Publicação

Battery degradation modelling for off-grid energy system sizing : methodology and case study in the African context

Detalhes bibliográficos
Resumo:	O acesso a eletricidade permite o desenvolvimento da sociedade, o crescimento económico e, em geral, o melhoramento das condições de vida. Nos últimos anos, foi verificado um aumento da eletrificação a nível global. No entanto, em 2021, ainda cerca de 8.5% da população mundial não tinha acesso a uma fonte elétrica. A maioria sendo residentes na região da África Subsariana, que também apresenta discrepâncias no acesso entre zonas urbanas e rurais. Muitas comunidades rurais de países em desenvolvimento não têm conexão a fontes elétricas, uma vez que a ligação à rede elétrica nacional tem elevados custos devido à extensão para locais mais remotos. Sistemas elétricos, como mini-redes, são considerados uma solução adequada para enfrentar a desigualdade no acesso a eletricidade nas áreas rurais. Estes sistemas permitem a eletrificação destas comunidades mais dispersas e suportam a procura energética local, que pode ser dividida em três grandes grupos: energia para atividades quotidianas, para serviços comunitários e para atividades relacionadas com fontes de rendimento. As mini-redes são suportadas por geração de energia proveniente de recursos renováveis, como o sol e o vento. Quando o sistema opera isoladamente da rede elétrica principal, pode exigir o suporte auxiliar de geradores a diesel ou sistemas de armazenamento, para manter um serviço estável e confiável. Atualmente, o sistema de armazenamento mais comum é a bateria. Existem diversos tipos de baterias que diferem em elementos químicos, vida útil, custos de investimento, densidade de energia e de potência e eficiência de carregamento. Atualmente, o mercado de sistemas energéticos é dominado pelas tecnologias de armazenamento de Chumbo-Ácido e de ião de Lítio. As baterias de Chumbo-Ácido são o tipo mais maduro no mercado. Esta tecnologia apresenta o menor custo de investimento, mas baixa densidade energética. Têm uma vida útil reduzida quando comparada com o ciclo de vida de outras tecnologias. As baterias de ião de Lítio dominam o atual mercado de armazenamento de energia, devido à sua alta densidade energética, a serem mais compactas e apresentarem mais vida útil. Os tipos de baterias de Lítio atualmente mais relevantes para sistemas energéticos são: Lítio Fosfato de Ferro (LiFePO4) e Lítio Óxido Níquel Manganês Cobalto (LiNiMnCoO2). É essencial uma escolha adequada da tecnologia de acordo com as características do projeto. O desempenho de uma bateria não é constante durante a sua vida útil. A capacidade e potência têm tendência a diminuir durante o armazenamento e os ciclos de carga e descarga. Durante estes dois modos de utilização da bateria, esta está exposta a fatores que levam à sua degradação. O processo de envelhecimento denomina-se calendário, quando em modo de armazenamento, e de ciclo, quando a degradação é causada pelos ciclos de carga e descarga da bateria. A perda de capacidade é compreendida como a redução da capacidade disponível da bateria e é avaliada pelo indicador, estado de saúde da bateria. O fim da vida útil é atingido quando o estado de saúde alcança um determinado limite, que geralmente é 80% da capacidade nominal. A diminuição da potência está diretamente relacionada com o aumento da resistência interna. Para as baterias de Lítio, os fatores que levam ao envelhecimento durante o processo calendário são compreendidos como o armazenamento a altastemperaturas, elevados estados de cargas da bateria e longos períodos. Durante o processo ciclo, a bateria está sujeita a maior degradação para ciclos com elevada descarga de energia, altos valores de corrente e temperaturas elevadas. Estes fatores iniciam vários processos físicos e químicos a nível das células da bateria, que influenciam diferentes modos de degradação e afetam a atual capacidade e potência. Para as baterias de Chumbo-Ácido, certas condições operacionais têm um impacto maior na vida útil. O princípio é o mesmo, em que fatores específicos como temperaturas elevadas e longos períodos em baixo estado de carga, impulsionam vários processos físicos e químicos. O desempenho da bateria é afetado devido à perda de capacidade e aumento da resistência interna. A modelação de sistemas energéticos é uma ferramenta útil para dimensionar mini-redes, devido à complexidade destes sistemas. Em primeiro lugar, uma avaliação das necessidades energéticas da comunidade é realizada, onde a possibilidade do futuro crescimento do consumo deve ser considerada. Em seguida, a produção elétrica é reconhecida como sendo gerada por fontes renováveis, como solar e eólica. Estas fontes têm uma natureza intermitente, devido à variabilidade no tempo e no espaço. Portanto, uma flutuação momentânea na produção elétrica pode ocorrer e gerar discrepâncias na