Hybridní akumulační systém využívající vodíkové technologie ve spojení s FV elektrárnou

Rok / Year: 2016

Svazek / Volume: 18

Číslo / Number: 6

Jazyk / Language CZ

Hybridní akumulační systém využívající vodíkové technologie ve spojení s FV elektrárnou Hybrid storage system utilizing hydrogen technologies in connection with PV power plant Petr Moldřík1 , Daniel Minařík1 , Michal Ney2 , Petr Kačor2 {petr.moldrik, daniel.minarik}@vsb.cz, michal.ney.st, [email protected] 1

2

Centrum ENET, VŠB Katedra elektroenergetiky, VŠB DOI: -

Abstract: The article deals with the design of a hybrid hydrogen storage system to be linked with a real photovoltaic (PV) power plant with the installed capacity of 40 kWp. The output of this PV plant is run via the transformer 0.4/22 kV into the power grid. The purpose of designed system is to ensure storage of excess electricity produced by the PV plant during sunny days and its subsequent supply into the power grid in evening hours to keep the resultant electricity supply during the day as constant as possible. The primary storage fluid is the gaseous hydrogen generated by water electrolysis. The system is supplemented by Li-ion batteries for coverage of short-term drops of electrical power from the PV plant. These batteries are necessary to maintain continuous operation of the hydrogen technology. The design of hybrid system also contains the calculation of energy efficiency of its crucial components.

VOL.18, NO.6, DECEMBER 2016

Hybridní akumulační systém využívající vodíkové technologie ve spojení s FV elektrárnou Petr Moldřík1, Daniel Minařík1, Michal Ney2, Petr Kačor2 1

Centrum ENET (Energetické jednotky pro využití netradičních zdrojů energie), VŠB - Technická Univerzita Ostrava Email: {petr.moldrik, daniel.minarik}@vsb.cz 2

Katedra elektroenergetiky, FEI, VŠB - Technická Univerzita Ostrava Email: {michal.ney.st, petr.kacor}@vsb.cz

Abstrakt – Článek se zabývá návrhem hybridního vodíkového akumulačního systému pro spojení s reálnou fotovoltaickou (FV) elektrárnou o instalovaném výkonu 40 kWp, jejíž výkon je vyveden přes transformátor 0,4/22 kV do elektrické distribuční sítě. Úkolem navrhovaného systému je akumulace přebytečné elektrické energie, vyráběné FV elektrárnou v průběhu slunečných dní, a její následná dodávka do sítě vždy ve večerních hodinách tak, aby tato výsledná dodávka elektřiny byla v průběhu dne pokud možno konstantní. Primárním akumulačním médiem je zde elektrolýzou vyráběný vodík. Pro pokrytí krátkodobých poklesů výkonu FV elektrárny je systém doplněn o Li-ion baterie, jež jsou nezbytné pro kontinuální provoz vodíkového zařízení. Nedílnou součástí návrhu systému je určení energetické účinnosti jeho stěžejních komponent.

1 Úvod Jedním z nejlépe dosažitelných obnovitelných zdrojů energie je sluneční záření, vykazující ohromný potenciál a snadnou využitelnost. Jedná se však o zdroj značně nestabilní, závislý na proměnných meteorologických podmínkách v dané lokalitě. Fotovoltaické (FV) elektrárny, jež transformují tuto obnovitelnou energii na energii elektrickou, zažily v nedávné době v rámci ČR velký rozvoj z hlediska instalovaného výkonu. Provoz těchto elektráren se kromě nestability vyznačuje také nežádoucími zpětnými vlivy na elektrickou síť, k níž jsou připojeny (zejména změny napětí a flicker). Jednou z možností potlačení těchto vlivů je aplikace vhodného energetického systému, který nadbytek elektřiny akumuluje pro pozdější využití, tj. pro dobu jejího nedostatku. Za tímto účelem se nabízí široký okruh akumulačních systémů, lišících se použitou technologií. Do budoucna velmi perspektivní technologií se v tomto ohledu jeví technologie založená na přímé přeměně elektrické energie na energii chemickou ve formě plynného vodíku. Ten, jakožto ideální nosič energie, je možné velmi efektivně v různých formách skladovat a v případě potřeby i relativně snadno přepravovat [1]. V současnosti je v rámci výzkumných projektů provozováno ve světě mnoho hybridních akumulačních systémů, které pro akumulaci obnovitelné energie využívají vodíkové technologie. Takřka všechny tyto systémy byly vybudovány za finanční podpory vlád, vysokých škol či vědeckých institucí. Jedná se jak o “on-grid” systémy, tak systémy ostrovní, nezávislé na okolní elektrické distribuční síti [2–7].

