ATTIVITÀ DI RICERCA RELATIVA AL BIENNIO GIUGNO 2005 – GIUGNO 2007

 

 PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

 

MODELLAZIONE E DIMENSIONAMENTO DI SISTEMI DI PRODUZIONE BASATI

SULL’UTILIZZO DI ENERGIE RINNOVABILI SIA ISOLATI CHE IN PARALLELO ALLA RETE

 

Generatori fotovoltaici stand-alone con sistemi di accumulo basati su celle a combustibile

 

Dimensionamento ottimo di sistemi ibridi eolici/fotovoltaici connessi in rete

 

Sviluppo di sensori a basso costo per la misura dell’irraggiamento solare

 

Accoppiamento tra impianti di generazione da fonti aleatorie e sistemi di stoccaggio

 

Produzione di idrogeno da  fonti rinnovabili

 

Sviluppo ed applicazione di modelli probabilistici per la valutazione della potenza prodotta da generatori fotovoltaici e loro integrazione con la rete di distribuzione. Load Flow Probabilistico

 

 

DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

 

ANALISI E GESTIONE DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE IN PRESENZA DI GENERAZIONE DISTRIBUITA

 

Regolazione della Tensione nelle Reti di Distribuzione in Presenza di Generazione Distribuita

 

Determinazione dei limiti di penetrazione della generazione distribuita per vincoli tecnici nelle reti di distribuzione

 

Innovativi criteri di regolazione della tensione per reti di distribuzione MT in presenza di GD

 

Pianificazione di reti di distribuzione attive MT coordinata con l’innovativo criterio di regolazione della tensione

 

Analisi di sensibilità delle tensioni nodali rispetto alle variazioni di potenza attiva e reattiva nei nodi della rete di distribuzione

 

Studio del Funzionamento del Sistema di Protezione delle Reti di Distribuzione MT in presenza di Generazione Distribuita ed Analisi di Soluzioni Innovative

 

 

 

1. PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

Modellazione e dimensionamento di sistemi di produzione basati sull’utilizzo di energie rinnovabili sia isolati che in parallelo alla rete

Generatori fotovoltaici stand-alone con sistemi di accumulo basati su celle a combustibile

L’installazione di sistemi di generazione stand-alone basati su fonti energetiche rinnovabili, come ad es. quella fotovoltaica (FV), in siti geografici in cui le condizioni meteorologiche siano favorevoli, comporta in generale grossi vantaggi, sia dal punto di vista economico, che in termini di affidabilità dell’alimentazione, per gli utenti difficilmente raggiungibili dalla rete elettrica pubblica. Proprio le condizioni climatiche locali e la disponibilità/economicità della rete elettrica sono fattori di fondamentale importanza nella valutazione del rapporto costo/benefici richiesta per la realizzazione di impianti isolati.

Riguardo all’impiego di tutte le tecnologie di generazione basate su sorgenti energetiche rinnovabili, intermittenti e di carattere aleatorio (come ad es. il fotovoltaico e l’eolico), è da sottolineare la necessità di integrare i sistemi di generazione con sistemi di accumulo dell’energia elettrica al fine di poter garantire all’utenza un’alimentazione con adeguati livelli di affidabilità. I sistemi di accumulo devono essere tali da poter immagazzinare adeguate quantità di energia da mantenere anche per periodi di tempo relativamente lunghi e con minime perdite. Questo può essere difficile da ottenere mediante accumulatori elettrochimici per via dei bassi rendimenti e del fenomeno di autoscarica.

Nell’ambito dei sistemi di accumulo, le celle a combustibile (o Fuel cells – nel seguito FC) rigenerative e l’uso dell’idrogeno, inteso come sistema di accumulo chimico per il trasferimento dell’energia solare, sembra essere un’alternativa molto promettente. Inizialmente, le FC sono state studiate ed impiegate per la generazione di energia, sia per applicazioni mobili che stazionarie, grazie alla loro elevata efficienza, affidabilità e compatibilità ambientale. Successivamente si è affermata l’idea di utilizzare le FC anche come sistemi di accumulo dotandole di un elettrolizzatore, cioè di un generatore di idrogeno, dando luogo alle Regenartive Fuel Cells (RFC). Un’evoluzione del concetto è rappresentata dalle Unitized Regenartive Fuel Cells (URFC), che in pratica utilizzano gli elettrodi della cella sia per la produzione di idrogeno dall’energia elettrica (per es. resa disponibile da un sistema fotovoltaico – idrogeno solare) che, nel funzionamento inverso, per la produzione di elettricità a partire dall’idrogeno immagazzinato. Rispetto alle RFC, le URFC hanno peso inferiore e ridotte dimensioni.

L’attività di ricerca si è soffermata sulla valutazione del funzionamento di generatori FV stand-alone con sistema di accumulo basato sull’idrogeno solare. Sono stati utilizzati dei modelli analitici per rappresentare il rendimento di ciascun componente del sistema con l’obiettivo di valutare la capacità del sistema di generazione di alimentare il proprio carico con adeguata affidabilità, calcolata in termini di LOLP (Loss of Load Probability). È stato, quindi, effettuato un confronto tra le differenti tecnologie di accumulo rappresentate da RFC, URFC e batterie elettrochimiche [1], [2].

Bibliografia

[1]     D. Ardito, S. Conti, S. Raiti, U. Vagliasindi, “Storage Systems Reliability in Stand-Alone PV Applications: RFC & URFC”, WSEAS Transactions on Power Systems, Vol. 1, No. 2, February 2006, pp. 358 - 365 (ISSN: 1790-5060, Publisher: WSEAS Press).

[2]     D. Ardito, S. Conti, S. Raiti, U. Vagliasindi, “Unitized Regenerative Fuel Cells for Stand-Alone Photovoltaic Generation Systems”, Proc. of the 5th WSEAS / IASME International Conference on Electric Power Systems, High Voltages, Electric Machines (POWER'05), December 16-18, 2005, Puerto De La Cruz, Tenerife, Canary Islands, Spain, pp. 520-525 (Paper ID 502-583 on CD-ROM).

 

Dimensionamento ottimo di sistemi ibridi eolici/fotovoltaici connessi in rete [3], [4], [5], [6], [7].

Il corretto dimensionamento di impianti di produzione di energia elettrica basati sullo sfruttamento di fonti energiche di tipo rinnovabile non programmabili (aleatorie) presenta molte difficoltà. Il progetto ottimo, infatti, nasce da un compromesso tra due obiettivi che confliggono tra di loro: l’efficienza del sistema ed il costo capitale ed operativo. Inoltre, la valutazione delle prestazioni dell’installazione richiede una valutazione dell’energia producibile per un periodo pari alla vita prevista per l’impianto, questa analisi comporta la valutazione dell’impatto dei parametri del sistema sulle prestazioni dello stesso. Il numero di parametri e variabili cresce quando si considerano dei sistemi ibridi, cioè dei sistemi che utilizzano due o più risorse energetiche, come i sistemi denominati “Hybrid Solar Wind Power Systems (HSWPS)” dove sono presenti solo fonti rinnovabili. I principali dati d’ingresso del problema sono: le caratteristiche del sito, i dati geografici e meteorologici, i costi dei due sottosistemi (PVS - Photovoltaic system e WECS - Wind Energy Conversion System), e l’andamento giornaliero del carico locale. Tutti questi fattori sono differenti per ciascuna installazione: solo una strategia di ottimizzazione robusta e “auto-tuned” può lavorare efficacemente con questo tipo di applicazione.

L’approccio proposto si basa sull’accoppiamento tra metodo stocastico di ottimizzazione ed un modello analitico per la valutazione energetica del sistema ibrido. Gli algoritmi stocastici scelti sono: Genetic Algorithms  (GA) e Particle Swarm Optimization (PSO). La valutazione a lungo termine delle prestazioni del sistema è stata effettuata tramite un modello probabilistico sviluppato per i sistemi, basato sul teorema di convoluzione, tale modello è in grado di trattare il sistema eolico e fotovoltaico come un tutt’uno. Le variabili operative sono la superficie e l’angolo di inclinazione dei moduli fotovoltaici e la potenza nominale della turbina eolica. I due indici prestazionali associati agli obiettivi sono: Energy Index of Reliability (EIR) e l’ Internal Index of Return (IRR). Essi vengono scalati e comparati tramite funzioni di appartenenza fuzzificate ed una tecnica denominata Design Of Experiments (DOE). La strategia proposta, applicata ad un sistema reale, ha fornito delle soluzione buone con uno sforzo computazionale limitato.

