Stockage d'électricité et d'énergie

Source: Monde - nucléaire.org

À mesure que les sources d'énergie renouvelables augmentent en importance, les systèmes efficaces de stockage d'énergie (ESS) sont cruciaux pour gérer la nature intermittente de l'énergie éolienne et solaire. Les solutions de stockage d'énergie pour les applications de réseau deviennent de plus en plus courantes parmi les propriétaires de grille, les opérateurs de systèmes et les utilisateurs finaux. Les systèmes de stockage d'énergie permettent un large éventail de possibilités et peuvent offrir des solutions efficaces pour l'équilibrage de l'énergie, les services auxiliaires et le report des investissements dans les infrastructures.

L'électricité elle-même ne peut pas être stockée à grande échelle, mais elle peut être convertie en autres formes d'énergie, qui peuvent être stockées et converties plus tard en électricité au besoin. Les systèmes de stockage de l'électricité comprennent les batteries, les volants, l'air comprimé et l'hydroélectricité pompée. La quantité totale d'énergie qui peut être stockée dans n'importe quel système est limitée. Sa capacité énergétique est exprimée en mégawatt - des heures (MWH), et sa puissance est exprimée en mégawatts (MW ou MWE). Les systèmes de stockage d'électricité peuvent être conçus pour fournir des services auxiliaires au système de transmission, y compris le contrôle des fréquences, qui est le rôle principal des batteries à l'échelle du réseau - aujourd'hui. Examinons de plus près les différentes options de stockage ci-dessous.

Stockage d'eau pompé

Le stockage pompé consiste à pomper l'eau en montée vers un réservoir à partir duquel il peut être libéré sur demande pour générer une hydroélectricité. L'efficacité du double processus est d'environ 70%. Le stockage pompé représentait 95% du grand stockage d'électricité à l'échelle - du monde au milieu - 2016, et 72% de la capacité de stockage ajoutée en 2014. Hydro pompée a l'avantage d'être long -, si nécessaire. Le stockage de batteries, cependant, est largement déployé et a atteint environ 15,5 GW connectés aux réseaux d'électricité à la fin de 2020, selon l'AIE. Le stockage de l'échelle de construction - est apparu en 2014 comme une tendance déterminante de la technologie énergétique. Ce marché a augmenté de 50% - sur - année, avec des batteries au lithium - ioniques mais les batteries de cellules à flux redox sont prometteuses. Un tel stockage peut être de réduire la demande sur la grille, comme un sauvegarde ou pour l'arbitrage des prix.

Les projets de stockage et l'équipement pompés ont une longue durée de vie - nominalement 50 ans mais potentiellement plus, par rapport aux batteries - 8 à 15 ans. Le stockage hydro pompé est le mieux adapté pour fournir une puissance de charge pic - pour un système comprenant principalement des combustibles fossiles et / ou de la génération nucléaire. Il n'est pas si bien - adapté pour remplir une génération intermittente, imprévue et imprévisible.

Un rapport du monde du Conseil de l'énergie en janvier 2016 a projeté une baisse significative des coûts pour la majorité des technologies de stockage d'énergie, car de 2015 à 2030. Les technologies de la batterie ont montré la plus grande réduction du coût, suivie de thermiques thermiques, thermiques et supercondensateurs latentes sensibles. Battery Technologies a montré une réduction d'une plage de 100 € - 700 / MWh en 2015 à 50 € - 190 / mWh en 2030 - une réduction de plus de 70% dans la limite de coût supérieure au cours des 15 prochaines années. Les technologies ioniques de soufre de sodium, d'acide de plomb et de lithium - ouvrent la voie selon WEC. Le rapport modèle de stockage lié aux usines éoliennes et solaires, évaluant le coût nivelé du stockage (LCOS) qui en résulte dans les plantes en particulier. Il note que le facteur de charge et le temps de décharge moyen à la puissance nominale sont un déterminant important des LCO, la fréquence du cycle devenant un paramètre secondaire. Pour le stockage lié à l'énergie solaire -, le cas d'application était un stockage quotidien, avec six - heure de décharge à la puissance nominale. Pour le stockage lié au vent, le boîtier d'application était pour un stockage de deux jours avec une décharge de 24 heures à une puissance nominale. Dans le premier cas, la technologie de stockage la plus compétitive avait des LCO de 50-200 € / MWh. Dans ce dernier cas, les coûts nivelés étaient plus élevés et sensibles au nombre de cycles de décharge par an, et "peu de technologies semblaient attrayantes".

À la suite d'une étude de deux - de la California Public Utilities Commission, l'État a adopté en 2010 une législation nécessitant 1325 MWe de stockage d'électricité (à l'exclusion de grandes - de stockage pompé) d'ici 2024. En 2013, il a présenté la date limite à 2020, puis ayant 35 MW au total. La législation spécifie la puissance, et non la capacité de stockage (MWH), suggérant que l'objectif principal est le contrôle de fréquence. L'objectif déclaré de la législation est d'augmenter la fiabilité du réseau en fournissant une puissance réparable à partir d'une proportion croissante d'intrants solaires et de vent, de remplacer la réserve de rotation, de fournir un contrôle de fréquence et de réduire les exigences de capacité de pointe (rasage de pointe). Les systèmes de stockage peuvent être connectés avec des systèmes de transmission ou de distribution, ou être derrière le compteur. L'accent principal est sur les systèmes de stockage d'énergie de la batterie (BESS). L'arbitrage énergétique peut améliorer les revenus, achetant - pic et vendant pour une demande de pointe. Le sud de la Californie Edison en 2014 a annoncé des plans pour 260 MW de stockage d'électricité pour compenser la fermeture de la centrale nucléaire de 2150 MWe San Onofre. Alors que 1,3 GW dans le contexte de la demande de 50 GW de l'État ne fournira pas beaucoup de pouvoir distribuable, cela a été une incitation majeure pour les services publics.

L'Oregon a suivi la Californie et, en 2015, a établi une exigence pour les plus grands services publics (PGE et Pacificorp) de se procurer au moins 5 MWh de stockage d'ici 2020, et PGE a proposé 39 GW à plusieurs endroits, ce qui coûte 50 à 100 millions de dollars. En juin 2017, le Massachusetts a publié un objectif de 200 mWh de stockage d'ici 2020. En novembre 2017, New York a décidé de fixer un objectif de stockage pour 2030.

Dans certains endroits, le stockage pompé est utilisé pour même sortir la charge de génération quotidienne en pompant de l'eau vers un barrage de stockage élevé pendant les heures de pointe -, en utilisant la base de charge de base - à partir de faibles sources de charbon ou de sources nucléaires coût les sources. Pendant les heures de pointe, cette eau peut être libérée par les turbines en un réservoir inférieur pour la production d'électricité hydro -, convertissant l'énergie potentielle en électricité. Pompe réversible - turbine / moteur - Les assemblages du générateur peuvent agir à la fois comme des pompes et des turbines *. Les systèmes de stockage pompés peuvent être efficaces pour atteindre les changements de demande de pointe en raison de la rampe rapide - vers le haut ou la rampe -, et rentable en raison de la différence entre les prix de gros pic et OFF -. Le principal problème en dehors de l'eau et de l'altitude est autour de l'efficacité du voyage -, qui est d'environ 70%, donc pour chaque MWh d'entrée, seul 0,7 MWh est récupéré. De plus, relativement peu d'endroits ont la possibilité de barrages de stockage pompés près de l'endroit où la puissance est nécessaire.

