| dc.description.abstract | Kraftsystemet er i endring; fra et sentralisert system til et desentralisert system [1]. Endringen drives av behovet for å begrense klimaendringer og imøtekomme samfunnets økende behov for elektrisitet. Som følge av dette øker andelen fornybar energiproduksjon i systemet [1]. Imidlertid er mye av den fornybare energiproduksjon vind- og solkraft, som er væravhengige energikilder. Man må derfor håndtere utfordringer knyttet til uforutsigbar kraftproduksjon og manglende roterende treghetsmoment. Nye kilder til fleksibilitet i kraftsystemet kan derfor være med på å sikre et stabilt og sikkert strømnett.
Målet med masteroppgaven er å muligheten for å utnytte stasjonære batterier til å levere flere tjenester i ulike markeder, med spesielt søkelys på reservemarkedene primære frekvensreserver (FCR-N). Dette er gjort ved å formulere en optimeringsmodell for en husholdning med solcellepanel og batteri, tilkoblet strømnettet. Batteriet skal bidra til å dekke husholdningens behov for elektrisitet, handle på spotmarkedet og anskaffe og levere primær reserver.
Som forarbeid for oppgaven er det gjennomført en litteraturstudie som omhandler ulike optimeringsmodeller for deltakelse i flere markeder. De fleste artiklene indikerer økt profitt ved deltakelse i flere markeder. Imidlertid tar få av dem hensyn til aktivering av anskaffede reserver. Videre litteraturstudie omhandler derfor modellering av batterier som leverer primærreserver for frekvenskontroll. Videre er også metoder for håndtering av energinivå i batteriet undersøkt. Av de foreslåtte løsningene for å håndtere energinivå under aktivering av reservene, er de fleste løsningen ikke anvendelige i det norske systemet. Dette inkluderer løsninger som utnytter dødbåndet for levering av frekvensreserver og å levere mer enn forpliktede reserver. Imidlertid er settpunktsjusteringer ved planlagte transaksjoner i andre markeder identifisert som en mulig løsning.
En case-studie er utført for en husholdning i Hvaler, Norge, utstyrt med et batteri og solcellesystem. Modellen omhandler deltakelse i reservemarkedene for primære reserver. Den er formulert som et deterministisk lineært optimaliseringsproblem med heltallsrestriksjoner (MILP). Videre er den formulert som en to-stegs modell som nyttiggjør seg av modellprediktiv regulering med en tidshorisont som forskyves i tid. Dette gjøres for å sikre en virkelighetsnær modell uten å måtte håndtere stokastisitet. Gjennom analyse av modellens funksjonalitet, kan man se at den er i stand til å tilpasse seg endringer i prognoser og at de anskaffede reservene er aktivert i henhold til frekvensavviket.
Imidlertid har modellen problemer knyttet til håndtering av energinivået. Siden batteriet er en ressurs med begrenset energikapasitet, når batteriet sine grenser ved lengre perioder med over- eller under frekvens. Det resulterer i at man ikke klarer å levere de reservene man har forpliktet seg til. Det ble forsøkt å redusere antall timer der modellen ikke leverer forpliktede reserver ved å ta hensyn til risikoen for å nå batteriets øvre og nedre grense for energinivå under anskaffelsen av reserver i første steg av problemet. Antallet timer der grensene ble overskredet ble redusert i alle alternativene som ble testet. Dette ble gjort ved at FCR-N anskaffelse i en time har betydning for anskaffelsen i neste time. Imidlertid hadde alternativene med minst risiko i prosessen med å skaffe FCR-N reserver dobbelt så høye årlige kostnader sammenlignet med alternativet uten begrensninger. Likevel oppnådde tilfellene med høyest risiko i FCR-N anskaffelsen en reduksjon i antall timer der grensene ble overskredet uten å øke de årlige kostnadene. | |
| dc.description.abstract | The power system is changing from a centralised and unidirectional system to a decentralised and bi-directional system. This transformation is driven by the need to mitigate climate change and meet the growing electricity demand, which has increased the integration of renewable energy sources. However, incorporating renewable generation, such as wind and solar power, poses challenges related to their weather-dependent nature and the need for rotational inertia in the system. These challenges necessitate exploring new sources of flexibility to ensure stable grid operation.
The objective of this master’s thesis is to explore the viability of utilising stationary storage systems for delivering multiple services. Particular attention is given to markets for frequency reserves. This is done by formulating an optimisation model of a household with a photovoltaic (PV) generation and battery system connected to the grid. The battery is to cover the household demand, performing energy arbitrage and procuring and delivering frequency containment normal operation reserves (FCR-N).
As groundwork for the study, a literature review is conducted, focusing on research that formulates optimisation models for multimarket participation. Most papers indicate increased revenue from multimarket participation. However, few account for the activation of contracted reserves. Consequently, other literature is reviewed, examining papers that model batteries providing frequency containment reserves and considering the state of charge management. Many solutions have been proposed for controlling the state of charge during the activation of reserves. However, many solutions are not applicable in Norway. This includes solutions such as dead-band utilisation and over-fulfilment. However, set-point adjustments at different markets, such as the intraday and balancing markets, are identified as feasible options.
A case study is created for a household in Hvaler, Norway, equipped with a battery and PV system participating in markets for FCR-N reserves. The model is formulated as a deterministic mixed-integer linear optimisation problem (MILP). It was formulated as a two-stage model using model predictive control with a rolling time horizon to ensure a close approximation to real-world conditions without including stochastic elements. The model’s functionalities are analysed, revealing its ability to adapt to prediction changes and activate procured reserves in response to frequency deviations. However, due to the limited energy capacity of the battery, the maximum and minimum state of charge (SOC) is reached in some hours, resulting in the battery failing to deliver the obligated reserves.
It was attempted to reduce the number of hours the model fails to deliver reserves by accounting for the risk of reaching the SOC limits. The risk assessment was incorporated during the procurement of reserves in the first stage of the problem. The number of hours the limits exceeded was reduced for all tested alternatives and done by considering FCR-N procurement of several consecutive hours. However, the alternatives taking the least risk in the process of acquiring FCR-N reserves had double the annual expenses compared to the alternative with no restrictions. Nevertheless, the cases taking the most risk in the FCR-N procurement reduced the number of hours where the SOC limits were exceeded without increasing the annual expenses. | |
