The widespread of the Distributed Generation (DG), installed in Medium Voltage (MV) Distribution Networks, impacts the future development of modern Electrical Power Systems. A massive DG installation, typically based on Renewable Energy, completely changes power flows and, consecutively, network voltages and energy losses. Focusing on the MV network, we can say that today DG normally exchanges only active power to the grid, i.e. it works at unitary power factor. However, due to the MV grid resistance/reactance ratio, network voltages are also influenced by active power injections. Therefore, in case of high active power injection, high voltage levels may occurs so potentially causing DG disconnection by means of interface relay tripping. Controlling the grid voltage, the above mentioned problems should be solved. Moreover, voltage regulation allows to increase the network hosting capacity. In this PhD Thesis, which has been developed in collaboration with Enel Distribuzione S.p.A. (the major Italian DSO), an MV grid Voltage Control Criteria is proposed, discussed and analyzed using a Real-Time Digital Simulator (RTDS). The Voltage Control Criteria consists in three voltage control strategies, which works in correlate way: 1. MV busbar voltage regulation in Primary Substation 2. “Local” Voltage Control, along feeders 3. “Centralized” Voltage Control, which involves the entire MV grid The MV busbar voltage regulation in Primary Substation, which is treated in Chapter 1, allows to maintain the MV busbar to the minimum admissible voltage set-point. It is based on “daily load flow” calculation performed by the Distribution Management System (DMS) by means of load curves derived from the Electronic Meters. The Local Voltage Control allows to control voltage along feeders, at the DG delivery point, varying the exchanged reactive power as a function of the delivery point voltage. Two local regulation functions will be presented: the UPG and the RQV. Both functions will be treated in Chapter 2. The “Centralized” Voltage Control allows to support the Local Voltage Control. In case of Local Voltage Control is not able to maintain the voltage between pre-defined limits, the Centralized Voltage Control try to help generators “in difficulty” asking the “closest” generators to operate. The “closest” concept is based on a Sensitivity Approach particularized for radial distribution feeders. The Centralized Voltage Control will be presented in Chapter 3. The proposed Voltage Control Criteria will be applied to the “Ciccalento” MV line, located in the Italian Puglia region, and fed by the “San Giovanni Rotondo” Primary Substation. The “Ciccalento” line has been taken into account for the “POI-P3” Pilot Project (the Italian acronym of “Interregional Operative Project”) on Smart Grids, funded by the Italian Ministry of Economic Development, which involves some GD plants in four Regions of the South of Italy. Before the real field application in the pilot project, Real-Time Digital Simulations have been used to validate the presented criteria. Analysis have been performed using the Real-Time Digital Simulator installed in the Enel Distribuzione Test Center of Milan (Italy). The RTDS model of the considered grid is presented in Chapter 4. Numerical results have been shown in Chapter 5. Finally, in Chapter 6, the MV network Sensitivity Approach has been generalized for a four-wires LV network, in order to extend the Centralized Voltage Control to LV application.

