Il Dimostrativo Italiano del progetto Europeo Grid4EU: un sistema di controllo innovativo per l'integrazione della generazione distribuita nella ...
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Il Dimostrativo Italiano del progetto Europeo Grid4EU: un sistema di controllo
innovativo per l’integrazione della generazione distribuita nella rete di
distribuzione MT.
Roberto NISCI, Luca LEFEBRE, Lilia CONSIGLIO, Daniele STEIN
Enel Distribuzione SpA
Maurizio BIGOLONI, Ivan ROCHIRA, Marco PICCININI
Siemens
Diana MONETA, Chiara MICHELANGELI, Paolo MORA
RSE Ricerca sul Sistema Energetico SpA
gestione del sistema elettrico e sistemi di misura
INTRODUZIONE intelligenti, finalizzati al miglioramento delle reti di
La hosting capacity di una rete elettrica è un parametro distribuzione.
che indica un limite massimo di potenza connettibile in
termini di generazione distribuita.
Poiché la rete è stata storicamente progettata per flussi di
potenza mono-direzionali (dalle grandi centrali ai
carichi), il nuovo paradigma legato alla generazione
distribuita, che prevede flussi bi-direzionali, ha
determinato la necessità di riconsiderare l’architettura
classica dei sistemi elettrici per i quali, una penetrazione
massiva della generazione distribuita, può causare
problemi legati alla qualità della tensione, alle protezioni
di rete, squilibri generazione/carico e sovraccarichi.
Questa memoria presenterà, nei sui diversi aspetti, il
dimostrativo italiano (DEMO4) del progetto europeo
Grid4EU, in cui si sta realizzando un sistema di controllo
avanzato della rete di Media Tensione (MT), per
massimizzare l’integrazione della generazione da fonti Fig.1 Mappa dei sei dimostrativi in Europa [1]
rinnovabili e della generazione distribuita in genere.
IL DIMOSTRATIVO ITALIANO
IL PROGETTO EUROPEO Grid4EU
Il progetto coordinato da Enel Distribuzione è focalizzato
Grid4EU è uno dei più grandi progetti europei sulle sulla rete MT ed ha come finalità quella di dimostrare, in
Smart Grids, co-finanziato dall'Unione Europea condizioni operative reali e su larga scala, come l’Active
nell'ambito del 7 ° Programma Quadro ed avviato nel Control e Demand Response delle “Distributed Energy
novembre 2011 con durata quadriennale. Partecipano al Resources” (DER, cioè generatori, carichi controllabili e
progetto 27 partner, tra cui sei primarie Società di un dispositivo di accumulo elettrico – “Energy Storage
Distribuzione Europee (i.e. Enel Distribuzione, ERDF, System”) possano contribuire in maniera determinante
CEZ, Iberdrola, RWE, Vattenfall). ad aumentare la hosting capacity delle rete MT.
Il coordinamento dell’intero progetto è affidato alla
Società di Distribuzione francese ERDF, mentre Enel
Distribuzione ha la direzione tecnica.
Grid4EU propone sei dimostrativi (uno per ciascun
Distributore) in Italia, Francia, Germania, Repubblica Cabina Primaria AT/MT
"Cesena Ovest"
Ceca, Spagna e Svezia. I risultati conseguenti alle
sperimentazioni forniranno gli elementi necessari per
delineare in modo coordinato e condiviso a livello
europeo, le strategie necessarie per eliminare o ridurre i
principali ostacoli relativi alla possibilità di accogliere in
rete la generazione distribuita, per abilitare e supportare
l’efficienza energetica, per abilitare ed integrare l’active Cabina Primaria AT/MT
“Quarto"
Cabina Secondaria MT/BT
“Smistamento"
demand e nuovi utilizzi dell’energia elettrica (e.g.
