1. No category

Workshop
Netbelastninger – Smart Gridprojekter og løsninger
5. november 2012, kl. 10-16
Hos Energinet.dk, Tonne Kjærsvej 65, 7000 Fredericia
Indhold i workshoppen
5. november 2012
• Danske Smart Grid-projekter relateret til
netbelastninger
• Diskussion af løsninger (møde og berige
hinanden)
• Evt. koordinering af arbejdet i de forskellige
projekter
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Program
925-955
1000
1015
1030
Registrering og morgenbrød
Velkomst
Fremtidens TSO-udfordringer
Fælles ramme for netselskabernes fremtidige udfordringer
med netbelastninger. Kort om forskellige projekter i Danmark
DanGrid Road Map
Projekter og flaskehals-udfordringer
1040Smart Grid-projekter – indhold, status og det videre arbejde
1125
READY, iPower, TotalFlex, eFlex, FHEEL
1130
1230
Kim Behnke, Forsknings- og miljøchef, Energinet.dk
Lotte Holmberg Rasmussen, R&D Project Manager, Neas
Energy
Per Sørensen, Elforsyningschef at TRE-FOR El-net
Mikael Togeby, Partner, Ea Energianalyse
David Victor Tackie, Konsulent, Dansk Energi
Henrik Lund Stærmose, CEO, Neogrid Technologies
Poul Brath, Strategisk Innovation Specialist, Dong
Per D. Pedersen, CTO, Neogrid
Diskussioner i mindre grupper: Tekniske udfordringer,
løsninger, state estimations
Frokost
Projekter og markedsmæssige udfordringer - business models og marked designs
1320
Projekter – forslag til løsninger: Tariffer, marked designs,
Mikael Togeby / Lotte Holmberg
business models, fleksibilitet mm.
David Victor Tackie, Konsulent, Dansk Energi
READY, iPower, TotalFlex, eFlex
Poul Brath, Strategisk Innovation Specialist, Dong
Henrik Lund Stærmose, CEO, Neogrid Technologies
1430
1530
1600
Diskussioner af løsninger i mindre grupper
Afrunding og diskussion af koordinering af det videre arbejde
mellem netselskaber og udviklingsprojekter
Slut
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Fremtidens
TSO-udfordringer
READY Workshop - 5. november 2012
Netbelastninger – Smart Grid-projekter og løsninger
Sektionschef, Kim Behnke, Energinet.dk
1
Udfordringer for eltransmissionssystemet
• Elsystem med 50 % vindkraft om 8 år
• Udviklingen fortsætter mod 100 % VE i elsystemet
• Hvorfra skal de resterende 50 % elforsyning komme?
• Og hvad gør elsystemet når det ikke blæser?
• Store kraftværker udfases gradvist
• Elsystemet mangler kraftværkernes systembærende egenskaber
• Stigende elektrificering af samfundet
• El til varme, køling, ventilation og transport
• Der skal transporteres meget mere el i fremtiden
• Fortsat mere decentral produktion (DER)
• Solceller på villatage – uden tilsvarende forbrug – er højeste ‘mode’
• Hvad bliver det næste indsatsområde?
2
Transmission hub med nye stærke forbindelser
Energinet.dk prioriteter;
Bygges nu
• Skagerrak 4 = Ekstra kabel til Norge
• Kassø – Tjele = Rygraden i Jylland
Er på vej
• Øresund ringforbindelse
• Kriegers Flak
• COBRA til Holland
• Ny vestkyst forbindelse til Tyskland
Undersøges
• Forbindelse til UK
Energinet.dk løsningsbidrag til elsystemet
• Udlandsforbindelser giver;
• Øget kapacitet mod naboerne (Norge, Sverige og Tyskland)
• Adgang til nye markeder (Holland, UK m.v.)
• Stærkt og robust transmissionsnet i Danmark
• Kabellægge 150 og 132 kV AC-nettet plus udvalgte 400 kV strækninger vil
være en teknisk udfordring af transmissionssystemet
• Behov for nye systemkomponenter fx Synkronkompensatorer, SVC,
STATCOM m.v.
• Behov for flere og avancerede målinger til bedre overblik i kontrolrum
• Intelligens i elsystemet
• Smart Grid er ikke kun for lokale net
• Intelligensen skal gå hele vejen op gennem elsystemet
DanGrid samarbejdet med Dansk Energi har leveret samlet løsning
4
Hvorfra skal systemegenskaberne komme?
• Centrale kraftværker kan bidrage med alle systembærende egenskaber til
transmissionssystemet
• HVAC forbindelser mod Tyskland (DK1) og Sverige (DK2) har alle egenskaber
• Nye HVDC forbindelser (VSC teknologi) kan bidrage med visse egenskaber
• Synkronkompensatorer som systemkomponenter kan levere inerti og
kortslutningseffekt – særligt behov for HVDC forbindelser
• Nye systemkomponenter som SVC anlæg og STATCOM kan bidrage med
dynamisk spændingsregulering, reaktiv effekt og effekt stabilisering
• Havvindmølleparker kan bidrage med visse systemegenskaber
• Decentrale kraftvarmeværker (under 100 kV) har mange egenskaber;
• For transmission: Energi, effekt, frekvens og begrænset reaktiv effekt
• For distribution: Spændingsregulering, reaktiv effekt, inerti, og
kortslutningseffekt - men fortrinsvis lokalt
Behov for målrettet koordinering mellem alle aktører
5
Intelligent transmission – optimale investeringer
• Optimering af overføringsevnen i eksisterende transmissionsnet
• Lokal målinger af fx temperatur og vind optimerer kapaciteten
• Mest mulig kapacitet for markedsaktørerne og markedskobling
• Optimeret udbygning af transmissionsnettet
• Målinger og belastningsprofiler til bedre netplanlægning
• Optimeret placering af systemkomponenter i transmissionssystemet
• Hvor kommer de nye udlandsforbindelser, og med hvilken teknologi?
