumulatoram.

Rotējošie sinhronie stabilizatori

Lai kompensētu sinhronās inerces trūkumu ražošanas iekārtā, ja ir liela atkarība no vēja un saules avotiem, sistēmai var pievienot sinhronos kondensatorus (sinhronus), kas pazīstami arī kā rotējošie stabilizatori. Tos izmanto frekvences un sprieguma kontrolei gadījumos, kad ir jāuzlabo tīkla stabilitāte, jo ir liels mainīgo atjaunojamo enerģijas avotu īpatsvars. Tie nodrošina uzticamu sinhrono inerci un var palīdzēt stabilizēt frekvences novirzes, ģenerējot un absorbējot reaktīvo jaudu. Tie nav enerģijas uzglabāšana parastajā nozīmē, un tie ir aprakstīti informācijas lapā par atjaunojamo enerģiju un elektroenerģiju.

Akumulatoru sistēmas visā pasaulē

Eiropā

Saskaņā ar Eiropas Enerģijas uzglabāšanas asociācijas datiem kopējā uzstādītā nehidroakumulācijas jauda Eiropā 2018. gada beigās sasniedza 2,7 GWh, un tiek prognozēts, ka līdz 2020. gada beigām tā būs 5,5 GWh. Tas ietver mājsaimniecības sistēmas, kurās ir vairāk nekā viena trešdaļa 2019-20 papildinājumu. EDF plāno līdz 2035. gadam visā Eiropā nodrošināt 10 GW akumulatoru krātuvi. 2020. gada martā Total uzsāka 25 MW/25 MWh litija jonu akumulatoru projektu Mārdikā netālu no Denkerkas, lai tas būtu "lielākais Francijā".

Pirmā no STEAG sešām plānotajām 15 MW litija jonu vienībām 100 miljonu eiro 90 MW programmā tika ieslēgta 2016. gada jūnijā Līnenes ogļu kurināmajā Vācijā. Lai baterijām būtu piemērotas komerciālai darbībai, tām ir jāreaģē uz automatizētiem zvaniem 30 sekunžu laikā un jāspēj barot vismaz 30 minūtes.

Vācijā RWE ir ieguldījis 6 miljonus eiro 7,8 MW/7 MWh litija jonu akumulatoru sistēmā Herdekas spēkstacijā netālu no Dortmundes, kur uzņēmums pārvalda sūkņu akumulatoru. Tas darbojas kopš 2018.

Vācijā 10 MW/10,8 MWh litija jonu akumulatoru uzglabāšanas sistēma tika nodota ekspluatācijā 2015. gadā Feldheimā, Brandenburgā. Tam ir 3360 litija jonu moduļi no LG Chem Dienvidkorejā. 13 miljonus eiro vērtā akumulatoru vienība uzglabā elektroenerģiju, kas saražota vietējā 72 MW vēja parkā, un tika uzbūvēta, lai stabilizētu PSO 50 hercu pārvades tīklu. Tā piedalās arī iknedēļas konkursā par primārās kontroles rezervi.

Līdz 2022. gada beigām RWE plāno 45 MW litija jonu akumulatoru savā Lingen un 72 MW – Verne Gerstein spēkstacijās, galvenokārt FCAS. Siemens plāno 200 MW/200 MWh akumulatoru Wunsiedel Bavārijā enerģijas uzkrāšanai un maksimuma pārvaldībai.

Nīderlandes uzņēmums Eneco un Mitsubishi kā EnspireME ir uzstādījuši 48 MW/50 MWh litija jonu akumulatoru Jardelundā, Vācijas ziemeļos. Akumulators nodrošina primāro rezervi tīklam un uzlabo tīkla stabilitāti reģionā, kurā ir daudz vēja turbīnu un tīkla pārslodzes problēmas.

Tiek ziņots, ka Vācijas akumulatoru sistēmu operatori, kas katru nedēļu tiek piedāvāti primārās kontroles rezerves tirgū, ir saņēmuši vidējo cenu 17,8 EUR/MWh 18 mēnešos līdz 2016. gada novembrim.

Spānijā Acciona kopā ar BESS nodeva ekspluatācijā vēja iekārtu 2017. maijā. Acciona rūpnīca ir aprīkota ar divām Samsung litija jonu akumulatoru sistēmām, no kurām viena nodrošina 1 MW/390 kWh, bet otra ražo 0,7 MW/700 kWh, savienota ar 3 MW vēja turbīnu un pie tīkla. Šķiet, ka abiem ir frekvences reakcija kā daļa no viņu lomas.

2016. gada maijā Fortum Somijā noslēdza līgumu ar Francijas akumulatoru uzņēmumu Saft par 2 miljonu eiro lielas litija jonu akumulatoru enerģijas uzglabāšanas sistēmas piegādi tās Suomenojas elektrostacijai kā daļu no visu laiku lielākā BESS pilotprojekta Ziemeļvalstīs. Tā nominālā jauda būs 2 MW un spēs uzglabāt 1 MWh elektroenerģijas, ko piedāvāt PSO frekvences regulēšanai un jaudas izlīdzināšanai. Tā ir līdzīga sistēmai, kas darbojas Aube reģionā Francijā, savienojot divus vēja parkus, kuru kopējā jauda ir 18 MW. Kopš 2012. gada Saft ir izvietojis vairāk nekā 80 MW akumulatoru.

Apvienotajā Karalistē tika ziņots, ka 2019. gada augustā darbojās 475 MW akumulatoru krātuves. Šajā projektā 11 projekti bija robežās no 10 līdz 87 MW, un lielākā daļa no tiem bija ar pastiprinātas frekvences reakcijas līgumiem.