Sempre nell’ambito dei sistemi ibridi, è stata sviluppata una ricerca per applicare una strategia di controllo per migliorare le prestazioni a lungo termine di sistemi di piccola taglia di tipo stand alone (Diesel e batterie), integrati da sistemi ad energia rinnovabile (PVS e WECS).

La ricerca ha come obiettivo l’applicazione della fuzzy logic all’ottimizzazione dell’ Energy Management (EM) di un sistema denominato “Integrated Generation Systems (IGS)” e mostra l’efficacia di tale logica nello sfruttare le informazioni qualitative sui gruppi Diesel (DG), sulle unità di generazioni rinnovabili e sull’esperienza operativa di sistemi IGS alimentati da sorgenti di energia rinnovabili altamente variabili e dipendenti dal sito ed accoppiati a determinati profili di carico.

Come caso studio, una strategia di EM basata sui regole euristiche è stata implementata ed applicata ad un sistema sperimentale di piccola taglia. I risultati provano che l’applicazione della fuzzy logic, che tiene conto delle incertezze insite nella velocità del vento, nell’ irraggiamento al suolo e nella potenza assorbita dal carico assicura una migliore prestazione energetica, valutata su un lungo periodo, rispetto ad approcci di tipo convenzionale.

Bibliografia

[3]     G. Tina, S. Gagliano, S. Raiti, “Hybrid solar/wind power system probabilistic modelling for long-term performance assessment”, Solar Energy Journal (Elsevier, 2006), vol. 80, pp. 578-588.

[4]     G. Capizzi, G. Tina, “Long Term Operation Optimization of Integrated Generation Systems by Fuzzy Logic Based Management”, Energy  (Elsevier, 2007) vol. 32-7, pp. 1047-1054.

[5]     G. La Terra, S. Gagliano, G. Tina, “Optimal Sizing Procedure for Hybrid Solar Wind Power Systems by Fuzzy Logic”, the 13th IEEE Mediterranean Electrotechnical Conference (MELECON 2006), Torremolinos, Málaga (Spain), May 16-19, 2006.

[6]     E. Dilettoso, S. Gagliano, G. Tina , “Optimization of Hybrid Solar Wind Power Systems”. International Journal of Applied Electromagnetics and Mechanics, 2007, vol. 26/3-4.

[7]     F. Batrinu, E. Carpaneto, G. Chicco, S. Gagliano, F. Spertino and G.M. Tina, “Assessing the long-term performance of grid-connected PV systems: a study case”, 6th International World Energy System Conference (WESC 2006), 10-12 july 2006, Torino, Italy.

 

Sviluppo di sensori a basso costo per la misura dell’irraggiamento solare [8], [9]

L’accurata rilevazione ed analisi dei dati meteorologici “locali” riveste un ruolo nevralgico sia in fase di pianificazione che di gestione dei sistemi fotovoltaici.

Infatti, se si tiene conto che, per l’impianti fotovoltaici, l’attuale incentivazione statale, denominata “conto energia”, ha il preciso obiettivo di premiare la produttività degli impianti (quindi la loro efficienza), ne consegue che la valutazione corretta della risorsa energetica primaria (radiazione solare) e dei parametri ambientali che influenzano il rendimento dei pannelli fotovoltaici (temperatura ambiente, intensità e direzione del vento) deve essere affrontata con molta cura.

In particolare, in fase di pianificazione, una valutazione non corretta della risorsa primaria e del reale rendimento del sistema fotovoltaico può determinare una valutazione errata dell’investimento (abbreviando o allungando erroneamente, un parametro molto importante per la valutazione finanziaria quale il tempo di ritorno dell’investimento).

D’altra parte, in fase di esercizio,  un mancato monitoraggio dell’impianto fotovoltaico, tramite l’utilizzo dei dati meteo e di un opportuno modello dell’impianto, potrebbe non evidenziare problemi tecnici all’impianto che ne riducono il rendimento e quindi  limitano il ricavo economico.

Evidentemente tra tutte le grandezze che possono essere registrate la radiazione solare è, senza dubbio, la più importante. Lo strumento che viene adoperato per misurare l’irraggiamento globale (potenza incidente su una superficie orizzontale di area unitaria pari alla somma dell’ irraggiamento diretto e dell’ irraggiamento diffuso) è il piranometro. Dal momento, però, che la maggior parte degli impianti fotovoltaici è composta da pannelli con inclinazione diversa da zero, per poter ricavare la radiazione sul piano dei pannelli è necessario processare i dati in maniera tale da ricavare sia la componente diffusa che quella diretta. Infatti, queste due componenti della radiazione solare hanno una dipendenza dall’angolo di esposizione dei pannelli differente.

In fase di monitoraggio si presenta un problema simile, infatti la radiazione solare incidente sui pannelli deve essere misurata tramite dei piranometri installati in maniera complanare rispetto al piano dei pannelli. Questo comporta però i seguenti due problemi: 1) l’errore di misura dei piranometri è pari a quello fornito dai costruttori solo se lo strumento viene installato in piano, 2) nel caso di impianto complesso, composto cioè da più sotto campi con esposizioni differenti, servirebbero tanti piranometri con il conseguente aumento dei costi (anche per la taratura periodica degli strumenti di misura).

Una possibile soluzione ai problemi posti potrebbe essere quella di installare oltre che un piranometro anche un piranometro a banda ombreggiata che misura solo la componente diffusa della radiazione solare. Per cui tramite opportuni calcoli sarebbe possibile calcolare la radiazione su un qualunque piano. Anche in questo caso si avrebbe un aumento dei costi anche perché il piranometro a banda ombreggiata è uno strumento molto costoso che necessità una frequente verifica per la presenza della banda ombreggiante che è una parte mobile.

Sulla base di queste premesse si sta sviluppando un sensore che permetterebbe di svolgere diverse funzioni, tra cui le più importanti sarebbero: la misura della radiazione globale, la misura della radiazione diffusa e della direzione di massimo irraggiamento.

Bibliografia

[8]     S. Gagliano, N. Savalli, M. Tina, N. Pitrone, “Design and Construction of a Two-Axis Sun-Tracking System for Photovoltaic Applications”, 40th International Universities Power Engineering Conference, 7th - 9th September 2005, Cork, Ireland.

[9]     S. Gagliano, N. Savalli, G. Tina and N. Pitrone, “Two-axis sun tracking system: design and simulation” Eurosun 2006, Glasgow, giugno 2006.

 

Accoppiamento tra impianti di generazione da fonti aleatorie e sistemi di stoccaggio [10],[11],[12],[13],[14]

L’utilizzo di fonti rinnovabili come ad esempio l’energia eolica costituisce un prezioso supplemento alle sorgenti di energia convenzionali, tuttavia la natura intermittente e aleatoria del vento rende tali impianti difficilmente programmabili. Nel contesto attuale, con l’avvento dei mercati dell’energia e dei servizi da un lato, e il miglioramento delle varie tecnologie di accumulo dall’altro, possono essere individuati dei margini operativi per l’accoppiamento di un sistema di stoccaggio con impianti alimentati a fonti aleatorie rispetto all’aumento dei costi e della complessità dell’impianto.

In particolare l’accumulo energetico può consentire l’arbitraggio sui mercati dell’energia sfruttando la differenza tra i prezzi unitari nel breve termine, ossia in un arco temporale di poche ore. Tale differenza si attua in relazione alla differente domanda di energia elettrica nel tempo, che ad esempio nelle ore con minor carico vede l’esclusione dal dispacciamento di merito economico delle unità con i maggiori costi variabili, mentre nelle ore di pieno carico consente il pieno recupero anche dei costi fissi. Bisogna tenere conto del fatto che l’utilizzo di un sistema di accumulo può consentire agli impianti alimentati da fonti aleatorie una riduzione degli inevitabili sbilanciamenti (discrepanze tra energia effettivamente ceduta alla rete ed energia programmata sui mercati in fase di contrattazione, ad es MGP) che potrebbero arrecare un danno economico ai produttori ove sanzionati in maniera penalizzane all’interno del quadro normativo (AEEG). Occorre far menzione inoltre, che l’utilizzo di un sistema di stoccaggio può tornare utile per l’ottenimento di maggiori proventi vendendo altri servizi quali la regolazione e la riserva rotante. In aggiunta con l’utilizzo di un inverter come interfaccia tra sistema generante e la rete, si può rendere disponibile potenza reattiva con conseguente aumento della stabilità della linea di trasmissione e della potenza attiva globalmente trasferita (servizio di supporto alla rete, per cui anche se attualmente non sia previsto dall’AEEG si può pensare a forme di mercato parallele a quelle dei servizi già esistenti).