Les turbines Francis sont largement - utilisées pour le stockage pompé mais ont une limite de tête hydraulique d'environ 600 m.

La plus grande capacité de stockage pompée est associée à des barrages électriques hydro - établis sur les rivières, où l'eau est pompée à un barrage de stockage élevé. Ces schémas d'hydroélectricité endigués peuvent être complétés par Hydro Pumped River OFF -. Cela nécessite des paires de petits réservoirs sur un terrain vallonné et rejoints par un tuyau avec pompe et turbine.

Ce schéma du projet Gordon Butte est typique de la rivière OFF - Storage Pumped (Gordon Butte)

L'International Hydropower Association a un outil de suivi, qui cartaque les emplacements et la capacité d'énergie pour les projets de stockage pompés existants et planifiés.

Un stockage pompé est utilisé depuis les années 1920 et aujourd'hui, environ 160 GW de stockage pompé sont installés dans le monde, dont 31 GW aux États-Unis, 53 GW en Europe et en Scandinavie, 27 GW au Japon et 23 GW en Chine. Cela équivaut à quelque 500 GWh pour être stocké - environ 95% du stockage d'électricité à l'échelle - du monde à la mi-2016, et 72% de cette capacité qui a été ajouté en 2014. Irena rapporte que 96 TWH a été utilisé à partir du stockage pompé en 2015.Perspectives d'énergie mondiales 2016Projets 27 GW de capacité de stockage pompée ajoutée d'ici 2040, principalement en Chine, aux États-Unis et en Europe.

Pour Hydro Pumped River Pumped Hydro OFF -, les réservoirs appariés doivent normalement avoir une différence d'altitude d'au moins 300 mètres. Les mines souterraines abandonnées ont un certain potentiel en tant que sites. Dans l'Espagne, la région de Leon, Navaleo prévoit un système hydroélectrique pompé dans une ancienne mine de charbon avec une tête de 710 m et une production de 548 MW, nourrissant 1 twh par an dans la grille.

Contrairement aux entrées éoliennes et solaires dans un système de grille, la génération d'hydroélectricité est synchrone et fournit donc des services auxiliaires dans le réseau de transmission tels que le contrôle de fréquence et la fourniture de puissance réactive. Un projet de stockage pompé a généralement 6 à 20 heures de stockage de réservoir hydraulique pour le fonctionnement, contre beaucoup moins pour les batteries. Les systèmes de stockage pompés sont généralement supérieurs à l'énergie stockée.

Le stockage hydro pompé est le mieux adapté pour fournir une puissance de charge de pointe - pour un système comprenant principalement des combustibles fossiles et / ou de la génération nucléaire à faible coût. Il est beaucoup moins adapté au remplissage pour une génération intermittente et imprévue comme le vent, où la disponibilité de l'énergie excédentaire est irrégulière et imprévisible.

La plus grande installation de stockage pompée se trouve en Virginie, aux États-Unis, avec une capacité de 3 GW et 30 GWh d'énergie stockée. Cependant, les installations utiles peuvent être assez petites. Ils n'ont pas non plus besoin d'être complémentaires aux principaux schémas hydroélectriques, mais peuvent utiliser n'importe quelle différence d'élévation entre les réservoirs supérieurs et inférieurs de plus de 100 mètres, sinon trop éloignés. À Okinawa, l'eau de mer est pompée vers une falaise - réservoir supérieur. En Australie, une mine souterraine désaffectée a été envisagée pour un réservoir inférieur. Israël prévoit le système de réservoir Kokhav Hayarden de 344 MW.

À Montana, aux États-Unis, le projet de stockage pompé à 1 milliard de dollars, 4 x 100 MW Butte, dans la partie centrale de l'état, utilisera une puissance excessive à partir des 665 MWe d'éoliennes de l'État, bien que cela soit moins prévisible que la charge hors de la charge - conçue pour fournir une charge de base -. Absaroka Energy construira le réservoir élevé sur une Mesa à 312 mètres au-dessus du réservoir inférieur de 2018. Il prévoit de fournir 1300 GWh par an pour compléter l'éolien, avec des services auxiliaires.

En Allemagne, le projet éolien et hydroélectrique de Gaildorf près de Münster devrait être opérationnel en 2018. Il comprend 13,6 MWe d'éoliennes et 16 MWE de capacité hydroélectrique à partir de stockage pompé.

Systèmes de stockage d'énergie de la batterie

Les batteries stockent et libèrent de l'énergie électrochimiquement. Les exigences pour le stockage de la batterie sont une densité d'énergie élevée, une puissance élevée, une longue durée de vie (charge - des cycles de décharge), un rond élevé - Efficacité, sécurité et coût compétitif. Les autres variables sont la durée de décharge et le taux de charge. Divers compromis sont faits parmi ces critères, soulignant les limites des systèmes de stockage d'énergie de la batterie (BESS) par rapport aux sources de génération réparties. La question du rendement énergétique de l'énergie investi (EROI) se pose également, qui se rapporte à la durée de la durée d'une batterie et de la façon dont son tour - l'efficacité tient sur cette période.

Les batteries nécessitent un système de conversion d'alimentation (PCS), y compris l'onduleur, pour être lié à un système CA normal. Cela ajoute environ 15% au coût de base de la batterie.

Divers projets d'échelle Megawatt - ont prouvé que les batteries sont bien - adaptées pour lisser la variabilité de la puissance des systèmes éoliens et solaires en minutes et même en heures, pour les courtes - intégration de la durée de ces renouvellements dans un réseau. Ils ont également montré que les batteries peuvent répondre plus rapidement et avec précision que les ressources conventionnelles telles que les réserves de filature et les plantes de pointe. En conséquence, les grands réseaux de batteries deviennent la technologie de stabilisation de choix pour l'intégration des énergies renouvelables à court terme. Ceci est fonction de la puissance, et non principalement du stockage d'énergie. La demande pour elle est bien inférieure à celle du stockage d'énergie - l'ISO de Californie a estimé sa demande de réglementation de fréquence de pointe pour 2018 à 2000 MW de toutes les sources.

Certaines installations de batterie remplacent la réserve de rotation pour les courts - -, fonctionnent donc comme des machines synchrones virtuelles à l'aide d'onduleurs de formation de grille.

Smart Grids Beaucoup de discussions sur le stockage de la batterie sont en relation avec les réseaux intelligents. Un réseau intelligent est un réseau électrique qui optimise l'alimentation électrique en utilisant des informations sur l'offre et la demande. Il le fait avec les fonctions de contrôle en réseau des appareils avec des capacités de communication telles que les compteurs intelligents.

Lithium - Batteries Ion Batteries Storage

Batteries au lithium -En 2015, a représenté 51% de la capacité de stockage (ESS) annoncée récemment - et 86% de la capacité d'alimentation ESS déployée. On estime que 1 653 MW de nouvelle capacité ESS ont été annoncés dans le monde en 2015, avec un peu plus d'un - en provenance d'Amérique du Nord. Les batteries au lithium - sont la technologie la plus populaire pour les systèmes de stockage d'énergie distribués (Navigant Research). Les batteries ioniques au lithium - ont une efficacité de courant direct à 95% à 95%, tombant à 85% lorsque le courant est converti en courant alternatif pour la grille. Ils ont un cycle 2000-4000 et une durée de vie de 10 à 20 ans, selon l'utilisation.

