Utilizza questo identificativo per citare o creare un link a questo documento: http://hdl.handle.net/10556/2579
Titolo: Demand flexibility: the unlocked capacity in smart power systems
Autore: Santoro, Patrizia
Reverchon, Ernesto
Piccolo, Antonio
Galdi, Vincenzo
Verde, Paola
Borghetti, Alberto
Parole chiave: Demand response
Low voltage
Distribution grid
Data: 7-apr-2017
Editore: Universita degli studi di Salerno
Abstract: In the next years, it is expected a deep growth of world primary energy and electricity demand. The scenarios prospect a positive rate in all the sectors, especially in the residential one. In particular, residential sector is one of the major consumer of electricity and this situation will be intensified by the awaiting spread in large scale of electric vehicles and heat pumps. For what concerns the generation of electricity, the penetration of not programmable renewable energy sources (NP-RES) is significantly increasing, especially photovoltaics resources (PV) are experiencing a large distribution between small consumers, as small commercial and residential. The presented energy scenario is leading the grid operators to face issues in managing the grid due to both the uncertainty in the load profiles and in the generation production from NP-RES. Furthermore, the deeper use of NP-RES, such as PV, introduced new critical situations that must be solved by the grid operators in order to run the system in a safe and reliable way. One of these situations is well depicted in the duck curve, which represents the system net load in CAISO (California Independent System Operator), where are highlighted both the overgeneration risk and the high rate ramps problem. The former occurs when the net load is close to the base load generation units total capacity, whereas the latter occurs during the sunset in which the PV panel generation decreases quickly, driving the net load to increase in a short period of time. The uncertainty, the ramp risks and all the issues related to the strong penetration of NP-RES, led grid operators to involve more balancing generation units with a consequence increase of the energy price. A more sustainable and economic solution is the deployment of flexible resources in the grids, such as energy storage resources and demand flexibility. By using these technologies and techniques, the grid operator can achieve a stronger control on the grid and through their coordination, it can manage the grid in a more efficient and reliable way to face all the events in the grid and guarantee the equilibrium between generation and demand around the clock. In this PhD dissertation, the focus is on demand side flexibility and how it can be managed from grid operators, from transmission to low voltage distribution grids. In order to use demand side flexibility, demand response programs (DR) have been introduced. DR programs are mostly diffused in energy markets and therefore they impact on transmission grids in terms of congestions, expected unserved energy (EUE) and loss of load probability (LOLP) parameters. In USA the use of DR resources (DRRs) is well regulated and they actively participate in the energy markets to get economic benefits such as reduction of the energy prices (locational marginal prices). Furthermore, there is a strong regulation about their remuneration (FERC Order No. 745) and as consequence, the presence of DRRs is quickly increasing. DRRs are also involved in emergency situations, for example when grid issues occur. In this dissertation, the focus is on economics DR programs and their impact on transmission grid reliability, economics and emissions metrics. The performed study aims at providing insights into the impacts of deepening penetration of DRRs under different intensity levels in the presence of energy storage systems (ESSs), as pumpedhydro storage and compressed-air energy storage, and wind power plants. The results show that with a high number of DRRs and using the maximization of the social welfare as clearing optimization criterion, the performance of the system in terms of reliability metrics (EUE and LOLP) gets worst, instead in terms of economics and emissions parameters there is a significant positive impact. The research results show that if the number of DRRs is not less than 20% of the total number of the transmission grid buses, all the metrics (reliability, economics and emissions) are positive, ensuring a relief effect on the system. If DR programs are well described and regulated in the energy markets and therefore they influence the transmission grid as both scheduled and real time resources, in the low voltage distribution grid, DR programs are still not available by grid operators as balancing or reserve resources. This is mostly due to the high percentage of residential customers in low voltage distribution grids whose daily power consumption is strongly related with their behaviors and they put their comfort on the foreground. Furthermore, the almost total absence of DR aggregators for residential customers and the lack of technological devices make the residential sector be a locked capacity for the distribution system operators (DSOs). Literature and some pilot projects (for instance the European project ADDRESS and the UK project CLASS) aim at investigating the opportunity offered by this sector and exploring techniques and technological solution to exploit its flexibility in balancing the distribution grids. In particular, in literature it is investigated the opportunity to modulate the dwellings power by modifying the supplying voltages, as by using Conservation Voltage Reduction (CVR) technique. This approach is developed according to the relationship between voltage and power, described by the exponential