Strom- und Energiespeicher

Quelle: World - nuclear.org

Wenn erneuerbare Energiequellen an Bedeutung wachsen, sind effiziente Energiespeichersysteme (ESS) für die Behandlung der intermittierenden Natur von Wind- und Sonnenenergie von entscheidender Bedeutung. Energiespeicherlösungen für Netzanwendungen werden bei Grid -Eigentümern, Systembetreibern und Endbenutzern immer häufiger. Energiespeichersysteme ermöglichen eine breite Palette von Möglichkeiten und bieten möglicherweise wirksame Lösungen für Energieausgleich, Nebenleistungen und die Aufschub von Infrastrukturinvestitionen.

Der Strom selbst kann nicht in großem Maßstab gespeichert werden, kann jedoch in andere Energieformen umgewandelt werden, die bei Bedarf gespeichert und später wieder in Elektrizität umgewandelt werden können. Zu den Stromspeichersystemen gehören Batterien, Schwungräder, Druckluft und Pumphydro. Die Gesamtmenge an Energie, die in jedem System gespeichert werden kann, ist begrenzt. Seine Energiekapazität wird in Megawatt - Stunden (MWH) ausgedrückt, und seine Leistung wird in Megawatt (MW oder MWE) ausgedrückt. Stromspeichersysteme können zum Übertragungssystem zusätzliche Dienste zur Verfügung stellen, einschließlich der Frequenzsteuerung, die heute die Hauptaufgabe von Grid - -Skala ist. Schauen wir uns die verschiedenen Speicheroptionen unten genauer an.

Pumpenwasserspeicher

Pumpte Lagerung beinhaltet das Abpumpen von Wasser bergauf in ein Reservoir, aus dem er nach Bedarf freigesetzt werden kann, um Wasserkraft zu erzeugen. Die Effizienz des Doppelprozesses beträgt etwa 70%. Pumped Storage umfasste 95% der weltweit großen - -Skala -Stromspeicher Mitte - 2016, und 72% der im Jahr 2014 hinzugefügten Speicherkapazität. Pumped Hydro hat den Vorteil, dass er bei Bedarf lang ist. Die Batteriespeicherung wird jedoch weit verbreitet und erreichte laut IEA Ende 2020 etwa 15,5 GW an Stromnetzwerke. Aufbau von - Die Stromspeicherung des Maßstabs wurde 2014 als definierende Energietechnologie -Trend entstanden. Dieser Markt ist um 50% Jahr gewachsen. Eine solche Speicherung kann darin bestehen, die Nachfrage auf das Netz, als Backup oder zum Preis Arbitrage zu verringern.

Pumped Storage -Projekte und -geräte haben eine lange Lebensdauer - nominell 50 Jahre, aber möglicherweise mehr, im Vergleich zu Batterien - 8 bis 15 Jahre. Pumped Hydro -Speicher eignet sich am besten für die Bereitstellung von Peak - Lastleistung für ein System, das größtenteils fossiler Brennstoffe und/oder nukleare Erzeugung umfasst. Es ist nicht so gut - geeignet, für intermittierende, außerplanmäßige und unvorhersehbare Generation zu füllen.

Ein Bericht des World Energy Council im Januar 2016 prognostizierte einen erheblichen Rückgang der Kosten für die Mehrheit der Energiespeichertechnologien von 2015 bis 2030. Batterie -Technologien zeigten die größte Kostensenkung, gefolgt von vernünftigen thermischen, latenten Wärme- und Superkapazitoren. Batterie -Technologien zeigten eine Verringerung von einem Bereich von 100 {- 700/mwh im Jahr 2015 auf 50 - 190/mwh im Jahr 2030 - eine Reduzierung von über 70% in den nächsten 15 Jahren. Natriumsulfur, Blei Säure und Lithium - Ion -Technologien führen nach WEC den Weg. Der Bericht modelliert die Speicherung von Wind- und Solaranlagen in Bezug auf die resultierenden Speicherkosten (LCOs) in bestimmten Pflanzen. Es stellt fest, dass der Lastfaktor und die durchschnittliche Entladungszeit bei Nennleistung eine wichtige Determinante der LCOs sind, wobei die Zyklusfrequenz zu einem sekundären Parameter wird. Für Solar - verwandte Speicher war der Antragsfall täglich Speicher mit sechs - Stunden Entlassungszeit bei Nennleistung. Für Wind-bezogene Speicher wurde der Antragsfall für zweitägige Lagerung mit 24-Stunden-Entladung bei Nennleistung vorhanden. Im ersteren Fall hatte die wettbewerbsfähigste Speicher-Technologie LCOs von 50 bis 200 €/mwh. Im letzteren Fall waren die stelisierten Kosten höher und empfindlich gegenüber der Anzahl der Entladungszyklen pro Jahr, und "wenige Technologien schienen attraktiv zu sein".

Nach einer Studie der California Public Utilities Commission {- Jahr wurde der Staat im Jahr 2010 die Gesetzgebung verabschiedet, die bis 2024 eine Pumpenspeicherung von 1325 MWe Strom (mit Ausnahme großer - -Skala) bis 2024 bis 2024 erfordert. Die Gesetzgebung gibt Macht und nicht die Speicherkapazität (MWH) an, was darauf hindeutet, dass der Hauptzweck die Frequenzkontrolle ist. Der angegebene Zweck der Gesetzgebung besteht darin, die Zuverlässigkeit der Gitter zu erhöhen, indem Versandmacht aus einem zunehmenden Anteil an Solar- und Windeingängen bereitgestellt, die Spinnreserve ersetzt, die Frequenzkontrolle bereitstellt und die Spitzenkapazitätsanforderungen (Spitzenrasur). Die Speichersysteme können entweder mit Übertragungs- oder Verteilungssystemen verbunden oder hinter dem Messgerät stehen. Das Hauptaugenmerk liegt auf Battery Energy Storage Systems (Bess). Energy Arbitrage kann den Umsatz steigern, den Peak - und den Verkauf von Spitzenbedarf verkaufen. Southern California Edison kündigte 2014 Pläne für 260 MW Stromspeicher an, um die Schließung des Nuklearwerks von 2150 Mwe San Onofre auszugleichen. Während 1,3 GW im Kontext der 50 -GW -Nachfrage des Staates nicht viel versendbare Macht bieten wird, war es ein großer Anreiz für die Versorgungsunternehmen.

Oregon verfolgte Kalifornien und setzte 2015 eine Voraussetzung für größere Versorgungsunternehmen (PGE und Pacificorp), um bis 2020 mindestens 5 MWh Lagerung zu beschaffen, und PGE schlug 39 GW an mehreren Standorten vor und kostete 50 bis 100 Millionen US -Dollar. Im Juni 2017 gab Massachusetts bis 2020 ein Ziel von 200 MWh Speicher zu. Im November 2017 beschloss New York, ein Speicherziel für 2030 festzulegen.

An einigen Stellen wird gepumpter Speicher verwendet, um die tägliche Erzeugung von Ladungen durch das Pumpen von Wasser in einen hohen Speicherdamm während der Off - -Peakstunden und Wochenenden zu pumpen, wobei die überschüssige Basis - Ladekapazität von niedrigem - Kostenkohle oder Kernquellen verwendet wird. Während der Spitzenzeiten kann dieses Wasser durch die Turbinen in ein niedrigeres Reservoir für Hydro - Elektrische Erzeugung freigesetzt werden, wodurch die potentielle Energie in Strom umgewandelt wird. Reversible Pumpe - Turbine/Motor - Generatorbaugruppen können sowohl als Pumpen als auch als Turbinen*fungieren*. Pumped -Speichersysteme können bei Änderungen der Spitzenbedarfsänderungen aufgrund der schnellen Rampe - up oder ramp - down wirksam und aufgrund des Unterschieds zwischen Spitzen- und Aus -Off -- Spitzen -Großhandelspreisen profitabel. Das Hauptproblem, abgesehen von Wasser und Höhe, ist rund - Auslöseeffizienz, was etwa 70%beträgt, so dass für jede MWh von Eingang nur 0,7 MWh wiederhergestellt wird. Darüber hinaus verfügen relativ wenige Orte für gepumptete Lagerdämme in der Nähe der Leistung, an der die Leistung benötigt wird.

Francis -Turbinen werden weit verbreitet - für Pumped Storage verwendet, haben jedoch eine hydraulische Kopfgrenze von etwa 600 m.