Au niveau du ménage, derrière le compteur *, le stockage de la batterie est promu. Il existe une compatibilité évidente entre le PV solaire et les batteries, car ils sont DC. En Allemagne, où Solar PV a un facteur de capacité en moyenne de 10,7%, 41% des nouvelles installations solaires PV en 2015 ont été équipées de dos -}, par rapport à 14% en 2014. Cette augmentation, à la fois dans les ménages et la grille {{8}. 25% des dépenses d'investissement requises. KFW exige que l'électricité PV suffisante soit utilisée pour la consommation et le stockage sur place afin que pas plus de la moitié de la sortie atteigne le réseau de transmission. De cette façon, il est affirmé que 1,7 à 2,5 fois la capacité solaire habituelle peut être tolérée par la grille sans surcharge. En 2016, 200 MWh de capacité de stockage installée ont été signalés pour l'Allemagne.

Le PV des ménages et des petites entreprises ne fait pas partie du système de distribution mais est essentiellement national dans les locaux, avec une puissance très générée là-bas et certains éventuellement exportés vers le système à travers le compteur qui mesuraient à l'origine le pouvoir tiré du réseau à charger.

Au-dessus d'un - tiers du 1,5 GW 'Battery Storage' en 2015 était le lithium -} Batteries, et 22% étaient des batteries de soufre de sodium -. L'Agence internationale des énergies renouvelables (IRENA) estime que le monde a besoin de 150 GW de stockage de batteries pour atteindre l'objectif souhaité d'Irena de 45% de l'électricité provenant de sources renouvelables d'ici 2030. Au Royaume-Uni, environ 2 GW est requis pour un contrôle rapide de fréquence dans un système de 45 GWE, et National Grid dépense 160 £ à 170 millions de livres sterling par an. En Allemagne, le stockage de la batterie de l'échelle de l'utilitaire installé - est passé d'environ 120 MW en 2016 à environ 225 MW en 2017.

Un grand bess est un système ion au lithium- de 40 MW / MWh au Nishi - de la sous-station Sendai au Japon de la Tohoku Electric Power Company, et San Diego Gas & Electric a une bess de 30 mw / 120 mWh - ion bess dans l'escondo, californie. Steag Energy Services a également lancé un programme de stockage d'ions au lithium de 90 MW - en Allemagne (voir ci-dessous), et Edison met en place une installation de 100 MW à Long Beach, en Californie.

En Australie-Méridionale, un système d'ions au lithium- Tesla 100 MW / 129 MWh a été installé à côté du parc éolien de 309 MWe Hornsdale de Neoen près de Jamestown - la réserve de puissance Hornsdale (HPR). Environ 70 MW de la capacité sont contractés au gouvernement de l'État pour assurer la stabilité du réseau et la sécurité du système, y compris les services auxiliaires de contrôle des fréquences (FCAS) via la plate-forme d'autobidder de Tesla dans des délais de six secondes à cinq minutes. Les 30 autres MW de capacité ont trois heures de stockage et sont utilisés comme changements de charge par Neoen pour le parc éolien adjacent. Il s'est avéré capable d'une réponse très rapide pour les FCAS, fournissant jusqu'à 8 MW pendant environ 4 secondes avant que les FCA contractuels plus lents ne coupent lorsque la fréquence est tombée en dessous de 49,8 Hz. En 2020, le projet a été élargi de 50 MW / 64,5 MWh pour 79 millions de dollars afin qu'il fournisse désormais environ la moitié de l'inertie virtuelle requise dans l'État pour les FCAS.

Il existe plusieurs types de batterie au lithium -, certaines avec une densité d'énergie élevée et une charge rapide pour convenir aux véhicules à moteur (EV), d'autres comme le phosphate de fer au lithium (LifePo₄, abrégé en LFP), sont plus lourds, moins d'énergie - dense et avec une durée de vie du cycle plus longue. Les concepts pour le stockage longue - incluent la réutilisation des batteries EV utilisées - deuxième - batteries de vie.

Sodium - Soufre (NAS) Batteries Stockage

Batteries de sodium - Sulfur (NAS)ont été utilisés depuis 25 ans et sont bien établis, bien que coûteux. Ils doivent également fonctionner à environ 300 degrés, ce qui signifie une certaine consommation d'électricité lorsqu'il est inactif. PG & E 2 MW / 14 MWH VACA - Dixon Nas Bess System coûtait environ 11 millions de dollars (5500 $ / kW, par rapport à environ 200 $ / kW, ce qui est estimé à Pg & E pour être cassé - en 2015). La durée de vie est d'environ 4500 cycles. Round - Efficacité du voyage dans un essai de mois de 18 - était de 75%. Une unité de 4,4 MW / 20 MWh est en cours de construction par EWE à VEREL à Lower Saxony, en Allemagne du Nord pour la mise en service à la fin de 2018. (Il fait partie d'un ensemble - avec une batterie de lithium-ion de 7,5 MW / 2,5 mWh, le coût de la plante entière de 24 millions d'euros.)

Stockage des batteries de cellules de flux redox

Batteries de cellules de flux redox(RFBS) développé dans les années 1970 a deux électrolytes liquides séparés par une membrane pour donner des demi-cellules positives et négatives -, chacune avec une électrode, généralement du carbone. Le différentiel de tension se situe entre 0,5 et 1,6 volts dans les systèmes aqueux. Ils sont chargés et libérés par une réduction réversible - réaction d'oxydation à travers la membrane. Pendant le processus de charge, les ions sont oxydés à l'électrode positive (libération d'électrons) et réduits à l'électrode négative (absorption d'électrons). Cela signifie que les électrons se déplacent du matériau actif (électrolyte) de l'électrode positive au matériau actif de l'électrode négative. Lors de la décharge, le processus s'inverse et l'énergie est libérée. Les matériaux actifs sont des paires redox,i.e.composés chimiques qui peuvent absorber et libérer des électrons.

Les batteries de flux redox de vanadium (VRFB ou V - Flow) utilisent les multiples états d'oxydation du vanadium pour stocker et libérer la charge. Ils correspondent à de grandes applications stationnaires, avec une longue durée de vie (environ . 15, 000 cycles ou 'infinite'), une décharge complète et un faible coût par kWh par rapport au lithium - ion lorsqu'il est cyclable quotidiennement ou plus fréquemment. V - Les batteries de flux deviennent plus de coûts - Efficace, plus la durée de stockage est longue - souvent environ quatre heures - et plus les besoins de puissance et d'énergie sont importants. L'échelle économique du croisement serait d'environ 400 kWh, au-delà de laquelle ils sont plus économiques que le lithium -. Ils fonctionnent également à température ambiante, ils sont donc moins sujets aux incendies que le lithium - ion. En ce qui concerne le coût et l'échelle, les VRFB ont des applications importantes sur le réseau et l'industrie - jusqu'aux projets GWH plutôt que les MWH.

Avec l'énergie et l'énergie RFBS peuvent être mises à l'échelle séparément. La puissance détermine la taille des cellules ou le nombre de cellules, et l'énergie est déterminée par la quantité de milieu de stockage d'énergie. Les modules sont jusqu'à 250 kW et peuvent être assemblés jusqu'à 100 MW. Cela permet aux batteries de flux redox d'être mieux adaptées à des exigences particulières que les autres technologies. En théorie, il n'y a pas de limite à la quantité d'énergie, et souvent les coûts d'investissement spécifiques diminuent avec une augmentation du rapport énergétique / puissance, car le milieu de stockage d'énergie a généralement des coûts relativement bas.

Une usine «Peaker» modèle en Chine a 100 mwe PV avec un VRFB de 100 MW / 500 MWh.