operação da rede, devido ao consumo não ser abrangido. Para isso, geradores a diesel ou sistemas de armazenamento são despachados. Finalmente, outros parâmetros relacionados com o sistema, como restrições económicas, sociais e ambientais também são consideradas, desempenhando um papel fundamental no dimensionamento. A modelação de baterias é pouco estudada e é mal representada na modelação energética. É pertinente considerar a atualização da capacidade e do seu estado de saúde, para melhor representação da evolução do sistema ao longo da vida útil dos projetos. O principal objetivo desta dissertação é o desenvolvimento de uma metodologia para modelar a degradação de baterias e estimar o seu estado de saúde, com base na atualização da capacidade. A abordagem é baseada na combinação de um modelo elétrico, térmico e de degradação que contabilizam o envelhecimento por calendário e por ciclo, com uma resolução temporal de 1-hora. Em primeiro lugar, um modelo matemático é estabelecido e traduzido para a linguagem de programação Python, abrangendo todo o processo lógico. Posteriormente, o modelo proposto é calibrado, validado e analisado. Para alcançar uma metodologia simplificada e diminuir o tempo e o esforço computacional, outro modelo de degradação de baterias é proposto. Este é baseado no modelo apresentado anteriormente, com uma simplificação matemática e redução das informações iniciais necessária para o modelo. Apresenta apenas uma equação que é capaz de calcular a capacidade da bateria atualizada, contabilizando simultaneamente o envelhecimento por calendário e por ciclo. A equação utiliza coeficientes específicos para quantificar os dois tipos de envelhecimento. Estes coeficientes são derivados dos resultados do modelo anterior e variam conforme a temperatura ambiente, profundidade de descarga, estado de carga e vida útil em ciclos. O último modelo de degradação proposto é implementado numa ferramenta de otimização de sistemas energéticos, MicroGridsPy. Para testar a introdução do novo modelo, são realizados dois casos de estudos de mini-redes no contexto da África rural. A escolha da sua localização é baseada nas diferenças climáticas. Assim, são selecionadas a vila de El Maffa, na Argélia, e a vila de St. Lucia, na África do Sul. Vários cenários são testados, diferindo no perfil de consumo, fontes de geração de energia, clima local e tipo de bateria. Os resultados das simulações realizadas são analisados consoante uma sensibilidade aos diferentes parâmetros do sistema, avaliando as variações no tamanho do sistema, no custo do projeto e em indicadores específicos da bateria. Em geral, a tendência é a variação do tamanho e do uso do sistema de armazenamento para parâmetros no mesmo âmbito. Para comunidades com procura energética mais elevada, são instaladas mais unidades de geração elétrica. O sistema de armazenamento tem as mesmas unidades instaladas em relação a mini-redes de comunidades com consumo inferior, porém a degradação da bateria aumenta devido à elevada troca de energia. Assim, o mesmo número de baterias conclui mais ciclos para suportar o sistema. Localizações com elevada temperatura ambiente e disponibilidade de recursos renováveis, tendem para menos baterias instaladas, pois a degradação local é superior. O sistema de geração é maior para capturar todo o potencial das fontes renováveis. Quando as fontes renováveis variam entre solar e eólica, os sistemas energéticos possuem mais unidades de armazenamento para a segunda fonte, visto que longos períodos com baixa produtividade precisam de ser suportados pelo sistema de armazenamento. Porém, a capacidade total instalada é menos utilizada, o que leva a menor degradação quando comparado com sistemas energéticos com fontes solares. Relativamente ao tipo de bateria usado no sistema de armazenamento, as baterias de Chumbo-Ácido apresentam mais degradação devido à menor descarga da bateria, o que resulta em mais ciclos concluídos para suportar o mesmo nível de procura, e à vida útil inferior. Estes fatores influenciam o sistema a instalar mais baterias do que nos sistemas com baterias de Lítio. É realizada uma análise geral dos resultados para concluir os efeitos da introdução do modelo de degradação de baterias na modelação de sistemas energéticos. É verificado um aumento no sistema e nos custos relacionados com o projeto de 20 anos. Quando o modelo considera a degradação de baterias, as unidades instaladas de geração aumentam em 4.6% enquanto o sistema de armazenamento aumenta em 35%, para os cenários apresentados. Estes valores impactam diretamente o custo do projeto devido ao aumento relacionado com o investimento e operação e manutenção do sistema. Relativamente a parâmetros económicos específicos, o custo atual líquido e o custo nivelado de eletricidade aumentam entre 5% e 20% para os cenários executados, após a introdução do modelo de degradação.
