Teknikkonsultföretaget DNV Energy Systems har på uppdrag av Svenska kraftnät utrett nyttan med av energilager för att öka överföringskapaciteten i transmissionsnätet. Enligt den nyligen presenterade forskningsrapporten ”Energilager för ökad överföringskapacitet”, skulle energilager, i synnerhet i form av litiumjonbatterier, göra bäst nytta som reserver vid funktionsfel i transmissionsnätet.
AV SIMON MATTHIS
Bakgrunden till forskningsrapporten är att effektflödet i det svenska transmissions- nätet varierar alltmer, inte bara i ett nord-sydligt flöde utan på senare tid även i öst-västlig riktning.
Detta ändrade effektflöde har lett till att flaskhalsar i transmissionsnätet uppstått med reducerad överföringskapacitet.
Svenska kraftnät ser därför att det finns ett behov av att utreda hur nya tekniker, såsom energi- lager, kan bidra till att öka överföringskapaciteten och nyttjandegraden av transmissionsnätet.
Summering
Den övergripande slutsatsen är att energilager baserade på elektrokemiska tekniker, främst då itium-jon, lämpar sig bäst i de aktuella tillämp-ningarna. Fördelarna med den lösningen är att den har hög mognadsgrad och verkningsgrad, litet ytbehov samt en modulär uppbyggnad. Det är dessutom en beprövad teknik inom liknande projekt världen över.
Enligt forskningsrapporten kan energilager med hög verkningsgrad beroende på placering sänka belastningen på kritiska element. En analys ger vid hand att för specifika driftfall kan energilager bidra till ökad överföringsförmåga i transmissionsnätet, dock finns ingen lösning med energilager som löser problemen i alla analyserade driftfall.
– En avvägning av Svenska kraftnät kommer att behövas för de driftfall som är mest kritiska och svårast att hantera med andra lösningar, om energilager ska tillämpas, skriver rapport-författarna. Slutsatsen är att energilager här har störst potential för de driftfall där termisk överlast efter ett N-1-fel (det dimensionerande felet) är begränsande. Det beror dels på att energikapaciteten för energilagret kan dimen-sioneras efter en känd tidshorisont på 15-30 minuter, dels på den snabba aktiveringstiden för ett batterilager, vilket kan tillåta en högre överföring än normaldrift då batteriet snabbt kopplas in och stöttar systemet vid felfall. Vid hantering av felfall är kravet på uthållighet begränsat, enligt rapporten, medan kravet på energikapacitet vid termisk överlast i normal- drift beror av belastningscyklernas karakteristik, som normalt inte är känd.
Då ett energilager kan avlasta kritiska led-ningar skulle det med fördel kunna placeras och dimensioneras längs kritiska ledningar i normaldrift för att tillåta en högre överföring än normalt i transmissionsnätet. Potentialen för energilagret att öka överföringen beror dock på energilagrets förmåga att avlasta den kritiska ledningen under hela den tid det kritiska elementet annars skulle varit överbelastad, slår rapporten fast. Överföringskapaciteten kan därmed enbart ökas under den tid som motsvarar energilagrets uthållighet.
Omvärldsanalys
DNV:s omvärldsanalys har tittat på befintliga projekt och tekniker med energilager runtom i världen men främst i Europa, där energilagren kan bidra till att öka överföringsförmågan i transmissionsnätet över flaskhalsar eller olika gränssnitt, till exempel mellan elområden. I Norden syftar de största energilagerprojekten till att leverera frekvensregleringstjänster och nästan samtliga är baserade på litiumjonbatterier.
Analysen lyfter fram följande projekt: Grid-Booster-koncept i Tyskland med energilager som introducerats för att hantera kapacitetsbrist i elnätet, då elnätet närmar sig både sina termiska gränser och sina stabilitetsgränser.
För att öka kapaciteten i transmissions- ledningarna planeras stora batterier för att stabilisera kraftnätet.
För närvarande bygger Tysklands TSO:er (de som har systemansvaret för transmissionsnätet) Tennet och TransnetBW tre stora Grid-Boosters tillsammans med en aggregerad Grid-Booster bestående av decentraliserade batterilager
(BESS):
Audorf/Süd, med effekt på 100 MW. Planerad driftsättning 2023.
Ottenhofen, med effekt på 100 MW. Planerad driftsättning 2023.
Kupferzell, med effekt- och energinivå
på 250 MW och 250 MWh.
Planerad driftsättning 2025.
Decentraliserade BESS-tillgångar i regionen Bayerisch-Schwaben, med effekt- och energi- kapacitet på totalt 250 MW och 250 MWh. Planerade driftsättningar under 2025.
– RINGO, ett experimentellt projekt lett av Réseau de Transport d'Électricité (Frankrikes TSO) som planeras vara i drift under 2022. Med energilager på tre olika platser mildras kapacitetsbristen i nätet genom att energilager i de delar av nätet med överskott av förnybar energiproduktion absorberar effekt, samtidigt som ett energilager laddas ur på efterfråge- sidan. Dessa tre energilager är:
Vingeanne med en effekt- och energikapacitet på 12 MW och 24 MWh med litiumjonbatterier (nickel, mangan, kobolt), som levereras av Nidec ASI.
Ventavon, med en effektkapacitet på 10 MW med LMP-batterier (litiummetallpolymer) som producerats av Blue Solutions och ENGIE Solutions.
Bellac, med en effektkapacitet på 10 MW med en ny typ av litium-jonbatterier som levereras av Saft och Schneider Electric.
Även i Italien, Litauen och Skottland finns energilagerprojekt för att öka överförings- förmågan i transmissionsnätet.
Analysen har specifikt tittat på vad ett energi- lager med litiumjonteknik med en effekt- kapacitet på 100 MW samt en energikapacitet på 50 MWh skulle kosta, installationstid och ytbehov för ett sådant projekt.
Installationstiden uppskattas till mellan ett och två år, men hänsyn tagen till liknande projekt i världen. Ytbehov motsvarar 14 x 40-fots containers med ett säkerhetsavstånd på minst tre meter mellan varje container, plus nya ställverksfack och transformator. Samman- taget motsvarar det en yta på cirka 60 x 30 meter per installation.
Kostnaden uppskattas till cirka 1 000 MSEK för ett energilager med effekt- och energi- kapacitet på 100 MW och 50 MWh. Den totala kostnaden omfattar utrustning, installation, transformator, projektering med mera, vilket kan jämföras med projektet Ringo (se ovan). Där uppskattas den totala kostnaden hamna på 80 miljoner euro, detta för energilager- system med total effekt- och energikapacitet på 32 MW och 97 MWh.