BAT4SG – Grid-optimized operation of decentralized customer storage systems

• Research unit: SFOE
• Project number: SI/502000

Short description (German)

Batteriespeicher sind heutzutage nicht darauf programmiert, einen aktiven Beitrag an die Stabilität des Verteilnetzes zu leisten. Die primäre Ursache für dieses brachliegende Potential ist der Umstand, dass es für den Betreiber von Batteriespeichern keinen Anreiz für die Verwendung einer netzdienlichen Betriebsart gibt. Verteilnetzbetreiber sind aus Gründen der Netzstabilität und aufgrund der steigenden Popularität von Batteriespeichern zunehmend an einem netzdienlichen Betrieb interessiert, jedoch wissen sie nicht, wie sie die Kunden motivieren können, ihre Speicher netzdienlich zu betreiben. Dieses Projekt soll den Nutzen von dezentralen, kundenseitigen Batteriespeichern für das Verteilnetz quantifizieren. Anreizsysteme für netzdienliche Betriebsstrategien sollen aufgezeigt und bewertet werden. Schliesslich werden Empfehlungen abgegeben, um aufzuzeigen, wie eine netzdienliche Betriebsstrategie ausgestaltet und technisch umgesetzt werden kann.

Short description (English)

Battery storage systems used today are not operated to support the stability of the distribution grid. The primary reason for this unused potential is the fact that there is no incentive for the battery storage operator to use a grid-friendly mode of operation. Distribution system operators are increasingly interested in grid-friendly operation for reasons of grid stability and the growing popularity of battery storage, but they do not know how to motivate customers to operate their storage systems on a grid-friendly basis. This project aims at quantifying the benefits of decentralized, customer-side battery storage for the distribution grid. Incentive systems for grid-friendly operating strategies will be identified and evaluated. Finally, recommendations will be made to show how a grid-friendly operating strategy can be designed and technically implemented.

Publications / Results (German)

Netzdien­licher Betrieb von Bat­terie­spei­chern - Bulletin DE

Photovoltaik-Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarem Strom für den Eigenbedarf liegen im Trend. Viele Hausbetreiber ergänzen ihre Solaranlage mit einem Batteriespeicher, um einen möglichst grossen Teil des nachhaltig erzeugten Stroms selber nutzen zu können. Ein Forscherteam der Berner Fachhochschule hat nun in Kooperation mit zwei Netzbetreibern die Auswirkungen dieser Entwicklung auf die Stromverteilnetze untersucht – und aufgezeigt, ob sich Batterien netzdienlich betreiben lassen.

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• Fachartikel_B. Vogel [PDF] 4'074 kB

Publications / Results (French)

Des batteries au service du réseau - Bulletin FR

Les installations photovoltaïques pour la production d’électricité renouvelable pour l’autoconsommation sont en vogue. De nombreux propriétaires immobiliers complètent leur installation solaire par un accumulateur afin de pouvoir utiliser euxmêmes la plus grande partie possible de l’électricité produite de manière durable. Une équipe de chercheurs de la Haute école spécialisée bernoise, en collaboration avec deux exploitants de réseaux, a étudié les effets de cette évolution sur les réseaux de distribution d’électricité et montré s’il était possible d’exploiter les batteries en vue de servir au réseau.

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• Article spécialisé_B. Vogel [PDF] 4'479 kB

Final report (German)

Das Projekt Bat4SG quantifiziert erstens den Nutzen von dezentralen, kundenseitigen Batteriespeichern für das Verteilnetz. Zweitens werden Vergütungsmöglichkeiten für netzdienliche Betriebsstrategien bei dezentralen Batteriespeichern aufgezeigt. Drittens wurde in der Emulationsumgebung Prosumer-Lab der Berner Fachhochschule aufgezeigt, wie eine netzdienliche Betriebsstrategie ausgestaltet und technisch umgesetzt werden könnte.