Une conclusion générale de l'essai PG&E était que si les batteries doivent être utilisées pour l'arbitrage énergétique, elles devraient être co - situées avec les fermes éoliennes ou solaires - souvent éloignées du centre de charge principal. Cependant, s'ils doivent être utilisés pour la réglementation des fréquences, ils sont mieux situés à proximité des centres de charge urbaine ou industriels. Étant donné que le flux de revenus de contrôle des fréquences est bien meilleur que l'arbitrage, les services publics préféreront normalement le centre-ville plutôt que les emplacements éloignés pour les actifs qu'ils possèdent.

Les coûts de batterie au lithium - ont chuté de deux tiers - entre 2000 et 2015, à environ 700 $ / kWh, entraîné par le marché des véhicules et une autre de deux coûts est prévue à 2025. Les coûts de conversion électrique (PCS) n'ont pas baissé au même rythme, et en 2015 à environ 15% au coût de la batterie pour les coûts de batterie pour les non-applications de véhicules.

Les batteries ioniques au lithium - peuvent être classées par la chimie de leurs cathodes. La combinaison différente de minéraux donne lieu à des caractéristiques de batterie significativement différentes:

Batterie en aluminium au nickel au lithium (NCA) Batterie - Plage d'énergie spécifique (200-250 wh / kg), puissance spécifique élevée, à vie de 1000 à 1500 cycles complets. Favorisé dans certains véhicules électriques premium (e.g.Tesla), mais plus cher que les autres chimies.

Batterie à oxyde de cobalt de manganèse au nickel lithium (NMC) - Plage d'énergie spécifique (140 - 200 wh / kg), Lifetime 1000-2000 Cycles complets. Batterie la plus courante utilisée dans les véhicules électriques électriques et hybrides rechargeables. Densité d'énergie inférieure à la NCA, mais des durées de vie plus longues.

Batterie de phosphate de fer au lithium (LFP) - plage d'énergie spécifique (90 - 140 wh / kg), cycles complets à vie 2000. Énergie spécifique faible Une limitation pour une utilisation dans les véhicules électriques à longue portée. Pourrait être favorisé pour les applications de stockage d'énergie stationnaires ou les véhicules où la taille et le poids de la batterie sont moins importants. Signalés comme moins sujets aux émois thermiques et aux incendies.

Batterie d'oxyde de manganèse au lithium (LMO) - plage d'énergie spécifique (100 - 140 wh / kg), cycles à vie 1000-1500. Chimie sans cobalt considérée comme un avantage. Utilisé dans les vélos électriques et certains véhicules commerciaux.

Stockage des supercondensateurs

Un condensateur stocke l'énergie au moyen d'une charge statique par opposition à une réaction électrochimique. Les supercondensateurs sont très importants et sont utilisés pour le stockage d'énergie subissant des cycles de charge et de décharge fréquents à un courant élevé et une courte durée. Ils ont évolué et se transforment en technologie de la batterie en utilisant des électrodes spéciales et des électrolytes. Ils fonctionnent à 2,5 - 2,7 volts et chargent en moins de dix secondes. La décharge est inférieure à 60 secondes et la tension baisse progressivement. L'énergie spécifique des supercondensateurs varie jusqu'à 30 whg / kg, beaucoup moins qu'une batterie lithium-ion.

Stabilisateurs synchrones rotatifs

Pour compenser l'absence d'inertie synchrone dans la génération de plante lorsqu'il y a une forte dépendance à l'égard des sources éoliennes et solaires, des condenseurs synchrones (syncons), également appelés stabilisateurs rotatifs, peuvent être ajoutés au système. Ils sont utilisés pour le contrôle de fréquence et de tension où la stabilité du réseau doit être améliorée en raison d'une proportion élevée d'entrée renouvelable variable. Ils fournissent une inertie synchrone fiable et peuvent aider à stabiliser les écarts de fréquence en générant et en absorbant la puissance réactive. Ce ne sont pas un stockage d'énergie au sens normal et sont décrits dans la page d'information sur les énergies renouvelables et l'électricité.

Systèmes de batterie dans le monde

Europe

Selon l'Europe Europe, la capacité de stockage de l'hydroélectricité en Europe a atteint 2,7 GWh à la fin de 2018 et devrait être de 5,5 GWh à la fin de 2020. Cela inclut les systèmes ménagères, qui comprennent plus d'un - tiers de 2019 - 20 ajouts. EDF prévoit d'avoir 10 GW de stockage de batteries à travers l'Europe d'ici 2035. En mars 2020, Total a lancé un projet de batterie au lithium-ion de 25 MW / 25 MWh à Mardyck près de Dunkerque, pour être "le plus grand en France".

Le premier des six unités ioniques de 15 MW prévues de Steag - dans un programme de 100 millions d'euros, 90 MW a été sous tension en juin 2016 dans son site licencié de Lünen Coal - en Allemagne. Pour se qualifier pour le fonctionnement commercial, les batteries doivent répondre aux appels automatisés dans les 30 secondes et être capables de nourrir - pendant au moins 30 minutes.

En Allemagne, RWE a investi 6 millions d'euros dans un système de batterie en ion à 7,8 MW / 7 MWh - sur son site de centrale électrique Herdecke près de Dortmund, où le service public exploite une usine de stockage pompée. Il fonctionne depuis 2018.

En Allemagne, un système de stockage de batteries ioniques de 10 MW / 10,8 MWh - a été commandé en 2015 à Feldheim, Brandenburg. Il dispose de 3360 modules d'ion lithium - de LG Chem en Corée du Sud. L'unité de batterie de 13 millions d'euros stocke la puissance générée par un parc éolien local de 72 MW et a été construite pour stabiliser la grille de la transmission TSO 50Hertz. Il participe également à l'appel d'offres hebdomadaire pour la réserve de contrôle primaire.

RWE prévoit une batterie en ion au lithium- de 45 MW à sa linge et à un 72 MW à ses centrales Werne Gerstein d'ici 2022, principalement pour les FCAS. Siemens prévoit une batterie de 200 MW / 200 MWh à Wunsiedel en Bavière pour le stockage d'énergie et la gestion de pic.

L'utilitaire néerlandais Eneco et Mitsubishi, en tant qu'Enspireme, ont installé une batterie en lithium de 48 MW / 50 MWh - à Jardelund, dans le nord de l'Allemagne. La batterie est de fournir une réserve primaire à la grille et d'améliorer la stabilité du réseau dans une région avec de nombreuses éoliennes et problèmes de congestion du réseau.

Les opérateurs allemands de systèmes de batterie qui sont soumissiables sur le marché de la réserve de contrôle primaire sur une base hebdomadaire auraient reçu un prix moyen de 17,8 € / MWh sur 18 mois à novembre 2016.

En Espagne, Acciona a commandé une plante éolienne avec BESS en mai 2017. L'usine Acciona est équipée de deux systèmes de batteries de Samsung Lithium -, un fournissant 1 MW / 390 kWh et l'autre produisant 0,7 MW / 700 kWh, connecté à une éolienne de 3 MW et sur le grille. Les deux semblent avoir une réponse en fréquence dans le cadre de leur rôle.

En mai 2016, Fortum en Finlande a contracté la société de batterie française SAFT pour fournir une mégawatt € à 2 millions d'euros - Lithium - Système de stockage d'énergie de batterie pour sa centrale électrique Suomenoja dans le cadre du plus grand projet pilote Bess dans les pays nordiques. Il aura une sortie nominale de 2 MW et capable de stocker 1 MWh d'électricité, à offrir au TSO pour la régulation de la fréquence et le lissage de sortie. Il est similaire au système opérant dans la région de l'Aube en France, reliant deux parcs éoliens, au total 18 MW. SAFT a déployé plus de 80 MW de batteries depuis 2012.

