Modelling and experimental analysis of a 2.5kW vanadium redox flow battery coupled with a photovoltaic plant

The widespread of photovoltaic plants have led to a considerable growth in distributed generation. However, the power grid is not ready to embrace this sudden change, since the production of solar energy is intermittent, aleatory and not programmable. A possible solution of this issue could be to equip photovoltaic plant with electrochemical energy storage systems. Therefore, this work has the aim to develop a forecasting model for the electric power produced by a photovoltaic plant and the management and storage of this in a vanadium redox flow battery (VRFB). This type of battery has some advantages compared with the traditional storage systems: decoupling of energy from power and longer lifetime respect to Li-ion. This model could also be used in a smart grid for predicting power flows. The model of the photovoltaic plant is developed using a five-parameters single diode electric model, connected to a boost-converter for the maximum power point tracking. Instead, an electric model with a single RC branch is used to characterize the VRFB. The choice of these models has become necessary to contain the computational times. Calibration and validation have been done on experimental tests performed in ENI – Renewable Energy and Environmental R&D Center. The work has obtained a low computational effort model that predicts with good accuracy the solar power produced, the charge/discharge cycles of the battery and the SOC level. Finally, a feasibility study was carried out by analysing a detached house, assuming that a complete system of 12 photovoltaic modules and a 17kWh VRFB will be installed. Future works could develop a more accurate VRFB model and try to include the code in a smart grid model.

La crescente diffusione degli impianti fotovoltaici ha portato a una crescita considerevole della generazione distribuita. Tuttavia, la rete elettrica non era e non è tuttora pronta ad accogliere questo cambiamento repentino, in virtù del fatto che la produzione di energia solare è intermittente, aleatoria e non programmabile. Una possibile soluzione a questo problema potrebbe essere dotare gli impianti fotovoltaici di sistemi di accumulo elettrochimico. Questo lavoro ha perciò l’obiettivo di sviluppare un modello di previsione della potenza elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico e della gestione e dell’accumulo della stessa in una batteria redox a flusso di vanadio (VRFB). Questo tipo di batteria ha dei vantaggi rispetto ai sistemi di accumulo tradizionali tra cui: disaccoppiamento dell’energia dalla potenza e vita utile superiore rispetto alle batterie Li-ion. Questo modello potrebbe inoltre essere usato in una smart-grid per la previsione dei flussi di potenza. Il modello dell’impianto fotovoltaico è stato sviluppato usando un modello elettrico a diodo singolo a cinque parametri, connesso ad un boost-converter per il tracciamento del punto di massima potenza. Per caratterizzare la VRFB è stato usato un modello elettrico con un singolo ramo RC. La scelta di questi modelli si è resa necessaria per contenere i tempi di calcolo. La calibrazione e la validazione sono state eseguite su prove sperimentali condotte nel Centro Ricerca e Sviluppo per le Energie Rinnovabili e l’Ambiente di ENI S.p.a. Il lavoro svolto ha portato a ottenere un modello a basso onere computazionale che riesce a prevedere con buona precisione la potenza solare prodotta, i cicli di carica/scarica della batteria e il livello di carica di quest’ultima. Infine, è stato eseguito uno studio di fattibilità prendendo in analisi una villa residenziale ipotizzando che venga installato l’impianto completo composto da: 12 pannelli fotovoltaici e una batteria redox a flusso di vanadio da 17kWh. Futuri lavori potrebbero sviluppare un modello della VRFB più preciso e provare a includere il codice di calcolo in un modello di smart-grid.