• Hvor reduceres kraftværkskapaciteten?
• Optimeret drift af elsystemet – tættere på kanten
• PMU/WAMS systemer med meget avancerede målinger. Giver meget
præcist dynamisk overblik over elsystemets tilstand – og på sigt mulighed
for ‘Early Warning’
• System Awareness IT-værktøjer til dynamisk overblik. Giver kontrolrum
øget mulighed for at optimere driften af elsystemet ved hjælp af hurtige
støtteværktøjer – kan begrænse investeringer
6
Energinet.dk - de 5 vigtigste budskaber
1.
50 % vindkraft og udfasning af kraftværker er en historisk udfordring
- Målrettet samarbejde og udnyttelse af alle ressourcer er nødvendigt
- Transmission og distribution skal arbejde mod og med fælles løsninger
2.
Netstabilitet er ikke kun et dansk anliggende
- ENTSO-E udarbejder Network Code, og de bliver til EU forordninger
- Energinet.dk udarbejder forskrifter for produktion. Dansk Energi udarbejder rekommandationer
for forbrugsapparater
3.
Hastigheden med ændringer i transmissionssystemet går hurtigere
- Udlandsforbindelser er vigtige – men tager tid
- Systemkomponenter skal etableres hurtigt, når samfundsøkonomien tilsiger det
4.
Energinet.dk vil samarbejde
- Europæiske og danske samarbejder for optimale tekniske og markedsmæssige løsninger
5.
Smart Grid på distributionsniveau
- Væksten i distribueret produktion og nyt elforbrug vil vokse – øger behovet for Smart Grid
7
Tak for opmærksomheden
Horns Reef
Fælles ramme for udfordringerne
med netbelastninger. Kort om
forskellige projekter i Danmark
Lotte Holmberg Rasmussen
Flere vindmøller
Problemer
Udfordringer !
•
•
•
•
Øvrig produktion skal stadig være fleksibel
Udenlandsforbindelser
Flaskehalse i
Mere elforbrug
distributionsnettene
Fleksibelt forbrug
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Flaskehalse i distributionsnettene
To (tre) løsninger ?
To muligheder
• Investering i forstærkning af de lokale net
• Investering i Smart Grid-løsninger (fleksibelt
forbrug)
En tredje mulighed for netselskaberne
• Investering og udvikling i flere målinger og
vurderinger af netbelastningerne, således at
nettene kan drives tættere på forbrugsgrænserne
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Smart Grid – netbelastningsprojekter i Danmark
•
READY. Målet er at analysere, udvikle og demonstrere en Smart Grid ready Virtual Power Plant controller som
inkluderer de komplekse udfordringer med en storskalademonstration af fleksibelt forbrug, reguleringsydelser,
begrænsninger i netbelastninger, optimering over mange varmepumper, husmodeller, bruger komfort, accept og
forretningsmodeller. Styring af 100-200 varmepumper hos rigtige forbrugere. Neas Energy, Neogrid, Ea Energianalyse,
Aalborg Universitet, PlanEnergi, Aarhus Universitet. Tilskud ForskEL 7 mio. kr. (Total 9 mio. kr.)
•
TotalFlex er et demonstrationsprojekt, som intelligent styrer fleksibelt forbrug og produktion. Det foregår ved flexoffers fra en teknisk og kommerciel VPP, som handles på en markedsplads. Her udnyttes den fulde fleksibilitet
optimalt, samtidig med at effektbalanceansvar og netkapacitet tages i betragtning. Neogrid, Aalborg Universitet, CBS,
Neas Energy, Nyfors, Conscius, Zense. Tilskud ForskEl 26 mio. kr. ( Total 35 mio. kr.).
•
iPower. iPower vil udvikle intelligente styringer af decentrale elforbrugs- og produktionsenheder, værktøjer til styring
af millioner af fleksible forbrugsenheder, samt metoder til drift af distributionsnet med fleksibel elproduktion.