Au Royaume-Uni, 475 MW de stockage de batteries ont été signalés comme opérationnels en août 2019. Dans ce cas, 11 projets variaient de 10 à 87 MW, la plupart avec des contrats de réponse en fréquence améliorés.

Renewables Energy Company Res fournit 55 MW de réponse en fréquence dynamique du stockage de batterie au lithium -, au réseau national. RES a déjà plus de 100 MW / 60 MWh de stockage de batteries en fonctionnement, principalement en Amérique du Nord.

Au Royaume-Uni, sur les îles Orcades, un système de stockage de batterie de 2 MW / 500 kWh - fonctionne. Cette centrale électrique de Kirkwall utilise des batteries Mitsubishi dans deux conteneurs d'expédition de 12,2 millions et stocke l'électricité des éoliennes.

Dans Somerset, Cranborne Energy Storage dispose d'un système de stockage de 250 kW / 500 kWh Tesla Powerpack - associé à un ensemble solaire PV de 500 kW -. Tesla affirme que les PowerPacks peuvent être configurés pour fournir une puissance et une capacité énergétique au réseau en tant qu'actif autonome, offrant une régulation de fréquence, un contrôle de tension et des services de réserve de rotation. L'unité standard de PowerPack Tesla Industrial est de 50 kW / 210 kWh, avec 88% de l'efficacité du voyage -.

Au Royaume-Uni, Statoil a commandé la conception d'un système de batterie au lithium de 1 MWh -, Batwind, comme stockage onshore pour le projet Hywind offshore de 30 MW à Peterhead, en Écosse. À partir de 2018, il s'agit de stocker une production excédentaire, de réduire les coûts d'équilibrage et de permettre au projet de réguler sa propre alimentation électrique et de capturer les prix de pointe grâce à l'arbitrage.

Amérique du Nord

En novembre 2016, Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) a rendu compte d'un projet de démonstration technologique des mois de 18 - pour explorer les performances des systèmes de stockage de batterie participant aux marchés de l'électricité de la Californie. Le projet a commencé en 2014 et a utilisé PG&E 2 MW / 14 MWh VACA - Dixon et 4 MW Yerba Buena Sodium - Systèmes de stockage de batterie en soufre pour fournir des services d'énergie et des services auxiliaires de California Independent System Operator (CAISO) et contrôlé par CAISO à ce marché endiofratique. Le projet pilote Yerba Buena Buena de 18 millions de dollars a été créé par PG&E en 2013 avec un soutien de 3,3 millions de dollars de la California Energy Commission. Vaca-Dixon Bess est associé à une usine solaire PG&E dans le comté de Solano.

En 2017, PG&E utilisera la batterie Yerba Buena pour une autre démonstration technologique impliquant la coordination du troisième -} des ressources énergétiques distribuées (DERS) - telles que l'énergie solaire résidentielle et commerciale - à l'aide d'onduleurs intelligents et de stockage de batteries, contrôlé par un système de gestion des ressources énergétiques distribué (sonneries).

En août 2015, GE a été contracté pour construire un système de stockage de batterie au lithium de 30 MW / 20 MWh pour Coachella Energy Storage Partners (CESP) en Californie, à 160 km à l'est de San Diego. L'installation de 33 MW a été achevée par Zglobal en novembre 2016 et facilitera la flexibilité du réseau et augmentera la fiabilité du réseau de district d'irrigation impérial en fournissant une rampe solaire, une régulation de fréquence, un équilibrage de puissance et une capacité de démarrage noir pour une turbine à gaz adjacente.

San Diego Gas & Electric a un lithium de 30 MW / 120 MWh - ion Bess à Escondido, construit par AES Energy Storage et composé de 24 conteneurs abritant 400 000 batteries Samsung dans près de 20 000 modules. Il fournira la demande de pointe du soir et remplacera en partie le stockage de gaz Aliso Canyon à 200 km au nord qui a dû être abandonné au début de 2016 en raison d'une fuite massive. (Il a été utilisé pour la génération de gaz de charge de pic -.)

Installation de stockage de batterie de 30 MW de SDG & E à Escondido, en Californie. (Photo: San Diego Gas & Electric)

Le sud de la Californie Edison construit une installation de batterie de 100 MW / 400 MWh pour commander en 2021, comprenant 80 000 batteries au lithium - dans des conteneurs. Un autre grand projet SCE proposé est un stockage de 20 MW / 80 MWh pour l'énergie d'Altagas Pomona à sa plante tirée à San Gabriel -.

Un grand projet est le sud de la Californie du sud de la Californie Edison à 50 millions de dollars Tehachapi 8 MW / 32 MWh Lithium - Projet de stockage de batteries en ions en conjonction avec un parc éolien de 4500 MWe, en utilisant 10872 modules de 56 cellules chacun de LG Chem, qui peuvent fournir 8 MW sur quatre heures. En 2016, Tesla s'est contractée à fournir un système de stockage de batterie de 20 MW / 80 MWh - pour la sous-station Mira Loma du sud de la Californie Edison, pour aider à répondre à la demande de pointe quotidienne.

Un très grand système de batterie a été approuvé pour le gaz de Visstra - Fired Moss Landing Power Plant dans le comté de Monterey, en Californie. Cela pourrait éventuellement être 1500 MW / 6000 MWh, à partir de 182,5 MW / 730 MWh en 2021. Il utilisera 256 unités de mégapack Tesla'3 MWh. Au-delà de cela, les plans sont provisoires. Vistra prévoit un 300 MW / 1200 MWH ailleurs.

Tesla devrait avoir 50 GWh en ligne au début des années 2020.

Le parc éolien de 98 MW Laurel Mountain en Virginie-Occidentale emploie une grille multi - à 32 MW / 8 MWh - Bess connecté. L'usine est responsable de la régulation des fréquences et de la stabilité du réseau sur le marché PJM ainsi que de l'arbitrage. Les batteries ioniques au lithium - ont été fabriquées par des systèmes A123, et lorsqu'ils sont commandés en 2011, c'était le plus grand lithium - ion Bess au monde.

En décembre 2015, EDF Renewable Energy a mis en service son premier projet BESS en Amérique du Nord, avec une capacité de 40 MW flexible (20 MW pour la plaque signalétique) sur le réseau de grille PJM dans l'Illinois pour participer aux marchés de la réglementation et des capacités. Les batteries d'ions au lithium - et l'électronique d'alimentation ont été fournies par BYD America, et se composent de 11 unités conteneurisées totalisant 20 MW. La société dispose de plus de 100 MW de projets de stockage en cours de développement en Amérique du Nord.

E.on Amérique du Nord installe deux 9,9 MW Short - Durée Lithium Ion Battery Systems pour ses projets de stockage de Pyron et d'Inadale en tant que projets de stockage des vagues du Texas dans l'ouest du Texas. Le but est principalement des services auxiliaires. Le projet suit 10 MW Iron Horse près de Tucson, en Arizona, à côté d'un réseau solaire de 2 MWe.

SolarCity utilise 272 Tesla Powerpacks (système de stockage en ions Lithium -) pour son projet solaire PV de 13 MW / 52 MWh Kaua'i à Hawaï, pour répondre à la demande de pointe du soir. L'alimentation est fournie à Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) à 13,9 cents / kWh pendant 20 ans. KIUC met également en service un projet avec une ferme solaire de 28 MWe et un système de batterie de 20 MW / 100 MWh.