mobilità elettrica, pompe di calore, ecc). Nei sei Fig.2 Area interessata dalla sperimentazione
dimostrativi si vogliono sviluppare e sperimentare -in Sviluppato da Enel Distribuzione in partnership con
campo- tecnologie innovative, nuove metodologie per la Cisco, RSE, Selta e Siemens, il progetto interesserà due
cabine primarie situate nell’area di Forli-Cesena, in varie linee MT, delle quali due provengono dalla CP
Emilia Romagna, e la relativa rete MT alimentata. Circa “Cesena Ovest” e tre dalla CP “Quarto” (le altre linee
35.000 clienti BT beneficeranno dei risultati del progetto, indicate nello schema riguardano collegamenti necessari
sebbene non direttamente coinvolti nella per l’esercizio ma non sostanziali ai fini della
sperimentazione. L’area coinvolta è mostrata in figura 2, sperimentazione). Le due linee provenienti da CP
nella quale i simboli gialli evidenziano gli impianti “Cesena Ovest” e le tre provenienti da “CP Quarto”,
considerati nel perimetro della sperimentazione. risultano essere di notevole lunghezza (in particolare
quelle da Cesena Ovest) e notevolmente interessate da
In figura 3 è riportata una porzione di rete MT, al solo immissione di energia proveniente dalla generazione
scopo di evidenziare come la presenza della generazione distribuita. Gli interruttori MT installati in cabina, tutti
da fonti rinnovabili, sia distribuita sul territorio e telecomandati, nonché il sistema di sbarre appositamente
integrata con le classiche cabine secondarie di realizzato, renderà possibile la connessione del sistema di
distribuzione MT/BT. accumulo alle cinque dorsali MT interessate dalla
sperimentazione, sia separatamente tra di loro ma anche
in parallelo con diverse combinazioni. Questa flessibilità
consentirà di verificare l’efficacia del sistema di controllo
della tensione in condizioni di diversa criticità, la quale e
legata all’entità della potenza prodotta iniettata in rete e
della lunghezza della linea, per ognuna delle cinque
dorsali considerate.
La comunicazione sarà implementata attraverso un
sistema di comunicazione IP a banda larga basato su
tecnologie wireless (LTE, ecc) e xDSL, ed onde
convogliate (narrow band).
Il nuovo sistema, attraverso la partecipazione attiva alla
gestione della rete da parte degli impianti di generazione,
consentirà di incrementare la hosting capacity della rete
Fig.3 Schema semplificato della porzione di rete MT coinvolta
MT e di [1]:
Come accennato nell’introduzione, cuore del Implementare la regolazione della tensione a
dimostrativo italiano è la realizzazione di un sistema di livello di nodi MT
controllo avanzato in grado di comunicare con cabine Implementare la regolazione dei flussi di
primarie, cabine secondarie, impianti di generazione ed potenza
un impianto di accumulo elettrico (ESS), che verrà Garantire la sicurezza del sistema (security),
installato in una cabina secondaria alla quale afferiscono evitando il funzionamento in isola indesiderata
molteplici linee MT. (anti-islanding) tramite un controllo in
retroazione
Testare l’utilizzo dell’accumulo elettrico (ESS)
per l’esercizio e l’ottimizzazione della gestione
della rete
Testare le diverse tecnologie per la
comunicazione IP a banda larga (wireless,
xDSL) ed onde convogliate (narrowband)
ARCHITETTURA DEL NUOVO SISTEMA DI
CONTROLLO
L’architettura generale del sistema di controllo è
mostrata nella figura seguente (Fig. 5) e si compone di
cinque blocchi funzionali, tra loro collegati dal sistema di
Fig.4 Schema unifilare della cabina secondaria per il
comunicazione. I cinque blocchi funzionali sono:
collegamento dell’ESS Sistema centrale (collocato presso il Centro
Operativo)
Lo schema elettrico della cabina secondaria in cui avverrà Sistema di controllo di cabina primaria
la connessione alla rete MT del sistema di accumulo, è (collocato in cabina primaria)
stato progettato in modo che siano possibili diversi assetti Protezione integrata di trasformatore (collocata
di rete i quali renderanno più ampi gli scenari di prova in cabina primaria)
dell’apparecchiatura, consentendo di testare l’efficacia Sistema di controllo MT (collocato in cabina
del sistema in condizioni di esercizio con differenti
MT)
criticità. In estrema sintesi la situazione e tale per cui
Interfaccia di controllo DER (collocata presso il
nella cabina di collegamento dello “Storage” arrivano
generatore/cliente MT)
Lato Centro Operativo vi è il Sistema di Telecontrollo di Tali comandi sono attuati tramite collegamenti
Media Tensione (STM) che gestisce l’intera rete di in filato o protocollo IEC61850.