Die meisten gepumpteten Speicherkapazitäten sind mit etablierten Hydro - elektrischen Dämmen an Flüssen verbunden, bei denen Wasser zu einem hohen Speicherdamm zurückgepumpt wird. Solche Dammedydro -Schemata können durch Off - Fluss Pumped Hydro ergänzt werden. Dies erfordert Paare kleiner Stauseen in hügeligem Gelände und verbindet eine Pfeife mit Pumpe und Turbine.

Dieses Schema des Gordon Butte -Projekts ist typisch für Off - Pumped Storage (Gordon Butte)

Die International Wasserkraftverbände verfügt über ein Tracking -Tool, das die Standorte und die Leistungskapazität für bestehende und geplante Pumpen -Speicherprojekte ordnet.

Seit den 1920er Jahren wird eine Pumpspeicherung verwendet, und heute werden weltweit etwa 160 GW -Pumpen eingebaut, darunter 31 GW in den USA, 53 GW in Europa und Skandinavien, 27 GW in Japan und 23 GW in China. Dies entspricht etwa 500 GWh, die gespeichert werden können-etwa 95% der weltweit großen Elektrizitätsspeicherung Mitte 2016 und 72% dieser Kapazität, die 2014 hinzugefügt wurde. IRENA berichtet, dass 96 TWH 2015 aus dem Pumpenlager verwendet wurde.Weltenergieausblick 2016Projekte 27 GW gepumptes Lagerkapazität werden bis 2040 hinzugefügt, hauptsächlich in China, den USA und Europa.

Für Off - Fluss Pumped Hydro müssen die gepaarten Reservoirs normalerweise einen Höhenunterschied von mindestens 300 Metern aufweisen. Verlassene unterirdische Minen haben ein gewisses Potenzial als Standorte. In der Spanien -Region Leon Region plant Navaleo ein Pumphydro -System in einer ehemaligen Kohlenmine mit einem Kopf von 710 m und 548 MW, die 1 Twh pro Jahr zurück in das Netz füttert.

Im Gegensatz zu Wind- und Solareingaben in ein Gittersystem ist die Hydrogenerierung synchron und bietet daher zusätzliche Dienste im Übertragungsnetzwerk wie Frequenzkontrolle und Bereitstellung von Reaktiven. Ein gepumptes Speicherprojekt verfügt normalerweise über 6 bis 20 Stunden hydraulische Reservoirspeicher für den Betrieb, verglichen mit viel weniger für Batterien. Pumpte Speichersysteme sind in der Regel über 100 mwh gespeicherte Energie.

Pumped Hydro -Speicher eignet sich am besten für die Bereitstellung von Peak - Lastleistung für ein System, das größtenteils fossiler Brennstoffe und/oder Kernerzeugung zu niedrigen Kosten umfasst. Es ist viel weniger geeignet, um eine intermittierende, außerplanmäßige Erzeugung wie Wind zu füllen, bei denen die Verfügbarkeit der Überschüsse unregelmäßig und unvorhersehbar ist.

Die größte Pumpenlageranlage befindet sich in Virginia, USA, mit 3 GW -Kapazität und 30 GWh gespeicherter Energie. Nützliche Einrichtungen können jedoch recht klein sein. Sie müssen auch nicht ergänzend zu wichtigen Wasserkraftschemata sein, können jedoch einen Unterschied in der Höhe zwischen oberen und unteren Stauseen von über 100 Metern verwenden, wenn sie nicht zu weit voneinander entfernt sind. In Okinawa wird das Meerwasser auf eine Klippe - Top -Reservoir gepumpt. In Australien wurde eine stillgelegte unterirdische Mine für ein niedrigeres Reservoir in Betracht gezogen. Israel plant das 344 MW Kokhav Hayarden Two - Reservoir -System.

In Montana, USA, verwendet das 1 -Milliarde -US -Dollar, 4 x 100 MW Gordon Butte Pumped Storage Hydro -Projekt im zentralen Teil des Staates überschüssige Leistung aus der 665 MWe des Staates von Windkraftanlagen, obwohl dies weniger vorhersehbar ist als aus - Peak -Leistung, die für die Versorgung der Basis - Last entworfen wurden. Absaroka Energy wird das erhöhte Reservoir auf einer MESA 312 Meter über dem unteren Reservoir ab 2018 bauen. Es wird erwartet, dass er 1300 GWh pro Jahr für den Wind mit Zusatzdiensten ergänzt.

In Deutschland wird das GAGDORF Wind- und Hydro -Projekt in der Nähe von Münster voraussichtlich 2018 in Betrieb sein. Es umfasst 13,6 MWe Windkraftanlagen und 16 MWe Wasserkapazität aus gepumptem Speicher.

Batterie -Energiespeichersysteme

Die Batterien speichern und füllen Energie elektrochemisch. Die Anforderungen an die Batteriespeicherung sind hohe Energiedichte, hohe Stromversorgung, lange Lebensdauer (Ladung - Entladungszyklen), hohe Runde - Auslösereffizienz, Sicherheit und Wettbewerbskosten. Andere Variablen sind Entladungsdauer und Ladungsrate. Unter diesen Kriterien werden verschiedene Kompromisse eingereicht, wodurch die Einschränkungen von Batterieenergiespeichersystemen (Bess) im Vergleich zu Quellen der Versanderzeugung unterstreicht werden. Es stellt sich auch die Frage der Energieertriebsrendite (EROI), die sich genau darauf bezieht, wie lange eine Batterie in Betrieb ist und wie seine Runde - Trip -Effizienz über diesen Zeitraum hält.

Batterien erfordern ein Stromumrechnungssystem (PCs), einschließlich Wechselrichter, um sich in ein normales Wechselstromsystem zu verbinden. Dies erhöht die Grundkosten der Batterie zu etwa 15%.

Verschiedene Megawatt - -Skala -Projekte haben bewiesen, dass Batterien gut - geeignet sind, um die Variabilität der Leistung von Wind- und Sonnensystemen über Minuten und sogar Stunden für kurze - -Dauer -Integration dieser erneuerbaren Energien in ein Raster zu glätten. Sie zeigten auch, dass Batterien schneller und genauer reagieren können als herkömmliche Ressourcen wie Spinnreserven und Höhepunkte. Infolgedessen werden große Batterie -Arrays zur Stabilisierungstechnologie der Wahl für kurze Integration erneuerbarer Dauer. Dies ist eine Funktion der Leistung, nicht in erster Linie Energiespeicher. Die Nachfrage nach IT ist viel niedriger als für die Energiespeicherung - die kalifornische ISO schätzte den Nachfrage der Spitzenfrequenzregulierung für 2018 auf 2000 MW aus allen Quellen.

Einige Batterieinstallationen ersetzen die Spinnreserve für kurze - Dauer zurück - up, also arbeiten Sie als virtuelle synchrone Maschinen unter Verwendung von Wechselrichtern.

Smart Grids Viele Diskussionen über den Batteriespeicher sind im Zusammenhang mit intelligenten Gittern. Ein Smart Grid ist ein Stromnetz, das das Stromversorgung optimiert, indem sie Informationen über Angebot und Nachfrage verwenden. Dies geschieht mit vernetzten Kontrollfunktionen von Geräten mit Kommunikationsfunktionen wie intelligenten Messgeräten.

Lithium - Ion -Batterien Speicher

Lithium - Ion -BatterienIm Jahr 2015 machte 51% der neu - angekündigten Energiespeichersystem (ESS) und 86% der bereitgestellten ESS -Leistungskapazität angekündigt. Schätzungsweise 1.653 MW der neuen ESS -Kapazität wurden weltweit im Jahr 2015 angekündigt, mit etwas mehr als einem - Dritter aus Nordamerika. Lithium - Ion -Batterien sind die beliebteste Technologie für verteilte Energiespeichersysteme (Navigant Research). Lithium - -Ion -Batterien haben eine 95% ige Rundflächen -Effizienz und sinken auf 85%, wenn der Strom in den Wechselstrom für das Netz umgewandelt wird. Sie haben je nach Verwendung einen Zyklus von 2000-4000 und eine Lebensdauer von 10 bis 20 Jahren.

