ODIS – Dispacciamento ottimale dei DSO

• Forschungsstelle: BFE
• Projektnummer: SI/502074
• Projekttitel Englisch: ODIS – Optimal DSO dISpatchability

Kurzbeschreibung (Englisch)

Distribution networks are rapidly becoming "active", as an accurate control over electricity generation sources and loads makes these partially dispatchable. Such flexibility, when correctly identified and aggregated, could be offered as a service to third parties and could represent an additional revenue stream for the DSO. However, the effects of flexibility activation must be adequately taken into account when the DSO is offering such a service. In this project, a general and yet practical dynamic model of flexibility will be proposed and applied to the problem of optimizing how a DSO can coordinate and aggregate flexibility within the area it services, and make it readily available in an electricity network, reaping technical and economic benefits for all major stakeholders. As a proof of concept, the coordination between the DSO Azienda Multiservizi Bellinzona (AMB) and the Azienda Elettrica Ticinese (AET) will be investigated in detail.

Kurzbeschreibung (Italienisch)

Le reti di distribuzione stanno rapidamente diventando "attive", in quanto un accurato controllo delle fonti di produzione di energia e dei carichi le rende parzialmente distribuibili. Tale flessibilità, se correttamente identificata e aggregata, potrebbe essere utilizzata dal GRD per ottimizzare l'efficienza della rete locale e, se possibile, per offrire servizi a terzi, il che gli fornirebbe così un ulteriore flusso di ricavi. Questo progetto mira a sviluppare un modello generale ma pratico di flessibilità dinamica che aiuti il GRD a prendere decisioni informate su quanta della sua flessibilità debba essere utilizzata internamente e quanta possa essere offerta a terzi, e a raggiungere il suo ottimo tecnico-economico. L'attuazione della flessibilità sfrutterà due meccanismi: il controllo diretto attraverso il controllo intelligente del blocco azienda tramite contatori intelligenti e il controllo indiretto attraverso tariffe di rete dinamiche. Come verifica teorica, il coordinamento tra il DSO Azienda Multiservizi Bellinzona (AMB) e l'Azienda Elettrica Ticinese (AET) sarà studiato in dettaglio.

Schlussbericht (Englisch)

Distribution networks are rapidly becoming "active", as accurate control over electricity generation sources and loads make them partially dispatchable. This flexibility, when correctly identified and aggregated, could be used by the Distribution System Operators (DSO) to optimize local grid efficiency and, if possible, to offer services to third parties, thereby providing an additional revenue stream. Furthermore, correctly quantifying the available flexibility would enable an equitable exchange of energy data and could expand the conventional and currently restricted exchanges between customer, the DSO and the Transmission System Operator (TSO).

This project aims to develop a general but practical dynamic flexibility model that helps the DSO make informed decisions on optimally controlling its flexibility to reach a techno-economic optimum. At first, a mechanism to assess the impact of flexibility actuation on the DSO load curve, which can estimate the amount of flexibility from day zero without relying on historical observations, is presented. We achieve this by simulating the flexible devices, starting from publicly available metadata, and learning their response to a random control signal using a non-parametric global forecasting model. This forecasting model can be used to characterize flexibility, including rebound effects, answering questions such as: how the controlled device mix influences flexibility? How many kWh, at which power level, could be deferred? This model is then used to define an optimal control policy that can be used to maximize the savings of the DSO. A method to control heat pumps without violating the end-users’ thermal comfort, relying on the estimation of the energy signature for the controlled buildings, is presented and integrated in the control loop. We then show how we can estimate the cost-saving potential under different penetration scenarios for the controlled devices for the use case of a specific DSO. In the considered case study of the Azienda Multiservizi di Bellinzona, the data-driven forecaster estimated an annual cost reduction of 640 kCHF, equivalent to a reduction of the overall energy and peak expenses of about 1.4 %, under the participation of the maximum considered penetration of heat pumps and electric heaters.

