Incorporating Demand Side Response in Power System Adequacy Studies

Abstract

Formålet med denne avhandlingen er å innlemme forbrukerfleksibilitet i pålitelighetsstudier for kraftsystemet. I disse dager opplever kraftsystemet endringer som kan svekke leveringspåliteligheten. Som et resultat av økende andel fornybar produksjon er det forventet at det vil være et voksende behov for fleksibilitet. Videre kan den utbredte bruken av effektkrevende enheter og apparater bidra til å svekke forsyningspåliteligheten til nettet. Forbrukere som kan respondere ved å flytte last fra topplasttimer til timer med lavere forbruk, kan lette på noe av fleksibilitetsbehovet og bidra til å forbedre systemets pålitelighet.

Pålitelighetsindeksene som hovedsakelig brukes i analysene er Loss of Load Expectation (LOLE) og Expected Energy Not Supplied (EENS). Forbrukerfleksibilitetsmodellene består av to modeller for lastflytting, referert til som LSM1 og LSM2, og en modell for last som responderer på spotpriser (RTP-modell). LSM1 er basert på en modell funnet i litteraturen der det kan oppstå høye lastverdier i enkelte av timene lasten flyttes til ved større mengder flyttet energiforbruk. Dette kan illustrere effekttopper som kan oppstå når last gjeninnkobles etter en utkoblingsperiode. LSM2 er derfor implementert for å lage en helt flat profil i timene lasten flyttes til. Effective Load Carrying Capability (ELCC) er valgt som mål for kapasitetsverdien av forbrukerfleksibilitet og eksisterende programvare er utvidet til å håndtere forbrukerfleksibilitetsressurser i form av lastflytting modellert ved LSM2. Studiene for produksjons- og transmisjonssystemet, samt ELCC-beregningene er utført på to standard testsystemer, Roy Billinton Test System (RBTS) og IEEE-Reliability Test System (RTS).

Hovedresultatene fra studiene avslører at lastflytting har en positiv innvirkning på pålitelighets-indeksene. Nodeindeksene som opplever størst forbedring i indeksverdier tilhører noder med lavest kostnad for å kutte betjeningen til lasten. Nodeindekser for noder som er dårligere forbundet, f.eks. radielle forbindelser, viser seg å oppnå liten forbedring i indeksverdier med økende mengde flyttet last. Det observeres at indekser beregnet med LSM2 ved større mengder flyttet last er lavere enn indeksene beregnet med LSM1 på grunn av de ulike strategiene for å gjenvinne last i timene med lavere forbruk. Resultatene fra RTP-modellen viser at høyere prisforskjeller, særlig i periodene med høy last, gir økt lastflytting som observeres å være positivt for påliteligheten. Økende priselastisitetskoeffisienter forbedrer indeksene inntil en selvelastisitetskoeffisient lik -0.4 for casen som studeres. En økning observeres ved denne elastisitetskoeffisienten fordi høye lastverdier opptrer når mye last flyttes til enkelte timer.

Resultatene fra ELCC-beregningene viser at prosedyren er avhengig av størrelsen og konfigurasjonen til systemet, i tillegg til hvilken indeks som brukes i evalueringen. EENS-indeksen gir generelt høyere ELCC-verdier enn LOLE-indeksen. ELCC for økende mengde av forbrukerfleksibilitetsressurser undersøkes og hovedobservasjonene er en avtakende stigning i verdi for RBTS, samt at det er lite forskjell mellom ELCC-verdiene for hierarkisk nivå (HL)I og HLII for RTS grunnet et svært pålitelig nett i det sistnevnte systemet. En gitt mengde forbrukerfleksibilitetsressurser evalueres for hver node i RTS. Resultatene viser at ELCC-verdiene varierer mellom nodene.

The objective of this thesis is to incorporate demand side response (DSR) in power system adequacy assessment. Today, the power system is experiencing changes that can challenge the system's adequacy. As a result of the rising share of intermittent renewable production it is expected that there will be a growth in flexibility needs. Further, the widespread implementation of power demanding devices introduces grid supply challenges. A responsive demand side that shifts load from peak hours to off-peak hours can relieve some of these flexibility needs and contribute to improvement of the system's adequacy.

The main adequacy indices used in this thesis are Loss of Load Expectation (LOLE) and Expected Energy Not Supplied (EENS). The DSR models consist of two methods for load shifting, referred to as load shifting method (LSM)1 and LSM2, and a model for price-responsive demand, real-time pricing (RTP) model. LSM1 is based on a model found in literature which has a load recovery procedure that can create spikes in the load profile for greater amount of shifted load. Such spikes can illustrate rebound effects that can appear when loads are reconnected after a disconnection period. Thus, in LSM2, a uniformly distributed load level in the valleys is proposed. Effective Load Carrying Capability (ELCC) is chosen as the capacity credit and existing software that calculates the ELCC at hierarchical level (HL)I for other types of resources is extended to handle DSR resources available for load shifting modelled by LSM2 for both HLI and HLII evaluations. The generation- and composite system assessment, and ELCC calculations are performed on two standard test systems, the Roy Billinton Test System (RBTS) and the IEEE-Reliability Test System (RTS).

The main results for the assessment reveal that load shifting performed by LSM1 and LSM2 has a positive influence on system indices. Bus indices that experience most improvement in index values are buses with lowest curtailment costs. Bus indices of buses that are less connected, e.g. radial connections, appear to have little improvement with increased amount of shifted load. It is observed that indices obtained with LSM2 are lower than the indices obtained with LSM1 at higher load shifting percentages due to the different valley filling procedures of these methods. The results obtained with the RTP model show that higher price differences, especially in high demand periods, give greater load responses which improve the adequacy indices. Further, increased elasticity coefficients are shown to improve the indices until a self-elasticity coefficient of -0.4 for the case studied. An increase in the index values is observed with this elasticity coefficient since load spikes are introduced in the load recovery period.

The ELCC results show that the procedure is dependent upon the system size and configuration, and which index that is used in the evaluation. The EENS index yields in general higher ELCC values than the LOLE index. The ELCC for increasing amount of DSR resources is investigated and the main observations are a declining increase in ELCC for the RBTS, and little difference between the ELCC at HLI and HLII for the RTS due to a reliable transmission grid in this network. A fixed amount of energy demand available for load shifting is evaluated at each bus in the RTS. The results show that the ELCC is differing among the buses.