Metoder til identifikation af brugerbehov og -accept af fleksible forbrugsenheder vil blive testet i praksis. Business
cases for nøgleaktører i det intelligente energisystem opstilles på basis af platformens resultater. WP3: Distribution
grid operation and planning with active grid control, demand response and micro power production. DTU + ca. 30
partnere. DSF tilskud 60 mio. kr. (Total 121 mio. kr.). 2010-2016
•
FHEEL. Fremtidens højeffektive elbil integreret i elsystemet. Aalborg Universitet arbejder sammen med mere
end 10 virksomheder i at komme frem nye løsninger til elbiler. WP9: Avancerede netberegninger af belastninger fra et
antal elbiler. Aalborg Universitet. Vækstforum (EU)–tilskud
•
DanGrid. Som opfølning på ministerens Smart Grid-netværk har der været nedsat tre arbejdsgrupper der har barslet
med tre rapporter. Road map med fokus på netselskaberne
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Smart Grid – netbelastningsprojekter i Danmark
•
eFlex. Fleksibelt forbrug i private hjem. Udjævning af belastninger for at reducere
investeringer i netforstærkninger. 119 frivillige kunder ( 82 vp, 9 ev, 28 hush.) Dong
•
Smart City Kalundborg. De primære aktiviteter i projektet vil omfatte udvikling af en Energy
Service Hub (ESH) teknologi og en række "Net-Responsive" tjenester og teknologier, der
muliggør et problemfrit, dynamisk samspil mellem tjenesteudbydere og DNO for derigennem
at optimere realtids netdrift. Flere andre teknologier afprøves i projektet. Hver af disse vil
blive gjort "Net-Responsive". SEAS-NVE, Spirae, Kalundborg, Dansk Energi, Dong, Schneider,
GridManger, ABB, Cleancharge, Gaia, Danfoss, Clever. EUDP-tilskud 44 mio. kr. (Total 100
mio. kr)
•
Innovation Fur - Fremtidens energiforsyning. Opbygning og demonstration af et intelligent
elnet, der kan sikre høj indpasning af miljøvenlig energiproduktion kombineret med
energibesparelser. Innovation Fur arbejder med intelligent styring og optimering af det
nuværende forsyningssystem og undersøger, hvordan det kan udvides til dels at understøtte
en stigende produktion af vedvarende energi samt en øget belastning i el-nettet. Skive
Kommune, EnergiMidt, Fur
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Smart Grid – netbelastningsprojekter i Danmark
•
EcoGrid-Projektet sætter Bornholm på verdenskortet som det største demonstrationsprojekt om
intelligent elnet i verden. 16 partnere fra 10 lande. EU-tilskud 78 mio. kr. (Total 157 mio. kr)
•
EDGE. Forsknings i et selvregulerende elnet, hvis enkelte enheder reagerer individuelt på skiftende
driftsforhold. Udvikling af metoder til robust regulering af elsystemet. Fokus på dynamiske aspekter
såsom stabilitet, kommunikation og ydeevne i det komplekse elsystem. Aalborg Universitet, Aalborg
Energie Technik, Aarhus Universitet, KK, Danfoss, Dong, FTW Austria, Norwegian Vniversity,
University of Groningen. DSF tilskud 17 mio. kr. (Total 22 mio. kr.) 2012-2016
•
SOSPO-projektet vil udvikle et nyt værktøj baseret på målinger fra såkaldte Phasor Measurement
Units (PMU’er), der kan sikre et fremtidigt stabilt og pålideligt elsystem, hvor en øget del af
elforbruget er styrbart. Projektet vil udvikle overvågningsalgoritmer til identificering af
driftstilstanden og kritiske sikkerhedsgrænser samt kontrolsystemer til automatisk ændring af
produktions- og forbrugsmønstret i nettet for dermed at modvirke ustabilitet og afværge nedbrud.
DTU Electro, Lund, ETH Zurich, Energinet.dk. Siemens, KenM, Chalmers. Tilskud DSF 20 mio (Total
32 mio. kr.)
•
SBFEFiLV-net: Styring, beskyttelse og fleksibelt el-forbrug i LV-net. Formålet med projektet er at
udvikle og validere styrings og beskyttelses systemer for koordinering af enhederne i fremtidens
intelligente net under hensyntagen til el-nettets begrænsninger. Udviklingen baseres på model
simuleringer af forskellige scenarier og styringen testes på protyper i laboratoriet og i et
demonstrationsnet. Aalborg Universitet, KK, SEAS-NVE. ForskEl-tilskud 3 mio. Kr. (Total 4 mio. kr.).
2012-2015
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Hvad med kunderne?
• Ja. ”Det er jo vigtigt at få dem involveret”
• men,…. de har ikke opdaget at de har et Smart Grid-behov
Hvad med netselskaberne?
• Nogle forudser problemer med netbelastningerne
• Men – andre har måske vanskeligere ved at se formålet –
if it aint broken – why fix it?
Hvad med politikerne??
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Hvad med rammerne?
• Timeafregning!!!
• Tredje afregningsgruppe et skridt på vejen
• Forretningspotentiale: Mere differentierede elpriser
(el+tariffer+afgifter)
• Små fleksible enheder skal kunne konkurrere med store
• Besparelser i netforstærkninger allokeres til Smart
Grid-løsninger og deles mellem aktører (f.eks. gennem
et marked)
• Ændrede forskrifter for fleksibelt forbrug
• Samarbejde mellem alle aktører
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Forudsætninger
• Rammebetingelser bliver ændret
… så fleksibelt forbrug bliver konkurrencedygtigt og udvikles
• Alle aktører skal have en bid af kagen
o
o
o
o
Aggregatorer (balanceansvarlige, elhandlere mm)
Forbrugerne
Netselskaberne
Teknologileverandørerne
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Oplæg til diskussioner
• 5 min til at finde gruppe og kaffe
• 3 min præsentationsrunde
• 2 x 15 min diskussion af to udvalgte spørgsmål
(skriv gerne på flip-overs)
