Che cos'è un sistema di accumulo di energia a batteria?

Un sistema di accumulo di energia a batteria (BESS) cattura energia elettrica dalla rete, dalla produzione solare o eolica. Immagazzina tale energia sotto forma di energia chimica in celle ricaricabili, per poi rilasciarla su richiesta. Gli ingegneri e gli sviluppatori di progetti che valutano i BESS si concentrano spesso innanzitutto sulla chimica delle celle. Tuttavia, la durata di vita dipende da molti fattori, non solo dalla composizione chimica. L'intervallo di temperatura di esercizio, la variazione termica tra le celle e l'integrazione della gestione termica sono le variabili che più probabilmente determinano se un sistema funziona come previsto.

Cosa fa un sistema di accumulo di energia a batteria e come la scala di implementazione influenza i requisiti

Un sistema di accumulo di energia (BESS) immagazzina elettricità quando l'offerta supera la domanda, ovvero durante le ore non di punta o i picchi di produzione solare, e la rilascia quando la domanda aumenta o si verifica un'interruzione della rete elettrica. Durante la fase di carica, il sistema di conversione di potenza converte l'elettricità in ingresso in corrente continua (CC) e la immette nelle celle della batteria per l'immagazzinamento. Durante la scarica, la corrente continua immagazzinata ritorna al sistema di conversione di potenza (PCS), che la converte in corrente alternata (CA) per l'erogazione alla rete o al carico. Tra un ciclo e l'altro, il sistema di gestione della batteria monitora la tensione, la temperatura, lo stato di carica e lo stato di salute delle celle.

La scala di implementazione determina quali variabili ingegneristiche necessitano del controllo più rigoroso. I sistemi su scala industriale partono generalmente da potenze di diversi MW e arrivano a centinaia di MWh. Supportano la regolazione della frequenza e lo spostamento dei picchi di carico giornalieri. L'elevata frequenza di ciclo impone carichi termici continui al pacco batterie. I sistemi commerciali e industriali (C&I) coprono un intervallo che va da decine di kWh a diversi MWh. Questi gestiscono la riduzione dei picchi di carico e l'alimentazione di backup, spesso in ambienti con spazio limitato dove la dissipazione del calore è più difficile da ottenere. Le implementazioni distribuite e le microreti introducono fonti di carica variabili e requisiti di autonomia più lunghi. Le temperature ambientali esterne in questi impianti possono spingere le celle al di fuori del loro intervallo operativo ottimale senza una strategia di raffreddamento adeguatamente dimensionata.

I componenti principali di un sistema di accumulo di energia a batteria e la loro interazione

Le prestazioni di un sistema di accumulo di energia a batteria dipendono da sei sottosistemi integrati.

Il gestione termica del pacco batterie Il sistema è il componente che più spesso viene sottovalutato in fase di progettazione. Non eroga potenza né compare nei calcoli di rendimento energetico. Tuttavia, determina se ogni altro componente funziona entro i limiti di progetto per migliaia di cicli e se il sistema raggiunge la sua durata di vita garantita.

Perché i sistemi di accumulo a batteria spesso si degradano prima della fine del loro ciclo di vita nominale?

L'equivoco più comune nell'approvvigionamento di sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) è che la durata nominale del ciclo di vita dipenda principalmente dalla composizione chimica delle batterie. Fuga termica Lo stress termico e quello ambientale sono tra i fattori di degrado più forti e sottovalutati nei progetti BESS. Il loro impatto è massimo quando non viene controllata l'uniformità della temperatura a livello di pacco batterie. Interagiscono inoltre con la profondità di scarica, il tasso di carica (C-rate), l'intervallo di stato di carica (SOC) e l'esposizione ambientale.

Le celle della batteria invecchiano a causa dell'invecchiamento naturale a riposo e dell'invecchiamento ciclico durante la carica e la scarica. Entrambi i processi si accelerano quando le celle operano al di fuori del loro intervallo di temperatura ottimale. Quando le temperature delle celle variano all'interno di un pacco batteria (una condizione nota come elevata differenza di temperatura tra le celle), le celle nelle zone più calde si caricano e si scaricano a velocità diverse rispetto alle celle vicine più fredde. Il BMS compensa bilanciando le celle, ma questo introduce ulteriori cicli di carica in celle già sotto stress. Nel tempo, le celle più deboli determinano il limite massimo di capacità dell'intero sistema.

Quando i team di progetto selezionano una chimica basandosi esclusivamente sul numero di cicli di carica/scarica nominale, il degrado della capacità nel mondo reale supera regolarmente le previsioni della scheda tecnica. Questo schema si manifesta nei primi anni di funzionamento. La causa del guasto non è la cella in sé, bensì l'assunto che le celle funzioneranno nelle condizioni descritte nella scheda tecnica del produttore. La programmazione del BMS e le strategie di bilanciamento a livello di pacco batteria dipendono dall'architettura del sistema e devono essere validate con l'integratore di sistema.

