Schlüsselwörter
(Englisch)
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transmission system operator, TSO, distribution system operator, DSO, voltage support schemes, flexibility, assets, ancillary services
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Kurzbeschreibung
(Deutsch)
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Die erwartete Zunahme der dezentralen und erneuerbaren Stromerzeugung stellt den Übertragungsnetzbetreiber und die Verteilnetzbetreiber (DSOs) vor neue Herausforderungen. Es entstehen aber auch potentielle Synergien für Koordination die zur Zeit noch wenig genutzt werden. In diesem Projekt wird das Potenzial der verschiedenen Koordinationsstufen zwischen dem Übertragungsnetzbetreiber und den Verteilnetzbetreibern der Schweiz bewertet. Mehrere Anwendungsfälle für den Netzbetrieb und das Systemmanagement werden untersucht, darunter das Engpassmanagement innerhalb der TSO- und DSO-Netze und an deren Schnittstellen, Spannungshaltung über die Netzebenen hinweg sowie der Nutzen von Flexibilität im DSO-Netz als Systemdienstleistung. Durch die Zusammenarbeit mit Energieversorgern der Schweiz wird in diesem Projekt der erzielbare Nutzen einer stärkeren TSO-DSO Interaktion in der Schweiz bewertet. Mit der Anwendung und Erweiterung spezialisierter Softwaretools wollen wir einen Fahrplan hin zu einem stärker integrierten TSO-DSO Netzbetrieb entwickeln. entwickeln.
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Kurzbeschreibung
(Englisch)
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The expected shift toward distributed and renewable electricity supply poses challenges to both the transmission system operator (TSO) and distributed system operators (DSOs); however, it also encourages exploitation of less utilized coordination synergies to achieve mutual benefits. This project will assess the potential of benefits achieved through various levels of coordination between the TSO and DSOs in Switzerland. Multiple network and system benefits will be investigated including: congestion management within the TSO and DSO networks as well as at their interface, voltage support schemes provided between network layers, and offering the flexibility of assets within the DSO network as an ancillary service resource. By partnering with local utilities in Switzerland, this project will examine the achievable benefits of a stronger TSO-DSO interaction in Switzerland. With the application and extension of specialized software tools, we plan to develop a roadmap for achieving an integrated TSO-DSO operation and control infrastructure.
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Schlussbericht
(Deutsch)
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Die Verbreitung dezentraler Stromerzeugung in Mittel- und Niederspannungsnetze ist eine wesentliche Voraussetzung für die Erreichung der CO2-Ziele. Gleichzeitig werden grosse thermische Generatoren, die an die Hochspannungsebene angeschlossen sind, ausser Betrieb genommen oder stehen nur noch zeitweise zur Verfügung. Dies hat zur Folge, dass die traditionelle Flexibilitätsquelle des Stromnetzes durch konventionelle Erzeugung (Hoch- und Herunterfahren von Wirk-/Blindleistung) abnimmt. In der Zwischenzeit erfordert die zunehmende Stochastizität von intermittierenden Erzeugungsanlagen wie PV sowie die neu elektrifizierte Nachfrage durch Wärmepumpen und E-Mobilität, dass das Gesamtsystem noch flexibler als heute genutzt wird.
Dieses Projekt konzentriert sich auf die neue Form der Flexibilität, die für den zukünftigen Betrieb des Stromsystems wesentlich ist: Dienstleistungen, die von dezentralen Energieressourcen dem ÜNB angeboten werden (ausgenommen der Dienstleistung für den lokalen VNB). Es wird davon ausgegangen, dass die Flexibilitätsaggregation an der Schnittstelle zwischen ÜNB und VNB durch den Verteilnetzbetreiber oder einen Aggregator erfolgt. Wir schlagen einen automatisierten Ansatz zur Schätzung des resultierenden Flexibilitätsbereichs vor. Die Vorteile der Nutzung der aggregierten Flexibilität werden im Kontext der Schweiz für Regelenergie und den Betrieb des Übertragungsnetzes untersucht und demonstriert. Durch die Kombination realistischer Betriebsdaten mit realen Netzdaten trägt das Ergebnis dieses Projekts zu den Bemühungen der ÜNB und VNB bei, einen stärker integrierten Betriebsrahmen zu schaffen.