Atjaunojamās enerģijas uzņēmums RES nodrošina 55 MW dinamisku frekvences reakciju no litija jonu akumulatoru krātuves uz Nacionālo tīklu. AER jau darbojas vairāk nekā 100 MW/60 MWh akumulatoru krātuves, galvenokārt Ziemeļamerikā.

2020. gada martā Somijas Wartsila ieguva līgumu par divu 50 MW litija jonu akumulatoru piegādi EDF Pivot Power, uzsākot 2 GW uzglabāšanas programmu tīkla mēroga akumulatoru tīklam papildu tīkla pakalpojumiem un elektrisko transportlīdzekļu uzlādei. Trešā 50 MW baterija Sauthemptonā ir no Downing LLP. Uzņēmumam EDF Energy Renewables ir 49 MW bateriju uzglabāšanas projekts nacionālajam tīklam EDF Energy West Burton vietā Ziemeļjorkšīrā.

Apvienotās Karalistes valsts sekretāra vietniece enerģētikas jautājumos Amber Rudd apmeklē Leitonas Buzzardas iekārtu 2014. gadā (UK Power Networks)

Ziemeļīrijā ASV ģenerators AES ir pabeidzis 10 MW/5 MWh enerģijas uzglabāšanas bloku savā Kilroot spēkstacijā Carrickfergus. Sistēma sastāv no vairāk nekā 53,{3}} litija jonu akumulatoriem, kas izvietoti 136 atsevišķos mezglos ar vadības sistēmu, kas reaģē uz tīkla izmaiņām mazāk nekā sekundē. Tā ir lielākā uzlabotā enerģijas uzglabāšanas sistēma Apvienotajā Karalistē un Īrijā un vienīgā šāda sistēma pārraides mērogā saskaņā ar AES. Uzņēmums vēlas izveidot uzglabāšanas bloku līdz 100 MW, nodrošinot sistēmas ietaupījumus 8,5 miljonu sterliņu mārciņu apmērā gadā, "novēršot siltuma rezerves iekārtu un veicinot pilnīgāku esošo atjaunojamo energoresursu integrāciju".

Apvienotajā Karalistē, Orkneju salās, darbojas 2 MW/500 kWh litija jonu akumulatoru uzglabāšanas sistēma. Šajā Kirkvolas spēkstacijā tiek izmantoti Mitsubishi akumulatori divos 12,2 m pārvadāšanas konteineros, un tā uzglabā enerģiju no vēja turbīnām.

Somersetā Cranborne Energy Storage ir 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack litija jonu uzglabāšanas sistēma, kas saistīta ar 500 kW saules PV uzstādīšanu. Tesla apgalvo, ka barošanas blokus var konfigurēt, lai nodrošinātu elektrotīkla jaudu un enerģijas jaudu kā atsevišķu līdzekli, piedāvājot frekvences regulēšanas, sprieguma kontroles un griešanās rezerves pakalpojumus. Standarta Tesla Industrial Powerpack vienības jauda ir 50 kW/210 kWh ar 88 procentu efektivitāti turp un atpakaļ.

Apvienotajā Karalistē Statoil ir pasūtījis 1 MWh litija jonu akumulatoru sistēmas Batwind projektēšanu kā sauszemes krātuvi 30 MW piekrastes Hywind projektam Pīterhedā, Skotijā. No 2018. gada tam ir jāuzglabā pārprodukcija, jāsamazina balansēšanas izmaksas un jāļauj projektam pašam regulēt savu elektroapgādi un ar arbitrāžas palīdzību noteikt maksimālās cenas.

Ziemeļamerika

2016. gada novembrī Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) ziņoja par 18-mēneša tehnoloģiju demonstrācijas projektu, lai izpētītu akumulatoru uzglabāšanas sistēmu veiktspēju, kas piedalās Kalifornijas elektroenerģijas tirgos. Projekts sākās 2014. gadā, un tajā tika izmantotas PG&E 2 MW/14 MWh Vaca-Dixon un 4 MW Yerba Buena nātrija sēra akumulatoru uzglabāšanas sistēmas, lai nodrošinātu enerģijas un palīgpakalpojumus Kalifornijas neatkarīgo sistēmu operatoru (CAISO) tirgos un CAISO kontrolē šajā vairumtirdzniecības tirgū. . 18 miljonu ASV dolāru Yerba Buena BESS izmēģinājuma projektu PG&E izveidoja 2013. gadā ar 3,3 miljonu ASV dolāru atbalstu no Kalifornijas Enerģētikas komisijas. Vaca-Dixon BESS ir saistīta ar PG&E saules elektrostaciju Solano apgabalā.

