Accessing Flexibility in Batteries Through a Local Flexibility Market

Abstract

Netteieren, eller distribusjonssystemoperatøren, er ansvarlig for å operere og vedlikeholde distribusjonsnettet. I forskrift om leveringskvalitet er det fastsatt at det er netteieren som er ansvarlig for å opprettholde kraft- og spenningskvaliteten i nettet, dette innebærer at spenningen skal være innenfor lovbestemte grenser. På grunn av den pågående klimakrisen og behovet for mer effektiv kraftproduksjon blir strømnettet mer og mer desentralisert. Dette medfører en økt andel varierende fornybar kraftproduksjon og mer kraftproduksjon koblet til distribusjonsnettet. Den pågående endringen av strømnettet medfører ulike spenningproblem som f.eks. under-spenningsproblemer. Bruken av batteri i distribusjonsnettet gir tilgang på en pålitelig energikilde som kan benyttes til f.eks. spenningsregulering. Fleksibiliteten i batteriene kan tilgjengelig gjøres gjennom lokale fleksibilitet marked.

Denne masteren presenterer derfor en modell av et casestudie nettverket med under-spenningsproblemer. Spenningsproblemene vurderes ut i fra tre ulike last profil scenario og resultatene benyttes for å skaffe fleksibilitetsbehovet for de ulike scenarioene, med hensyn til to ulike spenningsgrenser, på 0.95 pu og 0.90 pu. Spenningsgrensene ble satt for å reflektere netteierens ansvar for å opprettholde kraft- og spenningskvaliteten i nettet. En to-steg stokastisk optimeringsmodell ble laget med et mål om å skaffe nok fleksibilitet, fra et batteri, til å dekke fleksibilitetsbehovene ved de tre last profil scenarioene. Objektivet til modellen er å minimere netteieren utgifter med hensyn på kostnaden av å booke og aktivere fleksibilitet gjennom to fleksibilitetsmuligheter, LongFlex og ShortFlex, og samtidig ta hensyn til kostandene ved nedbrytingen av de ulike segmentene i batteriet.

Ved å benytte fleksibilitetsbehovet skaffet ved bruk av under-spenningsgrensen og to ulike profiler for fleksibilitetskostnader i optimeringsmodellen gir en bekreftelse på at modellen fungerer slik den skal, ettersom det aktiveres nok fleksibilitet til å dekke behovet. Det benyttes både ShortFlex og LongFlex avhenging av prisen på aktivering og booking. Modellen trekker nok kraft fra batteriet til å dekke behovet og ulike segmenter i batteriet blir aktivert. Den totale kostnaden for netteieren er veldig lav, men dette kommer av at batteriet er overdimensjonert og av det lave fleksibilitetsbehovet. Ved å benytte fleksibilitetsbehovene fra kraft-kvalitetsgrense er ikke modellen løselig, og dette er på grunn av det konstante fleksibilitetsbehovet, ettersom dette betyr at batteriet ikke får muligheten til å lade. I slike situasjoner kan det være mulig å benytte flere batteriet eller vurdere andre metoder for å styrke nettet.

The power quality regulation states that the distribution system operator is responsible for maintaining the power quality in the grid and ensuring that the voltage quality is within statutory limits. Due to environmental issues and a demand for more efficient energy generation the power system is transforming into a more decentralized system resulting in more intermittent power generation and distributed generation. This results in challenges in the distribution grid, such as under-voltage issues. The use of battery energy storage in the distribution grid provides a reliable energy source to be used for e.g. voltage control. The flexibility in battery energy storage systems can be made accessible for the distribution system operator through local flexibility markets.

This master thesis therefore presents the network model of a case study network with under-voltage issues. The under-voltage issues are evaluated for three load profile scenarios and the results are used to procure the flexibility demand for the load profile scenarios, consider two set voltage limits at 0.95 pu and 0.9 pu. These voltage limits reflect the DSO responsibility for ensuring the power quality in the distribution grid and the responsibility for ensuring that the voltage quality is within statutory limits. A two-stage stochastic optimization model was created with goal of obtaining enough flexibility, through a battery, to cover the flexibility demands procured, and thereby avoid violating the set voltage limits. The objective of the model is to minimize the total cost for the distribution system operator considering the cost of booking and activating flexibility through two flexibility options, LongFlex and ShortFlex, and also considering the cost of battery degradation.

The use of various load profile scenarios in the network model resulted in varying degree of under-voltage issues, considering voltage magnitude and the duration of the issues. The use of the flexibility demands procured, by the use of the under-voltage limit, in the optimization model verified that the model booked and activated enough flexibility to cover the demands. The use of ShortFlex and LongFlex varied with the cost of booking and activation, for both of the cost profiles. The battery discharged enough power to cover the demand and various segments in battery are activated. However, the model resulted in low cost for the distribution system operator as a result of operating with small amount of power and a overdimensioned battery. The use of the power quality limit resulted in a very high flexibility demand for each scenario, and the use of these demands in the optimization model resulted in an infeasible model. This was a result of the constant flexibility demands, which did not allow for any battery charging. In situations with a great demand more batteries must be considered or other options for reinforcing the grid.