Auf Haushaltsebene, hinter dem Messgerät*, wird die Batteriespeicherung gefördert. Es gibt eine offensichtliche Kompatibilität zwischen Solar -PV und Batterien, da sie DC sind. In Germany, where solar PV has an average 10.7% capacity factor, 41% of new solar PV installations in 2015 were equipped with back-up battery storage, compared with 14% in 2014. This increase, in both household and grid-connected PV systems, is encouraged by the KfW Development Bank, which arranges low-interest government loans and payback assistance covering up auf 25% der erforderlichen Investitionsausgaben. KFW verlangt, dass ausreichend PV -Strom für den Verbrauch und die Speicherung vor Ort verwendet wird, damit nicht mehr als die Hälfte des Ausgangs das Übertragungsnetz erreicht. Auf diese Weise wird behauptet, dass das 1,7- bis 2,5 -fache der üblichen Sonnenkapazität durch das Netz ohne Überlastung toleriert werden kann. Im Jahr 2016 wurde für Deutschland 200 MWh installierte Speicherfunktion gemeldet.

PV von Haushalts- und Kleinunternehmen ist nicht Teil des Verteilungssystems, sondern im Wesentlichen inländisch für die Räumlichkeiten. Dort werden viel erzeugte Leistung verwendet. Einige werden möglicherweise durch das Messgerät an das System exportiert, für das ursprünglich die von dem zugelassene Stromversorgung gezogen wurde.

Über ein - Drittel der 1,5 GW 'Battery Storage' im Jahr 2015 war Lithium - Ion -Batterien und 22% waren Natrium - Schwefelbatterien. Die International Renewable Energy Agency (IRENA) schätzt, dass die Welt 150 GW Batteriespeicher benötigt, um das gewünschte Ziel von IRENA bis 2030 von 45% des Stromverbrauchs zu erreichen. In Großbritannien sind in einem 45 -GWE -System etwa 2 GW für eine schnelle Frequenzkontrolle erforderlich. In Deutschland erhöhte sich der Batteriespeicher der Batterie des Unternehmens von etwa 120 MW im Jahr 2016 auf etwa 225 MW im Jahr 2017.

Ein großer Bess ist ein 40 mW/20 mwh Toshiba Lithium - Ion -System am Nishi - Sendai -Umspannwerk der Tohoku Electric Power Company, das Anfang 2015 in Auftrag gegeben wurde. Auch Steag Energy Services hat in Deutschland ein 90 -MW -Lithium - Ion -Speicherprogramm gestartet, und Edison errichtet in Long Beach, Kalifornien, eine 100 -MW -Einrichtung.

In Südaustralien wurde neben Neoens 309 MWE Hornsdale Windpark in der Nähe von Jamestown - dem Hornsdale Power Reserve (HPR) ein Tesla 100 mW/129 MWh Lithium -} -Ion -System installiert. Etwa 70 MW der Kapazität werden an die Landesregierung beauftragt, Stabilität und Systemsicherheit zu gewährleisten, einschließlich Frequenzkontrolle -Zusatzdienste (FCAs) über die Autobidder -Plattform von Tesla in Zeiträumen von sechs Sekunden bis fünf Minuten. Die anderen 30 MW Kapazität hat drei Stunden Lagerung und wird als Lastverschiebung von Neoen für den angrenzenden Windpark verwendet. Es hat sich als fähig erwiesen, um FCAs zu reagieren und etwa 4 Sekunden lang bis zu 8 MW zu liefern, bevor sich langsamer FCAs eingestuft hatte, als die Frequenz unter 49,8 Hz fiel. Im Jahr 2020 wurde das Projekt für 79 Millionen US -Dollar um 50 MW/64,5 MWh erweitert, so dass es jetzt etwa die Hälfte der im Bundesstaat für FCAs erforderlichen virtuellen Trägheit bereitstellt.

Es gibt verschiedene Arten von Lithium -}} Ion -Batterie, einige mit hoher Energiedichte und schnellem Laden für Kraftfahrzeuge (EVs), andere wie Lithium -Eisenphosphat (LifePo₄, abkürzte als LFP), sind schwerer, weniger Energie - dicht und mit längerem Zyklusleben. Konzepte für Long - Dauerspeicher umfassen die Wiederverschiebung der verwendeten EV -Batterien - zweite - Lebensbatterien.

Natrium - Schwefel (NAS) Batterienspeicher

Natrium - Schwefel (Nas) Batterienwerden seit 25 Jahren verwendet und sind gut etabliert, obwohl teuer. Sie müssen auch bei etwa 300 Grad arbeiten, was im Leerlauf einen gewissen Stromverbrauch bedeutet. PG & E 2 MW/14 MWh Vaca - Dixon Nas Bess -System kostet etwa 11 Mio. USD (5500 USD/kW, verglichen mit etwa 200 US -Dollar/kW, die PG & E als Pause schätzten - sogar im Jahr 2015). Die Lebensdauer beträgt ungefähr 4500 Zyklen. Runde - Auslöseeffizienz in einem 18 - Monatsversuch betrug 75%. Eine 4,4-MW/20-MWh-Einheit wird von EWE in Varel in Lower Sachsen gebaut, Norddeutschland Ende 2018 in Auftrag gegeben.

Speicher der Redox -Flow -Zellbatterienbatterien

Redox -Flusszellbatterien(RFBS), die in den 1970er Jahren entwickelt wurden, haben zwei von einer Membran getrennte flüssige Elektrolyte, um eine positive und negative Hälfte - -Zellen mit jeweils eine Elektrode, normalerweise Kohlenstoff zu ergeben. Das Spannungsdifferential liegt zwischen 0,5 und 1,6 Volt in wässrigen Systemen. Sie werden durch eine reversible Reduktion - Oxidationsreaktion über die Membran geladen. Während des Ladevorgangs werden Ionen an der positiven Elektrode (Elektronenfreisetzung) oxidiert und bei der negativen Elektrode (Elektronenaufnahme) reduziert. Dies bedeutet, dass sich die Elektronen vom aktiven Material (Elektrolyt) der positiven Elektrode zum aktiven Material der negativen Elektrode bewegen. Beim Entladen kehrt sich der Prozess um und die Energie wird freigegeben. Die aktiven Materialien sind Redoxpaare,i.e.Chemische Verbindungen, die Elektronen absorbieren und freisetzen können.

Vanadium Redox Flow -Batterien (VRFB oder V - Flow) Verwenden Sie die Mehrfachoxidationszustände von Vanadium, um die Ladung zu speichern und freizulassen. Sie passen zu großen stationären Anwendungen mit langer Lebensdauer (ca. . 15, 000 Zyklen oder 'unendlich'), vollständige Entladung und niedrige Kosten pro kWh im Vergleich zu Lithium - Ion, wenn sie täglich oder häufiger gefahren sind. V - Flow -Batterien werden mehr Kosten - Effektiv, je länger die Speicherdauer - oft etwa vier Stunden - und je größer die Leistung und die Energiebedürfnisse. Die Wirtschaftsskala Crossover -Wirtschaft soll etwa 400 kWh Kapazität haben, über die sie wirtschaftlicher sind als Lithium - Ion. Sie arbeiten auch bei Umgebungstemperatur und sind also weniger anfällig für Brände als Lithium - Ion. VRFBS verfügen über große Netz- und Branchenanwendungen - bis zu GWH -Projekten anstelle von MWH.

Mit RFBS kann Energie und Leistung separat skaliert werden. Die Leistung bestimmt die Zellgröße oder die Anzahl der Zellen, und die Energie wird durch die Menge des Energiespeichermediums bestimmt. Die Module sind bis zu 250 kW und können bis zu 100 MW zusammengestellt werden. Auf diese Weise können Redox -Flow -Batterien besser an bestimmte Anforderungen angepasst als andere Technologien. Theoretisch gibt es keine Grenze für die Energiemenge, und häufig sinken die spezifischen Investitionskosten mit einer Erhöhung des Energie/Stromverhältnisses, da das Energiespeichermedium normalerweise vergleichsweise niedrige Kosten aufweist.

Ein Modell "Peaker" in China verfügt über 100 MWE Solar PV mit 100 mW/500 MWh VRFB.

Ein allgemeiner Befund aus der PG & E -Versuch war, dass Batterien, wenn sie für die Energie -Arbitrage verwendet werden sollen, Co - mit den Wind- oder Solarparks gelegen sollten - oft vom Hauptladungszentrum entfernt. Wenn sie jedoch für die Frequenzregulierung verwendet werden sollen, befinden sie sich besser in der Nähe der städtischen oder industriellen Belastungszentren. Da die Einnahmequelle der Frequenzkontrolle viel besser als Arbitrage ist, bevorzugen die Versorgungsunternehmen normalerweise die Innenstadt und nicht abgelegene Standorte für Vermögenswerte, die sie besitzen.