Anhand von drei Verteilnetzen wird untersucht, inwiefern netzdienliche Batteriespeicher in Zukunft zur Vermeidung von Netzverstärkung und Netzausbau beitragen könnten. Basierend auf den aktuellen Leistungsdaten wurden für das Jahr 2035 Entwicklungsperspektiven aufgestellt und synthetische Leistungsprofile für einen Sommer- und einen Wintertag erstellt. Zur Untersuchung der Netzdienlichkeit wurden vier Batterie-Steuerungsalgorithmen sowie eine spannungsabhängige Blindleistungsregelung Q(U) für die PV-Wechselrichter implementiert.

Ohne Q(U)-Regelung der PV-Anlagen treten an ca. 30 % aller Netzelemente im vorstädtischen und im ländlichen Netz an ca. 13 % Spannungsgrenzwertverletzungen auf. Durch die Q(U)-Regelung werden im vorstädtischen Netz 88 % der Überspannungen in den zulässigen Spannungsbereich überführt. Gleichzeitig erhöht die zusätzlich erzeugte Blindleistung die Auslastungen deutlich (ca. 15-19 %) und sorgt dafür, dass zusätzlich etwa 3 % der Leitungen zusätzlich in Überlastungen geführt werden.

Durch Einsatz des netzdienlichen Lastausgleichs-Algorithmus kann die Anzahl der Überlastungen und der betroffenen Elemente deutlich reduziert und in vielen Fällen komplett verhindert werden. Auch die Anzahl der Spannungsgrenzwertverletzungen kann signifikant reduziert werden, allerdings können diese nicht komplett verhindert werden. Der positive Effekt des Lastausgleichs ist im Sommer etwas grösser als im Winter. Der netzdienliche Trafolastausgleich weist ebenfalls einen deutlich positiven Effekt auf das Verteilnetz auf – ähnlich dem Lastausgleich. Jedoch stellt sich der Trafolastausgleich im Winter als etwas effektiver heraus. In den drei simulierten Verteilnetzen werden weder nennenswerte positive noch negative Effekte auf das Verteilnetz durch die Eigenverbrauchsoptimierung erzielt.

Überlastungen entstehen im eher homogenen vorstädtischen Netz insbesondere aus der Summe der PV-Erzeugung bzw. Verbräuche aller Haushalte im Netz und treten an den Hauptversorgungsleitungen und der Trafostation auf. Der zentrale Trafolastausgleich kann hier einen grösseren positiven netzdienlichen Effekt erzielen als der dezentrale Lastausgleich. Im Gegensatz dazu zeigen das städtische und das ländliche Netz inhomogenere Netzstrukturen. Überlastungen entstehen in diesen Netzen an kritischen Zuleitungen zu diesen Anlagen und werden teilweise zu den Hauptleitungen und Trafostationen weitergetragen. Die dezentrale Logik des Lastausgleichs erzielt hier bessere Ergebnisse als die zentrale Regelung des Trafolastausgleichs.

Aufgrund dieser Faktoren ist der technische Wert der Batteriespeicher im Verteilnetz sehr punktuell und lokal stark unterschiedlich. Einzelne Batteriespeicher erzielen einen grossen positiven netzdienlichen Effekt, andere wiederum haben nur einen geringen Einfluss. Je inhomogener die Verteilnetzstruktur ist, desto relevanter sind einzelne Batteriespeicher an relevanten Standorten.

Insbesondere im vorstädtischen und städtischen Netz kann der netzdienliche Betrieb der Batteriespeicher Netzverstärkungen um mehrere Jahre verzögern. Im Schnitt werden die Überlastungen um vier bis fünf Jahre verzögert. Die technische Lebensdauer von NS-Kabeln und Transformatoren ist hoch, die Kosten vergleichsweise gering. So fällt der finanzielle Wert der Verzögerung von Netzverstärkungen durch Netzdienlichkeit gering aus. Würde dieser im Verteilnetz erzielte Wert rückvergütet werden, könnte der netzdienliche Betrieb eines 10 kWh Batteriespeichers mit einer einmaligen Bezuschussung von etwa CHF 100 bis CHF 200 beanreizt werden. Da der Wert der Batteriespeicher im Verteilnetz sehr punktuell ist, könnte eine Vergütung auch gezielter und dadurch höher ausfallen.