Toshiba a fourni un grand Bess pour Hamilton, Ohio, comprenant un tableau de batteries ioniques de 6 MW / 2 MWh -. Une durée de vie de plus de 10 000 cycles de décharge de charges - est revendiquée.

Power Energy et Hecate Energy construisent deux projets totalisant 12,8 MW / 52,8 MWh en Ontario, pour l'opérateur indépendant du système d'électricité. Le réseau de batteries de pile Powin 140 de 2 MWh comprendra les systèmes, chez Kitchener (20 tableaux) et Stratford (6 tableaux).

Un grand utilitaire - Le stockage d'électricité est un 4 MWBatterie de sodium - Sulfur (NAS)Système pour fournir une meilleure fiabilité et une qualité d'énergie à la ville de Presidio au Texas. Il a été dynamisé au début de 2010 pour fournir un dos rapide - pour la capacité éolienne dans la grille ERCOT locale. Les batteries de soufre de sodium - sont largement utilisées ailleurs pour des rôles similaires.

À Anchorage, en Alaska, un système de batterie de 2 MW / 0,5 MWh est complété par un volant pour aider à l'utilisation de l'énergie éolienne.

Avista Corp dans l'État de Washington, nord-ouest des États-Unis, achète 3,6 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)pour le équilibre avec les énergies renouvelables.

L'ISO de l'Ontario a contracté un 2 MWzinc - Batterie de flux de fer de fer Redoxà partir des systèmes énergétiques de VIZN.

Asie de l'Est

La Commission nationale de développement et de réforme chinoise (NDRC) a appelé à plusieurs 100 MWVanadium Redox Flow Battery (VRFB)Installations d'ici la fin de 2020 (ainsi qu'un système de stockage d'énergie à air comprimé supercritique de 10 mW / 100 MWh, un unité de stockage de stockage d'énergie de 10 MW / 1000 MJ, des systèmes de stockage d'énergie de la batterie ionique de 100 MW de 100 MW -).

Rongke Power installe un VRFB de 200 MW / 800 MWh à Dalian, en Chine, affirmant qu'il était le plus grand mondial. Il s'agit de répondre à la demande de pointe, de réduire la réduction des parcs éoliens à proximité, d'améliorer la stabilité du réseau et de fournir une capacité de démarrage noire à partir du milieu - 2019. Rongke prévoit une production d'usine GW / an dans les années 2020. Pu Neng à Pékin prévoit une production à grande échelle de VRFBS et a obtenu un contrat en novembre 2017 pour construire une unité de 400 MWh. Sumitomo a fourni un VRFB de 15 MW / 60 MWh pour Hepco au Japon, commandé en 2015.

L'énergie VRB chinoise développe plusieurs projets de batterie à cellules à flux: province de Qinghai, 2 MW / 10 MWh pour l'intégration du vent; Province de Hubei, 10 MW / 50 mWh Intégration PV passée à 100 MW / 500 MWh; Province de Lianlong, 200 MW / 800 MWh Intégration des énergies renouvelables; Jiangsu 200 MW / 1000 MWh Intégration éolienne offshore.

L'énergie électrique Hokkaido a contracté des industries électriques Sumitomo pour fournir un réseau de stockage d'énergie de batterie à flux d'échelle de réseau - pour un parc éolien dans le nord du Japon. Ce sera une batterie de flux Redox Flow de 17 MW / 51 MWh (VRFB) capable de trois heures de stockage, en ligne en 2022 à Abira, avec une durée de vie de 20 ans. Hokkaido exploite déjà un VRFB de 15 MW / 60 MWh également construit par Sumitomo Electric, en 2015.

Australie

En Australie-Méridionale, la réserve de puissance Hornsdale est un système ion au lithium- Tesla 150 MW / 194 MWh à côté du parc éolien de NEOEN 309 MWE Hornsdale près de Jamestown. Environ 70 MW de la capacité sont contractés au gouvernement de l'État pour assurer la stabilité du réseau et la sécurité du système, y compris les services auxiliaires de contrôle des fréquences (FCAS). Détails plus complets dans leSystèmes de stockage d'énergie de la batterieSection ci-dessus.

À Victoria, Neoen construit la grande batterie victorienne de 300 MW / 450 MWh près de Geelong. NEOEN a un contrat de services de réseau de 250 MW avec l'Australian Energy Market Operator (AEMO) pour aider à la stabilité du réseau et "déverrouiller plus d'énergie renouvelable" avec les FCA. Tesla a été contractée pour fournir et exploiter le système, composé de 210 mégapacks Tesla, attendus en ligne d'ici 2022. Lors des tests initiaux fin juillet 2021, l'un des mégapacks Tesla a pris feu.

Neoen a construit une batterie de 20 MW / 34 MWh en complétant un parc éolien de 196 MWe à Stawell à Victoria, pour le Bulgana Green Power Hub.

À Victoria, une batterie de 30 MW / 30 MWh fournie par Fluence est près de Ballarat, et à Gannawarra près de Kerang depuis 2018, une batterie Powerpack Tesla de 25 MW / 50 MWh est intégrée à une ferme solaire de 50 mwe.

En Australie du Sud, une usine solaire photovoltaïque de 330 MWE est proposée par le groupe Lyon, le programme de stockage solaire Riverland à Morgan, pour être soutenu par une batterie de 100 MW / 400 MWh, avec une estimation des coûts à 700 millions de dollars et 300 millions de dollars respectivement. Près de la mine du barrage olympique dans le nord de l'État, le projet Solar PV solaire PV plus 100 MW / 200 MWh est proposé par le groupe Lyon, les coûts sont probablement de 250 millions de dollars et 150 millions de dollars respectivement.

AGL a contracté Wärtsilä pour fournir une batterie de phosphate de fer au lithium de 250 MW / 250 mWh à la centrale tirée de Grens Island Gas - près d'Adelaide pour une utilisation à partir de 2023. Il peut être étendu à 1000 MWH.

La Big Battery Playford de 100 MW / 100 MWh est prévue en Australie du Sud en collaboration avec le projet Solar PV Culcana 280 MWE pour servir Whyalla Steelworks d'Arrium.

La première utilité de l'Australie - La batterie de flux d'échelle doit être construite à Neuroodla, à 430 km au nord d'Adelaide. Il sera fourni par Invinity et aura une capacité de 2 MW / 8 MWh à fournir des suppléments de pointe du soir et des services auxiliaires, facturés par un réseau solaire de 6 MW. Les modules VRFB individuels sont de 40 kW.

Dans le Queensland à Wandoan South, une batterie de 100 MW / 150 MWh est installée pour l'énergie de la veine.

Dans le Queensland, près de Lakeland, au sud de Cooktown, une usine solaire photovoltaïque de 10,4 MW doit être complétée par 1,4 MW / 5,3 MWh de lithium - Batterie ion comme le bord de la grille - Up, avec le mode insulaire pendant le pic du soir. Il utilisera l'usine de solution de stockage d'énergie hybride Conergy et doit être en ligne en 2017. Le projet A de 42,5 millions de dollars réduira le besoin de mise à niveau de la grille. BHP Billiton est impliqué dans le projet en tant que prototype possible pour les sites de mines distants. D'autres systèmes de ce type sont sur les mines Degrussa et Weipa.

