Progetto selezionato come “member initiative” dal World Economic Forum (WEF) in occasione del meeting annuale svoltosi nel mese di gennaio 2019 a Davos (Svizzera).

Caratteristiche del progetto

Alla fine del suo ciclo di vita in un’automobile elettrica (EV), il pacco batterie rimosso può essere riutilizzato in altre applicazioni?

Un pacco batterie, non più idoneo alla trazione di un EV, presenta ancora un 70-80% di capacità residua. Questa energia è sufficiente per un suo riutilizzo in applicazioni stazionarie.

Il progetto, sviluppato in collaborazione con il Gruppo Loccioni, ha riguardato la realizzazione di un Energy Storage System (EES) a doppia tecnologia, in parte costituito da batterie automotive di nuova fornitura e in parte dal riuso di batterie dismesse di veicoli elettrici Nissan.

L’ESS sarà installato nella centrale di Melilla [figura 1], una città spagnola di quasi 90 mila abitanti situata sulla costa nord-africana e rifornita da una rete elettrica locale alimentata da una centrale termica isolata rispetto alla rete di distribuzione nazionale. La centrale convenzionale è infatti alimentata da generatori diesel della potenza di 60 MW di proprietà della società Endesa Generación.

Come accade nei sistemi isolani, anche a Melilla, la sicurezza e l’affidabilità della rete può essere rafforzata da sistemi di accumulo dell’energia atti a garantire un servizio di continuità in caso di emergenza della fornitura elettrica alla popolazione locale.

L’importanza di questo progetto sperimentale è dovuta in primis al recupero e riutilizzo delle batterie a fine vita.
Alla luce di un aumento del volume di vetture elettriche in circolazione e di batterie riutilizzabili disponibili, lo storage di Melilla rappresenta un modello di fattibilità tecnologica che potrà essere riproposto in altri contesti.

Il sito di installazione è individuato come segue:

• località: Melilla (Spagna)
• coordinate geografiche: 35°17’25” N – 2°56’17” E
• altitudine: 3 m s.l.m.

Energy Storage System

La soluzione ideata per la configurazione del sistema prevede di utilizzare congiuntamente batterie second life e batterie di nuova fornitura impiegate su veicoli elettrici.

Il layout elettrico è stato concepito in modo da avere una separazione cruciale tra le due tecnologie e assicurarne il funzionamento allo stesso C-rate, parametro che mette in relazione la velocità di scarica con la sua capacità massima ed è calcolato come rapporto tra potenza e energia. Se un gruppo fosse usato con un C-rate più elevato rispetto all’altro subirebbe un degrado delle prestazioni più marcato.

Second life New brand
Tipology Nissan Leaf 1a gen. Nissan Leaf 4a gen
Nominal Energy (kWh) 1.152 (@ 0,2C) 1200
Power (kVA) 1650 2350
Effective Energy (kWh) 760 1080
C-rate 2,2 2,2

La sezione “second life” è stata realizzata con 48 batterie di capacità 24 kWh organizzate su 8 rack e collegate a 16 inverter (PCS). La sezione “new brand” è stata realizzata con 30 batterie di capacità 40 kWh organizzate su 5 rack e collegate a 20 PCS. Le due sezioni permetteranno di ottenere, sul lato DC, un ESS con le seguenti dimensioni nominali: 4MW / 2,4 MWh.

Le batterie sono state posizionate all’interno di rack [figura 2] opportunamente studiati allo scopo di garantire la giusta ventilazione e il corretto smaltimento del calore interno generato durante il funzionamento degli accumulatori.

Per la sezione second-life ogni PCS è responsabile del condizionamento di potenza associato a tre rack batteria, mentre nella sezione new brand tre rack batteria fanno riferimento a due distinti PCS [figura 3].

Il sistema di controllo, interfacciato ai PCS e al BMS, governa la carica e la scarica delle batterie e lo scambio di energia con la rete.

In conformità alla normativa PO 12.2 (SEIE), il sistema può operare in due modalità di funzionamento distinte:

• modalità grid-connected;
• modalità in isola

Nella modalità grid connected il sistema opera sia in condizioni ordinarie (permanent state) sia in condizioni disturbate (disturbed state) attuando un controllo automatico del set-point in potenza sulla base dei valori di tensione e frequenza riscontrati in rete.