Um die Vorteile der Nutzung von Flexibilitäten zu bewerten, die von dezentralen Energieressourcen wie kleinen PV-Anlagen, BESS für Haushalte, elektrischen Wärmepumpen für Haushalte und privaten E-Fahrzeugen in Mittel- oder Niederspannungsnetzen geboten werden können, wird ein methodischer Rahmen mit zwei Perspektiven entwickelt: Bottom-up und Top-down.
Die "Bottom-up"-Perspektive umfasst drei Aspekte. Zunächst werden Szenarien und Nutzungsmuster für ein repräsentatives Niederspannungsnetz erstellt und die Verfügbarkeitsgrenzen jeder dezentralen Energiequelle ermittelt. Zweitens berechnen wir unter Verwendung eines optimalen AC-Leistungsflusses die maximal mögliche Flexibilität, die von jeder dezentralen Energiequelle angeboten, und an der Schnittstelle aggregiert werden kann. Dabei maximieren wir den “zusätzlichen” positiven/negativen Wirk- und Blindleistungsaustausch an der Schnittstelle um den Betriebspunkt herum, wobei die thermische Belastung und die Spannungsbeschränkungen des Verteilnetzes berücksichtigt werden. Das Ergebnis ist eine Zeitreihe maximaler “zusätzlicher” Flexibilität in jeder Richtung für Wirk- und Blindleistung, die eine “Flexibilitätsregion” um einen Betriebspunkt an der Trafostation darstellt. Schliesslich wird ein Vergütungsschema für jede dezentrale Energiequelle festgelegt, so dass die identifizierte Flexibilitätsregion mit Kosten verbunden ist.
Die Top-Down-Perspektive bezieht sich auf die Bewertung der Vorteile der Nutzung der aggregierten Flexibilitäten, die von einer grossen Anzahl von Verteilnetzen in der Schweiz bereitgestellt werden, in zwei Fallstudien. Erstens formulieren wir für Frequenz- (z.B. Sekundär-) Reserven ein Ko-Optimierungsproblem für den gleichzeitigen Einsatz von Energie und Reserveleistung, um die Auswirkungen auf die Erzeugungund die Systemkosten zu quantifizieren, wenn die Flexibilitäten auf dem Reservemarkt angeboten werden. Zweitens untersuchen wir im täglichen Betrieb, wie die aggregierten Flexibilitäten die erforderliche Stromerzeugung in den Wasserkraftwerken entlasten können, so dass die Wasserkraftwerke in den Wintermonaten weniger stark belastet werden. Das Problem wird als ein stündlicher optimaler AC-Optimaler Leistungsfluss formuliert.
Die wirtschaftliche Attraktivität und die Auswirkungen der Nutzung von aggregierten Flexibilitäten zur Bereitstellung von Dienstleistungen für den Strommarkt durch das Angebot ihrer flexiblen Wirkleistung (positiv und negativ) als “Kapazitätsreserve” und als “Erzeuger” in der Schweiz werden anhand einer Reihe von Szenarien aufgezeigt, die verschiedene lokale Randbedingungen (z.B. Verbreitungsgrad, Vergütungshöhe usw.) und verschiedene internationale Systembedingungen abdecken. In den Schlussfolgerungen werden die Randbedingungen und die Parameter dargestellt, die den potenziellen Nutzen der Nutzung der aggregierten Flexibilitäten beeinflussen.
