Power distribution network reconfigurations for loss reduction and reliability improvement under real operating conditions

The scope of this doctorate dissertation is the solution of the problem of loss reduction by network reconfigurations in Distribution Networks (DNs) in real time, and at the same time the investigation of potential reliability improvement. At first the implementation of a Multiagent System (MAS) that deals with both aforementioned problems is examined. In this analysis it is considered that the installation of MAS in DNs aims to optimize the problem of faults isolation and power restoration to the maximum possible number of customers within the minimum possible time period after the fault occurance. At the same time the analysis investigates whether the MAS’s installation could contribute in real time management of the network for loss reduction due to the increased automation level that incurs. The results of this analysis show that optimization of both problems presupposes universal automation upgrade in the DN and based on feasibility studies that are presented, the payback time for the required investments could be determined. Next, o novel algorithm that incorporates load variations in the problem of network reconfigurations for loss reduction is presented. It is assumed that the implementation of the proposed algorithm simulates real operational conditions since it takes into account the stochastic load variations and thus, it examines the influence of these variations to the necessary switching operations for optimal reconfigurations. The algorithm is implemented in 3 DNs of the published literature and in a real segment of the urban DN of Thessaloniki. Useful conclusions are depicted regarding the tolerance in load variations that defines whether a new reconfigured topology should be searched or not for real operational conditions. Finally, a novel method is proposed concerning selective automation upgrade in DNs that result in near optimum management for loss reduction in real time, and at the same time contributes in significant reliability improvement.Η παρούσα διδακτορική διατριβή πραγματεύεται την επίλυση του προβλήματος μείωσης των απωλειών στα ΔΔΗΕ μέσω ανασχηματισμού της τοπολογίας τους και ταυτόχρονα της βελτίωσης της αξιοπιστίας τους σε πραγματικές συνθήκες λειτουργίας. Αρχικά εξετάζεται η δυνατότητα χειρισμού των ΔΔΗΕ σε πραγματικό χρόνο με την εφαρμογή ενός Πολυπρακτορικού Συστήματος (ΠΣ) για την επίλυση των δύο προαναφερθέντων προβλημάτων. Σε αυτή την ανάλυση θεωρείται ότι η εγκατάσταση του ΠΣ στις γραμμές ΜΤ των ΔΔΗΕ πραγματοποιείται για την βελτιστοποίηση του προβλήματος απομόνωσης σφαλμάτων και αποκατάστασης τροφοδοσίας στο μέγιστο δυνατό αριθμό καταναλωτών. Ταυτόχρονα εξετάζεται και η δυνατότητα χειρισμών για μείωση απωλειών σε πραγματικό χρόνο εφόσον η εγκατάσταση του ΠΣ συνεισφέρει στην αύξηση του επιπέδου αυτοματισμού στο δίκτυο. Η ανάλυση που πραγματοποιήθηκε δείχνει ότι η βέλτιστη επίλυση αυτών των προβλημάτων απαιτεί καθολική αναβάθμιση του επιπέδου αυτοματισμού και οι οικονομοτεχνικές μελέτες που συντάχθηκαν καθόρισαν το απαιτούμενο χρονικό διάστημα για την απόσβεση των προβλεπόμενων επενδύσεων για νέο αναβαθμισμένο εξοπλισμό στα δίκτυα. Στη συνέχεια αναπτύσσεται ένας αλγόριθμος για την ενσωμάτωση των μεταβολών των φορτίων στο πρόβλημα μείωσης των απωλειών στα ΔΔΗΕ μέσω ανασχηματισμού της τοπολογίας τους. Θεωρείται ότι μέσω της διαδικασίας που υλοποιείται από τον αλγόριθμο προσομοιώνονται πραγματικές συνθήκες λειτουργίας εφόσον λαμβάνονται υπόψη οι στοχαστικές μεταβολές των φορτίων, και επιδιώκεται η ανίχνευση της επίδρασης αυτών των μεταβολών στους απαραίτητους διακοπτικούς χειρισμούς. Ο αλγόριθμος εφαρμόζεται σε 3 πρότυπες τοπολογίες από τη διεθνή βιβλιογραφία και σε ένα πραγματικό τμήμα του ΔΔΗΕ της Θεσσαλονίκης. Μέσω των προσομοιώσεων που υλοποιήθηκαν εξάγονται χρήσιμα συμπεράσματα για την ανοχή στις μεταβολές των φορτίων που επιβάλλει την ανάγκη διερεύνησης καινούργιας λύσης για το πρόβλημα μείωσης των απωλειών σε πραγματικό χρόνο. Τέλος με βάση τα αποτελέσματα του προτεινόμενου αλγορίθμου προτείνεται μία προσέγγιση επιλεκτικής αναβάθμισης του επιπέδου αυτοματισμού στα ΔΔΗΕ που επιφέρει σχεδόν βέλτιστη διαχείριση σε πραγματικό χρόνο για μείωση των απωλειών και ταυτόχρονα σημαντική βελτίωση της αξιοπιστίας τους