Media Tensione; Invio comandi ai dispositivi di Cabina
Secondaria. Tali comandi sono attuati tramite
protocollo IEC61850.
Calcolo dei set point di potenza reattiva da
inviare ai generatori e delle posizioni del
variatore sotto carico per l’ottimizzazione della
tensione della rete MT.
Gestione dell’anti-islanding nel caso di apertura
dell’interruttore di linea in Cabina Primaria.
Interfaccia Uomo Macchina (HMI).
Configurazione del database.
Comunicazione con il Centro Operativo.
Le funzionalità dell’SCS sono realizzate tramite i
seguenti moduli software:
Fig.5 Architettura generale del sistema telecontrollo
TPT2020. Questo modulo provvede alla comunicazione
Il sistema STM mantiene la stessa operatività attuale. Al con i dispostivi di campo (sia in filato che tramite
fianco delle Stazioni Operatore del sistema STM sarà protocollo IEC61850), si interfaccia con il Centro
possibile avere altre Stazioni Operatore che fanno Operativo per lo scambio dei dati relativi ai dispositivi di
riferimento non al sistema STM, ma bensì ai sistemi STL campo, è in grado di trattare le richieste di regolazione
(ST locale) che sono integrati con l’SCS, ossia il provenienti dai calcoli di rete, gestisce l’algoritmo di
“Sistema di Controllo di Cabina Primaria”. Da queste anti-islanding, fa da server per la sincronizzazione oraria.
stazioni Operatore si potrà accedere a tutte le funzionalità L’applicazione è attiva sulla macchina denominata PC-
del sistema SCS. BOX.
Il SCS è collocato in Cabina Primaria ed è composto da
CALCOLI DI RETE (NCAS). Questo modulo riceve lo
due armadi distinti, come mostrato in figura 6:
stato della rete da STL, esegue i calcoli per
TPT 2020 (pc BOX)
l’ottimizzazione della tensione sulla rete MT, invia i
STL – NCAS (pc STL) risultati dei calcoli (esito del calcolo, valori stimati, set
point da inviare verso il campo, suggerimenti per la
posizione ottimale dello storage) verso l’STL.
L’applicazione è attiva sulla macchina denominata PC
STL.
STL (STL). Questo modulo realizza l’interfaccia uomo
macchina che dà una visibilità della parte di rete AT e
MT che è sottesa alla Cabina Primaria. E’ in grado di
ricevere da STM posto al centro operativo il database, le
richieste di abilitazione/disabilitazione calcoli di rete e
stati/misure che non sono acquisiti dal TPT2020. I
risultati dei calcoli di rete vengono resi disponibili sia
sulla stazione operatore locale sia su quella remotizzata.
Riceve dal TPT2020 le informazioni di campo. Invia al
Fig.6 Sistema di controllo di cabina primaria TPT2020 i set point per la regolazione di tensione. Invia
L’SCS include l’ST Locale (o STL) con la sua Stazione verso i CALCOLI DI RETE la descrizione topologica e
Operatore che implementa la “Human Machine Interface” lo stato attuale della rete. Riceve dai CALCOLI DI RETE
(HMI) dell’SCS da cui è possibile accedere a tutte le il risultato dei calcoli. L’applicazione è attiva sulla
funzionalità. Le funzionalità richieste al SCS sono le macchina denominata PC STL.