• 4 min præsentation i plenum (x4)
Smart Grid–workshop - 5. November 2012
Lotte Holmberg Rasmussen, Neas Energy
Håndtering af flaskehalse i
lokale net
Lotte Holmberg Rasmussen, NEAS Energy
Christian Bang og Mikael Togeby, Ea Energianalyse
READY-projektet
Rapport
Opdateret version:
www.eaea.dk
Tre opgaver
VARMEPUMPERS ELFORBRUG
2500
10
5
2000
0
1500
C
W
-5
-10
1000
-15
500
-20
0
01-02-2012
03-02-2012
05-02-2012
07-02-2012
09-02-2012
Electricity consumption
11-02-2012
13-02-2012
15-02-2012
17-02-2012
-25
19-02-2012
Outdoor temperature
10
6000
5
5000
0
4000
-5
3000
-10
2000
-15
1000
-20
C
W
7000
0
01-02-12
03-02-12
05-02-12
07-02-12
09-02-12
Electricity consumption
11-02-12
13-02-12
Outdoor temperature
15-02-12
17-02-12
-25
19-02-12
10
2500
5
2000
0
1500
C
W
-5
-10
1000
-15
500
-20
0
01-02-2012
03-02-2012
05-02-2012
07-02-2012
09-02-2012
Electricity consumption
11-02-2012
13-02-2012
Ourdoor temperature
Tre eksempler:
Fuld udnyttelse af varmepumpes kapacitet ved hhv:
-5oC
-12oC
-15oC
15-02-2012
17-02-2012
-25
19-02-2012
Betydningen af udetemperatur
3.000
2.500
W
2.000
1.500
1.000
500
0
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
Outdoor temperature
13 varmepumper
Lineær sammenhæng med udetemperatur
Intet ekstraforbrug ved lave temperaturer
2
4
6
Betydningen af udetemperatur
3.000
2.500
2.000
W
Fleksibilitet
1.500
1.000
500
0
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
Outdoor temperature
13 varmepumper
Lineær sammenhæng med udetemperatur
Intet ekstraforbrug ved lave temperaturer
2
4
6
STATE ESTIMATOR
Om at kende belastningen
• Ved brug af state estimator er det gode
muligheder for at kende belastningen
– Med timemålere hos alle kunder er der et godt
grundlag for en form for state estimator
– Fx en forenklet model, hvor timeforbrug
summeres i forhold til nettopologi
State estimation for distributionsnet
Real-time målinger: Tilført energi fra
overliggende net og lokal produktion og øvrige
målinger. Evt. stikprøver fra enkeltforbrugere
Historiske målinger: Elforbrug (timemålinger fra
dagen før)
Beskrivelse af net (topologi)
”State estimation”
Kalender og udetemperatur
Komplet beskrivelse af tilstand: Samtlige flow og spænding i nettet (MW, V).
Kan fx gennemføres: 1) Tre dage efter, 2) Dagen før, 3) Real tid (ved hjælp af
stikprøver)
Energibalance
Historiske målinger: Elforbrug (timemålinger fra
dagen før)
Beskrivelse af net (topologi)
Forbrug adderes ud fra
beskrivelse af net
Komplet beskrivelse af samtlige flow i nettet (MW). Kan anvendes til at udpege
kritiske belastninger
Kan fx gennemføres: 1) Tre dage efter, 2) Dagen før, 3) Real tid
Eksempel på distributionsnet
I går
100%
90%
Sikkerhedsmargin
80%
70%
60%
50%
40%
Få real-time data om
belastningen i nettet
30%
20%
Ingen virkemidler til at
påvirke elforbruget
10%
0%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
I morgen
100%
90%
Sikkerhedsmargin
(større eller mindre?)
80%
70%
60%
50%
40%
Detaljeret information
om belastning
30%
20%
Prissignal til at påvirke
elforbruget
10%
0%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Design af markeder for håndtering
af flaksehalse i lokale net
Lotte Holmberg Rasmussen, NEAS Energy
Christian Bang og Mikael Togeby, Ea
Energianalyse
READY-projektet
Udgangspunkt
• Alle kunder har timeafregnet elforbrug
• Engros-modellen er indført
– Netselskabet er usynligt for forbrugeren
• Der er flere balanceansvarlige og elhandlere
• Vi antager at kapaciteten af distributionsnet vil
blive udfordret og at prisstyring af forbrug kan
spare udbygning
• Vi antager at mange kunder kan og vil reagere på
priser
– Hvordan skal kommunikation og marked indrettes?
Noget er sikkert…
• Netselskabet skal kende belastningen i sit net
– Historisk
– Nu
– I morgen
• Det er netselskabet skal sende ”signal” om
kapacitetsproblemer
– Signalet sendes til elhandlerne
• Der er flere elhandlere, selv i det mindste net
– Signalet skal kunne bruge i forbindelse med såvel
individuel som central styring (VPP)
• Elhandleren sender en samlet pris i forhold til kunden
– Elektricitet, transport og afgifter
Noget kan diskuteres…
• Signalet (i vores foretrukne model) er en
dynamisk nettarif med en forhøjet betaling
– Når det er relevant
– I et geografisk område, som er relevant i forhold til
kapacitetsproblemerne
• Hvor fin en geografi er realistisk?
– Dele af netområde? Ja!
– Kun hvor der er problemer? Måske urealistisk?
• Jo, mindre område, jo færre kan reagere, jo sværere er
det at få et velfungerende marked!
Elhandler 1
Nettarif
VPP
Forbruger
Home
automation
Forbruger
Ingen
kontrol
Forbruger
Home
automation
Forbruger
Ingen
kontrol
Forbruger
Elhandler 2
Prisstyring
Løsning og problemskaber
Kan give forbrugere laver
elregning
Kan forøge
maksimalbelastningen
Elforbrug fra fx
varmepumper og elbiler vil
blive koordineret
Giver muligheder for at
påvirke maksimalbelastning
Kan øge den gennemsnitlige
udnyttelse af nettet
Pris med flere lag
Spotpris
Nettarif: Konstant tarif
Nettarif:
Time-ofuse (fx treledstarif
eller seksledtarif)
Nettarif:
Dynamisk
tarif
1. Possible communication – Day ahead
Balance responsible bids in on
the spot market
• Adjusted for local
congestion if significant
Balance
responsbile
Step 2
12:00
Grid company sends an
indication of the forecasted state
of distribution net (or parts of it)
for the next 24 hour period
• Based on historical consumption data,
weather prognosis, etc.
