Akkuvaraston teho sähköverkossa

Abstract

Energiamurrokseksi kutsutaan siirtymäkautta fossiilisesta ja keskitetystä energiantuotannosta kohti uusiutuvaa ja hajautettua energiantuotantoa. Uusiutuvan energian lisääntyessä sähköntuotannon ja -kulutuksen tehotasapainon hallintaan on kehitetty reservimarkkinat, joilla myydään tehoa taajuuden hallintaan. Yksi taajuuden hallinnan teknologia on akkuvarastot. Tässä työssä tarkasteltiin kahden akkuvaraston vaikutuksia sähkönjakeluverkkoon osana reservimarkkinaa ja laskettiin taajuuden perusteella määritettyä tehoa. FCR-N-markkinassa teho pyrkii jatkuvasti pitämään taajuuden normaalilla alueella. FCR-D-markkinassa aktivointia on muutaman kerran tunnissa pienemmällä teholla. Suuren tehon ja FFR-markkinan aktivointi vaatii jonkin vian suuressa siirtoyhteydessä tai merkittävässä tuotantokohteessa. Eniten akkuvaraston taajuusperusteista aktivointia tulee syksyllä ja keväällä ja kaikkein vähiten tammi-, heinä- ja joulukuussa. Jakeluverkkotoimijan kannattaa sijoittaa akkuvarasto sen jännitteensäätöä hyödyntävään sijaintiin ja arvioida markkinalajien perusteella sen teho sähköasemaan. Akkuvaraston kapasiteetti voidaan jakaa useaan markkinaan, mikä jakaa aktivoituvaa kokonaistehoa pienempiin osiin.

The energy transition is the transition from fossil fuels and centralized energy production towards renewable and decentralized energy production. As renewable energy increases, reserve markets have been developed to manage the power balance of electricity production and consumption, where power is sold for frequency management. One technology for frequency management is battery storage system. This work examined the effects of two battery storages on the electricity distribution network as part of a reserve market and calculated the power required based on grids frequency. In the FCR-N market, the entire offered power operates all the time. In the FCR-D market, activation occurs a few times an hour at lower power. Activation of the higher power in FFR requires fault in large transmission connection or in significant power plant. The most frequency-based activation of battery storage occurs in autumn and spring, and the least in January, July and December. The distribution network operator should locate the battery storage in a location that utilizes its voltage regulation and estimate its power to the substation based on market types. The battery storage capacity can be divided into several markets, which divides the total activated power into smaller parts.