seguenti:
TPT 2020
Acquisizione misure e segnali dai dispositivi di
L’apparato TPT2020 ha il compito di gestire il processo
Cabina Primaria (CP). Tali informazioni sono
elettrico della Cabina Primaria. Le funzioni principali
ricevute tramite collegamenti in filato
realizzate dall’apparato sono le seguenti:
(intendendo con questo termine il cablaggio
classico utilizzato in CP) o protocollo IEC61850 Gestione delle richieste operative effettuate
(tramite rete ethernet) . dall’Operatore del Centro
Acquisizione misure e segnali dai dispositivi di Funzioni di automazione e protezione svolte in
Cabina Secondaria. Tali informazioni sono automatico
ricevute tramite protocollo IEC61850. Gestione degli apparati di controllo degli
Invio comandi ai dispositivi di Cabina Primaria. elementi costituenti il processo elettrico
Trasferimento al Centro delle informazioni I modelli di rete e la rappresentazione in nodi e rami,
generate e/o raccolte dal campo sono codificati in XML perché:
Gestione del Data Base che descrive il processo La rappresentazione della struttura è
da controllare indipendente dalla piattaforma adottata
La serializzazione è standardizzata verso ogni
Le unità principali che compongono l'apparato TPT2020 tipo di stream
sono: Vi è la disponibilità di un ricco set ben noto di
Unità di Elaborazione (UEL) strumenti XML
Unità Convertitore + I/O (UPC) I componenti di NCAS condividono la
Unità di I/O (UP) deputate alla gestione di basso conoscenza degli schemi dei documenti XML
livello del campo che descrivono i modelli di rete
Tutti i processi di input/output in NCAS
CALCOLI DI RETE (NCAS) avvengono con la serializzazione in streaming di
Questa piattaforma è progettata per essere modulare ed documenti XML
aperta. Dal punto di vista delle sue interfacce essa espone Questo approccio consente di produrre
interfacce standard di tipo Web Service (HTML/SOAP); documenti XML applicando trasformazioni
Internamente i componenti principali sono: XSLT
Network Manager
Topological Processor Calcolo della stima dello stato
Plug-In Manager Le informazioni attualmente disponibili sulle reti di
Load / Generation Profile Manager distribuzione sono di due tipi: profili stimati di
carichi/generazioni e alcune misure in cabina primaria e
La Piattaforma può ospitare diversi algoritmi (uno dei sulla rete MT.
quali è il “Voltage Regulator” sviluppato da RSE) ed è il Per quanto riguarda il primo tipo di informazioni, le
sistema STL che decide quali algoritmi attivare a seconda potenze attiva e reattiva dei carichi e i profili di
della sua configurazione (necessità / informazioni generazione sono ricavati grazie ad un’apposita
disponibili). In figura 7 sono riportati i dettagli elaborazione dei dati storici. Questo implica che i risultati
dell’architettura della piattaforma dei calcoli [4]. del Power Flow (PF) forniscano una rappresentazione
ragionevole della rete, ma non necessariamente
L’esecuzione dei calcoli elettrici richiede un’interazione congruente con il reale funzionamento della rete stessa.
tra i componenti precedentemente descritti. In relazione alla seconda categoria di informazioni, per
una rete di media tensione, le misure generalmente sono
Interface disponibili ogni quindici minuti. Tali misure, per motivi
Component
Physical Net
Method call
evidenziati sopra risulteranno, con buona probabilità, non
Manager
perfettamente allineate ai risultati calcolati dal Power
Build Get net
model
Topological Flow sulla base dei dati stimati (profili di carichi e
net processor
generazione). Per superare questo problema sarà
Web Services
model Build
Process pf Problem
bus/branch
Short necessario agire sui risultati del Power Flow
environment
Get
Circuit
runtime
Matlab
bus/branch
confrontandoli con lo stato reale della rete, cioè dovranno
CORE
Init SC & exe Voltage
Init VR & exe
Regulator essere corretti i dati stimati in maniera tale da
Init power flow
Power flow minimizzare l’errore tra i risultati del Power Flow e le
Execute
PF 1
…
misure disponibili [2][3].