and polynomial model, called ZIP model. In literature, the power modulation is achieved modifying the position tap of on load tap changer (OLTC) primary distribution transformer in order to modulate the voltages over the feeders. Even if this approach shows a good level of power reduction in low voltage distribution grids with high penetration of residential units and customers do not notice any lack of quality service in the supplied voltage, the main limitation of this technique is its centralized nature. It is applied to the primary substation and therefore it involves all the customers connected to the grid and since the supplied voltages must be inside the limits set by the standard CEI EN 50160, downstream users are the bottle neck of this technique because they set the lower limit of the voltage regulation. In this dissertation it is applied a fully decentralize power control (FD-PC) based on a decentralized voltage control in order to achieve the active power modulation by residential end-users when the DSO needs (for instance, when the cables or transformers are overloaded). Voltage modulation can be executed inside a single or cluster of residential units; here a smart home energy management system (SHEMS) to be installed inside a dwelling and able to receive signal from the DSO is suggested, in order to modulate the dwellings voltage using AC/AC converters. The FD-PC is tested on a LV distribution grid and compared with a CVR based solution applied to the secondary distribution transformer. The FD-PC shows better results in terms of power reduction compared with the centralized technique since it applies a different percentage of voltage reduction according to the voltage values measured at the selected points. In this way, it is possible to use all the regulation range set by the standard. In addition, the voltages over the feeders are not directly involved in the voltage regulation as in the centralized technique, therefore the system has better performance in terms of voltage security margins. Another interesting result is obtained in LV grids characterized by low voltage levels (close to the standard lower limit) on the feeders. It is analyzed the case study in which the OLTC secondary distribution transformer is set equal to 1.05 p.u. in order to increase the voltages in the feeders and assure that the upper and lower limits are respected. In this situation, the FD-PC gains better results, providing an active power reduction almost double compared to the base case. All the simulation studies are performed using a Monte Carlo approach in order to define random residential demands and allocation of PV panels, when included in the network. The simulation period is one day and the simulation step is equal to 10 minutes. [edited by author]
La crescente penetrazione della generazione da fonti rinnovabili ha condotto a una progressiva difficoltà nella gestione dell’equilibrio tra domanda e generazione nel sistema elettrico. La forte aleatorietà di tali fonti, infatti, porta ad avere una richiesta di riserve energetiche elevato e quindi a un relativo incremento del prezzo dell’energia come accaduto in California nella seconda metà del primo decennio del 2000, e, più di recente, in Sicilia. Nei prossimi anni è previsto un incremento dei consumi di energia primaria ed elettrica, in particolar modo nel settore residenziale in quanto nuovi consumi saranno legati all’introduzione dei veicoli elettrici e all’utilizzo delle heat pumps. In aggiunta, in tale settore è previsto un forte aumento di produzione di energia elettrica da pannelli fotovoltaici, la quale sebbene sia un vantaggio per l’utente e aiuta il sistema ad essere più sostenibile, comporta un forte grado di aleatorietà nella determinazione del carico netto, specialmente nelle reti di distribuzione, da parte del gestore della rete. I rischi che il gestore della rete dovrà affrontare in condizione di una forte penetrazione di produzione da fonti rinnovabili sono riportati nella duck curve presentata dal gestore della rete californiano CAISO. Essa rappresenta il carico netto del sistema ed evidenzia due criticità: il rischio di overgeneration, ossia il carico netto è confrontabile con il baseload, e la presenza di rampe quando la produzione dai pannelli fotovoltaici diminuisce comportando l’aumento, in breve tempo, del carico netto del sistema. Lo scenario rappresentato comporta l’utilizzo da parte del gestore della rete di più unità generative da impiegare come riserve, con un conseguente aumento del prezzo dell’energia e un sistema elettrico poco sostenibile. Un’altra soluzione a tale problema è l’introduzione della flessibilità della domanda elettrica, ossia garantire l’equilibrio tra domanda e generazione non agendo sul lato della produzione ma sulla domanda. Al fine di raggiungere l’obiettivo di avere una domanda elettrica flessibile, sono state introdotte strategie di demand side management e demand response. Le prime prevedono un’azione volontaria dei singoli utenti i quali modificano il loro consumo elettrico in modo autonomo, ossia il gestore della rete fornisce degli incentivi o tariffe speciali in determinate fasce orarie in modo da pilotare i consumi elettrici, ma è l’utente finale a decidere come e quanto consumare. Le strategie di demand response, invece, sono assimilabili a delle vere e proprie riserve di energia in quanto gli attori inclusi in tali programmi, partecipano attivamente, direttamente o indirettamente, al mercato elettrico. Oltre ai programmi in cui viene ridotta la domanda energetica mediante spostamento o riduzione del carico elettrico durante la giornata, esistono anche strategie denominate voltage led demand response, in cui la domanda elettrica viene modificata agendo sulla