Novel distribution network management with dispersed generation

The PhD thesis is focused on the analysis of the Dispersed Generation (DG) impact on the electrical system. DG may affect the system safety and quality of service in existing networks. Increasing challenges shall be properly managed to ensure the transition from a centralized power production to a novel paradigm with a significant penetration of DG. DG units represent resources dispersed along the distribution network which have to be exploited in order to improve the network operation and management. This dissertation describes possible ancillary services offered by DG and its increased role in the active network management. Actually, most of the DG units are connected to the grid through inverter, therefore inverter technology and additional functionality in the power electronic equipment are a key element for driving the DG integration. In the PhD work, first, the reactive power modulation service has been analyzed. DG injections at distribution level may affect the voltage quality of the supply system; possible over-voltages at the DG's Point of Common Coupling (PCC) may occur (i.e. violation of EN 50160 prescriptions). The goal of the research activity is to improve power quality by adopting a novel voltage regulation approach that involves GD units as regulation resources. The proposed approach is based on a modulation of reactive power injected/absorbed by the DG units. The voltage control architecture proposed in the activity is based on a three level hierarchical structure: local control, coordinated control and centralized control. The first layer of the control scheme is based on simple laws which modulate reactive power according to local measures of voltage or real power injected by DG. A parametric study based on load flow simulations is carried out with the aim to verify the impact of the voltage control on realistic Medium Voltage (MV) and Low Voltage (LV) distribution networks (based on real network data of the Italian system) in a multi-generator configuration. The results of the study highlight the response of the LV system to the voltage control: the reactive power flow along LV feeder has a low impact on the voltage profile because of the high resistance/reactance (R/X) ratio. The local voltage control is not able to completely limit the over-voltages and it could be necessary to adopt a real power limitation strategies. The DG real power limitation, combined with the reactive power modulation, allows to eliminate the voltage violations by increasing the Hosting Capacity (HC) of existing networks with only a small energy curtailment (a one year time window has been analyzed). The effect of the reactive modulation depends on network features and it has an higher impact on the voltage profile of MV feeders (due to the lower R/X ratio). Simulation results show that on the MV system it is possible to increasing of the HC up to the structural network constraints (i.e. thermal limits of the lines), therefore, in the MV system, the voltage control obtained by modulating the reactive power is completely resolving for the slow voltage variations. The local-corrective voltage control strategy is easy to implement without grid reinforcement and does not require a communication channel, therefore it is feasible in a short time period. As evolution of the local control, in the thesis work different coordinated control strategies are proposed: this coordination could be introduced as a management of the DGs local laws (mainly based on thresholds). Proper analysis are carried in both MV and LV network models. The results show that a coordination between several resources is useful to improve the voltage regulation: each DG unit can be supported by other resources during critical voltage conditions. In particular, the proposed approach is based on a weak communication channel, i.e. a slow TLC apparatus able to exchange few bits between each DG units and the Primary Substation (PS). The results reported in thesis show that a coordinated control strategy can be also exploited to implement regulation functions useful for TSO needs. For example, the reactive capability of DG units can be managed to control the reactive power exchange between the PS and the transmission network and to enhance the overall power factor and self-production/consumption of the distribution network. Finally, the centralized control is the most advanced voltage control structure; it is based on a state estimator and on Optimum Reactive Power Flow (ORPF) procedures, consequently