This paper evaluates the impact of wind power frequency control in an island system with wind and hydro generation using PSS/E simulations. The paper considers both grid-to-island transitions and the subsequent continuous island operation. Inertia emulation during the transition, using the kinetic energy in the wind turbines, reduces the frequency nadir by 13% and reduces frequency variations during continuous operation without major power losses. De-rating the wind turbine, providing a reserve and adding a droop control in addition to the inertia emulation further improves stability, with droop control reducing the variations in the frequency during continuous operation by 47%. Additionally, in the wind farm scenario, power variations due to wind speed changes are reduced, lowering frequency variations by 20.6%.

High penetration of Inverter-Based Resources (IBRs) reduces system inertia, posing challenges to frequency stability. This paper investigates the use of IBRs in Frequency Containment Reserve for large Disturbances (FCR-D) using a droop control and considering the presence of delays. By applying FCR-D qualification criteria to an equivalent IBR model, acceptable delay ranges are identified. These are then implemented in a large-scale Nordic power system model to assess and improve frequency responses during a dimensioning disturbance. The study evaluates how varying levels of IBR-based FCR-D affect system behavior, including potential impacts on electromechanical oscillations. Results highlight conditions under which IBR-based FCR-D supports frequency stability and when tuning of control gains under the presence of delays is necessary to mitigate adverse effects on system dynamics

Projektet SågFlex har studerat hur sågverk kan öka intäkter och minska kostnader genom att stötta elnätet. I projektet har (1) flexibel drift av produktion, (2) batterilagringssystem (BESS) och (3) flexibel laddning av elfordon modellerats som flexibla resurser.

Resultat från projektets fallstudier visar relativt kort återbetalningstid för torkfläktar som flexibel resurs mot stödtjänsten FCR-D. Ersättningen på stödtjänstmarknaden för FCR-D har dock varierat kraftigt, vilket gör attåterbetalningstiden i en förenklad kalkyl har gått från mindre än en månad till 7–10 månader under projektets gång. Det återstår dock tekniska hinder som behöver överkommas för att möjliggöra denna flexibla resurs på det studerade sågverket. Resultaten visar också att det i nuläget finns en större lönsamhet i att använda BESS för stödtjänster mot elnätet (FCR-D) än för att kapa effekttoppar och minska effektabonnemang. Framtida förändringar i ersättning och elkostnader kan potentiellt ändra detta, och andra stödtjänster och flexmarknader kan vara aktuella.

I projektet har även ett modelleringsverktyg tagits fram för att utforska hur laddningsmönster för elfordon kan utformas och anpassas till driften på sågverket. Resultat från verktyget visar att nuvarande effektabonnemang kan vara otillräckligt i perioder med mycket snabbladdning när eldrivna fordon ersätter konventionella fordon med förbränningsmotorer. Lösningen kan vara att använda ett BESS för att reducera effekttopparna och jämna ut effektuttaget från elnätet. Ett BESS ökar flexibiliteten i elfordonsladdning samtidigt som det kan ge ökade intäktsmöjligheter via stödtjänster eller andra flexmarknader.

Energidata och teknikinformation har sammanställts med hjälp av Södraoch de andra projektdeltagarna, där ett av sågverken har fungerat som basför metod- och modellutveckling. Fem olika fall av flexibilitets- och stödtjänster mot elnätet har modellerats och analyserats. Dessutom har vibeskrivit affärsmodeller samt vilka tekniska och organisatoriska utmaningar som finns med utgångspunkt i sågverkens förutsättningar.

Framtida forskning bör utreda hur hinder mot deltagande i stödtjänster bäst kan överkommas. Det bör också utredas vilka möjligheter industrin har att delta i fler typer av stödtjänster och flexmarknader.