tensione di alimentazione del carico elettrico, sfruttando la relazione tra tensione e potenza assorbita descritta dai modelli presenti in letteratura. Il presente lavoro di tesi si focalizza sull’analisi delle strategie di demand response in alta tensione, ossia in trasmissione, e sull’introduzione di una tecnica di controllo decentralizzata della domanda elettrica basato sul principio del voltage led demand response e da applicarsi agli utenti residenziali sulle reti di bassa tensione. Per quanto riguarda il primo punto, si è analizzato l’impatto sul mercato elettrico del giorno prima e sulla rete di trasmissione della demand response al variare della sua penetrazione. Ci si è soffermati sulle variazioni del prezzo dell’energia e sulla stabilità del sistema elettrico, analizzando parametri quali expected unserved energy (EUE) e loss of load probability (LOLP). Lo scenario analizzato è caratterizzato dalla presenza di generazione da fonti rinnovabili e di elementi di storage dell’energia elettrica (nello specifico, idroelettrico). L’analisi è stata eseguita in modo da evidenziare come con l’introduzione delle strategie di demand response, il sistema elettrico riesca a massimizzare l’impiego della generazione da fonti rinnovabili e a contenere il prezzo dell’energia durante il picco di domanda. In particolare, i risultati mostrano come i vantaggi legati all’introduzione delle risorse di demand response dipendano dal livello di penetrazione delle stesse. In particolare, per una penetrazione circa uguale al 20% del numero totale di nodi del sistema, i risultati in termini di reliability, prezzo dell’energia ed riduzione dell’emissione dei gas inquinanti sono positivi. Per livelli superiori di penetrazione, invece, i risultati relativi alla reliability, ossia EUE e LOLP, peggiorano, mentre gli altri effetti restano positivi. I programmi di demand response sono ben regolamentati nei mercati energetici, specialmente negli Stati Uniti, e quindi il loro effetto è ben valutabile nelle reti di trasmissione dell’energia elettrica. Per quanto riguarda la media e la bassa tensione, i programmi di demand response non sono ancora disponibili. Ciò è dovuto all’alta percentuale di utenti residenziali, il cui consumo elettrico è dettato dal comfort e dalle abitudini dei singoli utenti, la mancanza di aggregatori di domanda elettrica nel settore residenziale e la mancanza di smart devices in grado di monitorare i consumi elettrici degli utenti e di comunicare in real time con il gestore della rete. Nella tesi è stata introdotta una nuova tecnica di controllo per la gestione dei carichi residenziali, ossia un controllo decentralizzato della potenza attiva assorbita. Attualmente, la tecnica di controllo basata sul principio voltage led demand response, è analizzato sulle cabine primarie di distribuzione, mentre nel controllo decentralizzato proposto, il principio viene applicato puntualmente, ossia al punto di consegna della tensione all’utente finale. Il vantaggio di tale soluzione è che consente di ridurre i consumi in modo locale e di utilizzare tutto il margine di riduzione della tensione previsto dalla normativa CEI EN 50160, senza alcuna perdita della qualità del servizio da parte dell’utente finale. Il vantaggio di tale tecnica è la riduzione della potenza assorbita in cabina secondaria e la gestione delle criticità locali in modo puntuale da parte del gestore della rete. Il modello dei carichi utilizzato per condurre le simulazioni è il modello polinomiale chiamato ZIP model. Il controllo decentralizzato può essere eseguito su una singola residenza o su gruppi di utenze. Nella tesi vengono riportati due casi studio: un primo caso studio in cui viene mostrato il confronto tra la tecnica centralizzata eseguita nella cabina secondaria mediante trasformatore con variatore sotto carico e la tecnica decentralizzata, ossia la tensione di alimentazione viene modificata nel punto di consegna agli utenti finali. Le simulazioni sono state condotte su una rete di distribuzione di bassa tensione costituita da utenze residenziali e i risultati hanno mostrato che è possibile ottenere una riduzione di potenza attiva media al trasformatore MT/BT pari a 9% e 4% rispetto al caso base (senza regolazione), rispettivamente mediante il controllo decentralizzato e centralizzato. Il secondo caso studio riguarda l’analisi di una rete di distribuzione di bassa tensione caratterizzata da livelli di tensione minimi vicini alla soglia inferiore stabilita dalla norma CEI EN 50160. In questa rete, le simulazioni sono state condotte ponendo il rapporto di trasformazione in cabina secondaria pari a 1 p.u. e 1.05 p.u. ed è stato eseguito il controllo di tensione decentralizzato sulla rete. I risultati hanno evidenziato che la riduzione di potenza attiva al trasformatore raggiunge un valore medio di picco pari a 10% rispetto al caso base (caso senza regolazione). Per entrambi i casi presentati, le simulazioni sono state eseguite mediante un metodo stocastico, ossia il metodo Monte Carlo, per definire i profili dei carichi delle utenze residenziali e ove previsto, l’allocazione dei pannelli fotovoltaici. Il periodo di simulazione scelto è uguale ad un giorno e il passo di simulazione è pari a 10 minuti. Infine, nella tesi sono state delineate delle linee guida per la progettazione e realizzazione di un dispositivo elettronico (convertitore AC/AC) in grado di eseguire la riduzione della tensione nelle utenze residenziali previsto nel controllo decentralizzato proposto. [a cura dell'autore]
Descrizione: 2015 - 2016
URI: http://hdl.handle.net/10556/2579
http://dx.doi.org/10.14273/unisa-978
http://dx.doi.org/10.14273/unisa-978
È visualizzato nelle collezioni:Ingegneria chimica

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