Zusammenfassend lassen sich folgende Schlussfolgerungen ziehen: (i) Die Flexibilitäten der einzelnen dezentralen Energieressourcen können an der Schnittstelle zwischen ÜNB und VNB aggregiert werden, so dass sie als Dienstleistung für die ÜNB angeboten werden kann. Vorraussetzung ist das Vorhandensein eines Vergütungssystems und, dass die Dienstleistungen die Beschränkungen des Verteilnetzes respektieren. Der Umfang der aggregierten Flexibilität hängt in hohem Masse von der Auslegung des Verteilnetzes, der Jahreszeit, der Tageszeit und dem Verbreitungsgrad der kleinen dezentralen Energiequellen, insbesondere der BESS, ab. (ii) Die Nutzung der Flexibilitäten als Frequenzreserve senkt die Gesamtkosten des Systembetriebs. Die Abwärtsflexibilität, die als Abwärtsreserve angeboten wird (durch das Aufladen von BESS, die Erhöhung der konventionellen Nachfrage, das Einschalten von Wärmpumpen und das Aufladen von E-Mobilität), hat das grösste Potenzial, da diese dezentralen Energieressourcen zusammen über eine beträchtliche verfügbare Leistung während der Stunden verfügen, in denen ihr Angebotspreis unter dem Reservepreis liegt. Das Hochfahren der Flexibilität als Aufwärtsreserve ist unter den gegebenen Annahmen oft nicht preislich wettbewerbsfähig. (iii) Die Nutzung der aggregierten Flexibilitäten an allen Lastknoten im gesamten Schweizer Übertragungsnetz führt zu einer effizienteren Netzauslastung und damit zu einer Verringerung des Bedarfs an Wasserkraftwerken (relevant für die “Winterreserve”), insbesondere nach dem Ausstieg aus der Kernenergie und bei einem hohen Anteil an solarer PV-Erzeugung.
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Schlussbericht
(Englisch)
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The proliferation of distributed energy resources connected at the medium and low voltage grids is essential to reach the CO2 targets. Simultaneously, large thermal generators connected at the high voltage level may be decommissioned or only available intermittently. As a result, the traditional source of power system flexibility from conventional generators (ramping up/down, active/reactive power) decreases. In the meantime, the increased stochasticity of intermittent resources such as PVs as well as newly electrified demand such as heat pumps and e-mobility requires the overall system to utilize even more flexible than today.
This project focuses on the new form of flexibility essential for future power system operation: services offered by small distributed energy resources to the TSO (excluding the service to the DSO). The flexibility aggregation is assumed to be performed at the TSO-DSO substation by the distribution utility or an aggregator. We propose an automated estimation approach of the resulting flexibility range. The benefits of utilizing the aggregated flexibility are investigated and demonstrated in the context of Switzerland for ancillary services and transmission system operation. By combining realistic operational data with real grid data, the outcome of this project contributes to the efforts by the TSO and the DSO to achieve a more integrated operational framework.
To assess the benefits of utilizing flexibilities that can be potentially offered by distributed energy resources such as small-scale solar PVs, residential BESSs, residential electric heat pumps and personal EVs in medium- or low-voltage distribution grids, a framework is developed from two perspectives: bottom-up and top-down.
The bottom-up perspective involves three aspects. First, we create scenarios and utilization patterns for a representative low voltage grid and identify the availability boundaries of each distributed energy resource. Secondly, we calculate the maximum feasible flexibility that can be offered by each distributed energy resource, aggregated at the transformer station using AC optimal power flow and maximize the “additional” positive/negative active and reactive power exchange at the transformer station around the operating point, while respecting the distribution grid thermal loading and voltage constraints. The result is a time-series of maximum “additional” flexibility in each direction for active and reactive power, constituting a “flexibility region” around an operating point at the transformer station. Lastly, we identify a remuneration scheme for each distributed energy resource, so that the identified “flexibility region” is associated with a cost.
The top-down perspective refers to assessing the benefits of utilizing the aggregated flexibilities provided by a large number of distribution grids throughout Switzerland in two case studies. First, for frequency (e.g., secondary) reserves, we formulate a co-optimization problem for the simultaneous dispatch of energy and reserves to quantify the impacts on the generation fleet and system costs when the flexibilities are offered to the reserve market. Secondly, in daily operation, we study how aggregated flexibilities can relieve the required power generation by hydro dams so that the hydro plants are less constrained during the winter months. The problem is formulated as an hourly AC optimal dispatch.