PF n
Gen and Load
NCAS
SYSTEM Profiles Get user Power flow / Stima dello stato completa
loads
Manager
La procedura di stima dello stato rappresenta un
elemento cardinale ai fini della corretta valutazione dei
Fig.7 Architettura della piattaforma dei calcoli flussi di potenza su una rete elettrica, e quindi di tutte le
azioni di regolazione e controllo, oltre che di
Pertanto, per supportare un client nell’uso del sistema pianificazione nel breve termine e di sviluppo della rete
NCAS, è fornita un’interfaccia principale che consente di stessa. Attualmente, la ricostruzione dei prelievi di
inizializzare il sistema, consente l’esecuzione dei calcoli potenza delle utenze passive, e in misura meno
elettrici, ed esporta le informazioni elaborate. attendibile delle immissioni di quelle attive (a causa
L’interfaccia è responsabile della creazione dell'ambiente dell’intrinseca aleatorietà della fonte di produzione
software che gestisce i vari moduli, della gestione dei stessa), è basata su un’opportuna elaborazione di dati
loro cicli di vita e consente una loro corretta cooperazione storici, dai quali sono state estratte delle curve “standard”
ai fini dell’esecuzione dei calcoli. per varie tipologie di carico. A titolo di esempio, per
evidenziare ciò che è stato descritto precedentemente in
Tale approccio rende l’architettura dell’NCAS trasparente merito al possibile disallineamento tra risultati del Power
a qualsiasi client che lo utilizzi. E’ inoltre disponibile Flow e stato reale della rete, si può considerare la potenza
anche una API (“Application Procedure Interface”) a cui iniettata nelle partenze dei cavi della sbarre delle cabine
si può accedere in fase di chiamata dei vari servizi, primarie (lato MT) calcolata dal programma di PF, la
passando i corretti parametri attraverso lo strato CORE. quale può risultare anche significativamente diversa da
quella misurata. Lo sviluppo proposto prevede di Anti-islanding
modificare tali profili di carico ogni quindici minuti al L’algoritmo di anti-islanding ha lo scopo di distaccare la
fine di renderli coerenti con l’insieme delle misure che generazione afferente ad un tratto di linea elettrica
sono disponibili dal campo (tensione, potenza, corrente, disalimentato. La disalimentazione può essere dovuta ad
ecc). Diverse strategie saranno definite in relazione al interventi di manutenzione o guasti. Ad ogni organo di
tipo, alla qualità e alla distribuzione delle misure che manovra che può essere origine dello scollegamento di
pervengono dal campo. L’algoritmo di correzione delle una parte di impianto (detto per brevità “elemento di
curve di carico, inoltre, terrà conto di eventuali previsioni sconnessione”) sia che esso appartenga alla Cabina
relative alla produzione da FER fornite da altri strumenti. Primaria o alla rete MT, viene associato un identificativo
univoco con l’informazione della topologia della rete.
Quando si apre un elemento di sconnessione,
l’identificativo di tale elemento viene inviato sulla rete di
comunicazione (richiesta di tele-distacco). Ogni
generatore (i.e. interfaccia di controllo) raccoglie questo
messaggio e comprende se è posizionato a valle o a
monte dell’elemento a cui appartiene l’identificativo
ricevuto. Quando riconosce che la sua posizione è a valle
si disconnette dalla rete elettrica, nel caso in cui la
protezione locale d’interfaccia non abbia già provveduto
in tal senso
LA REGOLAZIONE DI TENSIONE
La norma tecnica CEI EN 50160 richiede che le
variazioni lente di tensione siano generalmente contenute
all’interno del ± 10% del valore nominale.
Fig.8 Distribuzione delle misure su rete AT/MT
Le variazioni rapide della tensione, causate
Le curve così corrette ogni quindici minuti costituiscono principalmente da brusche variazioni della potenza
delle informazioni utili anche al fine di pervenire a un richiesta dai clienti finali e da cambiamenti topologici
aggiornamento delle curve standard. Pertanto, si vogliono dovuti all’intervento dei dispositivi di manovra, invece, è
definire nuove curve standard a partire dal set di curve opportuno che non eccedano il 4 % del valore nominale
standard modificate, collezionate su un orizzonte (ad eccezione di alcune situazioni in cui sono ammesse
temporale adeguato (per esempio un anno). variazioni fino al 6 %).
