According to the EU Council in 2007, a target of 20% Renewable Energy Sources (RES) energy share was determined by the year 2020. Maximizing RES penetration, whilst simultaneously ensuring grid stability and security of electric supply, has become a major challenge for the grid operators. The aggregated effect of Distributed Generation (DG) units will affect increasingly the transmission grid operation and planning. More and more, the High Voltage (HV) grid has to export the excess of power produced at the Medium Voltage (MV) level, where DG units are connected. The energy flows become variable both in value and direction in substations at the interface with distribution networks, which is a complete change for the grid operator. Power flow congestions and voltage problems are particularly more likely to arise. Systematically reinforcing the network in order to absorb the last MWh produced by DG units located in unfavorable areas, while maintaining the traditional operation of the grid, is not efficient, i.e. neither economically viable for the community nor acceptable from the point of view of environmental impact. The intermittency of DG units makes it irrelevant to define the amount of connectable units on the basis of their installed power and the N-1 criterion. New paradigms to increase the grid capacity of accepting DG units before reinforcement are to be considered. And new methodologies for long-term and operational grid planning, giving allowance to this inherent variability in the generation, are therefore necessary.Active Network Management (ANM) allows to moving away from conventional grid operation towards a new approach, comprising (almost) real-time supervision and control of the DG units and network elements. Thanks to this new management of the system and accounting for the intermittent (i.e. weather-dependent) RES production, more DG units can be connected to an existing grid: the power produced by some DG units can be curtailed to eliminate possible congestions encountered for specific combinations of loads, generations and weather conditions. In others words, the use of an ANM scheme makes possible to maximize the grid utilization in enhancing the required flexibility of system operation to maintain power system security margins.A reasonable level of security in applying ANM is however required and it must be assessed before any possible application to the grid. This assessment can be performed based on a probabilistic approach: the uncertain parameters, i.e. each load and power produced by a DG unit, are modeled with probability density functions (pdf’s); the latter are then randomly sampled, to create so-called variants. These variants serve as input data for an Optimal Power Flow (OPF) module to find the possible redispatching or curtailment that could be necessary in each case. The state space is extremely vast, however, due to combinatorial explosion. Creating a sufficiently large sample of variants to cover all significant situations the grid can face appears intractable, and alternative approaches, combining a systematic search in the state space with an acceptable computation time, are to be developed.This research proposes a pragmatic methodology to handle the high dimensionality of the problem and estimate the impact of connecting a new DG unit, via the computation of several risk indices. A systematic approach guarantees searching all over the plausible congestion zones of the state space, while an on-target sampling drives the computational effort towards the direction of interest. This combined approach allows managing the computation time without falling into oversimplification or losing too much accuracy. / Doctorat en Sciences de l'ingénieur et technologie / info:eu-repo/semantics/nonPublished

Master of Science / Department of Electrical and Computer Engineering / Anil Pahwa / The unusual weather events during the polar vortex of 2014 illuminated the needs for fuel diversity for power generation in order to allow reliable operation of the electricity grid. A system wide reliability assessment for winter months should be undertaken in addition to the summer months to ensure reliable operation of the electricity grid throughout the year. Severe weather conditions that lead to equipment malfunction during the polar vortex should be thoroughly investigated and remediations to ensure satisfactory future performance of the grid must be undertaken. Environmentally unfriendly emissions from power plants must be minimized but diversity of generation fuel must be maintained. Future energy policies must be formulated with consideration that approximately 14 GW of coal generation in Pennsylvania Jersey Maryland Regional Transmission Organization’s control area available during the polar vortex will be retired by 2015 and replaced with plants that utilize fuel types other than coal.

