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Le nuove batterie di flusso al ferro sono pronte per il mercato
Una 2a vita alle batterie al litio: nasce la filiera italiana del recupero
Cobat, RSE e alte sette realtà del mondo aziendale, associazionistico e delle ricerca fanno squadra impegnandosi nella riconversione delle batterie a ioni di litio non più utili ai veicoli elettrici
Nasce la prima filiera italiana per il riciclo e recupero delle
Energia dalla sabbia. Un’azienda italiana presenta un sistema di accumulo di lunga durata
Ecco perché il fotovoltaico con batterie è più conveniente del nucleare
Ma veramente il solare non può sostituire le fonti “potenti e programmabili”?...
Sistemi di accumulo in Italia, fino a 272 MW sul territorio
Al 31 marzo 2021 risultavano ben 43.784 sistemi installati sul territorio per una capacità massima di 333 MWh a cui si aggiungono i 250 MWh di impianti di Terna
Cresce il settore dello stoccaggio energetico nazionale ma l’attuale velocità non soddisfa le proiezioni al 2030. In realtà i sistemi di accumulo in Italia appaiono anche parecchio sotto al target che l’attuale PNIEC (a breve rivisto al rialzo) fissa per il 2023. Secondo il Piano in meno di un anno e mezzo dovremmo raggiungere una potenza installata di 8,4 GW, in termini di storage di rete o centralizzato. Oggi invece siamo a 7,4 GW, per lo più merito dei grandi impianti a pompaggio che da soli raggiungono una potenza di 7,3 GW. E per il 2030 i numeri dovrebbero lievitare a 17,4 GW con l’aiuto anche dello storage distribuito.
A ricordarlo è il report di Anie Rinnovabili che fornisce un panoramica del comparto aggiornata al 31 marzo 2021. Per quella data risultavano attivi nel paese 43.784 sistemi di accumulo elettrochimico distribuiti per una potenza complessiva di 212 MW e una capacità massima di 333 MWh. Di questi oltre 4mila sono quelli installati unicamente nei primi 3 mesi dell’anno. Il trend risulta in notevole crescita per numero, potenza e capacità di accumulo rispetto al primo trimestre del 2020. L’evoluzione di questo segmento è connesso direttamente ai trend del fotovoltaico di piccola taglia. Il 99,9% dei sistemi di accumulo installati in Italia risulta, infatti. abbinato ad un impianto fotovoltaico e di questi il 92% è abbinato ad un impianto di taglia residenziale. Al dato dello storage distribuito si aggiungono, infine le centrali elettrochimiche di Terna per altri 60 MW e 250 MWh. E solo 2 MW/3 MWh di elettrochimico centralizzato.
Cresce il settore dello stoccaggio energetico nazionale ma l’attuale velocità non soddisfa le proiezioni al 2030. In realtà i sistemi di accumulo in Italia appaiono anche parecchio sotto al target che l’attuale PNIEC (a breve rivisto al rialzo) fissa per il 2023. Secondo il Piano in meno di un anno e mezzo dovremmo raggiungere una potenza installata di 8,4 GW, in termini di storage di rete o centralizzato. Oggi invece siamo a 7,4 GW, per lo più merito dei grandi impianti a pompaggio che da soli raggiungono una potenza di 7,3 GW. E per il 2030 i numeri dovrebbero lievitare a 17,4 GW con l’aiuto anche dello storage distribuito.
A ricordarlo è il report di Anie Rinnovabili che fornisce un panoramica del comparto aggiornata al 31 marzo 2021. Per quella data risultavano attivi nel paese 43.784 sistemi di accumulo elettrochimico distribuiti per una potenza complessiva di 212 MW e una capacità massima di 333 MWh. Di questi oltre 4mila sono quelli installati unicamente nei primi 3 mesi dell’anno. Il trend risulta in notevole crescita per numero, potenza e capacità di accumulo rispetto al primo trimestre del 2020. L’evoluzione di questo segmento è connesso direttamente ai trend del fotovoltaico di piccola taglia. Il 99,9% dei sistemi di accumulo installati in Italia risulta, infatti. abbinato ad un impianto fotovoltaico e di questi il 92% è abbinato ad un impianto di taglia residenziale. Al dato dello storage distribuito si aggiungono, infine le centrali elettrochimiche di Terna per altri 60 MW e 250 MWh. E solo 2 MW/3 MWh di elettrochimico centralizzato.
Energy storage, tipologie di impianto e taglia
Quando si escludono i pompaggi, la tecnologia più diffusa risulta quella a ioni Litio (96,6% circa del totale), seguita dal Piombo (3,1% circa) e dai Supercondensatori (0,1%) al pari con le batterie a volano (0,1%). E poiché la maggior parte è connessa al fotovoltaico su piccola scala, la quasi totalità (98,6%) dei sistemi risulta di taglia sotto i 20 kWh con una netta prevalenza di quelli fino ai 5 kWh (42,6%) e di quelli compresi nel range tra 5 kWh e 10 kWh (40,5%).
Analizzando la tipologia di configurazione si registra uno spostamento delle nuove installazioni a favore di quelle “lato produzione in corrente continua” rispetto ai periodi precedenti. “I sistemi di accumulo – Spiega Anie Rinnovabili – sono prevalentemente installati lato produzione in corrente continua (72%) e tale configurazione sta registrando una crescita negli ultimi anni (+17% in confronto al 2020), a discapito degli accumuli installati post-produzione (-14% rispetto allo scorso anno)”. Per i sistemi installati lato produzione in corrente alternata, invece, si registra un decremento rispetto al 2020 del 3%.
Il report mostra anche che tutte le Regioni hanno consolidato un segno positivo rispetto al primo trimestre del 2020 relativamente al numero di installazioni, alla potenza e capacità installate. La Lombardia è il territorio con il maggior numero di impianti installati (13.102 SdA per una potenza di 56 MW e una capacità di 94 MWh) seguita dal Veneto (7.270 SdA per una potenza di 33 MW e una capacità di 57 MWh), dall’Emilia Romagna (4.605 SdA per una potenza di 24 MW e una capacità di 37 MWh) e dal Piemonte (3.183 SdA per una potenza di 24 MW e una capacità di 32 MWh).
fonte: www.rinnovabili.it
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Nel Regno Unito uno dei più grandi impianti di accumulo elettrochimico d’Europa
Un sistema da 100 MW di potenza e 100 MWh di capacità avviato dalla cinese Sungrow. Fornirà servizi di rete e aiuterà a prevenire le interruzioni di corrente in Gran Bretagna.
Un sistema di accumulo elettrochimico con una potenza di 100 MW e una capacità di 100 MWh, destinato a fornire servizi per la regolazione della frequenza di rete e massimizzare l’uso delle energie rinnovabili in Gran Bretagna.
È questa la centrale che il produttore cinese di inverter e sistemi di stoccaggio Sungrow ha avviato a Minety, nel Regno Unito, in quello che si presenta come uno dei più grandi sistemi di stoccaggio di energia in Europa.
Il progetto è basato su due batterie da 50 MW sviluppate da Penso Power e finanziate dalle aziende statali cinesi China Huaneng Group e CNIC Corporation. La centrale, dotata inizialmente di un’unica batteria da 50 MW installata nel 2020, è stata completata da una seconda batteria aggiunta nel corso del 2021.
La centrale servirà ad evitare inconvenienti come quello verificatosi nel Regno Unito un paio di anni fa, quando un calo momentaneo della frequenza di rete provocò un’interruzione della distribuzione di corrente su larga scala. Sulla scia di questo incidente, le autorità britanniche hanno dato priorità alla costruzione di grandi impianti di stoccaggio per evitare che questo tipo di problemi si ripeta.
Anche allora, l’uso di alcuni grandi sistemi di stoccaggio già installati all’epoca, contribuì a prevenire un tracollo totale del sistema elettrico del paese.
