11001068-313904

Massimo Gallanti

Rapporto di sintesi del Progetto: Ricerche su Reti Attive, Generazione Distribuita e Sistemi di Accumulo

Piano Annuale di Realizzazione 2010

Area: Governo, Gestione e Sviluppo del Sistema Elettrico e della Rete Elettrica Nazionale

marzo

2011

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Rapporto SSE Sviluppo dei Sistemi Elettrici Pag. 1/163

Ricerca sul Sistema Energetico – RSE S.p.A. Società con unico socio soggetta alla direzione ed al coordinamento di GSE S.p.A. Sede Legale - 20134 Milano - Via R. Rubattino, 54 Tel. +39 023992.1 - Fax +39 023992.5370 Reg. Imprese di Milano, P.IVA e C.F. 05058230961 R.E.A. di Milano n. 1793295 Cap. Soc. € 1.100.000 i.v.

ISO 9001 CH-32919

Mod

. RA

RD

S v

. 00

Contratto Accordo di programma 2009÷2011 con il Ministero dello Sviluppo Economico per le attività

di ricerca e sviluppo di interesse generale per il sistema elettrico nazionale. Piano Annuale di realizzazione 2010.

Oggetto Documento di sintesi delle attività

Progetto Linea di Ricerca Deliverable

Progetto 2 – Ricerche su Reti Attive, Generazione Distribuita e Sistemi di Accumulo

-

21 Note

La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta di RSE.

N. pagine 163 N. pagine fuori testo -

Data 31/03/2011

Elaborato SSE – Massimo Gallanti

Verificato -

Approvato FSP – Romano Ambrogi

Elaborato Gallanti Massimo (SSE)11001068 436512 AUT

Approvato Ambrogi Romano (FSP)11001068 436358 APP

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© Copyright 2011 by RSE. All rights reserved - Activity code 1225/11

Indice

SOMMARIO............................................................................................................................................. 5

1 INTRODUZIONE ............................................................................................................................ 8

1.1 Principali programmi di ricerca in ambito nazionale ed internazionale ..................................... 9 1.2 Obiettivi.................................................................................................................................... 11 1.3 Sviluppi ulteriori del Progetto .................................................................................................. 13

2 LINEA DI ATTIVITÀ N° 1 “EVOLUZIONE VERSO LE RETI ATTIVE”........................... 16

2.1 Introduzione.............................................................................................................................. 16 2.2 Applicazione del programma SPREAD_MO........................................................................... 17

2.2.1 La rete MT per lo studio della pianificazione mediante SPREAD_ MO ......................... 19 2.2.2 Risultati ............................................................................................................................ 19

2.3 Applicazione del programma SPREAD_AFFIDABILITA’ .................................................... 22 2.3.1 La rete MT per lo studio dell’affidabilità ......................................................................... 23 2.3.2 Risultati ............................................................................................................................ 24

3 LINEA DI ATTIVITÀ N° 2 “TECNICHE PER LA GESTIONE DI RETI ATTIVE............ 26

3.1 Stato dell’arte sul controllo di reti MT attive ........................................................................... 26 3.2 Definizione dei servizi ancillari forniti dalle risorse distribuite per la gestione delle reti attive 27 3.3 Tecniche per il controllo di una rete di distribuzione attiva ..................................................... 29

3.3.1 Soluzioni di controllo locale di generatori per l'incremento della hosting capacity di una rete attiva 29 3.3.2 Algoritmo per il controllo centralizzato di tensione ai nodi e di corrente nelle linee di una rete attiva, sulla base di tecniche di ottimizzazione tecnico-economica .......................................... 35 3.3.3 Specifica di un algoritmo della stima della stato di una rete MT ..................................... 44 3.3.4 Algoritmo semplificato per il controllo centralizzato della tensione................................ 50

3.4 Modelli di rete MT con rilevante presenza di generazione distribuita ..................................... 55 3.5 Riepilogo progetti europei in corso .......................................................................................... 60

4 LINEA DI ATTIVITÀ N° 3 “TECNOLOGIE E COMPONENTI ELETTRICI PER RETI ATTIVE”................................................................................................................................................. 62

4.1 Sistemi di comunicazione......................................................................................................... 62 4.1.1 Utilizzo degli standard nel caso d’uso relativo alla regolazione centralizzata di tensione62 4.1.2 Cyber security nelle reti attive.......................................................................................... 64 4.1.3 Utilizzo del protocollo standard IEC-61850 su rete di comunicazione pubblica ............. 68 4.1.4 Funzionalità addizionali per l’emulatore di scambi informativi IEC 61850 .................... 70 4.1.5 Comunicazioni power-line ............................................................................................... 71

4.2 Inverters ed elettronica di potenza............................................................................................ 73 4.2.1 Studio delle interazioni tra inverter e rete: il comportamento della Generazione Distribuita e l’impatto sulla qualità della tensione ........................................................................... 73 4.2.2 Valutazione della norma internazionale IEC 62116, relativa alle procedure di prova delle protezioni anti-islanding degli inverter fotovoltaici ......................................................................... 83 4.2.3 Sistema di controllo di un filtro attivo basato su supercondensatori ................................ 85

4.3 Smart Meters di seconda generazione ...................................................................................... 88

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4.3.1 Sviluppo e prova funzionale in laboratorio dell’architettura di un sistema multimetering 88 4.3.2 Premessa e inquadramento ............................................................................................... 88 4.3.3 Ambiente per lo sviluppo e la verifica di servizi per gli smart meter di seconda generazione....................................................................................................................................... 89 4.3.4 Predisposizioni per test funzionali e di interoperabilità su misuratori elettronici di nuova generazione....................................................................................................................................... 90 4.3.5 Esito test di laboratorio, su test facility e passi successivi ............................................... 92

4.4 Sensoristica per reti attive ........................................................................................................ 93 4.4.1 Obiettivi e attività svolta .................................................................................................. 93 4.4.2 Scomparti di manovra ...................................................................................................... 94 4.4.3 Trasformatori MT............................................................................................................. 97

4.5 Riepilogo progetti europei in corso .......................................................................................... 98

5 LINEA DI ATTIVITÀ N° 4 “GENERAZIONE DISTRIBUITA, SISTEMI DI ACCUMULO E DISPOSITIVI DI UTENTE”............................................................................................................. 99

5.1 Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di cogeneratori di piccola taglia e approfondimenti su generatori alternativi ............................................................................................ 99

5.1.1 Microcogeneratore basato su motore a combustione interna ........................................... 99 5.1.2 Microcogeneratore basato su motore Stirling................................................................. 102 5.1.3 Microcogeneratore basato su cella a combustibile ......................................................... 103 5.1.4 Sperimentazione sui sistemi di tenuta del motore Stirling dell’impianto Solar Dish al fine di migliorare produttività e affidabilità .......................................................................................... 105

5.2 Sistemi di accumulo ............................................................................................................... 107 5.2.1 Sperimentazione di batterie al litio in applicazioni di generazione distribuita e progettazione di un sistema di accumulo per la test facility........................................................... 107 5.2.2 Sistema di controllo per la gestione ottima della carica di più batterie Zebra in parallelo 112 5.2.3 Caratterizzazione di monocelle per l’accumulo elettrochimico .................................... 113 5.2.4 Sistemi di accumulo ad idrogeno ................................................................................... 116

6 LINEA DI ATTIVITÀ N° 5 “ATTIVITÀ SPERIMENTALI IN LABORATORIO E IN CAMPO”............................................................................................................................................... 119

6.1 Impianti fotovoltaici ............................................................................................................... 119 6.1.1 Sperimentazione di moduli FV innovativi ..................................................................... 119 6.1.2 Valutazione delle prestazioni energetiche di moduli fotovoltaici montati in condizioni d’inclinazione e orientamento non ottimale ................................................................................... 123 6.1.3 Sperimentazione di moduli fotovoltaici sul territorio nazionale .................................... 124 6.1.4 Sito web delle prestazioni degli impianti fotovoltaici monitorati da RSE ..................... 125 6.1.5 Mercato fotovoltaico, meccanismi incentivanti e costo dell’energia elettrica da fotovoltaico in Italia ....................................................................................................................... 127

6.2 Distretti energetici .................................................................................................................. 130 6.2.1 Strumento software per la valutazione tecnico-economica di distretti energetici .......... 130 6.2.2 Sviluppo di impianti energetici ad alta efficienza sul territorio ..................................... 131 6.2.3 Indagine socio-economica sulla generazione distribuita ................................................ 135

6.3 Riepilogo progetti europei in corso ........................................................................................ 137 6.4 Riepilogo progetti europei in corso ........................................................................................ 137 6.5 Riepilogo partecipazioni ad IEA ............................................................................................ 138

7 RIEPILOGO PRINCIPALI PRODOTTI SVILUPPATI......................................................... 139

7.1 Prodotti sviluppati .................................................................................................................. 139 7.2 Risultati incrementali ............................................................................................................. 140

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8 ELENCO RAPPORTI ................................................................................................................. 144

9 COORDINAMENTO CON ENEA E CNR ............................................................................... 146

10 DIFFUSIONE DEI RISULTATI ............................................................................................ 149

10.1 Pubblicazioni su riviste e libri ................................................................................................ 149 10.2 Presentazioni e memorie a congressi e convegni ................................................................... 150 10.3 Partecipazione ad organismi internazionali............................................................................ 154 10.4 Attività di normativa tecnica .................................................................................................. 154 10.5 Contratti e collaborazioni con Università, CNR, ecc. ............................................................ 156 10.6 Incontri con operatori istituzionali ed industriali ................................................................... 158 10.7 Presentazioni in occasione di iniziative didattiche e culturali ................................................ 161 10.8 Siti Web e altre iniziative ....................................................................................................... 163

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STORIA DELLE REVISIONI Numero revisione

Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati

00 31/03/2011 11001068 Prima emissione SOMMARIO

Il presente Rapporto si riferisce alle attività di ricerca svolte nel periodo gennaio 2010÷marzo 2011 nel Progetto “Ricerche su Reti Attive, Generazione Distribuita e Sistemi di Accumulo” dell’Area “Governo, Gestione e Sviluppo del Sistema Elettrico Nazionale”, una delle tre Aree di ricerca definite nell’Accordo di Programma triennale tra il Ministero dello Sviluppo Economico ed ERSE S.p.A. stipulato il 30 luglio 2009. Gli obiettivi e l’articolazione del progetto sono descritti nel documento “Piano Annuale di Realizzazione 2010” prot. RSE 10004429 (novembre 2010).

In sintesi, l’obiettivo generale del progetto del Progetto è lo sviluppo e la sperimentazione di metodologie e tecnologie per rendere possibile la transizione dalle attuali reti di distribuzione passive a reti attive, con elevata penetrazione di generazione distribuita. A tal fine è necessario dotare la rete di risorse flessibili (generazione distribuita, prelievi modulabili, sistemi di accumulo), cioè in grado di modificare in tempo reale il loro funzionamento per tenere conto delle esigenze della rete. In questa nuova situazione, per lo sviluppo e l’esercizio della rete di distribuzione si deve fare ricorso a nuove metodologie che si avvalgono delle funzionalità fornite dalle risorse flessibili, e gestiscono la maggior incertezza che caratterizzerà le future reti di distribuzione.

Il progetto è strutturato in cinque Linee di Ricerca: • Linea di attività 1: Evoluzione verso le reti attive • Linea di attività 2: Tecniche per la gestione di reti attive • Linea di attività 3: Tecnologie e componenti elettrici per reti attive • Linea di attività 4: Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi di utente • Linea di attività 5: Attività sperimentali in laboratorio e in campo

L’attività riguardante il piano di ricerca 2010 si inserisce in quella definita nel piano triennale 2009-2011, ed ha prodotto risultati di seguito riportati. Per quanto concerne gli studi concernenti linea n°1 “Evoluzione verso le reti attive” è proseguita l’attività di sviluppo degli applicativi software SPREAD_MO, per la pianificazione di una rete attiva in MT utilizzando una tecnica di ottimizzazione Multi Obiettivo, SPREAD_AFFIDABILITA’ per valutare l’impatto delle tecnologie per il controllo attivo di una rete MT sull’affidabilità. Gli applicativi software sono stati sperimentati su casi realistici, che, se da un lato hanno fornito risultati interessanti, dall’altro hanno messo in luce l’opportunità di includere negli applicativi ulteriori funzionalità. Nell’ambito delle attività della linea n°2 “Tecniche per la gestione di reti attive”, il risultato di maggior rilievo è la realizzazione di un sistema di controllo di una rete attiva MT, che, attraverso la gestione dei generatori e dei sistemi di accumulo connessi alla rete di distribuzione, permette di incrementare la “hosting capacity” della rete di distribuzione. Il sistema di controllo garantisce che la rete attiva controllata operi nel rispetto dei vincoli tecnici (tensioni ai nodi, correnti ai rami, scambi di reattivo con la rete AT), agendo con opportune azioni di controllo sulle risorse distribuire (generatori, sistemi di accumulo), minimizzando i costi che il distributore deve sostenere per intervenire sulle risorse. Mediante il sistema di controllo sarà possibile realizzare nuove funzioni di automazione a livello di cabina primaria, in grado di realizzare una gestione attiva della rete di distribuzione sottesa alla cabina.

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Per quanto riguarda la linea di attività n° 3 “Tecnologie e componenti elettrici per reti attive”, sono proseguite le attività sui nuovi sistemi di comunicazione, per consentire l’interazione tra il sistema di controllo della rete e i generatori di piccola taglia dislocati lungo la rete di distribuzione. In particolare è stata provata la connessione mediante il canale WiMax, valutando il tempo di latenza per la disconnessione rapida del generatore di piccola taglia a seguito di uno specifico messaggio inviato dal sistema di protezione posto in cabina primaria. Sul tema della sensoristica per monitoraggio e diagnostica di componenti di rete, è stato progettato e realizzato un prototipo di sistema diagnostico per rilevare la presenza di prescarica in aria all’interno di scomparti di manovra MT. La particolarità innovativa della ricerca è stata quella di adottare una configurazione del prototipo basata sulla combinazione di tre diverse tipologie di sensori a fibra ottica, ciascuno in grado di rivelare con elevata sensibilità uno degli eventi associati ai fenomeni di prescarica e cioè la generazione di onde acustiche, di onde luminose e di ozono; il vantaggio di questo tipo di approccio rispetto ai sistemi dedicati attualmente disponibili in commercio è quello di poter aumentare l’affidabilità della diagnosi avvalendosi di più tecnologie a basso costo. Il sistema è stato oggetto di sperimentazione in laboratorio. Infine è stata avviata un’attività relativa ai convertitori elettronici che interfacciano i generatori (in particolare quelli fotovoltaici) alle reti di distribuzione, con l’obiettivo di valutare l’influenza che i generatori distribuiti hanno sulla qualità della distribuzione dell’energia elettrica. In particolare sono stati affrontati i tre seguenti argomenti: a) analisi dell’impatto armonico dei generatori connessi alla rete; b) studio del comportamento della Generazione Distribuita a fronte di buchi di tensione e di possibili strategie di controllo per il RTF; c) analisi delle interazioni tra generatori distribuiti collegati alla rete tramite convertitori elettronici a fronte di disturbi di rete. Le analisi sono state condotte tramite simulazioni effettuate sia mediante software per il calcolo numerico sia mediante programmi per simulazione di reti elettriche.

Per la linea di attività n° 4 “Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi di utente”, i temi affrontati sono stati molteplici. E’ proseguita l’attività di caratterizzazione delle prestazioni di un micro cogeneratore Stirling installato nella Casa domotica di RSE, che riproduce il fabbisogno di riscaldamento e di acqua calda sanitaria di un’abitazione monofamiliare. La valutazione, che ha riguardato l’intero periodo invernale, con una domanda di riscaldamento tipica di un edificio collocato in zona climatica E, ha evidenziato che l’apparecchiatura si comporta come un microcogeneratore ad alto rendimento, ancorché il rendimento elettrico sia dell’ordine del 10%. Per quanto attiene la caratterizzazione di batterie al litio, è stata sviluppata una procedura per la valutazione delle prestazioni delle batterie al litio, per diversi profili di carica/scarica, significativi di differenti impieghi del sistema di accumulo (es. uso stazionario, uso mobilità elettrica). La procedura è stata confrontata con analoghe procedure realizzate da ENEA e CNR, con l’obiettivo di giungere ad una procedura di prova condivisa. Essa è stata applicata per la prova di alcune batterie pensate per un impiego stazionario: in particolare i profili di carica/scarica ipotizzati sono quelli relativi ad una batteria associata ad una generazione da fonte rinnovabile (es. fotovoltaico o eolico). E’ proseguito lo sviluppo del sistema di controllo di un filtro attivo basato su supercondensatori, con la realizzazione del software di controllo. La prova in ambiente simulato di tale modulo software ha evidenziato la bontà dello schema di controllo sviluppato, che si è dimostrato in grado di gestire la complessità del dispositivo. Sempre in merito ai sistemi di controllo per sistemi di accumulo, è stata avviata una nuova attività relativa a un sistema di controllo per la gestione ottimale della carica di più batteria Zebra in parallelo. Infine è stata realizzata una postazione di prova per la caratterizzazione sperimentale di monocelle sodio-zolfo e/o sodio-nichel cloruro al fine di valutarne il comportamento dal punto di vista dello scambio termico (oltre che elettrochimico).

Nell’ambito della linea di attività n° 5 “Attività sperimentali in laboratorio e in campo” sono proseguite le attività di caratterizzazione e monitoraggio di moduli FV innovativi, installati in siti caratterizzati da differenti condizioni climatiche. E’ stato inoltre predisposto un database, consultabile via internet, che contiene i dati di funzionamento acquisiti in numerosi impianti installati sul territorio nazionale. Infine è stato condotto uno studio sulla valutazione dei meccanismi di incentivazione al FV, confrontando la soluzione adottata in Italia con quelle di altri paesi esteri. Sono stati anche valutati gli indici di redditività economica dell’investimento nel FV, per diverse taglie e tipologie di impianto. Sul versante dei distretti energetici è stata completata l’attività per il distretto energetico di Gorgonzola, con un progetto di massima

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di un sistema di teleriscaldamento a biomassa, integrato con produzione fotovoltaica. Infine è stato ulteriormente sviluppato il software GENDISPLAN, per l’esercizio ottimale di un sistema di cogenerazione per impieghi nel settore civile. Infine è stata avviata un’indagine socio economica per valutare la risposta dei cittadini all’impiego della generazione distribuita.

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1 INTRODUZIONE

La crescente penetrazione di sistemi di generazione di piccola taglia nelle reti di distribuzione richiede che il sistema di distribuzione evolva verso una gestione di tipo attivo, dove il Gestore della rete può agire sulle risorse distribuite fissando i livelli di produzione di potenza attiva e reattiva e/o la domanda di energia di alcuni carichi e la gestione di eventuali accumuli di energia, per garantire il raggiungimento degli obiettivi di sicurezza, affidabilità ed efficienza della rete di distribuzione. Questo nuovo scenario, radicalmente differente da quello attuale che non prevede la gestione dei generatori e i carichi connessi alla rete distribuzione, comporta nuovi sviluppi su diversi fronti:

• normativo: nel nuovo scenario la responsabilità di gestione del sistema non ricade solamente sul DSO ma anche sui proprietari delle risorse energetiche distribuite. E’ quindi necessario definire un nuovo quadro regolatorio, che fissi regole per la partecipazione delle risorse distribuite alla gestione del sistema, stabilendo ruoli, competenze e responsabilità di tutti gli attori;

• infrastrutturale: è necessario disporre di un sistema di comunicazione poco costoso e capillare, per il controllo dei carichi connessi alla rete; oltre ciò occorre rivedere i dispositivi di protezione dei generatori e il sistema di automazione e controllo della rete per rendere possibile il controllo della tensione e le procedure di controllo guasti;

• tecnologico: le risorse distribuite (generazione, carichi e accumuli) devono poter operare con maggiore flessibilità ed essere in grado di fornire servizi alla rete. I servizi forniti devono essere misurati e opportunamente remunerati.

A fronte dello scenario fin qui delineato, il presente progetto, nella sua articolazione triennale 2009-2011, intende sviluppare studi e svolgere attività sperimentali a supporto della diffusione delle reti attive che possano ospitare una quota sempre crescente di Generazione Distribuita (GD), perseguendo obiettivi di economicità, sicurezza della fornitura e sostenibilità ambientale. Le tematiche di ricerca affrontate dal progetto prendono come riferimento la prospettiva di “sistema”, cioè vengono investigati gli sviluppi necessari a far evolvere la rete di distribuzione da passiva ad attiva, condizione indispensabili per incrementare la diffusione della GD, al fine di consentire un maggior sfruttamento dell’energia da fonti rinnovabili e di sistemi di generazione efficienti (es. mini e micro cogenerazione). I risultati conseguiti nel Piano di Realizzazione 2010 (PAR 2010) possono essere così riassunti:

• Algoritmi e strumenti sw per lo sviluppo e la gestione di reti attive, che, attraverso la gestione in esercizio di una parte delle risorse connesse alla rete, permettano di incrementare la quantità di generazione distribuita connessa alla rete di distribuzione.

• Studio e sperimentazione di tecnologie per consentire la gestione attiva di una rete di distribuzione: in particolare si sperimenteranno sistemi di comunicazione capillari, sicuri e a basso prezzo per consentire l’interazione tra risorse distribuite e cabina primaria; inoltre si studieranno i problemi alla rete elettrica derivanti da un elevato numero di connessioni con inverter; infine si sperimenteranno le architetture di nuovi misuratori elettronici bidirezionali, in grado di supportare nuovi servizi per l’utente.

• Sperimentazione di sensoristica innovativa per la diagnostica e per il monitoraggio dello stato di componenti reti di distribuzione, anche alla luce delle mutate condizioni dei componenti elettrici di una rete di distribuzione attiva (MT).

• Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di generatori di piccola taglia (sistemi cogenerativi, moduli fotovoltaici), funzionanti in modalità operativa simile a quella reale che si avrebbe in condizioni di normale esercizio; sviluppo di procedure di prova e caratterizzazione di sistemi di accumulo, anche alla luce delle funzionalità attese per la gestione di una rete attiva.

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• Monitoraggio del funzionamento impianti fotovoltaici operanti sul territorio e supporto ad iniziative di sviluppo di progetti di sistemi energetici ad alta efficienza, basati su Generazione Distribuita con fonti rinnovabili, nel settore civile (residenziale e terziario).

1.1 Principali programmi di ricerca in ambito nazionale ed internazionale

Lo sviluppo delle reti elettriche è considerato tra i più importanti “fattori abilitanti” per lo sviluppo di un sistema elettroenergetico sicuro, economico e a basso impatto ambientale. Per tale ragione, il tema delle Smart Grids, cioè delle reti elettriche del futuro, è oggetto di numerose attività di ricerca a livello internazionale. A livello europeo, il tema della Smart Grid è stato affrontato in numerosi progetti finanziati dai Framework Programs (FP6 e FP7) di ricerca lanciati dalla Comunità Europea. Tra questi si cita in particolare il progetto ADDRESS, (Active Distribution networks with full integration of demand and Distributed energy RESources) coordinato da ENEL, che ha avviato lo studio della transizione della rete di distribuzione attuale verso il modello delle reti attive. Sempre in ambito europeo, già dal 2005 la Direzione Generale per la Ricerca (DG Research) della Commissione Europea ha costituito la SmartGrids European Technology Platform (ETP), per affrontare il tema delle reti elettriche del futuro, entro il quale si colloca il processo di transizione verso le reti di distribuzione attive. Le attività della ETP si sono concluse nel maggio 2009. Inizialmente la ETP aveva l’obiettivo di formulare e promuove una vision per lo sviluppo delle reti elettriche europee traguardando l’orizzonte del 2020 e oltre. Nell’ambito della ETP gli stakeholder (in primo luogo l’industria europea) hanno definito le priorità di R&D, le scadenze temporali e i piani di azione sui temi strategicamente più importanti. La ETP ha prodotto tre documenti:

• un documento che contiene la “vision” europea delle reti del futuro (“Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networks of the Future” - Aprile 2006)

• una roadmap con i principali temi di ricerca da affrontare (“Strategic Research Agenda for Europe’s electricity networks of the future” - Novembre 2007)

• un documento di proposta di l’attuazione delle azioni prioritarie (“Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future”), rilasciato in versione draft il 25 settembre 2008.

Per quanto riguarda i contatori elettronici, la comunicazione della Commissione Europea al consiglio, al comitato economico e sociale europeo e al comitato delle regioni COM(2009) 111 finale del 12.3.2009, al paragrafo 4.2 cita come i contatori elettronici possano permettere di introdurre “control loops” in modo da controllare da remoto alcuni dispositivi. Vi è poi il mandato M/441, sempre del 12.03.2009 agli organi di standardizzazione Europei CEN, CENELEC ed ETSI. Tale mandato prevede la definizione di uno standard per l’interoperabilità dei sistemi di misura elettronici per elettricità, gas, calore ed acqua, anche in grado di rendere disponibili migliori mezzi attraverso i quali aumentare la consapevolezza dei reali consumi di energia e migliorare la modulazione della domanda di energia nel tempo. Nel novembre 2007 le Direzioni Energia e Ricerca della Commissione Europea hanno proposto il SET-Plan, un piano volto ad accelerare la disponibilità di nuove tecnologie per l’energia fornite dall’industria europea. Con l’obiettivo di coinvolgere nel SET-Plan l’industria europea, la Commissione ha avviato sei European Industrial Initiatives (EII). Una di queste, riguardante le reti del futuro (EEGI – European Electricity Grid Iniatiave), è guidata da un gruppo di 6 TSO e di 7 DSO (tra cui ENEL). EEGI affronterà lo sviluppo di una nuova rete elettrica, in grado di connettere anche sulla rete di distribuzione una grande quantità di produzione da fonti rinnovabili. EEGI si propone di definire obiettivi misurabili, in termini di riduzione dei costi e miglioramento delle prestazioni. Parallelamente la Commissione Europea ha promosso la costituzione di una European Energy Research Alliance (EERA) tra i centri di ricerca pubblici del settore, nell’ambito della quale è stato approvato un joint program “Smart Grids”, coordinato da RSE ed ENEA, con l’obiettivo di dare valore aggiunto europeo a una serie di attività condotte con finanziamenti degli Stati Membri.

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Il progetto internazionale ISGAN (International Smart Grid Action Network) vede l’Italia in prima fila con un impegno concreto sia in fase di sviluppo del progetto, sia nella sua concettualizzazione e promozione. ISGAN, presentato il 19-20 luglio 2010 a Washington D.C. in occasione del “Clean Energy Ministerial” (che ha visto riuniti ministri e stakeholder di oltre 20 paesi per collaborare su politiche e programmi volti ad accelerare la transizione a tecnologie per un’energia pulita), è basato sul documento di Technology Action Plan for Smart Grids redatto da un gruppo di lavoro composto da esperti italiani e sud-coreani ed approvato nel corso della riunione G8 di Copenaghen nel dicembre 2009. ISGAN si propone come un nuovo Implementing Agreement in ambito IEA (Agenzia Internazionale per l’ENERGIA), finalizzato a supportare un’efficace cooperazione internazionale nella promozione, sviluppo e implementazione delle SG, e facilitare la condivisione di conoscenze, l’assistenza tecnica, i processi di valutazione e, ove opportuno, il coordinamento dei progetti. Si prevede che il lancio ufficiale dell’iniziativa sia annunciato nel corso del secondo Clean Energy Ministerial di Abu Dhabi nell’Aprile del 2011. I paesi che hanno dimostrato interesse ad aderire ad ISGAN sono: Australia, Belgio, Canada, Cina, Commissione Europea, Corea, Francia, Giappone, India, Italia, Messico, Norvegia, Regno Unito, Russia, Stati Uniti d’America, Svezia. ISGAN intende sponsorizzare attività sulle SG nelle seguenti cinque aree:

• aspetti politici, regolatori e finanziari; • politiche di standardizzazione; • ricerca, sviluppo e dimostrazione di tecnologie pre-competitive; • conoscenze e competenze; • coinvolgimento degli utenti e utilizzatori delle SG a tutti i livelli.

Nella sua prima fase di sviluppo, il progetto prevede quattro filoni di attività: • La realizzazione di un inventario internazionale delle iniziative di SG, con l’obiettivo di riunire in

un portale con accessibilità differenziata per tipologie di utenti, informazioni sui programmi, le iniziative, le politiche di incentivazione, i business cases, gli esempi virtuosi di regolazione che favoriscano lo sviluppo e la diffusione delle tecnologie di SG.

• La raccolta e l’analisi di casi di studio di particolare interesse nell’implementazione delle tecnologie di SG, finalizzata alla comprensione dell’influenza dei diversi contesti (strutturale, regolatorio, ambientale, legislativo ecc.) e delle iniziative di stakeholders (operatori di rete, costruttori elettromeccanici ed elettronici, operatori energetici ecc.) sul successo o sul fallimento di iniziative di deployment delle tecnologie di SG.

• La messa a punto di metodologie e strumenti per la quantificazione dei costi e dei benefici dell’implementazione delle tecnologie avanzate di rete in diversi contesti; in particolare, a partire dagli scenari di sviluppo dei sistemi energetici ed elettrici messi a punto dall’IEA si intende sviluppare, validare ed applicare strumenti atti alla valutazione dei costi di applicazione delle tecnologie SG e del loro costo in un’ottica multi criterio (costi economici e finanziari, ambientai, sociali, ecc.).

• La stesura di materiale esplicativo e divulgativo sull’impatto delle SG, dedicato all’informazione ed alla sensibilizzazione dei decisori dei diversi paesi (politici, amministratori, regolatori, imprenditori, consumatori) sui potenziali vantaggi dell’applicazione delle tecnologie SG nei diversi ambiti di responsabilità.

Sullo sfondo delle iniziative comunitarie precedentemente descritte, si può dire che in tutti Paesi Europei sono attivi progetti finalizzati all’evoluzione della rete di distribuzione verso un modello di gestione attiva. Si tratta di progetti che vedono coinvolti le società di distribuzione, con il supporto di fornitori di tecnologie e/o istituti di ricerca. Anche nel contesto extra europeo sono attive numerose iniziative sulle Smart Grids. Nel Nord America è attiva una collaborazione tra Stati Uniti e Canada relativa agli sviluppi di tecnologie e di standard per le Smart Grids: tale collaborazione è stata di recente estesa al Messico. Particolarmente significativo è l’impegno degli Stati Uniti, che ha avviato lo “Smart Grid Demonstration Program” (SGDP), che alloca 100 Mni $ per progetti dimostrativi su Smart Grids regionali e 515Mni $ per progetti dimostrativi relativi

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all’accumulo di energia. Infine il programma “Smart Grid Investment Grant” (SGIG) prevede 3,3 Mdi $ di investimento per integrare nella rete elettrica attuale tecnologie già sperimentate. Tra i temi oggetto di queste iniziative figura la definizione di un framework complessivo che garantisca lo sviluppo di soluzioni interoperabili. L’individuazione di standard condivisi tra i diversi attori è infatti ritenuto il passo fondamentale per garantire l’implementazione di un sistema efficiente e che consenta le future evoluzioni delle reti elettriche. A gennaio 2010, a seguito di una inchiesta pubblica, è stato pubblicata la versione aggiornata della Roadmap, contente il modello di riferimento, le priorità per la standardizzazione (Demand Response, integrazione delle rinnovabili, metering, cyber security ecc.), i 75 standard già individuati per l’immediata applicazione, le azioni prioritarie per colmare i gap individuati. In America latina è stato creato in foro permanente (Latin American Smart Grid Forum), con l’obiettivo di discutere dei temi relativi alle Smart Grids. La maggior parte dei progetti nel settore delle Smart Grids oggi attivi in America Latina sono relativi ai misuratori elettronici di seconda generazione, con l’obiettivo di ridurre le perdite non tecniche. Sono però presenti anche alcuni progetti pilota finalizzati alla prova di specifiche tecnologie (es. telecomunicazioni) per le Smart Grids. Anche numerosi Paesi asiatici e del Pacifico hanno avviato progetti sulle Smart Grids: Corea, Giappone, Cina hanno piani per sviluppare reti elettriche intelligenti a livello di sistema nazionale. Australia, India e Indonesia hanno programmi di intervento a scala più ridotta, finalizzati principalmente al miglioramento dell’efficienza delle reti esistenti. Sul tema delle Reti Attive di Distribuzione (ADN) si segnala l’attività svolta da CIGRE, in particolare dal gruppo di lavoro C6.11 “Development and operation of active distribution networks”, a cui RSE partecipa. Il gruppo ha recentemente elaborato un documento, focalizzato sulla identificazione di una definizione condivisa di ADN, sulle modalità di esercizio delle reti da parte dei vari DSO e sulle tendenze di evoluzione. È attualmente in corso la stesura del report “Planning and Operation of Active Distribution Networks”, contenente la rassegna sullo stato di implementazione delle ADN e le raccomandazioni per gli sviluppi futuri. Anche il tema dei sistemi di accumulo è oggetto di programmi di ricerca internazionali. I programmi di ricerca europea FP6 e FP7 finanziano progetti per sistemi di accumulo che utilizzano nuovi materiali elettrolitici, basati su liquidi ionici, e materiali elettrodici per celle al litio di nuova generazione. L’accumulo mediante idrogeno per applicazioni stazionarie è affrontato da un progetto nell’ambito del programma FP7 che ha come obiettivo lo studio e lo sviluppo di materiali nanostrutturati, anche compositi, per l’accumulo di idrogeno; il progetto prevede prove sperimentali di scale-up su un quantitativo significativo (0,5 – 1 kg). Anche negli Stati Uniti i sistemi di accumulo elettrico e di idrogeno figurano tra i temi del piano quinquennale del DoE “Five Year Plan FY 2007-FY2011”. Il programma di ricerca sui sistemi di accumulo elettrico riguarda varie tecnologie, tra cui accumulatori elettrochimici di tipo convenzionale o avanzato, supercapacitori, volani meccanici, SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage. Nel 2009 il DOE ha destinato finanziamenti per il miglioramento delle tecnologie di accumulo innovative, per lo sviluppo di nuove tecnologie (ad esempio celle a elettrodi liquidi) e per la realizzazione di impianti dimostrativi per varie applicazioni nell’ambito della generazione distribuita e delle smart grid (ad esempio impianti di grossa taglia con batterie al litio o a flusso di elettrolita per eliminare le fluttuazioni di potenza di generatori a fonte rinnovabile).

1.2 Obiettivi L’obiettivo finale del Progetto è lo sviluppo e la sperimentazione di metodologie e tecnologie per rendere possibile la transizione dalle attuali reti di distribuzione passive a reti attive, con elevata penetrazione di generazione distribuita. A tal fine è necessario dotare la rete di risorse flessibili (generazione distribuita, prelievi modulabili, sistemi di accumulo), cioè in grado di modificare in tempo reale il loro funzionamento per tenere conto delle esigenze della rete. In questa nuova situazione, per lo sviluppo e l’esercizio della rete di distribuzione si deve fare ricorso a nuove metodologie che si avvalgono delle funzionalità fornite dalle risorse flessibili, e gestiscono la maggior incertezza che caratterizzerà le future reti di distribuzione

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In primo luogo sono state affrontate le problematiche relative allo sviluppo e alla gestione delle reti di distribuzione attive, affrontando i seguenti obiettivi:

• Valutare, tramite studi di pianificazione di reti, i costi/benefici di una rete di distribuzione attiva, prestando attenzione anche agli aspetti di affidabilità

• Realizzare un algoritmo per il controllo della tensione di una rete di distribuzione MT, che agisce, oltre che sui parametri del trasformatore AT/MT, anche sul punto di lavoro delle risorse distribuite connesse alla rete. A tal fine sono stati preliminarmente definiti i servizi ancillari che le risorse distribuite mettono a disposizione della rete.

Un secondo tema oggetto di attività è costituito dalle tecnologie per lo sviluppo di reti attive; su questo fronte gli obiettivi affrontati dal Piano di Realizzazione sono i seguenti:

• Sperimentare sistemi di comunicazione per la gestione delle risorse distribuite, con particolare riferimento all’impiego di protocolli di comunicazione standard e di tecniche per la sicurezza informatica;

• Sviluppare procedure per la verifica dell’interazione tra inverter e rete, con particolare attenzione ai disturbi che l’inverter immette in rete e agli effetti sull’inverter di possibili disturbi di rete

• Rivedere, sulla base dei risultati della sperimentazione condotta nella precedente annualità, la realizzazione del sistema di controllo di un filtro attivo basato su supercondensatori, per la qualità della tensione nella rete, con l’obiettivo di provare il sistema di controllo in ambiente simulato.

• Sperimentare in laboratorio sistemi elettronici di misura (contatori) di nuova generazione, in grado di comunicare con protocolli di comunicazione standard verso una pluralità di soggetti, inclusi i sistemi installati presso l’utente;

• Sperimentazione della sensoristica innovativa per la diagnostica e per il monitoraggio dello stato di componenti elettrici (scomparti di manovra di reti MT e trasformatori di potenza MT/BT), sviluppata nel corso della precedente annualità e progettazione di un sensore per la rivelazione vibrazioni all’interno dei trasformatori.

Sono stati condotti studi su generatori di piccola taglia (cogeneratori e moduli fotovoltaici) e sui sistemi di accumulo, il cui obiettivo è la sperimentazione di componenti, per valutarne le prestazioni energetiche e l’interazione con la rete. I risultati conseguito sono i seguenti:

• Sperimentazione, presso i laboratori di RSE, di sistemi di cogenerazione di piccola taglia, di varie tipologie costruttive, per una loro caratterizzazione e valutazione delle prestazioni in condizioni operative;

• Progetto di un sistema di accumulo elettrico al litio da installare nella test facility di Generazione Distribuita e sperimentazione di celle al litio per mettere a punto procedure di gestione ottimizzate per applicazioni di generazione distribuita.

Infine sono proseguite le attività sperimentali in campo e presso la test facility di RSE su sistemi di generazione distribuita a fonti rinnovabili, con i seguenti obiettivi:

• Verificare le prestazioni dei moduli fotovoltaici innovativi, operanti in differenti condizioni ambientali e con orientamento e inclinazione non ottimali;

• Sviluppare di un database con i dati degli impianti fotovoltaici monitorati da RSE sul territorio nazionale;

• Messa punto e impiego su casi realistici di strumenti per la valutazione tecnico-economica di distretti energetici;

• Progetto, in un contesto reale, di un sistema di Generazione Distribuita con fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica e termica, indagine socio-economica e supporto ad iniziative di sviluppo di progetti di GD per applicazione ad utenze reali nel settore residenziale e terziario.

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1.3 Sviluppi ulteriori del Progetto I risultati ottenuti nel corso del biennio 2009-2010 permettono di delineare l’attività da proporre per il Piano 2011, così da ottenere, alla fine del Piano Triennale 2009-2011, un quadro complessivo delle attività svolte e di disporre di prodotti auto consistenti. Di seguito è riportata la sintesi dei prodotti futuri:

Per quanto riguarda la gestione delle reti attive, gli obiettivi della prossima annualità riguarderanno : • Valutazione, tramite studi di pianificazione, dei costi/benefici di una rete di distribuzione attiva

o Completamento di SPREAD_ MO, il software di pianificazione di una rete attiva con l’utilizzo di dispositivi di accumulo elettrico. Analisi critica di casi significativi;

o Completamento di SPREAD_AFFIDABILITA’, il software di valutazione affidabilistica della rete attiva. Valutazione di casi significativi

• Controllo di una rete di distribuzione MT o Ambiente per la simulazione dinamica di reti di distribuzione MT, con la modellizzazione

del controllo locale dei generatori o Completamento del sistema di controllo centralizzato di una rete di distribuzione attiva,

dotata di generatori controllabili e sistemi di accumulo. Il sistema integra anche la stima dello stato della rete.

L’attività relativa ai sistemi di comunicazione per Smart Grid affronterà i seguenti obiettivi: • Standardizzazione dei modelli informativi per le Smart Grid

o Completamento dei modelli UML armonizzati CIM/IEC 61850 per il caso d’uso controllo di tensione e dei flussi informativi ad essi associati;

o Estensione dei modelli base UML per il caso d’uso controllo di tensione con gli aspetti relativi alla sicurezza informatica;

o Studio e dimostrazione delle modalità di integrazione di IEC61850 e IEC61499 in applicazioni per la rete di distribuzione.

• Sperimentazioni dei sistemi di comunicazione per le Smart Grid o Valutazione sperimentale dell’effetto degli attacchi cyber alle comunicazioni per il caso

d’uso “controllo remoto delle protezioni anti-islanding” nelle reti attive, e della capacità di contrasto delle misure di protezione;

o Misure di caratterizzazione del canale power line di reti MT e identificazione di disturbi tipici;

o Sperimentazione di tecnologie power line sia sulla test facility BT che sulla rete di prova MT di RSE

L’attività relativa alle tecnologie e componenti elettrici per reti attive affronterà i seguenti obiettivi: • Interazione tra inverters e reti attive

o Approfondimento mediante simulazione del comportamento di inverter a fronte di disturbi di rete (buchi di tensione): estensione ad altri tipi di generatori (es. eolici) e a reti con più generatori interconnessi;

o Verifiche in laboratorio dell’applicazione della norma IEC 62116 per protezione anti-islanding su inverter FV.

• Controllo di dispositivi di elettronica di potenza o Implementazione hardware degli algoritmi di controllo dei convertitori costituenti il filtro

attivo e verifiche sperimentali • Smart meters di seconda generazione

o Sintesi delle caratteristiche e dei servizi resi disponibili dai contatori elettronici di seconda generazione che caratterizzeranno il mercato elettrico europeo nei prossimi due decenni facilitando la transizione verso le Smart Grid

• Sensoristica innovativa per monitoraggio e diagnostica di componenti di reti MT o Scomparti MT: Verifica di funzionalità del sistema diagnostico multi sensore equipaggiato

con sincronizzazione autonoma;

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o Trasformatori: Verifica della fattibilità di tecniche innovative di tipo ottico per il monitoraggio dei gas disciolti nell’olio dei trasformatori.

L’attività relativa alla generazione distribuita e sistemi di accumulo si occuperà di: • Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di cogeneratori di piccola taglia

o Esercizio di un cogeneratore Stirling installato in ambiente domestico (Casa Domotica di RSE) con autoconsumo dell’energia elettrica prodotta;

o Caratterizzazione del cogeneratore a celle a combustibile con prove di lunga durata: valutazioni prestazionali, di disponibilità ed affidabilità.

• Miglioramento della produttività e dell’affidabilità del generatore Solar Dish. o Sviluppo e sperimentazione di nuovi sistemi di tenuta del gas del motore Stirling. o Studio preliminare per l’accoppiamento di un concentratore solar dish a un motore basato

su ciclo Brayton • Studio e sviluppo di sistemi di accumulo per reti attive

o Progetto di un sistema con batterie al litio asservito a un campo fotovoltaico, per controllare il profilo di immissione in rete.

o Progetto di un’unità di controllo per la gestione in parallelo di diverse tipologie di batterie e supercondensatori.

o Studio sull’impiego dell’accumulo di energia asservito alla rete elettrica; definizione di alcuni casi di studio (individuazione delle tecnologie idonee, criteri di dimensionamento e costi).

