Techno-economic modeling of stationary energy storage systems with focus on temperature's influence on aging

Abstract

With the accelerating implementation of intermittent renewable energy into the electricity grid to compensate for terminating fossil fuel-based power plants, largescale storage technologies are becoming increasingly important. However, depending on the application and electricity market in which a battery energy storage system (BESS) operates, many of the potential applications of large-scale BESS are not yet economically viable, making optimal economic operation crucial for accelerated deployment. Since a lithium-ion battery (LIB) commonly reaches the end of service life at a remaining capacity of 80 %, frequent replacements and thus rapid aging is to be avoided. Among other influencing factors, thermal management playsan important role in minimizing the aging of the battery. However, keeping a largescale storage containment within a narrow temperature range leads to additional energy costs. For the purpose of weighing these two economically vital factors, the present thesis develops a techno-economic model which enables the determination of an optimal temperature range customized for each BESS.The model contains a technical side simulating energy flow between the mapped instances (load, generation, grid and storage), a battery model including a comprehensive aging algorithm, a thermodynamic model representing the temperature progression within the containment and an economic model estimating costs of investment, maintenance and electricity in the operation period. The output results in different net present values (NPV) for various temperature ranges within the BESS containment. An exemplary utilization of the tool was conducted within a simulation study that simulated a generic office building, a coupled photovoltaic plant and a lithium iron phosphate large-scale BESS. The resulting ideal operating temperature range for this particular application, i. e. the maximum net present value, lies between 15 and 25 °C. The simulation study also finds that for optimal operation, the thermal management needs to be designed individually for each use case and cannot be set to a specific temperature range by considering BESS aging only.The presented work poses, to our knowledge, the first strategic and holistictechno-economic observation on how the temperature in a battery containment influences the profitability of a large-scale BESS. In further work on the given modeling framework, the validity of the aging algorithm may be extended to a wider temperature range and other LIB technologies in general.

Mit dem zunehmenden Anteil volatiler erneuerbarer Energien im Stromnetz, um fossile Kraftwerke abzulösen, gewinnen Großspeichersysteme verstärkt an Bedeutung. Für die vermehrte Nutzung von Batterispeichern, ist ein optimaler wirtschaftlicher Betrieb entscheidend. Da eine Lithium-Ionen-Batterie meist bei einer Restkapazitätvon 80% das Ende der Lebensdauer erreicht hat, sind beschleunigte Alterung und damit ein frühzeitiger Zellaustausch zu vermeiden. Neben anderen Faktoren ist vor allem das thermische Management für die Minimierung der Alterung entscheidend. Wird ein Großspeicher aber in einem engen Temperaturbereich gehalten, kann das zu erheblichen Mehrkosten wegen zunehmendem Energiebedarf für die Temperaturregelung führen. Um diese beiden einflussreichen Faktoren für die Rentabilität des Speichersystems gegenüberzustellen, wurde in dieser Arbeit ein techno-ökonomisches Modell entwickelt, das für jeden beliebigen Großspeicher maßgeschneidert den optimalen Temperaturkorridor zum Betrieb ausgibt. Dafür enthält es ein technisches Modell zur Simulation der Energieflüsse zwischen den abgebildeten Instanzen (Last, Erzeugung, Netz und Speicher), ein Batteriemodell einschließlich eines umfassenden Alterungsalgorithmus, ein thermodynamisches Modell, das den Temperaturverlauf innerhalb des Containers simuliert und ein ökonomisches Modell zur Abschätzung der Kosten für Investitions-, Wartungs- und Stromkosten während der gesamten Betriebsdauer. Die Ergebnisse liefern anschließend unterschiedliche Nettobarwerte, je nach Temperatur im Speicherbehältnis. Das Temperaturfenster mit dem höchsten Nettobarwert ist jenes Szenario, bei dem die Kosten für den Austausch des BESS aufgrund beschleunigter Alterung und die zusätzlichen Energiekosten für das Wärmemanagement in einem optimalen Verhältnis zueinanderstehen. Eine beispielhafte Anwendung des Modells wurde im Rahmen einer Simulationsstudie durchgeführt, die ein generisches Bürogebäude, eine gekoppelte Photovoltaikanlage und einen Lithium-Eisenphosphat Großspeicher simuliert. Der resultierende ideale Temperaturbereich liegt zwischen 15 und 25 °C. Die Simulationsstudie zeigt auch, dass die Auslegung des Wärmemanagements für einen optimalen Betrieb nicht nur unter Berücksichtigung der Batteriealterung erfolgen kann und eine individuelle Prüfung für jeden Anwendungsfall erfordert.Die vorgestellte Arbeit stellt unseres Wissens die erste strategische und ganzheitliche techno-ökonomische Betrachtung dar, wie die Temperatur in einem Batterieraum die Rentabilität eines Großspeichers beeinflusst. In weiteren Arbeiten zum vorgestellten Modell kann die Gültigkeit des Alterungsalgorithmus auf einen breiteren Temperaturbereich und andere Lithium-Ionen Speicherarten erweitert werden.