Autores principais:	Andrade, Sofia Andreia Costa
Assunto:	Eletrificação rural Mini-rede Modelação energética Envelhecimento da bateria Estado de saúde Teses de mestrado - 2024
Ano:	2024
País:	Portugal
Tipo de documento:	dissertação de mestrado
Tipo de acesso:	acesso aberto
Instituição associada:	Universidade de Lisboa
Idioma:	inglês
Origem:	Repositório da Universidade de Lisboa

Descrição
Resumo:	O acesso a eletricidade permite o desenvolvimento da sociedade, o crescimento económico e, em geral, o melhoramento das condições de vida. Nos últimos anos, foi verificado um aumento da eletrificação a nível global. No entanto, em 2021, ainda cerca de 8.5% da população mundial não tinha acesso a uma fonte elétrica. A maioria sendo residentes na região da África Subsariana, que também apresenta discrepâncias no acesso entre zonas urbanas e rurais. Muitas comunidades rurais de países em desenvolvimento não têm conexão a fontes elétricas, uma vez que a ligação à rede elétrica nacional tem elevados custos devido à extensão para locais mais remotos. Sistemas elétricos, como mini-redes, são considerados uma solução adequada para enfrentar a desigualdade no acesso a eletricidade nas áreas rurais. Estes sistemas permitem a eletrificação destas comunidades mais dispersas e suportam a procura energética local, que pode ser dividida em três grandes grupos: energia para atividades quotidianas, para serviços comunitários e para atividades relacionadas com fontes de rendimento. As mini-redes são suportadas por geração de energia proveniente de recursos renováveis, como o sol e o vento. Quando o sistema opera isoladamente da rede elétrica principal, pode exigir o suporte auxiliar de geradores a diesel ou sistemas de armazenamento, para manter um serviço estável e confiável. Atualmente, o sistema de armazenamento mais comum é a bateria. Existem diversos tipos de baterias que diferem em elementos químicos, vida útil, custos de investimento, densidade de energia e de potência e eficiência de carregamento. Atualmente, o mercado de sistemas energéticos é dominado pelas tecnologias de armazenamento de Chumbo-Ácido e de ião de Lítio. As baterias de Chumbo-Ácido são o tipo mais maduro no mercado. Esta tecnologia apresenta o menor custo de investimento, mas baixa densidade energética. Têm uma vida útil reduzida quando comparada com o ciclo de vida de outras tecnologias. As baterias de ião de Lítio dominam o atual mercado de armazenamento de energia, devido à sua alta densidade energética, a serem mais compactas e apresentarem mais vida útil. Os tipos de baterias de Lítio atualmente mais relevantes para sistemas energéticos são: Lítio Fosfato de Ferro (LiFePO4) e Lítio Óxido Níquel Manganês Cobalto (LiNiMnCoO2). É essencial uma escolha adequada da tecnologia de acordo com as características do projeto. O desempenho de uma bateria não é constante durante a sua vida útil. A capacidade e potência têm tendência a diminuir durante o armazenamento e os ciclos de carga e descarga. Durante estes dois modos de utilização da bateria, esta está exposta a fatores que levam à sua degradação. O processo de envelhecimento denomina-se calendário, quando em modo de armazenamento, e de ciclo, quando a degradação é causada pelos ciclos de carga e descarga da bateria. A perda de capacidade é compreendida como a redução da capacidade disponível da bateria e é avaliada pelo indicador, estado de saúde da bateria. O fim da vida útil é atingido quando o estado de saúde alcança um determinado limite, que geralmente é 80% da capacidade nominal. A diminuição da potência está diretamente relacionada com o aumento da resistência interna. Para as baterias de Lítio, os fatores que levam ao envelhecimento durante o processo calendário são compreendidos como o armazenamento a altastemperaturas, elevados estados de cargas da bateria e longos períodos. Durante o processo ciclo, a bateria está sujeita a maior degradação para ciclos com elevada descarga de energia, altos valores de corrente e temperaturas elevadas. Estes fatores iniciam vários processos físicos e químicos a nível das células da bateria, que influenciam diferentes modos de degradação e afetam a atual capacidade e potência. Para as baterias de Chumbo-Ácido, certas condições operacionais têm um impacto maior na vida útil. O princípio é o mesmo, em que fatores específicos como temperaturas elevadas e longos períodos em baixo estado de carga, impulsionam vários processos físicos e químicos. O desempenho da bateria é afetado devido à perda de capacidade e aumento da resistência interna. A modelação de sistemas energéticos é uma ferramenta útil para dimensionar mini-redes, devido à complexidade destes sistemas. Em primeiro lugar, uma avaliação das necessidades energéticas da comunidade é realizada, onde a possibilidade do futuro crescimento do consumo deve ser considerada. Em seguida, a produção elétrica é reconhecida como sendo gerada por fontes renováveis, como solar e eólica. Estas fontes têm uma natureza intermitente, devido à variabilidade