Gli scienziati dell’Università di Aalborg hanno ideato un nuovo metodo di dimensionamento che integra la generazione di energia da impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo ibridi basati su batterie agli ioni di litio e supercondensatori, con l’obiettivo di migliorare le prestazioni dello stoccaggio e ridurre i costi operativi.
“Combinando in modo intelligente le batterie agli ioni di litio con i supercondensatori, sfruttiamo i punti di forza di entrambe le tecnologie,” ha spiegato il team di ricerca. “I supercondensatori gestiscono le rapide fluttuazioni di potenza che tipicamente degradano le batterie, mentre queste ultime si occupano dell’accumulo energetico su più lungo termine.”
Nell’articolo scientifico “Dual-level design for cost-effective sizing and power management of hybrid energy storage in photovoltaic systems”, pubblicato su Green Energy and Intelligent Transportation, gli accademici hanno presentato la loro strategia “a doppio livello”, che adotta un filtro passabasso adattivo (LPF) per distribuire in modo ottimale l’energia tra rete, batteria e supercondensatore, garantendo a ciascun componente di operare entro i propri parametri ideali.
Nella configurazione proposta, batteria e supercondensatore sono connessi tra loro in parallelo in modalità attiva. L’impianto fotovoltaico è collegato allo stesso bus in corrente continua tramite un convertitore DC–DC separato, proprio come la batteria e il supercondensatore. Per la modellazione, i ricercatori hanno considerato una capacità FV di 6 kW e una batteria da 4 kWh.
Le simulazioni hanno mostrato che l’incremento della capacità fotovoltaica e della batteria riduce progressivamente la pendenza dell’autosufficienza energetica del sistema. “Quando si supera il 60%, la pendenza diventa molto minore: ciò significa che il punto di flesso si trova attorno a questa soglia, e ulteriori investimenti comportano miglioramenti marginali in termini di autonomia energetica,” hanno spiegato. “Pertanto, fissare l’autosufficienza al 60% è ragionevole per bilanciare costi e livello di indipendenza.”
I ricercatori hanno rilevato anche che, quando il power ramp (variazione di potenza) supera il 10%, la costante di tempo (TC) della batteria al litio aumenta; al contrario, diminuisce se il ramping è inferiore. Inoltre, hanno osservato che in giornate molto soleggiate o molto nuvolose l’approccio ha effetti minimi sulla riduzione dei cicli delle batterie, poiché in queste condizioni le fluttuazioni di potenza sono scarse e lo stato di carica (SOC) della batteria risulta già ottimale senza la necessità di adattare la TC.
L’analisi ha dimostrato che, rispetto alle strategie a TC fissa, il nuovo metodo riduce i cicli delle batterie del 13,2% (da 1,06 a 0,91), mentre i cicli del supercondensatore aumentano leggermente (da 14,24 a 14,38), risultato comunque accettabile data la lunga durata dei supercondensatori.
La strategia migliora inoltre l’utilizzo dei supercondensatori senza impattare l’autosufficienza del sistema e previene il sovradimensionamento o lo sfruttamento eccessivo delle batterie. “È una soluzione ampiamente applicabile in diverse aree geografiche e condizioni meteo, in particolare in scenari caratterizzati da una radiazione solare variabile,” hanno concluso i ricercatori.
Guardando al futuro, il gruppo intende includere ulteriori fattori legati all’invecchiamento delle batterie e validare i risultati con prove su celle reali in condizioni operative reali. “Le ricerche successive quantificheranno con maggiore precisione anche i vantaggi economici, fornendo un’analisi tecnico-economica completa,” hanno aggiunto.
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