Advanced state estimation in distribution systems

This research is composed of two major topics; first, the development of the State Estimation function for distribution systems and second, on of Measurement Equipment Placement for the sake of improvement of observability of distribution network. The traditional vertically integrated structure of the electric utility has been deregulated in recent years particularly by adopting the competitive market paradigm in many countries around the world. The market-governed electrical business and the Renewable Energy Sources (RES) have changed significantly the power flows in distribution networks. On the other side, the evolution of the distribution systems seen through the remarkable expansion of dispersed generation plants connected to the medium and low voltage network is one of the main challenges. The growth of the dispersed generation is causing a profound change of the distribution systems in the technical, legal and regulatory aspects; most likely the Distribution System Operators (DSOs) will more and more take, on local dimensions, tasks and responsibilities of the role assigned on a national scale to the operator of the electricity transmission network. In other words, the DSO will become a sort of a “local dispatcher” and will involve its real/passive customers in activities related to the network management and optimization. This, obviously, requires a deep review of the regulatory framework. In this sense, definition of “Smart Grid”, now usually in use, appears reduced as it focuses only on the appearance of the network, while it is more appropriate to speak about “Smart Distribution System” (SDS), extending the involvement also to network users. Among the various initiatives that the distributor must undertake in order to adapt the methods of planning, management and analysis of operation of the network, acquisition of dedicated tools and the related infrastructure plays a crucial role. Most distributed energy resources (DER) can be disposed in the distribution network and to be accessible to provide network support, DER must co-ordinate with the rest of the power system without affecting other costumers. The capability of DER to provision ancillary services will depend on factors such as DER location and number of resources integrated to the grid. Most of the benefits relying on ancillary services will be directly dependent upon the location whereas as the penetration of DER increases, it will impact not only the distribution system capacity restraints but the voltage and frequency stability of the interconnected DER units. From the infrastructural point of view, there is a clear need of II enhancing the observability of the network, now generally limited to the HV/MV substation and the preparation of appropriate channels of communication with the users. Software tools evolution includes the enhancements of the SCADA side for managing the new devices and information coming from the network on one side. In addition, a new family of software applications is being developed to support in both real-time operation and the planning phase. At this point, the specific software tools for both real-time management and planning of the distribution network need to be developed. To implement these, the developer has to have in mind all the above stated limitations and challenges of modern systems. This thesis will provide tools for improvement of the observability of the distribution systems and optimal planning of network for the same cause.

La presente ricerca è organizzata in due principali tematiche. La prima riguarda lo sviluppo di algoritmi di Stima dello Stato per le reti elettriche di distribuzione. La seconda affronta il problema della localizzazione ottima dei dispositivi di misura al fine di migliorarne l’osservabilità. In diversi Paesi, negli ultimi decenni, la tradizionale struttura verticalmente integrata dei sistemi elettrici è stata deregolamentata adottando un nuovo paradigma basato sulla liberalizzazione e la competizione (là dove possibile). Il business market-oriented unitamente allo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili hanno introdotto profondi mutamenti che interessano anche le reti di distribuzione. L’evoluzione dei sistemi di distribuzione dovuto allo sviluppo notevole della generazione dispersa connessa ai sistemi in media e bassa tensione costituisce uno dei principali elementi di novità. La crescita della capacità di generazione connessa a tali reti sta determinando profondi cambiamenti sotto diversi punti di vista: tecnici, legali, regolatori. Il tradizionale ruolo del Gestore della Rete di Distribuzione sta evolvendo verso la figura di un Distribution System Operator (DSO) le cui attività dovranno sempre più coordinarsi anche con il Gestore della Rete di Trasmissione visto il sempre maggiore impatto, non solo a livello locale, ma anche nazionale, che la generazione dispersa sta avendo e in prospettiva sempre più assumerà. Per tali motivi, il DSO sta acquisendo funzioni di dispacciamento locale della generazione connessa alle reti di sua pertinenza. In prospettiva, anche la generazione connessa a tali reti come pure gli utenti passivi potrebbero fornire servizi di rete la cui fornitura dovrà essere coordinata dal DSO. Naturalmente, tale evoluzione richiede una profonda revisione del quadro regolatorio. In questo senso, la definizione di “Start Grid”, ad oggi in uso, appare di significato troppo ridotto in quanto focalizzata esclusivamente sulla rete, mentre sarebbe più appropriato parlare di “Smart Distribution System” (SDS), estendendo il suo significato anche al gestore e agli utenti (attivi e passivi) ad essa connessi. Tra le varie iniziative che i Distributori devono intraprendere al fine di adattare le metodologie di planning, gestione, analisi ed esercizio di tali sistemi, l’acquisizione di strumenti specifici gioca un ruolo cruciale. La maggior parte delle risorse energetiche distribuite non solo possono essere convertite in energia elettrica e immesse nella rete di distribuzione, ma possono fornire servizi ancillari (di impatto locale e globale). Per fare ciò, però, è necessario coordinarle introducendo un certo grado di dispacciabilità. La capacità di tali risorse di fornire servizi ancillari dipenderà da diversi fattori tra i quali quelli tecnologici, la loro localizzazione all’interno della rete di distribuzione, e la presenza di altri soggetti attivi. La maggior parte dei benefici derivanti dalla fornitura di servizi ancillari sarà influenzata dalla localizzazione delle unità di generazione e dal loro livello di penetrazione. Ovviamente ciò avrà un impatto anche sulla gestione della rete di distribuzione a causa di problematiche di congestione, regolazione di tensione, frequenza, e di stabilità delle unità di generazione. Per quanto detto, dal un punto di vista del gestore della reti di distribuzione, c’è la necessità di incrementare l’osservabilità della rete di propria competenza, osservabilità ad oggi limitata alle sole sottostazioni AT/MT come pure l’introduzione di opportuni canali di comunicazione con gli utenti ad essa connessi. L’evoluzione degli strumenti software include i sistemi SCADA per la gestione di nuovi dispositivi (si pensi ai sistemi di accumulo) e di nuove informazioni provenienti dalla rete. In più, una nuova famiglia di algoritmi sarà necessaria per supportare il DSO sia nella fase di esercizio in tempo reale del sistema, sia in fase di pianificazione. Il presente lavoro di tesi affronta il problema della bassa osservabilità delle reti di distribuzioni proponendo degli algoritmi finalizzati ad incrementarne il livello di osservabilità unitamente ad algoritmi per la localizzazione ottima degli apparti di misura.