Confronto tra le chimiche delle batterie: LFP, NMC e i limiti termici associati a ciascuna

I sistemi di accumulo di energia a batteria si basano principalmente su due tipi di celle per applicazioni stazionarie: litio ferro fosfato (LFP) e litio nichel manganese cobalto ossido (NMC). Ciascuna presenta vincoli termici specifici che devono essere presi in considerazione sia nella scelta della cella che nella progettazione del sistema di gestione termica.

Intervalli di riferimento tipici per l'ingegneria: verificare con la scheda tecnica della cella e i dati di prova UL 9540A.

I valori riportati sono intervalli di riferimento ingegneristici rappresentativi, non limiti di certificazione universali. I limiti operativi effettivi, il comportamento in caso di instabilità termica e la durata del ciclo dipendono dal fornitore delle celle, dal formato delle celle, dalla finestra SOC, dal tasso C, dalla progettazione dell'involucro e dal metodo di prova. Verificare i dati con la specifica scheda tecnica della cella e con i dati di prova UL 9540A.

La maggiore soglia di instabilità termica e la maggiore durata del ciclo di vita rendono LFP la soluzione chimica preferita per la maggior parte dei progetti stazionari su scala industriale e commerciale. Laddove sicurezza, longevità e costo totale di proprietà su un ciclo di vita del progetto di 10-15 anni siano i fattori determinanti, LFP rappresenta il punto di partenza standard. NMC è più adatto per installazioni in cui l'ingombro è il vincolo principale, come ad esempio i sistemi di backup per data center e alcune applicazioni marittime. Nessuna delle due soluzioni chimiche elimina la necessità di una gestione termica attiva. La maggiore tolleranza termica di LFP non significa che le sue prestazioni siano uniformi in tutto il suo intervallo operativo. Le prestazioni di entrambe le soluzioni chimiche calano drasticamente al di sotto dei 10 °C.

Dove vengono impiegati i sistemi di accumulo di energia a batteria e quali sono i requisiti di ciascuna applicazione.

I sistemi di accumulo di energia a batteria svolgono funzioni distinte in tre principali contesti di implementazione, ciascuno caratterizzato da profili di capacità, requisiti di durata della scarica e caratteristiche di carico termico differenti.

• Stoccaggio su scala industriale nella rete elettrica I sistemi in genere partono da potenze di diversi MW e possono arrivare a centinaia di MWh. Supportano la regolazione della frequenza e lo spostamento dei picchi di carico in condizioni di elevata frequenza di ciclo. L'installazione all'aperto presso le centrali elettriche implica che le condizioni ambientali varino notevolmente in base alla geografia e alla stagione. L'architettura di gestione termica deve essere dimensionata per l'intero intervallo di temperature del sito, non solo per le condizioni medie.
• Rasatura di picco e backup C&I I sistemi coprono installazioni da decine di kWh a diversi MWh. Si scaricano per due o quattro ore durante i periodi di picco tariffario e mantengono una riserva per eventuali interruzioni di corrente. Si consiglia di valutare l'architettura di raffreddamento in base alle temperature estreme documentate del sito (minima invernale e massima estiva) già nella fase di specifica iniziale. Un sistema containerizzato su tetto in un clima caldo si trova ad affrontare condizioni fondamentalmente diverse rispetto a un'installazione in cantina in una regione temperata.
• Microreti distribuite e impianti off-grid Tra questi rientrano infrastrutture remote, reti insulari e fonti rinnovabili "dietro il contatore", che richiedono un'autonomia prolungata. Modelli di carica variabili e temperature ambientali estreme spingono le celle al di fuori della loro finestra operativa ottimale in assenza di una strategia di raffreddamento attiva e di dimensioni adeguate.

In che modo l'architettura di gestione termica determina le prestazioni a lungo termine dei sistemi di accumulo di energia (BESS)

La gestione termica in un sistema di accumulo di energia a batteria comprende l'estrazione del calore a livello di cella, la progettazione del circuito di raffreddamento e l'integrazione del BMS per la regolazione della temperatura a circuito chiuso. La scelta tra opzioni di gestione termica attiva e passiva dovrebbe riflettere la densità di potenza, l'intervallo di temperatura ambiente e la frequenza del ciclo.

Per una ripartizione più dettagliata di ciascun approccio, consultare la nostra guida alla tipologie di sistemi di raffreddamento delle batterie Utilizzato in applicazioni di archiviazione stazionaria.

Il raffreddamento ad aria funziona per sistemi a bassa densità di potenza in ambienti interni controllati con temperature stabili. I suoi limiti emergono quando la frequenza dei cicli crea carichi termici continui che il flusso d'aria convettivo non riesce a dissipare abbastanza velocemente. La temperatura delle celle, quindi, aumenta tra un ciclo e l'altro anziché tornare al valore di base.

Il raffreddamento a piastra fredda a liquido estrae il calore direttamente dalla superficie del modulo batteria. Un circuito di raffreddamento si integra con materiali di interfaccia termica posizionati tra la cella e la piastra. Questo approccio consente di ottenere un ΔT inter-cella più stretto. Le celle rimangono entro il loro intervallo ottimale durante cicli di carica/scarica ad alta velocità prolungati. Ricerca su come il raffreddamento a liquido prolunga la durata di vita dei sistemi di accumulo di energia (ESS). I risultati indicano costantemente che l'uniformità del ΔT, e non solo il controllo assoluto della temperatura, è il fattore dominante nella riduzione del decadimento della capacità.