Nella presente ricerca è stato affrontato, quindi, il problema del dimensionamento ottimo e della gestione operativa di un sistema di accumulo basato sulla tecnologia dell’idrogeno e accoppiato a una “wind farm”. Il principale risultato è stato quello di evidenziare, tramite un’analisi tecnico-economica, la fattibilità di tali impianti, considerando sia i costi attuali che quelli previsti (2020), il corrispondente miglioramento tecnologico, i prezzi dell’energia nel mercato elettrico ed eventuali forme di incentivazione già previste nell’attuale normativa italiana.

Utilizzando la programmazione lineare e quella dinamica, sono state effettuate, al fine di dimensionare l’impianto, diverse simulazioni variando alcuni parametri quali il rendimento e le taglie dei sotto-sistemi (Elettrolizzatore, Serbatoio di stoccaggio e Cella a Combustibile). Nel caso studio esaminato, relativo ad un impianto già esistente, sono stati considerati i prezzi nel mercato del giorno prima (MGP), l’incentivazione dei CV, e le immissioni orarie di un parco eolico rilevante in Sicilia.

A valle del dimensionamento è stato affrontato il problema della gestione ottima del sistema. In particolare si è fatto riferimento, in virtù del livello di complessità crescente del modello adoperato, alla programmazione lineare, a quella dinamica e a una possibile applicazione della moderna tecnica di ottimizzazione basata su algoritmi di tipo evolutivo.

Al fine di valutare i possibili margini durante la gestione operativa del sistema rispetto a quelli stimati in fase di dimensionamento sono state eseguite delle simulazioni utilizzando dati di ingresso reali e previsti. Per questi ultimi si è proceduto alla loro definizione tramite alcuni algoritmi di previsione basati su modelli statistici. Attraverso tali strumenti sono stati previsti i livelli di produzione dell’eolico e i prezzi MGP con un orizzonte di previsione congruente con il termine ultimo di presentazione delle offerte di vendita sul mercato dell’energia. Dal punto di vista statistico sono stati presi in considerazione il modello del SES (Simple Exponential Smoothing), quello di Markov e una loro combinazione. Inoltre per emulare un metodo di previsione con elevate prestazioni è stato implementato uno algoritmo apposito (“scatter”).

I risultati ottenuti permettono di conoscere in modo quantitativo l’incidenza dei costi e delle prestazioni dei vari sottosistemi sul costo totale dell’impianto, ed è possibile individuare i valori (“break-even points”) che rendono economicamente fattibile l’impianto in relazione al tempo di recupero dell’investimento.

Inoltre i risultati ottenuti confermano che l’utilizzo dei modelli di previsione proposti quale approccio valido per la determinazione della strategia di gestione ottima di un sistema di accumulo accoppiato ad una “wind farm”, in quanto relativamente vicine alle immissioni effettive ottenute dalla centrale eolica.

La fase di verifica dei risultati ha mostrato una sovrastima nel dimensionamento avvenuto utilizzando semplicemente dei valori medi di energia prodotta. Nella fase di gestione si è visto che il minor “break-even point” avviene per un rendimento del sistema a celle combustibile pari al 54%, dopo aver dimensionato e gestito l’impianto con l’algoritmo dinamico. L’approccio evolutivo, che non si adatta per le caratteristiche del problema a un’analisi esaustiva sul dimensionamento dell’impianto, si è rivelato utile nel valutare le scelte precedenti per variazioni dei dati o dei parametri in ingresso.

In futuro, poiché l’accoppiamento della centrale eolica col sistema di accumulo unitamente alla sua gestione ottima conferisce un certo grado di programmabilità all’impianto, potrà essere valutata con gli  stessi strumenti sin qui sviluppati la possibilità di una partecipazione del sistema WECS/H2 a mercati più remunerativi quali quelli dei servizi. Parimenti potrà essere possibile approfondire la gestione dell’impianto in relazione anche ai corrispondenti oneri di sbilanciamento e non soltanto al margine ottenibile sui mercati dell’energia.

Bibliografia

[10]  G. Tina, C. Brunetto, A.Moschetto, M. Ferraro, V. Antonucci, “Analysis of Hydrogen Storage Opportunities for Wind Energy Generation in the Italian Electricity Market”, European Wind Energy Conference & Exhibition, Athens, Greece, 27 February - 2 March 2006.

[11]  G. Tina, C. Brunetto, A. Campoccia, E. Riva Sanseverino, I. Incontrera, “Evolutive algorithms for Optimal sizing of hydrogen storage for wind farms”, The European Electricity Market 2006, May 24-26, 2006, Warsaw, Poland.

[12]  C. Brunetto, C. Manuli, G. Tina “Forecasting Methods For Wind Power Management In Liberalized Electricity Market”, 19th International Conference on Electricity Distribution - CIRED, 21-24 May 2007, Vienna, Austria.

[13]  C. Brunetto, G. Foti, G. Tina “Wind Generation and Hydrogen Storage Management in Liberalized Electricity Market”, 19th International Conference on Electricity Distribution - CIRED, 21-24 May 2007, Vienna, Austria.

[14]  C. Brunetto, M. Nicita and G. Tina,” Wind Generation in Day-Ahead Energy Markets in Italy: Imbalances Penalties”, IEEE PES PowerTech’07, 1-5 July 2007, Lausanne, Switzerland.

Produzione di idrogeno da fonti rinnovabili [15],[16],[17],[18],[19]

Il principale obiettivo di tale attività è stato quello di sviluppare un laboratorio dove si potessero svolgere delle attività legate all’utilizzo dell’idrogeno. Infatti, l’IDRILAB, acronimo di “laboratorio per l’idrogeno rinnovabile”, sorge nel 2005 nell’ambito di una collaborazione scientifica tra l’istituto ITAE del CNR e il DIEES dell’Università di Catania, con l’obiettivo specifico di studiare le problematiche elettriche e meccaniche che si incontrano nello sviluppo di sistemi di produzione ed accumulo di energia rinnovabile basati sull’idrogeno, nonché di operare per il trasferimento tecnologico delle conoscenze acquisite.

Oggi il laboratorio è in grado di fornire supporto ad enti ed aziende che nell’ambito di progetti di ricerca, sviluppati in proprio o in collaborazione, necessitano di consulenza tecnica riguardo a tali tecnologie, le quali, lo ricordiamo, rivestono un ruolo centrale nell’ambito del VII Programma Quadro di Ricerca e Sviluppo dell’UE, appena varato. 

Le dotazioni tecniche del laboratorio sono in continua evoluzione, oggi nello specifico esso dispone di stazioni di prova per generatori di idrogeno alcalini, per pannelli fotovoltaici e per batterie di accumulatori.

Tra le attività sperimentali condotte durante l’anno 2006 ricordiamo in particolare la campagna di prove per la caratterizzazione elettrica e meccanica di un generatore di idrogeno, di tipo alcalino convenzionale, della capacità produttiva di 0.6 Nm3H2/h @ 4.5kW. Tale attività, tuttora in corso, è finalizzata a mettere in luce criticità e virtù dell’apparecchiatura, in vista di una sua nuova applicazione a fini energetici. 

I test condotti confermano che, sebbene l’alcalina non rappresenti la più efficiente tra le tecnologie elettrolitiche oggi disponibili, essa, visti i costi contenuti, tramite una opportuna integrazione di sistema, potrebbe contribuire già nell’immediato a realizzare applicazioni economicamente sostenibili per l’accumulo delle energie rinnovabili aleatorie (solare, eolico) sotto forma di idrogeno.

Parallelamente si è effettuato uno studio preliminare sulle problematiche relative alla sicurezza elettrica nei locali interessati dall’idrogeno ed in particolare adibiti alla sperimentazione. Tale studio è stato utile per trarre interessanti considerazioni circa il futuro trattamento della sicurezza negli ambienti domestici ove l’idrogeno potrà essere gestito in sicurezza, adottando misure non più impegnative di quanto oggi non sia per il comune gas metano.

Bibliografia

[15]   A. Moschetto, V. Antonucci, G. Tina, “Development and testing of a low cost PV-WIND/H2 system for small-size applications”, 2nd European Hydrogen Energy Conference, 22-25 November 2005, Zaragoza, Spain.

[16]  A. Moschetto, M. Ferraro, N. Briguglio, G.M. Tina, V. Antonucci, “RE/H2 Production Micro-System Based on Standard Alkaline Electrolytic Technology”, 16th World Hydrogen Energy Conference (WHEC2006) 13-16 June 2006, Lyon, France.