La costruzione del grande impianto di stoccaggio di Minety è iniziata alla fine del 2019. Sungrow ha fornito sia soluzioni di batterie al nichel-manganese-cobalto (Nmc) che al litio-ferro-fosfato (Lep) con un alto livello di integrazione. Queste soluzioni hanno ridotto il fabbisogno di spazio, accorciato il tempo di messa in servizio e abbassato i costi del sistema del 5%, secondo l’azienda cinese.
Il nuovo sistema di stoccaggio soddisfa il più recente requisito britannico di regolazione della frequenza, il contenimento dinamico. Ciò significa che il sistema deve reagire alle istruzioni di potenza della rete entro un secondo. Solo circa il 30% dei grandi impianti di stoccaggio in Gran Bretagna è dotato di questa funzione, secondo una nota di Sungrow.
Frattanto, Shell Energy Europe Limited, la controllata per il gas e l’elettricità del gigante petrolifero anglo-olandese, ha siglato un power purchase agreement (PPA), cioè un accordo di acquisto di energia a lungo termine dalla centrale di Minety, i cui termini però non sono stati resi noti.
fonte: www.qualenergia.it
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Un sistema di accumulo elettrochimico con una potenza di 100 MW e una capacità di 100 MWh, destinato a fornire servizi per la regolazione della frequenza di rete e massimizzare l’uso delle energie rinnovabili in Gran Bretagna.
È questa la centrale che il produttore cinese di inverter e sistemi di stoccaggio Sungrow ha avviato a Minety, nel Regno Unito, in quello che si presenta come uno dei più grandi sistemi di stoccaggio di energia in Europa.
Il progetto è basato su due batterie da 50 MW sviluppate da Penso Power e finanziate dalle aziende statali cinesi China Huaneng Group e CNIC Corporation. La centrale, dotata inizialmente di un’unica batteria da 50 MW installata nel 2020, è stata completata da una seconda batteria aggiunta nel corso del 2021.
La centrale servirà ad evitare inconvenienti come quello verificatosi nel Regno Unito un paio di anni fa, quando un calo momentaneo della frequenza di rete provocò un’interruzione della distribuzione di corrente su larga scala. Sulla scia di questo incidente, le autorità britanniche hanno dato priorità alla costruzione di grandi impianti di stoccaggio per evitare che questo tipo di problemi si ripeta.
Anche allora, l’uso di alcuni grandi sistemi di stoccaggio già installati all’epoca, contribuì a prevenire un tracollo totale del sistema elettrico del paese.
La costruzione del grande impianto di stoccaggio di Minety è iniziata alla fine del 2019. Sungrow ha fornito sia soluzioni di batterie al nichel-manganese-cobalto (Nmc) che al litio-ferro-fosfato (Lep) con un alto livello di integrazione. Queste soluzioni hanno ridotto il fabbisogno di spazio, accorciato il tempo di messa in servizio e abbassato i costi del sistema del 5%, secondo l’azienda cinese.
Il nuovo sistema di stoccaggio soddisfa il più recente requisito britannico di regolazione della frequenza, il contenimento dinamico. Ciò significa che il sistema deve reagire alle istruzioni di potenza della rete entro un secondo. Solo circa il 30% dei grandi impianti di stoccaggio in Gran Bretagna è dotato di questa funzione, secondo una nota di Sungrow.
Frattanto, Shell Energy Europe Limited, la controllata per il gas e l’elettricità del gigante petrolifero anglo-olandese, ha siglato un power purchase agreement (PPA), cioè un accordo di acquisto di energia a lungo termine dalla centrale di Minety, i cui termini però non sono stati resi noti.
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Vedrà la luce in Sardegna la prima batteria alla CO2
Su progetto e tecnologia dell’italiana Energy Dome, l’innovativo impianto d’accumulo vanterà 2,5 MW di potenza e una capacità 4 MWh. Con la promessa di abbassare il costo livellato dell’energy storage nei prossimi anni
L’anidride carbonica potrebbe finalmente avere la possibilità di diventare una soluzione della crisi climatica anziché una delle cause. Come? Ad esempio attraverso l’innovativa “batteria alla CO2“, progettata e realizzata dall’italiana Energy Dome. Una soluzione all’avanguardia che potrebbe conservare l’energia a meno della metà del costo delle grandi batterie a ioni di litio. D’altra parte il biossido di carbonio, spiega l’azienda, costituisce il fluido perfetto per immagazzinare elettricità a costi contenuti. Rappresenta infatti uno dei pochi gas condensabili e conservabili come un liquido a pressione e temperatura ambiente.
La batteria alla CO2 rappresenta un’evoluzione del cosiddetto Liquid Air Energy Storage (LAES), tecnologia che utilizza l’elettricità per raffreddare l’aria fino a quando non si liquefa. Per fornire energia, i sistemi LAES riportano l’aria liquida allo stato gassoso, utilizzando quel gas per far girare una turbina e generare elettricità. In questo caso l’impianto di base è simile ma la soluzione di Energy Dome consente l’accumulo ad alta densità senza la necessità di impiegare temperature criogeniche.
Il primo sistema di questo genere sorgerà in Sardegna con una taglia di 2,5MWe e 4MWh, ma sarà progettato per consentire future espansioni di capacità. “Questo progetto dimostrativo – spiega la società – è pensato per essere gestito commercialmente e generare entrate operando sui mercati dell’energia e dei servizi ausiliari”. La tecnologia Energy Dome offre prestazioni eccezionali, raggiungendo un’efficienza di “round-trip” (ovvero da energia elettrica ad energia elettrica). E un costo di stoccaggio livellato (LCOS) altamente competitivi per accumuli da 3 a oltre 16 ore.
“L’impianto CO2 Battery Demo dimostrerà sia l’efficienza della tecnologia sia la capacità della tecnologia di fornire servizi energetici e di regolazione sulla rete elettrica, testando la tecnologia su scala rilevante e superando i rischi tecnici, che si riferiscono principalmente al rischio di integrazione dei componenti (TRL 9)”.
fonte: www.rinnovabili.it
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L’anidride carbonica potrebbe finalmente avere la possibilità di diventare una soluzione della crisi climatica anziché una delle cause. Come? Ad esempio attraverso l’innovativa “batteria alla CO2“, progettata e realizzata dall’italiana Energy Dome. Una soluzione all’avanguardia che potrebbe conservare l’energia a meno della metà del costo delle grandi batterie a ioni di litio. D’altra parte il biossido di carbonio, spiega l’azienda, costituisce il fluido perfetto per immagazzinare elettricità a costi contenuti. Rappresenta infatti uno dei pochi gas condensabili e conservabili come un liquido a pressione e temperatura ambiente.
La batteria alla CO2 rappresenta un’evoluzione del cosiddetto Liquid Air Energy Storage (LAES), tecnologia che utilizza l’elettricità per raffreddare l’aria fino a quando non si liquefa. Per fornire energia, i sistemi LAES riportano l’aria liquida allo stato gassoso, utilizzando quel gas per far girare una turbina e generare elettricità. In questo caso l’impianto di base è simile ma la soluzione di Energy Dome consente l’accumulo ad alta densità senza la necessità di impiegare temperature criogeniche.
Il primo sistema di questo genere sorgerà in Sardegna con una taglia di 2,5MWe e 4MWh, ma sarà progettato per consentire future espansioni di capacità. “Questo progetto dimostrativo – spiega la società – è pensato per essere gestito commercialmente e generare entrate operando sui mercati dell’energia e dei servizi ausiliari”. La tecnologia Energy Dome offre prestazioni eccezionali, raggiungendo un’efficienza di “round-trip” (ovvero da energia elettrica ad energia elettrica). E un costo di stoccaggio livellato (LCOS) altamente competitivi per accumuli da 3 a oltre 16 ore.
