Leveraging residential battery energy storage systems for voltage support in remote distribution grids with high penetration of renewables

Abstract

Den høye penetrasjonen av fornybare energiressurser i distribusjonsnettet medfører nye operasjonelle utfordringer for nettselskapene. Overspenning er spesielt et problem som utgjør den største begrensningen for integrering av fornybare energiressurser i distribusjonsnettet. En løsning for å håndtere denne tekniske utfordringen kan være å bruke aktiv effektstøtte fra batterisystemer. På grunn av markedsstruktur og regulering er implementeringen av batterisystemer i kraftsystemet begrenset til nettkunder.

I denne oppgaven er det foreslått en kontrollmetode for batterisystemer i boliger kombinert med solcelleanlegg. Målet er å bruke kundeeid batterisystemer til å løse overspenningsproblemer forårsaket av høy vind- og solinntrengning uten at dette i vesentlig grad vil påvirke kundenes økonomiske fortjeneste. Dette var oppnådd ved å ta de fleste operasjonelle beslutningene lokalt, der en lokal kontroller bestemte en optimal opp- og utlading av batterisystemet. Spenningskontroll ble utført ved å fjernstyre batterisystemene med en sentral kontroller. Den sentrale kontrolleren ble kun aktivert under kritiske perioder, bestemt ut ifra en prognose av nettet. En spenningsfølsomhetsmetode var brukt til å velge batterisystemet med størst påvirkning på systemet til å delta i spenningsreguleringen.

Den foreslåtte metoden ble validert gjennom en case-studie utført på øya Utsira i Norge. Øya opplever store spenningsvariasjoner grunnet en kombinasjon av variabel produksjon fra to vindturbiner, lastvariasjoner, et svakt nett og en underdimensjonert sjøkabel. Resultatene viste at ved bruk av den foreslåtte metoden kunne kundeeide batterisystemer løse både over- og underspenninger.

Bruk av kundeeid batterisystemer for spenningsstøtte er kun mulig med en kommersiell forretningsmodell. En bærekraftig forretningsmodell vil ikke bare motivere kunden til å investere i et batterisystem, men kan gi både kunden og nettselskapet nytte av investeringen hvis batterisystemet kontrolleres riktig. Nettselskapet reduserer behovet for nettforsterkning, og kunden kan redusere strømregningen ved å øke selvforbruket eller ved å respondere på prisvariasjoner. Ulike forretningsmodeller for operasjonell kostnadsdeling er foreslått i denne masteroppgaven.

The high penetration of renewable energy resources (RES) in the distribution grid causes new operational challenges for the distribution system operator. Over-voltage is especially an issue that constitutes the major limitation to the increase in RES penetration and integration. One solution to cope with this technical challenge is to utilize the active power support from battery energy storage systems (BESS). Due to market structure and regulation, the implementation of BESS in the power system is restricted to network customers.

In this thesis, a distributed control method for residential BESS coupled with photovoltaic systems was proposed. The objective was to utilize customer-owned BESS to solve the over-voltage issues caused by high wind and solar penetration without significantly affecting the BESS owners' profits. This was achieved by taking most of the operational decisions locally, where a local controller optimally schedules the charging and discharging of the BESS. Voltage control was accomplished by remotely controlling the BESSs with a central controller. The central controller was activated only during critical periods, determined based on a prediction of the network. A voltage sensitivity method was used to select the BESS with the greatest effect on the system to participate in the voltage regulation.

The performance of the proposed method was validated through a case study conducted at Utsira island in Norway. The island experiences large voltage variations due to a combination of variable production from two wind turbines, load variations, a weak grid, and an underdimensioned submarine cable. The results showed that utilization of residential BESS could successfully solve both over-and under-voltage issues with the proposed method.

Utilization of customer-owned BESS for voltage support is only possible with a commercially viable business model. A proper business model will not only motivate the customer to invest in a BESS, but both the customer and the distribution system operator will get benefits if the operation of the BESS is properly controlled. The system operator reduces their need for grid reinforcement, and the customer can decrease their electricity bill by increasing their self-consumption or by responding to price variations. Different business models for operational cost-sharing are proposed in this master's thesis.