PG&E pārskats parādīja, ka akumulatori joprojām ir tālu no rentablas, pat pieņemot, ka akumulatora darbības laiks ir 20-gads. Izmantota enerģijas arbitrāžai (uzlāde, kad cena bija zema, un izlāde, kad cena bija augsta), 6 MWe iekārta tik tikko sedza darbības izdevumus. Jaudas arbitrāžas izmaksu rezervi patērēja 25% jaudas, kas zaudēta starp cikliem uzlādes un izlādes neefektivitātes dēļ, un enerģija, kas nepieciešama, lai akumulatorus uzturētu darba temperatūrā (300 grādi). BESS optimālā izmantošana tika apstiprināta kā frekvences regulēšana, akumulatoriem paliekot pusuzlādētiem un gataviem uzlādēt vai izlādēt pēc vajadzības, lai kompensētu neatbilstības starp ģenerēšanu un slodzi. Reakcijas laiks ir ļoti ātrs, un tāpēc tas ir ļoti vērtīgs CAISO (vai jebkuram PSO). Ja to pilnībā izmantoja frekvences kontrolei, 2 MW krātuve mēnesī ienesa gandrīz 35 $ 000 — labāk nekā citi lietojumi, taču joprojām ir zema atmaksāšanās par 11 miljonu dolāru ieguldījumu. Darbības kontrole izrādījās ārkārtīgi sarežģīta. PG&E ziņoja Kalifornijas asamblejai: "Pateicoties Kalifornijas asamblejas likumprojektam 2514 un tā prasībām, ka komunālie uzņēmumi iegādājas 1,3 gigavatus enerģijas uzglabāšanas, Kalifornijas tarifu maksātāji varētu sagaidīt, ka par šo resursu izvietošanu un darbību būs jāmaksā miljardiem dolāru."

2017. gadā uzņēmums PG&E izmantos Yerba Buena akumulatoru citai tehnoloģiju demonstrācijai, kas ietver trešo pušu sadalīto energoresursu (DER) koordināciju, piemēram, dzīvojamo un komerciālo saules enerģiju, izmantojot viedos invertorus un akumulatoru uzglabāšanu, ko kontrolē, izmantojot sadalīto enerģijas resursu pārvaldības sistēmu. (DERMS).

2015. gada augustā ar GE tika noslēgts līgums par 30 MW/20 MWh litija jonu akumulatoru uzglabāšanas sistēmas izveidi uzņēmumam Coachella Energy Storage Partners (CESP) Kalifornijā, 160 km uz austrumiem no Sandjego. Uzņēmums ZGlobal pabeidza 33 MW iekārtu 2016. gada novembrī, un tas veicinās tīkla elastību un palielinās uzticamību Imperial Irrigation District tīklā, nodrošinot saules enerģijas rampēšanu, frekvences regulēšanu, jaudas balansēšanu un melnās palaišanas iespēju blakus esošajai gāzes turbīnai.

San Diego Gas & Electric ir 30 MW/120 MWh litija jonu BESS Escondido, ko uzbūvēja AES Energy Storage un kas sastāv no 24 konteineriem, kuros ir 400,000 Samsung akumulatori gandrīz 20,{7}} moduļos. Tas nodrošinās vakara pīķa pieprasījumu un daļēji aizstās Aliso kanjona gāzes krātuvi 200 km uz ziemeļiem, kas 2016. gada sākumā bija jāatsakās masveida noplūdes dēļ. (Tas tika izmantots maksimālās slodzes gāzes ražošanai.)

SDG&E 30 MW akumulatoru krātuve Eskondido, Kalifornijā. (Foto: San Diego Gas & Electric)

Dienvidkalifornija Edison būvē 100 MW/400 MWh akumulatoru, kas tiks nodots ekspluatācijā 2021. gadā un ietvers 80,000 litija jonu akumulatorus konteineros. Vēl viens liels ierosinātais SCE projekts ir 20 MW/80 MWh krātuve uzņēmumam AltaGas Pomona Energy tās San Gabrielas dabasgāzes stacijā.

Liels projekts ir Dienvidkalifornijas Edisona 50 miljonus dolāru vērtais Tehachapi 8 MW/32 MWh litija jonu akumulatoru uzglabāšanas projekts kopā ar 4500 MWe vēja parku, izmantojot 10 872 moduļus ar 56 elementiem katrā no LG Chem, kas var nodrošināt 8 MW četru stundu laikā. 2016. gadā Tesla noslēdza līgumu par 20 MW/80 MWh litija jonu akumulatoru uzglabāšanas sistēmas piegādi Edisonas Mira Loma apakšstacijā Dienvidkalifornijā, lai palīdzētu apmierināt ikdienas maksimālo pieprasījumu.

Vistra ar gāzi darbinātajai Moss Landing spēkstacijai Monterejas apgabalā, Kalifornijā, ir apstiprināta ļoti liela akumulatoru sistēma. Galu galā tas var būt 1500 MW/ 6000 MWh, sākot ar 182,5 MW/ 730 MWh 2021. gadā. Tas izmantos 256 Tesla'3 MWh Megapack vienības. Turklāt plāni ir provizoriski. Vistra citur plāno 300 MW/1200 MWh.

Tiek ziņots, ka Tesla plāno līdz 2020. gadu sākumam tiešsaistē nodrošināt 50 GWh.

98 MW Laurel Mountain vēja parks Rietumvirdžīnijā izmanto daudzfunkcionālu 32 MW/8 MWh ar tīklu savienotu BESS. Iekārta ir atbildīga par frekvences regulēšanu un tīkla stabilitāti PJM tirgū, kā arī par arbitrāžu. Litija jonu akumulatorus ražoja uzņēmums A123 Systems, un, kad tas tika nodots ekspluatācijā 2011. gadā, tas bija pasaulē lielākais litija jonu BESS.

2015. gada decembrī EDF Renewable Energy nodeva savu pirmo BESS projektu Ziemeļamerikā ar 40 MW elastīgu (20 MW datu plāksnītes) jaudu PJM tīkla tīklā Ilinoisā, lai piedalītos regulēšanas un jaudas tirgos. Litija jonu akumulatorus un jaudas elektroniku piegādāja BYD America, un tie sastāv no 11 konteineru vienībām ar kopējo jaudu 20 MW. Uzņēmumam ir vairāk nekā 100 MW uzglabāšanas projektu izstrādes stadijā Ziemeļamerikā.