Un’elevata penetrazione della generazione diffusa sulle
Le misure su cui si basa la stima dello stato per
reti MT può contribuire ad aumentare sia la frequenza, sia
raggiungere un livello di attendibilità di tipo
l’entità delle variazioni rapide, cosicché, in merito a
“semplificato” sono:
questi parametri potrebbe verificarsi un peggioramento
Modulo della tensione delle sbarre AT di Cabina
della qualità della fornitura. Analogamente l’immissione
Primaria
di potenza attiva lungo una dorsale MT o BT può alterare
Modulo della tensione delle sbarre MT di significativamente il profilo di tensione, portando, in
Cabina Primaria certe condizioni operative, al raggiungimento del limite
Transiti di potenza attiva e reattiva sui massimo ammissibile. Il coinvolgimento della
trasformatori AT/MT (con segno) generazione diffusa nella regolazione di tensione, sia a
Modulo delle correnti delle linee MT in partenza livello locale che tramite architetture di controllo
da Cabina Primaria coordinate e centralizzate, richiede una adeguata e
I profili stimati sono identificati dalle grandezze dedicata evoluzione dei sistemi di controllo, come
di potenza attiva e reattiva di generazione e descritto nei precedenti paragrafi.
carico
L’algoritmo di controllo di tensione VR (“Voltage
Per ottenere un livello di attendibilità di tipo “completo” Regulator”), sviluppato da RSE, è basato su una
la stima dello stato si basa su ulteriori misure oltre alle ottimizzazione tecnico-economica: esso garantisce che la
precedenti e sono: rete attiva controllata operi nel rispetto dei vincoli tecnici
Tensione di linea come Media delle V sulle 3 (tensioni ai nodi, correnti nei rami), agendo con
fasi* opportune azioni di controllo su risorse proprie del
Correnti di linea calcolate da P e Q e V Media distributore (variatore sotto carico del trasformatore di
delle tre V di fase* cabina primaria, sistema di accumulo) e risorse offerte da
terzi (modulazione della potenza reattiva dei generatori).
* Nel caso in cui le correnti e le tensioni siano riferite alle L’approccio si basa su una procedura di minimizzazione
singole fasi. del funzionale di costo (somma dei costi di
dispacciamento associati alle risorse controllate) nel
La distribuzione delle misure su rete AT/MT è totale rispetto dei vincoli tecnici [5]. A ogni ciclo di
rappresentata in figura 8. attivazione (tipicamente ogni quindici minuti, o a seguitodi variazione di assetto della rete) il VR riceve lo stato estratta una sottoparte della rete del dimostrativo, sottesa
del sistema dal “blocco di Stima dello Stato” sopra a una cabina primaria:
descritto e calcola i setpoint da inviare alle risorse di Nodo AT (nodo #1 nello schema in figura 9;
regolazione. Il metodo è caratterizzato da: trasformatore AT/MT (linea 1-2); sbarra MT (nodo
#2))
Perimetro spaziale: rete MT sottostante a una
2 dorsali (feeder) MT
cabina primaria (in una data configurazione);
139 nodi MT e MT/BT (15 e 20 kV)
Orizzonte temporale: stato della rete attuale (dal carico nominale totale P = 15.51 MW e Q = 7.58
blocco di Stima dello Stato) e negli esercizi MVAr
futuri (necessario in presenza di accumulo). 19 generatori, totale P = 9.48 MW Q = 4.165
Le risorse di regolazione sono rappresentate dal variatore MVAr. I generatori sono di tipo fotovoltaico, mini-
sotto carico del trasformatore in cabina primaria (OLTC), idroelettrico, biomassa e termico a fonte fossile.
dalla modulazione di potenza reattiva dei generatori
controllabili e infine dal sistema di accumulo (sia P che Il feeder A (nodi 2-42-74) è considerato ‘attivo’ in quanto
Q). L’algoritmo è in grado di considerare anche la presenta una presenza significativa di generatori, mentre
modulazione di potenza attiva da parte di risorse il feeder B (2-169-136) è ‘passivo’.