“L’impianto CO2 Battery Demo dimostrerà sia l’efficienza della tecnologia sia la capacità della tecnologia di fornire servizi energetici e di regolazione sulla rete elettrica, testando la tecnologia su scala rilevante e superando i rischi tecnici, che si riferiscono principalmente al rischio di integrazione dei componenti (TRL 9)”.
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Sax Storage, la batteria domestica che fa a meno dell’inverter
Tra i finalisti del prestigioso dell’ees AWARD 2021 la straup tedesca si fa notare grazie ad un sistema d’accumulo domestico plug-and-play, dotato di controllo intelligente e privo di cobalto
Il fotovoltaico residenziale ha trovato negli ultimi anni un alleato fidato: l’energy storage. Gli impianti di accumulo permettono, infatti, di conservare l’energia prodotta e non utilizzata sul momento, per soddisfare le esigenze elettriche anche quando non splende più il sole. Tra i tanti prodotti arrivati sul mercato, fa capolino anche Sax Storage, batteria domestica della startup tedesca Sax Power. Il prodotto si è aggiudicato un posto in finale per l’ees AWARD 2021, il riconoscimento assegnato annualmente a quei prodotti e soluzioni all’avanguardia nel campo dello stoccaggio energetico.
Cosa ha di innovativo il sistema Sax Storage? La facilità di integrazione negli impianti fotovoltaici esistenti. Si tratta di una batteria domestica – disponibile anche in una versione “plug and play” – che fa a meno dell’inverter. Immagazzina quindi corrente continua, fornendo però elettricità sia in CA che in CC. La conversione non viene effettuata da transistor ma da un avanzato software di gestione che permette anche di bilanciare in modo ottimale lo stato di carica delle celle. Quelle più deboli non hanno quasi alcuna influenza sulle prestazioni dell’intera batteria.
“Il sistema SAX non necessita di un costoso inverter ibrido lato batteria nell’installazione”, spiega l’azienda sul proprio sito. “Basta collegarlo a una presa sicura utilizzando la tradizionale connessione via cavo. Ciò consente di risparmiare costi e spazi”. E grazie un’elettronica di potenza integrata, vanta un’efficienza del 99 per cento.
Inoltre non contiene cobalto. La batteria domestica di Sax Power impiega celle al litio ferro fosfato offrendo una potenza di 4,6 kW (3,7 kW nella versione plug-and-play), una capacità di 5,2 kWh, per un peso complessivo di 52 kg. Tuttavia può essere ampliata con moduli aggiuntivi fino a 15,6 kWh. Il sistema può anche comunicare via wireless con il contatore intelligente. Sax Power offre una garanzia di 10 anni per la sua nuova batterie domestica.
fonte: www.rinnovabili.it
Il fotovoltaico residenziale ha trovato negli ultimi anni un alleato fidato: l’energy storage. Gli impianti di accumulo permettono, infatti, di conservare l’energia prodotta e non utilizzata sul momento, per soddisfare le esigenze elettriche anche quando non splende più il sole. Tra i tanti prodotti arrivati sul mercato, fa capolino anche Sax Storage, batteria domestica della startup tedesca Sax Power. Il prodotto si è aggiudicato un posto in finale per l’ees AWARD 2021, il riconoscimento assegnato annualmente a quei prodotti e soluzioni all’avanguardia nel campo dello stoccaggio energetico.
Cosa ha di innovativo il sistema Sax Storage? La facilità di integrazione negli impianti fotovoltaici esistenti. Si tratta di una batteria domestica – disponibile anche in una versione “plug and play” – che fa a meno dell’inverter. Immagazzina quindi corrente continua, fornendo però elettricità sia in CA che in CC. La conversione non viene effettuata da transistor ma da un avanzato software di gestione che permette anche di bilanciare in modo ottimale lo stato di carica delle celle. Quelle più deboli non hanno quasi alcuna influenza sulle prestazioni dell’intera batteria.
“Il sistema SAX non necessita di un costoso inverter ibrido lato batteria nell’installazione”, spiega l’azienda sul proprio sito. “Basta collegarlo a una presa sicura utilizzando la tradizionale connessione via cavo. Ciò consente di risparmiare costi e spazi”. E grazie un’elettronica di potenza integrata, vanta un’efficienza del 99 per cento.
Inoltre non contiene cobalto. La batteria domestica di Sax Power impiega celle al litio ferro fosfato offrendo una potenza di 4,6 kW (3,7 kW nella versione plug-and-play), una capacità di 5,2 kWh, per un peso complessivo di 52 kg. Tuttavia può essere ampliata con moduli aggiuntivi fino a 15,6 kWh. Il sistema può anche comunicare via wireless con il contatore intelligente. Sax Power offre una garanzia di 10 anni per la sua nuova batterie domestica.
fonte: www.rinnovabili.it
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Idrogeno e litio dall’acqua di mare, ora è possibile
I ricercatori della King Abdullah University of Science and Technology hanno sviluppato un sistema economicamente fattibile per estrarre il litio ad alta purezza direttamente da mari ed oceani.
Il litio è un elemento vitale per l’odierno accumulo energetico a batterie, ma l’aumento della domanda a cui andremo incontro dovrebbe esaurire le riserve terrestri entro il 2080. La soluzione? Per qualcuno è da cercare in acqua. Gli oceani contengono circa 5.000 volte più litio della terraferma, ma a concentrazioni estremamente basse di circa 0,2 parti per milione (ppm). In altre parole il prelievo marino è sempre stato un processo lungo, complesso e costoso. Una nuova ricerca della King Abdullah University of Science and Technology (KAUST) potrebbe cambiare le carte in tavola. Qui infatti un gruppo di scienziati ha realizzato un nuovo sistema per estrarre il litio dall’acqua di mare.
Il team guidato da Zhiping Lai ha sperimentato un metodo mai utilizzato prima: una cella elettrochimica contenente una membrana ceramica in ossido di litio, lantanio e titanio (LLTO). La struttura possiede pori abbastanza larghi da consentire il passaggio degli ioni di litio. Bloccando nel contempo gli ioni più grandi di sodio, magnesio e potassio, presenti nell’acqua a concentrazioni molto più elevate. “Le membrane LLTO non sono mai state utilizzate prima per estrarre e concentrare gli ioni di litio”, afferma il ricercatore Zhen Li, che ha sviluppato la cella.
Estrarre litio dall’acqua di mare, come funziona?
In un articolo pubblicato sulla rivista Energy & Environmental Science, gli scienziati spiegano il funzionamento del loro sistema. L’unità contiene tre scomparti. L’acqua di mare scorre in una camera di alimentazione centrale; qui gli ioni di litio positivi passano, attraverso la membrana LLTO, in un compartimento laterale contenente una soluzione tampone e un catodo di rame rivestito di platino e rutenio. Nel frattempo, gli ioni negativi escono dalla camera di alimentazione e, attraverso una membrana a scambio anionico, passano in un terzo compartimento contenente una soluzione di cloruro di sodio e un anodo di platino-rutenio.
Il gruppo ha testato l’impianto usando l’acqua del Mar Rosso. Ad una tensione di 3,25V, la cella ha generato gas idrogeno al catodo e gas cloro all’anodo. E indotto il passaggio del litio attraverso la membrana LLTO, accumulandolo nella camera laterale. Ovviamente il risultato non è l’elemento puro, ma una soluzione acquosa arricchita di litio. Ma con altri quattro cicli di lavorazione si raggiunge una concentrazione di oltre 9.000 ppm.
I ricercatori stimano che la cella avrebbe bisogno di soli 5 dollari di elettricità per estrarre 1 chilo di litio dall’acqua di mare. Il valore dell’idrogeno e del cloro prodotti nel processo compenserebbe ampiamente questo costo e l’acqua residua potrebbe essere utilizzata negli impianti di desalinizzazione. “Continueremo a ottimizzare la struttura della membrana e il design delle celle per migliorare l’efficienza del processo”, affermano gli scienziati. Il team spera anche di collaborare con l’industria del vetro per produrre la membrana LLTO su larga scala e a costi accessibili.
fonte: www.rinnovabili.it
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Estrarre litio dall’acqua di mare, come funziona?