What was studied? This report studies the possibilities and challenges of establishing a high-power charging system for battery-electric aircraft (EA) within an operational airport environment, with a particular focus on enabling short turnaround times (TAT). The study integrates perspectives from a diverse group of stakeholders, including an airport owner, a charging equipment solution provider, an aircraft developer, a research institute, an innovation arena, and a testbed operator. The aim is to significantly enhance the common understanding and identify viable pathways for the efficient and safe implementation of EA charging systems. The report addresses the three key subsystems (airport, charging equipment, and aircraft) detailing their specific requirements, including e.g. technical, operational, regulatory, and safety considerations, followed by identification and evaluation of possible power system topologies and conceptual charging solutions. Smart control of EA charging systems is explored and modeled to support adequate system design and optimal utilization of available power capacity. Additionally, the report presents measurement results from an operational airport to better understand the current electromagnetic compatibility (EMC) environment. It also includes a review of aviation cybersecurity and offers initial recommendations for future risk assessments to ensure an efficient and safe deployment of EA charging systems. 

The adoption of electric aircraft (EA) offers notable environmental advantages by mitigating greenhouse gas emissions and enhancing regional accessibility through reduced operational costs. Despite these benefits, EA faces significant challenges, partly in achieving practical operational ranges and developing robust airport charging infrastructures. The infrastructure challenge is compounded by the need for rapid turnaround times (TAT) in regional aviation, requiring high-power charging solutions above 1 MW. This paper explores various topologies for EA power supply systems and discusses pros and cons with those. Furthermore, an optimization model is developed using quadratic programming (QP) to allocate charging power among multiple aircraft, ensuring efficient and reliable operations under different system configurations. Simulations evaluate the performance of these configurations, highlighting the impact of grid power capacity, dimensioning of battery energy storage systems (BESS), and number of charging stands on system feasibility. The findings in this paper provide a foundational framework for designing airport infrastructures capable of supporting a growing demand for electric aviation, ensuring efficient power management and minimal operational disruptions. 

The adoption of electric aircraft (EA) offers notable environmental advantages by mitigating greenhouse gas emissions and enhancing regional accessibility through reduced operational costs. Despite these benefits, EA faces significant challenges, partly in achieving practical operational ranges and developing robust airport charging infrastructures. The infrastructure challenge is compounded by the need for rapid turnaround times (TAT) in regional aviation, requiring high-power charging solutions above 1 MW. This paper explores various topologies for EA power supply systems and discusses pros and cons with those. Furthermore, an optimization model is developed using quadratic programming (QP) to allocate charging power among multiple aircraft, ensuring efficient and reliable operations under different system configurations. Simulations evaluate the performance of these configurations, highlighting the impact of grid power capacity, dimensioning of battery energy storage systems (BESS), and number of charging stands on system feasibility. The findings in this paper provide a foundational framework for designing airport infrastructures capable of supporting a growing demand for electric aviation, ensuring efficient power management and minimal operational disruptions. 

This work compares and quantifies the annual losses for three battery system loss representations in a case study for a residential building with solar photovoltaic (PV). Two loss representations consider the varying operating conditions and use the measured performance of battery power electronic converters (PECs) but differ in using either a constant or current-dependent internal battery cell resistance. The third representation is load-independent and uses a (fixed) round trip efficiency. The work uses sub-hourly measurements of the load and PV profiles and includes the results from varying PV and battery size combinations. The results reveal an inadequacy of using a constant battery internal resistance and quantify the annual loss discrepancy to −38.6%, compared to a case with current-dependent internal resistance. The results also show the flaw of modelling the battery system’s efficiency with a fixed round trip efficiency, with loss discrepancy variation between −5 to 17% depending on the scenario. Furthermore, the necessity of accounting for the cell’s loss is highlighted, and its dependence on converter loading is quantified.