V této souvislosti je možné zmínit např. hybridní vodíkový systém projektu HARI ve West Beacon Farm v Leicestershire, Anglie [8], který pro pokrytí energetických potřeb místní minisítě v sobě propojuje fotovoltaickou, větrnou a malou vodní elektrárnu. Další hybridní systém se nachází např. v Clean Energy Center (CEC) v areálu Pamukkale University v Denizli, Turecko [9], který zajišťuje také dodávku tepla pro vytápění. Vodík je zde skladován pomocí metalhydridů. Příkladem “ongrid” vodíkového akumulačního systému je projekt MYRTE, vybudovaný francouzskou společností Areva a Korsickou univerzitou u La Croix Valmer, Korsika [10] a nebo např. systém vybudovaný konsorciem sedmi evropských firem v rámci projektu INGRID v oblasti Puglia, Itálie [11]. Cílem tohoto projektu je propojení akumulačního systému s dostupnými obnovitelnými zdroji v rámci inteligentní sítě, která bude zajišťovat rovnováhu mezi výrobou elektřiny a aktuální poptávkou po elektřině na straně spotřebitelů, a to vše při zajištění bezpečnosti a stability elektrické distribuční sítě. Dosavadní publikace na téma vyrovnávání fluktuací výkonu „on-grid“ FV elektráren pomocí vodíkové akumulace, v rámci podmínek ČR, se touto problematikou zabývají pouze v teoretické rovině. Tento článek si klade za cíl tuto teorii rozšířit o konkrétní návrh hybridního vodíkového akumulačního systému využívajícího v ČR komerčně dostupná zařízení a pomocí simulace demonstrovat provoz takovéhoto systému ve spojení s reálnou fotovoltaickou elektrárnou, která svým samostatným provozem přispívá ke zhoršení kvalitativních parametrů elektrické energie v síti, do níž je připojena.

2 Fotovoltaická elektrárna V tomto článku popsaný hybridní akumulační systém je navržen pro FV elektrárnu o celkovém instalovaném výkonu 40 kWp. Elektrárna je složena ze 135 kusů monokrystalických panelů typu SOLARWATT M300–72 AC o výkonu 300 Wp, které jsou zapojeny do 15 větví o 9 panelech. Základní parametry těchto panelů jsou uvedeny v tabulce 1. Výkon FV elektrárny je vyveden přes transformátor 0,4/22 kV do elektrické distribuční sítě. FV elektrárna byla uvedena do provozu v roce 2013. Po 25 letech provozu se předpokládá pokles jejího výkonu na 80 % (32 kWp). Při návrhu akumulačního systému jsme vycházeli z dat, naměřených na PV elektrárně v průběhu první poloviny léta roku 2015, konkrétně v období od 9. do 30. června. Za toto sledované období FV elektrárna vyrobila celkem 6715 kWh elektrické energie, přičemž průměrné denní množství elektřiny bylo 181 kWh.