distribuite, opzione tuttavia non utilizzata nell’ambito del I diversi casi sono stati realizzati combinando diverse
dimostratore. ipotesi, in particolare:
Andamento dei profili (giorno feriale/festivo,
E’ importante rammentare che, al momento attuale, nel estate/inverno)
nostro Paese non sono previsti schemi di remunerazione
16
per i ‘servizi ancillari’ offerti dai generatori. Per questa Posizione sistema di accumulo (feeder A / feeder
ragione i parametri di ‘costo’ inseriti nella funzione di 53 B)
22
ottimizzazione166 rappresentano163 degli indici di merito 67 23RisorseG17-G18
controllabili disponibili: solo OLTC,
14
tramite i quali definire l’ordine di impiego delle varie OLTC e reattivo generatori controllabili,
risorse. 176 190 155 187 159 G15-G16 68 56 27 11 72 32
OLTC+GD e storage
175 180 140 152 153 151 143 148 149 150 133 160 147 142 139 52 70 66 30 18
12
La presenza di un sistema di accumulo, per il quale viene
G14
‘Costi’ delle risorse, in particolare del sistema di
stabilito un livello di carica al termine di un determinato accumulo (‘normale’48/ ‘ridotto’
57 37 47
rispetto al prelievo
61 64 17
orizzonte164temporale,
141 158 impone
167 un vincolo integrale
54 9 al 35 41 69 51 dalla rete AT)
73 31 49 78 46 80 45 65 16
10
problema matematico e richiede la disponibilità
G7-G8-G9 di profili
Il55 range
12 di tensione ammesso
44 77 7 per i nodi 15 MT
14 è stato fissato
di carico e generazione per il calcolo su periodi futuri [6]. G12
in 0.96÷1.1 [p.u.], intervallo che verrà tarato in modo più
63 26 58 76 43 G3-G4
8 fine a valle dei test sul sistema completo. Ai fini dei
174 186 145 146 177 184 156 192 165 178 134 40 36 20 60 38 28 21 33 29 test
71 24 fuori linea50 79del
81 4VR 5 sono
6 stati scelti i 5 gruppi
fotovoltaici di taglia maggiore come generatori
6 controllabili. Ciascuno10di essi può mettere a disposizione
energia reattiva nella banda 59 8 [-Qmax
G5-G6 ÷ +Qmax], dove:
4
172 185 157 183 162 Qmax = Pmax * tan
82 62 19 [ acos (0.9) ] (1)
G19
191 171 182 179 132 in accordo alla curva di capability semicircolare limitata
G10 della norma CEI 0-16:2012 [7].
189 161
2
170 188 138 135 Pmax Qmax
Nodo feeder
G11 [MW] [MVAr]
169 136 173 181 154 144 168 131 137 75 34 25 13
0
G1-G2 G13 27 Feeder A 1.00 0.48
1 2 42 74 39
132 Feeder B 0.50 0.24
-2
0 5 10 15 20 25 8 30 Feeder A 35
0.43 0.21 40
Fig.9 Sezione della rete test
(nodo giallo: generatore FV; nodo rosso: altra fonte) 8 Feeder A 0.43 0.21
27 Feeder A 0.40 0.19
In accordo alle usuali procedure, sono state condotte delle
valutazioni off-line con il solo algoritmo VR al fine di
verificare il comportamento dell’algoritmo stesso, Tabella 1 Caratteristiche dei generatori controllabili
regolare i parametri (vincoli tecnici, ‘costi’,..) e valutare
condizioni non riproducibili in campo reale. In parallelo è Tra le oltre 30 combinazioni esaminate, si riporta come
stata avviata l’integrazione del VR nel sistema NCAS, esempio il caso studio relativo ad un giorno estivo
attività alla quale sono dedicati test specifici per caratterizzato da produzione significativa da fonte
verificare trasferimento ed elaborazione delle fotovoltaica.
informazioni tra i vari sottoblocchi del sistema
complessivo. Come si nota dalla seguente figura (Fig.10), nelle ore
Al fine di circoscrivere la fase iniziale dei test, è stata centrali della giornata sulla sbarra MT si osserva ilfenomeno del contro-flusso (dalla MT verso l’AT); CONCLUSIONI
l’iniezione di potenza attiva determina inoltre
significativi innalzamenti di tensione in alcuni nodi della In questa memoria è stato presentato, nei suoi diversi
rete, condizione che in campo reale determinerebbe aspetti, il dimostrativo italiano del progetto europeo
l’attivazione del VR. Grid4EU, approfondendo in dettaglio l’architettura del
nuovo sistema di controllo e dell’algoritmo per la
L’ottimizzazione è stata condotta sulle 24 h con passo regolazione di tensione (VR). Ad oggi i prototipi dei
orario, considerando tutte le risorse disponibili (OLTC, dispositivi innovativi sono tutti in fase di test in
potenza reattiva assorbita/erogata dai generatori, potenza laboratorio, così come pure l’algoritmo; entro quest’anno
attiva/reattiva erogata/assorbita da ESS) e con vincolo di è prevista inoltre l’esecuzione di diverse fasi:
ricarica al 50% per il sistema di accumulo.