Nel funzionamento in isola il sistema è in grado di sostenere la totalità dei servizi ausiliari di centrale e garantire la funzionalità black start con progressiva riattivazione del carico.

Il passaggio da una modalità di funzionamento all’altra avviene in modalità controllata e in assenza di discontinuità. Consente di ottenere la potenza richiesta al sistema e massimizzare l’efficienza.

Il sistema di controllo a servizio del PCS svolge le seguenti funzioni:

• regolazione di potenza attiva e reattiva
• partecipazione al controllo della tensione di rete mediante assorbimento o erogazione di potenza reattiva e della frequenza di rete mediante riduzione o aumento della potenza attiva scambiata
• Modalità off-grid
• Funzionamento nei quattro quadranti del diagramma P/Q
• Insensibilità ai buchi di tensione (LVRT)

Il controllo del punto di lavoro è una caratteristica essenziale per garantire una risposta rapida del sistema alle fluttuazioni di tensione e frequenza.

Il sistema può funzionare nei 4 quadranti, scambiando dinamicamente potenza attiva e reattiva. Inoltre i punti di lavoro impostati provengono da un sistema di controllo esterno. Il sistema di accumulo può essere configurato per eseguire la regolazione automatica della tensione, della frequenza e della capacità LVRT.

Funzioni di Controllo

L’ESS dovrebbe essere in grado di reagire sia a eventi standard che gravi. Durante gli eventi standard l’ESS dovrebbe essere in grado di iniettare 2/3 MW per alcuni minuti mentre, durante gli eventi gravi, l’ESS deve essere scaricato alla sua potenza massima (circa 4MW).

La frequenza degli eventi standard in Melilla è di 1/2 volte al mese, mentre gli eventi gravi possono verificarsi 2/4 volte all’anno. Il numero di batterie EV “second life” e nuove che saranno fornite da Enel è stato dimensionato al fine di garantire la capacità di scaricare la potenza massima (4MW) a livello DC per almeno 15 minuti per tutta la durata del progetto (10 anni).

Conclusioni

Negli ultimi anni il sistema elettrico è stato caratterizzato da una riduzione significativa della capacità regolante causata dal mutamento del mix di generazione dovuto alla diffusione di impianti ad energie rinnovabili di tipo non programmabili.

Tuttavia, per raggiungere l’auspicato traguardo della decarbonizzazione, la produzione di energia da fonte rinnovabile dovrà drasticamente aumentare nei prossimi decenni rispetto ai valori attuali.

Lo sviluppo di nuove tecnologie, la progressiva riduzione dei costi di produzione, rendono oggi i sistemi di accumulo particolarmente interessanti non solo nel campo della mobilità elettrica ma anche per applicazioni stazionarie front of meter e behind the meter.

Gli impianti FER di tipo ibrido (fonte rinnovabile + accumulo) rappresentano una prospettiva interessante ma ad oggi ancora …..importante soluzione perché possono contribuire agli effetti regolatori in rete.

Ma per un cambio radicale di paradigma è fondamentale rimuovere le barriere e le incertezze che paralizzano gli investimenti. L’innovazione tecnologica deve essere accompagnata dallo sviluppo di un sistema regolatorio semplice che favorisca investimenti pubblici e privati volti a garantire la flessibilità della rete elettrica.

egole aperte e trasparenti che facilitino lo sviluppo di nuovi mercati volti Occorre spingere l’acceleratore in ricerca, sviluppo e innovazione per migliorare soluzioni tecnologie appetibili sul mercato e sviluppare nuove tecnologie che consentano di abbattere ulteriormente i costi, aumentare la capacità di stoccaggio e garantire la sostenibilità ambientale ed economica degli investimenti.

Solo così i sistemi di accumulo a tutti i livelli, in uno scenario sempre più caratterizzato da rinnovabili e mobilità elettrica (V2g), contribuiranno in maniera significativa all’aumento dell’efficienza di regolazione del sistema, all’aumento dell’energia rinnovabile prodotta riversata in rete e alla massimizzazione dell’autoconsumo.