169


Časový průběh činného výkonu, dodávaného FV elektrárnou do sítě, je pro dva různé dny uveden na obrázku 1. Časový průběh činného výkonu za celé sledované období je na obrázku 2. Jak je z tohoto grafu patrné, ve sledovaném období se vyskytl pouze jeden den s nedostatečnou dodávkou elektřiny do sítě (27. červen).

vyvedení výkonu do elektrické distribuční sítě. Základní parametry střídače jsou uvedeny v tabulce 2. Tabulka 2: Základní parametry střídače Fronius CL44.4 Delta. Výkon FV elektrárny Napěťový rozsah Maximální vstupní proud Jmenovitý výstupní výkon Maximální účinnost Jmenovité napětí / frekvence Vlastní spotřeba

Tabulka 1: Základní parametry FV panelů. Maximální výkon (Pmax) Napětí při Pmax (Umpp) Proud při Pmax (Impp) Napětí naprázdno (U0c) Zkratový proud (Isc)

300 Wp 36,3 V 8,26 A 45,5 V 8,39 A

37,8–52 kWp 230–500 V 205 A 44,4 kW 94,3 % 3NPE ~400/50 Hz 15 W

3.2 Elektrolyzér Protononsite Hogen H4m Pro výrobu plynného vodíku elektrolýzou vody byl vybrán nízkoteplotní elektrolyzér typu PEM (Proton Exchange membrane) s označením Protononsite Hogen H4m [12]. Tento elektrolyzér produkuje čistý vodík se střední velikostí výstupního tlaku (30 bar). Je složen ze tří elektrolyzujících článků a systémů pro provoz, ochranu a regulaci. Jeho základní parametry jsou uvedeny v tabulce 3. Vyrobený vodík je akumulován ve 12 tlakových lahvích o celkovém vodním objemu 600 litrů, tzn. že kapacita tohoto úložiště je 15000 litrů plynného vodíku.

Obrázek 1: Časový průběh činného výkonu FV elektrárny.

Tabulka 3: Základní parametry elektrolyzéru Hogen H4m. Produkce vodíku (H2) Spotřeba elektřiny pro výrobu H2 Příkon Spotřeba vody Výstupní tlak vodíku Rozsah napětí

Obrázek 2: Časový průběh činného výkonu FV elektrárny.

4 m3/h 7 kWh/m3 28 kW 3,66 l/h 30 bar 380–480 V

3 Hybridní akumulační systém Pro akumulaci přebytečné elektrické energie, vyráběné FV elektrárnou nad stanovenou mez jejího výstupního výkonu (15 kW), byl navržen hybridní akumulační systém, využívající moderní vodíkovou technologii a technologii Li-ion baterií nové generace. Uvedená mez výkonu, který má být vyveden do distribuční sítě, byla stanovena na základě analýzy dat, naměřených při samostatném provozu FV elektrárny. Na obrázku 3 je uvedeno blokové schéma celého energetického systému, který sestává z následujících komponent. 3.1 DC/AC měnič Fronius CL 44.4 Delta Na vstupní svorky tohoto střídače je připojena FV elektrárna. Střídač obsahuje inteligentní modul “manager”, který při provozu zajišťuje rychlé nastavení bodu maximálního výkonu (MPP). To je důležité z hlediska efektivity výroby elektřiny FV elektrárnou, neboť MPP se přizpůsobuje aktuální intenzitě dopadajícího slunečního záření a aktuální teplotě FV panelů. Na výstupní svorky střídače je připojen navržený hybridní akumulační systém, resp. stávající tranformátor 0,4/22 kV pro

Obrázek 3: Blokové schéma hybridního systému.

170


3.3 Palivové články Tropical TB–5000 (FCGen 1300) Pro zpětnou konverzi vodíku na elektrickou energii slouží systém palivových článků Tropical TB–5000 typu PEM, který obsahuje modul palivových článků FCGen 1300 od společnosti Ballard [13]. Jeho základní parametry jsou uvedeny v tabulce 4. V navrženém hybridním systému pracují tři jednofázové systémy Tropical s celkovým výkonem 15 kW. Jejich výkon je dodáván zvlášť do každé fáze. Tabulka 4: Základní parametry systému Tropical TB–5000. Jmenovitý výkon Jmenovité napětí Oxidační médium Systém chlazení Spotřeba vodíku