it requires advanced metering apparatus and an adequate communication channel. The adoption of such advanced regulation allows a further improvement of the HC and the real power losses minimization, but it requires significant investment on the grid. During the PhD research an "ad hoc" procedure has been developed in order to compare the performances of each regulation proposed. The second ancillary service discussed in the thesis is the real power modulation service. Actually, concerning the integration of renewable energy sources, the new issues are related to the intermittence of this generation typology. An high penetration of intermittent power plants will reduce the primary frequency reserve of the system and the system stability itself. In order to achieve a suitable network reliability, technological solutions which involve Energy Storage System (ESS) have to be considered. In this way, renewable energy sources can be exploited to provide ancillary services to the main grid. The primary frequency control represents one of the main grid applications: in case of frequency deviations from the nominal value the power injections are modulated according to a droop function. After a presentation of the effectiveness of the DG's participation to the reestablishment of the power balance among of the network, a dynamic model of a photovoltaic system coupled with an ESS has been developed with the aim to simulate its behaviour during frequency oscillations. The results obtained by dynamic simulations depict that this application has a relevant impact on the ESS life duration: with respect to a theoretical operation in the UCTE grid, about four complete charge and discharge cycles per day are necessary. This simulation outcomes have to be taken into account for economic and technical sizing of the ESS. Finally, new issues related to the DG protection system are discussed. DG has to remain connected to the grid during faults, in order to support the system stability, and, at the same time, islanding operation of a portion of the distribution system has to be avoided. For these reasons a suitable Interface Protection System (IPS) has to be adopted in order to safely integrate DG into the present network. In the thesis, a suitable procedure has been defined in order to evaluate the performances of various IPS schemes operating in local mode; in particular, a detailed analysis for the coordination of the voltage unlock relays of IPS based on double frequency settings (wide and narrow) is carried out by exploiting realistic network models. Dynamic short circuit events are considered in the High Voltage (HV), MV and LV network. Simulations depict that the combination of wide and narrow frequency settings introduces an improvement in the IPS local operation. A good coordination can be achieved even if, in local mode, a trade-off between reliability in case of islanding and selection of events is necessary. The analysis points out that only a communication based operation can overcome IPS's coordination issues. The PhD thesis investigates the effectiveness of a DG participation in providing ancillary services for the system; this analysis starts off with the three main primary regulations for the security of the electrical system: primary voltage regulation, primary real power regulation, protection systems for faults in both distribution and transmission networks. It can be concluded that the active network management realized by involving DG is fundamental to favor the penetration of renewable energy sources in the grid; it is a further step for the network evolution toward Smart Grid.

La tesi di dottorato si focalizza sull’analisi dell’impatto della Generazione Diffusa (GD) sul sistema elettrico. Una elevata penetrazione di GD può impattare sulla sicurezza e sulla qualità del servizio delle reti esistenti. Per assicurare una corretta transizione da una produzione centralizzata dell’energia elettrica verso il nuovo paradigma con significativa presenza di GD devono essere affrontati nuovi aspetti relativi all’esercizio, alla gestione, al controllo e alle protezioni del sistema elettrico. Le unità GD rappresentano risorse di rete distribuite lungo i feeder di distribuzione; esse possono essere potenzialmente impiegate per migliorare l’esercizio del sistema elettrico, nonché la gestione della rete nelle diverse condizioni operative. Il lavoro di tesi descrive alcuni dei possibili servizi ancillari che possono essere offerti dalla GD e il ruolo chiave che questa rappresenta in una gestione “attiva” di rete. La