The economic attractiveness and the utilization impact of aggregated flexibilities to provide services to the electricity market through offering their flexible active power capability (positive and negative) as a “capacity reserve” and as a “generator” in Switzerland are demonstrated with a number of scenarios covering different local constraints (e.g., proliferation levels, remuneration amounts, etc.) conditions and different international system conditions. Conclusions present the boundary conditions, and the parameters that influence the potential benefits of utilizing the aggregated flexibilities.
In summary, our take-away messages are as follows: (i) the flexibilities of each distributed energy resource can be aggregated at the transformer station so that the aggregated response can be offered as a service in TSO markets if a remuneration scheme is in place, and the services respect the distribution grid constraints. The amount of the aggregated response is highly dependent on the layout of the distribution grid, the season, the time of day and the proliferation level of the small distributed energy resources, especially BESSs. (ii) The utilization of the flexibilities as frequency reserves decreases the overall system dispatch cost. The ramping down flexibility offered as downward reserve (provided by charging BESS, increasing conventional demand, turning on HPs, and charging EVs) has the greatest potential because these distributed energy resources together have significant available power during hours when their offer price is below the reserve price. The ramping up flexibility as upward reserve is not often price competitive, given the assumptions. (iii) Utilization of aggregated flexibilities at all load buses throughout the Swiss transmission grid results in more efficient network utilization, subsequently reducing required hydro dam generation requirements (relevant for “winter reserve”), especially following the phase-out of nuclear units and in presence of high shares of solar PV generation.
The overall results address the key areas of TSO-DSO interaction in general, but are particularly relevant for the future development towards an integrated power system operation in Switzerland. Increased TSO-DSO coordination using the approaches developed in this study can mitigate the impact of important current and mid-term challenges, such as the dynamic and stochastic profiles from growing PV and EV capacities across Switzerland, decreasing conventional generation, and potentially reduced transfer capacities from Europe.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Französisch)
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La prolifération des ressources énergétiques distribuées connectées aux réseaux de moyenne et basse tension est essentielle pour atteindre les objectifs en matière de CO2. Simultanément, les grands générateurs thermiques connectés au niveau de la haute tension peuvent être mis hors service ou n’être disponibles que par intermittence. Par conséquence, la source traditionnelle de flexibilité du système électrique provenant des générateurs conventionnels ( augmentation / diminution de la puissance, puissance active / réactive) diminue. Dans le même temps, la stochasticité accrue des ressources intermittentes telles que les PV ainsi que la demande nouvellement électrifiée, comme les pompes à chaleur et l’e-mobilité, exigent que le système global soit encore plus flexible qu’aujourd’hui.
Ce projet se concentre sur la nouvelle forme de flexibilité essentielle au fonctionnement du futur système électrique : les services offerts par les petites ressources énergétiques distribuées au GRT (à l’exclusion du service au GRD). L’agrégation de la flexibilité est supposée être effectuée à la sousstation TSO-DSO par la compagnie de distribution ou un agrégateur. Nous proposons une approche d’estimation automatisée de la gamme de flexibilité résultante. Les avantages de l’utilisation de la flexibilité agrégée sont étudiés et démontrés dans le contexte de la Suisse pour les services auxiliaires et l’exploitation du système de transmission. En combinant des données opérationnelles réalistes avec des données de réseau réelles, le résultat de ce projet contribue aux efforts du GRT et du GRD pour atteindre un cadre opérationnel plus intégré.
Pour évaluer les avantages de l’utilisation des flexibilités qui peuvent être potentiellement fournies par les ressources énergétiques distribuées telles que les PV solaires à petite échelle, les BESSs résidentiels, les pompes à chaleur électriques résidentielles et les VEs personnels dans les réseaux de distribution de moyenne ou basse tension, un cadre est développé à partir de deux perspectives : bottom-up et top-down.