Cette thèse porte sur une série de problèmes d’efficacité économique créés par le développement de masse en Europe des sources d’énergie renouvelable (SER) intermittentes. Les ressources flexibles requises pour compenser certaines de leurs propriétés (variabilité, faible prévisibilité, sites spécifiques) sont connues, mais des signaux sont nécessaires pour en assurer un développement et des opérations efficaces. Une première question qui se pose est de savoir dans quelle mesure les SER intermittentes peuvent rester en dehors des marchés de l’électricité, alors qu’elles y jouent un rôle-clé. Une seconde question est de déterminer dans quelle mesure le design de marché actuel est adapté à un système électrique contenant une part très importante de SER intermittentes. Ces deux questions sont traitées ici dans quatre contributions indépendantes.Le premier chapitre consiste en une revue critique de littérature. On y introduit et compare deux paradigmes (qui sont souvent implicites) pour l’intégration des SER. On identifie ensuite des évolutions requises afin d’adapter le design de marché au développement de SER intermittentes, telles qu’une redéfinition des produits échangés, ou une réorganisation de la séquence de marchés.On emploie dans le deuxième chapitre un modèle analytique, afin d’évaluer le potentiel des marchés infra-journaliers pour gérer la faible-prévisibilité des SER intermittentes. Cette étude démontre comment ce potentiel est en grande partie déterminé par l’évolution des erreurs de prévision.Le troisième chapitre s’intéresse aux bénéfices qui peuvent résulter d’une restriction de la production des SER intermittentes à un instant donné. Un autre modèle analytique est utilisé pour décortiquer l’influence de paramètres clés sur ces bénéfices. Une attention particulière est portée à la distribution de ces bénéfices entre les différents acteurs.Enfin on réalise dans le chapitre 4 une simulation numérique de l’évolution des bilans des gestionnaires du réseau de transport (GRTs) européens, afin de souligner les difficultés posées par la connexion des SER intermittentes au réseau de transport. Des stratégies de financement alternatives sont également évaluées. Cette étude révèle l’existence d’un déficit de financement important en cas d’évolution constante des tarifs. / This thesis centres on issues of economic efficiency originating from the large-scale development of intermittent renewable energy sources (RES) in Europe. The flexible resources that are necessary to cope with their specificities (variability, low-predictability, site specificity) are already known, but adequate signals are required to foster efficient operation and investment in these resources. A first question is to what extent intermittent RES can remain out of the market at times when they are the main driver of investment and operation in power systems. A second question is whether the current market design is adapted to their specificities. These two questions are tackled in four distinct contributions.The first chapter is a critical literature review. This analysis introduces and confronts two (often implicit) paradigms for RES integration. It then identifies and discusses a set of evolutions required to develop a market design adapted to the large-scale development of RES, such as new definitions of the products exchanged and reorganisation of the sequence of electricity markets.In the second chapter, an analytical model is used to assess the potential of intraday markets as a flexibility provider to intermittent RES with low production predictability. This study highlights and demonstrates how the potential of intraday markets is heavily dependent on the evolution of the forecast errors.The third chapter focuses on the benefits of curtailing the production by intermittent RES, as a tool to smooth out their variability and reduce overall generation costs. Another analytical model is employed to anatomize the relationship between these benefits and a set of pivotal parameters. Special attention is also paid to the allocation of these benefits between the different stakeholders.In the fourth chapter, a numerical simulation is used to evaluate the ability of the European transmission system operators to tackle the investment wave required in order to manage the production of intermittent RES. Alternative financing strategies are then assessed. The findings reveal that under the current trend of tariffs, the volumes of investment forecasted will be highly challenging for transmission system operators.