Es konnte bereits mit überschaubarem Aufwand ein gut funktionierender netzdienlicher Algorithmus programmiert und im Prosumer-Lab implementiert werden.

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• Schlussbericht [PDF] 4'840 kB

Final report (English)

The Bat4SG project firstly quantifies the benefits of decentralized, customer-side battery storage for the distribution grid. Secondly, it identifies remuneration options for grid-friendly operating strategies for decentralized battery storage. Thirdly, the emulation environment Prosumer-Lab of the Bern University of Applied Sciences was used to demonstrate how a grid-friendly operating strategy could be designed and technically implemented.

On the basis of three distribution grids, the extent to which grid-friendly battery storage systems could contribute to avoiding grid reinforcement and grid expansion in the future was investigated. Based on detailed current load estimates, development perspectives were established for the year 2035 and synthetic power profiles were created for a summer and a winter day. Four battery control algorithms and a voltage-dependent reactive power control Q(U) for the PV inverters were implemented to investigate grid-friendliness.

Without Q(U) control of the PV systems, voltage limit violations occur at approx. 30 % of all grid elements in the suburban grid and at approx. 13 % in the rural grid. With Q(U) control, 88 % of the overvoltages in the suburban grid are transferred to the permissible voltage range. At the same time, the additionally generated reactive power increases the loadings significantly (approx. 15-19 %) and causes an additional 3 % of the lines to be overloaded.

By using the grid-friendly load balancing algorithm, the number of overloads and affected elements can be significantly reduced and, in many cases, completely prevented. The number of voltage limit violations can also be significantly reduced, although they cannot be completely prevented. The positive effect of load balancing is somewhat greater in summer than in winter. Grid-friendly transformer load balancing also has a clearly positive effect on the distribution grid - similar to load balancing. However, transformer load balancing turns out to be somewhat more effective in winter. In the three simulated distribution grids, neither significant positive nor negative effects on the distribution grid are achieved through own-consumption optimization.

In the rather homogeneous suburban grid, overloads arise in particular from the sum of PV generation or consumption of all households in the grid and occur at the main supply lines and the transformer station. Central transformer load balancing can achieve a greater positive grid-friendly effect here than decentralized load balancing.

In contrast, the urban and rural grids show more inhomogeneous grid structures. In these grids, overloads occur at critical supply lines to these plants and are partly carried on to the main lines and transformer stations. The decentralized logic of load balancing achieves better results here than the centralized control of transformer load balancing.

Due to these factors, the technical value of battery storage in the distribution grid is very selective and varies greatly locally. Individual battery storage systems achieve a large positive grid-friendly effect, while others have only a minor influence. The more inhomogeneous the distribution grid structure is, the more relevant individual battery storage units are at relevant locations.

Especially in the suburban and urban grid, the grid-friendly operation of battery storage can delay grid reinforcements by several years. On average, overloads are delayed by four to five years. The technical service life of LV cables and transformers is high, the costs comparatively low. Thus, the financial value of delaying grid reinforcements through grid efficiency is low for the distribution grid. If this value achieved in the distribution grid were to be reimbursed, the grid-friendly operation of a 10 kWh battery storage system could be incentivized with a one-time subsidy of about CHF 100 to CHF 200. Since the value of battery storage in the distribution grid is very selective, remuneration could also be more targeted and thus higher.

A well-functioning grid-friendly algorithm could already be programmed and implemented in the Prosumer-Lab with manageable effort.

Final report (French)

Le projet Bat4SG quantifie tout d'abord les avantages du stockage sur batterie décentralisé, côté client, pour le réseau de distribution. Deuxièmement, il identifie les options de rémunération pour les stratégies d'exploitation respectueuses du réseau pour le stockage sur batterie décentralisé. Troisièmement, l'environnement d'émulation Prosumer-Lab de la Haute école spécialisée bernoise a été utilisé pour démontrer comment une stratégie d'exploitation respectueuse du réseau peut être conçue et mise en oeuvre techniquement.