E.ON North America uzstāda divas 9,9 MW īstermiņa litija jonu akumulatoru sistēmas saviem Pyron un Inadale vēja parkiem kā Texas Waves uzglabāšanas projektiem Rietumteksasā. Mērķis galvenokārt ir palīgpakalpojumi. Projekts seko 10 MW Iron Horse netālu no Tuksonas, Arizonā, blakus 2 MWe saules enerģijas blokam.

SolarCity izmanto 272 Tesla Powerpacks (litija jonu uzglabāšanas sistēma) savam 13 MW/52 MWh Kaua'i salas saules PV projektam Havaju salās, lai apmierinātu vakara maksimālo pieprasījumu. Enerģija tiek piegādāta Kauai salas komunālo pakalpojumu kooperatīvam (KIUC) par 13,9 centiem/kWh 20 gadus. KIUC arī nodod ekspluatācijā projektu ar 28 MWe saules enerģijas fermu un 20 MW/100 MWh akumulatoru sistēmu.

Toshiba ir piegādājis lielu BESS Hamiltonai, Ohaio štatā, kas sastāv no 6 MW/2 MWh litija jonu akumulatoriem. Tiek apgalvots, ka kalpošanas laiks pārsniedz 10,000 uzlādes-izlādes ciklus.

Powin Energy un Hecate Energy Neatkarīgam elektroenerģijas sistēmas operatoram Ontario būvē divus projektus ar kopējo jaudu 12,8 MW/52,8 MWh. Powin's Stack 140 akumulatoru bloks ar 2 MWh ietvers sistēmas Kitchener (20 bloki) un Stratford (6 bloki).

Liela komunālā mēroga elektroenerģijas krātuve ir 4 MWnātrija sēra (NaS) akumulatorssistēma, lai nodrošinātu uzlabotu uzticamību un enerģijas kvalitāti Presidio pilsētai Teksasā. Tas tika pieslēgts 2010. gada sākumā, lai nodrošinātu ātru vēja jaudas rezerves atbalstu vietējā ERCOT tīklā. Nātrija-sēra akumulatori tiek plaši izmantoti citur līdzīgām lomām.

Ankoridžā, Aļaskā, 2 MW/0,5 MWh akumulatora sistēma ir papildināta ar spararatu, lai palīdzētu izmantot vēja enerģiju.

Avista Corp Vašingtonas štatā, ASV ziemeļrietumos, iegādājas 3,6 MW jauduvanādija redoksplūsmas akumulators (VRFB)slodzes līdzsvaru ar atjaunojamiem enerģijas avotiem.

Ontario ISO ir noslēdzis līgumu par 2 MWcinka-dzelzs redoksplūsmas akumulatorsno ViZn Energy Systems.

Austrumāzija

Ķīnas Nacionālā attīstības un reformu komisija (NDRC) ir pieprasījusi vairākus 100 MWvanādija redoksplūsmas akumulators (VRFB)instalācijas līdz 2020. gada beigām (kā arī 10 MW/100 MWh superkritiskā saspiestā gaisa enerģijas uzkrāšanas sistēma, 10 MW/1000 MJ klases spararata enerģijas uzkrāšanas bloks, 100 MW litija jonu akumulatoru enerģijas uzglabāšanas sistēmas un jauna tipa lielas ietilpības kausēta sāls uzglabāšanas ierīce).

Rongke Power uzstāda 200 MW/800 MWh VRFB Dalianā, Ķīnā, apgalvojot, ka tā ir pasaulē lielākā. Tas ir paredzēts, lai apmierinātu maksimālo pieprasījumu, samazinātu tuvējo vēja parku radītos ierobežojumus, uzlabotu tīkla stabilitāti un nodrošinātu melnā palaišanas jaudu no vidus -2019. Rongke plāno 2 GW/gadā rūpnīcas jaudu 2020. gados. Pu Neng Pekinā plāno liela mēroga VRFB ražošanu, un 2017. gada novembrī viņam tika piešķirts līgums par 400 MWh bloka būvniecību. Sumitomo piegādāja 15MW/60 MWh VRFB uzņēmumam Hepco Japānā, kas tika nodots ekspluatācijā 2015. gadā.

Ķīnas VRB Energy izstrādā vairākus plūsmas šūnu akumulatoru projektus: Qinghai province, 2 MW/10 MWh vēja integrācijai; Hubei province, 10 MW/50 MWh PV integrācija pieaug līdz 100 MW/500 MWh; Lianlong province, 200 MW/800 MWh atjaunojamo energoresursu integrācija; Jiangsu 200 MW/1000 MWh jūras vēja integrācija.

Hokkaido Electric Power ir noslēdzis līgumu ar Sumitomo Electric Industries, lai piegādātu tīkla mēroga plūsmas akumulatora enerģijas uzglabāšanas sistēmu vēja parkam Japānas ziemeļos. Tas būs 17 MW/51 MWh vanādija redoksplūsmas akumulators (VRFB), kas spēj glabāt trīs stundas, un tas būs pieejams tiešsaistē 2022. gadā uzņēmumā Abira, un projektētais kalpošanas laiks ir 20 gadi. Hokaido jau ekspluatē 15 MW/60 MWh VRFB, ko arī uzbūvēja Sumitomo Electric 2015. gadā.

