Optimal Integration and Control of Distributed Batteries for Multiple Grid Services
Master thesis

Permanent lenke
https://hdl.handle.net/11250/3021924Utgivelsesdato
2022Metadata
Vis full innførselSamlinger
- Institutt for elkraftteknikk [2589]
Sammendrag
Med elektrifiseringen av samfunnet og økt kraftproduksjon fra svært variable, intermitterende og distribuerte fornybare energiressurser kan forårsake ubalanse,ustabilitet og overbelastninger i transmissions- og distribusjonssystemet. Elektrisitetssystemet trenger distribuert og smart kraftfleksibilitet. Et lovende middel forslik fleksibilitet er batterisystemer. Batterisystemer kan tilby flere strømfleksibilitetstjenester til alle interessenter i elektrisitetssystemet; kraftprodusentene, kraftforbrukerne og «pro-sumers», distribusjonssystemoperatørene, og transmisjonssystemoperatørene. Vanligvis har batterisystemer blitt brukt for bare én eller to fleksibilitetstjenester. I denne oppgaven er det imidlertid utviklet et konsept for atbatterisystemer skal levere flere tjenester til flere av interessentene. Dessuten integrerer og kontrollerer konseptet en flåte av distribuerte enheter for å oppnåønsket fleksibilitet.Arbeidet omfatter utvikling av en modulær systemmodell for distribuerte batterier og et agentbasert kontrollkonsept. Det hierarkiske, agentbaserte kontrollsystemet gir energiarbitrage, peak-shaving og reservemarkedstjenester. De distribuerte agentene utleder tjenesteplanlegging basert på deres forbruksprognoserog ulike statistiske analyser. En sentral kontroller er inkludert for at batteri-agenteneskal handle tjenester seg imellom. Gjennom en omlegging av tjenester kan de distribuerte batterisystemene i fellesskap øke leveringen av total effektrespons tilelektrisitetssystemet og øke lønnsomheten. I tillegg til utvikling og analyse avden modulære modellen og kontrollkonseptet, er det utviklet en Python-basertsimulator. Analysene viser at det foreslåtte konseptet med den distribuerte agentbaserte BESS gjør at hvert batterisystem kan tilby flere nettjenester. Videre visesdet at samarbeidet via en sentral koordinator gjør at hvert batterisystem kanomprioriteres mellom lokale fleksibilitetsbehov og regionale fleksibilitetsbehovbasert på oppdaterte prognoser. Det foreslåtte distribuerte agentbaserte-konseptetoptimerer derfor støtten for både tidsmessige ubalanser mellom total produksjonog forbruk av elektrisitet, så vel som for overbelastninger i nettet. Som et eksempel lar det foreslåtte konseptet et batterisystem bestemme når det skal brukes tilå gi mer strøm til en overbelastet transformator eller el-ladestasjon, eller når detskal generere inntekter fra reservemarkeder for å stabilisere frekvensen til nettet. The electrification of society and the increased power generation from highly variable, intermittent and distributed Renewable Energy Resources (RES) can causeimbalance, instability, and congestions in the transmission- and distribution system. The electricity system requires distributed and smart power flexibility. Apromising means for such flexibility is Battery Energy Storage Systems (BESS).BESS can provide multiple power flexibility services to all stakeholders in theelectricity system; the power producers, the power consumers and “pro-sumers”,the Distribution System Operators (DSO), and the Transmission System Operators(TSO). Typically, BESS have been deployed for only one or two flexibility services.In this thesis, however, a concept is developed for BESS to provide multiple services to several of the stakeholders. Moreover, the concept integrates and controlsa fleet of distributed units to achieve the desired temporal and spatial flexibility.The work includes the development of a modular system model for distributedbatteries and an agent-based control concept. The hierarchical, agent-based control system provides energy arbitrage, peak-shaving, and reserve market services.The distributed agents derive BESS service scheduling based on their consumptionforecasting and various statistical analysis. A Central Controller (CC) is includedto act as an aggregator and market maker between the agents. The CC enablesthe individual BESS agents to trade services between themselves. Through a rescheduling of services, the distributed BESS can jointly enhance the provision oftotal power response to the electricity system and increase the operational profitability. In addition to the development and analysis of the modular model andcontrol concept, a Python-based simulator has been developed. The analyses showthat the proposed concept with the distributed agent-based BESS enables eachBESS to provide multiple grid services. Moreover, it is shown that the cooperation via a central coordinator enables each BESS to re-prioritise between localflexibility needs and regional flexibility needs based on updated forecasting. Theproposed distributed agent-based BESS concept optimises hence the support forboth temporal imbalances between total generation and consumption of electricity, as well as for spatial congestions in the grid. As an example, the proposedconcept enables a battery system to decide when it should be used for providing more power to an overloaded transformer or EV charging station, or when togenerate revenues from reserve markets to stabilize the frequency of the grid.