Technical and regulatory analysis of smart grids : a focus on network reconfiguration and energy storage

This thesis investigates some solutions to face with the Dispersed Generation (DG) impact on power systems and to improve the grid efficiency and reliability, toward the evolution today commonly known as Smart Grid: network reconfiguration and Energy Storage Systems. In addition, an implementation of Smart Grid in a real distribution network is studied: the A.S.SE.M. Smart Grid pilot project incentivized by the Italian Regulating Authority (Autorità per l'energia elettrica e il gas, AEEG) according to Resolution ARG/elt 39/10. Among the many features provided by Smart Grids, the research focuses on the network reconfiguration, as a useful tool to improve the performance of the distribution supply service. To this purpose, different objective functions are taken into account: continuity of service (number and cumulative duration of interruptions per MV/LV user, SAIDI and SAIFI, as stated by Resolution ARG/elt 198/11 of AEEG), energy efficiency (losses over a whole year of operation) and Hosting Capacity for Renewable Energy Sources (ability of the grid to accept new DG plants). An algorithm is proposed to optimize the configuration of MV networks w.r.t. these performance indices, managing both the static and dynamic cases (i.e. grid topology fixed or changing over time). The effectiveness of the approach is assessed on the model of a real MV distribution grid located in Central Italy (A.S.SE.M. SpA). A.S.SE.M. network is also involved in the Smart Grid pilot project incentivized by AEEG according to Resolution ARG/elt 39/10. The project includes the DSO's devices installed in primary substation and over the grid, five MV users and one LV user. The project management is in charge to the Politecnico di Milano – Department of Energy. The following innovative features are provided: increase of the reliability of active users loss of mains protections by transfer trip (to prevent unintentional island operation and nuisance tripping); logic selectivity among the protections; voltage control by DG; DG monitoring and control to improve RES dispatchability. As further element of the Smart Grid architecture, Energy Storage Systems (ESSs) are studied. According to Resolution ARG/elt 199/11, Italian TSO (and DSOs) can install electrochemical ESSs (batteries) on their grids, on condition that these devices are included in experimental projects approved by AEEG. Some technical analyses have been performed as a base for a regulatory procedure put in force to incentivize the experimentation of ESSs in the Italian power system. To this purpose, the thesis explains the rules and criteria, defined in collaboration with the Committee of experts (composed by members of the Politecnico di Milano, Department of Energy, and RSE) having in charge the selection of the ESSs demonstration projects. On the transmission level, the selection procedure started with Resolution 288/12/R/eel, while on distribution a consultation process will follow. The projects ranking is based on a performance index ("IM") assessed according to a semi-quantitative analysis. Among the many benefits that can be fulfilled through the ESSs on the transmission system, the key role is attributed to the solution of congestions on critical segments of the network: by shifting over time the wind energy that exceeds the network capacity, ESSs prove to be useful to allow a better integration of Renewable Energy Sources (RESs) in the electric system. The ratio between the energy savings and the cost of investment defines the quantity "RBC", used as a base for the ranking. To gain access to the selection procedure, each project proposal must refer to a well-defined portion of the transmission system affected by congestions. The grid must be equipped with control systems devoted to assess the network transit limits as a function of external conditions (dynamic thermal rating), thus maximizing the exploitation of the network ampacity. As mandatory features, the project has to provide, during all the operational conditions, primary frequency regulation on a control band of 5% of the ESS rated power for at least 15 min. and to perform the reactive power flows regulation by the static converters equipping ESSs, with the purpose to adjust the voltage profile on the network. The judgment of the Committee is also about the compliance of the proposals with further technical and optional features ("Qtec"; "Qopz"), such as the splitting of the overall storage capacity on more devices, different ESSs technologies adopted in the same project, advanced primary frequency regulation performances, RESs forecasting with collection of weather data.