• Could for example be a variable tariff
Step 3
13:00
Step 4
14:00
Step 1
10:00
Balance
responsible is
informed of
accepted spot
price bids
VPP: Balance
responsible
controls heat
pumps based on
accepted bids
and customer
parameters
Customer
Local grid
company
Historical data
Distribution
grid
Læringsproces
Forudsig
belastning
Udsend højere
priser, når
nødvendigt
Opdater
forudsætninger
Er
sikkerhedsmargin
holdt?
Sikkerhedsmargin kan
reduceres efterhånden som
systemet har vist sin styrke
Er det et gyldigt marked?
• En køber, flere leverendører
• Prisen er bestemt af kundernes fleksibilitet
– Antaget: Nok kunder er fleksible
• Ja, det er et rigtigt marked
• Ja, prisen er markedsbestemt
– Ikke nødvendigt med bud
Possible Road map
Kan udvikles til CPP
EXTRA
To skoler
• Tilskud til fleksibilitet
– Reference-plan
– Bud-givning
– ”Sikker på at det købte
leveres”
• Høj nettarif når der er
lidt kapacitet
– Ingen bud-givning
– Brug-og-betal eller tilpas
– Hensigtsmæssig
omfordeling af indtægter
Prisstyring kan øge udfordringerne!
Effekt og
årsforbrug
Udglatning
(uden prisstyring)
Udglatning
(med prisstyring)
Max
effekt
Traditionelt
forbrug
4.000 kWh
Stor udglatning
-
1,2 kW
Varmepumper
2-12 kW (inkl
elpatron)
Fuld last ved lave
temperaturer
Fuld last ved lave
temperaturer og ved lave
elpriser
2,5 kW
~ 5.000 kWh
Stor udglatning ved lavt
varmebehov
2-11 kW
Betydelig udglatning
pga. forskelligt
kørselsmønster
Fuld last ved lave elpriser
2,5 kW
(usikkert)
Elbiler
~ 3.000 kWh
3. Possible communication – Real time without bids
Grid company sends an
updated status of distribution
net to the balance responsible
(every 15 minutes?)
• Extra tariff for overloaded
lines. Price level
determined on historical
willingness to react
Balance
responsbile
VPP: Balance responsible
controls heat pumps
based on [1]:
• Tariffs
• Customer
parameters
• Dynamic demand
(rebound)
• Anticipated price of
imbalances
Step 3
Step 2
Local grid
company
Net company receives
updated status of
distribution grid
(state estimator)
every hour
Step 1
Distribution
grid
Customer
iPower - Net
09-11-2012 David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Agenda
iPower projektet
Elsystemet i dag og i fremtiden
Overvågning af nettet
09-11-2012
side 2
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
09-11-2012
side 3
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
iPower – WP 3 Distribution grid operation
09-11-2012
side 4
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
WP 3.0 Basic assumptions on future power
production and consumption and a basic
description of the future challenges for the
distribution grid
09-11-2012
side 5
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
WP 3.1 Recommendations on methods for grid
planning using smart grid solutions.
09-11-2012
side 6
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
WP 3.2 Development of robust methods to
determine the present load of the distribution
grid using low-cost monitoring
09-11-2012
side 7
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Opsamling
09-11-2012
side 8
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Tak for opmærksomheden
Partnere:
Netbelastninger – Smart Gridprojekter og løsninger
5. November hos Energinet.dk
TotalFlex-projektet er et projekt under Energinet.dk's ForskEL-program. Projektet løber i
perioden 2012-2015 og bygger på resultaterne af en række tidligere forskningsprojekter
inden for bl.a. Smart Grid og Home Automation.
Formålet med projektet er at designe et fleksibelt, kosteffektivt elmarkedssystem, der
omfatter både fleksibelt elforbrug og fleksibel elproduktion - og samtidig sørger for at skabe
balance i eldistributionsnettet, så flaskehalse og overbelastningssituationer undgås.
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
FØRSTE AFDELING
Totalflex – udfordringen
Anvende fleksibilitet
Prisgennemsigtighed
BRP
Balance between
production and
consumption (Power)
TSO/DSO
Grid Load
Consumers
(Voltage)
Grøn profil
Mulig økonomisk gevinst
Bruge strøm når det kræves
Begrænset kapacitet
Optimere throughput
T-VPP
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Focus for Totalflex
• Totalflex aims to establish a market based relation
between BRP’s and DSO’s.
• Aims to manage distribution shortage in the
distribution grid, prioritizing between multiple
BRP’s or aggregators sharing the same distribution
lines.
• Will use the flexoffer concept defined in the
Mirabel project to describe flexibility in
consumption and production.
• Totalflex aims to control who and when a party
can “transmit”/distribute electricity through the
medium and low voltage grid to a prosumer.
MIRABEL is an EU FP7 project (call 4) under the objective Novel ICT Solutions for Smart
Electricity Distribution Networks and will run from 2010 to 2012.
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Expected findings
• Solution bridging existing Smart House solutions with a gateway
to activate flexibility
• Method to intelligent detect flexibility through existing meter
data
• Method to create flex-offers with limited user involvement
• TVPP, which monitors and models grid capacity and predicts and
control coming load and production
• CVPP, that aggregates flex-offers and combines them with BRP
imbalance costs
• Market place for flex-offers, that optimize market potentials, for
dynamic and local grid capacity and imbalance cost
• Attractive business models for BRP, DSO aggregators and the
consumer
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Blokdiagram
Totalflex aims to establish a market based relation between BRP’s and DSO’s.
….
