Case study for the application of Sodium Metal Chloride battery technology in UPS system of an Oil&Gas asset

In this research, a case study compares three types of batteries to determine if the sodium metal chloride one is more advantageous in an Uninterruptible Power Supply for a Floating Production Storage and Offloading Unit in the design phase. In the first chapter, an overview of the main power generation systems in an Oil&Gas plant is provided, with a focus on the Uninterruptible Power Supply (UPS). Chapter two is dedicated to presenting the traditional batteries used in this application, specifically lead-acid and Ni-Cd. The third chapter focuses on the description of the sodium metal chloride technology, commonly known as ZEBRA. It is also referred to as a molten salt battery due to its elevated internal temperature, around 300°C, where the negative electrode, composed of sodium metal, is in the liquid state. Other salts, such as nickel and iron chlorides, are involved in the positive electrodes. In the final chapter, the case study is carried out. Firstly, the power loads assigned to the UPS are combined to compute the load profile. Then, the batteries are sized to cover the power request: the lead-acid battery is dimensioned autonomously following the IEEE standard 685, the Ni-Cd one using a software provided by Saft and the ZEBRA battery by directly consulting a battery manufacturer, FZSoNick. After the sizing procedure, the racks and battery rooms are defined. The final design step concerns the calculation of ventilation requirements, carried out following the IEC standard 62485-2. Finally, an economic evaluation is performed to determine if the ZEBRA battery is the most suitable for the analyzed case. The results show that the SMC system has both lower CAPEX and OPEX. The first one is mainly due to modularity: it is not necessary a 100% redundancy, like lead-acid and Ni-Cd systems, but the addition of a few modules. Therefore, the battery footprint is much lower. Also, the OPEX is lower, as it is a maintenance-free technology and does not require power for room ventilation. While it cannot be asserted that the technology is the most cost-effective solution for all applications, in this specific context, it proves to be significantly more economical.

In questa ricerca, tre tipi di batterie sono confrontati in un case study per stabilire se quella ai sali fusi sia la più conveniente in un Gruppo di continuità (UPS) di una unità galleggiante di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO) in fase di progettazione. Nel primo capitolo viene fornita una panoramica sui principali sistemi di generazione di energia in una struttura Oil&Gas, con particolare attenzione al sistema UPS. Il secondo capitolo è dedicato alla presentazione delle batterie tradizionali utilizzate in questa applicazione, nello specifico le batterie al piombo-acido e Ni-Cd. Il terzo capitolo si concentra sulla descrizione della tecnologia al cloruro di sodio e metalli, comunemente nota come ZEBRA. È anche chiamata batteria ai sale fusi a causa della sua elevata temperatura interna, intorno ai 300°C, a cui l’elettrodo negativo, composto da sodio metallico, si trova allo stato liquido. Altri sali, come i cloruri di nichel e ferro, sono presenti nell’elettrodo positivo. Nel quarto capitolo, viene riportato il case study condotto. Inizialmente, i carichi di potenza assegnati all’UPS vengono combinati per calcolare il profilo di carico. Successivamente, le batterie vengono dimensionate per coprire tale richiesta di potenza: la batte- ria al piombo-acido viene dimensionata autonomamente seguendo lo standard IEEE 685, quella Ni-Cd utilizzando un software fornito da Saft e la batteria ZEBRA consultando di- rettamente un produttore di batterie, FZSoNick. Dopo la procedura di dimensionamento, vengono definiti i supporti e i disegni delle stanze delle batterie. L’ultimo step progettuale riguarda il calcolo dei requisiti di ventilazione, eseguito seguendo lo standard IEC 62485-2. Infine, viene effettuata una valutazione economica per stabilire se la batteria ZEBRA sia la più adatta per il caso analizzato. I risultati mostrano che il sistema SMC ha sia costi di investimento (CAPEX) che costi operativi (OPEX) inferiori. Il primo è principalmente dovuto alla modularità: non è necessaria una ridondanza del 100%, come per i sistemi al piombo-acido e Ni-Cd, ma solo l’aggiunta di alcuni moduli. Pertanto, la superficie occupata delle batterie è molto più ridotta. Anche l’OPEX è inferiore, poiché si tratta di una tecnologia priva di manutenzione e non richiede energia per la ventilazione delle stanze. Sebbene non si possa affermare che la tecnologia sia la soluzione più economica per qualsiasi applicazione, risulta essere tale in questo contesto specifico.