In un articolo pubblicato sulla rivista Energy & Environmental Science, gli scienziati spiegano il funzionamento del loro sistema. L’unità contiene tre scomparti. L’acqua di mare scorre in una camera di alimentazione centrale; qui gli ioni di litio positivi passano, attraverso la membrana LLTO, in un compartimento laterale contenente una soluzione tampone e un catodo di rame rivestito di platino e rutenio. Nel frattempo, gli ioni negativi escono dalla camera di alimentazione e, attraverso una membrana a scambio anionico, passano in un terzo compartimento contenente una soluzione di cloruro di sodio e un anodo di platino-rutenio.
Il gruppo ha testato l’impianto usando l’acqua del Mar Rosso. Ad una tensione di 3,25V, la cella ha generato gas idrogeno al catodo e gas cloro all’anodo. E indotto il passaggio del litio attraverso la membrana LLTO, accumulandolo nella camera laterale. Ovviamente il risultato non è l’elemento puro, ma una soluzione acquosa arricchita di litio. Ma con altri quattro cicli di lavorazione si raggiunge una concentrazione di oltre 9.000 ppm.
I ricercatori stimano che la cella avrebbe bisogno di soli 5 dollari di elettricità per estrarre 1 chilo di litio dall’acqua di mare. Il valore dell’idrogeno e del cloro prodotti nel processo compenserebbe ampiamente questo costo e l’acqua residua potrebbe essere utilizzata negli impianti di desalinizzazione. “Continueremo a ottimizzare la struttura della membrana e il design delle celle per migliorare l’efficienza del processo”, affermano gli scienziati. Il team spera anche di collaborare con l’industria del vetro per produrre la membrana LLTO su larga scala e a costi accessibili.
fonte: www.rinnovabili.it
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Batterie di accumulo, è possibile “resuscitare” il litio
Un gruppo di scienziati ha messo a punto una strategia per ripristinare il cosiddetto “litio morto”, responsabile della instabilità termica e del decadimento di capacità nella batterie ricaricabili
Uno dei motivi di tale decadimento è l’inattivazione del litio stesso. In alcune batterie di accumulo si innescano meccanismi di degradazione a livello dell’anodo che portano alla formazione del cosiddetto “litio morto”, materiale isolato e inattivo. La diretta conseguenza è una riduzione dell’efficienza coulombica, influendo su prestazioni e durata della batteria.
I ricercatori della Zhejiang University of Technology in Cina e dell’Argonne National Laboratory negli Stati Uniti hanno trovato una strategia per “resuscitarlo”. Il processo, delineato in un articolo pubblicato su Nature Energy (testo in inglese), si basa su una reazione chimica nota come ossidoriduzione (redox) dello iodio. Lo studio si è focalizzato sull’interfase solido-elettrolita (SEI), strato passivante e isolante che viene prodotto sull’anodo delle batterie di accumulo agli ioni di litio durante i primi cicli di carica. Il SEI svolge un ruolo cruciale nel garantire l’efficienza, la stabilità e la sicurezza delle batterie.
In una tipica cella a unioni di litio con un convenzionale anodo in grafite, questa interfase è composta da fluoruro di litio (LiF), combinato con carbonato di litio (Li2CO3), alchil carbonato e altre sostanze. Studi recenti hanno dimostrato che nelle batterie con anodo al litio metallico, il SEI è costituito principalmente da ossido di litio (Li2O), piuttosto che da LiF. In questa tipologia di batterie la formazione di litio inattivo è un problema più frequente. Tuttavia, i potenziali vantaggi che offre come ricaricabile (es. elevata densità di carica) ne fanno il più papabile erede della tradizionale tecnologia agli ioni.
Nel loro articolo, Chengbin Jin e colleghi hanno cercato di quantificare la quantità di Li2O nello strato SEI formato sugli anodi metallici. Inoltre, hanno studiato il ruolo delle interfase nella produzione di litio morto. I risultati raccolti dal gruppo suggeriscono che una perdita di litio nel SEI e la presenza di dendriti aghiformi rotti sono le cause principali del decadimento delle prestazioni. Per ripristinare il tutto hanno utilizzato una reazione di ossidoriduzione.
“Presentiamo un metodo di ripristino del litio basato su una serie di reazioni redox dello iodio che coinvolgono principalmente I3−/I−“, hanno spiegato i ricercatori nel loro articolo. “Utilizzando una capsula ospite in biochar per lo iodio, dimostriamo che l’ossidoriduzione […] avviene spontaneamente, ringiovanendo efficacemente il litio compensado la perdita”.
Utilizzando questa strategia di progettazione il gruppo ha creato una cella con pochissimo litio nell’anodo, una durata di vita di 1.000 cicli ed un’efficienza coloumbica del 99,9%. In futuro, la strategia potrebbe portare a nuove batterie al litio metallico con prestazioni migliori o essere impiegata per estendere la vita di quelle a ioni di litio.
fonte: www.rinnovabili.it
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Uno dei motivi di tale decadimento è l’inattivazione del litio stesso. In alcune batterie di accumulo si innescano meccanismi di degradazione a livello dell’anodo che portano alla formazione del cosiddetto “litio morto”, materiale isolato e inattivo. La diretta conseguenza è una riduzione dell’efficienza coulombica, influendo su prestazioni e durata della batteria.
I ricercatori della Zhejiang University of Technology in Cina e dell’Argonne National Laboratory negli Stati Uniti hanno trovato una strategia per “resuscitarlo”. Il processo, delineato in un articolo pubblicato su Nature Energy (testo in inglese), si basa su una reazione chimica nota come ossidoriduzione (redox) dello iodio. Lo studio si è focalizzato sull’interfase solido-elettrolita (SEI), strato passivante e isolante che viene prodotto sull’anodo delle batterie di accumulo agli ioni di litio durante i primi cicli di carica. Il SEI svolge un ruolo cruciale nel garantire l’efficienza, la stabilità e la sicurezza delle batterie.
In una tipica cella a unioni di litio con un convenzionale anodo in grafite, questa interfase è composta da fluoruro di litio (LiF), combinato con carbonato di litio (Li2CO3), alchil carbonato e altre sostanze. Studi recenti hanno dimostrato che nelle batterie con anodo al litio metallico, il SEI è costituito principalmente da ossido di litio (Li2O), piuttosto che da LiF. In questa tipologia di batterie la formazione di litio inattivo è un problema più frequente. Tuttavia, i potenziali vantaggi che offre come ricaricabile (es. elevata densità di carica) ne fanno il più papabile erede della tradizionale tecnologia agli ioni.
Nel loro articolo, Chengbin Jin e colleghi hanno cercato di quantificare la quantità di Li2O nello strato SEI formato sugli anodi metallici. Inoltre, hanno studiato il ruolo delle interfase nella produzione di litio morto. I risultati raccolti dal gruppo suggeriscono che una perdita di litio nel SEI e la presenza di dendriti aghiformi rotti sono le cause principali del decadimento delle prestazioni. Per ripristinare il tutto hanno utilizzato una reazione di ossidoriduzione.
“Presentiamo un metodo di ripristino del litio basato su una serie di reazioni redox dello iodio che coinvolgono principalmente I3−/I−“, hanno spiegato i ricercatori nel loro articolo. “Utilizzando una capsula ospite in biochar per lo iodio, dimostriamo che l’ossidoriduzione […] avviene spontaneamente, ringiovanendo efficacemente il litio compensado la perdita”.