Die Batteriekosten von Lithium - Ion sind um zwei Drittel zwischen 2000 und 2015 auf etwa 700 US -Dollar/kWh gesunken, die vom Fahrzeugmarkt angetrieben werden, und eine weitere Halbierung der Kosten wird zu 2025. Die Kosten für das Stromversorgungssystem (PCs) sind nicht zum gleichen Rate gesunken, und im Jahr 2015 wurden 15% der Batterien für die Batterie -Kosten für die Batterie -Kosten für Nicht -{8 -{8 {{8 {{8 {8 {{8 {8 {{8 {8 -{8 -{{8 -{{8 -{8 -{{8 -{{8 -{{8 -{{8 -{{8 -{{8 -{{8 -{{8 -{ -{{8 -{{8 -{ -{{8 -{{8 -{ -{{8 -{ -{{8 -{{8 -{ -{8).

Lithium - Ion -Batterien können durch die Chemie ihrer Kathoden kategorisiert werden. Die unterschiedliche Kombination von Mineralien führt zu signifikant unterschiedlichen Batteriemerkmalen:

Lithium-Nickel-Kobalt Aluminiumoxid (NCA) Batterie-Spezifischer Energiebereich (200-250 WH/kg), hohe spezifische Leistung, Lebensdauer von 1000 bis 1500 Vollzyklen. In einigen Premium -EVs bevorzugt (e.g.Tesla), aber teurer als andere Chemikalien.

Lithium-Nickel-Mangan-Kobaltoxid (NMC) Batterie-spezifischer Energiebereich (140 - 200 WH/kg), Lebensdauer 1000-2000 Vollzyklen. Die häufigste Batterie in elektrischen und Plug-in-Hybrid-Elektrofahrzeugen. Niedrigere Energiedichte als NCA, aber längere Lebensdauer.

Lithium -Eisenphosphat (LFP) Batterie - spezifischer Energiebereich (90 - 140 WH/kg), Lebensdauer 2000 Vollzyklen. Niedrige spezifische Energie Eine Einschränkung für den Einsatz in Langstrecken-EVs. Könnte für stationäre Energiespeicheranwendungen oder Fahrzeuge, bei denen Größe und Gewicht der Batterie weniger wichtig sind, bevorzugt werden. Berichtet, weniger anfällig für thermische Ausreißer und Brände.

Lithium-Manganoxid (LMO) Batterie-Spezifischer Energiebereich (100 - 140 WH/kg), Lebensdauer 1000-1500 Zyklen. Kobaltfreie Chemie als Vorteil. Wird in Elektrofahrrädern und einigen Nutzfahrzeugen verwendet.

Superkondensatoren Speicher

Ein Kondensator speichert Energie über eine statische Ladung im Gegensatz zu einer elektrochemischen Reaktion. Superkondensatoren sind sehr groß und werden für die Energiespeicherung verwendet, die bei hoher Strom und kurzer Dauer häufig ladet und entladungszyklen unterzogen wird. Sie haben sich entwickelt und überschreiten in die Batterie -Technologie, indem sie spezielle Elektroden und Elektrolyt verwenden. Sie arbeiten bei 2,5 - 2,7 Volt und berechnen in weniger als zehn Sekunden. Die Entladung ist unter 60 Sekunden und die Spannung fällt progressiv ab. Die spezifische Energie der Superkondensatoren liegt bis zu 30 wh/kg, sehr viel weniger als eine Lithium-Ionen-Batterie.

Rotierende synchrone Stabilisatoren

Um das Fehlen einer synchronen Trägheit bei der Erzeugung von Anlagen zu kompensieren, wenn eine hohe Abhängigkeit von Wind- und Solarquellen besteht, können synchrone Kondensatoren (Syncons), auch rotierende Stabilisatoren bezeichnet, dem System hinzugefügt werden. Sie werden für die Frequenz- und Spannungsregelung verwendet, bei der die Stabilität der Gitter aufgrund eines hohen Anteils an variablen erneuerbaren Eingaben verbessert werden muss. Sie bieten zuverlässige Synchronträte und können dazu beitragen, Frequenzabweichungen durch Erzeugen und Absorption von Blindleistung zu stabilisieren. Diese sind im normalen Sinne keine Energiespeicherung und werden auf der Informationsseite über erneuerbare Energien und Strom beschrieben.

Batteriesysteme weltweit

Europa

Insgesamt installiert Non - Hydro -Speicherkapazität in Europa erreichte Ende 2018 2,7 GWh und wird nach Angaben der European Energy Storage Association bis Ende 2020 mit 5,5 GWh prognostiziert. Dies schließt Haushaltssysteme ein, die mehr als einen - dritten von 2019 - 20 Additions umfassen. EDF plant, bis 2035 10 GW Batteriespeicher in ganz Europa zu haben. Im März 2020 hat insgesamt 25 MW/25 MWh Lithium-Ionen-Batterieprojekt in Mardyck in der Nähe von Dunkirk gestartet, um "der größte in Frankreich" zu sein.

Der erste von Steags sechs geplanten 15 MW Lithium - Ion -Einheiten in einem 90 -MW -Programm von 100 Mio. € wurde im Juni 2016 in seiner LÜnen -Kohle - -Feuerung in Deutschland mit Energie versorgt. Um sich für den kommerziellen Betrieb zu qualifizieren, müssen die Batterien innerhalb von 30 Sekunden auf automatisierte Anrufe reagieren und mindestens 30 Minuten lang in der Lage sein.

In Deutschland hat RWE 6 Mio. € in ein 7,8 MW/7 MWh Lithium -}}} Ion -Batteriesystem in seinem Herdeck -Kraftwerk in der Nähe von Dortmund investiert, wo das Dienstprogramm eine gepumptete Lageranlage betreibt. Es ist seit 2018 betrieben.

In Deutschland wurde 2015 in Feldheim, Brandenburg, ein 10 -MW/10,8 -MWh -Lithium -Lithium -Lithium -Speichersystem in Auftrag gegeben. Es hat 3360 Lithium - Ion -Module von LG Chem in Südkorea. Die 13 -Millionen -Euro -Batterieeinheit speichert Strom, die von einem örtlichen 72 -MW -Windpark erzeugt wurde, und wurde gebaut, um das Gitter des TSO 50HERTZ -Getriebes zu stabilisieren. Es nimmt auch an der wöchentlichen Ausschreibung für die Primärkontrollreserve teil.

RWE plant eine 45 -MW -Lithium - Ion -Batterie an seinem Lingen und eine 72 MW in seinen Werne -Gerstein -Kraftwerken bis Ende 2022, hauptsächlich für FCAs. Siemens plant bei Wunsiedel in Bayern eine Batterie von 200 MW/200 MWh, um die Energiespeicherung und das Spitzenmanagement zu erzielen.

Der niederländische Dienstprogramm Eneco und Mitsubishi haben als Enspire eine 48 MW/50 MWh Lithium - Ion -Batterie in Jardelund, Norddeutschland, installiert. Die Batterie soll die primäre Reserve für das Netz liefern und die Gitterstabilität in einer Region mit vielen Windkraftanlagen und Stauungsproblemen der Netze verbessern.

Deutsche Betreiber von Batteriesystemen, die wöchentlich auf dem primären Kontrollreservemarkt ausgestattet sind, sollen über 18 Monate bis November 2016 einen Durchschnittspreis von 17,8 €/mwh erhalten haben.

In Spanien Acciona beauftragte im Mai 2017 eine Windanlage mit Bess. Das Acciona -Werk ist mit zwei Samsung Lithium - Ion -Batteriesystemen ausgestattet, von denen einer 1 mW/390 kWh und das andere mit einer Wickelturbine von 0,7 MW/700 kWh und am Gitter angeschlossen ist. Beide scheinen den Frequenzgang als Teil ihrer Rolle zu haben.