Nella presente tesi sono indagate alcune soluzioni atte a fronteggiare l'impatto della Generazione Diffusa (GD) sui sistemi elettrici e a migliorare l'efficienza e l'affidabilità delle reti, verso l'evoluzione oggi comunemente nota come Smart Grid: la riconfigurazione di rete e i Sistemi di Accumulo dell'energia elettrica. Inoltre, è studiata l'implementazione di una Smart Grid in una rete di distribuzione reale: il progetto pilota Smart Grid A.S.SE.M., incentivato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10. Tra le innumerevoli funzionalità innovative offerte dalle Smart Grid, la ricerca si focalizza sulla riconfigurazione di rete, quale utile strumento per migliorare la qualità e l'efficienza del servizio di distribuzione. A questo scopo, diverse funzioni obiettivo sono prese in considerazione: la continuità del servizio (numero e durata complessiva delle interruzioni per utente MT/BT, indici SAIDI e SAIFI, come definiti dalla Delibera AEEG ARG/elt 198/11), l'efficienza di rete (le perdite lungo un intero anno di esercizio) e la Hosting Capacity (ovvero la capacità della rete di accettare nuovi impianti di GD). Un algoritmo è appositamente sviluppato al fine di ottimizzare la configurazione delle reti MT rispetto agli indici operativi appena citati, gestendo sia il caso di configurazione di rete statica, che dinamica (cioè topologia di rete fissa oppure variabile nel tempo). L'efficacia dell'approccio è valutata sul modello di una rete di distribuzione MT reale, situata nel Centro Italia (A.S.SE.M. SpA). La rete A.S.SE.M. è anche coinvolta nel progetto pilota Smart Grid incentivato dall'AEEG ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10. Il progetto prevede interventi da attuarsi nella cabina primaria del DSO e in rete, presso cinque utenti MT e un utente BT. La gestione del progetto è in carico al Politecnico di Milano – Dipartimento di Energia. Le seguenti caratteristiche innovative sono rese disponibili: aumento dell'affidabilità delle protezioni di interfaccia degli utenti attivi mediante telescatto (al fine di evitare l'esercizio indesiderato in isola e/o scatti intempestivi); selettività logica tra le protezioni, controllo della tensione attuato tramite le stesse unità di GD, monitoraggio e controllo della GD per migliorare la dispacciabilità delle fonti rinnovabili. Successivamente è studiato un ulteriore elemento delle future Smart Grid, lo storage. In Italia, ai sensi della Delibera ARG/elt 199/11, il TSO, e i DSO, possono installare SdA elettrochimici (batterie) sulle proprie reti, a condizione che questi siano inclusi in progetti sperimentali approvati dall'AEEG. Nella presente attività è stata effettuata una serie di analisi tecniche, atte a fornire elementi utili all'avvio di un procedimento regolatorio volto a supportare la sperimentazione di SdA nel sistema elettrico nazionale. In questo ambito, sono illustrati le regole e i criteri definiti in collaborazione con la Commissione di esperti (composta da membri del Politecnico di Milano, Dipartimento di Energia, e di RSE) incaricata del processo di selezione delle istanze al trattamento incentivante. A livello di trasmissione, la procedura è stata avviata dalla Delibera 288/12/R/eel (mentre a livello di distribuzione seguirà un processo di consultazione). La graduatoria dei progetti si basa su un indice di merito ("IM") valutato attraverso un approccio semi-quantitativo. Tra i numerosi vantaggi conseguibili mediante l'uso dei SdA sul sistema di trasmissione, un ruolo chiave è attribuito alla risoluzione delle congestioni su sezioni di rete critiche resa possibile dagli accumuli: differendo le immissioni (es. da fonte eolica) eccedenti la capacità di rete, i SdA possono rivelarsi un utile strumento per una migliore integrazione delle rinnovabili nel sistema elettrico. Il rapporto tra i benefici economici derivanti dalla mancata produzione scongiurata dai SdA e i costi di investimento definisce la quantità "RBC", utilizzata come metrica quantitativa per la graduatoria di merito. Per accedere alla procedura di selezione, ogni proposta progettuale deve fare riferimento a una ben definita e delimitata porzione del sistema di trasmissione, interessata da congestioni. La rete deve essere dotata di sistemi di controllo atti a valutare i limiti di transito delle linee in funzione delle condizioni esterne (dynamic thermal rating), massimizzando così lo sfruttamento della capacità di transito della rete. Quali requisiti minimi, il progetto deve fornire, in tutte le condizioni operative, regolazione primaria di frequenza su una banda pari al 5% della potenza nominale del SdA per almeno 15 minuti, ed effettuare regolazione della potenza reattiva per mezzo dei convertitori statici che equipaggiano i SdA, al fine di regolare il profilo di tensione sulla rete. Il giudizio della Commissione è espresso anche in riferimento alla conformità delle istanze con ulteriori caratteristiche tecniche e opzionali ("Qtec", "Qopz"), come ad esempio la ripartizione della complessiva capacità di immagazzinamento degli storage su più dispositivi indipendenti, la diversificazione delle tecnologie di accumulo all'interno del medesimo progetto, l'attuazione di regolazione primaria di frequenza con prestazioni avanzate, e la previsione delle fonti rinnovabili per mezzo di dati meteo raccolti in sito.