Austrālija

Dienvidaustrālijā Hornsdeilas enerģijas rezerve ir Tesla 150 MW/194 MWh litija jonu sistēma blakus Neoen 309 MWe Hornsdeilas vēja parkam netālu no Džeimstaunas. Aptuveni 70 MW jaudas ir noslēgti līgumi ar valsts valdību, lai nodrošinātu tīkla stabilitāti un sistēmas drošību, tostarp frekvences kontroles palīgpakalpojumus (FCAS). Sīkāka informācija sadaļāAkumulatoru enerģijas uzglabāšanas sistēmassadaļā augstāk.

Viktorijā Neoen būvē 300 MW/450 MWh Viktorijas laika lielo akumulatoru netālu no Džīlongas. Neoen ir noslēdzis 250 MW tīkla pakalpojumu līgumu ar Austrālijas enerģijas tirgus operatoru (AEMO), lai palīdzētu nodrošināt tīkla stabilitāti un "atbloķētu vairāk atjaunojamās enerģijas" ar FCAS. Tesla ir noslēgts līgums par sistēmas piegādi un ekspluatāciju, kas sastāv no 210 Tesla Megapack pakotnēm. Paredzams, ka tie būs pieejami tiešsaistē līdz 2022. gadam. Sākotnējās testēšanas laikā 2021. gada jūlija beigās viena no Tesla Megapackām aizdegās.

Neoen ir uzbūvējis 20 MW/34 MWh akumulatoru, kas papildina 196 MWe vēja parku Stawell pilsētā Viktorijā, Bulgana Green Power Hub.

Viktorijā 30 MW/30 MWh akumulators, ko piegādā Fluence, atrodas netālu no Ballarat, un Gannavarrā netālu no Kerangas kopš 2018. gada 25 MW/50 MWh Tesla Powerpack akumulators ir integrēts 50 MWe saules enerģijas fermā.

Dienvidaustrālijā Lionas grupa, Riverland Solar Storage shēma Morganā, ir ierosinājusi 330 MWe saules fotoelektrostaciju, ko atbalstīs 100 MW/400 MWh akumulators, kuru izmaksas ir attiecīgi 700 miljoni un 300 miljoni USD. Netālu no Olimpiskā dambja raktuvēm štata ziemeļos Lionas grupa ierosina 120 MW saules PV plus 100 MW/200 MWh akumulatoru Kingfisher projektu, kas, visticamāk, maksās attiecīgi 250 miljonus un 150 miljonus ASV dolāru.

AGL ir noslēdzis līgumu ar Wärtsilä par 250 MW/250 MWh litija dzelzs fosfāta (LFP) akumulatora piegādi Torrensa salas gāzes spēkstacijā netālu no Adelaidas izmantošanai no 2023. gada. To var palielināt līdz 1000 MWh.

100 MW/100 MWh Playford lielais akumulators ir plānots Dienvidaustrālijā kopā ar Cultana 280 MWe saules PV projektu, lai apkalpotu Arrium's Whyalla tērauda rūpnīcu.

Austrālijā pirmo komunālo pakalpojumu mēroga plūsmas akumulatoru paredzēts uzbūvēt Neirodlā, 430 km uz ziemeļiem no Adelaidas. To piegādās Invinity, un tā jauda ir 2 MW/8 MWh, lai nodrošinātu vakara maksimuma piemaksu un papildu pakalpojumus, ko uzlādē 6 MW saules enerģijas bloks. Atsevišķi VRFB moduļi ir 40 kW.

Kvīnslendā, Wandoan South, Vena Energy tiek uzstādīts 100 MW/150 MWh akumulators.

Kvīnslendā, netālu no Leiklendas, uz dienvidiem no Kuktaunas, 10,4 MW saules fotoelektrostacija tiks papildināta ar 1,4 MW/5,3 MWh litija jonu akumulatoru, lai nodrošinātu tīkla iestatīšanu, izmantojot salas režīmu vakara maksimuma laikā. Tajā tiks izmantota Conergy Hybrid Energy Storage Solution rūpnīca, un tā būs tiešsaistē pieejama 2017. gadā. 42,5 miljonu Austrālijas dolāru projekts samazinās vajadzību pēc tīkla modernizācijas. BHP Billiton ir iesaistīts projektā kā iespējamais prototips attālām raktuvju vietām. Citas šādas sistēmas ir Degrussa un Weipa raktuvēs.

Austrālijas ziemeļrietumos kopš 2017. gada septembra privātā tīklā, kas apkalpo raktuves, darbojas 35 MW/11,4 MWh Kokam litija jonu akumulators, kā arī 178 MWe gāzes stacija ar lēnu reakciju. Tas ir palīdzējis ar frekvences kontroli un mazā tīkla stabilizēšanu. Ar ierosināto 60 MWe saules jaudas pievienošanu ir paredzēts otrs akumulators.

Pie Tom Price Pilbarā 45 MW/12 MWh akumulators darbojas kā virtuāla sinhrona mašīna, aizstājot griešanās rezervi gāzes turbīnās. Tiek uzstādīts arī 50 MW/75 MWh Hitachi akumulators. Netālu Ņūmena kalnā jau darbojas 35 MW/12 MWh akumulators.

Citas valstis

Ruandā ar 2,68 MWh akumulatora krātuves no Vācijas Tesvolt ir noslēgts līgums, lai nodrošinātu rezerves enerģiju lauksaimniecības apūdeņošanai ārpus tīkla, izmantojot Samsung litija jonu elementus 4,8 kWh moduļos. Tesvolt pieprasa 6000 pilnas uzlādes ciklus ar 100% izlādes dziļumu 30 gadu kalpošanas laikā.

Citas akumulatoru tehnoloģijas (izņemot litija jonu)

NB Vanādija plūsmas akumulatori un nātrija sēra akumulatori ir aprakstīti iepriekš sadaļā Akumulatora enerģijas uzglabāšanas sistēmas.