Sur la base de trois réseaux de distribution, la mesure dans laquelle les systèmes de stockage par batterie respectueux du réseau pourraient contribuer à éviter le renforcement et l'expansion du réseau à l'avenir a été étudiée. Sur la base d'estimations détaillées de la charge actuelle, des perspectives de développement ont été établies pour l'année 2035 et des profils de puissance synthétiques ont été créés pour un jour d'été et un jour d'hiver. Quatre algorithmes de contrôle des batteries et un contrôle de la puissance réactive Q(U) dépendant de la tension pour les onduleurs PV ont été mis en oeuvre pour étudier la compatibilité avec le réseau.

Sans contrôle Q(U) des systèmes PV, des violations de la limite de tension se produisent sur environ 30 % de tous les éléments du réseau dans le réseau suburbain et sur environ 13 % dans le réseau rural. Avec la commande Q(U), 88 % des surtensions dans le réseau suburbain sont transférées dans la plage de tension autorisée. Dans le même temps, la puissance réactive générée en plus augmente sensiblement les charges (environ 15-19 %) et provoque une surcharge supplémentaire de 3 % des lignes.

Grâce à l'algorithme d'équilibrage de la charge adapté au réseau, le nombre de surcharges et d'éléments touchés peut être considérablement réduit et, dans de nombreux cas, complètement évité. Le nombre de violations des limites de tension peut également être réduit de manière significative, bien qu'il ne soit pas possible de les empêcher complètement. L'effet positif de l'équilibrage de la charge est un peu plus important en été qu'en hiver. L'équilibrage de la charge des transformateurs respectueux du réseau a également un effet nettement positif sur le réseau de distribution, comme l'équilibrage de la charge. Toutefois, l'équilibrage de la charge des transformateurs s'avère un peu plus efficace en hiver. Dans les trois réseaux de distribution simulés, l'optimisation de la consommation propre n'a pas d'effet positif ou négatif significatif sur le réseau de distribution.

Dans le réseau suburbain plutôt homogène, les surcharges résultent en particulier de la somme de la production ou de la consommation PV de tous les ménages du réseau et se produisent au niveau des lignes d'alimentation principales et du poste de transformation. L'équilibrage de la charge du transformateur central peut avoir un effet positif plus important sur le réseau que l'équilibrage décentralisé.

En revanche, les réseaux urbains et ruraux présentent des structures de réseau plus inhomogènes. Dans ces réseaux, les surcharges se produisent sur les lignes d'alimentation critiques de ces centrales et sont en partie répercutées sur les lignes principales et les stations de transformation. La logique décentralisée de l'équilibrage de la charge donne ici de meilleurs résultats que le contrôle centralisé de l'équilibrage de la charge des transformateurs.

En raison de ces facteurs, la valeur technique du stockage par batterie dans le réseau de distribution est très sélective et varie fortement au niveau local. Certains systèmes de stockage par batterie ont un effet positif important sur le réseau, tandis que d'autres n'ont qu'une influence mineure. Plus la structure du réseau de distribution est inhomogène, plus les unités individuelles de stockage sur batterie sont pertinentes aux endroits appropriés.

En particulier dans le réseau urbain et suburbain, l'exploitation respectueuse du réseau par le stockage sur batterie peut retarder de plusieurs années les renforcements du réseau. En moyenne, les surcharges sont retardées de quatre à cinq ans. La durée de vie technique des câbles BT et des transformateurs est élevée, et les coûts comparativement faibles. Ainsi, la valeur financière du report des renforcements du réseau par l'efficacité du réseau est faible pour le réseau de distribution. Si cette valeur atteinte dans le réseau de distribution devait être remboursée, l'exploitation respectueuse du réseau d'un système de stockage par batterie de 10 kWh pourrait être encouragée par une subvention unique d'environ 100 à 200 CHF. Comme la valeur du stockage par batterie dans le réseau de distribution est très sélective, la rémunération pourrait également être plus ciblée et donc plus élevée.

Un algorithme efficace et respectueux du réseau pourrait déjà être programmé et mis en oeuvre dans le Prosumer-Lab avec un effort raisonnable.