• Caratterizzazione di batterie litio ioni o Validazione della procedura di caratterizzazione di batterie litio-ioni. o Analisi dei dati di caratterizzazione

• Caratterizzazione di celle per l’accumulo elettrochimico o Caratterizzazione dell’elettrolita ceramico realizzato da CNR-IENI di Padova e definizione

di una geometria di cella planare ottimizzata L’attività relativa alle sperimentazioni in laboratorio e in campo affronterà i seguenti obiettivi:

• Monitoraggio d’impianti fotovoltaici nella test facility e in campo o Prosecuzione del monitoraggio delle prestazioni di impianti FV di diversa tecnologia:

valutazione produttività, affidabilità, principali cause di guasto. o Analisi delle prestazioni di moduli FV in film sottile e moduli in silicio installati con

inclinazione e orientamento non ottimale. • Adeguamento della test facility ed esecuzione di attività sperimentali

o Realizzazione di un sistema di accumulo con celle al litio da 480V e 20 kWh integrato nella test facility di GD di RSE (in sostituzione delle batterie al piombo)

o Sviluppo e sperimentazione del sw di ottimizzazione tecnico-economica delle risorse energetiche della Test Facility.

o Sviluppo e sperimentazione nella test facility di GD di modelli di previsione a breve termine della radiazione solare.

• Software per la valutazione tecnico-economica di distretti energetici o Evoluzione di GenDisPlan in un applicativo facilmente utilizzabile dall’utente finale, in

grado di elaborare autonomamente i profili di domanda energetica del distretto e di gestire al meglio l’aleatorietà di alcuni fattori

• Supporto ad iniziative di generazione distribuita e/o distretti energetici sul territorio o Completamento dell’indagine socio-economica: analisi statistiche e valutazioni

sull’attitudine degli utenti al risparmio energetico, all’utilizzo delle fonti rinnovabili e alla partecipazione attiva nella gestione delle reti con generazione distribuita.

o Supporto alle amministrazioni locali per iniziative di generazione distribuita. L’attività relativa al supporto alle istituzioni per iniziative internazionali affronterà i seguenti obiettivi:

• Supporto alle istituzioni italiane nei contesti europei ed internazionali riguardanti le smart grids

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o Coordinamento delle attività del progetto smart grids di EERA, sviluppo dell’alleanza e coordinamento delle iniziative di networking della stessa

o Partecipazione, in rappresentanza dell’Italia, all’iniziativa internazionale ISGAN ed ai suoi gruppi di lavoro. Animazione del tavolo italiano di mirror dell’iniziativa

o Partecipazione, in rappresentanza dell’Italia, all’iniziativa internazionale ENARD ed ai suoi gruppi di lavoro. Animazione del tavolo italiano di mirror dell’iniziativa

o Partecipazione, in rappresentanza dell’Italia, all’iniziativa industriale europea EEGI ed ai suoi gruppi di lavoro.

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2 LINEA DI ATTIVITÀ N° 1 “EVOLUZIONE VERSO LE RETI ATTIVE”

2.1 Introduzione L’attività di RDS riportata nella relazione s’inquadra nel tema dell’individuazione dei criteri ottimali di pianificazione di reti di distribuzione MT in cui sia possibile il controllo attivo (Gestione Attiva – GA) delle risorse presenti. Gli argomenti affrontati sono due, molto diversi fra loro, e riguardano il primo, un approccio alla pianificazione della rete utilizzando una tecnica di ottimizzazione Multi Obiettivo (MO) e il secondo, l’impatto del controllo attivo sull’affidabilità della rete. I risultati dell’attività sono riportati nel Deliverable 2 (cfr. par. 8). Nel corso della precedente attività RDS era già stato realizzato un primo prototipo di programma di calcolo per la pianificazione MO, denominato SPREAD_MO, ed erano stati fatti i primi test. Si ricorda che il software SPREAD_MO, sviluppato in collaborazione con l’Università di Cagliari, è in grado di tener conto contemporaneamente dei punti di vista degli attori presenti nel mercato elettrico, con interessi e obiettivi contrastanti fra loro. Il programma fornisce non un’unica soluzione ottimale di rete, come in approcci usuali alla pianificazione orientati a un solo punto di vista (e quindi a caratteristica mono-obiettivo), ma un insieme (fronte di Pareto) di soluzioni ottimali e di compromesso fra le diverse esigenze degli attori in gioco. SPREAD_MO che è un’estensione del programma, sviluppato in anni precedenti, SPREAD (Software per la Pianificazione delle REti Attive di Distribuzione MT, orientato al punto di vista del Distributore), consente di eseguire studi di pianificazione MO con o senza Generazione Distribuita (GD) e in presenza o meno di GA (interventi sui generatori e/o sui carichi e di riconfigurazione della rete). Il programma utilizza, per la ricerca delle soluzioni ottimali MO, una tecnica basata sull’algoritmo genetico “Non-dominated Sorting Genetic Algorithm II” (NSGA-II). Nel corso del 2010 sono stati eseguiti alcuni interventi sul codice, però essi hanno interessato soprattutto la parte di programma che consente di trattare il controllo attivo della rete, cioè il modulo ACTIVNET, e marginalmente la struttura su cui si basa l’analisi MO. ACTIVNET, che simula un ipotetico intervento del gestore della rete sulla potenza generata dai generatori e/o assorbita dai carichi ottimizzando le tensioni ai nodi, gli interventi per eliminare i sovraccarichi, le azioni di gestione del carico, il distacco di generazione, è stato, nella nuova versione, completamente rivisto. Le azioni di controllo attivo sono state, infatti, accorpate in un unico strumento di ottimizzazione che approssima, in una formulazione semplificata, perché linearizzata, un Optimal Power Flow (OPF) fornendo in tal modo una migliore qualità dei risultati. L’algoritmo genetico NSGA-II è stato implementato in ambedue i moduli principali che costituiscono l’ambiente di pianificazione SPREAD_MO: PROLOCOGD rivolto all’allocazione ottimale della GD su una rete a topologia fissa, e PREDA, rivolto all’evoluzione ottimale dell’architettura di una rete in grado di far fronte a nuovi carichi e generatori allocati in punti prestabiliti del territorio. Mentre il programma PROLOCOGD fornisce buone prestazioni e non appare necessario un miglioramento dell'algoritmo su cui si basa l’analisi MO, anche se i tempi di elaborazione sono molto elevati soprattutto per gli scenari in cui è prevista la GA, il programma PREDA è invece ancora nelle fasi preliminari di verifica e test. L’applicazione MO descritta in seguito è stata pertanto eseguita con il modulo PROLOCOGD. La GA per essere efficacemente implementata richiede una rete elettrica flessibile, nuovi sistemi di protezione e regolazione e un sistema di comunicazione efficiente e affidabile in grado di gestire le future utenze attive. Le incertezze del sistema regolatore e la mancanza di conoscenza sulla reale affidabilità di questo nuovo sistema di gestione della rete costituiscono delle barriere all’effettivo sviluppo delle reti attive. I distributori temono, infatti, che la modifica dei sistemi di gestione, sebbene possa incrementare la qualità del servizio elettrico (funzionamento in isola intenzionale, controllo attivo sulla tensione ai nodi della rete), possa anche condurre a un sistema meno affidabile a causa della maggiore complessità, della mancanza di esperienza e dell’impiego d’innovativi sistemi di comunicazione e quindi compromettere l’elevato livello di affidabilità raggiunto sulle reti esistenti. In questo contesto è stato allestito, in collaborazione con l’Università di Cagliari, un nuovo strumento automatico di supporto alla pianificazione, denominato SPREAD_AFFIDABILITA’, in grado di stimare l’affidabilità delle reti attive di distribuzione tenendo conto della presenza di GD, anche da fonte rinnovabile, e delle innovative procedure di controllo.

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La prima versione del nuovo software è basata su una tecnica di simulazione Monte Carlo di tipo Pseudo-Sequenziale (in cui i modelli cronologici, che rappresentano ad esempio le fonti rinnovabili, si affiancano a quelli stocastici tipici dei componenti la rete) ed è stato impiegato su uno specifico caso test, di seguito descritto, per evidenziare l’impatto sull’affidabilità della GA. Si osserva che le reti elettriche richiedono solitamente l’adozione di tecniche di simulazione di tipo sequenziale per trattare correttamente gli aspetti cronologici. Le simulazioni Monte Carlo di tipo sequenziale però mostrano oneri computazionali molto elevati. Per questo motivo è stato deciso di utilizzare la simulazione pseudo-sequenziale che costituisce un approccio “ibrido” perché impiega una tecnica per la selezione dello stato del sistema di tipo non sequenziale e, una volta individuato uno stato di guasto, di applicare una tecnica di tipo sequenziale (simulazione cronologica in avanti “forward “ e cronologica all’indietro “backward”) alla “sottosequenza” di stati confinanti che individuano l’estensione totale dell’interruzione. Questa procedura consente una corretta valutazione degli indici di affidabilità basati sulla frequenza delle interruzioni. I due argomenti affrontati nella ricerca sono stati svolti senza tener conto dell’accumulo energetico che è una nuova risorsa di pianificazione ed è considerato un tassello fondamentale dello sviluppo delle future SmartGrid. Una completa implementazione della GA delle reti non può pertanto prescindere dalla presenza di risorse di accumulo che, se opportunamente controllate, possono dotare l’intero sistema di distribuzione della necessaria flessibilità per compensare ad esempio le fluttuazioni della generazione da fonti rinnovabili. Queste risorse potrebbero essere impiegate dai distributori in alternativa a soluzioni tradizionali nella gestione delle reti (controllo dei flussi, riduzione delle perdite, tagli del picco di carico, alimentazione di porzioni di rete in isola intenzionale) e avere quindi un notevole impatto nella pianificazione del sistema. Nella relazione è fornita una breve descrizione, non riportata nella sintesi, dell’impatto dell’accumulo nei confronti della gestione e pianificazione delle reti e una sua possibile integrazione futura nei programmi, di pianificazione e affidabilità, sviluppati.

2.2 Applicazione del programma SPREAD_MO Scopo dell’attività è evidenziare le potenzialità di questa filosofia di ottimizzazione attraverso una specifica applicazione su rete reale in cui è stata formulata l’ipotesi di considerare la rete a topologia fissa (modificabile solo nella sezione dei conduttori) e la generazione da fonte rinnovabile (eolica, fotovoltaica e biomassa), di determinata tipologia e taglia, allocabile sulla rete senza limiti percentuali di penetrazione e nel rispetto dei vincoli tecnici (modulo PROLOCOGD). Gli studi sono stati eseguiti simulando diversi scenari regolatori e differenti ipotesi d’intervento sulle reti (gestione passiva, GA con remunerazione e senza remunerazione, riconfigurazione, ecc.) con lo scopo di evidenziare, attraverso l’analisi dei punti di vista e dei punti di forza dei soggetti coinvolti, le scelte regolatorie che appaiono più favorevoli a una maggiore diffusione della GD da fonte rinnovabile. Gli scenari regolatori considerati, sintetizzati nella Tabella 2-1, sono i seguenti:

• Scenari A. In essi la diffusione della GD da fonte rinnovabile è legata allo schema di incentivi adottato che sono basati sul sistema Conto Energia per il fotovoltaico (prezzo 380 €/MWh) e sui Certificati Verdi per le altre fonti rinnovabili (prezzo 100€/MWh). Lo scenario A.1 (incentivi al 100%) costituisce il riferimento dell’applicazione; nello scenario A.3 gli incentivi sono azzerati. La gestione della rete è passiva (cioè i generatori allocati sulla rete si comportano come carichi negativi). Gli oneri di connessione sono valutati in base alla potenza installata e alla distanza dalla cabina primaria, secondo quanto indicato nel TICA (Testo Integrato Connessioni Attive).

• Scenari B. Rispetto agli scenari A cambiano le regole di connessione che sono valutate secondo il modello inglese. Esso prevede l’addebito ai produttori (con ripartizione tra i proprietari di unità GD in base alla potenza nominale installata) di una certa percentuale (80%) dei costi di investimento per adeguamento rete causato dalla GD; è prevista una tariffa d’uso (scenario B.2 e B.3) del sistema calcolata sulla base dell’energia prodotta e/o potenza nominale dei generatori allocati. Ai produttori è addebitato il tratto di connessione (500m) dalla rete al generatore.

• Scenari C, D, E, F e G. Essi hanno lo stesso schema di incentivi per fonti rinnovabili (100%) e stesso modo di valutazione degli oneri di connessione (TICA) dello scenario A.1. Prevedono tutti l’implementazione della rete attiva con diversi modi di realizzazione e schemi remunerativi. Gli

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scenari C prevedono l’utilizzo del Generation Curtailment con il controllo della potenza attiva per risolvere le eventuali violazioni dei vincoli sulle correnti o sulle tensioni, gli scenari D il controllo dei generatori regolati sia in P che in Q, lo scenario E l’utilizzo del Demand Side Management, lo scenario F l’utilizzo della riconfigurazione della rete ed infine lo scenario G l’applicazione della GA nella sua forma più completa.

In tutti gli scenari è stato ipotizzato un intervento del regolatore a favore dell’efficienza energetica attraverso la compensazione delle perdite Joule (soglia %, da non superare, 2% rispetto alla domanda complessiva); inoltre, è previsto un rimborso parziale degli investimenti sulla rete (tranne gli scenari B). Per i produttori, non sono ritenute ammissibili soluzioni che hanno un tempo di ritorno dell’investimento maggiore di 5 anni (tasso di sconto e interessi del 5%). I termini che compongono le FO da ottimizzare per il Produttore, Distributore e Regolatore (Società Civile) sono riportati in Figura 2-1 insieme allo schema che sinteticamente indica i flussi monetari che intercorrono fra i diversi soggetti del mercato.

Tabella 2-1- SCENARI REGOLATORI ALLO STUDIO

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A.1 no nessuna sì/sì TICA nessuna 100% 100% A.2 no nessuna sì/sì TICA nessuna 50% 50% A.3 no nessuna sì/sì TICA nessuna no no

B.1 no nessuna no/sì in base ai costi di adeguamento rete

Quota energia 100% 100%

B.2 no nessuna no/sì in base ai costi di adeguamento rete nessuna 100% 100%

B.3 no nessuna no/sì no Quota energia

e potenza 100% 100%

C.1 generation curtailement

obbligatoria (non remunerata) sì/sì TICA Energia

tagliata 100% 100%

C.2 generation curtailement

remunerata sì/sì TICA nessuna 100% 100%

D.1 regolazione P&Q

obbligatoria (non remunerata) sì/sì TICA Energia

tagliata 100% 100%

D.2 regolazione P&Q

remunerata sì/sì TICA nessuna 100% 100%

E demand side management remunerata sì/sì TICA no 100% 100%

F riconfigurazione rete nessuna sì/sì TICA no 100% 100%

G D.2 + E + F remunerata

sì/sì TICA nessuna 100% 100%

SocietSocietàà CivileCivile

DistributoreDistributore

ProduttoriProduttori

Mercato Mercato energia energia elettricaelettrica

Mercato Mercato Certificati Certificati

VerdiVerdi

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Conto Energia

Rimborsi per rete attiva

Rim

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atti

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Acquisto CV per garantire prezzo minimo

Figura 2-1: FO e flussi monetari intercorrenti fra i punti di vista del sistema di distribuzione

Società Civile (SC) Distributori (Distr) Produttori (Prod) Livello GD (PGD%) Perdite in rete (EL)

Costi rete attiva (Catt) Rimborso investimenti

rete ai distributori (rDistr·Cinv)

Incentivi rinnovabili (Cinc)

Investimenti rete [(1− rDistr)·Cinv]

Costo perdite (CL) Ricavi rete attiva

(RDistr) Ricavi oneri

connessione (IConn)

Costi unità GD (CGD) Oneri connessione

(CConn) Ricavi vendita (Rvend) Ricavi incentivi (Iinc)

Ricavi servizi ancillari (RServAnc)

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2.2.1 La rete MT per lo studio della pianificazione mediante SPREAD_ MO La rete, costituita da due dorsali principali (Figura 2-2) alimenta, a esercizio radiale, un’area mista (urbana e rurale) con carichi residenziali, agricoli, commerciali ed industriali. Le dorsali sono costituite da tratti aerei (da 35 mm2) e in cavo (da 95 mm2); le laterali da tratti aerei (da 16 mm2) e in cavo (da 95 mm2). Sono presenti lati di controalimentazione, aperti, per le situazioni di emergenza. I carichi (a cosfi 0,9) sono rappresentati mediante curve giornaliere. Il massimo carico, prevalentemente industriale, è di circa 16 MW. L’energia annuale complessivamente richiesta è circa 87 GWh. In assenza di GD la rete necessita di interventi di ridimensionamento; i tratti aerei passano da 35 a 70 mm2, quelli in cavo da 95 a 150 mm2. Il costo per gli investimenti (linee ed automatismi) è pari a 353 k€; le perdite complessive, su 5 anni, sono pari a circa 4206 MWh e cioè 0,9% della domanda complessiva. La generazione considerata è rappresentata solo da fonte rinnovabile con le seguenti curve di produzione: generazione eolica modellizzata a produzione costante e deviazione standard σP elevata e uguale per tutte le ore della giornata; fotovoltaica a produzione diurna e σP diversa per le varie ore della giornata (bassa all’alba e tramonto, alta nelle ore centrali) ; biomassa a produzione costante e σP nulla. (taglie adottate: eolica 1.000, 3.000 e 6.000 kVA; fotovoltaica 500 kVA; biomassa 1.000 e 5.000 kVA. Massima disponibilità di generazione allocabile: eolica 30.000 kVA; fotovoltaica 2.000 kVA; biomasse 5.000 kVA).

Figura 2-2: Rete MT adottata per le simulazioni mediante SPERAD_MO

2.2.2 Risultati Non essendo stato imposto un vincolo massimo al livello d’incidenza % della GD, nello studio tale % giunge ad assumere valori elevatissimi (il livello di penetrazione o incidenza % è definito come rapporto percentuale fra la potenza media totale allocata sulla rete e il carico medio totale presente sulla rete all’anno iniziale dello studio). Si assiste, infatti, a percentuali che variano da un minimo del 90% fino a un massimo del 200%. Questo non significa che soluzioni con % inferiori siano non possibili, non attendibili o al di fuori dei vincoli tecnici, ma semplicemente che sono da escludere dall’analisi MO perché non sono sul fronte di Pareto e quindi non costituiscono l’insieme delle soluzioni di miglior compromesso fra i punti di vista del Distributore, Produttore e Regolatore. Inoltre la pianificazione MO è orientata alla migliore allocazione dei gruppi di generazione che generalmente tendono a disporsi il più possibile vicino ai nodi di carico, con qualche differenza fra i vari scenari legata al diverso impatto dell’aspetto regolatorio considerato. Si osserva che mediamente, in tutti gli scenari, circa il 33% dei nodi della rete è interessato da GD, allocata indistintamente su tutto il territorio coperto dalla rete, con il risultato che le soluzioni del fronte di Pareto possiedono una % di penetrazione molto elevata e spesso superiore al 90% fino ad arrivare e superare in qualche caso il 200%. Nella Figura 2-3 è riportato il profilo giornaliero del carico e della generazione per tutti gli scenari allo studio. Per il carico è riportato il profilo all’anno iniziale e finale dello studio, i profili di generazione si riferiscono alla soluzione media individuata fra tutte le soluzioni presenti sui fronti di Pareto. Gli scenari con GA si differenziano nettamente dagli altri presentando profili con produzione più elevata mediamente del 18%. Si vede che quasi tutti gli scenari hanno un profilo di produzione che cresce nelle ore centrali della giornata, a causa della presenza di generazione fotovoltaica.