Secondly, we propose a long-term scenario assessment of the evolution and impact of flexibility in the distribution grid based on a System Dynamics approach. This model can be used to estimate the evolution of the cost-saving potential, its impact on the penetration of flexible devices, and future economic benefits for the end users. A replicability analysis of the methodology is proposed on a second usecase, using data from the Services industriels de Genève (SIG).

A potential way to ensure scalability could be to seek not only savings derived from the DSO-TSO energy and peak power tariff scheme but also revenues by offering the aggregated flexibility to third parties or directly accessing ancillary markets, and including other energivouros devices in the control loop.

Zugehörige Dokumente

• Final report [PDF] 4'676 kB

Schlussbericht (Italienisch)

Le reti di distribuzione stanno rapidamente diventando "attive", ed un controllo accurato delle fonti di generazione elettrica e dei carichi le rende parzialmente dispacciabili. Questa flessibilità, se correttamente identificata e aggregata, potrebbe essere utilizzata dai gestori dei sistemi di distribuzione o trasmissione per ottimizzare l’efficienza della rete locale e, se possibile, per offrire servizi a terzi, fornendo così un ulteriore flusso di entrate. Inoltre, la corretta quantificazione della flessibilità disponibile consentirebbe uno scambio di dati energetici e potrebbe ampliare gli scambi convenzionali e attualmente limitati tra cliente, gestori di distribuzione e gestori di trasmissione.

Questo progetto mira a sviluppare un modello di flessibilità dinamica generale ma pratico, che aiuti il gestore di distribuzione a prendere decisioni informate sul controllo ottimale della propria flessibilità per raggiungere un optimum tecno-economico. In primo luogo, viene presentato un meccanismo per valutare l’impatto dell’attivazione della flessibilità sulla curva di carico del gestore di distribuzione, in grado di stimare la quantità di flessibilità a partire dal giorno zero senza basarsi su osservazioni storiche. Per ottenere questo risultato, abbiamo simulato i dispositivi flessibili, partendo da metadati pubblicamente disponibili, imparando la loro risposta a un segnale di controllo casuale utilizzando un modello di previsione globale non parametrico. Questo modello di previsione può essere utilizzato per caratterizzare la flessibilità, compresi gli effetti di rebound, rispondendo a domande quali: come il mix di dispositivi controllati influisce sulla flessibilità? Quanti kWh, a quale livello di potenza, possono essere spostati? Questo modello viene poi utilizzato per definire una politica di controllo ottimale che può essere utilizzata per massimizzare i risparmi del DSO. Viene presentato un metodo per controllare le pompe di calore senza violare il comfort termico degli utenti finali, basato sulla stima della firma energetica degli edifici controllati e integrato nel circuito di controllo. Mostriamo poi come sia possibile stimare il potenziale di risparmio dei costi in diversi scenari di penetrazione dei dispositivi controllati per il caso d’uso di uno specifico DSO. Nel caso di studio considerato dell’Azienda Multiservizi di Bellinzona, il previsore ha stimato una riduzione dei costi annuali di 640 kCHF, equivalente a una riduzione delle spese complessive per l’energia e dei picchi di circa l’1,4 %, nel caso di massima penetrazione considerata di pompe di calore e riscaldatori elettrici.

In secondo luogo, proponiamo una valutazione dello scenario a lungo termine dell’evoluzione e dell’impatto della flessibilità nella rete di distribuzione basata su un approccio System Dynamics. Questo modello può essere utilizzato per stimare l’evoluzione del potenziale di risparmio, il suo impatto sulla penetrazione dei dispositivi flessibili e i futuri benefici economici per gli utenti finali. Viene proposta un’analisi di replicabilità della metodologia su un secondo caso d’uso, utilizzando i dati del Services industriels de Genève (SIG).

Un modo per garantire la scalabilità del metodo presentato potrebbe essere quello di ricercare non solo i risparmi derivanti dallo schema tariffario del gestore di distribuzione-trasmissione per l’energia e i picchi di potenza, ma anche i ricavi derivanti dall’offerta della flessibilità aggregata a terzi, e includere nel controllo altri carichi energivori.