[17]  A. Moschetto, G.M. Tina, “Development of Low Cost RE/H2 Storage Micro-Systems”, Fuel Cell Science & Technology 2006, Scientific Advance in Fuel Cell Systems, 13-14 September 2006, Turin, Italy.

[18]  A. Moschetto, F. Cipitì, G. Tina “Electrolysers Testing for RE/H2 Systems Development at IDRILAB”, IEEE International Conference on Clean Electrical Power (IEEE ICCEP 2007), giugno 2007, Capri, Italy.

[19]  A. Moschetto, G. Giaquinta, G. Tina, “Modelling of Integrated Renewable Energy Systems Supported by Hydrogen Storage”, IEEE PES PowerTech’07, 1-5 July 2007, Lausanne, Switzerland.

 

Sviluppo ed applicazione di modelli probabilistici per la valutazione della potenza prodotta da generatori fotovoltaici e loro integrazione con la rete di distribuzione. Load Flow Probabilistico.

Per quanto concerne l’integrazione della generazione distribuita (GD) con la rete di distribuzione, essa risulta particolarmente critica nel caso di generatori (come i fotovoltaici e gli eolici) basati sull’utilizzo di sorgenti energetiche primarie rinnovabili, fortemente variabili in modo aleatorio. Pertanto, le attività di ricerca nel campo dei sistemi di generazione basati su energie rinnovabili sono costantemente impegnate, oltre che nel miglioramento delle prestazioni di tali sistemi, nello sviluppo di tecniche per un’accurata previsione del loro output, nonché nella loro integrazione con i sistemi di generazione convenzionali e con le reti elettriche. In tale prospettiva, nello studio delle prestazioni dei sistemi grid-connected (come anche di quelli stand-alone) si punta essenzialmente su approcci di tipo probabilistico.

In questo ambito, l’Unità di Ricerca ha svolto in passato vari studi per la valutazione delle prestazioni di sistemi FV grid-connected, elaborando adeguati modelli probabilistici per la valutazione dell’energia netta immessa in rete da un sistema FV connesso in un nodo di carico.

In relazione alle possibilità di integrazione della GD FV nelle reti di distribuzione, ci si è posti l’obiettivo di sviluppare una nuova procedura di calcolo per il Load Flow nelle reti elettriche di distribuzione in uno scenario che è caratterizzato dal comportamento aleatorio sia del carico che della GD FV. Considerato che le potenze assorbite dai carichi e prodotte dai generatori (specie, come si è detto, se basati su sorgenti di energia rinnovabile a carattere intermittente come quella solare) costituiscono delle variabili generalmente incontrollabili e non note a priori con precisione, un simile studio è stato affrontato con approcci stocastici, ricorrendo all’uso di variabili aleatorie (potenza richiesta dai carichi e potenza prodotta dalla GD FV) in termini di funzioni densità di probabilità ed applicando i metodi dalla teoria della probabilità.

È stata, quindi, sviluppata una procedura di Load Flow Probabilistico (PLF, Probabilistic Load Flow) per reti di distribuzione radiali, basata sull’integrazione di un programma appositamente creato per il calcolo del Load Flow Deterministico (DLF, Deterministic Load Flow) con le tecniche di Monte Carlo utilizzate per il trattamento delle variabili aleatorie [20].

Il software per l’implementazione della procedura di calcolo del PLF è stato realizzato in ambiente MATLAB® ed è stato applicato allo studio di una rete di distribuzione reale in BT in presenza di GD FV per la determinazione degli effetti dei generatori sulla tensione nei nodi e sulla corrente nei rami della rete di distribuzione considerata [21].

L’analisi è stata svolta anche con l’obiettivo di presentare una metodologia per la determinazione dei limiti di penetrazione della GD FV, nel rispetto dei vincoli imposti dalla norma EN 50160 (che indica il range di tensioni ammissibili proprio in termini probabilistici ) sul valore efficace della tensione nei nodi, nonché dei vincoli di carattere termico sulla corrente nei rami della rete. È stato, inoltre, effettuato un confronto tra i risultati forniti dall’algoritmo del DLF e da quello del PLF, mettendo in evidenza come il DLF tenda a sovrastimare la potenza di picco FV installabile nelle reti BT [21], [22].

Bibliografia

[20]  S. Conti, S. Raiti, “Probabilistic Load Flow for Distribution Networks with Photovoltaic Generators. Part 1 – Theoretical Concepts and Models”, IEEE International Conference on Clean Electrical Power (IEEE ICCEP 2007), May 21st-23rd, 2007, Capri, Italy, pp. 132-136.

[21]  S. Conti, S. Raiti, “Probabilistic Load Flow for Distribution Networks with Photovoltaic Generators. Part 2 – Application to a Case Study”, IEEE International Conference on Clean Electrical Power (IEEE ICCEP 2007), May 21st-23rd, 2007, Capri, Italy, pp. 137-141.

[22]  S. Conti, S. Raiti, “Probabilistic Load Flow using Monte Carlo Techniques for Distribution Networks with Photovoltaic Generators”, Solar Energy, 2007 (ISSN 0038-092X, Publisher: Pergamon - Elsevier Science), doi:10.1016/j.solener.2007.02.007, In Press, Corrected Proof  Available Online 22 March 2007,  www.sciencedirect.com.

 

 

2. DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA

Analisi e Gestione delle Reti di Distribuzione in presenza di Generazione Distribuita

Il sistema di distribuzione italiano ha intrapreso negli ultimi anni un notevole processo di modernizzazione, essenzialmente caratterizzato dall’introduzione di nuove tecnologie e modalità di gestione basate sul telecontrollo e, più di recente, sull’automazione degli impianti. Sotto la spinta della liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica e delle direttive emanate dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) i distributori sono chiamati a compiere cospicui investimenti per una pianificazione ed una gestione basate su una sempre crescente attenzione verso la qualità e la continuità del servizio.

Nel processo di modernizzazione in corso l’introduzione della generazione distribuita (nel seguito GD) assume un ruolo ancora abbastanza marginale dal punto di vista dell’impatto sui criteri di gestione del sistema di distribuzione, benché sia plausibile attendersi che fattori di carattere politico, economico ed ambientale producano sempre maggiori incentivi alla diffusione della GD, specialmente di quella basata su fonti energetiche rinnovabili. L’integrazione della GD nelle reti di distribuzione rappresenta, infatti, uno dei fattori caratterizzanti le reti elettriche “attive” del futuro in accordo con la visione che sta alla base dalla piattaforma tecnologica europea “Smart Grids” (European Technology Platform “Smart Grids”, http://ec.europa.eu/research/energy/index_en.htm). D’altra parte, com’è noto, una più massiccia integrazione della GD nelle attuali reti di distribuzione, tipicamente radiali e concepite come sistemi “passivi”, porrebbe molteplici problemi di natura tecnica, come verrà spiegato nel seguito, tuttora oggetto di studio.

Il lavoro svolto in quest’ambito si inserisce, appunto, nel contesto degli studi rivolti alla ricerca di nuove soluzioni per la gestione ed il controllo delle reti di distribuzione attive, al fine di poter incrementare il grado di penetrazione della GD pur mantenendo adeguati livelli di qualità del servizio per l’utente finale e nel rispetto dei vincoli introdotti dal mercato dell’energia elettrica, nonché del vincolo di economicità della gestione del sistema elettrico di distribuzione.

In tale ambito sono state approfondite le due problematiche che maggiormente limitano la penetrazione della GD nelle attuali reti di distribuzione MT: la regolazione della tensione e la corretta gestione delle protezioni di rete in presenza di GD. Entrambi i temi sono stati investigati e soluzioni tecniche innovative sono state proposte anche grazie alla collaborazione di Enel Distribuzione S.p.A., Unità Territoriale Regionale (UTR) Sicilia, Funzione Assistenza Tecnica (FAT) - Telecontrollo e Automazione (TLA).

