Il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti sta finanziando un progetto pilota per dimostrare la fattibilità commerciale dell'immagazzinamento di energia nella sabbia riscaldata, in grado di produrre 135 MW di potenza per cinque giorni.
I ricercatori del National Renewable Energy Laboratory (NREL) del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti hanno sviluppato un prototipo per un sistema di accumulo di energia per più giorni utilizzando sabbia riscaldata, ponendo le basi per un progetto dimostrativo pilota.
La sabbia utilizzata nel sistema di accumulo dell’energia termica (TES) potrebbe essere riscaldata fino a 1,100 C utilizzando energia rinnovabile a basso costo. Il diagramma qui accanto mostra che quando è necessaria l'elettricità, il sistema immette sabbia calda per gravità in uno scambiatore di calore, che riscalda un fluido di lavoro, che aziona un generatore a ciclo combinato.
La modellizzazione computerizzata del team NREL ha dimostrato che un sistema su scala commerciale tratterrebbe più del 95% del suo calore per almeno cinque giorni, ha affermato il laboratorio nazionale in un comunicato stampa.
Il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti fornirà 4 milioni di dollari per finanziare un progetto dimostrativo pilota con una capacità di scarica di 100 kW e una durata di 10 ore, con un programma rivoluzionario previsto per il prossimo anno presso il campus Flatiron della NREL fuori Boulder, in Colorado. Il progetto pilota ha lo scopo di mostrare il potenziale commerciale della tecnologia.
Su scala commerciale, quando la sabbia è completamente riscaldata e immagazzinata in cinque silos, la tecnologia potrebbe produrre 135 MW di potenza per cinque giorni, secondo un rapporto NREL.
Un costo di stoccaggio livellato mirato di 5 ¢/kWh potrebbe essere raggiunto in una varietà di scenari, afferma il rapporto.
NREL ha affermato che è stato sviluppato un piano di transizione dalla tecnologia al mercato per il sistema TES, ma non è stato incluso nel rapporto disponibile al pubblico "a causa della sensibilità aziendale di NREL e dei suoi partner".
Babcock & Wilcox, uno dei cinque membri del team di progetto che sostengono la ricerca di NREL, ha dichiarato nel 2021 di aver firmato un accordo con NREL, che gli conferiva "diritti esclusivi limitati sul campo" per negoziare un accordo di licenza che gli avrebbe consentito di commercializzare la tecnologia.
Molte altre tecnologie di accumulo dell’energia hanno durate di stoccaggio superiori al limite tipico di quattro ore per lo stoccaggio a batteria. Ad esempio, Hydrostor sta sviluppando un progetto di stoccaggio di energia tramite aria compressa da 500 MW/4,000 MWh in California. Un progetto di pompaggio in fase di sviluppo nel Montana avrebbe una capacità di 400 MW e una produzione annua stimata di energia di 1,300 GWh. E le batterie a flusso hanno un mercato globale stimato da una società di ricerca a 289 milioni di dollari nel 2023.
Per lo stoccaggio stagionale dell’energia, un’opzione è lo stoccaggio dell’idrogeno nelle caverne saline. Si prevede che un progetto nello Utah avrà una capacità di stoccaggio di 150 GWh abbinata a una centrale elettrica a ciclo combinato con turbina a gas capace di idrogeno da 840 MW.
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Fonte da rivista pv
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