Optimal Integration and Control of Distributed Batteries for Multiple Grid Services

Abstract

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 for slik 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 at batterisystemer skal levere flere tjenester til flere av interessentene. Dessuten integrerer og kontrollerer konseptet en flåte av distribuerte enheter for å oppnå ønsket 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 forbruksprognoser og ulike statistiske analyser. En sentral kontroller er inkludert for at batteri-agentene skal handle tjenester seg imellom. Gjennom en omlegging av tjenester kan de distribuerte batterisystemene i fellesskap øke leveringen av total effektrespons til elektrisitetssystemet og øke lønnsomheten. I tillegg til utvikling og analyse av den modulære modellen og kontrollkonseptet, er det utviklet en Python-basert simulator. Analysene viser at det foreslåtte konseptet med den distribuerte agentbaserte BESS gjør at hvert batterisystem kan tilby flere nettjenester. Videre vises det at samarbeidet via en sentral koordinator gjør at hvert batterisystem kan omprioriteres mellom lokale fleksibilitetsbehov og regionale fleksibilitetsbehov basert på oppdaterte prognoser. Det foreslåtte distribuerte agentbaserte-konseptet optimerer derfor støtten for både tidsmessige ubalanser mellom total produksjon og forbruk av elektrisitet, så vel som for overbelastninger i nettet. Som et eksempel lar det foreslåtte konseptet et batterisystem bestemme når det skal brukes til å gi mer strøm til en overbelastet transformator eller el-ladestasjon, eller når det skal 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 cause imbalance, instability, and congestions in the transmission- and distribution system. The electricity system requires distributed and smart power flexibility. A promising means for such flexibility is Battery Energy Storage Systems (BESS). BESS can provide multiple power flexibility services to all stakeholders in the electricity 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 controls a fleet of distributed units to achieve the desired temporal and spatial flexibility. The work includes the development of a modular system model for distributed batteries 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 consumption forecasting and various statistical analysis. A Central Controller (CC) is included to act as an aggregator and market maker between the agents. The CC enables the individual BESS agents to trade services between themselves. Through a rescheduling of services, the distributed BESS can jointly enhance the provision of total power response to the electricity system and increase the operational profitability. In addition to the development and analysis of the modular model and control concept, a Python-based simulator has been developed. The analyses show that the proposed concept with the distributed agent-based BESS enables each BESS to provide multiple grid services. Moreover, it is shown that the cooperation via a central coordinator enables each BESS to re-prioritise between local flexibility needs and regional flexibility needs based on updated forecasting. The proposed distributed agent-based BESS concept optimises hence the support for both temporal imbalances between total generation and consumption of electricity, as well as for spatial congestions in the grid. As an example, the proposed concept 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 to generate revenues from reserve markets to stabilize the frequency of the grid.