5 kW 230 V vzduch vodní 60 l/min

3.4 Baterie LiFeYPO4 Baterie mají v navrhovaném energetickém systému za úkol vyrovnávat náhlé propady výkonu dodávaného FV elektrárnou tak, aby byla zajištěna nepřetržitá produkce vodíku v elektrolyzéru a současně konstantní výkon dodávaný do elektrické distribuční sítě. Je uvažováno s lithiovými bateriemi typu LiFeYPO4, které vynikají dlouhou životností (až 8000 cyklů nabití a vybití). V tabulce 5 jsou uvedeny základní parametry těchto baterií. Baterie jsou do systému zapojeny přes tři jednofázové AC/DC měniče (popsány níže) a celkově jsou tedy schopny akumulovat 30 kWh elektrické energie. Tabulka 5: Základní parametry baterií LiFeYPO4. Jmenovité napětí (DC) Počet článků Jmenovitá kapacita Akumulovaná energie

48 V 16 200 Ah 10 kWh

zřejmá z vytvořených časových průběhů elektrických veličin, konkrétně z průběhů výkonů, resp. příkonů a z nich vyplývajících toků energií. Výsledkem simulace provozu celého systému pro jeden typický letní den (21. června), vyznačující se bezoblačným dopolednem a přechodem mírné oblačnosti v odpoledních hodinách, jsou časové průběhy vyobrazené na obrázku 4. Na základě obrázku 4 je možné popsat provoz hybridního energetického systému následovně: V čase 5:30 počíná vlivem rostoucí intenzity slunečního záření výroba elektrické energie z FV elektrárny, která je dodávána přímo do elektrické sítě. Limitní úrovně výkonu 15 kW je dosaženo v čase 8:24, kdy je spuštěn elektrolyzér, čímž je zahájena výroba vodíku. Příkon elektrolyzéru se zpočátku udržuje na minimální hodnotě 2 kW. Z důvodu stále ještě nedostatečného výkonu FV elektrárny je spotřeba elektrolyzéru dotována rovněž z Li-ion baterií, což je patrné na příslušném časovém průběhu na obrázku 4. Při dalším růstu výkonu FV elektrárny dochází k adekvátnímu zvyšování příkonu elektrolyzéru a tedy produkci vodíku a rovněž k dobíjení Li-ion baterií (od 8:50). K úplnému dobití baterií dochází v čase 11:45, kdy je v nich akumulováno 30 kWh elektrické energie. Se spotřebou elektrolyzéru roste úměrně množství vyrobeného vodíku. Vlivem přecházející odpolední oblačnosti (od 13:40) začíná být výkon dodávaný FV elektrárnou značně kolísavý, což se projevuje postupným snižováním produkce vodíku. V čase 15:35 se tento výkon dokonce dostává pod požadovanou úroveň 15 kW a vzniklý rozdíl musí být hrazen z Li-ion baterií. To se děje až do 17:05, kdy dochází k vypnutí elektrolyzéru. Pro zajištění požadovaného výkonu dodávaného do sítě jsou spuštěny palivové články, které spotřebovávají předtím vyrobený vodík, uskladněný pod tlakem 30 bar v tlakových lahvích. Palivové články jsou v provozu tak dlouho, dokud nedojde ke spotřebování veškerého vodíku, tj. do 18:55. Od tohoto okamžiku do cca 20:00 je do sítě dodáván zbytkový výkon z FV elektrárny.

3.5 AC/DC měnič Victron Energy Quattro Pro třífázové připojení LiFeYPO4 baterií do systému slouží tři jednofázové AC/DC měniče typu Victron Energy Quattro, jejichž základní parametry jsou v tabulce 6. Tabulka 6: Základní parametry měniče VictronEnergy Quatro. Jmenovité napětí Rozsah nabíjecího napětí Jmenovitý výkon Maximální účinnost

48 V 55,2–57,6 V 8000 VA / 7000 W 96 %

4 Simulace provozu energetického systému Na základě znalosti parametrů a provozních charakteristik jednotlivých komponent hybridního akumulačního systému bylo možné provést simulaci jeho reálného provozu ve spojení s danou FV elektrárnou. Jejich vzájemná kooperace je lépe

Obrázek 4: Časové průběhy elektrických veličin v hybridním energetickém systému pro vybraný den (21. června).

