Model Development for DSO-TSO Coordination in a Local Flexibility Market

Abstract

Denne masteroppgaven har som hovedmål å utvikle en flerperiodisk hybrid AC/DC-OPF modell som et planleggingsverktøy i et lokalt fleksibilitetsmarked. Intensjonen med markedet er å opprette en plattform for transmisjons og distribusjons operatørs informasjonsutveksling og aktivering av fleksibilitet fra distribusjonsnettet som igjen vil gi bedre utnytelses og reguleringsevne i kraftsystemet. Flere test caser med forskjellige nettproblemer i distribusjons- og overføringsnettet ble så utviklet. Ved bruk av fleksibiliteten i distribusjonsnettet har modellen løst disse nettproblemene på best mulig økonomisk måte.

For å bedre forstå hvorfor et lokalt fleksibilitetsmarked og optimal kraft flyt verktøy er nødvending vil det gis en introduksjon til forskjellige nettproblemer som kan oppstå i distribusjons- og overføringsnettet, samt forskjellige distribuerte fleksibilitetsressurser som kan brukes til å løse disse problemene. Nettproblemene vil være overbelastning for både overførings- og distribusjonsnettet, spenningsproblemer i distribusjonsnettet og generell optimalisering av distribusjonsnettet. I denne oppgaven vil fokus være å bruke distribuerte fleksibilitetsressurser som batterier, distribuert generering, lastforskyvning og lastkutting for å løse nettproblemer.

For å få en bedre forståelse for hvordan den flerperiodiske hybride AC/DC-OPF-modellen brukes som et planleggingsverktøy vil det gis en omfattende forklaring for hvordan strategien for drift av lokalt fleksibilitetsmarked vil foregå, samt hvordan de lokale fleksibilitetsdeltakerne vil utføre deres roller og ansvaret i markedet. Strategien er basert på konseptet "rullende horisont", der planleggingen av operasjonen med en gitt usikkerhet utføres dagen før operasjonen basert på totrinns stokastisk optimalisering. Under selve operasjonen vil rullende horisontsteknikken brukes til å oppdatere den allerede planlagte operasjonen basert på ny og mer nøyaktige data. For å gjøre disse prosessen mer forståelig har flytskjemaer blitt laget for å vise hvordan LFM planleggingsprosessen og koordinering mellom lokale fleksibilitetsdeltakerne skal utføres.

Den flerperiodiske hybride AC/DC-OPF-modellen er basert på å kombinere to optimal kraft flyt metoder i ett og samme optimaliseringsprogram, der en SOC-ACOPF metode er matematisk formulert og brukt for distribusjonsnettet og DC-OPF metode for overføringsnett. Ett matematisk tilknytningsvilkår hvor distribusjonsnettet defineres som en last for overføringsnettet ble definert. Så når en endringer skjer i distribusjonsnettet, vil overføringsnettet bli påvirket, og omvendt ved forandring i overføringsnettet. Modellen ble utvidet ytterligere ved å formulere kraftbalanseligningen som inkludere fleksibilitet i distribusjonsnettet, samt kriterier for hvordan fleksibiliteten skal aktiveres. Videre, for å kunne utføre flerperiodesimuleringer, ble modellen modifisert for å kjøre flere optimal kraft flyt simuleringer.

For å vise modellens bruksområder ble det utviklet et testnett som består av et distribusjons- og overføringsnett. Basert på dette testnettet ble forskjellige testtilfeller med nettproblemer som overbelastning og spenningsproblemer konstruert. Testene ble utført ved å la modellen prøve å løse disse nettproblemene med og uten bruk av fleksibilitet. Ved sammenligning av resultatet viste det seg at modellen var i stand til å løse disse nettproblemene med og uten fleksibilitet. Med fleksibilitet derimot, ble lastkutt redusert til et minimum eller ikke brukt i det hele tatt, noe som er et mer ønskelig resultat.

The main objective of this master thesis was to develop a multi-period hybrid AC/DC-OPF model as a planning tool. This planning tool can be used in the local flexibility market, which serves as a platform for the transmission and distribution system operator's information exchange and flexibility activation from the distribution grid. To prove the multi-period hybrid AC/DC-OPF model concept, several test cases have been developed with different grid problems in the distribution and transmission grid. The model was so employed to solve these grid problems with available flexibility in the distribution grid.

To better understand why the local flexibility market and optimal power flow tool are needed, different grid problems that can occur in the distribution and transmission grid are introduced. Different distributed energy resources are also presented that can be used in order to solve these problems. The grid problems revolve around congestion for both the transmission and distribution grid, voltage problems in the distribution grid, and overall optimization of the distribution grid's operation. There exist several different distributed flexibility resources that can be used. This thesis focuses on batteries, distributed generation, load shifting, and load shedding.

The multi-period hybrid AC/DC-OPF model can used as a planning tool for the local flexibility market's operation and its coordination. Different roles and responsibilities occurring in this coordination are also presented. The strategy is based on the concept of rolling-horizon, where the planning of operation with a given uncertainty is performed the day before operation based on two-stage stochastic optimization. During the actual operation, the rolling-horizon technique will be used to re-schedule the operation based on new and more accurate data. To better showcase this, flowcharts are developed to show the market's planning and operation process and coordination between all participants.

The multi-period hybrid AC/DC-OPF model combines two optimal power flow methods in the same optimization program, where a SOC-ACOPF is mathematically formulated and applied for the distribution and DC-OPF for the transmission grid. To combine these two optimal power flow methods, a connection constraint is formulated, which defines the distribution grid as a load for the transmission grid. Thus any changes occurring in one grid will affect the other. The model was then further extended by formulating the power balance equation to include flexibility assets in the distribution grid and criteria for how the flexibility should be activated. Moreover, to perform multi-period simulations, the model was modified to perform optimization for extended periods in a single simulation.

A test grid consisting of a distribution and transmission grid was developed to showcase the model's capabilities. Based on this test grid, different test cases with grid situations like congestion or voltage problems were produced. The test was carried out by letting the model solve these grid problems with and without flexibility and voltage regulation. When comparing results, the model was able to solve these grid situations with and without flexibility. With flexibility, load shedding was kept to a minimum or not used at all, which is a more desirable outcome.