Regolazione della Tensione nelle Reti di Distribuzione in Presenza di Generazione Distribuita

La regolazione della tensione e, quindi, il mantenimento di profili di tensione lungo le linee sufficientemente uniformi e contenuti entro i limiti imposti dalla norma EN 50160, rappresenta uno dei problemi tecnici che maggiormente limita la quantità di GD installabile nelle reti di distribuzione, stando agli odierni criteri di gestione. Le ragioni di tale limitazione risiedono nel fatto che, com’è noto, le attuali reti di distribuzione vengono progettate, realizzate ed esercite come reti radiali intrinsecamente “passive”, ovvero in cui siano presenti flussi di potenza unidirezionali e prevedibili (valutabili in base ai dati storici resi disponibili dai data base) dalla cabina primaria (CP) alle utenze. A questo si aggiunge la tradizionale ipotesi, assunta dai gestori della distribuzione, che i profili di tensione presentino un andamento sempre decrescente lungo le linee da “monte” verso “valle”, con una c.d.t. di linea che sia pressoché proporzionale alla corrente di carico (omotetia dei carichi). È stato ampiamente dimostrato come le suddette ipotesi decadano in presenza di GD che inietti potenza in rete in modo non controllato. Infatti, i flussi di potenza possono invertirsi sia in CP che in vari tratti di linea, alterando di conseguenza i profili di tensione e determinandone tipicamente un innalzamento. Tale alterazione, ovviamente, è tanto maggiore quanto più è elevato il rapporto fra la potenza erogata dalla GD e la potenza richiesta dal carico e quanto più “deboli” sono le linee. Inoltre, per linee alimentate dalla medesima CP possono verificarsi, al contempo, sovratensioni nei nodi di generazione nelle linee ove la GD sia presente e tensione depressa alle estremità di linee in cui essa non sia presente.

Per tali ragioni i gestori delle reti di distribuzione tendono a mantenere un atteggiamento molto conservativo nei confronti della connessione di nuovi impianti di generazione locale, in alcuni casi sottostimando l’effettiva quantità di generatori che sarebbe possibile installare nell’ottica di assicurare un buon livello di qualità del servizio adottando la cosiddetta politica del “fit and forget”.

Da questo punto di vista, si può rendere necessario adottare più accurate procedure per la valutazione dei limiti di penetrazione della GD, al fine di consentire il massimo sfruttamento delle risorse distribuite pur mantenendo gli attuali criteri di regolazione della tensione (vd. ENEL DK 4455).

D’altra parte, nella prospettiva di voler incrementare la quantità di generatori operanti in parallelo alla rete rispetto al limite consentito dall’attuale gestione del sistema elettrico, specialmente se si tratta di risorse di generazione basate sull’impiego di energie rinnovabili, è ormai diventata di prevalente interesse, sia da parte dell’industria elettrica che del mondo accademico, l’indagine di innovativi criteri di regolazione della tensione per le reti di distribuzione in presenza di GD.

Determinazione dei limiti di penetrazione della generazione distribuita per vincoli tecnici nelle reti di distribuzione

 

L’Unità di Ricerca ha svolto diversi studi, negli anni trascorsi, che hanno portato all’elaborazione di metodi sia analitici (basati su ipotesi semplificative) che numerici per la quantificazione dei limiti di penetrazione della GD nelle reti di distribuzione tenendo conto sia dei vincoli imposti dalle esigenze dell’attuale regolazione della tensione, sia dei vincoli termici legati alla portata delle linee.

Più recentemente, è stato svolto uno studio relativo al confronto, sia qualitativo che quantitativo, tra i risultati forniti dai due diversi approcci, quello analitico e quello basato sulle simulazioni numeriche, in relazione alla determinazione del limite di penetrazione della GD fotovoltaica nelle reti di distribuzione BT [23], [24]. Dal confronto delle due metodologie è scaturita una valutazione dell’accuratezza dei risultati ottenibili mediante i metodi analitici proposti (al variare delle caratteristiche elettriche delle linee, delle condizioni di carico e della posizione della GD) rispetto a più accurate simulazioni numeriche. I risultati hanno provato che l’utilizzo delle espressioni analitiche comporta errori accettabili nella predizione dei limiti di penetrazione della GD, cui fanno da contrappeso le caratteristiche di chiarezza ed immediatezza dello stesso metodo analitico da valutare in relazione alla data applicazione.

Innovativi criteri di regolazione della tensione per reti di distribuzione MT in presenza di GD

 

Come introdotto precedentemente, i criteri tradizionalmente utilizzati per la regolazione della tensione appaiono inadatti ed inefficaci in presenza di una quantità di GD tale da far decadere le ipotesi su cui si basano gli stessi. Nasce, dunque, la necessità di valutare dei criteri di gestione innovativi: le logiche di controllo più efficaci appaiono, sostanzialmente, quelle che coinvolgono la stessa GD nel processo di regolazione della tensione, tenendo conto della necessità di ottimizzare i profili di tensione lungo le linee senza penalizzare eccessivamente lo sfruttamento delle sorgenti energetiche coinvolte. L’attività di ricerca recentemente svolta in tale ambito ha riguardato sia l’elaborazione di logiche di controllo dei generatori di tipo locale, che centralizzate.

 

Per quanto concerne le logiche di tipo locale, se ne è studiata la possibile applicazione nelle reti BT in presenza di generatori fotovoltaici (FV).

Lo scopo della strategia di controllo proposta è di innalzare il limite di penetrazione della generazione FV in BT che, attualmente, è mantenuto relativamente basso a causa della incapacità dei tradizionali sistemi di regolazione di mantenere i profili di tensione di ogni linea entro il range di tolleranza imposto dagli standard di qualità, specialmente quando la potenza della GD eccede una determinata soglia.

Finora, il problema della possibile sovratensione nei nodi di connessione della GD causato dall’inversione di flusso nelle linee è stato risolto dai Distributori semplicemente imponendo l’utilizzo di protezioni di massima tensione integrate nei sistemi di generazione locale, che operano disconnettendo gli stessi impianti di generazione quando la tensione nel nodo di connessione supera i limiti imposti dalle Norme (controllo “on/off”). Questa filosofia di gestione ha, com’è evidente, un potenziale effetto negativo sul corretto sfruttamento dell’energia disponibile e della potenza erogabile dal sistema FV.

Come soluzione alternativa al controllo “on/off” e, quindi, alla modalità di controllo basata sulla semplice ricerca del punto di massima potenza (modalità “MPPT”, Maximum Power Point Tracker), che cerca di introdurre in rete tutta la potenza resa disponibile dal campo FV, è stato sviluppato un metodo alternativo caratterizzato da un controllo, denominato “Power Curtailment”, cioè “a parzializzazione” della potenza erogata, che regoli la potenza attiva prodotta dai generatori locali in funzione della tensione misurata nel punto di connessione. Tale controllo locale è, infatti, in grado di commutare automaticamente dalla modalità MPPT a quella Power Curtailment quando il valore della tensione nodale raggiunge una soglia di sicurezza predeterminata (inferiore al limite massimo consentito dalla Norma EN 50160) evitando il totale distacco dell’unità di generazione.

Per valutare gli effetti che l’introduzione di un simile metodo innovativo avrebbe sulla gestione della rete elettrica in BT, sono state condotte diverse simulazioni, grazie allo sviluppo di uno strumento software in ambiente MATLAB® - Simulink®. A tal fine, sono stati sviluppati opportuni modelli numerici sia per i diversi componenti della rete elettrica, che per i generatori FV.

I risultati hanno mostrato come il sistema di controllo della tensione sia capace di controllare le potenze attive erogate dai generatori locali al fine di mantenere i profili di tensione delle linee con GD entro i range consentiti dalla vigente normativa [25].

 

Per quanto riguarda la regolazione della tensione nelle reti di distribuzione MT, l’attività di ricerca è stata rivolta verso la realizzazione di strategie di controllo di tipo centralizzato [26], [27]. Tale attività è svolta in collaborazione con Enel Distribuzione S.p.A. – UTR Sicilia (nel seguito denominata sinteticamente ENEL).

L’articolazione del progetto di ricerca svolto comprende i seguenti punti:

* L’approfondimento degli attuali criteri di gestione della rete di distribuzione ed, in particolare, dei criteri di regolazione della tensione messi in atto da ENEL (DK4455), nonché dei criteri di allacciamento degli impianti di produzione alla rete di distribuzione MT e BT (DK5740 e DK5940). È stato evidenziato come, negli ultimi anni, l’esercizio delle reti MT abbia subito sostanziali cambiamenti, concretizzatisi, in particolare, con l’instaurazione del Sistema di Telecontrollo della Media Tensione (STM), che estende anche alla rete MT la capacità di movimentazione remota dei dispositivi di manovra. L’STM è ubicato presso i Centri Operativi d’Esercizio (C.O.E.), i quali effettuano il controllo e la conduzione della rete MT.

* L’illustrazione degli effetti negativi della GD sugli attuali criteri di regolazione mediante simulazioni numeriche svolte con l’ausilio del software DIgSILENT PowerFactory ed applicate ad una rete di distribuzione con quattro linee, alimentate dalla medesima CP, caratterizzate da diverse concentrazioni di carico e di GD. La suddetta rete è parte di un più vasto impianto esercito da ENEL sul territorio della Provincia di Catania.