maggior parte delle unità GD sono connesse alla rete tramite convertitori statici (inverter), quindi la tecnologia degli inverter e le funzionalità offerte dall’elettronica di potenza sono l’elemento chiave verso l’integrazione della GD. Il primo aspetto trattato nella tesi riguarda il servizio di modulazione della potenza reattiva. Iniezioni di potenza a livello di rete di distribuzione possono deteriorare la qualità della tensione; in particolare, si possono verificare sovratensioni al Point of Common Coupling (PCC) dell’impianto con conseguente violazione dei limiti di tensione prescritti dalla normativa EN 50160. L’obiettivo dell’attività di ricerca consiste nel migliorare la qualità del servizio introducendo un’innovativa tecnica di controllo della tensione che coinvolge le unità GD come risorse di regolazione. L’approccio proposto è basato su una modulazione del reattivo assorbito/iniettato dagli impianti. L’architettura di controllo della tensione proposta nell’attività di ricerca è basata su una struttura gerarchica a tre livelli: controllo locale, controllo coordinato e controllo centralizzato. Il primo livello dello schema di controllo è basato su semplici leggi locali che permettono la modulazione del reattivo in funzione della misura locale di tensione o potenza attiva inietta dalla GD. È stato svolto uno studio parametrico basato su calcoli di load flow con l’obiettivo di verificare l’impatto del controllo tensione su reti di distribuzione in Media Tensione (MT) e Bassa Tensione (BT); i modelli di rete sono stati costruiti partendo da dati reali di reti del sistema elettrico italiano. Inoltre, per analizzare uno scenario verosimile, è stata introdotta una configurazione di generazione del tipo multi-generatore. I risultati dello studio evidenziano la risposta del sistema alla modulazione del reattivo: i flussi di potenza reattiva lungo i feeder di BT hanno un ridotto impatto sul profilo di tensione a causa dell’elevato rapporto resistenza/reattanza (R/X). Per questo motivo il controllo di tensione non è in grado di limitare completamente le sovratensioni e quindi risulta necessario introdurre un’altra strategia basata sulla limitazione della potenza attiva. La limitazione della potenza attiva degli impianti da GD, combinata con la modulazione della potenza reattiva, permette di eliminare le violazioni di tensione ed aumentare la Hosting Capacity (HC) delle reti esistenti con una ridotta riduzione dell’energia prodotta (per tale scopo è stata condotta un’analisi su un orizzonte temporale di un anno). L’effetto della modulazione della potenza reattiva sulla tensione dipende dalle caratteristiche della rete, in special modo l’impatto è maggiore se il rapporto R/X è ridotto. I risultati delle simulazioni svolte su modelli di rete MT, i quali presentano un minor valore del rapporto R/X rispetto alle reti in BT, mostrano come sia possibile aumentare in modo consistente la HC del sistema; si possono infatti raggiungere i limiti strutturali di rete (ovvero i limiti termici delle linee). A differenza della BT, il controllo di tensione locale ottenuto dalla modulazione della potenza reattiva applicato su sistemi di distribuzione in MT è in grado di risolvere completamente problemi legati alle variazioni di tensione. La strategia di controllo correttivo locale della tensione è facilmente implementabile nel sistema senza significativi ampliamenti di rete in quanto non richiede un canale di comunicazione; risulta quindi applicabile nel breve periodo. Il secondo livello della struttura di regolazione proposto nel lavoro di tesi è rappresentato dal controllo coordinato, che costituisce l’evoluzione del controllo locale. Questa strategia viene attivata in condizioni di rete critica e consiste nel coordinare i parametri delle curve di controllo locale di ciascuna unità GD. I risultati delle simulazioni effettuati su modelli di rete MT a BT mostrano come una strategia di controllo coordinato tra le molteplici risorse di reattivo consenta di migliorare la regolazione della tensione. Il controllo coordinato non necessità di un sistema di comunicazione con elevate prestazioni, è sufficiente un apparato di comunicazione lento in grado di scambiare pochi bits tra ciascuna unità GD e la Cabina Primaria (CP). I risultati riportati nella tesi evidenziano che in controllo coordinato può essere utilizzato per implementare funzioni di regolazione utili anche per soddisfare requisiti imposti dal TSO. Per esempio, la capacità di regolazione di reattivo della GD è utile per controllare lo scambio di potenza reattiva tra la