171


Obrázek 5: Časové průběhy elektrických veličin v hybridním energetickém systému pro tři rozdílné dny (20.–22. červen). Výsledkem simulace provozu energetického systému pro tři na sebe navazující dny (20.–22. červen), rozdílné co do kvality meteorologických podmínek, jsou časové průběhy vyobrazené na obrázku 5. Jak je z těchto průběhů zřejmé, jedná se o zcela slunečný den, den s mírnou oblačností a den s výraznou oblačností. První zobrazený den může být výkon 15 kW dodáván do sítě až do 19:15, naproti tomu třetí den pouze do 14:30. Systém je navržen tak, aby veškeré přebytky elektrické energie (vyráběné FV elektrárnou nad stanovenou mez 15 kW jejího výstupního výkonu), byly akumulovány prostřednictvím jednak Li-ion baterií a zejména prostřednictvím vodíkových technologií do plynného vodíku a posléze, po zpětné konverzi na elektřinu, dodány ještě tentýž den ve večerních hodinách do elektrické sítě. U tohoto systému se tedy nepočítá s dlouhodobějším skladování vodíku.

5 Shrnutí Na základě provedených simulačních výpočtů jsou stanoveny následující hodnoty účinností stěžejních komponent vodíkového akumulačního systému a následně účinnost celého (uzavřeného) vodíkového akumulačního cyklu. Tyto výpočty jsou provedeny na základě dat ze dne 21. června. V tento den dosahuje celková spotřeba elektřiny elektrolyzérem hodnoty 84,3 kWh a vyrobeno je 12,043 m3 plynného vodíku. Ekvivalentní množství energie odpovídající tomuto množství vodíku je 35,42 kWh. Jeho následnou spotřebou v palivových článcích je získáno 16,73 kWh elektrické energie. Podílem příslušných hodnot energií je určena účinnost elektrolyzéru Protononsite Hogen H4m (viz vztah 1), účinnost palivových článků Tropical TB–5000 (viz vztah 2) a poté i účinnost celého vodíkového akumulačního cyklu (viz vztah 3).

η EL =

EH 2 35,42 ⋅ 100 = ⋅ 100 = 42 % ECONS 84,3

(1)

η FC =

16,73 E FC ⋅ 100 = ⋅ 100 = 47 ,2 % 35,42 EH 2

(2)

η C = η EL ⋅η FC ⋅100 = 0,42 ⋅ 0,472 ⋅100 = 19,8 %

(3)

kde: EH2 je ekvivalentní množství energie ve vyrobeném resp. spotřebovaném vodíku (Wh) [14], ECONS je množství elektřiny spotřebované elektrolyzérem k výrobě vodíku (kWh), EFC je množství elektřiny vyrobené palivovými články. Porovnáme-li množství elektřiny, které bylo v rámci simulace provozu hybridního energetického systému využito k produkci vodíku, s množstvím elektřiny, jež bylo poté zpětnou konverzí z vodíku získáno a dodáno do sítě, zjistíme, že jsou ve značném nepoměru (84,3 kWh k 16,73 kWh). Jak je výše uvedeno, je to dáno nízkou celkovou účinností uzavřeného vodíkového akumulačního cyklu (19,8 %), vyplývající z účinností obou stěžejních komponent vodíkového systému (elektrolyzér: 42 %; palivové články: 47,2 %).

6 Srovnání s jinými systémy V této kapitole je provedeno srovnání vodíkového akumulačního systému s nejběžnějšími systémy pro akumulaci elektrické energie. V této souvislosti mohou být definovány základní aspekty a podmínky použití akumulačních zařízení (akumulátorů): • Akumulátor jako doplněk obnovitelného zdroje pro vyrovnávání dodávky elektrické energie do elektrizační soustavy.