Dans le nord-ouest de l'Australie, une batterie Ion Kokam Lithium - de 35 MW - fonctionne depuis septembre 2017 sur une grille privée de service, aux côtés d'une usine de 178 MWE - avec une réponse lente. Il a aidé à contrôler la fréquence et à stabiliser la petite grille. Avec l'ajout proposé de 60 MWe de capacité solaire, une deuxième batterie est envisagée.

À Tom Price dans le Pilbara, une batterie de 45 MW / 12 MWh fonctionne comme une machine synchrone virtuelle, remplaçant la réserve de rotation dans les turbines à gaz. Une batterie Hitachi de 50 MW / 75 MWh est également en cours d'installation. Une batterie de 35 MW / 12 MWh fonctionne déjà à proximité à Mount Newman.

Autres pays

Au Rwanda, 2,68 mWh de stockage de batteries à partir de la Tesvolt allemand est sous contrat pour fournir un pouvoir -} pour l'irrigation agricole, le réseau OFF -, en utilisant des cellules ioniques Samsung - dans des modules de 4,8 kWh. Tesvolt réclame 6000 cycles de charge complète avec une profondeur de décharge à 100% sur 30 ans de durée de vie.

Autres technologies de batterie (que le lithium - ion)

Les batteries de flux NB Vanadium et les batteries de sodium - sont décrites dans la section Systèmes de stockage d'énergie des batteries ci-dessus.

Redflow possède une gamme de modules de batterie de flux de bromure de zinc (ZBM) qui peuvent être installés en relation avec une alimentation intermittent et sont capables de décharger et de charge profondes quotidiennes. Ils sont plus durables que le type de lithium -, et le débit d'énergie attendu pour les unités ZBM plus petites varie à 44 MWh. Les grandes unités de batterie à l'échelle - (LSB) comprennent 60 batteries ZBM-3 qui offrent un pic de 300 kW, 240 kW continu, à 400-800 volts et une alimentation 660 kWh.

EOS Energy Storage aux États-Unis utilise son znythbatterie de zinc aqueuseavec une cathode hybride de zinc, et optimisé pour le support de la grille utilitaire, offrant une décharge continue de 4 à 6 heures. Il comprend 4 unités kWh constituant des sous-systèmes de 250 kW / 1 MWh et un système complet de 1 MW / 4 MWh. En septembre 2019, EOS et Holtec International ont annoncé la formation de Hi - Power, une coentreprise pour produire des batteries en zinc aqueuses pour le stockage d'énergie industriel -, y compris le stockage de la puissance excédentaire de la demande maximale de Holtec.

Duke Energy teste unHybrid Ultracapacitor - Storage de batterieSystème (HESS) en Caroline du Nord, près d'une installation solaire de 1,2 MW. La batterie de 100 kW / 300 kWh utilise une chimie aqueuse à ions hybrides avec un électrolyte d'eau salée et un séparateur de coton synthétique. Les ultracapacites de réponse - rapides lissent les fluctuations de charge.

Coût inférieur -batteries acides en plomb -sont également largement utilisés à petite échelle d'utilité, avec des banques allant jusqu'à 1 MW utilisées pour stabiliser la production d'énergie éolienne. Ce sont beaucoup moins chers que le lithium -, certains sont capables de 4000 cycles de décharge profonde, et ils peuvent être entièrement recyclés en fin de vie. L'Ultrabattery ECOULT combine une batterie de plomb régulée de soupape - - (VRLA) avec un ultracapacteur dans une seule cellule, donnant un taux élevé - - État - de - opération de charge avec la smonevity et l'efficacité. Un système ultrabattery de 250 kW / 1000 kWh avec 1280 batteries ECOULT a été commandé en septembre 2011 au PNM Prosperity Energy Storage Project à Albuquerque, Nouveau-Mexique, par S&C Electric en relation avec un système solaire photovoltaïque de 500 kW, principalement pour la régulation de la tension. Le plus grand plomb australien - Le système de stockage de la batterie acide est de 3 MW / 1,5 MWh sur King Island.

L'Université de Stanford développe unbatterie en aluminium -, réclamant un faible coût, une faible inflammabilité et une capacité de stockage de charge - élevée sur 7500 cycles. Il a une anode en aluminium et une cathode en graphite, avec un électrolyte de sel, mais ne produit que une basse tension.

Ménage - échelle bess

En mai 2015, Tesla a annoncé une unité de stockage de batteries ménagères de 7 ou 10 kWh pour le stockage de l'électricité des énergies renouvelables, en utilisant des batteries au lithium - similaires à celles des voitures Tesla. Il livrera 2 kW et fonctionne à 350 - 450 volts. Le système Powerwall serait vendu à des installateurs à 3000 $ pour une unité de 7 kWh ou 3500 $ pour 10 kWh, bien que cette dernière option ait été rapidement interrompue et la première alimentation à 6,4 kWh et 3,3 kW. Bien que cela soit clairement à l'échelle nationale, si elle est largement prise en charge, elle aura des implications sur la grille. Tesla réclame 15 c / kWh pour utiliser le stockage, plus le coût de cette énergie renouvelable initialement, avec une garantie de 10 ans et 3650 cycles couvrant la production diminuant à 3,8 kWh à la cinquième année, 18 000 kWh au total.

Au Royaume-Uni, PowerVault fournit des batteries diverses à usage domestique, principalement avec Solar PV, mais aussi en vue d'économies avec des compteurs intelligents. Sa batterie acide de 4 kWh - est le produit le plus populaire à 2900 £ installé, bien que les batteries réelles doivent être remplacées tous les cinq ans. Une unité d'ion lithium de 4 kWh - coûte 3900 £ installées et d'autres produits vont de 2 à 6 kWh, coûtant jusqu'à 5000 £ installés.

En avril 2017, LG Chem offrait une gamme de batteries en Amérique du Nord, la tension basse - et élevée -. Il a des batteries de 48 volts avec 3,3, 6,5 et 9,8 kWh, et des batteries de 400 volts avec 7,0 et 9,8 kWh.

Domestique - Niveau Lithium - ion Bess peut être soumis à des restrictions de feu qui interdisent les unités attachées aux murs d'un logement.

Stockage d'énergie de l'air comprimé

Le stockage d'énergie avec l'air comprimé (CAE) dans des cavernes géologiques ou des mines anciennes est testée comme une technologie de stockage d'échelle - relativement grande, en utilisant des compresseurs de gaz - ou des compresseurs électriques, la chaleur adiabatique étant déversée (ceci étant le système diabatique). Lorsqu'il est libéré (avec préchauffage pour compenser le refroidissement adiabatique), il alimente une turbine à gaz avec une brûlure de carburant supplémentaire, l'échappement étant utilisé pour le préchauffage. Si la chaleur adiabatique de la compression est stockée et utilisée plus tard pour la préchauffage, le système est CAES adiabatique (A - CAE).

Les installations de CAES peuvent atteindre 300 MW, avec une efficacité globale d'environ 70%. La capacité de CAES peut même sortir la production d'un parc éolien ou de 5 à 10 MW de capacité solaire photovoltaïque et la rendre partiellement réparable. Deux systèmes de CAE diabatiques sont en service, en Alabama (110 MW, 2860 MWh) et en Allemagne (290 MW, 580 MWh), et d'autres ont testé ou développé ailleurs aux États-Unis.

Les batteries ont une meilleure efficacité que les CAE (sortie comme proportion d'électricité d'entrée), mais elles coûtent plus cher par unité de capacité, et les systèmes CAE peuvent être beaucoup plus importants.

