Microgrids reliability analysis in case of HILP events

Due to increasing demand for electricity, climate change and scarcity of energy resources the earth population is forced to find new approaches towards powering electrical systems with less use of fossil fuels with more care on the environment. Moreover, the climate change that we’re facing is altering the classic climate patterns increasing the ‘catastrophic’ with low probability events forcing us to be more aware of the concept of Resilience and Reliabilty of the Power systems. When power electrical systems are designed in an efficient way, they may not only have smaller impact on the environment, they can also be less costly compared to other classic technologies and can also reduce the outage time created by phenomena such as floods, hurricanes, earthquakes and fires. The scope of this research is to analyze by multi objective optimization process the economic and the energetic feasibility of microgrids in area where climatic events might create blackouts on the network. The importance of the research is given by the fact that generally, the reliability considerations on the electrical network are made using average probability values of outage occurrence and they do not consider the effect of High Impact Low Probability Events (HILP). The first part of the thesis is a comparison between a CHP based microgrid and a PV+BESS+DG microgrid where Optimizations Minimization Techniques are applied in order to obtain results about Total Costs and Total Capacity. In the second part of the work, the two off-grid microgrids are connencted to a test network in order to study the reliability of the network in case of presence of only one of the two power production microgrid at a time. The optimization is performed considering the bus 2 of the Reliability Test System (RBTS) firstly introduced by Roy Billinton in 1997 and, consequently, a Monte Carlo Simulation is used in order to generate random faults on the branches of the network under analysis. Lastly, using the concept of the Conditional Value at Risk (CVaR), the risk associated to the Energy not Supplied on each load point is studied and, thanks to the results, it will be possible to conclude that the CHP microgrid is more favorable in case of HILP events due to his immediate and affordable control.

Dato il costante aumento di infrastrutture elettriche, il crescente fenomeno del riscaldamento globale e la sempre più difficoltosa estrazione delle attuali fonti energetiche si è costretti a trovare nuovi ed efficienti metodi di produzione di energia elettrica avendo cura dell’impatto ambientale associato ad ogni possibile soluzione. Attualmente, la rete elettrica è dimensionata tenendo in considerazione guasti sulle linee provocati da fenomeni con alta probabilità di accadimento ma con basso impatto di rischio che riescono ad essere risolti in pochi istanti. Nel prossimo futuro è invece dato in aumento la possibilità che avvengano eventi che potranno avere un impatto catastrofico sulle linee ma che si presenteranno con bassa probabilità di accadimento. Questi Eventi, noti sotto il nome di HILP, sono catastrofi climatiche come tsunami, inondazioni e incendi su grossa scala che possono causare disagi su sistemi elettrici di trasmissione e di distribuzione con danni che possono richiedere giorni, se non settimane, prima di essere risolti. Risulta quindi fondamentale lo studio della rete elettrica in presenza di HILP e di conseguenza i concetti di affidabilità e resilienza di rete stanno diventato sempre più attuali. Lo scopo della tesi è di analizzare, grazie a un processo di ottimizzazione matematica, la fattibilità energetica ed economica di due differenti microgrid, funzionanti in off-grid, nel momento in cui eventi HILP provochino guasti sulla rete. Nella prima parte dell’elaborato verranno messe a confronto due microgrid; una funzionante grazie a un sistema ibrido PV+BESS+DG ed una comandata da un impianto CHP. Grazie a tecniche di ottimizzazione matematica, valori come costo totale di installazione e di manutenzione verranno calcolati e confrontati. Nella seconda parte dell’elaborato, le due micorgrid (separatamente) verranno collegate ad una rete test funzionante in off-grid in maniera tale da studiarne l’affidabilità grazie al modello RBTS introdotto da Roy Billinton nel 1997. Conseguentemente, dei guasti casuali verranno generati sulla rete utilizzando una simulazione Monte Carlo e, utilizzando in concetto di CVaR, sarà possibile studiare l’andamento del sistema in caso di HILP. Data l’immediatezza del controllo e dell’immissione in rete di energia, al termine delle simulazioni è stato possibile concludere che la migliore microgrid da utilizzare in caso di HILP è quella comandata dal sistema CHP.