Utilizzando questa strategia di progettazione il gruppo ha creato una cella con pochissimo litio nell’anodo, una durata di vita di 1.000 cicli ed un’efficienza coloumbica del 99,9%. In futuro, la strategia potrebbe portare a nuove batterie al litio metallico con prestazioni migliori o essere impiegata per estendere la vita di quelle a ioni di litio.
fonte: www.rinnovabili.it
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Tesla, i Supercharger alimentati solo con fonti rinnovabili
Tesla, Supercharger alimentati solo con fonti rinnovabili: è questa la promessa di Elon Musk, per rendere le auto elettriche più verdi.
Tesla vuole alimentare i suoi Supercharger unicamente con fonti rinnovabili, affinché la ricarica delle auto elettriche sia il più verde possibile. È questo l’annuncio fatto dall’azienda di Elon Musk in occasione dell’ultimo Earth Day, una dichiarazione in realtà passata un po’ in sordina e ripresa poi dalla redazione di ElecTrek.
Non è la prima volta che la società californiana annuncia di voler rendere completamente rinnovabile tutta la sua catena di approvvigionamento energetico, anche se il proposito non è al momento stato raggiunto. Se tutto dovesse procedere secondo i piani, Tesla potrebbe raggiungere il traguardo entro la fine del 2021.
Le auto elettriche rappresentano la soluzione oggi più immediata per ridurre le emissioni dovute ai trasporti. Durante il loro utilizzo, queste vetture non emettono infatti gas di scarico né anidride carbonica, non contribuendo così allo smog. Un certo quantitativo di CO2 è però rilasciato in fase di produzione delle vetture, mentre la ricarica potrebbe non sempre rappresentare una misura amica dell’ambiente. Se il veicolo viene infatti collegato a colonnine alimentate con energia derivata da fonti fossili, i vantaggi ambientali dovuti alla guida vengono annullati. Pertanto, anche la rete di ricarica deve risultare il più possibilmente rinnovabile.
Nel corso dell’ultimo Earth Day, Tesla ha confermato la volontà di rendere la sua rete Supercharger completamente alimentata da fonti rinnovabili. Lo ha affermato Justin Lange, a capo proprio della divisione Supercharger del gruppo, in un breve aggiornamento sui social network:
"Tutta l’energia dei Supercharger sarà rinnovabile entro il 2021".
Per alimentare la propria rete di colonnine, Tesla solitamente si avvale della partnership con i produttori locali. A seconda delle tecnologie disponibili sul luogo di implementazione di ricarica, il gruppo di Elon Musk cerca di scegliere la fonte più sostenibile dal punto di vista ambientale. Ad esempio, in Canada ha avviato una collaborazione con Hydro Quebec per collegare tutti i Supercharger alla rete idroelettrica dell’operatore. In altri luoghi del mondo, però, questo non è sempre possibile.
Una delle soluzione che Tesla potrebbe adottare è l’implementazione di impianti fotovoltaici nei pressi delle stazioni di ricarica. Questa soluzione è in via di sperimentazione in California, dove alcuni centri Supercharger sono stati dotati di pannelli solari e grandi batterie per l’accumulo di energia, affinché la ricarica delle auto elettriche non pesi troppo sul network locale.
Fonte: ElecTrek
Tesla vuole alimentare i suoi Supercharger unicamente con fonti rinnovabili, affinché la ricarica delle auto elettriche sia il più verde possibile. È questo l’annuncio fatto dall’azienda di Elon Musk in occasione dell’ultimo Earth Day, una dichiarazione in realtà passata un po’ in sordina e ripresa poi dalla redazione di ElecTrek.
Non è la prima volta che la società californiana annuncia di voler rendere completamente rinnovabile tutta la sua catena di approvvigionamento energetico, anche se il proposito non è al momento stato raggiunto. Se tutto dovesse procedere secondo i piani, Tesla potrebbe raggiungere il traguardo entro la fine del 2021.
Le auto elettriche rappresentano la soluzione oggi più immediata per ridurre le emissioni dovute ai trasporti. Durante il loro utilizzo, queste vetture non emettono infatti gas di scarico né anidride carbonica, non contribuendo così allo smog. Un certo quantitativo di CO2 è però rilasciato in fase di produzione delle vetture, mentre la ricarica potrebbe non sempre rappresentare una misura amica dell’ambiente. Se il veicolo viene infatti collegato a colonnine alimentate con energia derivata da fonti fossili, i vantaggi ambientali dovuti alla guida vengono annullati. Pertanto, anche la rete di ricarica deve risultare il più possibilmente rinnovabile.
Nel corso dell’ultimo Earth Day, Tesla ha confermato la volontà di rendere la sua rete Supercharger completamente alimentata da fonti rinnovabili. Lo ha affermato Justin Lange, a capo proprio della divisione Supercharger del gruppo, in un breve aggiornamento sui social network:
"Tutta l’energia dei Supercharger sarà rinnovabile entro il 2021".
Per alimentare la propria rete di colonnine, Tesla solitamente si avvale della partnership con i produttori locali. A seconda delle tecnologie disponibili sul luogo di implementazione di ricarica, il gruppo di Elon Musk cerca di scegliere la fonte più sostenibile dal punto di vista ambientale. Ad esempio, in Canada ha avviato una collaborazione con Hydro Quebec per collegare tutti i Supercharger alla rete idroelettrica dell’operatore. In altri luoghi del mondo, però, questo non è sempre possibile.
Una delle soluzione che Tesla potrebbe adottare è l’implementazione di impianti fotovoltaici nei pressi delle stazioni di ricarica. Questa soluzione è in via di sperimentazione in California, dove alcuni centri Supercharger sono stati dotati di pannelli solari e grandi batterie per l’accumulo di energia, affinché la ricarica delle auto elettriche non pesi troppo sul network locale.
Fonte: ElecTrek
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Mercato europeo accumuli: ottime prospettive per il 2021
fonte: infobuildenergia.it
Queste sono le previsioni contenute nella quinta edizione dell'European Market Monitor on Energy Storage (EMMES) pubblicato il 23 marzo dalla European Association for Storage of Energy (EASE), la principale associazione che rappresenta le organizzazioni attive lungo l'intera filiera dello stoccaggio energetico, con il supporto della Delta-EE, società leader per la ricerca e la consulenza sull'energia.
I numeri mostrano come l'anno da poco trascorso sia stato segnato da un forte rallentamento nelle installazioni dei sistemi di accumulo nei segmenti commerciali, industriali e anche residenziali, ovvero in quelle soluzioni "behind the meter" caratterizzate da una molteplicità di tanti (più o meno) piccoli impianti distribuiti.
Viceversa, nel 2020 hanno dimostrato di saper resistere meglio alla crisi da Covid-19 tutte le installazioni di accumuli "front of the meter", cioè di quei sistemi di media-grande taglia che agiscono direttamente sulle reti elettriche fornendo ad esempio servizi ancillari (frequenza, tensione, ecc.) e di bilanciamento. In particolare, Regno Unito, Paesi scandinavi e Italia hanno contribuito con la quota più significativa all'installato "front of the meter" del 2020.
Come abbiamo già accennato, è previsto che per il 2021 le installazioni totali di sistemi di accumulo in Europa raggiungeranno i 3.000 MWh; una cifra da record, pari a più del doppio dell'installato del 2020 (1.700 MWh) e capace da sola di rappresentare quasi la metà della potenza cumulativa totale di stoccaggio elettrochimico presente in Europa, attualmente pari a circa 5.400 MWh.
Patrick Clerens, segretario generale della European Association for Storage of Energy, ha commentato: "Le eccellenti prospettive di stoccaggio per il 2021 testimoniano l'importanza di una politica di supporto e di un quadro di mercato per lo stoccaggio: l'implementazione del Clean Energy Package sta aprendo nuovi mercati in Europa e migliorando il 'business case' per gli accumuli. Il forte impegno dei responsabili politici per il Green Deal europeo e una piano verde di uscita dalla crisi causata dal Covid-19 sono estremamente promettenti per il settore dello stoccaggio".