172


• Akumulátor jako prostředek pro zajištění plnění všech legislativou daných podmínek a předpisů v souvislosti s připojením obnovitelného zdroje k síti. • Stanovení podmínek pro provoz akumulačních zařízení v rámci decentralizované výroby elektřiny a jejich řízení na distribuční úrovni za účelem lepší regulovatelnosti elektrizační soustavy. • Využití akumulátorů pro zlepšení kvalitativních parametrů elektrické energie dodávané obnovitelnými zdroji, včetně možnosti jejich zálohování. • Akumulátor jako nezbytná součást chytrých sítí (smart grids) i sítí lokálních (micro grids). V tabulce 7 jsou z hlediska účinnosti a jmenovitého výkonu vzájemně srovnány nejběžnější systémy pro akumulaci elektrické energie. V rámci obrázku 6 jsou tytéž systémy srovnány rovněž z hlediska životnosti. Tabulka 7: Srovnání systémů z hlediska účinnosti a jmenovitého výkonu [15–19]. Akumulační systém

Účinnost

Výkonový rozsah

Olověné baterie

0,77

0–20 MW

Li-ion baterie

0,86

0–100 kW

Superkapacitory

0,9

0–300 kW

Setrvačníky

0,81

0–250 kW

Přečerpávací elektrárna Akumulace do stlačeného vzduchu Vodíkový systém

0,72

100–5000 MW

0,64

5–300 MW

0,32

0–50 MW

plynného vodíku (tlakových nádob), jíž lze velmi jednoduše navyšovat připojením dalších nádob.

7 Závěr Přínosem v článku popsaného hybridního akumulačního systému, jež by mohl pracovat ve spojení s reálnou FV elektrárnou, je eliminace špiček a propadů elektrického výkonu dodávaného touto elektrárnou do distribuční sítě. Systém je totiž navržen tak, aby výstupní výkon byl konstantní, v tomto případě na úrovni 15 kW, nepočítáme-li brzké ranní a pozdní večerní hodiny provozu tohoto systému. Hlavním akumulačním prvkem v tomto systému je zařízení vodíkové technologie, která v poslední době zažívá prudký rozvoj, vedoucí ke zvyšování její účinnosti a snižování finanční náročnosti. Li-ion baterie jsou zde pouze podpůrným akumulačním prvkem, zajišťujícím pokrytí krátkodobých poklesů výkonu FV elektrárny. Jelikož provoz FV elektráren je zpravidla spojen s negativními zpětnými vlivy na elektrickou distribuční síť, tak se toto zrovnoměrnění výkonu dodávaného do sítě projevuje pozitivně právě z hlediska kvalitativních parametrů elektrické energie. Jedná se zejména o potlačení rychlých změn napětí, kolísání napětí a flicker. Avšak vzhledem ke stále nízké celkové účinnosti vodíkového akumulačního cyklu a absenci finanční podpory při jeho využití v kombinaci s nestabilními obnovitelnými zdroji energie, např. ve formě vyšší výkupní ceny zohledňující jeho ekologičnost, je tato jeho praktická aplikace v současné době a v podmínkách ČR ekonomicky neefektivní.

Poděkování Tento článek vznikl za podpory projektu LO1404: Trvale udržitelný rozvoj Centra ENET (Energetické jednotky pro využití netradičních zdrojů energie) a grantu SGS VŠB-TU Ostrava: SP2016/95.

Literatura

Obrázek 6: Srovnání systémů z hlediska účinnosti a životnosti. V současných podmínkách ČR se jako nejvhodnější typ akumulačního systému pro účely spolupráce s fotovoltaickými elektrárnami ukazují elektrochemické baterie. Přečerpávací vodní elektrárny či akumulace do stlačeného vzduchu jsou velmi robustní systémy, využitelné spíše na úrovni přenosových sítí. Velmi perspektivní vodíkový akumulační systém prozatím za ostatními systémy zaostává zejména z hlediska účinnosti. Jeho nespornou výhodou oproti v současnosti realizovaným systémům akumulace elektřiny dodávané z fotovoltaiky na bázi klasických či moderních baterií je to, že jeho akumulační kapacita je dána pouze velikostí zásobníku