RedFlow piedāvā virkni cinka bromīda plūsmas akumulatoru moduļu (ZBM), kurus var uzstādīt saistībā ar periodisku padevi un kas spēj katru dienu veikt dziļu izlādi un uzlādi. Tie ir izturīgāki nekā litija jonu tipa, un paredzamā enerģijas caurlaidspēja mazākām ZBM vienībām ir līdz 44 MWh. Liela mēroga akumulatoru (LSB) bloki sastāv no 60 ZBM-3 akumulatoriem, kas nodrošina maksimālo jaudu 300 kW, nepārtrauktu jaudu 240 kW ar 400-800 voltiem un 660 kWh.

Eos Energy Storage ASV izmanto savu Znythūdens cinka akumulatorsar cinka hibrīda katodu un optimizēts komunālo tīklu atbalstam, nodrošinot 4 līdz 6 stundu nepārtrauktu izlādi. Tas ietver 4 kWh vienības, kas veido 250 kW/1 MWh apakšsistēmas un 1 MW/4 MWh pilnu sistēmu. 2019. gada septembrī Eos un Holtec International paziņoja par kopuzņēmuma Hi-Power izveidi, lai masveidā ražotu ūdens cinka akumulatorus rūpnieciska mēroga enerģijas uzglabāšanai, tostarp Holtec SMR{10}} mazo moduļu reaktoru enerģijas pārpalikuma uzglabāšanai. piegādāt elektroenerģiju tīklam maksimālā pieprasījuma laikā.

Duke Energy testē ahibrīda ultrakondensatoru-akumulatoru uzglabāšanasistēma (HESS) Ziemeļkarolīnā, netālu no 1,2 MW saules enerģijas iekārtas. 100 kW/300 kWh akumulators izmanto ūdens hibrīda jonu ķīmiju ar sālsūdens elektrolītu un sintētisko kokvilnas separatoru. Ātrās reaģēšanas ultrakondensatori izlīdzina slodzes svārstības.

Zemākas izmaksassvina-skābes akumulatoritiek plaši izmantoti arī mazo komunālo pakalpojumu mērogā, un vēja parku elektroenerģijas ražošanas stabilizēšanai tiek izmantotas bankas ar jaudu līdz 1 MW. Tie ir daudz lētāki nekā litija jonu, daži spēj veikt līdz pat 4000 dziļās izlādes cikliem, un tos var pilnībā pārstrādāt pēc kalpošanas laika. Ecoult UltraBattery vienā šūnā apvieno ar vārstu regulējamu svina-skābes (VRLA) akumulatoru ar ultrakondensatoru, nodrošinot augsta ātruma daļējas uzlādes darbību ar ilgmūžību un efektivitāti. 250 kW/1000 kWh UltraBattery sistēmu ar 1280 Ecoult baterijām 2011. gada septembrī PNM Prosperity Energy Storage Project Albuquerque, Ņūmeksikā, nodeva S&C Electric saistībā ar 500 kW saules fotoelektrisko sistēmu, galvenokārt sprieguma regulēšanai. Austrālijas lielākā svina-skābes akumulatoru uzglabāšanas sistēma ir 3 MW/1,5 MWh King Islandē.

Stenfordas Universitāte izstrādāalumīnija jonu akumulators, apgalvojot, ka ir zemas izmaksas, zema uzliesmojamība un liela uzlādes krātuve vairāk nekā 7500 cikliem. Tam ir alumīnija anods un grafīta katods ar sāls elektrolītu, bet tas rada tikai zemu spriegumu.

Sadzīves mēroga BESS

2015. gada maijā Tesla paziņoja par mājsaimniecības akumulatoru akumulatoru 7 vai 10 kWh, lai uzglabātu elektroenerģiju no atjaunojamiem enerģijas avotiem, izmantojot litija jonu akumulatorus, kas ir līdzīgi Tesla automašīnām. Tas nodrošinās 2 kW jaudu un darbojas ar 350-450 voltiem. Powerwall sistēma uzstādītājiem tiks pārdota par USD 3{21}} par 7 kWh vienību vai par 3500 ASV dolāriem par 10 kWh. Lai gan tas nepārprotami ir vietējais mērogs, ja tas tiks plaši izmantots, tas ietekmēs tīklu. Tesla pieprasa 15 c/kWh par krātuves izmantošanu, kā arī sākotnēji šīs atjaunojamās enerģijas izmaksas ar 10-gada, 3650-cikla garantiju, kas sedz jaudu samazināšanos līdz 3,8 kWh piektajā gadā, kopā 18 000 kWh.

Apvienotajā Karalistē Powervault piegādā dažādas baterijas mājsaimniecības vajadzībām, galvenokārt ar saules PV, bet arī ar mērķi ietaupīt, izmantojot viedos skaitītājus. Tā 4 kWh svina-skābes akumulators ir vispopulārākais produkts, kas uzstādīts par £2900, lai gan faktiskie akumulatori ir jāmaina ik pēc pieciem gadiem. 4 kWh litija jonu iekārta maksā 3900 £, un citi produkti ir no 2 līdz 6 kWh, maksājot līdz £5000.

2. aprīlī017 LG Chem Ziemeļamerikā piedāvāja dažādus zemsprieguma un augstsprieguma akumulatorus. Tam ir 48-voltu akumulatori ar 3,3, 6,5 un 9,8 kWh un 400-voltu akumulatori ar 7,0 un 9,8 kWh.