Local grid input
TVPP
Local grid input
Local grid input
MARKET PLACE (Role)
DER data
Optimum between
grid constraints and
Flex-offers
Local Grid constraints
Market data
Aggregated flex-offers
and imbalance cost
….
CVPP
CVPP
Local consumption/production
Local consumption/production
CVPP
Local consumption/production
Aggregated flex-offers
BRP
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Totalflex – Work packages
WP8
Demonstration
WP7
Development of Commercial VPP
Development of Technical VPP
WP10
WP5
WP3
Data Aggregation and Analysis
WP2
WP1
WP9
Intelligent detection and prediction
Project Management and Administration
WP6
Standardisation
WP4
User involvement within demand response
Design and Development of a
Market Place
WP5
Development of grid load model
Communication infrastructure for
metering and control
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Status
• Project Kick-off March 2012
• Process started to define and agree on
the demonstration vision
• Start defining the Totalflex role model
• Recruiting staff for project – Done
• Project Planning and…
• work breakdown in WP’s ongoing
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
ANDEN AFDELING
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Flex-offers from prosumer perspective
Consumers (households, SMEs,..) have some flexible, schedulable
demand
• such as dishwashers, washing machines, EVs, heat pumps, …
• can be specified and treated as flex-offers (FOs) with flexibility
in
– Time (flexibility interval)
– Amount of electricity
– Price
kW
2h
Profile
t
Time Flexibility Interval
10 pm
Earliest Start Time
3 am
Start Time
6 am
Latest Start Time
8 am
Latest End Time
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Flex-offers from PROSUMER perspective
1.
2.
3.
A consumer arrives home at 10pm and wants to recharge the
electric car’s battery at lowest possible price by the next
morning. Completion time is 8 am.
The prosumer’s gateway generates a FO
The FO explicitly defines the requested amount and flexibility:
kW
2h
Profile
t
Time Flexibility Interval
10 pm
Earliest Start Time
1.
3 am
Start Time
6 am
Latest Start
Time
8 am
Latest End
Time
A negotiation with BRP is started until energy is consumed
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Supply
Use case: Balancing
Demand
Flex-offers
Non-schedulable
demand
Goal: 8-9% peak reduction!
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Flex-Offer Lifecycle
Scheduled
Collected from prosumers
Distributed back to prosumers
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Totalflex role model 1st iteration
In terms of the ENTSO-E, ebIX and EFET Harmonized Role Model terminology.
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
BACKUP
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
a) start time
b) power
power
power
Energy Profile Flexibilities
c) duration
d) energy
power
time
power
time
time
• Flexibilities are
expressed in terms
of constraints on
an energy profile.
• Profile elements
can have
constraints on
their power,
energy and time.
time
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
iPower - Markeder
09-11-2012 David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Agenda
Markeder
Prioritering af ydelser
Motivationen hos DSO
09-11-2012
side 2
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
DSO og TSO markeder
09-11-2012
side 3
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Design af DSO-market (WP3.8)
MARKEDER
09-11-2012
side 4
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Hvorfor?
- Øget volumen, Øget værdi
- Få bedst benyttelse af fleksible ressourcer
Værdi fra fleksibilitets-ydelser
DSO-ydelser
TSO-ydelser
09-11-2012
side 5
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Prioritering af ydelser
09-11-2012
side 6
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Motivation hos DSO
Omk. [DKK]
Flex-ydelser til DSO
Her løses
overbelastning
billigst med
forstærkning
Forstærkning
Her løses
overbelastning
billigst med
Flex.-ydelser
Grænse vil variere
fra udf. til udf.
Smart Grid
Forstærkning
100 -1000 timer / år
09-11-2012
side 7
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Antal timer pr. år med
overbelastning
Opsamling
09-11-2012
side 8
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Tak for opmærksomheden
09-11-2012
side 9
David Victor Tackie, Ingeniør,HD(MM)
Partnere:
Netbelastninger – Smart Gridprojekter og løsninger
5. November hos Energinet.dk
TotalFlex-projektet er et projekt under Energinet.dk's ForskEL-program. Projektet løber i
perioden 2012-2015 og bygger på resultaterne af en række tidligere forskningsprojekter
inden for bl.a. Smart Grid og Home Automation.
Formålet med projektet er at designe et fleksibelt, kosteffektivt elmarkedssystem, der
omfatter både fleksibelt elforbrug og fleksibel elproduktion - og samtidig sørger for at skabe
balance i eldistributionsnettet, så flaskehalse og overbelastningssituationer undgås.
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
FØRSTE AFDELING
Totalflex – udfordringen
Anvende fleksibilitet
Prisgennemsigtighed
BRP
Balance between
production and
consumption (Power)
TSO/DSO
Grid Load
Consumers
(Voltage)
Grøn profil
Mulig økonomisk gevinst
Bruge strøm når det kræves
Begrænset kapacitet
Optimere throughput
T-VPP
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Focus for Totalflex
• Totalflex aims to establish a market based relation
between BRP’s and DSO’s.
• Aims to manage distribution shortage in the
distribution grid, prioritizing between multiple
BRP’s or aggregators sharing the same distribution
lines.
• Will use the flexoffer concept defined in the
Mirabel project to describe flexibility in
consumption and production.
• Totalflex aims to control who and when a party
can “transmit”/distribute electricity through the
medium and low voltage grid to a prosumer.
MIRABEL is an EU FP7 project (call 4) under the objective Novel ICT Solutions for Smart
Electricity Distribution Networks and will run from 2010 to 2012.