Il raffreddamento non sostituisce i sistemi di rilevamento incendi, il monitoraggio dei gas, l'isolamento elettrico, la progettazione degli involucri o le prove di propagazione del fuoco previste dalla norma UL 9540A. La sicurezza a livello di sistema dipende da componenti certificati, sistemi di rilevamento e spegnimento e dalla conformità ai codici di installazione; il raffreddamento affronta lo stress termico e l'uniformità della temperatura all'interno di questo quadro più ampio.

Nostro Soluzioni di raffreddamento ESS Integriamo piastre di raffreddamento a liquido, materiali per l'interfaccia termica e ingegneria dei circuiti di raffreddamento. Convalidiamo le prestazioni di raffreddamento in base al formato della cella, alla composizione chimica e all'ambiente di implementazione specifici di ciascun progetto prima di finalizzarlo.

Standard di sicurezza BESS che ogni team di progetto dovrebbe verificare

I sistemi di accumulo di energia a batteria sono soggetti a una serie di standard complessi che riguardano la certificazione dei componenti, la sicurezza a livello di sistema, l'approvazione dell'installazione e la conformità alla protezione antincendio. Verificare la conformità agli standard applicabili prima di finalizzare l'architettura del sistema.

UL 9540 è lo standard di sicurezza a livello di sistema per i sistemi di accumulo di energia. Copre le procedure di carica e scarica, i requisiti di protezione antincendio e l'integrazione del sistema. UL 9540A test per il rischio di propagazione incontrollata del calore. Le autorità competenti (AHJ) vi fanno riferimento quando valutano se un impianto può essere installato in una determinata configurazione.

NFPA 855 Stabilisce i requisiti minimi per gli impianti di accumulo di energia stazionari. Questi includono distanze di sicurezza, ventilazione, rilevamento e soppressione. IEC 62933 Copre l'intera gamma degli standard relativi ai sistemi di accumulo di energia elettrica. La norma IEC 62933-1 è il riferimento per le definizioni, la pianificazione, l'installazione e la terminologia di sicurezza dei sistemi di accumulo di energia elettrica.

Per la guida ingegneristica su prevenire l'instabilità termica nei sistemi di accumulo di energia (BESS) A livello di sistema, compreso il modo in cui l'architettura di raffreddamento interagisce con i requisiti del test di propagazione UL 9540A, consultare la nostra panoramica tecnica dedicata.

La progettazione della gestione termica dovrebbe essere valutata non solo in termini di prestazioni, ma anche per il suo contributo alla mitigazione dell'instabilità termica e alla riduzione del rischio di propagazione degli incendi. Le decisioni relative all'architettura di raffreddamento prese nelle fasi iniziali, prima della definizione del layout del quadro elettrico e della spaziatura di installazione, offrono la massima flessibilità progettuale e i costi di modifica più bassi.

Conclusione

Le prestazioni di un sistema di accumulo di energia a batteria dipendono da tre variabili interdipendenti. La composizione chimica deve essere compatibile con il profilo di ciclo e l'ambiente termico dell'applicazione. Il BMS (Battery Management System) deve monitorare e proteggere le singole celle con precisione. Infine, l'architettura di gestione termica deve mantenere l'uniformità della temperatura del pacco in condizioni operative reali, non solo in base alle specifiche tecniche.

Nei progetti BESS che abbiamo supportato, i sistemi con raffreddamento a liquido attivo specificato fin dalla fase di progettazione mostrano un degrado di capacità più prevedibile. I guasti prematuri sono meno frequenti rispetto ai sistemi in cui la gestione termica è stata sottodimensionata o aggiunta dopo l'installazione. L'eccezione si applica ai sistemi con cicli di carica/scarica poco frequenti in ambienti interni stabili e climatizzati: in questi casi il raffreddamento ad aria è appropriato. Per i sistemi con elevata frequenza di cicli di carica/scarica, elevata esposizione ambientale o installazione in spazi ristretti, la gestione termica non è un dettaglio da trascurare.

Per un'analisi più approfondita dei principi ingegneristici alla base Progettazione di un sistema di raffreddamento a liquido per la gestione termica dei sistemi di accumulo di energia (ESS)., La nostra guida tecnica illustra la selezione del refrigerante, le configurazioni delle piastre di raffreddamento e il dimensionamento della portata in base al tipo di applicazione.

Per valutare le opzioni di gestione termica per il tuo progetto BESS, condividi i parametri del tuo sistema: chimica, configurazione del pacco, profilo del ciclo e condizioni ambientali del sito. Possiamo quindi valutare come il nostro Soluzioni di raffreddamento ESS soddisfare i requisiti specifici. Quanto prima la progettazione termica entra nel processo, tanto maggiori saranno le opzioni disponibili.

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