Modeling tools for planning and operation of DERs and their impact in microgrids and centralized resources

Abstract

En los últimos años se ha dado un gran paso hacia los recursos energéticos distribuidos (DER), incluyendo la generación y el almacenamiento de electricidad distribuida, y es sólo cuestión de tiempo que se conviertan en parte regular de nuestros sistemas. El despliegue de estos nuevos dispositivos se ha fomentado con el fin de reducir los efectos del cambio climático (junto con el de las centrales renovables), mejorar la resiliencia, reducir las necesidades de inversión en la red de transporte y distribución y las pérdidas en la red, y aumentar la eficiencia del sistema. La generación distribuida también ha llevado a la aparición de nuevos modelos de negocio, conceptualmente hablando, y que todavía apenas han sido implementados en los sistemas actuales. Estas formas innovadoras de gestión de redes distribuidas abarcan desde los conceptos de Microredes y Virtual Power Plants hasta el despliegue de nuevos servicios distribuidos como agregaciones de recursos energéticos o flotas de Vehículos Eléctricos. Este trabajo contribuye al análisis del despliegue de DERs mediante el desarrollo de modelos matemáticos (implementados como herramientas de software), los cuales han sido diseñados para abordar tres temas importantes sobre los DERs. El primero se refiere al despliegue óptimo de DERs a nivel de edificios teniendo en cuenta tanto las necesidades de electricidad como las de generación de energía térmica. Este modelo supone el núcleo de cualquiera de los modelos desarrollados en esta tesis. El modelado en detalle de los comportamientos eléctricos y térmicos de los edificios, así como las características económicas y físicas de los diferentes DER involucrados es de suma importancia para abordar adecuadamente las capacidades y la eficiencia de los DER. En particular, el modelado del comportamiento térmico del edificio teniendo en cuenta su inercia térmica, la temperatura exterior y la posibilidad de elegir entre bombas de calor alimentadas con electricidad o calderas alimentadas con gas según el precio horario de la electricidad y el precio del gas, o modelar las capacidades de cambio de la demanda eléctrica, puede ser muy relevante para decidir la combinación más apropiada de DER que se desplegarán a nivel de edificios. Se presenta un modelo matemático de este tipo y se realizan varios estudios para comprender el papel desempeñado por cada uno de los factores involucrados y su relevancia. El segundo tema se refiere al despliegue óptimo de DERs a nivel de Microred (MG). En primer lugar, se ha llevado a cabo una revisión exhaustiva del estado del arte de las MGs, clasificada por capas funcionales, desde la capa física en la parte inferior hasta la capa de modelos de negocio en la parte superior. A continuación, se ha diseñado un modelo matemático para representar la inversión y la operación económica óptima de los DERs en el caso de una MG aislada, construida como agregación de edificios individuales con su propio despliegue de DERs, donde la figura de un Agregador es la encargada de administrar la MG y que tiene también la opción de invertir en dispositivos de generación compartidos como generadores diesel. En particular, se ha simulado un mercado local dirigido por el Agregador, tal como lo proponen algunos informes y publicaciones, para gestionar los intercambios de energía entre los propietarios de edificios dentro de dicha MG. Se ha adoptado un modelo de equilibrio que permite analizar los posibles efectos de comportamientos estratégicos en un mercado de tan pequeño tamaño. No se han tenido en cuenta los problemas relacionados con la regulación de frecuencia de carga y el control de la tensión. El tercer tema se refiere al despliegue óptimo de DERs a nivel del sistema de energía. Se ha diseñado un modelo matemático para abordar adecuadamente los estudios sobre la eficiencia del despliegue de los DERs frente la implementación basada en la generación centralizada. Aunque el despliegue de DERs puede resultar atractivo desde el punto de vista del consumidor final debido a la regulación específica en vigor (diseño de tarifas, incentivos, tarifas...), no está claro si es una opción eficiente desde el punto de vista del sistema completo. Se ha elaborado un modelo con regulación imparcial entre las instalaciones DER y las centrales de generación centralizada teniendo en cuenta los principales factores que pueden afectar a la solución óptima, como por ejemplo las economías de escala en los costes de inversión y mantenimiento, las pérdidas de energía, la capacidad de respuesta de la demanda eléctrica y térmica de los usuarios finales. Además, se ha considerado, como opción adicional, una modelización del impacto de la aplicación de las tarifas eléctricas para la recuperación de los costes regulados del sistema.Recent years have seen a great leap forward towards distributed energy resources (DERs), including electricity distributed generation and storage, and it is just a matter of time that they become a regular part of our systems. The deployment of these new devices is encouraged in order to reduce climate change effects (together with renewable plants), to enhance resiliency, to reduce transmission and distribution network investment needs and network losses, and to increase efficiency. Distributed generation has also led to the appearance of new, conceptually speaking, electricity business models still barely deployed in current systems. These innovative ways of managing distributed networks range from the Microgrids and Virtual Power Plants concepts to the deployment of new distributed services like Aggregations of energy resources or Electric Vehicle fleets. This work contributes to the analysis of the deployment of DERs by means of the development of mathematical models (implemented as software tools) designed to address three important DERs’ issues. The first one concerns the optimal deployment of DERs at building level taking into account both electricity and thermal energy building requirements. This model is the core of any of the models developed in this thesis. Modeling in detail both the buildings electricity and thermal demand behaviors, and the economic and physical characteristics of the different DERs involved is of paramount importance to properly address the capabilities and efficiency of DERs’ solutions. In particular, modeling the temperature behavior of the building taking into account the thermal inertia of the building, the outside temperature, and the possibility to choose among electricity fed heat pumps, exposed to an hourly price of electricity or gas fed boilers, exposed to a daily constant price of gas, or modeling the demand shifting capabilities of the electricity consumption, may be very relevant to decide the more appropriate mix of DER’s technologies to be deployed at building level. Such a mathematical model is presented and several studies conducted to understand the role played by the heating consumptions and its demand response capabilities. The second one concerns the optimal deployment of DERs at Microgrid (MG) level. First, an exhaustive state of the art review on MGs has been conducted, classified by functional layers, from the physical layer at the bottom up to the business models layer at the top. Then, a mathematical model has been designed to represent the optimal DERs’ investment and economic operation for an isolated MG, built as aggregation of individual buildings with their own DER’s deployment, where the figure of an Aggregator is in charge of managing the MG and has also the option to invest on common shared generation devices such as diesel generators. In particular, a local market conducted by the Aggregator, as proposed by some reports and literature, has been simulated to manage the energy exchanges among building owners within the MG. An equilibrium model has been adopted to allow analyzing the possible effects of strategic behaviors in a market of such small size. The load-frequency and voltage control related issues have not been considered. The third one concerns the optimal deployment of DERs at power system level. A mathematical model has been designed to properly address studies on the efficiency of DERs’ deployment versus centralized generation based deployment. Although DERs’ deployment may be seen attractive from an end consumers point of view due to the specific regulation in place (tariffs design, incentives, charges…), it is not clear if it is an efficient option from the whole system point of view. A neutral regulation model for both the DER facilities and the centralized generation power plants has been developed taking into account the main factors that may affect the optimal solution as for instance economies of scale on investment and maintenance costs, the network investment and network losses impact (in a simplified way) or the electricity and thermal demand response capabilities of end-users. Besides, a modeling of the impact of applying electricity tariffs to recover bulk power system regulated stranded cost, has also been considered, as an additional option.