Advanced modelling and technico-economic optimization of operation strategies of electrochemical storage systems accounting for cycling constraints
Modélisation avancée des systèmes de stockage électrochimique de l'énergie en vue de la maitrise du vieillissement/remplacement et de l'optimisation technico-économique des stratégies de sollicitation
Résumé
The amount of variable renewable energy sources (vRES) integrated to the electrical grid has continued to increase to reduce greenhouse gas emissions. Because of their intermittent nature, new obstacles arise when ensuring the stability of the grid. High-capacity li-ion battery energy storage systems (LiBESS) have seen a surge in adoption to alleviate the vRES weather-dependance, but the technology is still expensive and concerns about the best usage method and durability remain a current subject of research. To effectively integrate LiBESS in power production applications, it is necessary to know its behavior in the short and long term given the financial commitment they imply for power plant investors. This is commonly done through battery models revolving mainly around the State-of-Charge (SoC), the State-of-Health (SoH) or the thermal behavior. In this thesis, the question of how to generate a LiBESS model that simultaneously incorporates SoC, SoH and thermal estimation, while also being proficient and adapted for vRES power applications is addressed. To tackle this question, the followed process focused at first on the on-line development of SoC, SoH and temperature models for high-capacity LiBESS used in industrial hybrid photovoltaic (PV) power plants operating under a capacity firming framework. The resulting LiBESS model for each parameter was then used in a unified model than simultaneously estimates the three values, of which investigations and error analysis were done to validate the accuracy. At last, the resulting unified model was used in optimal scheduling for hybrid systems. The financial impact the temperature and degradation have on both, optimal operation and scheduling, were evaluated for the industrial use case of PV capacity firming. The applicability of this model was also extended and evaluated for a micro-grid scenario with multiple LiBESS, this to observe the cost evolution due to the battery model.
Depuis plusieurs années, la présence des sources d'énergie renouvelable (EnR) variables dans le réseau électrique n'a fait qu'augmenter afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre. En raison de leur nature intermittente, de nouveaux défis pour assurer la stabilité du réseau électrique sont apparus. Les systèmes de stockage d'énergie par batterie de type Li-ion (LiBESS) ont été fortement adoptés pour atténuer la dépendance des EnR aux conditions météorologiques, mais ces technologies sont toujours coûteuses et l'incertitude concernant l'optimisation de leur utilisation ainsi que leur durabilité restent un sujet de recherche. Pour intégrer efficacement les LiBESS dans des systèmes de production d'électricité, et compte tenu de l'engagement financier qu'ils impliquent pour les développeurs et exploitants, il est nécessaire de connaître leur comportement à court et à long termes. Cette maitrise de leur comportement est faite à travers des modèles qui estiment l'état de charge (SoC), l'état de santé (SoH) ou l'état thermique des batteries.Dans cette thèse, la génération d'un modèle LiBESS adapté aux applications de production d'électricité EnR et intégrant simultanément SoC, SoH et état thermique est étudié. Le processus d'étude suivi s'est d'abord concentré sur le développement de modèles indépendants du SoC, SoH ou de la température pour LiBESS de haute capacité, dans le contexte spécifique de LiBESS pour centrales photovoltaïques (PV) hybrides fonctionnant dans un cadre de sécurisation de de la capacité (Capacity Firming). Les modèles résultants de chaque paramètre indépendant ont ensuite été unifiés dans un modèle unique qui estime simultanément ces trois valeurs et auxquelles sont appliqué des tests et mesures d'erreur pour en valider précision et fiabilité. Enfin, ce modèle unifié a été utilisé pour l'optimisation de l'injection des systèmes de production hybrides. L'impact financier de la température et de la dégradation du LiBESS, dans le cas d'un usage optimal, a été évalué pour le scenario industriel de la sécurisation de la capacité PV. L'applicabilité de ce modèle a également été étendue et évaluée pour un scénario de micro-réseau avec plusieurs LiBESS, cela afin d'observer l'évolution des coûts en fonction des modèles de batterie.
| Origine | Version validée par le jury (STAR) |
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