Riferimenti
EMMES 5.0: Total Annual Energy Storage Market in Europe Expected to Reach 3,000 MWh in 2021
il comunicato stampa della EASE
fonte: www.nextville.it
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La batteria più grande d’Europa parlerà inglese
La società britannica InterGen ha ottenuto il via libera alla pianificazione di un impianto d’accumulo da 320 MW/640 MWh con la possibilità di espandere la capacità a ben 1,3 GWh
L’impianto avrà la capacità di alimentare fino a 300.000 abitazioni per due ore. Tuttavia, verrà utilizzato principalmente per sostenere e stabilizzare la rete elettrica. Il lavori di costruzione inizieranno probabilmente nel 2022, per entrare nella fase operativa nel 2024. Ad oggi, tuttavia, non sono stati forniti ulteriori dettagli tecnici o finanziari. “Siamo lieti di aver ottenuto il consenso da BEIS per il progetto Gateway”, ha dichiarato il CEO di InterGen, Jim Lightfoot. “La nostra missione è fornire le soluzioni elettriche flessibili su cui fare affidamento in un mondo a basse emissioni di carbonio e questo progetto è un’importante dichiarazione di intenti”.
La società sta anche portando avanti un secondo progetto di accumulo a batterie su larga scala a Spalding, Lincolnshire. Anche per questo ha ottenuto già le prime autorizzazioni e, a regime, dovrebbe vantare una potenza di 175 MW e una capacità di 350 MWh.
fonte: www.rinnovabili.it
L’impianto avrà la capacità di alimentare fino a 300.000 abitazioni per due ore. Tuttavia, verrà utilizzato principalmente per sostenere e stabilizzare la rete elettrica. Il lavori di costruzione inizieranno probabilmente nel 2022, per entrare nella fase operativa nel 2024. Ad oggi, tuttavia, non sono stati forniti ulteriori dettagli tecnici o finanziari. “Siamo lieti di aver ottenuto il consenso da BEIS per il progetto Gateway”, ha dichiarato il CEO di InterGen, Jim Lightfoot. “La nostra missione è fornire le soluzioni elettriche flessibili su cui fare affidamento in un mondo a basse emissioni di carbonio e questo progetto è un’importante dichiarazione di intenti”.
La società sta anche portando avanti un secondo progetto di accumulo a batterie su larga scala a Spalding, Lincolnshire. Anche per questo ha ottenuto già le prime autorizzazioni e, a regime, dovrebbe vantare una potenza di 175 MW e una capacità di 350 MWh.
fonte: www.rinnovabili.it
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Scoperto un nuovo minerale blu per le batterie di nuova generazione
Arriva dal paesaggio lavico del Kamchatka, la nuova promessa per le batterie ricaricabili a ioni di sodio
La petrovite si presenta come si presenta sotto forma di aggregati globulari blu di cristalli esagonali con inclusioni gassose. È composto da atomi di ossigeno coordinati in maniera insolita, zolfo, sodio e rame, a formare tra loro una struttura rara e altamente porosa. Ed è proprio questa impalcatura, composta da spazi vuoti e canali, a poter dare una mano all’energy storage.
Per le sue ricerche il gruppo, guidato da Stanislav Filatov, professore presso il Dipartimento di Cristallografia dell’Università russa, si è concentrato su un terreno molto prezioso. Il cristallo proviene dal paesaggio vulcanico formatosi in seguito alle grandi eruzioni del Tolbachik negli anni ’70 e negli anni ’10 di questo secolo, nel Kamchatka. “Questo territorio è unico nella sua diversità mineralogica. Negli ultimi anni, i ricercatori hanno scoperto qui dozzine di nuovi minerali, molti dei quali sono unici al mondo”, ha spiegato l’Ateneo.
Cosa ha da offrire la petrovite alle batterie di nuova generazione? Per ora è prematuro fornire numeri precisi, ma la particolare struttura del minerale ha rivelato interessanti potenzialità per la tecnologia d’accumulo a ioni di sodio. Proprio come le più famose batterie ricaricabili al litio, quelle al sodio funzionano inviando ioni avanti e indietro tra una coppia di elettrodi in un elettrolita liquido. Tuttavia i modelli attuali hanno alcuni limiti. Uno di questi è che con le versioni moderne durante il ciclo di carica e scarica, i cristalli di sodio inattivi tendono ad accumularsi sulla superficie del catodo; un problema che può velocemente degradare le prestazioni e la funzionalità.
Per i ricercatori la struttura della petrovite risulta promettente per la conduttività ionica e potrebbe essere utilizzata come materiale catodico per batterie agli ioni di sodio. “Al momento, il problema più grande per questo uso è la piccola quantità di un metallo di transizione – il rame – nella struttura cristallina del minerale. Potrebbe essere risolto sintetizzando in laboratorio un composto con la stessa struttura della petrovite”, ha affermato Filatov. La ricerca è stata pubblicata sulla rivista Mineralogical Magazine (testo in inglese).
fonte: www.rinnovabili.it
La petrovite si presenta come si presenta sotto forma di aggregati globulari blu di cristalli esagonali con inclusioni gassose. È composto da atomi di ossigeno coordinati in maniera insolita, zolfo, sodio e rame, a formare tra loro una struttura rara e altamente porosa. Ed è proprio questa impalcatura, composta da spazi vuoti e canali, a poter dare una mano all’energy storage.
Per le sue ricerche il gruppo, guidato da Stanislav Filatov, professore presso il Dipartimento di Cristallografia dell’Università russa, si è concentrato su un terreno molto prezioso. Il cristallo proviene dal paesaggio vulcanico formatosi in seguito alle grandi eruzioni del Tolbachik negli anni ’70 e negli anni ’10 di questo secolo, nel Kamchatka. “Questo territorio è unico nella sua diversità mineralogica. Negli ultimi anni, i ricercatori hanno scoperto qui dozzine di nuovi minerali, molti dei quali sono unici al mondo”, ha spiegato l’Ateneo.
Cosa ha da offrire la petrovite alle batterie di nuova generazione? Per ora è prematuro fornire numeri precisi, ma la particolare struttura del minerale ha rivelato interessanti potenzialità per la tecnologia d’accumulo a ioni di sodio. Proprio come le più famose batterie ricaricabili al litio, quelle al sodio funzionano inviando ioni avanti e indietro tra una coppia di elettrodi in un elettrolita liquido. Tuttavia i modelli attuali hanno alcuni limiti. Uno di questi è che con le versioni moderne durante il ciclo di carica e scarica, i cristalli di sodio inattivi tendono ad accumularsi sulla superficie del catodo; un problema che può velocemente degradare le prestazioni e la funzionalità.
Per i ricercatori la struttura della petrovite risulta promettente per la conduttività ionica e potrebbe essere utilizzata come materiale catodico per batterie agli ioni di sodio. “Al momento, il problema più grande per questo uso è la piccola quantità di un metallo di transizione – il rame – nella struttura cristallina del minerale. Potrebbe essere risolto sintetizzando in laboratorio un composto con la stessa struttura della petrovite”, ha affermato Filatov. La ricerca è stata pubblicata sulla rivista Mineralogical Magazine (testo in inglese).
fonte: www.rinnovabili.it
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Così l’intelligenza artificiale sta accelerando lo sviluppo di batterie più veloci, efficienti e durature
Un gruppo di ricercatori sta testando protocolli di carica e durata con algoritmi di autoapprendimento. Vediamo come.
Sarà l’intelligenza artificiale a far decollare le prestazioni delle batterie?
È ancora presto per dare una risposta sicura, ma nei laboratori si stanno già sperimentando algoritmi che potrebbero aiutare a sviluppare accumulatori di energia sempre più efficienti, sicuri e veloci da ricaricare.