La diffusione della Generazione Distribuita (GD), installata nelle reti di distribuzione in Media Tensione (MT), impatta sul futuro sviluppo dei moderni Sistemi Elettrici di Potenza. Una massiccia installazione di GD, tipicamente basata su energia rinnovabile, cambia completamente i flussi di potenza e, conseguentemente, la tensione di rete e le perdite di energia. Focalizzando l’attenzione sulla rete MT, possiamo dire che oggi la GD scambia solo potenza attiva con la rete stesa, funzionando a fattore di potenza unitario. Tuttavia, a causa del rapporto resistenza/reattanza, la tensione di rete è influenzata anche dalle iniezioni di potenza attiva, oltre che a quelle di potenza reattiva. Pertanto, in caso di elevate iniezioni di potenza attiva, la tensione può assumere livelli elevati e potenzialmente possono accadere distacchi della GD per massima tensione, da parte della protezione di interfaccia. Controllando la tensione di rete, i suddetti problemi possono essere risolti. Inoltre il controllo della tensione aumenta la hosting capacity di rete. In questa Tesi di Dottorato di Ricerca, che è stata sviluppata in collaborazione con Enel Distribuzione S.p.A. (il maggior DSO Italiano), viene presentato, discusso ed analizzato, mediante un simulatore di rete in tempo reale (Real-Time Digital Simulator RTDS) un nuovo criterio di controllo della tensione su rete MT. Il criterio presentato si basa su tre strategie di controllo della tensione, che lavorano in modo correlato: 1. la regolazione della sbarra MT di Cabina Primaria 2. il controllo “Locale” della tensione, lungo linea 3. il controllo “Centralizzato” della tensione, che include l’intera rete MT La regolazione della sbarra MT, che è trattata nel Capitolo 1, permette di mantenere la tensione di sbarra al minimo valore di set-point ammissibile. Essa è basata su calcoli giornalieri di load-flow, svolti dal Distribution Management System (DMS) grazie alle curve di carico ottenute dalla lettura dei Contatori Elettronici. Il controllo locale della tensione permette un controllo lungo linea, al punto di consegna della GD, mediante variazione della potenza reattiva scambiata in funzione della tensione del punto di consegna stesso. Vengono presentate due funzioni di regolazione locale: la funzione UPG e la funzione RQV. Entrambe le funzioni vengono trattate nel Capitolo 2. Il controllo centralizzato permette di supportare quello locale. In caso che quest’ultimo non sia in grado di mantenere la tensione entro i limiti prestabiliti, il controllo centralizzato cerca di aiutare la DG “in difficoltà” chiedendo soccorso agli impianti “elettricamente vicini”. Il concetto di “vicinanza elettrica” è basato su un approccio di Sensitivity particolarizzato per reti radiali. Il controllo centralizzato della tensione viene presentato nel Capitolo 3. Il criterio di controllo della tensione proposto sarà applicato alla linea MT “Ciccalento”, attestata alla Cabina Primaria di San Giovanni Rotondo, che si trova in Puglia. La linea “Ciccalento” è stata analizzata per il progetto pilota Italiano sulle Smart Grid “POI-P3” (Progetto Operativo Interregionale). Tale progetto, finanziato dal Ministero dello Sviluppo Economico coinvolge alcuni impianti di GD nel sud Italia. Prima di applicare le tecniche in campo, sono state eseguite le validazioni dei modelli utilizzando il simulatore di rete in tempo reale RTDS, installato al Centro Prove Enel Distribuzione di Milano. Il modello viene descritto nel Capitolo 4, mentre i risultati numerici vengono esposti nel Capitolo 5. Infine, nel Capitolo 6, l’approccio di Sensitivity, sviluppato per la rete MT, viene esteso ad una rete radiale a quattro fili, in modo che possa essere applicato alla rete BT, per eseguire su di essa il controllo centralizzato della tensione.

Voltage control in MV networks with high DG presence using a real-time digital simulator