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Expected findings
• Solution bridging existing Smart House solutions with a gateway
to activate flexibility
• Method to intelligent detect flexibility through existing meter
data
• Method to create flex-offers with limited user involvement
• TVPP, which monitors and models grid capacity and predicts and
control coming load and production
• CVPP, that aggregates flex-offers and combines them with BRP
imbalance costs
• Market place for flex-offers, that optimize market potentials, for
dynamic and local grid capacity and imbalance cost
• Attractive business models for BRP, DSO aggregators and the
consumer
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Blokdiagram
Totalflex aims to establish a market based relation between BRP’s and DSO’s.
….
Local grid input
TVPP
Local grid input
Local grid input
MARKET PLACE (Role)
DER data
Optimum between
grid constraints and
Flex-offers
Local Grid constraints
Market data
Aggregated flex-offers
and imbalance cost
….
CVPP
CVPP
Local consumption/production
Local consumption/production
CVPP
Local consumption/production
Aggregated flex-offers
BRP
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Totalflex – Work packages
WP8
Demonstration
WP7
Development of Commercial VPP
Development of Technical VPP
WP10
WP5
WP3
Data Aggregation and Analysis
WP2
WP1
WP9
Intelligent detection and prediction
Project Management and Administration
WP6
Standardisation
WP4
User involvement within demand response
Design and Development of a
Market Place
WP5
Development of grid load model
Communication infrastructure for
metering and control
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Status
• Project Kick-off March 2012
• Process started to define and agree on
the demonstration vision
• Start defining the Totalflex role model
• Recruiting staff for project – Done
• Project Planning and…
• work breakdown in WP’s ongoing
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
ANDEN AFDELING
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Flex-offers from prosumer perspective
Consumers (households, SMEs,..) have some flexible, schedulable
demand
• such as dishwashers, washing machines, EVs, heat pumps, …
• can be specified and treated as flex-offers (FOs) with flexibility
in
– Time (flexibility interval)
– Amount of electricity
– Price
kW
2h
Profile
t
Time Flexibility Interval
10 pm
Earliest Start Time
3 am
Start Time
6 am
Latest Start Time
8 am
Latest End Time
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Flex-offers from PROSUMER perspective
1.
2.
3.
A consumer arrives home at 10pm and wants to recharge the
electric car’s battery at lowest possible price by the next
morning. Completion time is 8 am.
The prosumer’s gateway generates a FO
The FO explicitly defines the requested amount and flexibility:
kW
2h
Profile
t
Time Flexibility Interval
10 pm
Earliest Start Time
1.
3 am
Start Time
6 am
Latest Start
Time
8 am
Latest End
Time
A negotiation with BRP is started until energy is consumed
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Supply
Use case: Balancing
Demand
Flex-offers
Non-schedulable
demand
Goal: 8-9% peak reduction!
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Flex-Offer Lifecycle
Scheduled
Collected from prosumers
Distributed back to prosumers
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
Totalflex role model 1st iteration
In terms of the ENTSO-E, ebIX and EFET Harmonized Role Model terminology.
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
BACKUP
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
a) start time
b) power
power
power
Energy Profile Flexibilities
c) duration
d) energy
power
time
power
time
time
• Flexibilities are
expressed in terms
of constraints on
an energy profile.
• Profile elements
can have
constraints on
their power,
energy and time.
time
© MIRACLE Consortium 2011
TotalFlex er finansieret af ForskEL-programmet under
EV Integration and Synergy with the Power
System
Work by WP9 – FHEEL project
Summary
Presented by Per D. Pedersen, Neogrid
Smart Grid workshop at Energinet.dk
November 5, 2012
Particulars - LV Grids
LV Grid
Transformer
No. of
feeders
Households
Annual
consumption
Household
(highest
consumption)
Average
annual
demand
3733 Ådalen
(LV – I)
10/0.4 kV,
400 kVA
8
84
330,041 kWh
13,450kWh
3,929kWh
3349 Thorshøj
(LV – II)
10/0.4 kV,
630 kVA
6
166
738,345 kWh
15,615kWh
4,395kWh
3359 Agdrupgård
(LV – III)
10/0.4 kV,
400 kVA
5
75
325,526 kWh
10,997kWh
4,340kWh
2
09-11-2012
EV Integration Summary
45
Minimum demand
Maximum demand
40
EV penetration (%)
35
30
25
20
15
10
5
0
LV-1
LV-II
LV-III
• The grid LV-I has the highest capability of incorporating EVs (40% and 32%)
than LV-III (35% and 27%) followed by LV-II (17% and 6%).
o EV charge 11 kW, Power System Analysis tool: DIGSilent
o Equal distribution of EV’s on each feeder
3
09-11-2012
EV Integration Summary
LV-1
Min. demand
Feeders
LV-II
Max. Demand
No of Voltage No of
EVs
(pu)
EVs
Min. Demand
LV-III
Max. Demand
Min. Demand
Max. Demand
Voltage
(pu)
No of
EVs
Voltage
(pu)
No of
EVs
Voltage
(pu)
No of
EVs
Voltage
(pu)
No of
EVs
Voltage
(pu)
1
5
0.96
5
0.96
2
0.95
1
0.94
7
0.94
5
0.94
2
4
0.96
4
0.96
3
0.94
0
0.94
13
0.95
11
0.94
3
2
0.98
2
0.98
9
0.95
5
0.95
1
0.99
1
0.99
4
7
0.94
6
0.94
8
0.96
4
0.94
2
0.94
0
0.94
5
4
0.98
3
0.98
3
0.94
0
0.94
3
0.98
3
0.98
6
5
0.98
3
0.98
3
0.94
0
0.94
-
-
-
-
7
3
0.94
2
0.97
-
-
-
-
-
-
-
-
8
4
0.94
2
0.97
-
-
-
-
-
-
-
-
• EV penetration of LV-III grid are limited by under-voltage limits, where one
of the feeders (F4) and half of the LV-II grid feeders (F2, F5, F6) do not
have a single EV charged during peak demand period
4
09-11-2012
Grid Reinforcement - 3349 Thorshøj (LV-II Grid)
•
Simple and cheap possibilities for grid reinforcement (adding additional
feeder (CF7-New) and closing ”open tie” points across various feeders)
5
09-11-2012
Grid Reinforcement - 3349 Thorshøj
6
09-11-2012
Grid Reinforcement - 3349 Thorshøj
Min. Demand
Max. Demand
Feeders
No of EVs
Voltage (pu)
1
2
0.94
1
0.94
2
4
0.94
1
0.94
3
4
11
8
0.95
0.94
6
5
0.95
0.94
5
7
0.94
3
0.94
6
7
0.94
4
0.94
EV penetration (%)
23%
Transformer loading
Cable loading
No of EVs Voltage (pu)
12%
75%
C21,C1,C39
Active power losses
C21,C39,C57
3.70%
• It is able to charge 6% additional EVs in the LV-II grid, each during the
minimum and maximum demand hours.