Uz sadzīves līmeņa litija jonu BESS var attiekties ugunsdrošības ierobežojumi, kas neļauj ierīces piestiprināt pie mājokļa sienām.

Saspiesta gaisa enerģijas uzglabāšana

Enerģijas uzglabāšana ar saspiestu gaisu (CAES) ģeoloģiskos dobumos vai vecās raktuvēs tiek izmēģināta kā salīdzinoši liela mēroga uzglabāšanas tehnoloģija, izmantojot gāzes vai elektriskos kompresorus, kur adiabātiskais siltums tiek izmests (tā ir diabātiskā sistēma). Atlaižot (ar priekšsildīšanu, lai kompensētu adiabātisko dzesēšanu), tas darbina gāzes turbīnu ar papildu degvielas sadedzināšanu, izplūdes gāzi izmanto priekšsildīšanai. Ja saspiešanas radītais adiabātiskais siltums tiek uzglabāts un vēlāk izmantots priekšsildīšanai, sistēma ir adiabātiskā CAES (A-CAES).

CAES iekārtu jauda var būt līdz 300 MW ar kopējo efektivitāti aptuveni 70%. CAES jauda var izlīdzināt vēja parka ražošanu vai 5-10 MW saules PV jaudu un padarīt to daļēji nosūtāmu. Darbojas divas diabātiskās CAES sistēmas Alabamā (110 MW, 2860 MWh) un Vācijā (290 MW, 580 MWh), un citas ir izmēģinātas vai izstrādātas citur ASV.

Baterijām ir labāka efektivitāte nekā CAES (izvades proporcija no ievadītās elektroenerģijas), taču tās maksā vairāk par vienu jaudas vienību, un CAES sistēmas var būt daudz lielākas.

Duke Energy un trīs citi uzņēmumi Jūtā attīsta 1200 MW un 1,5 miljardu dolāru projektu, kas ir papildu 2100 MW vēja parkam un citiem atjaunojamiem avotiem. Šis ir Intermountain Energy Storage Project, izmantojot sāls dobumus. Tā mērķis ir 48-stundu izlādes ilgums, lai novērstu pārtraukumus, tādējādi šķietami vairāk nekā 50 GWh. Vietne var arī uzglabāt saules enerģijas pārpalikumu, kas tiek pārraidīts no Dienvidkalifornijas. To paredzēts būvēt četrās 300 MW posmos.

Gaelectric Energy Storage plāno 550 GWh/gadā CAES projektu Larnē, Ziemeļīrijā.

ASV Gill Ranch CAES projekts tiek pielāgots saspiestās gāzes enerģijas uzglabāšanas (CGES) rūpnīcai, kurā zem spiediena tiek uzglabāta dabasgāze, nevis gaiss. Gāze tiek uzglabāta aptuveni 2500 psi un 38 grādu temperatūrā. Paplašināšanai līdz cauruļvada spiedienam 900 psi ir nepieciešama iepriekšēja uzsildīšana, lai izvairītos no šķidra ūdens un hidrāta veidošanās.

Toronto Hydro ar Hydrostor ir izmēģinājuma projekts, kurā Ontario ezerā izmanto saspiestu gaisu pūšļos 55 m zem ūdens, lai vienas stundas laikā iegūtu 0,66 MW.

Kriogēnā uzglabāšana

Tehnoloģija darbojas, atdzesējot gaisu līdz -196 grādiem, un tad tas pārvēršas šķidrumā uzglabāšanai izolētās zemspiediena tvertnēs. Pakļaušana apkārtējās vides temperatūrai izraisa ātru atkārtotu gazifikāciju un 700-kārtīgu tilpuma palielināšanos, ko izmanto, lai darbinātu turbīnu un radītu elektrību bez sadegšanas. Uzņēmums Highview Power Apvienotajā Karalistē plāno komerciāla mēroga 50 MW/250 MWh “šķidrā gaisa” iekārtu vairs neizmantotā spēkstacijas vietā, pamatojoties uz izmēģinājuma iekārtu Slough un demonstrācijas iekārtu netālu no Mančestras. Enerģiju var uzglabāt nedēļām (nevis stundas kā akumulatoriem) par prognozētajām izlīdzinātajām izmaksām £ 110/MWh ($ 142/MWh) par 10-stundu, 200 MW/2 GWh sistēmu.

Termiskā uzglabāšana

Kā aprakstīts WNA atjaunojamās enerģijas papīra saules siltuma apakšnodaļā, dažas CSP iekārtas izmantoizkausēta sālsuzkrāt enerģiju pa nakti. Spānijas 20 MWe Gemasolar apgalvo, ka tā ir pasaulē pirmā gandrīz bāzes slodzes CSP rūpnīca ar 63 procentu jaudas koeficientu. Spānijas 200 MWe Andasol rūpnīca arī izmanto izkausētā sāls siltuma krātuvi, tāpat kā Kalifornijas 280 MWe Solana.

Viens izkausētā sāls reaktora (MSR) izstrādātājs Moltex ir izvirzījis izkausētā sāls siltuma uzglabāšanas koncepciju (GridReserve), lai papildinātu periodiskus atjaunojamos enerģijas avotus. Moltex iesaka 1000 MWe stabilu sāls reaktoru, kas darbojas nepārtraukti, novirzot siltumu par aptuveni 600 grādiem zema pieprasījuma periodos uz nitrātu sāls glabāšanu (kā to izmanto saules CSP iekārtās). Liela pieprasījuma periodos jaudu var dubultot līdz 2000 MWe, izmantojot uzkrāto siltumu līdz astoņām stundām. Tiek apgalvots, ka siltuma veikals izlīdzinātajām elektrības izmaksām pievieno tikai £3/MWh.

