A decentralized optimization approach for scalable agent-based energy dispatch and congestion management
Publication date
2025-12-15
Document type
Dissertation
Author
Advisor
Referee
Zdrallek, Markus
Granting institution
Helmut-Schmidt-Universität / Universität der Bundeswehr Hamburg
Exam date
2025-11-19
Organisational unit
Project
Integrierte Plattform für Peer-to-Peer Energiehandel und Aktive Netzführung (PEAK)
Publisher
Universitätsbibliothek der HSU/UniBw H
Part of the university bibliography
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File(s)
Language
English
DDC Class
600 Technik
Keyword
Netzengpassmanagement
Energieverteilung
Leistungsfaktor
Tertiärregelung
Primärsteuerung
ADMM
Agentenbasierte Steuerung
Dezentrale Netzsteuerung
Spieltheorie
Congestion management
Energy dispatch
Powerfactor
Tertiary control
Primary control
Agent-based control
Decentralized grid control
Game theory
dtec.bw
Abstract
Die zunehmende Integration erneuerbarer Energiequellen und der steigende Energiebedarf durch elektrische Verbraucher, wie u.a. Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen, stellen Verteilnetzbetreiber vor erhebliche Herausforderungen im Management des Niederspannungsnetzes. Diese Dissertation stellt einen dezentralen, agentenbasierten Ansatz vor, um diesen Herausforderungen durch effiziente Energieverteilung und Netzengpassmanagement zu begegnen. In diesem Ansatz ist jeder Haushalt mit Software-Agenten ausgestattet, die den haushaltinternen Energiefluss optimieren und überschüssige Energie mit benachbarten Agenten verhandeln. Um die Teilnahme von privaten Haushalten an diesem dezentralen System zu motivieren, wird ein marktbasierter Energieverteilungsmechanismus eingesetzt, bei dem die teilnehmenden Haushalte zusätzliche Erlöse durch den lokalen Energiehandel generieren können. Der Energieverteilungsmechanismus basiert dabei auf spieltheoretischen Prinzipien. Unabhängig von der Effektivität des Energieverteilungsmechanismus kann der steigende Energieverbrauch durch die zunehmende Anzahl elektrischer Verbraucher zu Netzengpässen führen, da die bestehende Verteilnetzinfrastruktur für solche Lasten nicht ausgelegt ist. Um den regulatorischen Vorgaben im deutschen Verteilnetz gerecht zu werden, müssen marktliche und regelungstechnische Aspekte getrennt betrachtet werden. Um diesem Problem zu begegnen, wird das Netzengpassmanagement vom marktbasierten Energieverteilungsprozess getrennt und unter Anwendung der „Alternating Direction Method of Multipliers“ (ADMM) implementiert. Diese Aufteilung ermöglicht eine dezentrale Steuerung, die die Abhängigkeit von einer zentralen Koordinationseinheit reduziert, die Skalierbarkeit erhöht und das Risiko von Single-Points-of-Failure minimiert. Der Ansatz wird in drei verschiedenen Anwendungsfällen validiert: Im ersten Fall werden Simulationen mit fünf Haushalten und den IEEE 33- und IEEE 119-Bus-Netzwerken durchgeführt, um die Funktionalität, Skalierbarkeit und Sensitivität des Ansatzes gegenüber verschiedenen Eingabeparametern zu untersuchen. Im zweiten Schritt wird der dezentrale Ansatz durch eine Simulation der Ladesäulenauslastung und ein etabliertes zentrales Netzberechnungsprogramm ergänzt und anschließend in einem anderen Netzkontext validiert. Als Beispiel dient hierfür das japanische Stromnetz. Der dritte Anwendungsfall umfasst Labortests, bei denen Gleichstromlasten, Back-to-Back-Wechselrichter und dreiphasige Energieverteilung integriert werden, um die praktische Anwendbarkeit der dezentralen Steuerungsstrategie zu bestätigen. Die Testergebnisse zeigen die Robustheit und Generalisierbarkeit des vorgeschlagenen Ansatzes und verdeutlichen sein Potenzial, die komplexen Anforderungen an das zukünftige Netzmanagement zu erfüllen. Die Erkenntnisse unterstreichen die Wirksamkeit des Ansatzes in realen Szenarien, da erfolgreich Steuersignale an physische Systeme übertragen werden und die betrieblichen Anforderungen in verschiedenen Anwendungsbereichen abbildbar sind.
The increasing integration of renewable energy sources and the growing energy demand from electric consumers, such as electric vehicles and heat pumps, pose significant challenges for distribution network operators in managing low-voltage grids. To address these challenges, this thesis presents a decentralized, agent-based approach that focuses on efficient energy distribution and grid congestion management. Each household is equipped with software agents that optimize internal energy flows and negotiate surplus energy with neighboring agents. To incentivize private households to participate in this decentralized approach, a market-based energy distribution mechanism is employed, enabling participants to generate additional revenue through local energy trading. The mechanism is founded on game-theoretic principles to ensure fairness and efficiency. Despite the effectiveness of this energy distribution mechanism, the rising energy consumption from the growing number of electric devices can lead to grid congestion, as the existing distribution network infrastructure was not designed for such loads. To meet the regulatory requirements of the German distribution network, marketbased and control-related aspects must be clearly separated. To address this issue, grid congestion management is decoupled from the market-based energy distribution process and implemented using the "Alternating Direction Method of Multipliers" (ADMM). This separation allows for decentralized control, reducing reliance on a central coordination unit, enhancing scalability, and minimizing the risk of single points of failure. The proposed approach is validated through three distinct use cases. First, simulations with five households and the IEEE 33- and IEEE 119-bus networks are conducted to evaluate the functionality, scalability, and sensitivity of the approach under varying input parameters. Second, the decentralized approach is extended by
incorporating a traffic simulation and an established central network calculation program. This enhanced model is then validated in a different network context, using the Japanese power grid as an example. Finally, the third use case involves laboratory tests that integrate direct current loads, back-to-back inverters, and three-phase energy distribution systems. These experiments confirm the practical applicability of the decentralized control strategy. The results from these validations highlight the robustness and generalizability of the proposed approach. They demonstrate its potential to meet the complex requirements of future grid management by effectively transmitting control signals to physical systems and addressing operational needs across diverse application scenarios. The findings underscore the approach’s capacity to enhance grid reliability while supporting the transition to a more decentralized and renewable-driven energy system.
incorporating a traffic simulation and an established central network calculation program. This enhanced model is then validated in a different network context, using the Japanese power grid as an example. Finally, the third use case involves laboratory tests that integrate direct current loads, back-to-back inverters, and three-phase energy distribution systems. These experiments confirm the practical applicability of the decentralized control strategy. The results from these validations highlight the robustness and generalizability of the proposed approach. They demonstrate its potential to meet the complex requirements of future grid management by effectively transmitting control signals to physical systems and addressing operational needs across diverse application scenarios. The findings underscore the approach’s capacity to enhance grid reliability while supporting the transition to a more decentralized and renewable-driven energy system.
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