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Profilo medio giornaliero del carico e della produzione per tutti gli scenari

4000

8000

12000

16000

20000

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

[ore]

[Kw

]

Carico iniz. Carico f in. A.1 A.2 A.3 B.1 B.2 B.3 c1 d1 c2 d2 E F Figura 2-3: Profilo medio giornaliero carico e generazione per ogni scenario

Tabella 2-2: Simulazioni a confronto per gli scenari più significativi Gli scenari A.1, A.3, B.1, B.2, C.1 e C.2 consentono di sintetizzare gli aspetti salienti emersi dall’applicazione (Tabella 2-2). Gli scenari sono tutti caratterizzati dagli stessi criteri di incentivazione delle fonti rinnovabili (100%) sia con Certificati Verdi che con Conto Energia tranne l’A.3 in cui non sono previsti incentivi. Se si paragona lo scenario A.3 ad A.1 (Tabella 2-2 e Figura 2-4 b) è evidente che i ricavi per i produttori sono ridotti al minimo e, sicuramente, visto il valore più elevato del tempo di ritorno degli investimenti (3,1 anni), esso non rappresenta uno scenario che possa apparire di interesse per l’investitore, inoltre, la mancanza di incentivi sul conto energia, comunque favorevole al regolatore, non consente installazione di fotovoltaico. Anche le biomasse, di costo molto elevato, non sono attraenti e quindi non sono installate. Una incentivazione intermedia al 50%, come fatto nello scenario A.2 (vedi Tabella 2-1), può portare a risultati migliori, anche in termini

di tempo di ritorno degli investimenti, tuttavia senza installazione di fotovoltaico e biomasse. Il livello di generazione raggiunto è comunque elevato ed uguale per i due scenari A.1 ed A.3, in questo ultimo la produzione, distribuita su più nodi, è però solo eolica. I due scenari hanno poco impatto sul punto di vista del distributore (Figura 2-4 a): i gruppi di generazione sono ben diffusi sul territorio e questo consente nei due casi di avere basse perdite, inferiori al 2%, e limitati interventi di adeguamento rete. Gli scenari B a differenza degli scenari A hanno regole di connessione ed oneri conseguenti che penalizzano i produttori a favore dei distributori (Tabella 2-2 e Figura 2-4 a e b). Questo si vede in particolare per lo scenario B.1 in cui oltre all’onere per l’adeguamento della rete, non forfettario come negli scenari A, è prevista anche una tariffa d’uso sull’energia prodotta che il produttore destina al distributore e che incide positivamente sui ricavi del distributore. Ovviamente questo si traduce anche in

Quadro regolatorio A.1 A.3 B.1 B.2 C.1 C.2

Ricavo DISTRIBUTORI [M€] 1.4 1.4 2.1 1.2 0.7 1.2

Ricavi PRODUTTORI [M€] 51.1 12.8 48.4 49.8 35.6 38.2

Livello di generazione (SOCIETÀ CIVILE) 140 % 140 % 133 % 135 % 165 % 165 %

Costi SOCIETÀ CIVILE [M€] 4.1 0.0 4.8 4.8 4.9 11.1

Perdite [MWh] (SOCIETÀ CIVILE) 2524 2517 2488 2448 5951 5344

Costi adeguamento rete [M€] (a carico Distributori) 0.010 0.003 0.059 0.079 0.034 0.034

Tempo di ritorno inv. Produttori (valore medio) 1.8 3.1 1.8 1.8 1.9 1.9

1000 [kVA] 4.91 6.44 7.02 6.82 2.84 3.61

3000 [kVA] 3.81 2.76 2.78 2.52 2.40 2.32 Eolico medio

Installato (gruppi)

6000 [kVA] 1.73 2.17 1.62 1.85 2.73 2.59

Fotovoltaico medio installato

(gruppi) 500 [kVA] 1.55 - 1.87 1.87 1.94 1.55

1000 [kVA] 0.24 - 0.30 0.27 0.07 0.08 Biomassa media installata

(gruppi) 5000 [kVA] - - - - 0.59 0.64

Potenza media [kVA] 27724 27763 26340 26718 30391 30147

Totale generazione media installata N° medio

nodi con GD 12.24 11.37 13.59 13.33 10.57 10.79

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una riduzione di generazione rispetto agli scenari A ed in particolare rispetto ad A.1 che risulta anche più favorito per quanto riguarda i ricavi dei produttori. Lo schema regolatorio all’inglese prevede ad ogni modo un maggior esborso da parte del distributore per investimenti sulla rete, però gli oneri derivanti dal produttore ed in particolare la tariffa d’uso sull’energia per B.1 compensano abbondantemente tale esborso. Lo scenario B.2 che non ha tariffa d’uso è invece paragonabile ad A.1. A causa di una più diffusa e migliore allocazione sui nodi della rete di gruppi di generazione di piccola taglia, le perdite degli scenari B sono leggermente minori rispetto a quelli degli scenari A (con il TICA i gruppi tendono ad essere installati più vicini alle cabine primarie). I costi per il regolatore (Figura 2-4 c) sono più alti a causa di una maggior presenza di fotovoltaico. Se si analizzano i due scenari C.1 e C.2 con GA sulla generazione (solo taglio di potenza generata), il primo senza remunerazione dell’energia tagliata il secondo con remunerazione, si osserva che C.1 è peggiore di C.2 sia per quanto riguarda il Distributore che il Produttore per i forti introiti provenienti dal regolatore legati alla remunerazione (Tabella 2-2 e Figura 2-4 a e b). Tuttavia il Produttore nonostante gli incentivi da remunerazione incamerati (Figura 2-4 c) non recupera i forti costi sia d’impianto sia di esercizio derivanti dalla maggiore % di GD presente soprattutto di origine fotovoltaica e biomasse.

Dettaglio costi e ricavi medi Distributore

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

inv. rete ricavi rimborsoperdite

ricavi oneri(TICA)

ricavi rimborsoGA

TotaleDistributore

cost

i e r

icav

i [K

euro

]

A.1

A.3

B.1

B.2

C.1

C.2

Dettaglio costi e ricavi medi Produttore

-60000

-40000

-20000

0

20000

40000

oneri(TICA)

ricavirimborso

GA

ricavivenditaenergia

ricaviincentivi

(CV e CE)

O&M GD costiinstall. GD

TotaleProduttore

cost

i e r

icav

i [K

euro

]

A.1

A.3

B.1

B.2

C.1

C.2

Figura 2-4: Dettaglio voci di costo e ricavi medi per il Distributore (a), Produttore (b), Regolatore (c) Quindi gli scenari C.1 e C.2 rispetto ad A.1 consentono una maggior integrazione di GD, ma dal punto di vista economico sono meno favorevoli, per tutti gli attori, rispetto alle soluzioni con GD inferiore a 160%, quando la GA non è richiesta. Questo si vede nettamente dai diagrammi di Figura 2-5, dove le soluzioni senza interventi di GA sulla generazione

hanno una % massima di penetrazione che si ferma intorno a 160%. Il 160% equivale ad una inversione di flusso di potenza verso la rete AT, soprattutto nelle ore notturne, ed è imposto dal superamento dei vincoli tecnici ascrivibili alle sovratensioni che non possono essere eliminate se non con interventi di GA sulla generazione. Questo è, infatti, possibile negli scenari con GA in cui si raggiungono % più elevate. La GA con controllo della generazione consente perciò di superare il limite di 160% e quindi di allocare una maggior quota di generazione sulla rete. Un valore limite di % GD così elevato, oltre cui si ha intervento di GA con controllo della generazione, non deve meravigliare perché se l’allocazione della generazione, che il programma MO esegue in modo ottimale distribuendo i gruppi di generazione con le rispettive taglie ottimali su tanti nodi e possibilmente nelle vicinanze del carico, avvenisse casualmente e senza nessun criterio (o con criteri scelti dal produttore che è portato tendenzialmente ad installare generazione sul territorio a sua discrezione), sicuramente, ed anche per valori molto più bassi di penetrazione rispetto a 160%, potrebbe rivelarsi necessario il ricorso alla GA; in alcuni casi addirittura la rete potrebbe essere al di fuori dei vincoli tecnici e quindi non accettabile. In conclusione si può affermare che in quest’applicazione, con le ipotesi fatte sul massimo parco di generazione disponibile, sui costi di impianto ed esercizio delle diverse tipologie di generazione e sul livello di dimensionamento della rete su cui allocare la generazione, le soluzioni migliori accettabili

Dettaglio costi medi Regolatore

0

4500

9000

13500

incentivi inv. rete incentivi GA incentivi CE Totale Regolatore

cost

i [K

euro

] A.1

A.2

B.1

B.2

C.1

C.2

a b

c

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contemporaneamente sia dal Distributore, sia dal Produttore e sia dal Regolatore si attestano nell’intervallo compreso fra il 140-150% di GD; queste soluzioni hanno inoltre un buon impatto sull’efficienza energetica misurata dalle perdite Joule. La GA sulla generazione, che comunque consente una maggiore integrazione di GD anche di fonte più onerosa come le biomasse, è meno vantaggiosa in termini economici per alti valori di % di GD, mentre non è necessaria per valori di % di GD inferiore a 160%. Lo scenario regolatorio con GA non remunerata appare comunque più favorevole perché i rimborsi penalizzano eccessivamente il regolatore rispetto ai minori ricavi ottenuti dagli investitori che ad ogni modo sono largamente remunerati dal sistema di incentivazione. Si fa infine osservare che l’analisi eseguita non prevede situazioni con generazione disposta sulla rete in punti non ottimali; questo consente di affermare che in casi di generazione decentrata rispetto ai carichi e più concentrata in pochi nodi, piuttosto che diffusa come in quasi tutte le soluzioni ottimali ottenute, il ricorso alla GA con controllo della generazione possa essere condizione necessaria anche se non sufficiente per valori % di GD molto inferiori a 160%. Addirittura in alcuni casi le reti potrebbero anche non essere in grado di sostenere alte % di GD non potendo in alcun modo gestire il superamento dei vincoli tecnici.

Ricavi Distributore

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0120 130 140 150 160 170 180 190 200

[% GD]

[Keu

ro]

A.1 A.3 B.1 B.2 C.1 C.2

Ricavi Produttore

-60000

-50000

-40000

-30000

-20000

-10000

0120 130 140 150 160 170 180 190 200

[% GD]

[Keu

ro]

A.1 A.3 B.1 B.2 C.1 C.2

Costi Società Civile

0

4000

8000

12000

16000

20000

120 130 140 150 160 170 180 190 200

[% GD]

[Keu

ro]

A.1 A.3 B.1 B.2 C.1 C.2

Perdite Joule

1000

4000

7000

10000

120 130 140 150 160 170 180 190 200

[% GD]

[Mw

h]

A.1 A.3 B.1 B.2 C.1 C.2

Figura 2-5: Valori medi soluzioni ottimali del Distributore (a), Produttore (b), Società Civile (c) e

Perdite Joule (d) per fasce % GD

2.3 Applicazione del programma SPREAD_AFFIDABILITA’ Per presentare i risultati del nuovo strumento di analisi sviluppato in questa ricerca, è stato costruito uno studio che consente di confrontare i livelli di affidabilità che si conseguono fra due soluzioni di pianificazione ottenute da una stessa rete di distribuzione esistente. La prima soluzione, determinata con un calcolo di pianificazione tradizionale, tende a rinforzare la rete esistente mediante la costruzione di nuovi collegamenti e/o l’upgrade della sezione di alcuni conduttori esistenti. La seconda soluzione, costruita con una pianificazione che tiene conto della GA, comporta invece un sotto-dimensionamento rispetto alla pianificazione tradizionale, ossia un maggior sfruttamento della rete esistente. L’obiettivo dell’applicazione è di stimare il livello di affidabilità che il sistema di controllo attivo dovrebbe possedere per conseguire almeno lo stesso livello di prestazioni ottenibili con la pianificazione tradizionale. La scelta di questo obiettivo è legata al fatto che uno dei timori avvertito dei distributori verso l’implementazione delle reti attive è quello di compromettere l’elevato livello di affidabilità raggiunto sulle reti di distribuzione esistenti. Poiché la GA del sistema di distribuzione è pensata per facilitare la connessione di nuova generazione minimizzando gli investimenti sulla rete elettrica, gli studi di affidabilità eseguiti si sono concentrati sul

a b

c d

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calcolo del valore atteso dell’energia non prodotta (Expected Energy Not Produced – EENP) e sul numero e la durata delle interruzioni inattese che i generatori subiscono (SAIFIDG e SAIDIDG).

2.3.1 La rete MT per lo studio dell’affidabilità

La rete utilizzata nell’applicazione è illustrata in Figura 2-6. Essa rappresenta una porzione di rete rurale (prevalentemente agricola - residenziale), con 21 nodi MT alimentati da una sola sottostazione AT/MT. Sia l’anello di dorsale che le laterali sono linee aeree da 35 mm2 e 16 mm2 rispettivamente. La lunghezza media dei rami è di circa 1800 m, mentre la rete si estende su una superficie di 63 km2. La potenza complessiva dei carichi, al picco, è di circa 4500 kW. Per l’applicazione è stata prevista l’installazione di 3 grossi generatori eolici, uno di taglia 3000 kW (nodo 11), gli altri due di taglia 6000 kW (nodi 16 e 17). I generatori sono rappresentati a potenza costante (50% della nominale) e deviazione standard σP elevata uguale per tutte le ore della giornata. Per pianificare la rete, tenendo in conto i tre generatori, sono state condotte, con il modulo PREDA di SPREAD, due ottimizzazioni. Nella prima eseguita in maniera tradizionale, ossia con rete in gestione passiva, le criticità sono state superate ridimensionando la dorsale a 150 mm2 e aggiungendo un ulteriore collegamento di dorsale dalla cabina primaria verso il nodo 3. Inoltre, per evacuare la potenza eolica dei due generatori da 6000 kW verso la restante parte della rete, i collegamenti 15-16 e 16-17 sono stati ridimensionati su sezioni rispettivamente di 150 mm2 e 70 mm2. Nella seconda eseguita ipotizzando la presenza della GA non remunerata, con generatori controllabili al 100% della potenza nominale e asserviti a fornire anche potenza reattiva (controllo P e Q), la pianificazione ha portato a conservare la topologia esistente e a ridimensionare solo la dorsale a 70 mm2. In entrambi i casi le ottimizzazioni sono state condotte con un approccio probabilistico sia nei calcoli di Load Flow sia nell’accettazione dei vincoli tecnici; ossia è stato eseguito un dimensionamento probabilistico in cui si accetta il rischio che in alcune situazioni si possano verificare violazioni (probabilità tollerata di superamento dei vincoli pari al 20%). In questo esempio il risparmio economico dovuto alla presenza della GA è notevole infatti l’ammontare complessivo dell’investimento è circa 3 volte inferiore rispetto all’investimento senza GA.

Rete Rurale(linee aeree,

lunghe distanze, basso carico)

15

1

20

7

6

5

4

3

2

14

13

12

11

10

9

8

19

18 17

1622

21

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Figura 2-6: Rete MT adottata per lo studio affidabilità

Si osserva che in questo calcolo non è stato considerato l’investimento per la realizzazione della rete attiva (ipotesi di totale rimborso da parte del regolatore) e che non sono stati previsti rimborsi verso i produttori per la mancata produzione (ipotesi di tassa d’uso del sistema sotto forma di obbligo per i produttori di partecipazione al controllo attivo della rete). L’assenza di rimborsi ai produttori può portare a interventi di taglio consistenti sui generatori, con forte riduzione dell’energia elettrica annua producibile. Sulle due reti sono state condotte le analisi di affidabilità. La rete con pianificazione tradizionale è stata assunta come riferimento per individuare il livello di affidabilità che deve possedere l’intero sistema di controllo attivo per ottenere prestazioni di affidabilità complessive simili.

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2.3.2 Risultati

Nella Tabella 2-3 sono presentati i risultati relativi agli indici di affidabilità per le interruzioni subite dai generatori. In particolare, per la rete pianificata con GA, sono state riportate le prestazioni ottenute variando l’affidabilità complessiva del sistema di controllo dal caso di sistema perfetto (affidabile al 100%) a quello di sistema sempre più guasto (affidabilità 50%). Peggiorando l’affidabilità del sistema di controllo si rileva un decadimento delle prestazioni. Se si confrontano le prestazioni delle due reti, si osserva che il livello di affidabilità complessivo richiesto alla GA, affinchè i due sistemi elettrici abbiano prestazioni simili, è di circa l’80% se riferito alla durata attesa delle interruzioni e all’energia attesa non prodotta, e sale fino a quasi il 95% se riferito alla frequenza attesa delle interruzioni. Se si fa riferimento all’indice EENP, si può concludere che appare ampio il margine a disposizione del sistema di GA affinchè la sua affidabilità non comprometta le prestazioni del sistema elettrico. Ad integrazione dei risultati di affidabilità, nella Tabella 2-3 sono stati quantificati anche gli interventi del controllo attivo della rete in termini di energia non prodotta (EENPACT). Si osserva che questa mancata produzione non deve essere sommata all’energia non prodotta dovuta a disservizi del sistema elettrico perché essa è contrattualizzata e cioè non è legata a interruzioni inattese. Da una prima lettura, appare che il sistema di controllo (GA), per evitare investimenti sulla rete, interviene pesantemente sulla GD. Infatti, con GA sempre funzionante (affidabilità al 100%) l’energia non prodotta per regolazione è di circa 18.35 GWh (46% dell’intera produzione). Questo comportamento si manifesta soprattutto per il generatore da 6000 kW connesso al nodo 17, ed è legato alla scelta fatta nell’esempio che considera generatori di grossa taglia inseriti in una rete relativamente piccola e con pochi carichi. Il risultato potrebbe essere accettato dal produttore che, a fronte di una maggiore potenza installata e quindi di probabili maggiori introiti nella vendita di energia, è portato ad accettare il taglio senza pretendere rimborsi. Potrebbe però anche essere visto come il risultato di una richiesta “infelice” fatta al distributore riguardo la taglia e il punto di connessione. Il distributore potrebbe consigliare l’investitore o di installare un impianto di taglia minore o, in alternativa, richiedere un costo di connessione più elevato per l’adeguamento della rete, ad esempio attraverso la costruzione di una lunga linea dedicata. In definitiva, anche se nell’esempio si assiste ad una forte porzione di generazione tagliata, si può dire che la GA consente di differire gli investimenti sulla rete senza creare barriere all’integrazione della nuova generazione mantenendo comunque elevato lo standard di affidabilità del sistema.

Tabella 2-3: Indici di affidabilità relativi ai generatori al variare dell’affidabilità del sistema di controllo.

Configurazione di rete EENP [GWh]

SAIDIDG [ore/generatore]

SAIFIDG [occ./generatore]

EENPACT [GWh]

Pianificazione Tradizionale 5.428 303.825 82.388 --- Affidabilità 100% 0.009 1.601 0.219 18.350 Affidabilità 99% 0.297 20.071 18.745 18.110 Affidabilità 95% 1.334 86.542 81.561 17.576 Affidabilità 90% 2.595 166.428 149.258 16.610 Affidabilità 80% 5.513 354.838 291.133 14.442 Affidabilità 50% 13.815 882.655 500.958 8.794 Rete ICT a stella 0.271 18.691 16.857 18.180

Pianificazione con Gestione

Attiva

Rete ICT radiale 0.282 18.986 17.622 18.139

15

1

20

7

6

5

4

3

2

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13

12

11

10

9

8

19

18 17

1622

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18 17

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Figura 2-7: Ipotesi di schema di comunicazione a stella (a) e radiale (b)

a b

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Nella Tabella 2-3 sono stati riportati anche i risultati ottenuti simulando l’affidabilità dei singoli elementi del sistema di controllo con due differenti schemi di rete di comunicazione: a) rete a stella (ogni generatore comunica direttamente con il centro di controllo con una antenna dedicata), b) rete ad albero (la comunicazione per tutti e tre i generatori avviene passando da una antenna intermedia). Nella Figura 2-7 sono illustrati i due schemi di principio ipotizzati, tenendo conto che la rete esaminata è esclusivamente rurale. Dai risultati ottenuti, si è trovato un comportamento paragonabile a quello avuto simulando il sistema di controllo come un unico dispositivo di affidabilità complessiva pari al 99%, ben al di sopra dei limiti precedentemente individuati. L’esempio descritto è chiaramente un primo approccio. Per validare i risultati dovranno necessariamente essere condotti ulteriori studi e test su reti diverse, più estese e più complesse. Inoltre, la versione del programma, che è un primo prototipo, dovrà essere necessariamente affinato a partire dai modelli ICT da migliorare per tener conto anche di eventuali errori di comunicazione. Anche l’intero sistema di controllo dovrà essere perfezionato includendo i guasti sui dispositivi di misura installati per monitorare la rete elettrica. Infine, anche il DMS, che esegue la stima dello stato su cui si basano le azioni di controllo, dovrà essere rappresentato all’interno dello studio di affidabilità per valutare l’incidenza degli errori nella stima dello stato.

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3 LINEA DI ATTIVITÀ N° 2 “TECNICHE PER LA GESTIONE DI RETI ATTIVE

In questa linea di attività è stato affrontato il tema della gestione attiva delle reti di distribuzione AT, con l’obiettivo di di incrementare la quantità di generazione distribuita che può essere connessa alla rete (hosting capacity) anche senza ricorrere all’espansione della rete. La gestione attiva prevede che le risorse distribuite (in particolare le unità di generazione) si rendano disponibili a modificare il proprio punto di lavoro (es., immissione potenza reattiva e attiva) a supporto delle esigenze della rete, così da consentire al distributore di esercire la rete entro i vincoli tecnici previsti dalle normative, anche in presenza di una grande quantità di generazione di piccola taglia connessa alla rete. A tal fine occorre dotare la rete di nuovi sistemi di telecontrollo, che adottino logiche di controllo sia di tipo locale (a livello del singolo generatore), sia di tipo centralizzato (le azioni di controllo sono definite sulla base dello stato dell’intera rete) intervenendo sulle risorse della rete (OLTC, generatori controllabili, banchi di condensatori, ecc.), per garantire la qualità del servizio e il rispetto dei vincoli tecnici.

Le attività riguardanti lo sviluppo e sperimentazione di tecniche per il controllo di reti di distribuzione MT attive hanno riguardato:

• Uno stato dell’arte sulle tecniche per il controllo delle reti MT attive (par 3.1) • La definizione dei servizi che devono essere resi disponibili dalle risorse distribuite per consentire

il controllo della rete da parte del distributore (par. 3.2). • La definizione e la sperimentazione di algoritmi per il controllo delle risorse di rete, al fine di

consentire l’esercizio della rete nel rispetto dei vincoli tecnici (par. 3.3). In particolare, sono state studiate e sperimentate sia tecniche per il controllo locale della tensione (a livello del singolo generatore), sia tecniche per il controllo a livello di cabina primaria (le azioni di controllo sono definite sulla base dello stato dell’intera rete sottesa alla cabina), che prevedono la realizzazione di un controllore da installare in cabina primaria. A supporto della funzione di controllo centralizzato, è stata studiata una funzione per la stima dello stato della rete. La sintesi di tali attività, ciascuna descritta in dettaglio in un rapporto aggiuntivo, è riportata nel Deliverable 5 (cfr. cap. 8).

• La definizione di modello di simulazione statico e dinamico di una rete MT con significativa presenza di Generazione Distribuita (GD), sul quale sperimentare le tecniche di gestione controllo definite (par. 3.4).

3.1 Stato dell’arte sul controllo di reti MT attive

E’ stata effettuata un’indagine bibliografica svolta su memorie di livello internazionale pubblicate nel periodo 2003-2010, di provenienza sia accademica che industriale e di natura sia teorica che sperimentale. L’analisi ha fornito un quadro dei più moderni approcci al problema mostrando le novità di rilievo e le possibili soluzioni. I risultati dell’attività attività sono riportati nel Deliverable DA.3 (cfr par 8). In particolare, il problema del controllo della tensione nella rete MT a seguito dell’alterazione del suo profilo dovuto alla GD viene affrontato nei vari lavori da diversi punti di vista che vanno, ad esempio, da nuovi metodi per studiare la pianificazione dell’allacciamento di generatori in reti esistenti, a nuove strategie di regolazione locale operando con il variatore sottocarico del trasformatore in Cabina Primaria (CP) o a nuove strategie di controllo della potenza reattiva fornita o assorbita dai generatori, fino ad arrivare alla proposta di inserire il controllo della tensione MT negli attuali sistemi di supervisione e controllo centralizzato, utilizzando sofisticati algoritmi di ottimizzazione. Da questa indagine risulta che gli approcci al problema della regolazione della tensione e le proposte di soluzione possono essere molto variegate perché dipendenti dalla particolare struttura della rete, dal tipo di utenza e dalle risorse energetiche sfruttabili presenti nel territorio.

