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Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Fonti energetiche e produzione e fornitura dell'energia elettrica.

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[11] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 15 mar 2018, 17:53

Se parliamo di batterie agli ioni di litio, il massimo rapporto kW/kWh (C-rate) utilizzabile in un servizio power-intensive dipende dalla chimica utilizzata, dalla costruzione del modulo, dal tipo di raffreddamento utilizzato e dal tasso di invecchiamento tollerabile.
Valori indicativi del C-rate per le batterie LFP e NCM sono pari a 1 e 2 h^ {-1}, rispettivamente.
Con le LTO si può arrivare un po' oltre (3 o 4 h^ {-1}).
Un impianto power intensive con batterie al litio da 1 kW ha quindi indicativamente una capacità compresa tra 0.25 ad 1 kWh. Stante questi valori, una volta fissata la potenza massima, l'energia immagazzinata risulta in genere intrinsecamente sufficiente ad effettuare il servizio di rete.
Con altre tecnolgie, come le litio-polimeri o sistemi a supercondensatori elettrochimici (pseudocondensatori, condensatori ibridi) si arriva ben oltre, fino a 120 h^ {-1}: se ci si spinge a tempi di scarica così brevi, l'energia disponibile può però risultare insufficiente per alcuni servizi di rete.
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[12] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utenterichiurci » 15 mar 2018, 19:05

Di più semmai... con batterie meno performanti devi mettere a parità di kW più kWh per rientrare nel rateo di scarica massima ammesso.

I dati li trovi per esempio (per farti un'idea) nel sito ev-power o lipotech, a seconda della chimica scelta i data sheet ti dicono il rateo di scarica
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[13] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 9 apr 2018, 10:00

In Australia verrà realizzato un impianto di accumulo ad idrogeno da 15 MW e circa 200 MWh, il cui scopo principale è accumulare e rendere dispacciabile l'energia prodotta da fonti rinnovabili non programmabili.
Ancora elevato il costo per MW (circa 5000 €/kW), mentre il costo per kWh inizia ad avvicinarsi a quello del litio (circa 400 €/kWh).
Non sono riuscito a trovare informazioni tecniche di maggior dettaglio; sarebbe interessante vedere l'efficienza di questo impianto: la presenza di una turbina a gas non lascia presagire valori elevati nel rendimento round-trip.
(Rinnovabili.it) – È ancora una volta il South Australia a scrivere la storia verde nazionale. Lo Stato finanzierà la realizzazione della prima grande centrale elettrica a idrogeno del Paese, un impianto da 15 MW di potenza alimentato esclusivamente con le energie rinnovabili. A renderlo noto è ministro dell’Energia Tom Koutsantonis che commenta così il progetto: “L’Australia del Sud è all’avanguardia a livello globale in un’ampia gamma di tecnologie di stoccaggio, dalle grandi batterie alle centrali elettriche virtuali fino all’impianto di pompaggio – ora ospiterà anche uno dei più grandi impianti di produzione di idrogeno al mondo”. La struttura sorgerà a Port Lincoln, nella penisola di Eyre; sarà realizzata dalla Hydrogen Utility in collaborazione con la tedesca Thyssenkrupp, a fronte di una spesa di ben 117,5 milioni di dollari australiani, di cui 4,7 saranno forniti dallo Stato e altri 7,5 milioni arriveranno dal Renewable Technology Fund dell’Australia Meridionale.
A regime la centrale produrrà idrogeno dall’acqua tramite elettrolisi utilizzando il surplus energetico dei parchi eolici e solari. Una turbina a gas da 10 MW e una cella a combustibile da 5 MW produrranno, al bisogno, elettricità dal vettore, immettendola direttamente in rete. La struttura è stata presentata come un “progetto dimostrativo di rilevanza globale” per il settore dell’idrogeno e la sua capacità la rende attualmente una delle più grandi mai realizzate al mondo.
L’amministratore delegato di Hydrogen Utility, Attilio Pigneri, sostiene che il progetto dimostrerà le possibilità offerte dalla produzione di idrogeno “Fornirà servizi di bilanciamento alla rete di trasmissione nazionale [e] una risposta di supporto rapida ai nuovi impianti solari in fase di sviluppo sulla penisola di Eyre”. La struttura di Port Lincoln immagazzinerà 10 tonnellate di idrogeno, equivalenti a circa 200 MWh. Allo stesso tempo produrrà ammoniaca che verrà venduta come fertilizzante alle industrie agricole locali. “Più energia rinnovabile – ha concluso il ministro – significa energia più economica e la possibilità di immagazzinarla significa che i benefici di quell’energia a basso costo possono essere sfruttati tutto il giorno”
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[14] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 14 mag 2018, 19:13

In Australia, complice un mercato dell'energia completamente impazzito, che arriva in contingenza a 14000 AUD/MWh (circa 9 €/kWh!!!! (*)), il sistema di accumulo da 100 MWh di Neoen (prodotta da TESLA) ha tirato su bei soldini, calmierando al tempo stesso i prezzi sul mercato dei servizi di dispacciamento.
Interessanti anche le prime informazioni sul rendimento, attestatosi all'80%, ma c'è da capire se siano inclusi i consumi degli ausiliari...