D’altronde, ottimizzare il rendimento e la durata delle batterie al litio è un obiettivo essenziale, nell’ambito della transizione verso la mobilità elettrica e verso l’impiego massiccio di fonti rinnovabili nella generazione di elettricità, con la conseguente necessità di installare impianti di accumulo stazionario.
Così tra 2019 e 2020 un gruppo di scienziati di università e centri di ricerca negli Stati Uniti – tra cui Stanford University, Massachusetts Institute of Technology e Toyota Research Institute – ha utilizzato l’intelligenza artificiale per elaborare delle previsioni su prestazioni e durata delle batterie.
In pratica, hanno usato quelle che un articolo di Wired chiama “camere elettrochimiche della tortura” dove le celle delle batterie sono caricate/scaricate rapidamente decine di volte al giorno.
L’obiettivo è generare un flusso di dati da dare in pasto agli algoritmi di autoapprendimento.
E l’intelligenza artificiale, a forza di elaborare enormi quantità di dati, impara a svolgere autonomamente dei compiti che le sono stati assegnati in fase di training (apprendimento/allenamento), in questo caso a predire, sulla base delle esperienze passate, il tasso di rendimento delle batterie durante il loro ciclo di vita.
Il punto è che normalmente gli esperimenti di questo tipo richiedono parecchi mesi: bisogna, infatti, testare continuamente le batterie finché iniziano a degradarsi, per raccogliere i dati che consentono di predire le prestazioni future delle batterie sotto determinate condizioni di utilizzo.
Con l’intelligenza artificiale, invece, si può velocizzare tutto.
Possono bastare poche ore di autoapprendimento con flussi continui di dati, per formulare previsioni attendibili.
In una seconda ricerca, gli stessi scienziati hanno impiegato l’intelligenza artificiale per definire protocolli ottimali per la ricarica veloce delle batterie.
In circa un mese hanno ottenuto risultati che, senza algoritmi, avrebbero richiesto un paio d’anni di lavoro.
Gli algoritmi di autoapprendimento, infatti, macinando flussi di dati, hanno scoperto metodi ottimali per caricare le batterie al litio in pochi minuti senza deteriorare le prestazioni in termini di affidabilità e durata; ricordiamo che la carica super-veloce è un fattore di elevato stress per le batterie, quindi la sfida è trovare l’equilibrio tra velocità e durata.
Con gli algoritmi poi si possono testare molti altri aspetti delle batterie: uso di differenti materiali, ricette chimiche, composizione di anodo/catodo, densità energetica ottimale, e così via.
Vedremo se, a un certo punto, queste sperimentazioni usciranno dai laboratori, per sfociare in nuove batterie realizzate sulla base dei dati e delle previsioni uscite dai super computer delle intelligenze artificiali.
fonte: www.qualenergia.it
Sarà l’intelligenza artificiale a far decollare le prestazioni delle batterie?
È ancora presto per dare una risposta sicura, ma nei laboratori si stanno già sperimentando algoritmi che potrebbero aiutare a sviluppare accumulatori di energia sempre più efficienti, sicuri e veloci da ricaricare.
D’altronde, ottimizzare il rendimento e la durata delle batterie al litio è un obiettivo essenziale, nell’ambito della transizione verso la mobilità elettrica e verso l’impiego massiccio di fonti rinnovabili nella generazione di elettricità, con la conseguente necessità di installare impianti di accumulo stazionario.
Così tra 2019 e 2020 un gruppo di scienziati di università e centri di ricerca negli Stati Uniti – tra cui Stanford University, Massachusetts Institute of Technology e Toyota Research Institute – ha utilizzato l’intelligenza artificiale per elaborare delle previsioni su prestazioni e durata delle batterie.
In pratica, hanno usato quelle che un articolo di Wired chiama “camere elettrochimiche della tortura” dove le celle delle batterie sono caricate/scaricate rapidamente decine di volte al giorno.
L’obiettivo è generare un flusso di dati da dare in pasto agli algoritmi di autoapprendimento.
E l’intelligenza artificiale, a forza di elaborare enormi quantità di dati, impara a svolgere autonomamente dei compiti che le sono stati assegnati in fase di training (apprendimento/allenamento), in questo caso a predire, sulla base delle esperienze passate, il tasso di rendimento delle batterie durante il loro ciclo di vita.
Il punto è che normalmente gli esperimenti di questo tipo richiedono parecchi mesi: bisogna, infatti, testare continuamente le batterie finché iniziano a degradarsi, per raccogliere i dati che consentono di predire le prestazioni future delle batterie sotto determinate condizioni di utilizzo.
Con l’intelligenza artificiale, invece, si può velocizzare tutto.
Possono bastare poche ore di autoapprendimento con flussi continui di dati, per formulare previsioni attendibili.
In una seconda ricerca, gli stessi scienziati hanno impiegato l’intelligenza artificiale per definire protocolli ottimali per la ricarica veloce delle batterie.
In circa un mese hanno ottenuto risultati che, senza algoritmi, avrebbero richiesto un paio d’anni di lavoro.
Gli algoritmi di autoapprendimento, infatti, macinando flussi di dati, hanno scoperto metodi ottimali per caricare le batterie al litio in pochi minuti senza deteriorare le prestazioni in termini di affidabilità e durata; ricordiamo che la carica super-veloce è un fattore di elevato stress per le batterie, quindi la sfida è trovare l’equilibrio tra velocità e durata.
Con gli algoritmi poi si possono testare molti altri aspetti delle batterie: uso di differenti materiali, ricette chimiche, composizione di anodo/catodo, densità energetica ottimale, e così via.
Vedremo se, a un certo punto, queste sperimentazioni usciranno dai laboratori, per sfociare in nuove batterie realizzate sulla base dei dati e delle previsioni uscite dai super computer delle intelligenze artificiali.
fonte: www.qualenergia.it
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Da InoBat le batterie intelligenti tagliate su misura
L’azienda slovacca presenta la sua Gen1 battery al Tatra Summit 2020 e dichiara: “Nessun altro produttore ha una tecnologia simile”
Più nichel, meno cobalto. Alta densità di energia e potenza. E soprattutto celle su misura, prodotte in base alle esigenze dei clienti. Queste le promesse di InoBat Auto, produttore di batterie per auto elettriche. L’azienda slovacca sta realizzando il primo centro europeo di R&S pilota di batterie intelligenti, ossia unità d’accumulo ottenute a partire da un sapiente mix di tecnologie ad Alto Rendimento (high-throughput) e dell’intelligenza artificiale (IA).
Il prototipo – il Gen1 battery – è già pronto ed è stato lanciato in occasione del Tatra Summit 2020, lo scorso 9 ottobre. “È con grande orgoglio che posso presentare al mondo la prima intelligent battery cell“, ha dichiarato Marian Bocek, cofondatore e CEO di InoBat Auto. “La nostra visione di creare le migliori batterie personalizzate per soddisfare le più elevate esigenze di prestazioni, sicurezza e costi dei veicoli elettrici è oggi una realtà. Nessun altro produttore di celle ha una tecnologia simile”.
Secondo quanto dichiarato dalla società, l’approccio scelto consente loro di studiare, testare e prototipare prodotti migliori e in modo più rapido ed efficiente rispetto ai metodi di ricerca standard. Ma soprattutto di sfornare batterie intelligenti grazie a programmi di IA e di apprendimento automatico che ne migliorano passo dopo passo la progettazione. La tecnologia dovrebbe anche permettere di adattare e ottimizzare la chimica delle celle, utilizzando un processo proprietario ad alto rendimento per rispondere alle specifiche esigenze e requisiti del clienti. In questo modo le prestazioni finali delle batterie si differenzierebbero in basa a marca, veicolo e applicazione.