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Riveste ancora molto interesse per la sua economia l’utilizzo dell’OLTC1 (On Load Tape Changer), o variatore sotto carico, del trasformatore AT/MT in CP per la regolazione della tensione sul secondario del trasformatore abbinato però ad architetture di controllo innovative che fanno uso sia di misure locali che di misure remote. Inoltre anche alcuni tipi di generatori (in particolare macchine sincrone con motore primo programmabile) possono contribuire alla regolazione della tensione sia controllandola sul proprio montante, sia producendo potenza reattiva in base a misure locali o remote.

Ambedue i controllori di tensione appena citati, si “accontentano” in genere di poche misure e non richiedono particolare assistenza di gestione: in genere vengono operate delle tarature con studi “ad hoc” e vengono “dimenticati” come si fa con i sistemi di protezione (“fit and forget”). Tuttavia questi stessi apparati di controllo hanno la possibilità di un impiego più intelligente ed articolato se si suppone di operarli attraverso sistemi di controllo remoto centralizzati abbinati, ad esempio, a strategie di ottimizzazione delle risorse energetiche. Infatti molti lavori propongono un controllo centralizzato da inserire in un sistema di supervisione sulle reti MT “attive” in grado di garantire la sicurezza e la qualità del servizio del sistema rete ottimizzandone la gestione. In seguito ai risultati di questa indagine ci si è resi conto che il sistema di controllo che coordina il variatore sottocarico del trasformatore AT/MT con la partecipazione dei generatori alla regolazione della potenza reattiva, prodotto in una precedente attività RdS (Caldon et al., 2005) risultava ancora attuale nel panorama delle possibili soluzioni al problema della regolazione della tensione, tanto che una parte significativa dell’attività di questa annualità ha riguardato la rivisitazione e l’estensione della succitata esperienza, dando luogo al prototipo del sistema di controllo VoCANT descritto al par. 3.3.2.

3.2 Definizione dei servizi ancillari forniti dalle risorse distribuite per la gestione delle reti attive

La massiccia penetrazione delle fonti energetiche rinnovabili (FER, e più in generale, di tutta la GD) nel sistema elettrico impone un ripensamento delle modalità di gestione delle reti, che devono essere in grado di accogliere queste grandi quantità di energia. L’attività di dispacciamento dell’energia elettrica diventa più complessa in presenza di una grande quantità di energia prodotta da FER non programmabili. Ciò è dovuto in primo luogo alle caratteristiche di intermittenza ed aleatorietà che caratterizzano la fonte primaria e, in secondo luogo, al fatto che storicamente tali caratteristiche hanno fatto sì che questi impianti fossero esonerati dal fornire servizi di rete. Il progressivo incremento di FER, per lo più di carattere non programmabile (eolico, idroelettrico ad acqua fluente, fotovoltaico, ecc.), sta quindi concentrando l’attenzione dei distributori e dei gestori di rete sull’impatto che questo elevato quantitativo di energia può determinare sull’esercizio in sicurezza non solo della rete di distribuzione ma anche dell’intero sistema di trasmissione. Tali problematiche, già in parte affrontate da altri paesi europei quali la Spagna, la Germania e la Danimarca (dove la quota di FER è elevata), trovano un’ulteriore accentuazione in Italia per effetto dell’estrema concentrazione delle risorse rinnovabili non programmabili in aree spesso caratterizzate da una rete poco sviluppata, con limitazioni sulla potenza trasportabile, nonché dalla presenza di un carico elettrico locale ridotto rispetto alla generazione installata. Per quanto attiene il sistema di trasmissione, la rete AT italiana ha una struttura molto avanzata e non richiede evoluzioni sostanziali a seguito di un aumento delle FER, ma solo la possibilità di integrare, in forma semplificata, le funzioni previste per le centrali tradizionali anche sulle FER, così da garantire il funzionamento del sistema in modo corretto e sicuro. Per quanto riguarda, invece, le reti di distribuzione in media e bassa tensione (che oggi ospitano il 75% della produzione da FER), l’integrazione è notevolmente più complessa e impone un ripensamento delle modalità di gestione di tali reti, che devono passare da “passive” ad “attive”. In relazione ai sistemi di protezione, gestione e regolazione della rete elettrica di

1L’OLTC è il dispositivo che consente la variazione del rapporto di trasformazione del trasformatore AT/MT in cabina primaria con lo stesso trasformatore in normale esercizio. E’ costituito da una serie di prese con commutatore su uno degli avvolgimenti del trasformatore in modo tale che non vi sia nè distacco di carico durante la manovra del commutatore e nè corto circuiti di spira attraverso i contatti del commutatore.

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distribuzione, l’avvento della GD richiede, infatti, una vera e propria rivoluzione concettuale, in quanto le reti sono state concepite nell’ottica di flussi energetici unidirezionali dalla rete di alta tensione (trasmissione) verso quella di media e, successivamente a un livello ancora più capillare, verso quella di bassa tensione (distribuzione). A livello internazionale la direzione di evoluzione è identificata con il termine ‘smart grid’, sottintendendo strutture e modalità operative fortemente innovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema, siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi legati alla gestione della GD, alle possibilità di controllo del carico da parte del sistema, alla promozione della efficienza energetica, a un maggiore coinvolgimento degli utenti finali attivi e passivi e, con prospettive di applicazione più lunghe, lo sviluppo di un dispacciamento locale. Queste criticità, che si registrano non solo a livello globale (intero sistema elettrico) ma anche a livello locale (rete di distribuzione), richiedono di approfondire le tematiche relative alla priorità di dispacciamento di cui le fonti rinnovabili godono e di valutare la possibilità che, in condizioni di criticità del sistema elettrico nazionale (o di sue significative porzioni), gli impianti alimentati da FER si rendano disponibili a fornire alla rete locale, e al sistema, servizi per il dispacciamento. L’attività, descritta nel Deliverable 3 “Definizione dei servizi ancillari forniti dalle risorse distribuite di una rete MT attiva. Revisione delle regole di connessione” (cfr. par. 8), si è focalizzata dapprima sulla ricognizione del quadro regolatorio vigente, per poi evidenziare le criticità connesse al dispacciamento delle FER e sull’individuazione di prescrizioni tecniche evolute che potranno essere richieste alla GD. Le regole tecniche di connessione (RTC) per le reti MT hanno già introdotto lo scambio di segnali tra DSO e GD, mentre le RTC per le reti BT prevedono la richiesta alla GD di servizi di regolazione per la rete. In questa prospettiva, nel documento sono stati elencati, in modo dettagliato, vari servizi per il dispacciamento necessari per una integrazione ‘evoluta’ della GD in rete:

• monitoraggio delle iniezioni da GD per comunicare dati di dettaglio (GD e carico) al TSO; • limitazione/regolazione della potenza reattiva; • limitazione/regolazione (in emergenza) della potenza attiva; • regolazione locale/coordinata della tensione; • regolazione della frequenza; • funzionamento durante transitori di tensione di rete (LVFRT).

Si attende che l’introduzione di modalità innovative di regolazione della tensione comporti significativi benefici quali l’aumento della hosting capacity di rete e il miglioramento della qualità della tensione, sia relativamente alle variazioni rapide che alle variazioni lente.

Un particolare approfondimento è stato infine dedicato all’opportunità di impiegare sistemi di accumulo dell’energia elettrica, sempre in relazione ai servizi ancillari che, nell’ambito delle reti di distribuzione, possono essere forniti al DSO (e, in prospettiva, al TSO). Si è presa in considerazione tale possibilità al fine di conseguire, per un’utenza, o un aggregato di utenze, un profilo di scambio prevedibile con la rete, nonché per aumentare la Hosting Capacity di quei feeder soggetti all’installazione di quantità consistenti di GD. Particolare attenzione è stata posta nel delineare le opportunità offerte dall’impiego di un sistema di accumulo (SdA) qualora esso sia predisposto dal DSO che governa una determinata rete. I benefici prospettici che potrebbero incentivare il Distributore a predisporre un SdA sono molteplici e rivolti sia agli utenti della rete di distribuzione oggetto di installazione del SdA, sia alla gestione della rete stessa, sia, a livello più generale, ai soggetti e alle infrastrutture della filiera elettrica a monte dell’attività di distribuzione. Si evidenzia come un primo passo in questa direzione è stato fatto di recente dal Ministero dello Sviluppo Economico che nel terzo Conto Energia, pubblicato con il Decreto Ministeriale del 6 agosto 2010, prevedeva per i sistemi con profilo di scambio prevedibile che le tariffe incentivanti siano incrementate del 20% relativamente all’energia prodotta in ciascun giorno in cui venga rispettato il programma orario comunicato il giorno prima. Tale provvedimento, anche se non attuato dalla successiva Delibera dell’Autorità, indica chiaramente una direzione di approfondimento, che si è tenuta in conto nello sviluppo del lavoro, in cui si introducono inizialmente i diversi servizi ancillari associabili alle FER in

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generale (cenni) e alla Generazione Diffusa, evidenziando come la disciplina dovrebbe evolvere per includere tali servizi.

3.3 Tecniche per il controllo di una rete di distribuzione attiva

3.3.1 Soluzioni di controllo locale di generatori per l'incremento della hosting capacity di una rete attiva

Gli studi relativi alla hosting capacity della Generazione Diffusa (GD) delle reti di distribuzione attuali, condotti nel precedente periodo di Ricerca di Sistema, hanno messo in evidenza fra i fattori ad oggi più limitanti per la GD della quello inerente le variazioni lente di tensione, ossia l’innalzamento della tensione che la GD stessa determina nel punto di connessione alla rete, soprattutto quando l’impianto è di taglia elevata e collegato a fondo linea. È evidente come, per ovviare alle problematiche appena citate, sia necessaria l’introduzione di tecniche di Regolazione di Tensione (di seguito, RdT) innovative. In particolare, data l’inefficacia dell’attuale RdT in presenza di consistenti quantità di GD connesse alla rete (RdT attuata tramite il Variatore Sotto Carico in Cabina Primaria – CP), diviene indispensabile realizzare il controllo dei profili di tensione della rete sfruttando i generatori diffusi sul territorio come risorsa di regolazione. Lo studio affrontato in questa attività e descritto nel dettaglio nel Deliverable DA.2 (cfr. cap. 8) è mirato a investigare strategie di controllo locale in cui ciascun generatore opera sulla base di misure nodali, reperite al punto di connessione con la rete di distribuzione, senza alcun coordinamento con gli altri impianti. Le logiche investigate consistono in una RdT attuata mediante erogazione/assorbimento di energia reattiva da parte della GD; l’analisi è indirizzata a evidenziarne i limiti e le potenzialità, realizzando, quando possibile, un confronto tra possibili varianti. L’analisi è basata sulla simulazione – sia con approccio steady state che con modelli dinamici – di differenti scenari di generazione, ciascuno dei quali implementato attraverso il software DIgSILENT su due diverse reti test MT. Tali reti, estratte secondo ipotesi definite ad hoc da un ampio campione di reti di distribuzione reali (l’8% della totalità nazionale), si ritengono rappresentative di casi in cui, a causa della forte penetrazione di GD e della particolare topologia di rete, la gestione del profilo di tensione della rete medesima risulta critica. I vari scenari simulati si differenziano per la diversa distribuzione della GD lungo i feeder e per la potenza da questi immessa. L’attività si è svolta secondo le seguenti fasi:

• selezione delle reti test, • valutazione delle prestazioni del regolatore locale di tensione, • analisi del comportamento dinamico, • possibili estensioni al livello BT.

Per quanto riguarda le reti test, l’analisi ha mirato ad identificare la consistenza percentuale di quelle reti che, rispetto all’interno del campione, possono essere soggette a problematiche inerenti i profili di tensione in scenari con elevata penetrazione di GD. Innanzi tutto, sono risultate di particolare interesse le reti con elevati setpoint per la tensione alle sbarre MT di CP e, di conseguenza, cadute di tensione (CdT) non usuali lungo le proprie linee – dove l’immissione di energia elettrica da parte di un generatore lungo la linea potrebbe causare l’infrazione dei limiti superiori di tensione. In aggiunta, elevate CdT possono indicare anche la presenza di ulteriori inconvenienti nelle reti, quali:

• ridotte potenze di cortocircuito in corrispondenza dei punti di consegna degli utenti e maggiore sensibilità di questi ultimi ai disturbi provenienti dalla rete (es. variazioni rapide di tensione);

• ridotte sezioni dei conduttori del feeder in relazione ai prelievi dei carichi, conseguente funzionamento di questi ultimi in punti di lavoro prossimi ai propri limiti termici e conseguente aumento delle perdite lungo la linea;

• in caso di linee aventi CdT eccessivamente alte (maggiori di 0.12÷0.14 p.u.), l’impossibilità di individuare un setpoint in Cabina Primaria tale da evitare l’infrazione del limite inferiore di tensione nei casi più critici (vale a dire in corrispondenza dei nodi periferici della rete nella situazione di massimo carico).

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Per la procedura di selezione sono stati adottati i seguenti criteri:

1. Si focalizza l’attenzione su reti che, congiuntamente a un valore elevato di “Massima CdT” su di una linea, presentano una ridotta “Minima CdT” su di un’altra. Si ritiene infatti che la ridotta CdT in condizioni di rete passiva identifichi una linea che, in presenza di GD, presenta un aumento di tensione più critico rispetto ad una rete con elevata CdT.

2. Vengono escluse dall’analisi quelle reti aventi tensioni nominali a 10 e 20 kV perché probabilmente sede di perdite elevate rispetto alla media del campione, nel primo caso, oppure, nel secondo, sede di perdite (e cadute di tensione) troppo ridotte2 (quindi ritenute molto sensibili ai transiti reattivi, nel primo caso, oppure molto robuste in termini di profilo di tensione, nel secondo).

3. Non sono state selezionate reti molto piccole oppure molto grandi (in funzione del loro numero di nodi), con la finalità di ricercare una configurazione ‘standard’.

4. Sono state escluse quelle reti che presentano fattori di utilizzo del trasformatore AT/MT di Cabina Primaria anomali, cioè troppo elevati oppure troppo ridotti.

5. Si è data la priorità a quelle reti aventi setpoint di CP centrato nell’intervallo 1.04 – 1.06 p.u. L’applicazione dei criteri sopra riassunti ha portato alla selezione di due reti 15 kV per le quali è stato realizzato l’equivalente modello in DIgSILENT. I risultati delle analisi eseguite mostrano che, a differenza delle aspettative, le linee con bassa caduta di tensione in una condizione passiva non sempre hanno un’elevata capacità di accoglimento di GD. Per valutare l’efficacia di differenti metodologie di RdT sono stati quindi definiti diversi scenari di generazione, ciascuno dei quali caratterizzato da:

• numero dei generatori installati (3 generatori ‘equivalenti’ per feeder); • dislocazione dei generatori lungo il feeder; • potenza complessivamente installata (cioè somma delle taglie dei generatori connessi); • ripartizione della potenza complessiva tra i diversi generatori installati sulla linea; • assegnazione dei profili di generazione agli impianti di GD.

Relativamente alla potenza immessa in rete dai generatori, questa è stata fatta variare sia in termini di quantità che di distribuzione lungo i vari feeder, costruendo così una casistica di sei “condizioni di esercizio” al fine da evidenziare le problematiche connesse alla RdT. Al fine di quantificare l’impatto di differenti logiche di RdT, si è assunta la hosting capacity (HC) della rete come metrica di riferimento; per ciascuna rete test selezionata, è stata calcolata la HC nodale (HC rispetto al vincolo delle variazioni lente di tensione) dei due feeder ritenuti più significativi, ovvero quei feeder che presentano la Massima CdT e la Minima CdT. Il parametro HC consente di caratterizzare le linee ed identificare quelle più critiche, rispetto ai profili di tensione, in una condizione attiva di rete. Queste linee saranno ragionevolmente soggette all’azione correttiva del regolatore di tensione locale installato presso l’impianto d’utenza attiva. Sulla linea più critica, ovvero la linea che presenta la HC nodale minore, è stato quindi studiato l’effetto della RdT (attuata tramite la modulazione di potenza reattiva) in una configurazione multi-generatore. Per ciascuno dei sei scenari di generazione, definiti nel paragrafo precedente, è stata calcolata la HC complessiva per differenti valori del fattore di potenza (con reattivo induttivo). Tali risultati sono stati utilizzati per valutare la bontà delle strategie di controllo proposte e per tarare i rispettivi regolatori. Successivamente è stato valutato l’impatto della RdT sulle variazioni rapide di tensione, considerando come limite massimo ammissibile il 6% della tensione nominale. Tale vincolo rappresenta, in prospettiva, un ulteriore elemento da considerare nella strategia di controllo locale della tensione. In ragione dei risultati ottenuti, è stato successivamente allargato lo studio della HC tenendo in considerazione esplicita anche i limiti relativi alla portata massima dei cavi È stato successivamente delineato il modello dinamico del regolatore in ambiente DigSILENT che realizza la strategia di controllo definita. 2 A pari potenza trasportata, la riduzione della tensione nominale determina correnti superiori.

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Per quanto riguarda la caratteristica di controllo, sono state ipotizzate le due strategie riportate nelle seguenti figure, rispettivamente con statismo e astatica. Nel primo caso la regolazione include tre differenti condizioni:

• una condizione di normale funzionamento, in cui la tensione è compresa tra le due soglie V1 e V2, nella quale non si prevede alcuna azione di controllo (funzionamento a fattore di potenza unitario);

• una condizione in cui le prime soglie di tensione V1 e V2 sono violate e il generatore opera a fattore di potenza non unitario, assorbendo/erogando potenza reattiva in funzione del valore della tensione ai morsetti, secondo una caratteristica a statismo;

• una condizione in cui si raggiungono i limiti di reattivo Qmax e Qmin (in corrispondenza delle soglie limite di tensione Vmax e Vmin), rispetto ai quali il generatore opera a fattore di potenza costante e indipendente dalla tensione.

La seconda caratteristica prevede invece che, quando la tensione raggiunge la propria soglia limite (Vmax in caso di sovratensione e Vmin in caso di sottotensione), il generatore viene comandato a iniettare/assorbire potenza reattiva a fattore di potenza costante – implementando un’isteresi tra la soglia di attivazione e di disattivazione in modo da evitare possibili oscillazioni.

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Figura 3-1: Caratteristica tensione – potenza reattiva erogata a statismo – Strategia di controllo A

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Figura 3-2: Caratteristica tensione – potenza reattiva erogata di tipo astatica – Strategia di controllo B Entrambi gli approcci proposti limitano la partecipazione della GD alla regolazione di tensione solo nei casi in cui la tensione viola delle soglie predefinite (V1 e V2 per la strategia di controllo A, Vmax e Vmin per la strategia di controllo B). In questo modo la potenza reattiva coinvolta dalla GD è nulla nei casi in cui la tensione di rete è contenuta all’interno di un campo di valori ammissibile, limitando i flussi di corrente lungo linea ed evitando un aumento delle perdite di potenza. Tale regolazione risulta essere infatti una regolazione di tipo correttivo: interviene solo nei casi in cui la tensione si discosta dai valori prefissati. In merito alla costruzione del modello dinamico in ambiente DIgSILENT, sono stati sviluppati due diversi approcci: negli impianti che già prevedono un regolatore automatico di tensione (AVR) l’implementazione della nuova logica di controllo consiste nell’introdurre un nuovo regolatore (AQR), in cascata al già presente AVR, a definire il setpoint di tensione sulla base di misure locali. Così facendo si realizzano due anelli di regolazione: l’anello interno costituito dall’AVR e l’anello esterno costituito dall’AQR. Nei nuovi impianti, o in quelli in cui non è presente un regolatore di tensione, il controllo locale di tensione si ritiene che possa essere realizzato con un unico regolatore (AQR) che realizzi la logica voluta (questa seconda opzione appare molto interessante per impianti connessi in rete tramite un convertitore statico). I risultati delle simulazioni mostrano che per fattori di potenza non inferiori a 0.95 la HC è limitata dai limiti di sovratensione, mentre il limite legato ai transiti in linea, qualora raggiunto, costituisce un vincolo strutturale di rete e quindi non superabile tramite azioni di controllo locale. I risultati ottenuti permettono di concludere che, considerando una strategia di regolazione della tensione basata sulla modulazione del fattore di potenza a gradino (caratteristica astatica, ‘B’), relativamente alla Rete test 6 la migliore scelta consisterebbe nell’operare a cos� pari a 0.95, viceversa con una modulazione a cos� minore (per esempio pari a 0.9) non si introdurrebbero ulteriori benefici a causa dei limiti di transito, si introdurrebbe cioè un inutile incremento dei transiti reattivi e quindi delle perdite. Viceversa, una regolazione attuata secondo la logica ‘A’ proposta (Figura 3-1) presenterebbe il vantaggio di adattarsi (in termini di regolazione della produzione di potenza reattiva dalla GD) automaticamente alla rete in analisi (ossia alla violazione di tensione registrata e alla sensibilità del profilo di tensione dall’iniezione reattiva). In alcuni casi l’assorbimento di un elevato quantitativo di potenza reattiva non introduce ulteriori vantaggi in termini di HC a causa delle ridotte portate di corrente delle linee (limite strutturale della rete). In questi casi è auspicabile utilizzare una strategia di controllo della tensione che consenta di operare a fattore di potenza variabile e assorbire potenza reattiva in funzione della risposta della rete (caratteristica con statismo).