[1] Minarik, D., Moldrik, P., Vaculik, J.: Various Ways of Hydrogen Storage Suitable for Combination with Renewable Sources, in Proceedings of Elektroenergetika, Slovakia: TU Košice, vol. 7., p. 211–214, 2013. [2] Liu, Z., Qiu, Z., Luo, Y., Mao, Z., Wang, Ch.: Operation of first solar-hydrogen system in China, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 35, Issue 7, p. 2762– 2766, 2009. [3] Tzamalis, G., Zoulias, E.I., Stamatakis, E., Parissis, O.S., Stubos, A., Lois, E.: Techno-economic analysis of RES & hydrogen technologies integration in remote island power system, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 38, Issue 26, p. 11646–11654, 2013. [4] Carapellucci, R., Giordano, L.: Modeling and optimization of an energy generation island based on renewable technologies and hydrogen storage systems, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 37, Issue 3, p. 2081–2093, 2012. [5] Ney, M., Hradilek, Z., Minarik, D., Moldrik, P.: Technological Centre for Research of Renewable Resources and Accumulation of Electric Power, in Proceedings of EEEIC, Wroclaw:EEEIC International, vol. 14., p. 65–68, 2014. [6] Minarik, D., Moldrik, P.: Control and measurement systems for experimental stand alone energetic system

173


with accumulation of electrical energy based on hydrogen technologies, in Proceedings of PDES, Ostrava, vol. 7., p. 371–377, 2013. [7] Vaculik, J., Moldrik, P., Hradilek, Z., Minarik, D.: Storing solar energy in hydrogen, in Proceedings of Elektroenergetika, Košice: TU Košice, vol. 7., p. 172– 175, 2013. [8] Gammon, R., Roy, R. A., Barton, J., Little, M.: Hydrogen and renewables integration (HARI), [online]. 2015. [cit. 2015-03-15]. Available from: http://www.lboro.ac.uk/departments/el/ research/HARI.htm. [9] Cetin, E., Hekim, M., Yilanci, A., Ozturk, H. K., Colak, M., Kasikci, I.: PLC-Based Measurement of Electrical Data in Photo-voltaic Energy Systems, Applied Electronics, p. 79–82, 2009. [10] AREVA energy storage system for city of La CroixValmer, Fuel Cells Bulletin, vol. 2012, Issue 8, p. 9–10, 2012. [11] Arnone, D., Bertoncini, M., Rossi, A., Moneta, D., Proietto, R., Tondi, G.: The INGRID project: Optimized storage for cooperative services to power distributors through ICT-based energy management, CIRED workshop, Roma, 2014. [12] Electrolyzer Protononsite Hogen H4m, [online]. 2015. [cit. 2015-03-15]. Available from: http://protononsite.com/products/ h2-h4-h6. [13] Fuel Cells System Tropical TB-5000 (FCGen 1300), [online]. 2015. [cit. 2015-03-15]. Available from: http://www.tropical.gr/product/fuel-cell-power-generator /5kw-fc-power-generator.html. [14] Vaculik, J., Hradilek, Z., Moldrik, P., Minarik, D.: Calculation of Efficiency of Hydrogen Storage System at the Fuel Cells Laboratory, in Proceedings of EPE, Brno:Brno University of Technology, vol. 15., p. 381– 384, 2014. [15] Denholm, P. Kulcinski, G. L.: Life cycle energy requirements and greenhouse gas emissions from large scale energy storage systems, Energy Conversion and Management, vol. 45, p. 2153–2172, 2004. [16] Chaari, R., Briat, O., Vinassa, J.-M.: Capacitance recovery analysis and modelling of supercapacitors during cycling ageing tests, Energy Conversion and Management, vol. 82, p. 37–45, 2014. [17] Liu, H., Jiang, J.: Flywheel energy storage - An upswing technology for energy sustainability, Energy and Buildings, vol. 39, Issue 5, p. 599–604, 2007. [18] Evans, A., Strezov, V., Evans, T. J.: Assessment of utility energy storage options for increased Renewable energy penetration, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 16, Issue 6, p. 4141–4147, 2012. [19] Rabiee, A., Khorramdel, H., Aghaei, J.: A review of energy storage systems in microgrids with wind turbines, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 18, p. 316–326, 2013.

174

Hybridní akumulační systém využívající vodíkové technologie ve spojení s FV elektrárnou

Recommend Documents