A Two-Stage EV Charging Planning and Network Reconfiguration Methodology towards Power Loss Minimization in Low and Medium Voltage Distribution Networks

The topic of power loss reduction in distribution systems has gained significant attention over recent years. Despite the efforts of the European Union towards the minimization of power losses, the decarbonization of the transport sector has raised several concerns, since charging overlaps of Electric Vehicles (EVs) can cause extensive power losses and power quality issues. Considering these, the present paper proposes a two-stage EV charging planning and Network Reconfiguration (NR) methodology, addressing the problem of power loss minimization in both Low-Voltage (LV) and Medium-Voltage (MV) Distribution Networks (DNs), respectively. In the first stage, considering the key role of the aggregator, the EV charging planning is applied to LV DN. In the second stage, the NR technique is applied to the MV DN, by taking into account the hourly power demand of LV DNs as obtained by the aggregators. The proposed methodology has been applied on a benchmarked MV network for which each node is represented by a real LV network. The results indicate that the proposed methodology could yield up to a 63.64% power loss reduction, in respect to the base scenario, i.e., no charging planning and no NR are applied

Congestion management in coupled TSO and DSO networks

This paper proposes a three-stage coordination methodology to optimally manage congestion in day-ahead operation planning for Transmission Systems (TS) and Distribution Systems (DSs). The first stage provides the day-ahead model (DAM) results for the power units in the TS, and Energy Storage Systems (ESSs) and Electric Vehicles (EVs) in the DSs. The second stage applies the DAM results to the modelled TS to reveal any congestion issues. If congestion is depicted the need for congestion management (CM) by the Transmission System Operator (TSO) arises. Thus, the TSO performs an AC Optimal Power Flow (OPF) analysis, under power loss minimization, to provide the redispatch schedule in the TS and quantify the power transactions between TSO and the Distribution System Operators (DSOs). Finally, the DSOs examine if they can deliver these power transactions without congestion in their DSs, by applying AC OPF to minimize power losses. If this is not possible, then a relaxation scheme is applied to these power transactions in order to define the maximum DSO flexibility without congestion in the DS. The proposed methodology is applied to the simulated Greek TS and the results indicate that it can optimally redispatch the available assets with a coordinated interaction between TSO-DSO(s)

Impact of penetration schemes to optimal DG placement for loss minimisation

This paper examines the impact of different penetration schemes to the optimal distributed generation placement problem for loss minimisation. The four variables of the problem are presented and a concept based on degrees of freedom (DoF), representing the number of the variables that undergo any kind of limitation during the solution process, is introduced. Four commonly utilised penetration schemes subject to various limitations are examined and compared with a fifth penetration scheme, which is unconstrained and is proposed as the optimal one. All schemes are implemented under a local-particle swarm optimisation-variant algorithm and applied on the IEEE 33 and IEEE 118 bus systems. The results indicate that the proposed penetration scheme with four DoF provides the optimal solution both in terms of loss minimisation and voltage profile improvement