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A valle delle analisi relative allo studio del profilo di tensione sulla rete elettrica in presenza di DG, si è approfondita l’analisi valutando l’aumento delle perdite complessive di rete conseguente alla regolazione di tensione attuata assorbendo reattivo. L’analisi è stata ristretta al contributo legato alle due linee rappresentate per esteso nel modello di rete e al trasformatore AT/MT posto in CP, e limitatamente a specifiche (puntuali) condizioni di regolazione. L’analisi ha evidenziato che la regolazione di tensione porterebbe a un incremento delle perdite di rete, aumento che comunque sarebbe di oltre un ordine di grandezza inferiore rispetto all’energia immettibile in rete grazie all’incremento di HC. Si è quindi valutata la possibile violazione del vincolo sulle variazioni rapide di tensione, anche nei casi in cui il profilo di tensione rientri nel limiti stabiliti corrispondenti al +10/-4% della tensione nominale (nel rispetto delle variazioni lente di tensione). Lo studio ha portato alla conclusione che, sulle reti in oggetto, questo vincolo (assunto pari al 6%) è largamente rispettato in tutti i casi in cui la RdT agisce nel rispetto dei limiti sui profili di tensione, poiché con la regolazione di tensione si verifica una variazione rapida di tensione di segno opposto rispetto a quella inerente a una condizione di funzionamento a cos�=1. Nelle applicazioni reali si possono tuttavia verificare situazioni in cui questa condizione non è più vera. Al fine di operare correttamente anche in tali condizioni, il controllo locale di tensione dovrebbe ricevere come riferimento di regolazione sia i segnali relativi al limite sulle variazioni rapide che quelli relativi alle variazioni lente, regolando rispetto al segnale più stringente tra i due. In pratica si avrebbe che:

• il valore di potenza attiva erogata determina un valore di potenza reattiva assorbita/erogata nel rispetto delle variazioni rapide;

• dalla caratteristica del regolatore, rappresentata sul piano u-Q, si fissa, in funzione della tensione ai morsetti della GD, il valore di potenza reattiva assorbita/erogata tale da contenere la tensione tra il 96% e il 110% della tensione nominale;

• il regolatore comanda il limite di reattivo più stringente tra i due determinati ai punti precedenti, nel rispetto di entrambi i vincoli;

• se non esiste un valore di potenza reattiva che consente di rispettare i due vincoli, sarebbe necessario limitare la potenza attiva erogata dalla GD.

Circa l’analisi sul comportamento dinamico del regolatore locale di tensione, sono state studiate le performance delle due varianti, ossia regolatore a unico anello di regolazione AQR e regolatore a due anelli di regolazione AQR+QVR, al fine di tarare i parametri di regolazione. In particolare, sulla base dei risultati precedentemente riassunti, è stata implementata in DIgSILENT una caratteristica con statismo. Il regolatore a singolo anello (AQR) è considerato applicabile a impianti di produzione di nuova installazione oppure su generatori in uso senza un regolatore di tensione. Nelle simulazioni si è considerata attiva solo l’azione proporzionale del regolatore PID, in un generatore posto a metà linea (scenario mono-generatore). Per studiare il comportamento del regolatore locale, posto a metà linea, viene previsto, a fondo linea, un generatore statico che, tramite la modulazione di potenza, perturba il sistema modificando il profilo di tensione (v. Figura 3-3).

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Figura 3-3: Rete test – generatore con regolatore a singolo anello AQR (metà linea) e generatore statico

di ‘perturbazione’ (fine linea)

L’analisi mostra che l’uso di un regolatore di tensione migliora notevolmente il profilo di tensione, sia in termini di oscillazioni transitorie, sia in termini di valore di regime. Nel regolatore è inoltre prevista la presenza di un filtro di ingresso (filtro passa basso con costante di tempo Tm=1÷10 s), che rende possibile una risposta più ‘dolce’ della tensione ai morsetti. Per quanto riguarda il regolatore a due anelli AQR+AVR, applicabile a generatori già dotati di controllo locale, la costante di tempo Tm del filtro di ingresso è stata fissata pari a 10 s; questo consente di smorzare l’azione del controllo locale di tensione a favore della stabilità. È stata infine condotta l’analisi del comportamento simultaneo di due regolatori locali, con due anelli di regolazione (AQR+AVR, proprozionale-integrale), posti ad una distanza elettrica ridotta con la finalità di evidenziare l’eventuale presenza di pendolazioni di potenza reattiva. A valle della taratura dei parametri del regolatore si osserva che, a fronte della perturbazione, il generatore che ha la tensione più bassa assorbe meno reattivo, mentre il generatore con tensione più elevata si fa carico di un assorbimento di reattivo maggiore. In generale, le simulazioni condotte mostrano che la presenza di due generatori con controllo locale non introduce condizioni di instabilità: ciascuno regola la potenza reattiva in funzione della tensione ai morsetti, senza generare pendolazioni nei flussi reattivi. Riassumendo, la modalità di controllo proposta potrebbe essere implementata con tempi e costi alquanto ridotti, risultando al contempo un’utile interfaccia per uno sviluppo futuro della regolazione coordinata. Gli apparati in essere per il controllo locale potrebbero infatti fungere da sistemi di misura e interfaccia per gli algoritmi di ottimizzazione della rete e, sull’anello di regolazione, come elementi attuatori, andando a comandare i singoli sistemi di eccitazione dei singoli generatori. Per quanto riguarda l’estensione delle considerazioni sopra riportare a installazione di GD sulla rete BT, si è preferito utilizzare modelli convenzionali in modo da rappresentare in forma semplificata (ossia con un numero ridotto di nodi) i sistemi di distribuzione BT reali. In particolare, ciascuno dei modelli considerati rappresenta, oltre al trasformatore MT/BT, unicamente le dorsali che si dipartono dalla cabina secondaria. Tale ipotesi non risulta limitativa in ragione della considerazione, evidente, relativa alla ridotta capacità della rete BT di accogliere GD: ne consegue l’inevitabile esigenza di prevedere l’installazione di tutte le unità di potenza non trascurabile direttamente lungo i feeder principali, o con derivazione dedicata da realizzarsi ad hoc.

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I risultati complessivi ottenuti sulle reti ‘modello’ sono riportati in Figura 3-4: è possibile osservare, per esempio, che approssimativamente il 50% dei nodi del campione, qualora la GD non regoli tensione, potrebbe accogliere fino a 200 kW di generazione. Tale percentuale è destinata a crescere in modo consistente nel caso in cui la GD sia in grado di prelevare energia reattiva con un fattore di potenza diverso da quello unitario. In particolare, si osserva come, operando con un fattore di potenza pari a 0,9, tale percentuale salga a valori prossimi all’82%.

Figura 3-4: Grafico cumulato della percentuale di nodi del campione che presentano una potenza installabile pari a quella riportata in ascissa (cosϕϕϕϕ=1; blu). Le barre in rosso indicano l’incremento di HC conseguente all’introduzione della regolazione di tensione (cosϕϕϕϕ=0,9).

Si suppone comunque che, come precedentemente introdotto, in caso la HC in uno dei nodi sia troppo limitata per consentire la connessione di un determinato impianto di GD, data la ridotta estensione che caratterizza le derivazioni, sia possibile prospettare di sostenere l’onere economico relativo alla loro sostituzione con linee affini, ma aventi caratteristiche idonee. Si osserva infine come la regolazione di tensione operante anche sulle reti BT assicuri un sensibile innalzamento dei livelli di Hosting Capacity, nonostante il carattere resistivo tipico delle linee che costituiscono il sistema BT3 – caratteristica che comporta una riduzione dell’efficacia dell’azione di regolazione della tensione attuata tramite iniezioni di potenza reattiva. Appare dunque di notevole interesse un’estensione della regolazione di tensione precedentemente presentata nell’ambito della media tensione, anche al sistema di distribuzione in bassa tensione.

3.3.2 Algoritmo per il controllo centralizzato di tensione ai nodi e di corrente nelle linee di una rete attiva, sulla base di tecniche di ottimizzazione tecnico-economica

Come noto, la diffusione della generazione distribuita comporta, oltre a diversi benefici, possibili impatti negativi sulle reti di distribuzione che devono essere affrontati opportunamente. Negli anni recenti sono stati proposti diversi approcci, sia in Italia che in altri paesi, per supportare una maggiore penetrazione di generazione diffusa e, dall’altro, garantire che questa diffusione non abbia impatti negativi in termini di qualità del servizio (power quality).

3 Mentre le linee che compongono le reti di distribuzione MT presentano solitamente una resistenza longitudinale

nell’ordine della loro reattanza, quelle relative alle reti BT sono caratterizzate invece da rapporti R/X anche prossimi a qualche unità.

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Il Deliverable DA.1 (cfr. cap. 8) descrive l’attività di sviluppo di tecniche innovative di controllo della rete di distribuzione finalizzate a massimizzare la penetrazione di GD (“hosting capacity”) garantendo contestualmente standard adeguati in termini di affidabilità, sicurezza e qualità del servizio di connessione e di fornitura dell’energia elettrica. L’attività, focalizzata sul controllo coordinato di tipo centralizzato, include lo sviluppo di un apposito “ambiente” di test per la verifica degli algoritmi sviluppati. L’attività si è svolta secondo le seguenti fasi principali:

• definizione degli obiettivi della procedura e dell’architettura di controllo • sviluppo dell’algoritmo di ottimizzazione tecnico-economica • definizione di alcuni ‘scenari di costo’ rappresentativi • sviluppo dell’ambiente di prova • simulazioni di funzionamento su rete test.

Rispetto agli usuali metodi, l’approccio seguito presenta due punti di interesse: • l’ottimizzazione tiene conto contemporaneamente sia degli aspetti tecnici che di quelli economici,

ovvero del costo connesso con le azioni di controllo; • è in grado di gestire uno o più sistemi di accumulo, controllati direttamente dal DSO ai fini della

regolazione di tensione. L’architettura prevede un controllo centralizzato che interviene a tempi definiti (periodo indicativo 10’), con l’obiettivo di garantire il rispetto dei limiti di tensione e frequenza in ogni punto della rete. Obiettivo generale della procedura è determinare, a partire da un andamento previsto per una serie di istanti temporali su una rete di MT con generazione, una situazione sempre ammissibile che comporti il minor costo di ridispacciamento per il distributore. In caso di scostamento significativo dai valori attesi, viene inoltre generata una segnalazione di allarme (“Spontanea”) per stimolare un intervento immediato. Occorre sottolineare che l’intervento del controllo centralizzato avviene unicamente quando si rileva il mancato rispetto dei vincoli di tensione o di corrente al fine di minimizzare le comunicazioni e le azioni sulle risorse controllate. Secondariamente, l’ottimizzazione viene avviata in caso di stato già dispacciato per trovare eventuale condizione meno onerosa.

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Figura 3-5: Diagramma di flusso dell’algoritmo di controllo centralizzato (schema semplificato)

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L’applicazione vede come blocco principale l’algoritmo dedicato al controllo coordinato che, a partire dai valori attuali delle grandezze elettriche (tensioni ai nodi e correnti ai rami) calcolati dallo stimatore di stato (“Network State”, v. § 3.3.3), e dalla previsione delle produzione/carichi per le 24 ore, mantiene i parametri operativi entro i rispettivi limiti di funzionamento (tensioni ai nodi conformi agli intervalli di variazione ammessi, flussi di potenza inferiori ai vincoli di caricabilità delle rispettive linee o trasformatori, ecc.). Anche per ragioni di continuità con l’assetto esistente, si continua a riferirsi al DSO come soggetto che si occupa del bilanciamento della rete – nulla vieta che l’evoluzione della normativa possa in futuro prevedere un assetto differente dove tale ruolo sia ricoperto da un nuovo soggetto, dedicato a svolgere tale funzione. L’ottimizzazione qui sintetizzata va quindi vista nell’ottica di questa evoluzione; per questo motivo si considera plausibile ipotizzare l’adozione di sistemi di accumulo elettrico dedicati alla regolazione della rete, gestiti direttamente dal DSO (o dal soggetto di cui sopra). L’ottimizzatore, cuore dell’algoritmo di controllo, è realizzato attraverso l’utilizzo dell’applicativo per il calcolo dell’OPF (Optimal Power Flow), “DISCoVER”, interfacciato tramite un’applicazione in ambiente Matlab che fornisce anche una preelaborazione dei dati di rete e di esercizio. La funzione obiettivo è in grado, come detto, di tenere conto dei costi (lineari a tratti o quadratici) delle risorse direttamente dispacciabili dal gestore di rete, tra queste uno o più sistemi di accumulo. Il controllo coinvolge infatti:

• il TAP Changer della cabina (OLTC), • risorse controllabili: generatori (sotto-insieme dei generatori presenti sulla rete), eventuali carichi

controllabili • elementi d’accumulo gestiti direttamente dal DSO.

La serie temporale è solitamente fissata con orizzonte giornaliero, costituita dalle 24 ‘sezioni’ orarie o da 96 periodi di 15’ ciascuno. Senza entrare in eccessivi dettagli, la presenza dell’accumulo (e quindi della sua ricarica) introduce un vincolo di natura integrale: il problema viene affrontato trasformando opportunamente il vincolo temporale in un vincolo spaziale, dove le varie equazioni sono poi risolte contemporaneamente per tutte le ‘sezioni’. La batteria è rappresentata tramite due generatori – uno positivo e uno negativo – collegati in antenna al nodo di interfaccia con la rete (ossia l’inverter); in ciascun istante temporale risulta attivo uno dei due ‘generatori’ – la batteria è quindi in assorbimento oppure in erogazione. Assegnando correttamente i parametri della linea che connette la batteria è possibile tenere conto anche delle efficienze, solitamente differenti, nei processi di carica e scarica. Le principali ipotesi di lavoro sono le seguenti:

• Perimetro spaziale – Rete MT sottesa ad una Cabina Primaria. Si ipotizza che la configurazione della rete sia fissa4;

• Perimetro temporale: – Si prende in considerazione lo stato corrente della rete (risultante dalla stima dello stato) e le

24 ore successive; – Relativamente ai periodi temporali futuri, si considerano i carichi previsti ai nodi e le iniezioni

previste dai generatori (non ci si occupa dell’implementazione dei moduli di previsione, ma si parte da risultati forniti da questi).

• Input del sistema – Configurazione della rete (topologia e equazioni di LF) – Stima oraria dei carichi e delle produzioni – Dati dei generatori e della batteria – Stato del sistema: la procedura deve sapere se in periodo precedente sono state già dispacciate

risorse (flag); in caso di stato “dispacciato” si deve comunque far girare l’algoritmo per cercar

4 La riconfigurazione della rete, tema di crescente interesse, può essere considerata come un eventuale passo temporalmente anteriore all’ottimizzazione qui descritta. L’azione congiunta di riconfigurazione della topologia e ottimizzazione tramite controllo locale e/o centralizzato rappresenta un possibile sviluppo dell’attività.

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di capire se si può: a) tornare in situazione normale – b) rimanere in condizione comunque ‘dispacciata’ ma con costo inferiore.

• Vincoli tecnici – Banda ammessa per le tensioni ai nodi – Valore delle correnti ai rami – Vincoli su OLTC – Vincoli sulla batteria – Vincoli sui generatori (curva di capability)

• Variabili di controllo – risorse di regolazione: OLTC, risorse controllabili, storage

• Funzioni di costo – Costo per le variazioni di potenza reattiva/attiva di generatori/carichi/accumuli – Costo sulla variazione di OLTC (per tenere conto dell’usura del componente).

• Risultato – Interventi da applicare all’istante attuale per risolvere violazioni di vincoli sullo stato corrente – Interventi da applicare in istanti futuri per risolvere violazioni di vincoli sugli stati futuri.

La seguente figura mostra la sintesi della procedura: le informazioni relative a topologia della rete, previsioni, costi e i dati sull’accumulo vengono opportunamente combinati in un file (.sip) che, elaborato da DISCoVER, fornisce i punti di lavoro per le risorse controllabili e i relativi costi di dispacciamento.

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Figura 3-6: Schema del flusso dei dati

L’OPF utilizzato determina anche le perdite che risultano, pertanto, implicitamente valorizzate al costo marginale dell’energia. L’eventuale inversione di flusso verso la rete AT non è trattata come vincolo tecnico ma tramite un opportuno costo, al fine di poter sfavorire il controflusso solo nei periodi temporali desiderati. Tramite lo schema delineato in Figura 3-6, si osserva come la procedura consenta di valutare come diversi modelli di business (e quindi di remunerazione dei servizi ancillari – § 3.2) influenzano le capacità di controllo della rete. Parallelamente allo sviluppo dell’algoritmo si è avviata la definizione dell’ambiente di prova, costituito essenzialmente da tre sottoinsiemi (Figura 3-7):

• applicazione per il controllo centralizzato di tensione, VoCANT (Voltage Controller for Active NeTworks, che contiene al suo interno l’algoritmo di ottimizzazione sopra delineato)

• applicazione per la simulazione statica della rete (“campo”), FiSi (Field Simulator) • applicazione per le analisi dinamiche.

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Figura 3-7: Ambiente di prova (schema generale)

Il blocco del controllore di tensione VoCANT (Voltage Controller in Active Network Topology) contiene al suo interno:

• il blocco di State Estimation; • l’ottimizzatore (DISCoVER); • tutte le funzioni necessarie a impostare correttamente i dati di input: topologia rete, previsioni,

costi; • funzioni di visualizzazione dello stato di avanzamento e dei principali risultati di esecuzione;

salvataggio di dati storici su archivio per eventuali analisi post-esecuzione. La caratteristica principale di VoCANT è la possibilità di lanciare l’esecuzione in tempo reale (qualora, per esempio, venga eseguita l’ottimizzazione su rete fisica) o simulato (quando il controllore è interfacciato al simulatore di campo FiSi), quest’ultima anche in tempo accelerato, e di mostrare tutti i parametri di interesse (Figura 3-8).

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Figura 3-8: Grafico ‘a ciambella’ (tensione nodale riferita ad un periodo)

Il simulatore statico FiSi è interfacciato al controllore centralizzato VoCANT, con cui interagisce a tempi definiti restituendo misure (dal campo verso il controllore) e accettando set point (dal controllore al campo). Si sottolinea come lo scopo del blocco di simulazione FiSi non è quello di replicare completamente il funzionamento del campo (funzionalità offerte dai simulatori usati dai DSO) quanto supportare nello sviluppo e nella verifica delle funzioni di controllo. Occorre infatti sottolineare che l’algoritmo di controllo racchiuso in VoCANT può essere cambiato per confrontare i risultati ottenibili con diversi approcci: l’essenziale è che siano rispettate le interfacce tra i diversi blocchi. Il simulatore così concepito, realizzato in ambiente Matlab + Matpower, non è in grado di replicare la presenza dei controllori locali della GD e non consente la simulazione degli scostamenti rispetto alle previsioni:

• differenti andamenti degli assorbimenti, • differenti andamenti di produzione dei generatori rinnovabili (fotovoltaico e eolico), • eventi aleatori: distacchi di generatori, apertura di protezioni o interruttori ecc.

Per aggirare il limite sopra individuato, tramite adeguata interfaccia (HMI Human Machine Interface) si introducono gli eventi esterni che determinano scostamenti dalle previsioni, agendo direttamente sulle tabelle di descrizione (nodes/branches/sources) in ingresso al Load Flow del simulatore. La combinazione di simulatore statico e interfaccia “eventi” permette quindi di:

• verificare il corretto comportamento del controllore a seguito di scostamenti, • individuare le situazioni limite per gli scostamenti stessi.

Per quanto riguarda la descrizione della rete, essa deve avvenire modalità standard (§ 3.4) e deve essere convertita automaticamente nei formati interni impiegati dalla piattaforma. La rete test impiegata è schematizzata in Figura 3-9.

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Figura 3-9: Rete test. W = eolico, P = fotovoltaico, G = Generatore sincrono (controllabile)

Per quanto riguarda i costi delle risorse presenti nella rete test, si sono cercati valori che potessero rappresentare un ragionevole scenario. Occorre sottolineare che si è cercato di delineare uno scenario internamente consistente, dove più che le grandezze assolute sono state curate le posizioni relative delle varie risorse. Al fine di valutare il comportamento dell’ottimizzatore in condizioni limite, sono stati individuati svariati scenari, considerati come rappresentativi di situazioni non ancora osservabili sulle reti reali ma che potranno tuttavia verificarsi nel breve futuro in zone con elevata penetrazione da fonte rinnovabile. La singola analisi si è espressa inoltre con l’applicazione di opportuni accorgimenti sia riguardanti la batteria (vincolo di ricarica) sia il flusso di potenza verso la rete di trasmissione (forte disincentivo), dai quali sono stati definiti 5 sottocasi aventi caratteristiche differenziate:

1. Caso standard (con vincolo di ricarica della batteria); 2. Caso con vincolo di ricarica rilassato a fine orizzonte; 3. Costo ridotto per la batteria; 4. Caso misto (2 + 3); 5. Coefficiente non nullo di costo quadratico per Potenza attiva.

Gli ulteriori scenari sono stati creati andando ad agire sui profili complessivi di generazione e carico (variando la collocazione geografica della rete test), con lo scopo di creare situazioni critiche differenti l’una dall’altra, pur mantenendo tra di esse un minimo di relazione. La creazione di una funzione apposita ha consentito agevolmente di visualizzare i profili aggregati prima di avviare l’ottimizzazione. A partire dallo scenario base, nel quale si ha una forte eccedenza di generazione con conseguente controflusso verso AT, gli altri due casi di studio vedono rispettivamente l’inversione del flusso solo in alcuni periodi della giornata e, infine, la sostanziale inefficacia dell’azione del variatore sotto carico a causa delle caratteristiche contrastanti dei due feeder (uno “attivo” e l’altro “passivo”).