* L’analisi della letteratura internazionale sul tema della proposta di innovative strategie di controllo della tensione in reti di distribuzione con GD.

* Lo sviluppo di una logica di controllo della tensione che prevede l’integrazione della GD e delle attuali architetture di controllo delle reti (opportunamente adattate nell’hardware e nel software) con le innovative procedure di regolazione proposte. Queste si basano su un controllo centralizzato e coordinato di diverse variabili: posizione del Variatore Sotto Carico (VSC) del trasformatore di CP, potenza reattiva delle risorse distribuite, potenza reattiva importata dalla rete AT, modalità di regolazione della tensione impostata in CP (a “compensazione in corrente” e a “tensione costante”).

In pratica, sfruttando la stessa piattaforma hardware già in uso da parte di ENEL, il sistema proposto aggiunge all’attuale pannello di regolazione per il controllo del VSC la capacità di commutare automaticamente tra le due differenti modalità. Inoltre, per quanto concerne la fase di regolazione attuata agendo sulle potenze reattive fornite dalle risorse presenti (inclusa la rete AT), nonché sull’opportuna scelta della posizione del VSC, il processo decisionale è affrontato, dal punto di vista matematico, tramite la risoluzione di un problema di ottimizzazione non lineare vincolato, nel quale la funzione obiettivo da minimizzare è espressa dalla somma dei costi sostenuti dal Distributore per effettuare la regolazione della tensione nella rete.

Per quanto riguarda, infine, la capacità di acquisizione e comunicazione delle principali variabili di interesse per il controllo, prelevate da punti opportuni della rete e trasmesse all’unità centrale, il sistema attuale gode già di una griglia sufficientemente estesa di punti di prelievo, che necessiterebbe solo in taluni casi di integrazione mediante ulteriori dispositivi, peraltro largamente in uso da parte del Distributore nelle proprie reti. Il sistema di comunicazione si basa prevalentemente sulla tecnologia GSM.

Pianificazione di reti di distribuzione attive MT coordinata con l’innovativo criterio di regolazione della tensione

 

È stata, inoltre, svolta l’analisi di misure da attuare in fase di pianificazione a complemento dell’esercizio del sistema centralizzato di controllo della tensione, al fine di perfezionare il processo di risoluzione delle criticità presenti sulla rete in MT in presenza di GD [28].

Questo si rende necessario dato che potrebbe, talvolta, non essere possibile risolvere in fase di esercizio i conflitti che si generano tra l’utilizzo sistema centralizzato di regolazione della tensione e il corretto funzionamento degli impianti di generazione locale. Tale problema dipende, ovviamente, dalle specifiche caratteristiche della rete elettrica in esame, nella quale, per es., potrebbe risultare particolarmente onerosa la risoluzione di un processo di ottimizzazione in presenza di linee caratterizzate da livelli di carico e di generazione molto differenti ed alimentate dalle sbarre della stessa CP.

Com’è noto, per guidare le decisioni nel processo di pianificazione tradizionale vengono normalmente utilizzate le informazioni provenienti dai data base della rete elettrica di distribuzione, quelle relative alle previsioni di variazione di carico, alle condizioni climatiche ed, infine, all’esperienza dei pianificatori stessi. Nell’ottica di ottimizzare le prestazioni del sistema di regolazione proposto, precedentemente descritto, nonché di massimizzare la penetrazione della GD nelle attuali reti elettriche, è stato condotto uno studio sulle potenzialità di miglioramento degli interventi di pianificazione sulla rete di distribuzione in base alla conoscenza delle informazioni provenienti dall’esercizio del suddetto algoritmo di regolazione. Tali informazioni, opportunamente aggregate, costituiscono, infatti, il quadro complessivo delle più comuni criticità a cui è costantemente sottoposta la rete elettrica e, di conseguenza, una “mappa” delle aree della stessa rete che maggiormente richiedono l’attuazione di specifiche misure correttive.

In particolare, le informazioni utilizzate come input per la procedura di pianificazione proposta possono essere divise nelle quattro categorie seguenti:

         Informazioni circa la topologia della rete elettrica di distribuzione e riguardanti le caratteristiche elettriche della stessa (lunghezza dei rami, sezione e tipologia dei conduttori, potenza delle cabine primarie che alimentano la rete, nonché dei generatori locali ad essa connessi, protezioni installate e posizione del VSC relativo al trasformatore AT/MT).

         Misure dirette delle principali variabili elettriche sul campo (potenza attiva e reattiva erogata dai generatori dispersi, correnti che fluiscono lungo i rami della rete, tensioni ai nodi della rete e alle sbarre MT dei trasformatori in CP).

         Outputs generati dal sistema centralizzato di controllo della tensione (segnali di riferimento della potenza reattiva erogata dai generatori locali, modalità di regolazione del trasformatore AT/MT, posizione del VSC del trasformatore AT/MT, numero di interventi in manuale richiesti all’operatore).

         Informazioni inerenti le condizioni contrattuali dei clienti produttori e non, e relative al protocollo di gestione della rete elettrica.

Gli outputs del processo di pianificazione, intesi come azioni da intraprendere sulla rete elettrica di distribuzione, possono richiedere diversi livelli di intervento in funzione dei differenti tipi di criticità. Gli stessi possono essere così sintetizzati ed elencati secondo un ordine di “peso” crescente: riconfigurazione dell’assetto della rete; sostituzione di tratti di conduttori o di intere linee; spostamento degli impianti di GD su differenti sistemi di sbarre nella stessa CP o in diverse CP; collegamento della GD alle sbarre MT della cabina primaria più vicina mediante linea dedicata.

Sono state svolte, inoltre, diverse valutazioni dei margini di risparmio che l’utilizzo della procedura di pianificazione descritta potrebbe generare. I risultati ottenuti lasciano prevedere evidenti benefici di natura sia economica che tecnica, come di seguito sinteticamente riportato:

         La riduzione del numero di interventi delle protezioni per sovratensione migliora notevolmente la qualità del servizio offerto ai clienti finali.

         La riduzione del numero di eventi critici (sovra/sottotensioni) ai nodi della rete elettrica evita la necessaria disconnessione degli impianti di produzione autonoma, implicando così un maggiore sfruttamento delle risorse energetiche.

         Il miglioramento della continuità del servizio e della qualità della potenza determinano, inoltre, un risparmio economico per lo stesso Distributore giacché com’è noto rilevanti premi/penali vengono imposti dall’AEEG nel caso di raggiungimento/mancato raggiungimento dei livelli tendenziali di continuità e qualità.

         Una migliore distribuzione dei flussi di corrente tra le linee elettriche determina una riduzione delle perdite sia nella rete di distribuzione MT, che nella rete AT a monte per via della presenza di generatori connessi alla MT.

         L’incremento del numero di impianti di generazione locale collegabili alla rete di distribuzione senza il rischio di violazione dei limiti tecnici di tensione e corrente favorisce un maggiore sfruttamento delle possibilità offerte dal mercato dell’energia elettrica.   

Analisi di sensibilità delle tensioni nodali rispetto alle variazioni di potenza attiva e reattiva nei nodi della rete di distribuzione

 

Lo scopo dello studio svolto è quello di fornire uno strumento analitico relativamente semplice da utilizzare al fine di quantificare la variazione della tensione nodale a seguito dell’iniezione di potenza attiva e reattiva in uno o più nodi della rete di distribuzione. In altri termini, è stato svolto uno studio sulla valutazione della sensibilità delle tensioni rispetto alle variazioni delle potenze nodali [29], [30]. L’analisi di sensibilità della tensione è alla base della soluzione di diversi problemi di ottimizzazione nei sistemi di potenza, legati, per esempio, alla regolazione della tensione, alla riduzione delle perdite, alla pianificazione dell’espansione delle reti, al posizionamento ottimale delle risorse di potenza reattiva.

In particolare, il quadro in cui si inserisce lo studio svolto è quello della ricerca di nuove soluzioni per la gestione innovativa delle reti attive, con lo scopo garantirne il corretto funzionamento implementando controlli in tempo reale dei flussi di potenza in presenza di GD. Infatti, la realizzazione di questo tipo di controllo richiede strumenti analitici idonei ad essere utilizzati da algoritmi di gestione automatica, come, per esempio, nel caso in cui si debba evitare la violazione dei vincoli di tensione e corrente durante il normale funzionamento delle reti di distribuzione mediante azioni on-line di monitoraggio e regolazione.