Duke Energy et trois autres sociétés développent un projet de 1200 MW de 1,5 milliard de dollars en Utah, accessoire à un parc éolien de 2100 MW et à d'autres sources renouvelables. Il s'agit du projet de stockage d'énergie intermountain, en utilisant des cavernes de sel. Il cible la durée de 48 heures pour la décharge pour combler les écarts d'intermittence, donc apparemment plus de 50 GWh. Le site peut également stocker l'énergie solaire excédentaire transmise par le sud de la Californie. Il doit être construit en quatre étapes de 300 MW.

Le stockage d'énergie gaélectrique prévoit un projet CAES de 550 GWh / an à Larne, en Irlande du Nord.

Aux États-Unis, le projet CAES Gill Ranch est adapté pour être une usine de stockage d'énergie du gaz comprimé (CGES), avec du gaz naturel plutôt que de l'air stocké sous pression. Le gaz est stocké à environ 2500 psi et 38 degrés. L'expansion à la pression du pipeline de 900 psi nécessite un préchauffage pour éviter la formation d'eau liquide et hydrate.

Toronto Hydro avec Hydrostor a un projet pilote utilisant de l'air comprimé dans la vessie 55 m sous l'eau dans le lac Ontario pour produire 0,66 MW sur une heure.

Stockage cryogénique

La technologie fonctionne en refroidissant l'air jusqu'à - 196 degré, à quel point il se transforme en liquide pour le stockage dans des réservoirs de pression basse - isolés. L'exposition aux températures ambiantes provoque une gazéification RE - rapide et une expansion de 700 fois en volume, utilisé pour entraîner une turbine et créer de l'électricité sans combustion. HighView Power au Royaume-Uni prévoit une installation commerciale de 50 MW / 250 MWh 'à l'air liquide sur un site de centrales électriques désaffecté, sur la base d'une usine pilote à Slough et d'une usine de démonstration près de Manchester. L'énergie peut être stockée pendant des semaines (au lieu d'heures comme pour les batteries) à un coût nivelé projeté de 110 £ / MWh (142 $ / MWh) pour un système de 10 heures, 200 MW / 2 GWh.

Stockage thermique

Comme décrit dans la sous-section solaire thermique du papier d'énergie renouvelable WNA, certaines usines CSP utilisentsel en fusionpour stocker l'énergie pendant la nuit. La Gémasolaire de 20 MWe d'Espagne prétend être la première usine de charge CSP de base- au monde, avec un facteur de capacité de 63%. La plante Andasol de 200 MWE d'Espagne utilise également un stockage de chaleur en fusion en fusion, tout comme le 280 MWe Solana de Californie.

Un développeur de réacteur à sel fondu (MSR), Moltex, a proposé un concept de stockage de chaleur en fusion en fusion (GridRereserve) pour compléter les énergies renouvelables intermittentes. Moltex suggère un réacteur à sel stable de 1000 MWE fonctionnant en continu, détournant la chaleur à environ 600 degrés en périodes de faible demande pour le stockage de sel de nitrate (comme utilisé dans les plantes CSP solaires). Pendant les périodes de forte demande, la puissance peut être doublée à 2000 MWe en utilisant la chaleur stockée jusqu'à huit heures. On prétend que le magasin de chaleur ajoute seulement 3 £ / MWh au coût nivelé de l'électricité.

Une autre forme de stockage de chaleur est en cours de développement en Australie-Méridionale, où la société 1414 (14D) utilisesilicium fondu. Le processus peut stocker 500 kWh dans un cube de 70 cm de silicium fondu, environ 36 fois plus que le mur de Power de Tesla dans le même espace. Il se décharge à travers un dispositif d'échange de chaleur - tel qu'un moteur Stirling ou une turbine et recycle la chaleur. Une unité de 10 MWh coûterait environ 700 000 $. (1414 degré est le point de fusion du silicium.) Une démonstration doit être au projet d'énergie solaire Aurora près de Port Augusta, en Australie du Sud.

Également en Australie, un matériau mélangé appeléalliage de l'écart de missionnabilité (MGA)stocke l'énergie sous forme de chaleur. Le MGA comprend de petits blocs de métaux mélangés, qui reçoivent l'énergie générée par les énergies renouvelables telles que l'énergie solaire et le surplus de la demande de grille et la stockent jusqu'à une semaine. Un coût de 35 $ / kWh est cité, beaucoup moins que les batteries au lithium -, mais il a un temps de réponse plus lent que les batteries - 15 minutes. La chaleur est libérée pour générer de la vapeur, potentiellement dans le charbon réutilisé - tiré des plantes. La société MGA Thermal a été transformée de l'Université de Newcastle et l'utilisation d'une subvention fédérale construit une usine de fabrication pilote. Il a plusieurs systèmes développés pour des températures de 200 degrés à 1400 degrés.

Une autre forme de stockage d'énergie est la glace.Énergie de glacea des contrats du sud de la Californie Edison pour fournir 25,6 MW de stockage d'énergie thermique à l'aide de son système d'ours de glace, attaché à de grandes unités de climatisation. Cela fait de la glace la nuit lorsque la demande d'énergie est faible, puis l'utilise pour fournir un refroidissement pendant la journée au lieu des compresseurs de climatisation, réduisant ainsi la demande de pointe.

Stockage d'hydrogène

En Allemagne, Siemens a commandé une usine de stockage d'hydrogène de 6 MW en utilisantMembrane d'échange de protons (PEM)Technologie pour convertir l'excès d'énergie éolienne en hydrogène, pour une utilisation dans les piles à combustible ou ajouté à l'alimentation en gaz naturel. L'usine de Mainz est la plus grande installation du PEM au monde. En Ontario, l'hydrogénique s'est associé à un utilitaire allemand E.ON pour créer une installation PEM de 2 MW qui s'est mise en ligne en août 2014, transformant l'eau en hydrogène par électrolyse.

L'efficacité de l'électrolyse à la pile à combustible à l'électricité est d'environ 50%.

San Diego Gas & Electric travaille avec Israélien Gencell pour installer 30 Gencell G5RX Back - UP-Hile-Hidles à ses sous-stations. Ce sont des piles alcalines à base d'hydrogène - avec une sortie de 5 kW. Ils sont fabriqués en Israël et utilisés par Israel Electric Corporation.

Stockage cinétique

Volantsstocker l'énergie cinétique et sont capables de dizaines de milliers de cycles de recharge.

L'ISO de l'Ontario a contracté un système de stockage de volant de 2 MW de NRSTOR Inc. Hawaiian Electric Co installe un système de volant de 80 kW / 320 kWh de la cinétique d'ambre pour son réseau Oahu, ce qui est un module potentiellement de plusieurs. Normalement, les volants, stockant l'énergie cinétique prête à se remettre en électricité, sont utilisés pour le contrôle de fréquence plutôt que pour le stockage d'énergie, ils fournissent de l'énergie sur une période relativement courte et peuvent chacune fournir jusqu'à 150 kWh. La cinétique d'ambre réclame quatre - Hour Capacité de décharge.

L'Allemagne Stornetic fabrique des unités du duurtor qui ont des capacités des dizaines de kilowatts jusqu'à environ un mégawatt. Les applications vont du freinage régénératif des trains aux services auxiliaires éoliens.

L'utilisation principale des roues de vol est dans le set d'alimentation ininterrompue rotative diesel (drups) set - UPS, avec 7 - 11 seconde - via la fonction synchrone lors du démarrage d'un générateur diesel intégré après une défaillance de l'alimentation du secteur. Cela donne du temps -e.g.30 secondes - Pour le dos diesel normal - pour commencer.