Im Mai 2016 hat Fortum in Finnland die französische Batteriefirma SAFT mit einem 2 -Millionen -Euro -Megawatt - -Skala Lithium -}} Ion -Batterie -Energiespeichersystem für sein Suomenoja -Kraftwerk im Rahmen des größten Bess -Pilotprojekts in den nordischen Ländern zur Verfügung gestellt. Es wird eine nominelle Ausgabe von 2 MW und in der Lage sein, 1 MWh Strom zu speichern, der dem TSO für die Frequenzregulierung und die Ausgangsglättung angeboten werden kann. Es ähnelt dem System, das in der Aube -Region Frankreichs arbeitet und zwei Windparks mit insgesamt 18 MW verbindet. SAFT ist seit 2012 über 80 MW Batterien eingesetzt.

In Großbritannien wurden im August 2019 475 MW Batteriespeicher als operativ gemeldet. In diesem Fall lagen 11 Projekte zwischen 10 und 87 MW, die meisten mit verbesserten Frequenzantwortverträgen.

Renewables Energy Company Res Res bietet 55 MW dynamischer Frequenzgang von Lithium - Ion -Batteriespeicher in das nationale Netz. Res hat bereits mehr als 100 MW/60 MWh Batteriespeicher in Betrieb, hauptsächlich in Nordamerika.

In Großbritannien, auf den Orkney Islands, wird ein 2 MW/500 kWh Lithium - Ion -Batteriespeichersystem betrieben. Dieses Kirkwall -Kraftwerk verwendet Mitsubishi -Batterien in zwei 12,2 -m -Versandbehältern und speichert Strom von Windkraftanlagen.

In Somerset hat Cranborne Energy Storage einen 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack Lithium - Ion -Speichersystem, der einem 500 kW Solar PV -Set - up zugeordnet ist. Tesla behauptet, dass die PowerPacks so konfiguriert werden können, dass sie dem Netz Strom und Energiekapazität als eigenständiger Vermögenswert bereitstellen, das Frequenzregulierung, Spannungssteuerung und Spinnreservendienste anbietet. Die Standard -Tesla Industrial PowerPack -Einheit beträgt 50 kW/210 kWh, wobei 88% rund - Trip -Effizienz.

In Großbritannien hat Statoil das Design eines 1 -MWh -Lithiums - Ion -Batteriesystem, Batwind, als Onshore -Speicher für das 30 -MW -Offshore -Hywind -Projekt in Peterhead, Schottland, in Auftrag gegeben. Ab 2018 geht es darum, überschüssige Produktion zu speichern, die Ausgleichskosten zu senken und das Projekt durch Arbitrage zu regulieren, und die Spitzenpreise erfassen.

Nordamerika

Im November 2016 berichtete Pacific Gas & Electricity Co (PG & E) über ein 18 - Monats -Technologiedemonstrationsprojekt, um die Leistung von Batteriespeichersystemen zu untersuchen, die an kalifornischen Strommärkten teilnehmen. Das Projekt begann im Jahr 2014 und verwendete die 2 MW/14 MWh Vaca von PG & E und 4 MW Yerba Buena Natrium - Schwefelbatteriespeichersysteme, um Energie- und Nebendienste in kalifornischen unabhängigen System -Operator (CAISO) -Markten (CAISO) bereitzustellen und durch Cäso in diesem Weißweitsmarkt zu kontrollieren. Das 18 -Millionen -Dollar -Pilotprojekt von Yerba Buena Bess wurde 2013 von PG & E mit Unterstützung von 3,3 Millionen US -Dollar von der California Energy Commission eingerichtet. Vaca-Dixon Bess ist mit einem PG & E-Solaranlage in Solano County verbunden.

Im Jahr 2017 wird PG & E die Yerba Buena -Batterie für eine weitere technologische Demonstration nutzen, die die Koordination der dritten - -Neis verteilte Energieressourcen (DERS) - wie Wohn- und Gewerbe -Solar - unter Verwendung intelligenter Wechselrichter und Batteriespeicher, die über ein verteiltes Energy Resource Management -System (Derms) gesteuert werden, beinhaltet.

Im August 2015 wurde GE mit dem Bau eines 30 -MW/20 -MWh -Lithium -Ionen -Batteriespeichersystems für Coachella Energy Storage Partners (CEP) in Kalifornien, 160 km östlich von San Diego, aufgebaut. Die 33 -MW -Einrichtung wurde im November 2016 von Zglobal fertiggestellt und wird die Flexibilität der Netze unterstützen und die Zuverlässigkeit des imperialen Bewässerungsbezirksnetzes erhöhen, indem Solarrampen, Frequenzregulierung, Stromausgleich und Schwarze Startfähigkeit für eine angrenzende Gasturbine bereitgestellt werden.

San Diego Gas & Electric hat eine 30 mW/120 MWh Lithium. Es wird den Abendnachfrage für den Abend liefern und teilweise den Aliso Canyon Gaslager 200 km nördlich ersetzt, der Anfang 2016 aufgrund eines massiven Lecks aufgegeben werden musste. (Es wurde für den Peak - Lastgaserzeugung verwendet.)

Die 30 -MW -Batteriespeicheranlage von SDG & E in Escondido, Kalifornien. (Foto: San Diego Gas & Electric)

Southern California Edison baut 2021 eine Installation von 100 MW/400 MWh Batterie an Provision, die 80.000 Lithium -Batterien in Behältern umfasst. Ein weiteres vorgeschlagenes großes SCE -Projekt ist eine 20 -MW/80 -MWh -Lagerung für Altagas Pomona -Energie in der von San Gabriel Natural Gas - gefeuerten Pflanze.

Ein großes Projekt ist das 50 -Millionen -Dollar -Tehachapi -8 -MW/32 -MWh -Lithium -Batterieprojekt in Südkalifornien. 2016 beauftragte Tesla ein 20 -MW/80 -MWh -Lithium -Lithium -Lithium -Speichersystem für das Mira Loma -Umspannwerk in Südkalifornien Edison, um die tägliche Spitzennachfrage zu befriedigen.

Ein sehr großes Batteriesystem wurde für das Gas von Visstra - Moss Lande Power -Kraftwerk in Monterey County, Kalifornien, zugelassen. Dies kann schließlich 1500 mW/ 6000 mWh sein, beginnend mit 182,5 MW/ 730 MWh im Jahr 2021. Es werden 256 Tesla'3 MWh Megapack -Einheiten verwendet. Darüber hinaus sind Pläne vorläufig. Visstra plant woanders 300 MW/1200 MWh.

Tesla wird als Ziel für die frühen 2020er Jahre für 50 GWh online gemeldet.

Der 98 -MW -Laurel Mountain Windpark in West Virginia verwendet ein Multi - Verwenden Sie 32 MW/8 MWh Grid - verbundene Bess. Die Anlage ist für die Frequenzregulierung und die Stabilität der Gitter auf dem PJM -Markt sowie für Arbitrage verantwortlich. Die Lithium - Ion -Batterien wurden von A123 -Systemen hergestellt, und als er 2011 in Auftrag gegeben wurde, war es das größte Lithium -} ion bess der Welt.

Im Dezember 2015 beauftragte EDF Renewable Energy sein erstes Bess -Projekt in Nordamerika mit 40 MW flexiblen Kapazitäten (20 MW -Namensschild) auf dem PJM Grid Network in Illinois, um an den Verordnungs- und Kapazitätsmärkten teilzunehmen. Die Lithium - -Ion -Batterien und die Stromeelektronik wurden von Byd America geliefert und bestehen aus 11 Behältereinheiten mit insgesamt 20 MW. Das Unternehmen hat in Nordamerika mehr als 100 MW Speicherprojekte.

E.On North America installiert zwei 9,9 MW Short - Dauer Lithium -Ionen -Batteriesysteme für seine Pyron- und Inadale -Windparks als Texas Waves -Aufbewahrungsprojekte in West -Texas. Der Zweck ist hauptsächlich für Zusatzdienste. Das Projekt folgt 10 MW Iron Horse in der Nähe von Tucson, Arizona, neben einem 2 -MWE -Solar -Array.

SolarCity verwendet 272 Tesla PowerPacks (Lithium - Ion -Speichersystem) für sein 13 MW/ 52 MWh Kaua'i Island Solar PV -Projekt in Hawaii, um die Nachfrage des Abends zu decken. Die Stromversorgung der Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) wird 20 Jahre lang mit 13,9 Cent/kWh (KIUC) versorgt. KIUC beauftragt auch ein Projekt mit einem 28 MWE Solar Farm und einem 20 -MW -Batteriesystem von 20 MW/100 mwh.