Le espressioni analitiche sviluppate nel contesto dello studio di sensibilità delle reti di distribuzione non hanno, comunque, lo scopo di sostituire le potenti procedure numeriche di load flow oggi disponibili e che, tra le altre funzioni, sono in grado di effettuare accurate valutazioni della sensibilità dei nodi di una rete. Le anzidette espressioni analitiche sono altresì utili al fine di essere integrate in strumenti di ottimizzazione realizzati ad hoc per il controllo delle potenze nodali attive e reattive, per es., per le procedure automatiche di regolazione della tensione o per la pianificazione dell'installazione della DG nelle reti di distribuzione. Infatti, in tale contesto, è richiesta la conoscenza della sensibilità della rete per valutare l'efficacia del possibile contributo dei generatori distribuiti alle procedure di regolazione della tensione.

L’approccio matematico seguito è basato sull’utilizzo di espressioni linearizzate per l’ottenimento di espressioni analitiche in forma chiusa per il calcolo delle tensioni nodali, per le quali sono stati ricavati idonei “coefficienti di sensibilità”, di cui si anche data un’utile rappresentazione grafica [30]. Tali coefficienti rappresentano gli elementi delle “matrici di sensibilità”, [SP] ed [SQ], cioè le misure di variazione di tensione rispetto alle variazioni di potenza attiva e reattiva nei nodi. I coefficienti di sensibilità sono stati anche calcolati per fornire informazioni quantitative sulla sensibilità di tipiche reti di distribuzione BT ed MT, tenendo in considerazione differenti sezioni e tipi di conduttori (cavi interrati e linee aeree). Per evidenziare come sezione e tipologia di conduttore influenzino la sensibilità della rete, sono stati, inoltre, introdotti dei “coefficienti unitari di sensibilità”, normalizzando rispetto alla lunghezza delle linee [29].

Bibliografia

[23]  S. Conti, A. Greco, N. Messina, S. Raiti, “Analytical vs. Numerical Analysis to Assess PV Distributed Generation Penetration Limits in LV Distribution Networks”, WSEAS Transactions on Power Systems, Vol. 1, No. 2, February 2006, pp. 350-357 (ISSN: 1790-5060, Publisher: WSEAS Press).

[24]  S. Conti, A. Greco, N. Messina, S. Raiti, “Network Models to Assess PV Distributed Generation Effect on Voltage Profile in LV Distribution Networks”, Proc. of the 5th WSEAS / IASME International Conference on: Electric Power Systems, High Voltages, Electric Machines (POWER'05), December 16-18, 2005, Puerto De La Cruz, Tenerife, Canary Islands, Spain, pp. 542-548 (Paper ID 502-580 on CD-ROM).

[25]  S. Conti, A. M. Greco, N. Messina, S. Raiti, “Local Voltage Regulation in LV Distribution Networks with PV Distributed Generation”, Proceedings of SPEEDAM 2006 Symposium (Co-Sponsoreed by IEEE), 23-26 May 2006, Taormina, Italy (on CD-ROM - S17, pp. 23-28).

[26]  S. Conti, A. M. Greco, “Innovative Voltage Regulation Method for Distribution Networks with Distributed Generation”, Proc. of the 19th International Conference on Electricity Distribution (CIRED 2007), May 21-24, 2007, Vienna, Austria.

[27]  S. Conti, A. M. Greco, N. Messina, S. Giamboi, C. S. Tosto, “Innovativo criterio di regolazione della tensione nelle reti di distribuzione in presenza di generazione distribuita”, 101° Convegno Nazionale AEIT, September 16-20, 2006, Capri, Italy.

[28]  S. Conti, A. M. Greco, “Active MV Distribution Network Planning Coordinated with Advanced Centralized Voltage Regulation System”, Proc. of the 2007 IEEE Int. Conf. on Electric Power Engineering (IEEE PowerTech 2007), July 1-5, 2007, Lausanne, Switzerland.

[29]  S. Conti, A. M. Greco, S. Raiti, “A Simplified Approach to Voltage Sensitivity Analysis in Radial LV and MV Distribution Networks”, WSEAS Transactions on Power Systems, Issue 11, Vol. 1, November 2006, pp. 1837-1843 (ISSN: 1790-5060, Publisher: WSEAS Press).

[30]  S. Conti, A. M. Greco, S. Raiti, “Voltage Sensitivity Analysis in MV Distribution Networks”, WSEAS Conference on Electric Power, High Voltages and Electric Machines (Power’06), Puerto De La Cruz, Tenerife, Canary Islands, December 16-18, 2006, pp. 34-39 (Paper ID 541-533 on CD-ROM).

 

Studio del Funzionamento del Sistema di Protezione delle Reti di Distribuzione MT in presenza di Generazione Distribuita ed Analisi di Soluzioni Innovative

Ancora nell’ambito degli studi rivolti alla ricerca di nuove soluzioni per la gestione ed il controllo delle reti di distribuzione attive, un altro obiettivo è stato quello di analizzare le problematiche inerenti la gestione del sistema di protezione delle reti di distribuzione MT in presenza di GD, nonché di fornire delle soluzioni innovative per risolvere alcuni conflitti di funzionamento tra l’attuale sistema di protezione e la GD stessa. Anche tale attività di ricerca è stata svolta in collaborazione con Enel Distribuzione S.p.A. - UTR Sicilia (nel seguito ENEL).

Dopo aver effettuato un esame generale dello scenario tecnico e normativo internazionale, è stato intrapreso uno studio approfondito sulle modalità di connessione degli utenti autoproduttori e non con riferimento alle reti di distribuzione gestite in Italia da ENEL, ponendo l’attenzione sulle specifiche direttive da essa emanate in merito alle caratteristiche che gli impianti devono possedere dal punto di vista delle protezioni adottate. Sono stati, quindi, analizzati in modo dettagliato i sistemi di protezione che ENEL adotta per le cabine primarie (CP) e per i centri satellite (CSat), con particolare attenzione alle diverse caratteristiche dei dispositivi per le differenti modalità di esercizio del neutro (isolato o compensato), nonché i sistemi di protezione richiesti per gli impianti delle cabine secondarie (CS) private e non.

Definito lo scenario tecnico-legislativo nel quale lo studio si inserisce è stato possibile passare all’analisi dell’efficacia delle attuali protezioni della rete MT in presenza di GD. Tale studio è stato condotto su una vasta rete MT la cui struttura e gli schemi di protezione rispecchiano le direttive implementate da ENEL per la realizzazione e la gestione della rete di distribuzione. Questo, d’altra parte, non inficia la generalità dei risultati ottenuti in quanto le scelte operate sono coerenti con le peculiari caratteristiche delle tipiche reti di distribuzione dei paesi industrializzati.

L’analisi, svolta anche con l’ausilio del software DIgSILENT PowerFactory, ha portato alla conclusione che l’attuale schema di protezione delle reti di distribuzione MT ha caratteristiche tali da renderlo in generale inadeguato, in presenza di generatori operanti in parallelo alla rete, nel far fronte ad una serie di fenomeni, i più rilevanti dei quali sono: l’indesiderato incremento delle correnti di cortocircuito, la perdita di selettività fra le protezioni, la possibile inefficacia dell’utilizzo di dispositivi di richiusura automatica per guasti temporanei, la creazione indesiderata di porzioni di rete funzionanti in “isola”, l’intervento intempestivo delle protezioni di interfaccia dei generatori [31], [32].

Data la varietà e la complessità dei problemi in campo, in questa prima fase[1], specifico oggetto di studio e di ricerca di nuove soluzioni sono stati l’efficacia ed il coordinamento delle protezioni contro guasti polifase e monofase a terra, tenendo anche in considerazione la potenziale realizzazione di nuove modalità di gestione della rete come quella del funzionamento in isola intenzionale. Va detto che, il problema della gestione dei guasti monofase a terra non si porrebbe per la semplice presenza di GD nelle reti tradizionali, ma piuttosto è di interesse qualora lo si valuti nell’ottica della sensibilità e selettività delle protezioni in isole intenzionali (o microreti autonome), che sono da dotare di adeguati dispositivi.

