Battery Storage as Alternative to Grid Reinforcement in the Low-Voltage Network

Abstract

Mesteparten av det norske strømnettet ble bygget i en periode der lastprofilene var mindre kraftkrevende, og kravene til forsyningssikkerhet var lavere enn i dag. Siden den gang har samfunnet blitt mer avhengig av elektrisitet, og andelen effektkrevende enheter har økt, noe som gir økt belastning på nettet. Det lavspente distribusjonsnettet er spesielt utsatt ved økt effektbehov hos kundene, da dette kan forårsake betydelige spenningsfall som kan skade systemet. En spesiell lasttype som representerer et slikt område er et hyttefelt. Den lave brukstiden for effekt og de høye, uforutsigbare effekttoppene vil være belastende for nettet. En utfordring for nettselskaper i disse områdene er at oppgradering av strømnettet for å tilfredsstille krav til forsyningssikkerheten ofte fører til en overdimensjonering. Dermed blir investeringen veldig kostbar relativ til antall kunder. Et alternativ til nettforsterkning er å installere et batteri i nettet. Batteriet kan gi effekt til systemet i løpet av de mest krevende timene, og dermed unngå store spenningsfall i nettet. Samtidig kan installasjonen være en mer kostnadseffektiv løsning, samt et mindre naturinngrep.

Denne oppgaven studerer bruken av batterilagring i et lavspent distribusjonsnett som et alternativ til nettforsterkning. Målet er å gjennomføre en teknisk-økonomisk analyse for å undersøke batteriets evne til å levere de nødvendige nettrelaterte tjenestene, samt studere det økonomisk perspektivet. Python har blitt brukt til å utvikle en modell som tar inn timebaserte AMS-data fra et hyttefelt sør i Norge. Modellen inneholder tre hoveddeler: en lastflytmodell som bruker backward/ forward sweep-algoritmen som løsningsmetode, en regelbasert batterialgoritme for å kontrollere batteridriften, og til slutt en optimal oppladning- og utladningsalgoritme for å levere og trekke den optimale mengden effekt fra nettet i hver time. Det grunnleggende driftsprinsippet for modellen er at hvis spenningen i systemet minker med mer enn 10 % av den nominelle nettspenningen, vil batteriet levere effekt for å opprettholde spenningsnivået innenfor de gitte grensene. Investeringsplanlegging kan bli gjennomført ved å bruke resultatene fra modellen til å finne den optimale størrelsen på batteriet og det optimale tverrsnittet for linjen som skal oppgraderes.

Resultatene fra analysen viser at hvis et batteri med tilstrekkelig effekt- og energikapasitet er installert, viser batteriet seg som en like god teknisk løsning som alternativet, nettforsterkning. De årlige kostnadene for å installere batterilagringsløsning er imidlertid 77 % høyere enn de årlige kostnadene for nettoppgraderingen. For at alternativene skal være jevngode, må kostnadene for batterikapasitet synke med 43 % sammenlignet med prisnivået i dag. Det tilsvarer en kostnad for energikapasitet lik 1164 NOK/kWh og en kostnad for effektkapasitet lik 3900 NOK/kW . Omfattende sensitivitetsanalyser undersøker virkningen av et økende antall kunder, ulike lengder på hovedforsyningslinjen, variasjoner i lastprofilen og den økonomiske påvirkningen fra batteriets C-rate. Disse studiene avslører hvor avhengig den nødvendige energikapasiteten til batteriet er av lastprofilen, og derav viktigheten av et tilstrekkelig datagrunnlag når man undersøker bruken av nettinstallerte batterier. Resultatene bekrefter også hvor dyrt det er å investere i batterier med høy energikapasitet. Det konkluderes med at batterier er en bedre løsning enn nettforsterkningen når effekttoppene ikke er for høye og når de oppstår med jevne mellomrom.

Most of the Norwegian electrical grid was built in a period were the load patterns were less power demanding, and the requirements for the security of supply were lower than today. Since then, society has become more dependent upon electric power, and the implementation of power-demanding devices has increased, causing more stress on the grid. The low-voltage distribution grid is especially volatile for the increased power demand as this can cause significant voltage drops that can damage the system. One particular load type representing an area where such problems can occur is a cabin field. The low utilisation time of power and the high, unpredictable power peaks will stress the grid. An issue for the grid company in these areas is that upgrading the grid to satisfy the quality of supply often leads to an over-dimensioning of the network. As a result the investment becomes very costly relative to the number of customers. An alternative to grid reinforcement is to install a battery in the grid. The battery can provide power to the system during the most demanding hours and therefore avoid the most excessive voltage drops. At the same time, the installation can be a more cost-efficient solution, as well as a smaller intervention.

This thesis will investigate the utilisation of battery storage in a low-voltage distribution grid as an alternative to grid reinforcement. The objective is to perform a techno-economic analysis, to conclude upon the battery's ability to deliver the required services, as well as investigating the economic feasibility. Python has been used to develop a model that takes in hourly AMS data from a cabin field in the south of Norway. The model contains three main parts: a power flow model that uses the backward/forward sweep algorithm as solution method, a rule-based battery algorithm to control the battery operation, and at last an optimal charge/discharge algorithm to supply and withdraw the optimal power from the grid in each time-step. The basic operating principle of the model is that if the voltage in the system deviates more than 10 % of the nominal value, the battery will start providing power to keep the voltage level within the required limits. By using the results from the model to find the optimal size of the battery and the optimal cross-section for the line upgrade, the two alternatives can be compared economically during investment planning.

\noindent The results from the analysis show that if a battery with sufficient power and energy capacity is installed, the battery proves as an as good technical solution as the grid reinforcement. The annual costs of installing battery storage are, however, 77 % higher than the annual costs of the grid upgrade. For the alternatives to break even, the cost of battery capacity has to decrease with 43 % relative to the price level today, to a cost of energy capacity equal to 1164 NOK/kWh and a cost of power capacity equal to 3900 NOK/kW. Extensive sensitivity analyses investigate the impact of an increasing number of customers, several lengths of the main supply line, variations in the load profile and the economic impact from the C-rate of the battery. These studies reveal how dependant the required energy capacity of the battery is on the load profile, and hence the importance of an adequate data basis when investigating the use of grid-installed batteries. The results also confirm the costliness of using batteries for storing large amounts of energy. The study concludes upon batteries being a better solution than the grid reinforcement when the power peaks are not too high and only appear periodically.