Toshiba hat einen großen Bess für Hamilton, Ohio, geliefert, der eine Reihe von 6 mW/ 2 MWh Lithium - Ion -Batterien umfasst. Lebensdauer von über 10.000 Gebühren - Entladungszyklen wird beansprucht.

Powin Energy und Hecate Energy bauen zwei Projekte mit insgesamt 12,8 MW/52,8 MWh in Ontario für den unabhängigen Stromversorgungsbetreiber. Powins Stack 140 Battery Array von 2 MWh umfasst die Systeme in Kitchener (20 Arrays) und Stratford (6 Arrays).

Ein großes Dienstprogramm - Skala -Stromspeicher ist 4 MWNatrium - Schwefel (Nas) BatterieSystem zur Verbesserung der Zuverlässigkeit und Stromqualität für die Stadt Presidio in Texas. Es wurde Anfang 2010 mit Strom versorgt, um eine schnelle Rückseite - für die Windkapazität im lokalen ERCOT -Gitter bereitzustellen. Natrium - Schwefelbatterien werden an anderer Stelle für ähnliche Rollen häufig verwendet.

In Anchorage, Alaska, wird ein 2 -MW/0,5 -MWh -Batteriesystem durch ein Schwungrad ergänzt, um die Verwendung der Windkraft zu unterstützen.

Avista Corp im Bundesstaat Washington, Northwest USA, kauft einen 3,6 MWVanadium Redox Flow -Batterie (VRFB)Saldo mit erneuerbaren Energien laden.

Die ISO von Ontario hat einen 2 MW aufgetragenZink - Iron Redox Flow Batterievon Vizn Energy Systems.

Ostasien

Chinas nationale Entwicklungs- und Reformkommission (NDRC) hat mehrere 100 MW gefordertVanadium Redox Flow -Batterie (VRFB)Installationen bis Ende 2020 (sowie ein 10 mW/100 mWh überkritischer Druckluftspeichersystem, ein Flywheel Energy -Speicher -Array -Einheit von 10 mW/1000 MJ, 100 mW Lithium - Ion -Batterie -Energiespeichersysteme und eine neue Art von großem {{7} -Kapazitäts -Salz -Salzspeicher).

Rongke Power installiert in Dalian, China, einen 200 MW/800 MWh VRFB und behauptet, es sei die weltweit größte. Es soll die Spitzennachfrage befriedigen, die Kürzung von Windparks in der Nähe verringern, die Stabilität der Gitter erhöhen und die schwarze Startkapazität ab Mitte - 2019 liefern. Rongke plant 2 GW/YR -Werksausgabe in den 2020er Jahren. Pu Neng in Peking plant eine groß angelegte Produktion von VRFBS und erhielt im November 2017 einen Vertrag mit einem 400-mWh-Einheit. Sumitomo lieferte 2015 einen 15 MW/60 MWh VRFB für HEPCO in Japan.

Chinas VRB -Energie entwickelt mehrere Projekte zur Batterie von Strömungszellen: Provinz Qinghai, 2 MW/10 MWh für die Windintegration; Provinz Hubei, 10 MW/50 MWh PV -Integration auf 100 mW/500 mwh; Provinz Lianlong, Integration von 200 MW/800 MWh erneuerbare Energien; Jiangsu 200 MW/1000 MWh Offshore -Windintegration.

Hokkaido Electric Power hat sich mit der Sumitomo Electric Industries beauftragt, ein Netz - Flussbatterie -Energiespeichersystem für einen Windpark in Nordjapan zu liefern. Dies wird eine 17 mW/51 MWh Vanadium Redox Flow Batterie (VRFB) sein, die drei Stunden lang im Jahr 2022 in Abira online fällig ist, mit einer Lebensdauer von 20 Jahren. Hokkaido betreibt bereits einen 15 -MW/60 -MWh -VRFB, der 2015 von Sumitomo Electric gebaut wurde.

Australien

In Südaustralien ist das Hornsdale Power Reserve ein Tesla 150 MW/194 MWh Lithium - Ion -System neben Neoens 309 MWE Hornsdale Windpark in der Nähe von Jamestown. Etwa 70 MW der Kapazität werden an die Landesregierung eingestuft, um Stabilität und Systemsicherheit der Gitter zu gewährleisten, einschließlich der Frequenzkontrolle -Zusatzdienste (FCAs). Vollere Details in derBatterieenergiespeichersystemeAbschnitt oben.

In Victoria baut Neoen die 300 MW/450 MWH Victorian Big Battery in der Nähe von Geelong. Neoen hat einen 250 -MW -Netzvertrag mit dem Australian Energy Market Operator (AEMO), um die Stabilität der Netze zu unterstützen und mit FCAs "erneuerbare Energien" zu entsperren. Tesla wurde beauftragt, das System zu liefern und zu betreiben, bestehend aus 210 Tesla -Megapacks, die bis 2022 online erwartet wurden. Während der ersten Tests Ende Juli 2021 fing einer der Tesla Megapacks Feuer.

Neoen hat eine 20 -MW/34 -MWh -Batterie gebaut, die eine 196 MWE -Windpark in Stawell in Victoria für den Bulgana Green Power Hub ergänzt.

In Victoria befindet sich eine 30 -MW/30 -MWh -Batterie von Fluence in der Nähe von Ballarat, und in Gannawarra in der Nähe von Kerang ist seit 2018 eine 25 -MW/50 -MW -Tesla -Powerpack -Batterie in eine 50 MWE -Solarpark integriert.

In Südaustralien wird von der Lyon Group, dem Riverland Solar Storage Scheme bei Morgan, ein 330 MWE Solar PV -Werk vorgeschlagen, das mit einer Kostenschätzung von 100 MW/400 MWh mit einer Kostenschätzung von 700 Millionen US -Dollar bzw. 300 Millionen US -Dollar unterstützt wird. In der Nähe der olympischen Dammmine im Norden des Bundesstaates wird das 120 MW Solar PV plus 100 MW/200 MWh Battery Kingfisher -Projekt von der Lyon Group vorgeschlagen, wahrscheinlich die Kosten von 250 Millionen US -Dollar bzw. 150 Millionen US -Dollar.

AGL hat sich mit Wärtsilä zusammengeschlossen, um eine Batterie von 250 mW/250 mwh Lithium -Eisenphosphat (LFP) bei Torrens Island Gas - -Feuerwerk in der Nähe von Adelaide zum Einsatz ab 2023 zu liefern. Es kann auf 1000 mWh erweitert werden.

Die 100 MW/100 MWh Playford Big Battery ist in Südaustralien in Verbindung mit dem 280 MWE Solar PV -Projekt von Cultana geplant, um Arrium's Whyalla Steelworks zu bedienen.

Australiens erstes Dienstprogramm - skalierter Flussbatterie ist in Neuroodla, 430 km nördlich von Adelaide, zu erstellen. Es wird von Invinity geliefert und verfügt über 2 MW/8 MWH -Kapazität, um Abendgüter und Nebendienste für den Abend zu erbringen. Einzelne VRFB -Module sind 40 kW.

In Queensland in Wandoan South wird eine Batterie von 100 MW/150 MWh für die Vena -Energie installiert.

In Queensland, in der Nähe von Lakeland, südlich von Cooktown, ist eine 10,4 -MW -Solar -PV -Anlage mit 1,4 MW/5,3 MWh von Lithium -} Ion -Batterie als Rand des Gitterssatzes - up mit dem Inselmodus während des Abendmodus zu ergänzen. Es wird das Werk Conergy Hybrid Energy Speicherlösung verwenden und 2017 online fällig. Das A -Projekt von 42,5 Millionen US -Dollar wird den Bedarf an Netzaufrüstungen verringern. BHP Billiton ist als möglicher Prototyp für Remote -Minenstandorte mit dem Projekt beteiligt. Andere solche Systeme befinden sich in den Minen Degrussa und Weipa.

Im Nordwesten Australiens wird seit September 2017 eine Batterie von 35 MW/11,4 MWh Kokam Lithium - Ion -Batterie in einem privaten Raster, das Minen serviert, neben einem 178 MWE -Gas - -Feuerpflanze mit langsamer Reaktion betrieben. Es hat bei der Frequenzkontrolle geholfen und das kleine Netz stabilisiert. Bei der vorgeschlagenen Zugabe von 60 MWe Sonnenkapazität wird eine zweite Batterie vorgesehen.