È stato, quindi, analizzato in dettaglio il problema della corretta e rapida individuazione del tratto di linea affetto da guasto in presenza di GD, la quale, come si è detto, non consente di realizzare la desiderata selettività tra le protezioni nell’ottica di ridurre al minimo la porzione di rete disalimentata a seguito di un guasto. A tal proposito, sono state analizzate delle soluzioni proposte in letteratura di cui sono state studiate le peculiarità mettendone in evidenza i limiti applicativi, con specifico riferimento al possibile utilizzo di protezioni “adattative” oppure di data-base per la raccolta off-line di informazioni in grado di caratterizzare le diverse tipologie e localizzazioni di guasto. È stato, quindi, sviluppato un metodo innovativo [33], [34], [35] proponendo algoritmi appositamente concepiti per l’individuazione dei dispositivi che devono essere coinvolti nella ricerca del guasto e per la definizione delle operazioni che gli stessi devono effettuare.

Il metodo si basa sull’analisi delle caratteristiche delle correnti di guasto (sia polifase che monofase a terra) rilevate dai dispositivi di campo per stabilire se il punto di guasto si trova a monte o a valle di ciascuno di essi. È importante notare che, per la realizzazione delle procedure previste, è, in pratica, possibile sfruttare gran parte dei dispositivi periferici già installati da ENEL nelle reti di distribuzione, apportando delle modifiche al software di quelli già in uso al fine di gestire adeguatamente la comunicazione con l’unita centrale. Si tratta degli RGDAT (Rilevatori di Guasto Direzionali e di Assenza di Tensione) attualmente utilizzati per la ricerca dei guasti monofase a terra, i quali sarebbero anche in grado di rilevare e trasmettere la direzione della corrente di guasto nel caso di corto circuito; infatti, i TA tramite i quali gli RGDAT prelevano la corrente di linea prevedono un cablaggio obbligato che permette di individuare il verso della corrente stessa.

Va notato come le caratteristiche dei sistemi di telecontrollo ed automazione attualmente adottati da ENEL consentano oggi di pensare alla concreta attuazione di procedure avanzate di controllo automatico, per le quali sono state fatti in passato diversi studi di valutazione dei benefici derivanti dal loro utilizzo nelle reti di distribuzione per il miglioramento della continuità del servizio [36].

Ai fini della realizzazione del criterio di gestione delle protezioni proposto, sarebbe necessario ampliare le funzionalità del STM per l’implementazione di software in grado di svolgere le funzioni previste dagli algoritmi sviluppati: un algoritmo di identificazione (numerazione) dei dispositivi coinvolti nelle ricerca del guasto ed un algoritmo di ricerca del tronco guasto vera e propria (dei quali si tralasciano i dettagli per necessità di sintesi, rimandando alla eventuale consultazione delle relative pubblicazioni).

Un’altra variazione da apportare rispetto all’attuale sistema è, poi, quella di dotare gli impianti dei clienti autoproduttori di IMS telecontrollati da ubicare nel locale destinato all’esclusivo utilizzo da parte di ENEL della cabina dell’autoproduttore.

È utile ribadire che la metodologia proposta risulta valida a prescindere dalla tipologia del guasto (polifase o monofase a terra). Questo perché, una volta fornita da parte degli RGDAT all’STM l’informazione sulle caratteristiche della corrente di guasto che li ha interessati, il sistema di controllo agisce con la stessa logica con lo scopo di isolare la minima porzione di rete sede del guasto. Va notato che, come si è detto, anche in presenza di GD le attuali procedure di ricerca del guasto monofase a terra continuerebbero ad essere efficaci nelle reti tradizionali. Si è comunque preferito trattare con approccio unificato le varie tipologie di guasto, che vengono così ad essere gestite dagli stessi algoritmi con la sola differenza del tipo di informazione fornito direttamente dai dispositivi rilevatori periferici.

Va altresì notato che l’efficacia del metodo non dipende dalla tipologia dei generatori distribuiti (ad interfaccia statica o rotante), cioè non dipende dall’entità del contributo dei generatori stessi alle correnti di guasto. L’efficacia viene ovviamente assicurata anche in assenza di GD, ricadendo in condizioni di esercizio “tradizionali”.

Per ciò che riguarda il sistema di comunicazione tra l’unità centrale e quelle periferiche, si potrebbe utilizzare quello attualmente impiegato, sistema nel quale le comunicazioni tra STM e CP, come anche tra STM e CSat, avvengono tramite linee ISDN (si parla di rete LAN nei futuri sviluppi), mentre quelle tra STM e CS presso le quali sono installati gli RGDAT avvengono tipicamente tramite rete GSM.

I vantaggi derivanti dall’uso del metodo proposto sono dal punto di vista economico non indifferenti per due fondamentali ragioni: la prima è che il metodo può essere implementato sfruttando, come si è detto, gran parte dei dispositivi già installati da ENEL nelle reti di distribuzione basandosi sugli attuali sistemi di telecontrollo ed automazione; la seconda ragione è che, la velocità con cui è possibile individuare ed isolare il tronco guasto (in presenza o meno di GD) è tale da limitare notevolmente i tempi di interruzione. Questo è dovuto al fatto che la selezione dei guasti verrebbe eseguita con una sola manovra senza la necessità di ricorrere alle prove per “dicotomia”, permettendo, rispetto alla selezione oggi attuata con metodo misto (telecontrollo + selezione manuale), di risparmiare alcuni minuti.

La possibilità di eliminare il guasto con una singola manovra è molto importante soprattutto perché si verifica nella fasi immediatamente seguenti il guasto, che in termini di “momento di interruzione” hanno un peso economico molto significativo per il distributore in quanto coinvolgono il maggior numero di clienti. Nella maggior parte dei casi, inoltre, sarebbe possibile l’individuazione e l’isolamento del guasto in un tempo contenuto nella zona di franchigia dei 180 secondi. Tutto ciò si traduce in un potenziale guadagno da parte di ENEL Distribuzione, in quanto, non solo potrebbe non incorrere nelle penali che l’AEEG impone in caso di non adeguati livelli di continuità del servizio, ma potrebbe anche recuperare i costi sostenuti percependo dei premi da parte della stessa AEEG, nonché eviterebbe i “mancati guadagni” che si hanno in caso di disalimentazione di porzioni di rete.

È importante anche notare che il metodo proposto consente di migliorare la selettività poiché, rispetto alle attuali tecniche di automazione in uso da parte di ENEL, supera il vincolo tecnico legato al numero massimo di cabine telecontrollate gestibili su una stessa linea.

Bibliografia

[31]  D. Ardito, S. Conti, N. Messina, S. Nicotra, “Operating Conflicts in Distribution Networks Protection with Distributed Generation”, WSEAS Transactions on Circuits and Systems, No.9, Vol.4, September 2005, pp. 1034-1042 (ISSN 1109-2734, Publisher: WSEAS Press).

[32]  D. Ardito, S. Conti, N. Messina, S. Nicotra, “Impact of Distributed Generation on Italian Distribution Network Protection”, Proc. of the 5th WSEAS International Conference on Power Systems and Electromagnetic Compatibility (PSE'05), August 23-25, 2005, Corfu Island, Greece, pp. 478-482 (Paper ID 498-733 on CD-ROM).

[33]  S. Conti, N. Messina, S. Nicotra, S. Giamboi, C. Tosto, “La generazione diffusa e i criteri di protezione della rete di distribuzione MT”, AEIT, Vol. 93, No. 12, Dicembre 2006, pp. 12 -19.

[34]  S. Conti, N. Messina, S. Nicotra, S. Giamboi, C. S. Tosto, “Criteri di protezione innovativi per reti di distribuzione MT in presenza di generazione distribuita”, 101° Convegno Nazionale AEIT, September 16-20, 2006, Capri, Italy.

[35]  S. Conti, S. Nicotra, “Solution of Operation Conflicts between Protections and Distributed Generation in MV Distribution Networks”, Proc. of the 19th International Conference on Electricity Distribution (CIRED 2007), May 21-24, 2007, Vienna, Austria.

[36]  S. Conti, G. Tina, Reliability Worth Assessment for Distribution Systems: Automated Versus Traditional Configurations, International Journal of Power and Energy Systems, Vol. 26, No.2, 2006, pp.124-136 (ISSN 1078-3466, Publisher: ACTA Press).

 

 



[1] Per quanto concerne la ricerca di nuove soluzioni ai problemi di corretto funzionamento delle protezioni di interfaccia dei generatori (sia problemi relativi alla rilevazione della formazione di un’isola indesiderata o antislanding, che relativi ai conflitti con le protezioni di rete) si rimanda alla corrente letteratura scientifica, nonché al proseguimento del progetto di ricerca. Per la soluzione al problema dell’aumento delle correnti di cortocircuito in presenza di generatori con interfaccia rotante ci si è interessati ad alcune soluzioni proposte in letteratura con riferimento alle tecnologie per la limitazione delle correnti di corto circuito.