(*) la presenza di prezzi che oscillano tra i -1000 ed i 14'000 AUD/MWh è indice che si è perso completamente il controllo e che il regolatore non è riuscito ad integrare efficaciemente le rinnovabili in rete; i prezzi atroci, sostenuti dai consumatori per dispacciare le rinnovabili, ne sono una conseguenza lampante.
Non meraviglia qiundi che gli operatori australiani siano così attivi nella sperimentazione ed installazione di sistemi di accumulo!
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[15] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 15 mag 2018, 9:15

Puoi sempre usare quelli bifacciali
:mrgreen:
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[16] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 24 mag 2018, 10:26

ENEL conta di completare l'installazione di un sistema da 10 MW e 5 MWh di batterie al litio su uno dei gruppi a carbone di Torrevaldaliga Nord entro la fine dell'anno.
Il gruppo di accumulo sarà collegato alle sbarre a 20 kV dell'alternatore esistente del gruppo 4,
Enel intende quindi procedere all'installazione di ulteriori impianti di accumulo sullo stesso e sugli altri 2 gruppi di Torrvaldaliga fino ad arrivare ad un totale di 60 MW e 30 MWh.
Lo scopo è quello di migliorare le prestazioni dei gruppi di produzione in termini di regolazione di frequenza primaria e secondaria, in vista di una sempre maggiore flessibilità richiesta alle centrali convenzionali per "inseguire" la variabilità delle fonti rinnovabili non dispacciabili.
Sarebbe il più grande sistema di accumulo al litio in Italia ed uno dei più grandi in europa (se non il più grande, dipenderà dalle altre installazioni in corso).
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[17] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 26 mag 2018, 8:56

...praticamente esatto.
I gruppi di Torrevaldaliga sono da 660 MW (740 MVA) ciascuno; nella rete continentale la banda di potenza da riservare per la regolazione di frequenza primaria è pari all'1.5%, da erogare convenzionalmente per un tempo di 15 minuti. Credo che proprio da qui arrivi il dimensionamento iniziale da 10 MW (che sono proprio l'1.5% della potenza del gruppo) e 5 MWh che, partendo da uno stato di carica del 50% consentono di erogare od assorbire 10 MW per 15 minuti.
In questo modo il gruppo termoelettrico può lavorare senza le fluttuazioni di carico legate alla regolazione primaria di frequenza. I gruppi in questione sono di tipo ipercritico once-through e mancano quindi del corpo cilindrico, che nei "vecchi" gruppi subcritici consente un "accumulo" di vapore e di energia, ed hanno pertanto meno flessibilità per la regolazione di frequenza.
Si vede che l'appetito come mangiando e che Enel ritiene efficiente affidare anche altri servizi di regolazione (secondaria e terziaria) ai sistemi di accumulo, sollevando i gruppi termici da tale onere.
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[18] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 4 giu 2018, 9:45

E' recentemente entrata in servizio nella Germania del Nord, (Jardelund ) una stazione di accumulo con batterie al litio, per un totale di 48 MW e 50 MWh.
Lo scopo dell'impianto è fornire servizi di regolazione (primaria e secondaria) e bilanciamento in una zona di rete caratterizzata da una forte presenza di impianti eolici.
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[19] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 13 giu 2018, 13:39

ENEL ha appena messo in servizio un impianto di accumulo da 25 MW e 12.5 MWh, vicino Newcastle, nel regno unito.
L'impianto è costato circa 20 M€; parliamo quindi di circa 1600 € / kWh oppure 800 € /kW.
La redditività dell'investimento, con costi così alti, è "spinta" da una forma di remunerazione fissa, esito di una gara dedicata per i sistemi di accumulo elettrochimico volti a garantire una regolazione molto rapida della frequenza (Enhanced Frequency Response).
Lo schema di remunerazione prevede una quota di circa 13.5 €/h per ciascun MW di batterie che svolge un servizio di regolazione di frequenza. Parliamo quindi di un battente di circa 3 M€/anno per l'impianto in questione, fisso per i primi 4 anni di servizio dell'impianto.
Anche con questi introiti comunque, la redditività dell'investimento non è scontata, in quanto i tempi di ritorno non sono molto inferiori alla vita utile attesa delle batterie...
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[20] Re: Sistemi di accumulo elettrochimico grid scale

Messaggioda Foto Utentefpalone » 13 giu 2018, 17:54

E' una storia lunga anche se, almeno per me, interessante.
Nel caso specifico, la genesi del rapporto E/p pari a 30 minuti è questo documento di gara di National Grid (l'ente gestore della rete di trasmissione in Inghilterra).
The assets must be able to deliver at 100% EFR capacity[...] for a minimum of 15 minutes from the optimum state of charge at which the assets are planning to offer EFR from, e.g. 50% of total energy capacity.
For storage assets, this equates to a maximum power to energy ratio of 2C (i.e. discharge from maximum operational capacity to minimum operational capacity in 30 minutes).


Più in generale, nell'area sincrona europea, il tempo massimo per il ripristino della frequenza a seguito di un incidente rilevante è di 15 minuti.
Questo vuol dire che il servizio di regolazione primaria di frequenza, che deve fornire (od assorbire) potenza attiva in caso di deviazioni di frequenza, deve essere erogato per un tempo fino a 15 minuti.
Se si assume un funzionamento "simmetrico" dell'impianto di accumulo, ossia che esso sia in grado di far fronte sia ad eventi di sottofrequenza che ad eventi di sovrafrequenza, vuol dire che la batteria dovrà essere mantenuta al 50% dello stato di carica; da qui la necessità di avere 30 minuti di rapporto energia/potenza.
Del resto un rapporto E/P pari a 0.5 è abbastanza naturale per le batterie gli ioni di litio commercialmente disponibili per applicazioni stazionarie.
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