Zum Tom Price in der Pilbara fungiert eine Batterie von 45 MW/12 MWh als virtuelle synchrone Maschine, wodurch sich die Spinnreserve in Gasturbinen ersetzen. Ein 50 mW/75 MWh Hitachi -Akku wird ebenfalls installiert. Ein 35 MW/12 -MWh -Akku in der Nähe im Mount Newman arbeitet bereits in der Nähe.

Andere Länder

In Ruanda wird 2,68 MWh Batteriespeicher aus dem Deutschlands Tesvolt beauftragt, um die landwirtschaftliche Bewässerung zu liefern. Tesvolt beansprucht 6000 Volle Ladungszyklen mit 100% Ableitungstiefe über 30 Lebensdauer der Lebensdauer.

Andere Batterie -Technologien (als Lithium - Ion)

NB Vanadium -Flussbatterien und Natrium - Schwefelbatterien werden im Abschnitt Battery Energy Storage Systems oben beschrieben.

Redflow verfügt über eine Reihe von Zink -Bromid -Fluss -Batterie -Modulen (ZBM), die im Zusammenhang mit der intermittierenden Versorgung installiert werden können und täglich tiefe Entladung und Ladung in der Lage sind. Sie sind langlebiger als Lithium - Ion -Typ, und der erwartete Energiedurchsatz für kleinere ZBM -Einheiten liegt bei 44 mwh. Large - Skala-Batterie (LSB) Einheiten umfassen 60 ZBM-3-Batterien, die Peak 300 kW, kontinuierlich 240 kW, bei 400-800 Volt und Lieferung von 660 kWh liefern.

EOS -Energiespeicher in den USA nutzt seinen Znythwässrige Zinkbatteriemit einer Zink -Hybridkathode und optimiert für die Unterstützung des Nutzungsnetzes und bietet 4 bis 6 Stunden kontinuierliche Entladung. Es umfasst 4 kWh -Einheiten, die 250 kW/1 mwh -Subsysteme und ein 1 mW/4 MWh volles System ausmachen. Im September 2019 kündigten EOS und Holtec International die Bildung von Hi - Power an, ein Joint Venture, um wässrige Zinkbatterien für die industrielle Energiespeicherung zu produzieren, einschließlich der Lagerung von Überschüsse von Holtecs SMR-160-kleiner modularer Reaktoren, um die Stromversorgung während der Spitzennachfrage zu liefern.

Duke Energy testet aHybrid Ultracapacitor - BatteriespeicherSystem (Hess) in North Carolina, in der Nähe einer Solarinstallation von 1,2 MW. Die 100 kW/300 kWh Batterie verwendet wässrige Hybridionenchemie mit Salzwasserelektrolyt und synthetischer Baumwollabscheider. Die Rapid - Antwort Ultracapacitoren glätten die Lastschwankungen.

Niedriger - KostenBlei - Säure -Batteriensind auch in kleinem Versorgungsmaßstab weit verbreitet, wobei Banken von bis zu 1 MW verwendet werden, um die Erzeugung von Windparks zu stabilisieren. Diese sind viel billiger als Lithium - Ion, einige können bis zu 4000 Tiefausflusszyklen in der Lage sind und sie können am Ende des Lebens vollständig recycelt werden. Die ECOULT Ultrabattery kombiniert ein Ventil - reguliertes Blei - Acid (vrla) Batterie mit einem Ultracapacitor in einer einzelnen Zelle, die hohe -} -Rote teilweise - Zustand - {{{{{{-}} -Paperoperation mit Longevität und Longevität und Longevität und Longevität und Longevität und Longevität und Longevität mit Longevität und Longevität mit Longevität und Longevität mit Longevität mit Longe. Im September 2011 wurde im PNM Prosperity Energy Speicherprojekt in Albuquerque, New Mexico, von S & C Electric im Zusammenhang mit einem 500 -kW -Solar -Photovoltaiksystem, vor allem für die Spannungsregelung, ein 250 kW/1000 kWh -Ultrabattery -System mit 1280 ECOULT -Batterien in Auftrag gegeben. Australiens größtes Blei - Säure -Batteriespeichersystem ist auf King Island 3 MW/1,5 mwh.

Die Stanford University entwickelt eineAluminium - Ion -Akku, Anspruch auf niedrige Kosten, niedrige Entflammbarkeit und hohe - Ladungsspeicherkapazität über 7500 Zyklen. Es hat eine Aluminiumanode und eine Graphitkathode mit Salzelektrolyt, erzeugt jedoch nur niedrige Spannung.

Haushalt - Skala bess

Im Mai 2015 kündigte Tesla eine Haushaltsbatterie -Speichereinheit von 7 oder 10 kWh an, um Strom aus erneuerbaren Energien zu lagern. Es liefert 2 kW und funktioniert bei 350 - 450 Volt. Das Powerwall -System würde für 10 kWh an Installateure für 3000 US -Dollar für eine 7 -kWh -Einheit oder 3500 US -Dollar verkauft, obwohl die letztere Option unverzüglich eingestellt und ersterer auf 6,4 kWh Speicher und 3,3 kW Strom versetzt wurde. Dies ist zwar eindeutig inländischer Maßstäbe, wenn weit verbreitet, hat es eine Netzauswirkungen. Tesla beansprucht 15 c/kWh, um die Lagerung zuzüglich der Kosten dieser erneuerbaren Energien zu nutzen, wobei 10 Jahre 3650-Zyklus-Garantie eine abnehmende Leistung auf 3,8 kWh im fünften, 18.000 kWh insgesamt abdecken.

In Großbritannien liefert PowerVault verschiedene Batterien für den Haushaltsgebrauch, hauptsächlich mit Solar -PV, aber auch im Hinblick auf Einsparungen mit intelligenten Zählern. Sein 4 kWh -Blei - Säure -Akku ist das beliebteste Produkt für 2900 £ installiert, obwohl die tatsächlichen Batterien alle fünf Jahre ausgetauscht werden müssen. Eine 4 kWh Lithium - Ion -Einheit kostet £ 3900, und andere Produkte reichen von 2 bis 6 kWh und kostet bis zu 5000 £.

Im April 2017 bot LG Chem eine Reihe von Batterien in Nordamerika an, beide niedrig - und hohe - Spannung. Es verfügt über 48-Volt-Batterien mit 3,3, 6,5 und 9,8 kWh und 400-Volt-Batterien mit 7,0 und 9,8 kWh.

Inländisches - Level -Lithium - Ion Bess kann Feuerbeschränkungen unterliegen, die die an den Wänden einer Wohnung befestigten Einheiten ablehnen.

Druckluftergiespeicher

Energiespeicherung mit Druckluft (CAES) in geologischen Höhlen oder alten Minen wird als relativ großer - -Skala -Speicher -Technologie unter Verwendung von Gas - -Feuer oder elektrische Kompressoren getestet, die adiabatische Wärme wird abgeladen (dies ist das diabatische System). Bei der Freigabe (mit Vorheizen, um die adiabatische Kühlung auszugleichen), wird eine Gasturbine mit zusätzlichem Kraftstoffverbrennen versorgt, wobei der Abgas zum Vorheizen verwendet wird. Wenn die adiabatische Wärme aus der Komprimierung gespeichert und später zum Vorheizen verwendet wird, besteht das System adiabatischer CAEs (a - Caes).

CAES -Installationen können bis zu 300 MW mit insgesamt 70% Effizienz betragen. Die CAES-Kapazität kann die Produktion aus einem Windpark oder einer 5-10 MW Solar-PV-Kapazität ausführen und sie teilweise versendbar machen. In Alabama (110 MW, 2860 mWh) und Deutschland (290 MW, 580 MWh) und anderen wurden in den USA in Betrieb, in Alabama (110 MW, 2860 MWh) und in Deutschland (290 MW, 580 MWh).

Batterien haben eine bessere Effizienz als CAES (Ausgang als Anteil an Eingangsstrom), aber sie kosten mehr pro Kapazitätseinheit, und CAES -Systeme können viel größer sein.

