DSO-LEC Optimization Using Demand-Side Flexibility Resources: A Case Study From a German Distribution Grid

Abstract

Kraftsystemet er i rask endring, og integreringen av fornybare energikilder byr på problemer når det kommer til balanse og stabilitet i nettet. Nettoperatørene står fremfor et veiskille hvor de enten kan investere store summer i å bolstre nettet, eller søke ut alternativer som kan oppnå det samme målet, nemlig et mer stabilt nett. Fra denne problemstillingen trer et spørsmål frem; Hvordan kan fleksibilitet fra sluttkunder, slik som last kontroll og batterier, bidra til å bedre driften av strømnettet under integreringen av fornybare energikilder? Denne masteroppgaven sikter på å svare på dette, samt å styrke forskingsfeltet rundt lokale fleksibilitetsmarkeder (LFM) gjennom å samle kunnskap.

Forskjellige typer fleksibilitet, både sluttkunde og industriell, vil bli presentert. Forskjellene mellom disse leder inn i konseptet lokale energisamfunn (LECs), som vil være et av hovedtemaene i denne masteroppgaven. LEC-ene er definert som en organisert samling av sluttbrukere som deltar i kraftmarkedet. LEC-ene tilbyr forskjellig type fleksibilitet, slik som last kontroll, fleksibel generering, lastkutting, spenningskontroll og batterier som blir diskutert. LEC-ene er en kilde til fleksibilitet som har potensialet til å komme distrubisjonsnettoperatøren (DSO) til gode når nettet skal balanseres under uregelmessig kraftproduksjon, slik som vind- og solkraft. Dette åpner for muligheten til en endring i maktbalansen i kraftmarkedet. Siden sluttbrukere blir en mer aktiv deltaker vil de også oppnå høyere handlingskraft i møte med etablerte markedsdeltakere som transmisjonsnettoperatøren (TSO) og DSO. Dette åpner for en ny type marked for handel av strøm, nemlig LFM, hvor TSO, DSO og sluttbrukere, gjennom aggregatorer, kjøper og selger fleksibilitet for å balansere strømnettet. Utfordringer oppstår grunnet manglende infrastruktur, informasjonsteknologi og kompleksitet bland sluttbruker-oppførsel. Disse utfordringene må overkommes for at integreringen av fleksibilitet fra sluttbrukere skal fungere.

Modellen som ble brukt i denne masteroppgaven for koordinasjon mellom DSO og LEC var en SoC AC/AC-OPF modell. Denne modellen ble dekomponert ved hjelp av ADMM algoritmen for å redusere den matematiske kompleksiteten til problemet. Dekomponeringen resulterte i at fire under-problem-grupper oppsto, hvor hvert problem i hver gruppe var betraktelig lettere å løse enn orginalproblemet. Modellen med de fire under-problem-gruppene besto av to under-problem-grupper for Day-Ahead (DA) markedet, og to under-problem-grupper for LFM, hvor disse er delt inn ettersom hvilken marketsdeltaker de omhandler; DA-DSO, DA-LEC, FM-DSO og FM-LEC. Hvert under-problem løstes med et mål om å minimere forskjellen mellom lastflyt fra DSO og lastflyt inn i LEC, i de nodene hvor DSO og LEC er sammenkoblet. I tillegg til modellen ble en mer realistisk kommunikasjonsmekanisme introdusert for å simulere mer realistisk hvordan modellen kunne bli brukt i praksis. Denne introduksjonen av informasjonsoverføring via mail baserte seg på at all nødvendig informasjon fra lastflytanalysene fra de forskjellige markedsdeltakerne overføres til markedsopperatøren (LFMO) via protokollene simple mail transport protocol (SMTP) og internet mail access protocol (IMAP).

For å teste modellen ble et mer realistisk nett skapt, dette nettet ble basert på data fra et tysk distribusjonsnett som ble forsynt av det tyske nettselskapet S.W.W Wundsiedel. Nettet tilførte en grundigere analyse av modellen, og gjennom dette, en mer grundig diskusjon rundt integreringen av fleksibilitet fra sluttkunder i praksis. Med dette realistiske skapte nettet ble forskjellige scenarier simulert for å observere hvordan markedet løses for dette nettet. Scenariene varierte fra økonomisk analyse til nettproblemer slik som problemer med å oppnå ønsket spenningsnivå. Integrering av mindre generatorer i distribusjonsnettet, samt fleksibilitetshandel i DA markedet ble også simulert. Resultatene av simuleringene viste til en positiv respons til integreringen av fleksibilitet, både for økonomisk perspektiv og for nettbalansen. Dette viste at integreringen av fleksibilitet kan være et alternativ for nettet som respons til integreringen av fornybare energikilder.

The energy system is changing rapidly, and integrating renewable energy sources upstream poses challenges for the balancing and stability concerns downstream. The grid operators stand before a crossroads, and they can either invest large sums of money into improving their grids or seek out alternatives that could be more economically beneficial. Based on this, a concrete question becomes clear. How can demand-side flexibility resources, such as batteries and load control, contribute to the effective operation of the power grid during the integration of renewable energy sources? This master's thesis aims to answer this question and further strengthen the field of local flexibility market (LFM) research by consolidating research on the topic.

Different types of flexibility, both supply- and demand-side, will be addressed. This difference leads to the topic of local energy communities (LECs), which will be the main focus of this thesis. The LECs are organized end-user participation in the power market. The LECs provide different types of demand-side resources, such as load control, flexible generation, load shedding, voltage control, and batteries which are introduced and discussed. The LECs are a source of flexibility that could greatly benefit the distribution system operator (DSO) in balancing the grid by integrating intermittent energy production. As the end-user becomes a more active participant, they will also gain more bargaining power in the market. The type of market that emerges from this is the LFM, which works as a trading avenue between established market participants, such as the transmission system operator (TSO) and DSO, and end-users wanting to sell their flexibility. However, challenges arise due to inadequate infrastructure, information and communication technologies, and the complexity of end-user behavior, which must be overcome to integrate demand-side flexibility successfully.

The model used in this thesis for DSO and LEC coordination was an SoC AC/AC-OPF model. The model was decomposed with the help of the ADMM algorithm to aid in reducing the size of the problem by decomposing it into smaller sub-problems. The benefits of reducing the problem size were that each sub-problem became much easier to solve mathematically, and the model became more scalable, allowing for more extensive problems to be tackled. This decomposed model consists of four sub-problem groups that each need to be solved to solve the market, two for the Day-Ahead (DA) market and two for the LFM; the DA DSO, DA LEC, FM DSO, and FM LEC models. These are solved by minimizing the deviation between power imported in the LEC and power exported from the DSO. In addition, a sophisticated communication scheme was introduced to ensure information security and corporate integrity concerning sensitive data by transferring only necessary data between market participants through the simple mail transport protocol (SMTP) and internet mail access protocol (IMAP) protocols.

To test the model, a realistic test grid was made, based on data from a German distribution grid provided by the DSO S.W.W. Wundsiedel. This test case provided a more thorough review of the model and, as such, a more accurate discussion about the integration of demand-side flexibility in practice. With this test grid, different scenarios were simulated to test the effect of flexibility resources on the grid. These scenarios range from economic optimization to grid problems such as voltage issues, integration of renewable energy sources, and flexibility trading in the DA market was also simulated. The results from these simulations show that the integration of flexibility provided both economic gains and improved stability in the grid. This highlights that the integration could be utilized to reduce grid expansion needs to meet the challenge of the changing power system.