Estimating MV and LV distributed energy resources flexibility in a TSO/DSO coordination perspective

Due to the massive penetration of renewable energy sources (RES) such as wind and photovoltaic power and distributed generation (DER) such as cogeneration plants, storage, V2G due to a push towards a low-carbon electricity system, new challenges have emerged in the management of grid energy flows that have led to potential critical issues such as congestion, voltage control, observability. In this context, better coordination between transmission companies (TSOs) and distribution companies (DSOs) could be a solution to mitigate these phenomena; in fact, through the distributed resources present on the distribution grid, the DSO could alleviate a contingency on the HV/HHV grid. After an analysis of the regulations governing the relationship between the two entities network development plans, and of European Best Practices, a robust coordination model is realized that allows the network's critical issues to be solved with an operational and short- to medium-term horizon that does not involve the exchange of sensitive information between the two actors. In order to evaluate the supply of active and reactive flexibility available at the connection point (PCC), an algorithm is proposed that aggregates into a single capability curve all the sources of flexibility present downstream of the primary substation (PS) starting from the non-sensitive data made available by Terna and Unareti; the algorithm can be applied both to an as-is situation of the grid and to a future forecast realized by interleaving development scenarios in order to estimate the supply and impact of flexibility over a planning horizon. In literature the coordination models reported are tested in test networks, however to draw concrete conclusions despite access to a limited database that therefore does not allow power flow on the network, in this paper the algorithm is applied to the case study of the Milan area managed by Unareti where through the simulations conducted by Terna is possible to quantify the impact of flexibility obtained at the PCC.

A causa della massiccia penetrazione delle fonti rinnovabili (FER) quali eolico e fotovoltaico e della generazione distribuita (DER) quali impianti cogenerativi, storage, V2G dovute ad una spinta verso un sistema elettrico a basse emissioni di CO2, sono emerse nuove sfide in ambito della gestione dei flussi di energia in rete con le relative criticità quali congestioni, controllo della tensione, osservabilità. In questo quadro un miglior coordinamento tra TSO e DSO potrebbe essere una soluzione al fine di mitigare questi fenomeni; difatti attraverso le DER il DSO potrebbe alleviare una contingenza sulla rete AT/AAT. Dopo un’analisi delle normative che regolano i rapporti tra i due enti, dei piani di sviluppo rete TSO e DSO, e delle Best Practice europee si è realizzato un modello di coordinamento robusto che consente di risolvere le criticità della rete con un orizzonte operativo e di breve – medio termine che non implichi lo scambio di informazioni sensibili tra i due. Al fine di valutare l’offerta di flessibilità attiva e reattiva disponibile al punto di connessione (PCC) si propone un algoritmo che aggreghi in un’unica capability curve tutte le fonti di flessibilità presenti a valle della cabina primaria; l’algoritmo si può applicare sia ad una situazione as-is della rete sia ad una previsione futura A causa della massiccia penetrazione di fonti rinnovabili (FER) quali eolico e fotovoltaico e della generazione distribuita (DER) quali impianti cogenerativi, storage, V2G dovuti ad una spinta verso un sistema elettrico a basse emissioni di carbonio sono emerse nuove sfide nella gestione dei flussi di energia delle reti che hanno portato a potenziali criticità quali congestioni, controllo della tensione, osservabilità. In questo quadro un miglior coordinamento tra aziende di trasmissione (TSOs) e distribuzione (DSOs) potrebbe essere una soluzione al fine di mitigare questi fenomeni; difatti attraverso le risorse distribuite presenti sulla rete di distribuzione, il DSO potrebbe alleviare una contingenza sulla rete AT/AAT. Dopo un’analisi delle normative che regolano i rapporti tra i due enti, dei piani di sviluppo rete TSO e DSO, e delle Best Practice europee si è realizzato un modello di coordinamento robusto che consente di risolvere le criticità della rete con un orizzonte operativo e di breve – medio termine che non implichi lo scambio di informazioni sensibili tra i due attori. Al fine di valutare l’offerta di flessibilità attiva e reattiva disponibile al punto di connessione (PCC) si propone un algoritmo che aggreghi in un’unica capability curve tutte le fonti di flessibilità presenti a valle della cabina primaria partendo dai dati non sensibili messi a disposizione da Terna ed Unareti. ; l’algoritmo si può applicare sia ad una situazione as-is della rete sia ad una previsione futura realizzata intercalando gli scenari di sviluppo in modo da stimare l’offerta e l’impatto della flessibilità in un orizzonte di programmazione. In letteratura i modelli di coordinamento riportati sono sperimentati in reti test dove si ha la disponibilità di accedere ad un database completo di dati come le impedenze delle linee, tuttavia al fine di trarre delle conclusioni concrete nonostante l’accesso ad un database limitato che quindi non permette di effettuare power flow sulla rete, in questo elaborato l’algoritmo viene applicato al caso studio dell’area di Milano gestita da Unareti dove attraverso le simulazioni condotte da Terna si può quantificare l’impatto della flessibilità ottenuta al PCC.