Large scale battery systems in distribution grids

The increasing integration of renewable energy installations at the distribution grid level has led to a strong increase in grid reinforcement measures in recent years. Since the costs are being passed on to the general public via the grid user charges, it is necessary to investigate and evaluate alternatives. As part of the project, that is investigated in this thesis, a large-scale vanadium redox flow battery storage system was integrated into the power grid of a German distribution grid operator for the first time. The battery system is a prototype and its inverter and battery have been developed specifically for the analysed project. The main objective of the project was to quantify the extent to which grid expansion measures can be avoided by the use of batteries and to what extent the balancing act between an economic and grid supportive operation is possible. Finally, the battery application was compared technically and economically with other flexibility options for a pilot region. A preliminary analysis of possible business cases for large battery systems shows that the application of batteries in the primary control power market is by far the most lucrative application in the current German framework. It is followed by an application for cost reduction where self-consumption of PV power is favoured over grid power. Both business cases are analysed in further detail. The thesis is mainly focused on the grid supportive primary control application. The grid supportive behaviour of the analysed battery has been ensured by regulating the voltage in the low voltage grid via a reactive power control and thus increasing the grid capacity. The developed battery system was tested in the field during a one-year field test. The battery prototype and the grid of the pilot region was modelled based on measurement data. Furthermore, a method to derive an optimal operating strategy for electricity storage was developed and implemented. The strategy was developed with the aim to identify a self-sufficient operation mode, which ensured the highest possible profit and validated in a field test. Albeit being the most lucrative battery application in Germany today, economic calculations have shown that the average cost of vanadium redox batteries would have to fall by about 60% to achieve profitable operation. Nonetheless, since this is a new technology, both the expectations and potential for cost reduction are high. The second most promising application, the maximization of self-consumption, is also analysed through the means of a simulation for the pilot region, but without a implementation in the field. For this purpose, a battery model for a vanadium redox flow battery based on measurement data is applied. To ensure grid supportive behaviour, an autonomous reactive power control based on a Q(V)-characteristic and peak shaving is implemented. The technical and economic assessment of this operation strategy is compared with a lithium-ion battery providing the same service. It is shown that this business case could already be profitable, with a more favorable legal framework in place. However, at present the investment costs of the vanadium redox flow battery has to fall by at least 77% to break even for this operation strategy. Nonetheless, it could be demonstrated that it has almost no negative economic impacts if the battery storage system is operated in a grid supportive way in addition to its primary purpose. Finally, a technical and economic assessment of the impact of the two large scale battery applications on distribution grid planning is conducted. Additional flexibility options such as a cos'φ(P) and Q(V)-control of PV systems and the use of residential storages are considered as well. For this purpose, a future PV expansion pathway was developed for the pilot region, as well as an automatic (traditional) grid expansion without flexibility option as a reference scenario. The PV expansion pathway is based on the identification of suitable roof areas for PV systems using aerial photographs. It has been shown that the hosting capacity for renewable energy installations increases in all cases compared to the scenario without flexibility options, sometimes by up to 45 %. In addition, it was found that from the perspective of grid operators it is more profitable to apply the presented flexibility option instead of a traditional grid expansionEl objetivo principal de la tesis es cuantificar hasta qué punto las medidas de expansión de la red pueden evitarse mediante el uso de baterías y en qué medida es posible el equilibrio entre una operación económica y la de apoyo a la red. Como parte del proyecto, que se investiga en esta tesis, un sistema prototipo de batería de vanadio redox flow a gran escala se integró por primera vez en la red eléctrica de un operador del sistema de distribución en Alemania. Un análisis preliminar de posibles modelos de negocio para grandes sistemas de baterías muestra que la aplicación de baterías en el mercado de energía de control primario es, con mucho, la aplicación más lucrativa en el marco alemán actual. Le sigue el uso de autoconsumo de energía fotovoltaica para reducir costes. Ambos casos comerciales se analizan en detalle. La tesis se centra en la aplicación de control primario de apoyo a la red. El apoyo de la red por parte de la batería se asegura a través de la regulación de la tensión en la red de baja tensión a través de un control de potencia reactiva. El sistema de batería desarrollado fue probado en la región piloto durante un periodo de un año. Ese prototipo y la red de la región piloto se modelaron en base a los datos medidos ese periodo. Además, se desarrolló e implementó un método para derivar una estrategia operativa óptima para el almacenamiento de electricidad. Esa estrategia tiene el objetivo de identificar un modo de operación autosuficiente que garantice el mayor beneficio posible y fue validada en una prueba en la región piloto. A pesar de ser la aplicación de baterías más lucrativa en Alemania hoy en día, los cálculos económicos han demostrado que el costo promedio de las baterías vanadio redox flow tendría que disminuir aproximadamente un 60% para lograr una operación rentable. No obstante, dado que esta es una nueva tecnología, tanto las expectativas como el potencial de reducción de costos son altos. La segunda aplicación más prometedora, la maximización del autoconsumo, también se analiza a través de una simulación para la región piloto, pero sin una implementación en el campo. Para este propósito, se aplica un modelo de batería vanadio redox flow basada en datos medidos del prototipo. Para garantizar el comportamiento de soporte de la red, se implementa un control de potencia reactiva autónomo basado en una característica Q (V) y una amortiguación de la generación máxima. La evaluación técnica y económica de esta estrategia de operación fue comparada con una batería de iones de litio que proporciona el mismo servicio. Fue demostrado que este caso comercial ya podría ser rentable, con un marco legal más favorable. Sin embargo, en la actualidad los costos de i baterías vanadio redox flow tienen que caer al menos en un 77% para obtener beneficios económicos. Sin embargo, se podía demostrar que los impactos económicos negativos son mínimos si la batería se opera en una forma de soporte de red además de su propósito principal. Finalmente, se llevó a cabo una evaluación técnica y económica del impacto de las dos aplicaciones de la batería a gran escala en la planificación de la red de distribución. Otras opciones de flexibilidad, como el control cos’φ (P) y Q (V) de los sistemas FV y el uso de baterías residenciales también fueron consideradas. Para este propósito, un escenario de expansión fotovoltaica para la región piloto fue desarrollado basado en la identificación de áreas de techo adecuadas para sistemas fotovoltaicos utilizando fotografías aéreas. Para cuantificar los costes para la expansión de la red eléctrica una metodología fue desarrollada para expandir la red de una forma automática y sistemática basado en directrices de planificación creados por los operadores del sistema de distribución en Alemania. Se demostró que desde la perspectiva de los operadores de red es más rentable aplicar la opción de flexibilidad presentada en lugar de una expansión de red tradicional.Postprint (published version