Duke Energy und drei weitere Unternehmen entwickeln in Utah ein 1200 MW -Projekt von 1,5 Milliarden US -Dollar, das Zusatz für einen Windpark von 2100 MW und andere erneuerbare Quellen. Dies ist das Intermountain Energy Storage Project unter Verwendung von Salzhöhlen. Es zielt auf eine 48-stündige Dauer für die Entladung zur Brücke zwischen Intermittenzlücken, daher anscheinend über 50 gh. Der Standort kann auch überschüssige Solarenergie speichern, die aus Südkalifornien übertragen werden. Es soll in vier 300 MW -Stufen gebaut werden.

Gaelektrische Energiespeicherpläne plant ein 550 -GWh -CAES -Projekt in Larne, Nordirland.

In den USA wird das Gill Ranch CAES -Projekt als CGE -Anlage (Druckgasergiespeicher) angepasst, wobei Erdgas eher unter Druck gelagert wird. Das Gas wird bei etwa 2500 psi und 38 Grad gelagert. Die Ausdehnung des Pipeline -Drucks von 900 psi erfordert Vorheizen, um flüssiges Wasser und die Bildung von Hydrat zu vermeiden.

Toronto Hydro mit Hydrostor verfügt über ein Pilotprojekt mit Druckluft in Blasen 55 m unter Wasser im Ontario -See, um 0,66 MW über eine Stunde zu ergeben.

Kryogene Speicherung

Die Technologie funktioniert, indem er Luft auf - 196 Grad abkühlt. An diesem Punkt wird sie zur Lagerung in isoliertem niedrigem - Drucktanks zu Flüssigkeit. Die Exposition gegenüber Umgebungstemperaturen führt zu einer schnellen RE --Vergasung und einer 700-fachen Volumenausdehnung, die zum Antrieb einer Turbine und zur Erzeugung von Strom ohne Verbrennung verwendet wird. Highview Power in Großbritannien plant eine kommerzielle Einrichtung von 50 MW/250 MWh 'Liquid Air' an einem stillgelegten Kraftwerk, das auf einer Pilotanlage in Slough und einer Demonstrationsanlage in der Nähe von Manchester basiert. Energie kann für Wochen (anstelle von Stunden wie für Batterien) zu einem projizierten Kosten von £ 110/mwh (142 USD/MWh) für ein 10-Stunden-System von 200 MW/2 GWh (142 USD/MWh) gelagert werden.

Wärmespeicher

Wie im thermischen Unterabschnitt der WNA erneuerbaren Energiebereich von Solar beschrieben, verwenden einige CSP -Pflanzengeschmolzenes SalzEnergie über Nacht aufbewahren. Spaniens 20 MWE Gemasolar behauptet, die weltweit erste Nahbasis zu sein - Last CSP -Anlage mit 63% Kapazitätsfaktor. Die 200 -MWE -Andasol -Pflanze in Spanien verwendet ebenso wie die 280 MWe Solana in Kalifornien geschmolzene Salzwärme.

Ein Molten -Salz -Reaktor (MSR) -entwickler, Moltex, hat ein geschmolzenes Salzwärmespeicherkonzept (GridReserve) vorgeschlagen, um intermittierende erneuerbare Energien zu ergänzen. Moltex schlägt einen stabilen Salzreaktor von 1000 MWe vor, der kontinuierlich läuft und die Wärme in etwa 600 Grad in Perioden mit geringer Nachfrage zur Nitrat -Salzspeicherung (wie in Solar -CSP -Pflanzen verwendet) ablenkt. In Zeiten hoher Nachfrage kann die Leistungsleistung bis zu acht Stunden lang auf 2000 MWE verdoppelt werden. Es wird behauptet, dass der Heat Store den elegorierten Stromkosten nur £ 3/mwh hinzufügt.

Eine andere Form der Wärmespeicherung wird in Südaustralien entwickelt, wo das 1414 Company (14D) verwendet wirdgeschmolzenes Silizium. Der Prozess kann 500 kWh in einem 70 -cm -Würfel geschmolzenes Silizium speichern, etwa 36 -mal so viel wie Teslas Powerwall im gleichen Raum. Es entlädt sich durch eine Wärme - Austauschvorrichtung wie einen Stirling -Motor oder eine Turbine und recycelt die Wärme. Eine 10 -MWh -Einheit würde etwa 700.000 US -Dollar kosten. (1414 Grad ist der Schmelzpunkt von Silizium.) Eine Demonstrationstess soll sich am Aurora Solarenergieprojekt in der Nähe von Port Augusta, Südaustralien, befinden.

Auch in Australien ein gemischtes Material genanntFehlbarkeitslückenlegierung (MGA)Speichert Energie in Form von Wärme. MGA umfasst kleine Blöcke von gemischten Metallen, die Energie erhalten, die durch erneuerbare Energien wie Solar und Wind erzeugt werden, die überschüssig sind, um die Nachfrage zu nutzen und bis zu einer Woche zu speichern. Die Kosten von 35 USD/kWh werden zitiert, viel weniger als Lithium - Ion -Batterien, hat jedoch eine langsamere Reaktionszeit als Batterien - 15 Minuten. Die Wärme wird freigegeben, um Dampf zu erzeugen, möglicherweise in repurponierter Kohle - -Brandpflanzen. Die Firma MGA Thermal wurde von der University of Newcastle abgerufen und die Verwendung eines Bundesstipendiums baut eine Pilotherstellung. Es werden mehrere Systeme für Temperaturen von 200 bis 1400 Grad entwickelt.

Eine andere Form der Energiespeicherung ist Eis.Eisenergiehat Verträge aus Südkalifornien Edison für die Bereitstellung von 25,6 MW thermischer Energiespeicher mit seinem Eisbärensystem, das an große Klimaanlagen befestigt ist. Dies macht nachts Eis, wenn der Strombedarf niedrig ist, und verwendet es dann, um tagsüber abkühlt, anstatt der Klimaanlagenkompressoren, wodurch der Spitzenbedarf verringert wird.

Wasserstoffspeicher

In Deutschland hat Siemens eine 6 -MW -Wasserstoffspeicheranlage verwendetProtonenaustauschmembran (PEM)Technologie zur Umwandlung überschüssiger Windkraft in Wasserstoff, zur Verwendung in Brennstoffzellen oder zur Erdgasversorgung. Die Anlage in Mainz ist die größte PEM -Installation der Welt. In Ontario hat die Hydrogenik mit dem deutschen Versorgungsunternehmen E.On zusammengearbeitet, um eine 2 -MW -PEM -Einrichtung zu schaffen, die im August 2014 online wurde und Wasser durch Elektrolyse in Wasserstoff verwandelt.

Die Effizienz der Elektrolyse gegen Brennstoffzelle bis zu Elektrizität beträgt etwa 50%.

San Diego Gas & Electric arbeitet mit israelischem Gencell zusammen, um 30 G5RX -Rückseite - in seinen Umspannwerken zu installieren. Dies sind Wasserstoff - basierte alkalische Brennstoffzellen mit 5 kW -Ausgang. Sie werden in Israel hergestellt und dort von der Israel Electric Corporation verwendet.

Kinetische Lagerung

SchwungräderKinetische Energie speichern und zehntausende von Aufladungszyklen in der Lage sind.

Die ISO von Ontario hat sich für ein 2 -MW -Schwungwheel -Speichersystem von Nrstor Inc., Hawaiian Electric Co, eingehalten, das ein 80 kW/320 kWh -Schwungradsystem von Amber Kinetics für sein Oahu -Netz ist, wobei dies ein Modul von mehreren von mehreren ist. Normalerweise werden Schwungräder, die die kinetische Energie lagern, die zur Wiedervermutung in Elektrizität werden, für die Frequenzkontrolle und nicht für die Energiespeicherung verwendet werden. Sie liefern Energie über einen relativ kurzen Zeitraum und können jeweils bis zu 150 kWh liefern. Amber Kinetics behauptet vier - Stunden Entlassungsfähigkeit.

Deutschlands Stornetikum stellt Durastoreinheiten her, die Kapazitäten von den zehn Kilowatt bis zu einem Megawatt haben. Die Anwendungen reichen von regenerativen Bremsen für Züge bis hin zu Windpark -Nebenleistungen.

Die Hauptverwendung von Schwungrädern ist in Diesel-Rotary ununterbrochener Stromversorgung (Drups) Set - Ups mit 7 - 11 Second Ride - Durch synchrones Funktion während des Starts eines integrierten Dieselgenerators nach dem Versagen der Mains-Versagen. Das gibt Zeit -e.g.30 Sekunden - Für normale Diesel zurück - bis zum Start.