This thesis centres on issues of economic efficiency originating from the large-scale development of intermittent renewable energy sources (RES) in Europe. The flexible resources that are necessary to cope with their specificities (variability, low-predictability, site specificity) are already known, but adequate signals are required to foster efficient operation and investment in these resources. A first question is to what extent intermittent RES can remain out of the market at times when they are the main driver of investment and operation in power systems. A second question is whether the current market design is adapted to their specificities. These two questions are tackled in four distinct contributions.The first chapter is a critical literature review. This analysis introduces and confronts two (often implicit) paradigms for RES integration. It then identifies and discusses a set of evolutions required to develop a market design adapted to the large-scale development of RES, such as new definitions of the products exchanged and reorganisation of the sequence of electricity markets.In the second chapter, an analytical model is used to assess the potential of intraday markets as a flexibility provider to intermittent RES with low production predictability. This study highlights and demonstrates how the potential of intraday markets is heavily dependent on the evolution of the forecast errors.The third chapter focuses on the benefits of curtailing the production by intermittent RES, as a tool to smooth out their variability and reduce overall generation costs. Another analytical model is employed to anatomize the relationship between these benefits and a set of pivotal parameters. Special attention is also paid to the allocation of these benefits between the different stakeholders.In the fourth chapter, a numerical simulation is used to evaluate the ability of the European transmission system operators to tackle the investment wave required in order to manage the production of intermittent RES. Alternative financing strategies are then assessed. The findings reveal that under the current trend of tariffs, the volumes of investment forecasted will be highly challenging for transmission system operators.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Conventionally, to support varying power demand, the utility company must prepare to supply more electricity than actually needed, which causes inefficiency and waste. With the increasing penetration of renewable energy which is intermittent and stochastic, how to balance the power generation and demand becomes even more challenging. Demand response, which reschedules part of the elastic load in users' side, is a promising technology to increase power generation efficiency and reduce costs. However, how to coordinate all the distributed heterogeneous elastic loads efficiently is a major challenge and sparks numerous research efforts. In this thesis, we investigate different methods to provide demand response and improve power grid efficiency. First, we consider how to schedule the charging process of all the Plugged-in Hybrid Electrical Vehicles (PHEVs) so that demand peaks caused by PHEV charging are flattened. Existing solutions are either centralized which may not be scalable, or decentralized based on real-time pricing (RTP) which may not be applicable immediately for many markets. Our proposed PHEV charging approach does not need complicated, centralized control and can be executed online in a distributed manner. In addition, we extend our approach and apply it to the distribution grid to solve the bus congestion and voltage drop problems by controlling the access probability of PHEVs. One of the advantages of our algorithm is that it does not need accurate predictions on base load and future users' behaviors. Furthermore, it is deployable even when the grid size is large. Different from PHEVs, whose future arrivals are hard to predict, there is another category of elastic load, such as Heating Ventilation and Air-Conditioning (HVAC) systems, whose future status can be predicted based on the current status and control actions. How to minimize the power generation cost using this kind of elastic load is also an interesting topic to the power companies. Existing work usually used HVAC to do the load following or load shaping based on given control signals or objectives. However, optimal external control signals may not always be available. Without such control signals, how to make a tradeoff between the fluctuation of non-renewable power generation and the limited demand response potential of the elastic load, and to guarantee user comfort level, is still an open problem. To solve this problem, we first model the temperature evolution process of a room and propose an approach to estimate the key parameters of the model. Then, based on the model predictive control, a centralized and a distributed algorithm are proposed to minimize the fluctuation and maximize the user comfort level. In addition, we propose a dynamic water level adjustment algorithm to make the demand response always available in two directions. Extensive simulations based on practical data sets show that the proposed algorithms can effectively reduce the load fluctuation. Both randomized PHEV charging and HVAC control algorithms discussed above belong to direct or centralized load shaping, which has been heavily investigated. However, it is usually not clear how the users are compensated by providing load shaping services. In the last part of this thesis, we investigate indirect load shaping in a distributed manner. On one hand, we aim to reduce the users' energy cost by investigating how to fully utilize the battery pack and the water tank for the Combined Heat and Power (CHP) systems. We first formulate the queueing models for the CHP systems, and then propose an algorithm based on the Lyapunov optimization technique which does not need any statistical information about the system dynamics. The optimal control actions can be obtained by solving a non-convex optimization problem. We then discuss when it can be converted into a convex optimization problem. On the other hand, based on the users' reaction model, we propose an algorithm, with a time complexity of O(log n), to determine the RTP for the power company to effectively coordinate all the CHP systems and provide distributed load shaping services. / Graduate

Im Rahmen des Beitrags sollen das Potenzial der Blindleistungsbereitstellung und mögliche Regelungskonzepte im Kontext von Redispatch 2.0 dargestellt werden. Ein umfangreicher Feldtest zeigt das Zusammenspiel von Übertragungs und Verteilnetzbetreibern bezüglich einer spannungsebenenübergreifenden Blindleistungsregelung auf. Neben der Konzeption und Entwicklung aller Systemkomponenten wurden die Funktionalität einer aktiven Blindleistungsregelung und deren Wirkung auf den realen Netzbetrieb evaluiert.

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