CP e la rete di trasmissione e quindi di migliorare il fattore di potenza complessivo della rete sottesa e favorire l’autoconsumo. Infine il livello più avanzato della struttura di regolazione è rappresentato dal controllo centralizzato, il quale si basa su procedure di stima dello stato e Optimum Reactive Power Flow (ORPF), di conseguenza è necessario un esteso sistema di misure e un canale di comunicazione con elevate prestazioni. L’implementazione di questa regolazione avanzata introduce un ulteriore miglioramento della HC delle reti esistenti unitamente ad una ottimizzazione dell’esercizio del sistema (per esempio minimizzazione delle perdite del sistema). Durante l’attività di dottorato è stata sviluppata una procedura ad hoc al fine di confrontare le prestazioni di ciascun livello di regolazione proposto. Il secondo servizio ancillare discusso in questa dissertazione riguarda il servizio di modulazione della potenza attiva. Relativamente all’integrazione nel sistema delle fonte di energia rinnovabile, le nuove problematiche che emergono sono legate principalmente all’intermittenza della fonte primaria. Data la natura incerta della GD, una elevata penetrazione di questi impianti riduce la riserva di regolazione primaria e la stabilità del sistema stesso. Nel lavoro si propone una soluzione tecnologica che include sistemi di accumulo allo scopo di raggiungere una miglior affidabilità del sistema. La regolazione di frequenza primaria costituisce una delle principali applicazioni: in caso di deviazioni di frequenza dal valore nominale viene modulata la potenza attiva iniettata dalla GD secondo una legge di droop control. In questo modo la GD offre un servizio per l’intero sistema. Dopo una presentazione dell’efficacia della partecipazione della GD nel ristabilire il bilancio di potenza in rete, è stato sviluppato un modello dinamico di un sistema fotovoltaico accoppiato con un sistema di accumulo che attua la regolazione di frequenza con l’obiettivo di simulare il suo comportamento in risposta alle oscillazioni di frequenza. I risultati ottenuti dalle simulazioni mostrano che questa applicazione ha un impatto rilevante sulla vita utile del sistema di accumulo: rispetto al funzionamento attuale della rete UCTE, il controllo di frequenza richiede quattro cicli completi di carica e scarica al giorno. L’esito della simulazione rappresenta un importante punto di riferimento per il dimensionamento del sistema di accumulo. Infine, l’ultimo argomento trattato nella tesi riguarda la protezione di interfaccia della GD. In particolare, gli impianti GD devono rimanere connessi alla rete durante i guasti, al fine di non compromettere ulteriormente la stabilità del sistema e, allo stesso tempo, occorre evitare il funzionamento in isola indesiderata di una porzione della rete di distribuzione. Per questa ragione è necessario adottare un Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) che tenga conto di entrambi gli aspetti e consenta di integrare la GD in modo sicuro. È stata quindi definita una procedura di analisi al fine di valutare le prestazioni di vari schemi di SPI operanti in modalità locale; in special modo, ci si è focalizzati sul coordinamento dei relè di sblocco voltmetrico che consentono la commutazione di due soglie di frequenza del SPI (soglie strette e soglie larghe). Sono stati analizzati modelli di reti reali con un grado di dettagliato utile per descrivere il comportamento dinamico del sistema. Inoltre sono stati simulati cortocircuiti sul livello di Alta Tensione (AT), MT e BT e i risultati ottenuti evidenziano che una combinazione di soglie strette e soglie larghe consente di migliorare le prestazioni di una protezione basata su sole misure locali. Ciononostante un compromesso tra affidabilità in caso di isola indesiderata e selezione degli eventi è inevitabile e solo con un SPI basato su un sistema di comunicazione è possibile ottenere un corretto funzionamento. La tesi di dottorato ha investigato l’efficacia della partecipazione della GD ai servizi ancillari; questa analisi si focalizza su tre regolazioni basilari per la sicurezza del sistema: la regolazione di tensione primaria, la regolazione di potenza primaria e le protezione di rete per guasti sul sistema di distribuzione e trasmissione. In conclusione, una gestione “attiva” di rete realizzata sfruttando la GD come risorsa di regolazione risulta essere di fondamentale importanza per favorire la penetrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico; questo costituisce un altro passo dell’evoluzione della rete verso una Smart grid.