no tempo e no espaço. Portanto, uma flutuação momentânea na produção elétrica pode ocorrer e gerar discrepâncias na operação da rede, devido ao consumo não ser abrangido. Para isso, geradores a diesel ou sistemas de armazenamento são despachados. Finalmente, outros parâmetros relacionados com o sistema, como restrições económicas, sociais e ambientais também são consideradas, desempenhando um papel fundamental no dimensionamento. A modelação de baterias é pouco estudada e é mal representada na modelação energética. É pertinente considerar a atualização da capacidade e do seu estado de saúde, para melhor representação da evolução do sistema ao longo da vida útil dos projetos. O principal objetivo desta dissertação é o desenvolvimento de uma metodologia para modelar a degradação de baterias e estimar o seu estado de saúde, com base na atualização da capacidade. A abordagem é baseada na combinação de um modelo elétrico, térmico e de degradação que contabilizam o envelhecimento por calendário e por ciclo, com uma resolução temporal de 1-hora. Em primeiro lugar, um modelo matemático é estabelecido e traduzido para a linguagem de programação Python, abrangendo todo o processo lógico. Posteriormente, o modelo proposto é calibrado, validado e analisado. Para alcançar uma metodologia simplificada e diminuir o tempo e o esforço computacional, outro modelo de degradação de baterias é proposto. Este é baseado no modelo apresentado anteriormente, com uma simplificação matemática e redução das informações iniciais necessária para o modelo. Apresenta apenas uma equação que é capaz de calcular a capacidade da bateria atualizada, contabilizando simultaneamente o envelhecimento por calendário e por ciclo. A equação utiliza coeficientes específicos para quantificar os dois tipos de envelhecimento. Estes coeficientes são derivados dos resultados do modelo anterior e variam conforme a temperatura ambiente, profundidade de descarga, estado de carga e vida útil em ciclos. O último modelo de degradação proposto é implementado numa ferramenta de otimização de sistemas energéticos, MicroGridsPy. Para testar a introdução do novo modelo, são realizados dois casos de estudos de mini-redes no contexto da África rural. A escolha da sua localização é baseada nas diferenças climáticas. Assim, são selecionadas a vila de El Maffa, na Argélia, e a vila de St. Lucia, na África do Sul. Vários cenários são testados, diferindo no perfil de consumo, fontes de geração de energia, clima local e tipo de bateria. Os resultados das simulações realizadas são analisados consoante uma sensibilidade aos diferentes parâmetros do sistema, avaliando as variações no tamanho do sistema, no custo do projeto e em indicadores específicos da bateria. Em geral, a tendência é a variação do tamanho e do uso do sistema de armazenamento para parâmetros no mesmo âmbito. Para comunidades com procura energética mais elevada, são instaladas mais unidades de geração elétrica. O sistema de armazenamento tem as mesmas unidades instaladas em relação a mini-redes de comunidades com consumo inferior, porém a degradação da bateria aumenta devido à elevada troca de energia. Assim, o mesmo número de baterias conclui mais ciclos para suportar o sistema. Localizações com elevada temperatura ambiente e disponibilidade de recursos renováveis, tendem para menos baterias instaladas, pois a degradação local é superior. O sistema de geração é maior para capturar todo o potencial das fontes renováveis. Quando as fontes renováveis variam entre solar e eólica, os sistemas energéticos possuem mais unidades de armazenamento para a segunda fonte, visto que longos períodos com baixa produtividade precisam de ser suportados pelo sistema de armazenamento. Porém, a capacidade total instalada é menos utilizada, o que leva a menor degradação quando comparado com sistemas energéticos com fontes solares. Relativamente ao tipo de bateria usado no sistema de armazenamento, as baterias de Chumbo-Ácido apresentam mais degradação devido à menor descarga da bateria, o que resulta em mais ciclos concluídos para suportar o mesmo nível de procura, e à vida útil inferior. Estes fatores influenciam o sistema a instalar mais baterias do que nos sistemas com baterias de Lítio. É realizada uma análise geral dos resultados para concluir os efeitos da introdução do modelo de degradação de baterias na modelação de sistemas energéticos. É verificado um aumento no sistema e nos custos relacionados com o projeto de 20 anos. Quando o modelo considera a degradação de baterias, as unidades instaladas de geração aumentam em 4.6% enquanto o sistema de armazenamento aumenta em 35%, para os cenários apresentados. Estes valores impactam diretamente o custo do projeto devido ao aumento relacionado com o investimento e operação e manutenção do sistema. Relativamente a parâmetros económicos específicos, o custo atual líquido e o custo nivelado de eletricidade aumentam entre 5% e 20% para os cenários executados, após a introdução do modelo de degradação.