This work presents a comparison of alternating current (AC) and direct current (DC) distribution systems for a residential building equipped with solar photovoltaic (PV) generation and battery storage. Using measured PV and load data from a residential building in Sweden, the study evaluated the annual losses, PV utilization, and energy savings of the two topologies. The analysis considered the load-dependent efficiency characteristics of power electronic converters (PECs) and battery storage to account for variations in operating conditions. The results show that DC distribution, coupled with PV generation and battery storage, offered significant loss savings due to lower conversion losses than the AC case. Assuming fixed efficiency for conversion gave a 34% yearly loss discrepancy compared with the case of implementing load-dependent losses. The results also highlight the effect on annual system losses of adding PV and battery storage of varying sizes. A yearly loss reduction of 15.8% was achieved with DC operation for the studied residential building when adding PV and battery storage. Additionally, the analysis of daily and seasonal variations in performance revealed under what circumstances DC could outperform AC and how the magnitude of the savings could vary with time. © 2023 by the authors.

För att elnätet ska fungera måste frekvensen hållas inom snäva gränser och därför handlar Svenska Kraftnät upp olika typer av stödtjänster för frekvensreglering. De senaste åren har kostnaderna för dessa tjänster ökat kraftigt, bland annat till följd av en allt högre andel intermittent elproduktion. Behoven är prognostiserade att öka ytterligare under de kommande åren. Detta har skapat ett ökat intresse för batterier och deras möjligheter att stödja elnätet. Men batterier och tillhörande kraftelektronik är kostsamt. Samtidigt finns en stor och alltjämt växande batterikapacitet i landets elbilar och med hjälp av dubbelriktad laddning, så kallad vehicle-to-grid öppnas nya möjligheter att komma åt denna potential för att på ett mer resurseffektivt sätt balansera elnätet. Projektets övergripande mål har varit att utreda hur standardisering kan användas för att påskynda och öka användandet av elbilar som resurs för flexibilitetstjänster till elnätet. Bland annat har en fallstudie genomförts av Axess Logistics anläggning i Malmö hamn och möjligheterna för att deras långtidsparkerade elbilar ska kunna leverera frekvensreglering till elnätet har studerats. Resultaten visar på att studerade standarder i stort inte utgör ett direkt hinder för användandet av elbilar för frekvensreglering men att förändringar av exempelvis ISO15118 skulle kunna öka möjligheterna att använda elbilar för att leverera frekvensreglering. Till exempel genom införande av krav på mätnoggrannhet på aktiv effekt, förkortning av tillåtna svarstider, krav på lokal frekvensmätning med god noggrannhet. För långtidsparkerade bilar vore det framförallt värdefullt att arbeta fram, och i standard beskriva, en funktion där elbilens BMS kan uppmanas av EVSE att hålla batteriet i ett tillstånd där det kan användas för att snabbt svara på en begäran om i-/urladdning. Detta så att elbilen kan vara förberedd för frekvensreglering även om den för stunden inte aktivt laddar eller matar effekt till elnätet. Detta en åtgärd som skulle kunna ha stor positiv påverkan på möjligheterna för långtidsparkerade elbilar att leverera frekvensreglering. Exemplifierande användarcykler för långtidsparkerade bilar har studerats för FCR-N och FCR-D. Resultaten visar att den förväntade cyklingen skiljer stort mellan dessa olika frekvensregleringstjänster och antyder att valet av frekvensregleringstjänst behöver studeras utifrån både förväntad ekonomi och eventuellt batterislitage. Överslagsräkningar på eventuella intäkter från deltagande i frekvensreglering har genomförts och de preliminära resultaten visar att investering av dyrare laddinfrastruktur som klarar Vehicle-to-Grid skulle kunna återbetalas inom ett år med 2022 års nivåer av ersättning för frekvensreglering. I en framtid där nya elbilar antas ha stöd för Vehicle-to-Grid har potentialen för att använda långtidsparkerade elbilar på logistikanläggningar till frekvensreglering preliminärt bedömts ligga mellan 110 och 165 MW för svenska förhållanden. Detta motsvarar ca 5-8% av den nordiska FCR-marknaden. På sikt kan också långtidsparkerade bilar hos återförsäljare, flygplatser med mera att utgöra en betydande potential.