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1

2

3

L

GP

t

feeder 1

V

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E

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E0

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Figura 3-10: Scenari impiegati nelle simulazioni

Tutte le considerazioni effettuate sono state esattamente duplicate e ri-esaminate nella situazione d’inserzione di accumulo sul nodo 22 (feeder “rurale”) ottenendo quindi un totale di 30 casi studio (5 x 3 x 2). Per ciascun caso sono stati calcolati i profili di tensione attesi ante ottimizzazione, al fine di evidenziare le criticità (sovratensioni, essenzialmente) e l’opportunità di un intervento di controllo. A valle dell’ottimizzazione con DISCoVER sono stati valutati innanzi tutto il rispetto dei vincoli tecnici (in tutti i casi ipotizzati l’algoritmo è giunto a convergenza, trovando un minimo della funzione obiettivo), quindi l’impiego delle diverse risorse e l’eventuale ricorso a riduzioni di potenza attiva generata al fine di minimizzare il controflusso. L’entità del costo di dispacciamento non va considerato, come descritto precedentemente, in termini assoluti quanto come parametro di confronto tra le diverse situazioni e ipotesi di costo. A titolo di esempio si riporta l’esecuzione della procedura nello scenario di tipo “2”, ossia quello probabilmente più osservabile nel breve periodo, nel sottocaso ‘costo ridotto’ per la batteria. La seguente Figura 3-11 riporta i profili attesi di generazione e carico sull’intera rete test, dove si nota l’inversione di flusso solo in alcune ore del giorno.

Andamento potenze attive

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Periodo

Pot

enze

[MW

]

Generazione Carico

Figura 3-11: Profili attesi di generazione e assorbimento

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L’analisi del profilo di tensione nella situazione precedente all’intervento dell’opera di ottimizzazione mostra come sia presente un importante fenomeno di sottotensione (0,84 p.u. circa al periodo 21), sintomo di una probabile influenza del carico di tipo residenziale in un momento di scarsa produzione dalla generazione locale.

Scenario 2 - h 21

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

# nodo feeder

V [p

.u.] feeder1

feeder2

feeder1_diram

feeder2_diram

Figura 3-12: Profili di tensione attesi in assenza d'intervento (h. 21)

L’ottimizzazione calcolata nell’ipotesi di costo ridotto per l’impiego dell’elemento di accumulo mostra un massiccio ricorso a questa risorsa e, viceversa, una limitata riduzione della potenza attiva generata sulla rete, come visibile nei seguenti due grafici.

Accumulo

0

1

2

3

4

5

6

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Periodo

En

erg

ia [

MW

h]

Figura 3-13: Profilo calcolato per l’energia accumulata – ipotesi di costo ridotto (con vincolo sulla

ricarica)

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Profilo di potenza

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Periodo

Pot

enza

[MW

]

Previsto

Reale

Figura 3-14: Confronto tra potenza attiva generata, ante e post ottimizzazione

Le simulazioni finora condotte confermano la flessibilità dello strumento realizzato e la sua concreta possibilità di impiego in casi reali. Per quanto riguarda l’analisi dinamica, focalizzata essenzialmente a valutare possibili instabilità derivanti dall’attuazione dei setpoint calcolati, essa è stata avviata in ambiente DIgSILENT: lo strumento ha confermato le (note) prestazioni, ma parimenti scarsa propensione a interagire con altri software, Matlab in questo caso (§ 3.4). Le attività preliminari hanno quindi visto una serie di simulazioni in esclusivo ambiente DIgSILENT circa l’andamento dei profili di tensione in caso di eventi accidentali quali lo stacco improvviso di un generatore tra quelli dispacciabili. Va premesso, inoltre, che, per un significativo ed efficace svolgimento dell’analisi, si sono simulate le azioni di disconnessione della batteria, dello stacco di un solo generatore per volta e dell’innesto di valori di generazione e carico in grado di sollecitare in maniera importante il sistema.

3.3.3 Specifica di un algoritmo della stima della stato di una rete MT La presenza di generatori diffusi, connessi lungo le reti di distribuzione, altera come noto il profilo di tensione e le misure solitamente disponibili diventano insufficienti a pervenire a una stima ragionevole dello stato della rete al fine di individuare l’eventuale violazione di limiti operativi. Al fine di superare le problematiche di osservabilità e pervenire alla stima approssimata dello stato di funzionamento della rete, occorre integrare le poche misure in tempo reale disponibili in cabina primaria (misure locali, in particolare di tensione sulle sbarre AT e MT e di flussi di potenza) con le misurazioni remote (in particolare di tensione) e con le cosiddette “pseudo-misure” (stime di carico e generazione). L’attività, svolta collaborazione con l’università di Padova e i cui risultati sono descritti nel Deliverable 6 (cfr. cap. 8), ha riguardato la specifica e una prima realizzazione di un algoritmo di State Estimation, avente la funzione di fornire una stima dello stato di una rete di distribuzione partendo dall’acquisizione di poche misure on-line e da una stima di carichi e generatori. Le condizioni operative del sistema in un determinato istante possono essere ricavate dalla conoscenza congiunta del modello della rete cui si fa riferimento e dei fasori di tensione per ogni nodo della rete stessa: l’insieme dei fasori della tensione di tutti i nodi definisce completamente lo “stato” del sistema. Lo stato della rete viene poi utilizzato come dato d’ingresso al blocco di controllo, dove l’algoritmo di ottimizzazione interviene con l’obiettivo di minimizzare il costo delle eventuali azioni di controllo volte a mantenere i parametri operativi entro gli intervalli ammessi (§ 3.3.2). Al fine di verificare il comportamento dell’algoritmo, nel corso dell’attività sono stati definiti le strutture dati in ingresso, ossia la descrizione della rete e delle misure, profili ragionevoli per la generazione e il

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carico ed è stata individuata la rete ‘test’ – derivata da reti reali di distribuzione MT. Le simulazioni hanno evidenziato il diverso risultato in funzione di numero e posizione delle misure disponibili, fornendo indicazioni sulle applicazioni pratiche della procedura. In estrema sintesi, gli algoritmi di State Estimation si basano sull’assegnazione di un valore a una variabile incognita che descrive lo stato del sistema, secondo un determinato criterio, a partire da misure nella rete generalmente imperfette e ridondanti. Solitamente, il procedimento adotta un criterio di tipo statistico che fornisce il valore della variabile di stato in grado di minimizzare o massimizzare una determinata funzione obiettivo. Un metodo comunemente utilizzato in questo senso, è quello di minimizzare la somma dei quadrati delle differenze tra i valori stimati (calcolati) e quelli veri (misurati) di determinate grandezze. Tale metodo è noto come Weighted Least Squares (WLS) State Estimation, ossia dei minimi quadrati pesati. Le ipotesi fondamentali su cui si fonda la teoria che sta alla base di questo metodo sono:

• sistema trifase, simmetrico ed equilibrato; • rappresentazione in “per unità” di tutte le variabili di rete; • utilizzo del circuito equivalente monofase alla sequenza diretta; • caratterizzazione degli elementi di rete (linee, trasformatori, banchi di condensatori) con il

rispettivo modello equivalente a �; • rappresentazione di carichi e generatori mediante la potenza complessa iniettata nei loro nodi di

connessione. Lo scopo della State Estimation, come già detto, è quello di determinare il più probabile stato del sistema sulla base delle quantità misurate. Un metodo che consente di raggiungere tale obiettivo, largamente utilizzato in statistica, è il cosiddetto Maximum Likelihood Estimation (MLE), o Metodo della massima verosimiglianza. Con questa tecnica si assume che gli errori di misura abbiano una distribuzione statistica nota, mentre sono incogniti i parametri di tale distribuzione. La funzione di densità di probabilità congiunta per tutte le misure può così essere scritta in funzione di questi parametri incogniti. Tale funzione è nota come funzione di verosimiglianza (likelihood function) e presenta il suo massimo quando i parametri (incogniti) si avvicinano ai loro veri valori (ottenibili da misure accurate oppure da pseudo-misure affette da maggiore incertezza). A partire da questo, può essere impostato un problema di ottimizzazione al fine di massimizzare la funzione di verosimiglianza. La soluzione fornisce la MLE per i parametri incogniti. Come introdotto in precedenza, per pseudo-misure si intendono in genere le stime del comportamento delle utenze (carichi e unità di generazione), solitamente ricavate off-line mediante modelli. Tuttavia non è possibile, data la variabilità dei carichi stessi, ottenere una stima deterministica del valore di questi ultimi. Si ricorre, pertanto, a tecniche di previsione dell’assorbimento del singolo carico o di gruppi di carichi (Load Modelling) che forniscono un valore centrale unitamente ad una determinata incertezza potenzialmente piuttosto ampia in relazione a quella fornita da una misura, anche di scarsa accuratezza. Dal valore di incertezza attribuita alle pseudo-misure, ipotizzando anche per queste una distribuzione di tipo normale, si risale alla deviazione standard da associare ai valori previsti. Queste tecniche consentono di determinare la potenza attiva e reattiva iniettate in un nodo in un dato istante, con le rispettive varianze, che rappresentano gli effettivi dati di ingresso dell’algoritmo di State Estimation. Molteplici tecniche di Load Modelling sono in grado di fornire tali indicazioni sulla base dell’analisi di misure locali e di dati storici contrattuali. Data la rete con N nodi (descritta tramite modello a π) per la quale sono disponibili m misure indipendenti (ciascuna assunta come gaussiana), il problema viene riformulato mediante la nota tecnica della minimizzazione dei residui ri :

ri = zi – µ i = zi – E(zi) con i = 1 .. m

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dove �i (ossia il “valore atteso” E(zi) della misura zi ) viene espresso da hi(x), una funzione non lineare che lega il vettore di stato x (dato da N moduli della tensione e N-1 angoli di fase – assunta fase nulla al nodo di saldo) con l’i-esima misura. Il calcolo della stima si basa quindi sulla minimizzazione dei quadrati dei residui ri , i quali sono pesati dall’inverso della relativa varianza (Weighted Least Squares Estimation, WLS). Ciò significa che nel calcolo verrà data maggiore peso statistico ai valori che presentano un’incertezza minore, o perché provenienti da strumenti di misura a precisione più elevata o perché rappresentano grandezze che si considerano note con un basso grado di indeterminazione. Per quanto detto in precedenza circa la natura aleatoria degli errori e la relativa distribuzione normale di questi ultimi, sarà necessario definire un intervallo di confidenza che si desidera rispettare per fissare il valore della deviazione standard da associare a misure ed eventuali pseudo-misure. Ai fini dell’applicazione dei risultati della State Estimation, risulta importante fissare un intervallo di confidenza molto ampio. In questo modo il valore fornito dallo strumento di misura si collocherà sempre all’interno della banda definita nell’algoritmo mediante il relativo valore di �. Si è fissato il valore della deviazione standard delle grandezze misurate pari a � = � / 3, così facendo è possibile conseguire la “certezza statistica” (cioè con probabilità del 99.73 %) che il valore misurato rientri nella banda attesa. Nella scrittura dell’algoritmo sono stati tenuti in considerazione diversi requisiti fondamentali per una maggior flessibilità possibile del software nei confronti dei dati ricevuti in ingresso, in particolar modo:

• Riconoscimento del nodo di Alta Tensione, se presente; • Individuazione del nodo di saldo (nodo di alta tensione se presente oppure sbarra di media tensione

della cabina primaria); • Riconoscimento del numero e tipologia dei profili di carico; • Rinumerazione opportuna dei nodi all’interno dell’algoritmo al fine di consentire piena libertà

nella numerazione dei nodi nel file dati di ingresso; • Riconoscimento dei nodi di diramazione; • Eliminazione del nodo di saldo dai generatori; • Riconoscimento dello stato on/off dei generatori distribuiti; • Acquisizione delle misure da file esterno reso possibile anche in ambiente di simulazione

(condizione che meglio approssima il caso reale di misure provenienti dal campo). Per poter valutare le prestazioni del software di State Estimation si è fatto riferimento a una rete “reale” con cui confrontare i risultati derivanti dalla stima dello stato della rete e da cui estrarre le ‘misure’ da inviare allo State Estimator. Per mantenere una piena indipendenza del software di SE si è adottata la seguente architettura:

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Figura 3-15: Architettura generale di verifica dello State Estimator

La rete test utilizzata nelle simulazioni è schematizzata nella seguente figura (v. anche § 3.3.2):

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=

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Figura 3-16: Schema della rete test

Caratteristiche principali: • 32 Nodi • 8 Generatori Distribuiti, di cui 4 controllabili (supposti come generatori sincroni) • 1 Nodo fittizio (per allacciamento dell’unità di accumulo elettrico) • 33 Nodi considerati dallo State Estimator.

Sono stati quindi valutati i risultati della procedura in diversi scenari, in termini di massima incertezza compiuta nella stima:

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• disponibilità di misure in sola cabina primaria (tensione di sbarra MT e flussi di potenza in partenza alle sbarre MT);

• diverse incertezze con cui sono noti i profili di carico e di generazione • inserzione di misura in corrispondenza del nodo della batteria (#12, feeder 1) • disponibilità di misura remota in corrispondenza dei soli generatori controllabili • disponibilità di misure remote in corrispondenza dei nodi di connessione di tutti i generatori

Dai risultati ottenuto è possibile affermare che: • disponendo solo delle misure in CP, non risulta possibile garantire un’incertezza inferiore all’1%

in tutti i nodi di rete; come era ragionevole attendersi, in presenza di una rete attiva non è possibile affidarsi alle misure usualmente disponibili per la rete passiva;

• procedendo con l’inserzione della misura in corrispondenza del nodo di connessione della batteria, è possibile ottenere una significativa riduzione dell’incertezza sul feeder 1, tuttavia non sufficiente a portare l’incertezza massima sotto l’1%. Il miglioramento ottenuto in questa configurazione rispetto alla precedente è ovviamente contenuto al solo feeder 1, essendo che solo su tale linea viene aggiunta la misura remota;

• l’ulteriore disponibilità di misure in corrispondenza dei generatori controllabili (nodi 4, 11 e 21) consente di ottenere un’incertezza sulla stima delle tensioni inferiore all’1% in tutti i nodi di rete;

• l’ulteriore aggiunta di ulteriori misure remote di tensione in tutti i nodi di connessione dei generatori distribuiti (nodi 4, 11, 21, 8, 14, 18, 23 e 29) comporta una ulteriore limitazione della massima incertezza della stima di tensione, che risulta in tutta la rete prossima all’incertezza delle apparecchiature di misura inserite (classe 0.5).

• l’incertezza delle pseudo-misure influisce in maniera significativa sull’incertezza delle tensioni stimate. È possibile inoltre osservare come l’incertezza sulla stima della generazione influisca in maniera più significativa dell’incertezza sulla stima del carico; questo fatto è attribuibile alla taglia dei generatori connessi in rete, che risulta sensibilmente maggiore di quella dei carichi.

Come esempio di esecuzione della procedura, nei seguenti grafici si riporta l’andamento della tensione stimata in tutti i nodi di rete, con la relativa banda di incertezza, e della tensione “reale” derivante dal load flow, nell’ipotesi di disporre delle misure effettuate in CP e in corrispondenza del sistema di accumulo e dei generatori controllabili. Sono stati considerati due periodi campione, ora 1:00 (basso carico e bassa generazione) e ora 12:00 (elevato carico ed elevata generazione).

Figura 3-17: Andamento tensione “reale” e tensione stimata all’ora 1 sul feeder 1

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Da quanto visto, l’ipotesi di ottenere misure dai generatori controllabili, grazie al medesimo canale di comunicazione con cui vanno inviati i comandi (setpoint), conduce a una condizione di ragionevole confidenza circa lo stato della rete. L’ipotesi appare tecnicamente realizzabile dato che è comunque possibile pensare a una asimmetria di prestazioni per le due direzioni di trasmissione (misura e comando). Lo studio del numero e del posizionamento degli eventuali punti aggiuntivi di misura per una determinata rete può essere condotto tramite l’analisi delle incertezze associate alla stima delle varie grandezze, procedura delineata nel documento.

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Il lavoro qui sintetizzato è stato sviluppato allo scopo di dimostrare la raggiungibilità di determinati obiettivi di accuratezza nella stima delle tensioni, tramite l’utilizzo di tecnologia attualmente disponibile a livello commerciale. In futuro, potranno essere sviluppati ulteriori approcci, basati per esempio sull’utilizzo dei sincrofasori. Rispetto a quanto avviene per le reti di Alta Tensione, le reti di distribuzione richiedono tuttavia un’elevata precisione e accuratezza nella misura, in particolar modo dell’angolo di fase (essendo i sistemi di distribuzione caratterizzati da bassissimi sfasamenti tra le tensione nei diversi nodi di rete, oltre che da distorsione non trascurabile della forma d’onda di tensione). Disponendo di punti di misura, opportunamente allocati nei sistemi di distribuzione, aventi prestazioni adeguate, sarà possibile introdurre algoritmi di state estimation basati sui sincrofasori anche nelle reti di distribuzione. L’interesse per un tale approccio è legato soprattutto alla possibilità di esercire intenzionalmente porzioni di rete in isola. In questo caso la conoscenza dei sincrofasori diventa utile sia nella fasi di sincronizzazione con la rete principale, sia nel coordinamento della generazione distribuita all’interno dell’isola. Un ulteriore punto di approfondimento è legato all’opportunità di applicare tecniche di programmazione stocastica (PS) alle procedure di State Estimation (SE) e Voltage Control (VC) per reti di distribuzione in Media Tensione. La prima valutazione condotta nell’ambito del presente lavoro consente di affermare che le procedure di SE, essendo stime di misure a partire da misure reali, sono un ambito in cui la programmazione stocastica non trova applicazione. Viceversa, le procedure di VC, trattandosi di processi decisionali in presenza di dati caratterizzati da incertezza, rientrano nell’ambito classico di applicazione delle tecniche di PS. Tuttavia, i modelli VC deterministici sono già per loro natura particolarmente onerosi, sia per il numero di variabili in gioco, sia per la non linearità del problema in analisi; è quindi possibile che la formulazione di un VC stocastico possa incrementare eccessivamente la complessità del modello.

3.3.4 Algoritmo semplificato per il controllo centralizzato della tensione

In parallelo all’algoritmo descritto nel capitolo precedente, è stato svolto lo studio, i cui risultati sono riportati nel Deliverable DA.4, di un sistema di controllo della tensione della rete, semplificato rispetto a quello descritto nel punto precendente. Il sistema di controllo, deve utilizzare un numero limitato di misure già presenti in cabina primaria o da un limitato numero di nodi significativi della rete (nodi di generatori controllati o nodi ritenuti critici). Il dispositivo da parte sua invia un numero limitato di set point verso i generatori che partecipano al controllo della potenza reattiva. Diversamente dalla realizzazione descritta nel paragrafo precedente, non è previsto che il controllore operi sulla base di tutte le misure stimate delle grandezze di rete (in particolare le tensioni). Non è di conseguenza previsto un sistema di “Stima dello Stato della Rete”. In Figura 3-27 è rappresentata l’architettura del controllo. Il sistema, centralizzato in CP, è costituito da due sottosistemi:

• Il controllore del variatore sottocarico, che controlla la tensione in partenza alle linee variando il rapporto spire del trasformatore AT/MT.

• Tanti controllori, quante sono le linee con GD. Ogni regolatore controlla il fattore di potenza in partenza alla linea, richiedendo la potenza reattiva che i generatori devono produrre o assorbire.

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RegolatoreLocale di Q

Linea 1

RegolatoreLocale di Q

Linea 2

Linea N

OLTC

Rete MT

Rete AT

Controllo Coordinatodi Tensione

CabinaPrimaria AT/MT

Controlloredel

variatoresottocarico

(OLTC)

Riferimento VMT

Misura VMTVMT

Richiesta di Q ai Generatori

Misure di V, P, Q

Misure di P e cos�di linea

ControlloReattivo Linea 2


ControlloReattivo Linea N

Misura PMT

RegolatoreLocale di QRegolatoreLocale di Q

Linea 1

RegolatoreLocale di QRegolatoreLocale di Q

Linea 2

Linea N

OLTC

Rete MT

Rete AT

Controllo Coordinatodi Tensione

CabinaPrimaria AT/MT

Controlloredel

variatoresottocarico

(OLTC)

Riferimento VMT

Misura VMTVMT

Richiesta di Q ai Generatori

Misure di V, P, Q

Misure di P e cos�di linea



ControlloReattivo Linea N

Misura PMT

Figura 3-20: Schema di principio del controllo coordinato della tensione e della potenza reattiva

L’azione sull’OLTC è definita in base al carico in una forma simile alla compensazione in corrente in cui l’impedenza equivalente della rete della sbarra MT di CP, definita da una relazione lineare, viene ricavata da una analisi dettagliata di regimi stazionari in cui si tiene contemporaneamente conto di molteplici condizioni di carico e generazione5. Inoltre nella definizione del set-point di tensione del OLTC si è introdotto un ulteriore segnale prevalente rispetto al set-point calcolato in base al carico di rete. Questo segnale agisce solo se le tensioni in nodi critici della rete superano una soglia di tensione minima o di tensione massima. La soglia di tensione minima è scelta vicino al minimo tollerabile (-10%Vn) ovvero -7%Vn, analogamente la soglia massima è scelta al 7%Vn, vicina alla soglia massima tollerabile (10%Vn).

5 In fase di messa a punto della compensazione in corrente vengono determinati i valori di cos�ref, Iref e dell’impedenza equivalente.

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Figura 3-21: Regolatore del variatore sotto carico OLTC, schema di principio

Per quando riguarda la richiesta di potenza reattiva ai generatori (Figura 3-22) di una linea attiva, il sistema di controllo è realizzato con un regolatore P+I che azzera l’errore tra un fattore di potenza di riferimento cos�set e la misura del cos�linea e richiede reattivo ai generatori con un riferimento espresso come tg�. Va da sé che questa azione, riducendo le perdite di carico reattive, favorisce anche un miglioramento del profilo delle tensioni.