“La prima batteria intelligente al mondo segna un enorme balzo in avanti nell’elettrificazione dei trasporti – ha aggiunto Bocek. – In InoBat, vogliamo accelerare l’innovazione per garantire le migliori batterie per qualsiasi tipo di veicolo elettrico. Queste unità saranno testate e sviluppate ulteriormente con la produzione su scala a partire dal prossimo anno”.
In realtà l’azienda fornisce poche specifiche sui risultati ottenuti sino ad ora ma promette grandi obiettivi futuri. A partire dal raggiungimento di una densità di energia di 265Wh/kg entro la fine del 2021. Valore che vorrebbe aumentare a 330-350 Wh/kg e 1000Wh/l entro la fine del 2023.
Attualmente, InoBat Auto sta sviluppando un primo centro di ricerca a Voderady, in Slovacchia, che inizierà a produrre una linea pilota di batterie intelligenti nel 2021. Ma l’obiettivo ultimo è inaugurare nel 2025 una Gigafactory da 10 GWh e del valore di 1 miliardo di euro, in grado di rifornire 240.000 veicoli elettrici l’anno.
fonte: www.rinnovabili.it
Più nichel, meno cobalto. Alta densità di energia e potenza. E soprattutto celle su misura, prodotte in base alle esigenze dei clienti. Queste le promesse di InoBat Auto, produttore di batterie per auto elettriche. L’azienda slovacca sta realizzando il primo centro europeo di R&S pilota di batterie intelligenti, ossia unità d’accumulo ottenute a partire da un sapiente mix di tecnologie ad Alto Rendimento (high-throughput) e dell’intelligenza artificiale (IA).
Il prototipo – il Gen1 battery – è già pronto ed è stato lanciato in occasione del Tatra Summit 2020, lo scorso 9 ottobre. “È con grande orgoglio che posso presentare al mondo la prima intelligent battery cell“, ha dichiarato Marian Bocek, cofondatore e CEO di InoBat Auto. “La nostra visione di creare le migliori batterie personalizzate per soddisfare le più elevate esigenze di prestazioni, sicurezza e costi dei veicoli elettrici è oggi una realtà. Nessun altro produttore di celle ha una tecnologia simile”.
Secondo quanto dichiarato dalla società, l’approccio scelto consente loro di studiare, testare e prototipare prodotti migliori e in modo più rapido ed efficiente rispetto ai metodi di ricerca standard. Ma soprattutto di sfornare batterie intelligenti grazie a programmi di IA e di apprendimento automatico che ne migliorano passo dopo passo la progettazione. La tecnologia dovrebbe anche permettere di adattare e ottimizzare la chimica delle celle, utilizzando un processo proprietario ad alto rendimento per rispondere alle specifiche esigenze e requisiti del clienti. In questo modo le prestazioni finali delle batterie si differenzierebbero in basa a marca, veicolo e applicazione.
“La prima batteria intelligente al mondo segna un enorme balzo in avanti nell’elettrificazione dei trasporti – ha aggiunto Bocek. – In InoBat, vogliamo accelerare l’innovazione per garantire le migliori batterie per qualsiasi tipo di veicolo elettrico. Queste unità saranno testate e sviluppate ulteriormente con la produzione su scala a partire dal prossimo anno”.
In realtà l’azienda fornisce poche specifiche sui risultati ottenuti sino ad ora ma promette grandi obiettivi futuri. A partire dal raggiungimento di una densità di energia di 265Wh/kg entro la fine del 2021. Valore che vorrebbe aumentare a 330-350 Wh/kg e 1000Wh/l entro la fine del 2023.
Attualmente, InoBat Auto sta sviluppando un primo centro di ricerca a Voderady, in Slovacchia, che inizierà a produrre una linea pilota di batterie intelligenti nel 2021. Ma l’obiettivo ultimo è inaugurare nel 2025 una Gigafactory da 10 GWh e del valore di 1 miliardo di euro, in grado di rifornire 240.000 veicoli elettrici l’anno.
fonte: www.rinnovabili.it
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Ricarica auto elettriche ultrarapida e da rinnovabili, prove di futuro sull’autostrada tedesca
Il progetto finale prevede più di cento colonnine, alimentate in parte da un impianto fotovoltaico e due pale eoliche con batterie di accumulo.
Come saranno le stazioni di rifornimento dedicate alle auto elettriche?
Un esempio arriva dalla Germania, dove è stata inaugurata una stazione, Ladepark Kreuz Hilden (all’intersezione tra le autostrade A3-A46 presso Düsseldorf), che è la più grande del paese a utilizzare le colonnine per la ricarica veloce.
Il progetto è figlio della collaborazione tra la compagnia olandese Fastned, Tesla e Seed & Greet (un bistro-caffetteria). In totale la stazione può contare su otto colonnine Fastned, dove altrettante vetture possono ricaricare circa 300 km di autonomia in appena 15 minuti, e su 20 supercharger Tesla.
Ma questa è solo la prima fase dell’intero progetto, che porterà la mega-stazione di ricarica ad avere oltre cento colonnine tra supercharger, punti Fastned fino a 350 kW e punti per la ricarica più lenta a 22 kW dedicati agli impiegati e clienti di Seed & Greet.
Tra i punti di forza della nuova infrastruttura, c’è la possibilità di ricaricare l’auto con energia elettrica 100% rinnovabile, in parte generata in loco da un impianto fotovoltaico da 336 kW – che sarà ampliato fino a 700 kW – installato sulle pensiline del parcheggio, e in parte da due piccole turbine eoliche.
Nella stazione c’è anche un sistema di batterie al litio da 2 MWh fornito dalla società tedesca Tesvolt, in modo da gestire con maggiore flessibilità le ricariche delle auto: le batterie, infatti, possono accumulare l’energia prodotta in eccesso dai pannelli e-o dalle turbine eoliche (o accumulare energia prelevata dalla rete nei momenti in cui l’elettricità costa meno), e fornire energia immediata per coprire i picchi di consumo quando diverse vetture si connettono contemporaneamente alle colonnine.
fonte: www.qualenergia.it
Come saranno le stazioni di rifornimento dedicate alle auto elettriche?
Un esempio arriva dalla Germania, dove è stata inaugurata una stazione, Ladepark Kreuz Hilden (all’intersezione tra le autostrade A3-A46 presso Düsseldorf), che è la più grande del paese a utilizzare le colonnine per la ricarica veloce.
Il progetto è figlio della collaborazione tra la compagnia olandese Fastned, Tesla e Seed & Greet (un bistro-caffetteria). In totale la stazione può contare su otto colonnine Fastned, dove altrettante vetture possono ricaricare circa 300 km di autonomia in appena 15 minuti, e su 20 supercharger Tesla.
Ma questa è solo la prima fase dell’intero progetto, che porterà la mega-stazione di ricarica ad avere oltre cento colonnine tra supercharger, punti Fastned fino a 350 kW e punti per la ricarica più lenta a 22 kW dedicati agli impiegati e clienti di Seed & Greet.
Tra i punti di forza della nuova infrastruttura, c’è la possibilità di ricaricare l’auto con energia elettrica 100% rinnovabile, in parte generata in loco da un impianto fotovoltaico da 336 kW – che sarà ampliato fino a 700 kW – installato sulle pensiline del parcheggio, e in parte da due piccole turbine eoliche.
Nella stazione c’è anche un sistema di batterie al litio da 2 MWh fornito dalla società tedesca Tesvolt, in modo da gestire con maggiore flessibilità le ricariche delle auto: le batterie, infatti, possono accumulare l’energia prodotta in eccesso dai pannelli e-o dalle turbine eoliche (o accumulare energia prelevata dalla rete nei momenti in cui l’elettricità costa meno), e fornire energia immediata per coprire i picchi di consumo quando diverse vetture si connettono contemporaneamente alle colonnine.
fonte: www.qualenergia.it
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