• The feeders which could not even incorporate a single EV as in the base
case, were able to add a few number of them.
• The transformer capacity utilisation has also from 56% (base case)
increased to 75% by adopting simple grid reinforcement measures.
7
09-11-2012
Loss of insulation life of LV Transfomers
• The additional EV charging loads may result in normal life
expectancy loading of the transformer for many hours.
• The percent loss of insulation life of transformer directly depends
on the ambient temperature and the hot spot temperature, where
the latter is influenced by the system load
• However, in Denmark, these may not influence much to produce
significant insulation loss of life of the transformers as the
residential electricity consumption (highest in winter than in
summer) rate as well as the mean temperatures (-10C during winter
and 160C during summer) are quite low.
8
09-11-2012
EV Charging Algorithm : Simplified Feeder Models
P1: Charging priority list starts with EVs at the farthest node of the feeder,
P2: Charging priority list starts with EVs at the first node close to the
transformer & P3: random selection of EVs in the feeder
•
•
9
The EV integration levels in the strong and weak
feeders are 25-40% and 0-6% respectively.
For the charging priority P1, the EVs at the farthest
points are given the first precedence for charging,
understandably, have hit the lower voltage limits
with few number of EVs charged as compared to
the other priority cases.
09-11-2012
60/10kV MV Grid
10
09-11-2012
60/10kV MV Grid
• 60/10kV Transformer : 16MVA
• Maximum Demand loading : 5.9MVA (37%)
• Total No. of 10kV Transformers: 33, 17.23MVA
Consumption
type
11
Total
numbers
Total
kVA
% of total
capacity
Residential
12
4630
26.87
Farm + Residential
4
1330
7.72
Business+Residential
6
3890
22.58
School
2
1030
5.98
Industrial
9
6350
36.85
09-11-2012
Dissemination Plans
• 2 conferences (IEEE PES General Meeting July 2012, Accepted
IEEE VPPC Oct. 2012, Submission by Feb. 2012)
• 1-2 journals (IEEE Smart Grid 2012, Submission by Apr. 2012/Oct.
2012)
• Final Project Report (Dec. 2012)
Additional articles based on project case studies
• 1 book chapter (Submission by March 2012)
• WG C6-24 report @ CIGRE-ELECTRA magazine (Jan. 2013, First
Draft by Jan. 2012)
12
09-11-2012
Thank you for your attention!
Fremtiden og eFlex
Netbelastninger og flexibilitet
5. november 2012
pouL Brath
[email protected]
eFlex og distributionsnettet
eFlex ganske kort:
Formål:
Undersøge incitamenter for flexibilitet
Undersøge flexibilitetspotentialet for nettet
Automatisk prisstyring af 85 varmepumper (+ 30 alm. huse og 9 elbiler)
Marts 2011 til juli 2012
2
2 definitioner
Flexibilitet: mængden af energi, der kan flyttes i en given time i forhold til
formodet energiforbrug i samme tidsrum uden afbrydelse.
Afbrydelighed: det tidsrum en varmepumpe kan være afbrudt.
3
Afbrydelighed
100%
Interruptibility during 17 to 19
90%
80%
% of optimisations
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
0
1
15°C til 5°C
2
Number of hours
5°C til -5°C
4
-5°C til -15°C
3
Duty cycle
Duty Cycle
100%
90%
80%
70%
Duty Cycle
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Hour
15°C to 5°C (without opt.)
15°C to 5°C (with opt.)
5°C to -5°C (without opt.)
5°C to -5°C (with opt.)
-5°C to -15°C (without opt.)
-5°C to -15°C (with opt.)
5
19
20
21
22
23
Reduktion i net peaks
3117 kunder
525 varmepumper
Penetration 16,8 %
917kunder
806 varmepumper
Penetration 87,9 %
Reservekapacitet
Reservekapacitet
6
Portefølje styring af
varmepumper
7
Idealbilledet. En radial kun med varmepumper
med hele effekten henregnet til per varmepumpe
30%
18%
Resultat:
Vi kan løse
peakproblemet med
kaskadestyring.
Grid tariff over nogle få
timer giver ingen
mening
8
Belastning, tariff og elspotpris
Elspotpris forstærker
tariffen i en
gennemsnitsbetragtning.
9
Belastning, tariff og elspotpris
Belastningen ligger ikke
præcist oven i tariffen.
Det er radialer, der ikke er
domineret private
husholdninger.
10