Completamento test d’integrazione dell’intero
4,5
sistema in laboratorio;
4
3,5
Completamento simulazioni in ambiente
3
numerico, statico e dinamico, per evidenziare
possibili condizioni critiche e per tarare
2,5
P [MW]
Serie1
Serie2
opportunamente tutti i parametri degli algoritmi;
2
1,5 Avvio installazione dei sistemi di
1
comunicazione e predisposizione delle opere
0,5
elettriche e civili per l’installazione del sistema
di accumulo (“Storage” - ESS);
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
tempo (h)
A partire dal 2014 si avvierà la fase deployment di tutto il
sistema e della raccolta dei primi dati dal campo e nel
Fig.10 Situazione ante-ottimizzazione 2015 è previsto un anno di esercizio completo, che
(Profilo blu: carico totale in MT, comprensivo del valore netto renderà disponibili i dati per l’analisi dei risultati di
da BT; profilo lilla: produzione totale in MT)
progetto.
Il VR, agendo sulle risorse controllate, risulta in grado di
riportare le tensioni ai nodi entro il range stabilito, BIBLIOGRAFIA
ottenendo anche una diminuzione delle perdite nel feeder [1] D. Stein, L. Consiglio, J. Stromsather “Enel’s large
‘B’, grazie alla modulazione di potenza reattiva dei scale demonstration project inside Grid4EU: the
generatori, che consente di rifasare. challenge of RES integration in the MV network”
B Ptot (CIRED 2013, Paper 1127, Stockholm 10-13 June
0.15 2013)
0.1 [2] A.Berizzi, C.Bovo, M.Merlo, C.Arrigoni,
0.05 F.Zanellini, I.Rochira “Advanced Functions for
DSOs Control Center” (Powertech 2013, Grenoble
0
16-20 June 2013)
Power [MW]
-0.05
[3] C.Bovo, M.Merlo, C.Arrigoni, M.Bigoloni,
-0.1 R.Bonera “The InGrid project and the evolution of
-0.15 supervision & control systems for Smart Distribution
-0.2
System management” (AEIT 2013, Mondello 3-4
October 2013)
-0.25
[4] A.Berizzi, C.Bovo, M.Merlo, C.Arrigoni,
-0.3
F.Zanellini, I.Rochira “InGrid: Structure and
-0.35
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 14 1516 17 1819 20 2122 23 24 25 functions for modern distribution control centers”
Time [h] (CIGRE’ 2011, Bologna 13-15 September 2011)
[5] D. Moneta, C. Carlini, M. Belotti, "A Framework for
Fig.11 Impiego dell’accumulo nella situazione ottimizzata
evaluating possible contribution from integration of
storage units in a Centralised Voltage Control
V139
14.9 System for active MV Distribution Networks" (IEEE
Intelligent System Application on Power Systems –
TSAP –, Hersonissos, Crete, Greece, September 25-
14.8
14.7 28, 2011)
[D. Moneta, A. Gelmini, C. Carlini, M. Belotti,
V [kV]
14.6
[6]
“Storage units: possible improvements for voltage
14.5
control of MV distribution networks” (PSCC Power
14.4
Systems Computation Conference, Stockholm,
Sweden, August 22-26, 2011)
14.3
2 4 6 8 10 12
Time [h]
14 16 18 20 22 24
[7] Comitato Elettrotecnico Italiano, norma CEI 0-
16:2012, con Errata Corrige maggio 2013,
Fig.12 Profili di tensione al nodo 139 www.ceiweb.it
(rosso: ante–ottimizzazione; blu: post – ottimizzazione)Puoi anche leggere