Vēl viens siltuma uzglabāšanas veids tiek izstrādāts Dienvidaustrālijā, kur izmanto 1414 Company (14D).izkausēts silīcijs. Process var uzglabāt 500 kWh 70 cm izkausēta silīcija kubā, kas ir aptuveni 36 reizes vairāk nekā Tesla Powerwall tādā pašā telpā. Tas izplūst caur siltuma apmaiņas ierīci, piemēram, Stirlinga dzinēju vai turbīnu, un pārstrādā siltumu. 10 MWh vienība maksās aptuveni 700 A$,000. (1414 grādi ir silīcija kušanas temperatūra.) Demonstrācija TESS notiks Aurora saules enerģijas projektā netālu no Port Augusta, Dienvidaustrālija.

Arī Austrālijā jauktu materiālu saucsajaucamības spraugas sakausējums (MGA)uzglabā enerģiju siltuma veidā. MGA sastāv no maziem jauktu metālu blokiem, kas saņem no atjaunojamiem energoresursiem, piemēram, saules un vēja, iegūto enerģiju, kas pārsniedz tīkla pieprasījumu, un uzglabā to līdz nedēļai. Tiek norādīta cena 35 USD/kWh, kas ir daudz mazāka nekā litija jonu akumulatoriem, taču tam ir lēnāks reakcijas laiks nekā akumulatoriem – 15 minūtes. Siltums tiek atbrīvots, lai radītu tvaiku, iespējams, atkārtoti izmantotās ogļu stacijās. Uzņēmums MGA Thermal tika atdalīts no Ņūkāslas Universitātes un, izmantojot federālo dotāciju, būvē izmēģinājuma ražotni. Tam ir vairākas sistēmas, kas tiek izstrādātas temperatūrai no 200 grādiem līdz 1400 grādiem.

Vēl viens enerģijas uzglabāšanas veids ir ledus.Ledus enerģijair līgumi ar Dienvidkalifornijas Edisonu, lai nodrošinātu 25,6 MW siltumenerģijas uzglabāšanu, izmantojot Ice Bear sistēmu, kas pievienota lielām gaisa kondicionēšanas iekārtām. Tas padara ledus naktī, kad enerģijas pieprasījums ir zems, un pēc tam izmanto to, lai nodrošinātu dzesēšanu dienas laikā gaisa kondicionēšanas kompresoru vietā, tādējādi samazinot maksimālo pieprasījumu.

Ūdeņraža uzglabāšana

Vācijā Siemens ir nodevis ekspluatācijā 6 MW ūdeņraža uzglabāšanas iekārtu, kas izmantoprotonu apmaiņas membrāna (PEM)tehnoloģija vēja enerģijas pārpalikuma pārvēršanai par ūdeņradi, izmantošanai kurināmā elementos vai pievienošanai dabasgāzes apgādei. Rūpnīca Maincā ir lielākā PEM iekārta pasaulē. Ontario Hydrogenics sadarbojās ar Vācijas uzņēmumu E.ON, lai izveidotu 2 MW PEM iekārtu, kas tika uzsākta 2014. gada augustā, pārvēršot ūdeni par ūdeņradi, izmantojot elektrolīzi.

Elektrolīzes efektivitāte no kurināmā elementa līdz elektrībai ir aptuveni 50 procenti.

San Diego Gas & Electric sadarbojas ar Izraēlas GenCell, lai tās apakšstacijās uzstādītu 30 GenCell G5rx rezerves kurināmā elementus. Tie ir sārma kurināmā elementi uz ūdeņraža bāzes ar 5 kW jaudu. Tie ir ražoti Izraēlā, un tur izmanto Israel Electric Corporation.

Kinētiskā uzglabāšana

Spararatiuzglabā kinētisko enerģiju un spēj veikt desmitiem tūkstošu uzlādes ciklu.

Ontario ISO ir noslēdzis līgumu par 2 MW spararata uzglabāšanas sistēmu no NRStor Inc. Hawaiian Electric Co uzstāda 80 kW/320 kWh spararatu sistēmu no Amber Kinetics savam Oahu tīklam, kas ir viens modulis, iespējams, no vairākiem. Parasti spararati, kas uzglabā kinētisko enerģiju, kas ir gatavi pārvērsties atpakaļ elektrībā, tiek izmantoti frekvences kontrolei, nevis enerģijas uzkrāšanai, tie piegādā enerģiju salīdzinoši īsā laika periodā un katrs var piegādāt līdz 150 kWh. Amber Kinetics apgalvo četru stundu izlādes iespēju.

Vācijas uzņēmums Stornetic ražo DuraStor iekārtas, kuru jauda ir no desmitiem kilovatu līdz apmēram megavatam. Pielietojums ir no reģeneratīvās bremzēšanas vilcieniem līdz vēja parku palīgpakalpojumiem.

Spararati galvenokārt tiek izmantoti dīzeļdegvielas rotācijas nepārtrauktās barošanas padeves (DRUPS) iestatījumos ar 7-11 sekundes sinhrono funkciju integrētā dīzeļģeneratora palaišanas laikā pēc elektroapgādes pārtraukuma. Tas dod laiku -e.g.30 sekundes – lai iedarbinātu parasto dīzeļdegvielu. Spararats citādi uzglabā enerģiju.

Vairāk informācijas ir pieejama ASV Enerģētikas departamenta globālās enerģijas uzglabāšanas datubāzē.