SAPIENZA, GIANLUCA

Abstract

The widespread of the Distributed Generation (DG), installed in Medium Voltage (MV) Distribution Networks, impacts the future development of modern Electrical Power Systems. A massive DG installation, typically based on Renewable Energy, completely changes power flows and, consecutively, network voltages and energy losses. Focusing on the MV network, we can say that today DG normally exchanges only active power to the grid, i.e. it works at unitary power factor. However, due to the MV grid resistance/reactance ratio, network voltages are also influenced by active power injections. Therefore, in case of high active power injection, high voltage levels may occurs so potentially causing DG disconnection by means of interface relay tripping. Controlling the grid voltage, the above mentioned problems should be solved. Moreover, voltage regulation allows to increase the network hosting capacity. In this PhD Thesis, which has been developed in collaboration with Enel Distribuzione S.p.A. (the major Italian DSO), an MV grid Voltage Control Criteria is proposed, discussed and analyzed using a Real-Time Digital Simulator (RTDS). The Voltage Control Criteria consists in three voltage control strategies, which works in correlate way: 1. MV busbar voltage regulation in Primary Substation 2. “Local” Voltage Control, along feeders 3. “Centralized” Voltage Control, which involves the entire MV grid The MV busbar voltage regulation in Primary Substation, which is treated in Chapter 1, allows to maintain the MV busbar to the minimum admissible voltage set-point. It is based on “daily load flow” calculation performed by the Distribution Management System (DMS) by means of load curves derived from the Electronic Meters. The Local Voltage Control allows to control voltage along feeders, at the DG delivery point, varying the exchanged reactive power as a function of the delivery point voltage. Two local regulation functions will be presented: the UPG and the RQV. Both functions will be treated in Chapter 2. The “Centralized” Voltage Control allows to support the Local Voltage Control. In case of Local Voltage Control is not able to maintain the voltage between pre-defined limits, the Centralized Voltage Control try to help generators “in difficulty” asking the “closest” generators to operate. The “closest” concept is based on a Sensitivity Approach particularized for radial distribution feeders. The Centralized Voltage Control will be presented in Chapter 3. The proposed Voltage Control Criteria will be applied to the “Ciccalento” MV line, located in the Italian Puglia region, and fed by the “San Giovanni Rotondo” Primary Substation. The “Ciccalento” line has been taken into account for the “POI-P3” Pilot Project (the Italian acronym of “Interregional Operative Project”) on Smart Grids, funded by the Italian Ministry of Economic Development, which involves some GD plants in four Regions of the South of Italy. Before the real field application in the pilot project, Real-Time Digital Simulations have been used to validate the presented criteria. Analysis have been performed using the Real-Time Digital Simulator installed in the Enel Distribuzione Test Center of Milan (Italy). The RTDS model of the considered grid is presented in Chapter 4. Numerical results have been shown in Chapter 5. Finally, in Chapter 6, the MV network Sensitivity Approach has been generalized for a four-wires LV network, in order to extend the Centralized Voltage Control to LV application.
ZANINELLI, DARIO
BERIZZI, ALBERTO
BERIZZI, ALBERTO
DE BERARDINIS, ETTORE
PETRONI, PAOLA
30-mar-2012
La diffusione della Generazione Distribuita (GD), installata nelle reti di distribuzione in Media Tensione (MT), impatta sul futuro sviluppo dei moderni Sistemi Elettrici di Potenza. Una massiccia installazione di GD, tipicamente basata su energia rinnovabile, cambia completamente i flussi di potenza e, conseguentemente, la tensione di rete e le perdite di energia. Focalizzando l’attenzione sulla rete MT, possiamo dire che oggi la GD scambia solo potenza attiva con la rete stesa, funzionando a fattore di potenza unitario. Tuttavia, a causa del rapporto resistenza/reattanza, la tensione di rete è influenzata anche dalle iniezioni di potenza attiva, oltre che a quelle di potenza reattiva. Pertanto, in caso di elevate iniezioni di potenza attiva, la tensione può assumere livelli elevati e potenzialmente possono accadere distacchi della GD per massima tensione, da parte della protezione di interfaccia. Controllando la tensione di rete, i suddetti problemi possono essere risolti. Inoltre il controllo della tensione aumenta la hosting capacity di rete. In questa Tesi di Dottorato di Ricerca, che è stata sviluppata in collaborazione con Enel Distribuzione S.p.A. (il maggior DSO Italiano), viene presentato, discusso ed analizzato, mediante un simulatore di rete in tempo reale (Real-Time Digital Simulator RTDS) un nuovo criterio di controllo della tensione su rete MT. Il criterio presentato si basa su tre strategie di controllo della tensione, che lavorano in modo correlato: 1. la regolazione della sbarra MT di Cabina Primaria 2. il controllo “Locale” della tensione, lungo linea 3. il controllo “Centralizzato” della tensione, che include l’intera rete MT La regolazione della sbarra MT, che è trattata nel Capitolo 1, permette di mantenere la tensione di sbarra al minimo valore di set-point ammissibile. Essa è basata su calcoli giornalieri di load-flow, svolti dal Distribution Management System (DMS) grazie alle curve di carico ottenute dalla lettura dei Contatori Elettronici. Il controllo locale della tensione permette un controllo lungo linea, al punto di consegna della GD, mediante variazione della potenza reattiva scambiata in funzione della tensione del punto di consegna stesso. Vengono presentate due funzioni di regolazione locale: la funzione UPG e la funzione RQV. Entrambe le funzioni vengono trattate nel Capitolo 2. Il controllo centralizzato permette di supportare quello locale. In caso che quest’ultimo non sia in grado di mantenere la tensione entro i limiti prestabiliti, il controllo centralizzato cerca di aiutare la DG “in difficoltà” chiedendo soccorso agli impianti “elettricamente vicini”. Il concetto di “vicinanza elettrica” è basato su un approccio di Sensitivity particolarizzato per reti radiali. Il controllo centralizzato della tensione viene presentato nel Capitolo 3. Il criterio di controllo della tensione proposto sarà applicato alla linea MT “Ciccalento”, attestata alla Cabina Primaria di San Giovanni Rotondo, che si trova in Puglia. La linea “Ciccalento” è stata analizzata per il progetto pilota Italiano sulle Smart Grid “POI-P3” (Progetto Operativo Interregionale). Tale progetto, finanziato dal Ministero dello Sviluppo Economico coinvolge alcuni impianti di GD nel sud Italia. Prima di applicare le tecniche in campo, sono state eseguite le validazioni dei modelli utilizzando il simulatore di rete in tempo reale RTDS, installato al Centro Prove Enel Distribuzione di Milano. Il modello viene descritto nel Capitolo 4, mentre i risultati numerici vengono esposti nel Capitolo 5. Infine, nel Capitolo 6, l’approccio di Sensitivity, sviluppato per la rete MT, viene esteso ad una rete radiale a quattro fili, in modo che possa essere applicato alla rete BT, per eseguire su di essa il controllo centralizzato della tensione.
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