Modeling and management of active electric distribution networks

In modern electricity distribution networks the vertically integrated grid paradigm is rapidly changing due to the ever growing presence of generation sources connected at lower voltage levels. These units, although having each a small size respect to the main generation plants connected to the bulk grid, in the last years are becoming more and more relevant due to their high number. If on one hand the connection of distributed generators is encouraged by the reduction of their cost and the incentives for renewable energy policies, on the other hand this process is resulting in serious concerns on the power system's stability and security. From the bulk grid standpoint, for example, the increasing share of distributed generation in the power generation mix is becoming a key issue as regards the system's frequency regulation. Concerning the operation of the distribution system, the presence of renewable intermittent generation resources (e.g. photovoltaic) and new storage-capable loads (e.g. plug-in hybrid electric vehicles), commonly referred to as Distributed Energy Resources (DERs) is often cause of undesired voltage and current unbalances and higher network losses. To face the mentioned issues, several national and international standard bodies stated new technical requirements for the generators connected to the distribution network with the aim of improving their integration in the grid regulation. A remarkable share of generators being connected to the distribution grid use static converters as an interface to the system: with the new standards these units need to be capable of changing their operating point supporting the grid regulation either on a local basis (e.g. frequency and Volt/Var control), as a response to remote signals from the DSO or remaining connected in presence of transient fault conditions (fault-ride-through). As clearly appears from the decisions being taken updating the grid codes, the integration of DGs and in general of distributed energy resources (DERs) will have a key role in the future electrical grids, both for security reasons and to improve the system's efficiency. For this reason, other than the technical requirements for the grid regulation support, decisions at regulatory level are going to be taken in order to path the way towards the ``smart-grid''. The mentioned challenges related with the integration of distributed resources in the grid operation highlight the importance of modelling with higher detail a distribution network in order to represent correctly all the active users which may participate to its regulation. Having suitable simulation tools, scenarios of integration of these resources may be studied proposing strategies for their management. These aspects are addressed in this thesis in which active distribution networks are studied both from the representation and management points of view. This thesis presents a methodology to represent distribution systems and, in general, multi-conductor networks enabling the consideration of asymmetrical systems, even in presence of specific grounding options and of circuits with different number of phases. From the management point of view, this thesis proposes a decentralised energy management system suitable for Medium Voltage networks aiming at involving DERs in the network's regulation. A coordinated control is also presented for the management of DERs connected in Low Voltage distribution networks, aiming both at limiting the voltage unbalance and aggregating services to be provided to the upstream MV grid. Both the modelling methodology and the management strategies are simulated in several case studies to demonstrate the applicability of the proposed tools to different power systems.

Nelle attuali reti elettriche di distribuzione, la struttura verticalmente integrata sta rapidamente cambiando a causa della crescente presenza di fonti di generazione connesse ai più bassi livelli di tensione. Queste unità, pur avendo dimensioni ridotte rispetto alle centrali tradizionali connesse alla rete di alta tensione, negli ultimi anni stanno diventando sempre più rilevanti a causa del loro elevato numero. Se da un lato la connessione di generatori distribuiti è incoraggiata dalla riduzione del loro costo e gli incentivi per politiche a sostegno delle energie rinnovabili, d'altra parte questo processo si ripercuote sulla stabilità e la sicurezza del sistema elettrico. Dal punto di vista della rete di trasmissione, la crescente percentuale di energia prodotta nelle reti di distribuzione rispetto ai quella proveniente dalle centrali elettriche tradizionali sta diventando una questione di importanza fondamentale nel risolvere problemi come la regolazione di frequenza. Per quanto riguarda il funzionamento del sistema di distribuzione, la presenza di risorse di generazione rinnovabile e intermittente (ad esempio fotovoltaico) e nuovi utenti in grado di accumulare energia (ad esempio veicoli elettrici connessi alla rete), comunemente indicati come Distributed Energy Resources (DER) è spesso causa di squilibri indesiderati di tensione e corrente e incremento delle perdite di rete. Per affrontare i suddetti problemi, diversi enti normativi nazionali e internazionali hanno aggiornato i requisiti tecnici per i generatori connessi alla rete di distribuzione, con l'obiettivo di favorire la loro integrazione nella regolazione di rete. Una quota rilevante di questi generatori connessa alla rete di distribuzione utilizza convertitori statici per interfacciarsi con il sistema elettrico: con le nuove norme, queste unità devono prevedere la possibilità di modificare il proprio funzionamento per contribuire alla regolazione di rete attraverso controlli basati su logica locale (ad esempio controllo di frequenza e tensione), sulla base di segnali inviati da remoto dal Distributore e rimanendo connessi in presenza di condizioni di guasto transitorie (fault-ride-through). Come appare evidente dalle decisioni prese sul piano normativo per aggiornare i codici di rete, l'integrazione dei DER avrà un ruolo predominante nella futura gestione delle reti elettriche, sia da un punto di vista della sicurezza che nel migliorare l'efficienza energetica. Per questo motivo, oltre all'aggiornamento dei requisiti di connessione per la partecipazione al supporto di rete, decisioni a livello regolatorio dovranno essere prese per favorire il passaggio alle cosiddette ``smart-grid''. Le suddette problematiche associate all'integrazione delle risorse distribuite nella gestione delle reti elettriche evidenziano l'importanza di rappresentare con elevato livello di dettaglio la rete di distribuzione, in modo da includere modelli di generatori distribuiti che possono partecipare alla regolazione. Avendo strumenti di simulazione adeguati, scenari di integrazione di queste risorse possono essere studiati, proponendo strategie per la loro gestione. Questa tesi affronta emntrambi i temi, trattando sia la rappresentazione della rete che la sua gestione. Questa tesi presenta una metodologia per la rappresentazione di reti di distribuzione e, in generale, di reti multi-conduttore, includendo sistemi asimmetrici anche in presenza di particolari configurazioni di messa a terra e di sezioni con diverso numero di conduttori. Dal punto di vista della gestione del sistema, in questa tesi viene proposta una strategia decentralizzata per la gestione di reti di media tensione con l'obiettivo di coinvolgere i DER nella regolazione di rete. Un controllo coordinato viene proposto anche per la gestione di DER connessi alla rete di bassa tensione, con il duplice obiettivo di limitare lo squilibrio di tensione e aggregare i contributi delle risorse distribuite per fornire servizi ancillari. I criteri di rappresentazione e gestione delle reti di distribuzione sono stati applicati ad alcuni casi studio per dimostrarne l'applicabilità in diversi sistemi elettrici.