La perspective bottom-up comporte trois aspects. Premièrement, nous créons des scénarios et des modèles d’utilisation pour un réseau basse tension représentatif et nous identifions les limites de disponibilité de chaque ressource énergétique distribuée. Deuxièmement, nous calculons la flexibilité maximale réalisable qui peut être offerte par chaque ressource énergétique distribuée, agrégée au poste de transformation en utilisant le flux de puissance optimal CA et en maximisant l’échange de puissance active et réactive positive/négative "supplémentaire" au poste de transformation autour du point de fonctionnement, tout en respectant les contraintes de charge thermique et de tension du réseau de distribution. Le résultat est une série temporelle de flexibilité "additionnelle" maximale dans chaque direction pour la puissance active et réactive, constituant une "région de flexibilité" autour d’un point de fonctionnement au poste de transformation. Enfin, nous identifions un schéma de rémunération pour chaque ressource énergétique distribuée, de sorte que la "région de flexibilité" identifiée soit associée à un coût.
La perspective top-down consiste à évaluer les avantages de l’utilisation des flexibilités agrégées fournies par un grand nombre de réseaux de distribution à travers la Suisse dans deux études de cas. Premièrement, pour les réserves de fréquence (par exemple, secondaires), nous formulons un problème de co-optimisation pour la répartition simultanée de l’énergie et des réserves afin de quantifier les impacts sur le parc de production et les coûts du système lorsque les flexibilités sont offertes au marché des réserves. Deuxièmement, dans le cadre de l’exploitation quotidienne, nous étudions comment les flexibilités agrégées peuvent soulager la production d’énergie requise par les barrages hydroélectriques afin que les centrales hydroélectriques soient moins contraintes pendant les mois d’hiver. Le problème est formulé comme un dispatching optimal horaire en courant alternatif.
L’attractivité économique et l’impact de l’utilisation des flexibilités agrégées pour fournir des services au marché de l’électricité en offrant leur capacité de puissance active flexible (positive et négative) en tant que " réserve de capacité " et en tant que " générateur " en Suisse sont démontrés à l’aide d’un certain nombre de scénarios couvrant différentes conditions de contraintes locales (par exemple, niveaux de prolifération, montants de rémunération, etc. Les conclusions présentent les conditions limites et les paramètres qui influencent les avantages potentiels de l’utilisation des flexibilités agrégées.
En résumé, nos messages à retenir sont les suivants : (i) les flexibilités de chaque ressource énergétique distribuée peuvent être agrégées au poste de transformation de sorte que la réponse agrégée puisse être offerte comme un service sur les marchés des GRT si un schéma de rémunération est en place, et que les services respectent les contraintes du réseau de distribution. La quantité de la réponse agrégée dépend fortement de la disposition du réseau de distribution, de la saison, de l’heure de la journée et du niveau de prolifération des petites ressources énergétiques distribuées, en particulier les BESS. (ii) L’utilisation des flexibilités comme réserves de fréquence diminue le coût global de répartition du système. La flexibilité de baisse de régime offerte comme réserve descendante (fournie par la charge des BESS, l’augmentation de la demande conventionnelle, la mise en marche des HP et la charge des EV) a le plus grand potentiel parce que ces ressources énergétiques distribuées ont ensemble une puissance disponible importante pendant les heures où leur prix d’offre est inférieur au prix de réserve. La flexibilité de la montée en puissance en tant que réserve ascendante n’est pas souvent compétitive en termes de prix, compte tenu des hypothèses. (iii) L’utilisation des flexibilités agrégées à tous les bus de charge du réseau de transport suisse permet une utilisation plus efficace du réseau, réduisant ainsi les besoins de production des barrages hydroélectriques (pertinents pour la "réserve hivernale"), en particulier après la sortie progressive des unités nucléaires et en présence de parts élevées de production solaire photovoltaïque.
Les résultats globaux portent sur les domaines clés de l’interaction entre les GRT et les GRD en général, mais sont particulièrement pertinents pour le développement futur vers une exploitation intégrée du système électrique en Suisse. Une coordination accrue entre les GRT et les GRD à l’aide des approches développées dans cette étude peut atténuer l’impact d’importants défis actuels et à moyen terme, tels que les profils dynamiques et stochastiques des capacités croissantes de PV et de VE en Suisse, la diminution de la production conventionnelle et la réduction potentielle des capacités de transfert depuis l’Europe.
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