Figura 3-22: Controllo potenza reattiva, schema di principio

La nuova strategia di controllo, modellizzata in ambiente DIgSILENT PowerFactory®, è stata integrata nel modello della Rete Test (vedi par. 3.4) per simulare condizioni critiche della rete sia in stazionario che in transitorio verificando l’efficacia della soluzione proposta. Nelle figure seguenti è illustrato un transitorio di inserzione del controllo coordinato. La simulazione è stata eseguita partendo dalla condizione di alto carico delle ore 9:00. Nella Figura 3-23 sono rappresentati i profili di tensione delle due linee 1 e 2 nelle condizioni iniziali: le tensioni sono mediamente inferiori al valore nominale, con un minimo nel nodo terminale del linea 1 (N.1.16), con la tensione a 0,94 pu (ad 1 pu corrisponde 20 kV).

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Figura 3-23: ORE 9:00. Profilo di tensione nelle linee 1 e 2

Nei primi 30 secondi di simulazione è attivo solo il controllo del variatore sotto carico, che però non richiede nessuna modifica del variatore sottocarico. Tutte le tensioni sono infatti entro l’intervallo di ±7%, oltre il quale si attiva un regolatore integrale che forza il OLTC a modificare la propria posizione. In questo intervallo di tempo tutti i generatori operano a cos� unitario, i due feeder attivi presentano un fattore di potenza di 0,78 e 0,38 rispettivamente e la rete importa dall’alta tensione un totale di 17,77 MW di potenza attiva e 14,50 Mvar di potenza reattiva. Dopo 30 secondi vengono attivati i due controllori di potenza reattiva dei feeder, che portano i fattori di potenza dei feeder al setpoint impostato di 0,95, come si vede in Figura 3-24. Per raggiungere questo risultato, il controllore del feeder 1 richiede ai propri generatori un cos� di 0,8, ottenendo dai GD una generazione totale di reattivo pari a 2.39 Mvar; nella linea 2 viene invece richiesto un cos� pari a 0,91, per un totale di reattivo generato di 1.66 Mvar. L’effetto globale delle azioni di controllo è un aumento generale delle tensioni lungo i feeder, come è possibile vedere dai profili finali (Figura 3-25) e dagli andamenti temporali delle tensioni nella linea 1 (Figura 3-26). In particolare, il nodo critico N1.16 è stato riportato a 0,937 pu, entro il margine accettato del ±5%. Il fattore di potenza dei due feeder è stato portato 0,95, come desiderato. Tuttavia il cos� globale misurato al trasformatore AT/MT è pari a 0,87 in quanto tiene conto delle due linee senza GD, invariate nel loro consumo di reattivo. È possibile calcolare inoltre una riduzione delle perdite di energia nella rete MT del 14%. Si noti anche che il controllo della potenza reattiva ha migliorato il profilo delle tensioni senza l’intervento del variatore sotto carico.

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Figura 3-24: ORE 9:00 - Inserzione del Controllo Coordinato -

Fattore di potenza in partenza alle linee 1 e 2

180,144,108,72,36,0 [s]

1,10

1,06

1,02

0,98

0,94

0,90

N0 MT: Voltage, Magnitude in p.u.N1.16 GD: Voltage, Magnitude in p.u.N1.06 GD: Voltage, Magnitude in p.u.N1.12 GD: Voltage, Magnitude in p.u.N1.10: Voltage, Magnitude in p.u.

Attivazione controllo potenza reattiva

Very Low Voltage (-10%)

Low Voltage (-5%)

OLTC Low Voltage (-7%)

High Voltage (+5%)

OLTC High Voltage (+7%)

Very High Voltage (+10%)

Smart Grid 2010 V(t) F1Progetto 1225 - Reti Attive Task 24 - Gestione delle Reti Attive (SSG)

Date: 3/29/2011

Annex: /13

DIg

SIL

EN

T

Figura 3-25: ORE 9:00 - Inserzione del Controllo Coordinato - Tensioni linea 1

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Figura 3-26: ORE 9:00 - Profilo di tensione delle linee 1 e 2 con Controllo Coordinato

Nel rapporto (Guagliardi et al., 2011) sono descritti altri transitori che confermano il buon comportamento delle soluzioni adottate. Dall’analisi sono emersi anche dei limiti che riguardano sia sistema di controllo (e.g. la difficile messa a punto del controllo dell’OLTC) sia il modello delle rete (e.g. revisione e aggiornamento di modelli di componenti, quali ad esempio generatori, inverter, sistemi di accumulo), che saranno fra i temi oggetto delle attività di ricerca PAR 2011.

3.4 Modelli di rete MT con rilevante presenza di generazione distribuita La crescente penetrazione della Generazione Diffusa (GD) e la liberalizzazione del mercato elettrico implicano oggigiorno la moltiplicazione degli scambi informativi necessari al corretto funzionamento dell’intero sistema, sia dal punto di vista tecnico sia economico. La descrizione di una medesima rete elettrica e degli elementi costituenti, in primo luogo i generatori diffusi, fra più operatori rappresenta l’esempio più lampante di come questo aspetto rivesta un ostacolo di portata non indifferente alla diffusione capillare delle smart Grids. Il problema si è evidenziato anche nell’ambito delle attività descritte nei paragrafi §3.3.2 e §3.3.3: la scelta del formato più appropriato e universalmente riconosciuto riguardante la descrizione dei dati caratteristici (elementi di tipo strutturale e topologico, profili di previsione della generazione e della domanda elettrica, costi delle risorse controllabili, ecc.) si è rivelato un problema di non banale soluzione. Allo stato attuale, a livello internazionale non è ancora stato definito un protocollo condiviso definitivo e l’attività normativa in atto tende a scoraggiare lo sviluppo di svariate soluzioni proprietarie tra loro concorrenti e incompatibili, con conseguente frammentazione del mercato. La presenza di uno standard è vista infatti come driver essenziale per la diffusione della tecnologia e per la riduzione dei costi; tale standard dovrà inoltre identificare le modalità con cui effettuare la trasmissione riservata delle informazioni (autenticazione, protocollo di criptazione ecc.). A partire soprattutto dal 2009 è iniziato in ambito internazionale il lavoro per armonizzare gli ambiti del ambiti del Common Information Model (CIM, IEC 61970) e della famiglia IEC 61850, e consentire lo scambio di informazioni tra i diversi attori coinvolti, a prescindere dalla specifica piattaforma utilizzata.

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Il CIM, standard aperto impiegato nella descrizione dei componenti del sistema elettrico (modello semantico), impiegato per unificare e integrare i dati provenienti da diversi sistemi coinvolti nell’esercizio della rete. Promosso dall’Electric Power Research Institute (EPRI, USA) all’interno delle attività del gruppo di lavoro WG13 del comitato IEC TC57, è stato adottato dai principali costruttori e operatori, e consente lo scambio di informazioni tra applicazioni differenti, in modo indipendente da piattaforma e architettura SW. La famiglia di standard IEC-61850, nato come standard industriale nell’ambito delle stazioni elettriche, negli anni recenti sta ampliando la propria applicazione anche in direzione dell’integrazione della generazione distribuita. La seguente Figura 3-27 descrive l’architettura a tre livelli che include CIM e 61850 e i principali passi che sono stati individuati per l’armonizzazione.

Figura 3-27: Architettura a tre livelli (armonizzazione IEC 61850 e IEC 61970)

Nell’ambito del processo di studio della rete di Media Tensione scelta come modello, è stata affrontata la problematica del formato più appropriato da adottare, in assenza –come detto- di un formato attualmente non compiutamente definito. L’indagine ha valutato varie opzioni, molte di queste estremamente interessanti ma risultati di scarsa applicabilità pratica. In prima approssimazione ha destato particolare interesse il metodo progettato dall’INPG - Institute polytechnique de Grenoble e EDF, destinato alla conversione del linguaggio IEC 61970 CIM verso l’ambiente Matlab e altri ambienti di sviluppo; l’opzione si è tuttavia rivelata di difficile adozione a causa della natura proprietaria di questi strumenti. La nuova ricerca ha condotto all’individuazione di due tipologie di formato: lo IEEE Common Data Format, linguaggio standard, utilizzato in particolar modo negli Stati Uniti, e l’UCTE Data Exchange Format, impiegato in ambito europeo per le reti di trasmissione e di prossima dismissione a favore dello IEC 61970 CIM. Nella possibile scelta finale fra le due alternative, lo IEEE Common Data Format ha evidenziato alcuni aspetti molto interessanti ma altri di notevole svantaggio:

• il riconoscimento internazionale, già consolidato; • la marcata vetustà, risalendo la prima versione al 1973; • la sostanziale dismissione nell’ambito della gestione delle reti elettriche in Europa; • la scarsa flessibilità nei confronti di altri ambienti quali DIgSILENT, Neplan , ecc.

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L’opzione è stata per ora scartata vista la scarsa diffusione in Europa che essa ha acquisito negli anni. In seconda battuta è stata quindi approfondita la possibilità data dal UCTE Data Exchange Format. Anche in questo caso sono presenti, al medesimo tempo, aspetti contrastanti che meritano, come già compiuto in precedenza, una puntuale esposizione:

• il formato è diffuso e consolidato in ambito europeo, scarsamente al di fuori del continente; • discreta flessibilità con altri ambienti, quali DIgSILENT; • elevato formalismo in termini di localizzazione geografica (indicazione della nazione nella quale si

trova la rete) e di temporalità (indicazione di data e ora di riferimento); • non esistono funzioni dirette e già precostituite facenti parte di alcun tool, pertanto andrebbe creata

un’apposita ‘passerella’ rivolta allo specifico ambiente di lavoro (Matlab in questo caso); • l’ultima versione è relativamente recente (2007), ma ne è stata prevista la dismissione dai primi

mesi del 2011, in favore dello IEC 61970 CIM; • il formato è nato per l’impiego per gli operatori di nazionali di trasmissione (AT) e solo

parzialmente per i distributori (MT) e per questo contiene dei valori di tensione tabulate non ottimali per lo scenario italiano.

Alla luce di quanto sopra descritto, si è infine deciso di definire provvisoriamente una struttura dati semplificata, contenente le informazioni richieste dall’ottimizzatore (§3.3.2, Figura 3-28). Vi è ragionevole confidenza che le definizioni in via di elaborazione a livello normativo conterranno i dati presenti nella struttura qui ipotizzata, potrà rendersi necessario – nel momento in cui tale standard sarà individuato – una integrazione o, piuttosto, lo sviluppo di un eventuale ‘convertitore’ di formato che estragga i soli dati di interesse per l’ottimizzazione.

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Figura 3-28: Schema del flusso dei dati

La struttura di descrizione della rete di Media Tensione in presenza di generazione è stata ottenuta partizionando le informazioni in una serie di 4 file, in formato ASCII – “.csv” che potessero consentire all’utente di optare tra le parti di codice desiderate e di poterne modificarne in maniera chiara e semplificata il contenuto. La suddivisione rispecchia inoltre la diversa origine delle informazioni e la differente frequenza di aggiornamento dei dati in essi contenuti:

1) Descrizione parametri elettrici della rete da analizzare (linee, nodi, trasformatori, ecc.); 2) Previsioni (Forecast) di carico e generazione riferiti alla rete; 3) Costi di generazione di potenza attiva e reattiva; 4) Stato iniziale di carica del dispositivo di accumulo (se presente).

Nella realizzazione del formato così definito per i 4 file di descrizione di rete in ingresso all’algoritmo, si è cercato di privilegiare la versatilità e la chiarezza di esposizione per agevolare l’importazione nella struttura dati di Matlab e nel tool di power flow MatPower. Al fine di poter proficuamente agganciare i vari blocchi di testa dell’algoritmo, sono state create funzioni e relative interfacce (GUI) ad hoc di

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scomposizione e preparazione degli elementi verso la prima struttura dati (4 file “.csv” � 1 file “.sip”) e la seconda (1 file “.sip” � ottimizzatore), come sintetizzato nella seguente figura.

INPUT PROCESSO OUTPUT

AmbienteMatlab

Ambiente Windows

NETWORK GRID DATA

FORECASTDATA

COSTDATA Struttura Dati

DATA STORAGE

Struttura Dati

Ambiente Windows

AmbienteMatlab

VoCANTVoCANT

FiSiFiSiFile ASCII Formato .sip

INPUT PROCESSO OUTPUT

AmbienteMatlab

Ambiente Windows

NETWORK GRID DATA

FORECASTDATA

COSTDATA Struttura Dati

DATA STORAGE

Struttura Dati

Ambiente Windows

AmbienteMatlab

VoCANTVoCANT

FiSiFiSiFile ASCII Formato .sip

Figura 3-29: Procedura di acquisizione dei dati in ambiente Matlab

Per quanto riguarda la definizione di una Rete Test realistica da utilizzarsi nei benchmark degli algoritmi di controllo, è stata utilizzata una rete di distribuzione MT a 20 kV tipica di un’area industriale italiana, originariamente priva di una quota significativa di generazione elettrica, alla quale sono stati connessi alcuni impianti di produzione rappresentativi per taglia e tipo della realtà italiana e degli scenari di sviluppo della generazione distribuita. La rete, illustrata in Figura 3-30 e modellizzata in in ambiente DIgSILENT PowerFactory®, è di tipo radiale: da una cabina primaria alimentata da un trasformatore AT/MT con variatore sotto carico si diramano quattro linee (feeder), due delle quali, la linea 1 e 2, oltre a distribuire energia a varie utenze, ricevono la produzione di impianti di generazione. Questa rete è stata opportunamente indebolita (aumentando la lunghezza di alcune delle linee) per offrire un banco di prova significativo per lo studio della regolazione di tensione. Sono stati introdotti impianti di diverse tipologie: turbogas, eolici e fotovoltaici; le taglie considerate sono più alte dei valori medi trovati, in modo da replicare una situazione particolarmente critica, ma pur sempre realistica. In Tabella 3-1 sono elencati i sei generatori introdotti, tre per ognuno delle due linee attive.

Tabella 3-1: Generatori connessi alla rete MT

Nome Tipo Fonte Potenza nom. Nodo Linea

GD1 Sincrono Eolico 3.5 MVA N1.16 1

GD2 Sincrono Turbogas 5.0 MVA N1.06 1


GD4 Sincrono Turbogas 3.5 MVA N2.19 2


GD6 Statico Fotovoltaico 2.0 MVA N1.16 2

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PowerFactory 14.0.523

Rete Industriale

Smart Grid 2010 Progetto 1225 - Reti Attive

Task 24 - Gestione delle Reti Attive (SSG)

Project: 1225/24 Graphic: Grid Simple Date: 2/16/2011 Annex:

Nodes Branches

N2.20

N1.10

N0 AT

N0 MT

G~G

D4

tg

G~G

D2

tg

G~G

D1

win

dG~GD3 wind

GD

6 pv

G~GD5 wind

TR1.06

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TR2.19.2

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TR

1.12

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D1-10_11 D1-10_13

C 1

-16

MT

agr

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-15

MT

agr

C 1

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MT

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BT

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D1-

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2

C 1

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MT

ind

C 1

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MT

ind

C 1

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BT

ter

C 1

-06

MT

res

C 1

-05

BT

ter

C 1

-04

MT

ter

C 1

-03

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ill

C 1

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TR1.03

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D1-

08_0

9D

1-07

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D1-

06_0

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_06

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04_0

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External Grid

C 2-30 MT agr

C 2

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1 B

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C 2

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BT

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C 2

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ind

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BT

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D5D4

TR2.23

TR2.25.2

TR2.22

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/MT

0

D2-

29_3

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DIg

SIL

EN

T

Figura 3-30: Schema unifilare della rete di distribuzione MT considerata

I turbogas sono, come di norma, dotati di generatori di tipo sincrono. Per quanto riguarda i generatori eolici, esistono molte tipologie differenti: macchine asincrone classiche o con resistenza rotorica variabile, sincrone a magneti permanenti con inverter full-scale, asincrone con doppia alimentazione (DFIG). Poiché la maggior parte degli aerogeneratori di nuova installazione, indipendentemente dalla tipologia scelta, permette il controllo indipendente di potenza attiva e reattiva generata, si è utilizzato per semplicità il modello delle macchine sincrone, con opportuni sistemi di controllo. Inoltre la taglia dei generatori eolici modellizzati è da attribuirsi al generatore equivalente del “parco eolico”. Il generatore fotovoltaico invece è stato modellizzato come un generatore statico di cui sia possibile il controllo della potenza attiva e reattiva. Per ogni generatore è stato realizzato un sistema di controllo di potenza attiva e reattiva.

In quasi tutti i nodi sono presenti dei carichi concentrati, alcuni di essi sono connessi direttamente in media tensione, mentre altri sono connessi mediante un trasformatore MT/BT (cabina secondaria). Questi ultimi rappresentano sia dei carichi concentrati, sia delle linee in bassa tensione semplificate. I modelli dei carichi sono tutti statici, con una dipendenza dalla tensione di tipo esponenziale. I carichi sono stati classificati in base alla potenza nominale, alla caratteristica P-V, al fattore di potenza cos� e nel livello di tensione. Sono state individuate cinque tipologie di carico: agricolo, industriale, residenziale, terziario, illuminazione pubblica.

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Per questa rete si è supposto un possibile andamento giornaliero della domanda dei carichi e della produzione dei generatori. Sono stati infatti definiti diversi profili di domanda per le varie tipologie di carico e di produzione per i vari tipi di generatori, così da avere scenari realistici di esercizio durante l’arco della giornata. Tali profili sono stati determinati partendo da statistiche di consumo per i carichi tipici dell’utenza considerata.

Per quanto riguarda i generatori, invece, si hanno tre tipologie. I generatori fotovoltaici hanno una produzione direttamente connessa all’entità della radiazione luminosa, quindi il profilo giornaliero scelto è quello di una tipica giornata soleggiata. I generatori turbogas si suppone siano invece parte di impianti di cogenerazione, la cui produzione riflette quindi l’andamento delle utenze industriali. Per quanto riguarda infine i generatori eolici, il profilo è casuale: è stato considerato quindi sia un profilo molto intermittente, sia un profilo con produzione concentrata nelle ore notturne; quest’ultima caratteristica ha permesso, come si vedrà di seguito, di analizzare la rete in condizioni di particolare criticità.

0

5

10

15

20

25

30

Or a [ h]

Carico

Generazione

Figura 3-31: Profilo di carico e generazione per la rete test

In seguito, sulla base dei profili di carico e generazione stabiliti (Figura 3-1) sono state individuati alcuni stati critici corrispondenti al momento della giornata corrispondente al carico minimo della rete (ore 2.00) ed al carico massimo (ore 9.00). In particolare i load flow hanno evidenziato che delle due linee attive la linea 1 è la più critica per la tensione: alle ore 2:00 nel punto più distante dalla CP, in corrispondenza del generatore GD3 la tensione è molto elevata e oltre il 7% della tensione nominale, mentre alle ore 9:00 la tensione è molto bassa meno del 6% il nominale. La descrizione della rete test e dei suoi dati è riportata nel Deliverable 6 (rif. cap. 8).

3.5 Riepilogo progetti europei in corso

SEESGEN-ICT – Supporting Energy Efficiency in Smart GENeration grids through ICT (Programma Europeo CIP-ICT PSP 2007-2013) Data di avvio: 1 settembre 2009 Durata: 2 anni Numero di partner: 24 di 15 paesi Coordinatore: RSE (IT) E’ una Rete Tematica riguardante le reti elettriche intelligenti che integrano la generazione distribuita. L’attenzione è, in particolare, sulle tecnologie di telecomunicazione che ne possono migliorare l’efficienza energetica e accelerare l’evoluzione. L’obiettivo è di fare il punto dei requisiti delle tecnologie su scenari a breve-medio termine, di identificare le soluzioni e buone pratiche già disponibili e le priorità degli sviluppi necessari. Il lavoro investigherà le barriere di tipo tecnologico, economico, regolamentare e ambientale che possono ostacolare il largo impiego delle tecnologie e proporrà soluzioni per il loro superamento. L’attività

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della Rete Tematica sarà completata con l’elaborazione di raccomandazioni e indicazioni di politiche di incentivazione in supporto alle priorità e alle buone pratiche individuate. Il Consorzio comprende principalmente Istituti di ricerca e Università ma sono anche presenti rappresentanti dei Distributori (ENEL e PPC-Gr) e dell’industria (componentistica e telecomunicazioni). RSE coordina l’intero progetto.

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4 LINEA DI ATTIVITÀ N° 3 “TECNOLOGIE E COMPONENTI ELETTRICI PER RETI ATTIVE”

Lo sviluppo delle rete di distribuzione attive si basa sulla disponibilità di specifiche “tecnologie abilitanti”, che consentono alle attuali reti di distribuzione di offrire i nuovi servizi che caratterizzano le Smart Grids. Nella presente linea di attività sono stati condotti studi e sperimentazioni sulle seguenti tecnologie abilitanti, ritenute di particolare interesse:

1. Sistemi di comunicazione: sono state condotte attività riguardanti i tre livelli in cui si articola l’infrastruttura ICT necessaria per la gestione di una rete di distribuzione attiva: a) il livello applicativo, con la modellazione della comunicazione per la regolazione centralizzata di tensione; b) i protocolli di comunicazione, con le valutazioni del protocollo IEC-61850 per le reti attive; c) i mezzi trasmessivi, con le sperimentazioni del PLC su reti MT e del WiMAX. E’ stata anche avviata una nuova attività relativa all’analisi dei requisiti di Dependability e Security del sistema di comunicazione dall’infrastruttura ICT.

2. Inverters ed elettronica di potenza. Sono state approfonditi i fenomeni di interazione fra inverter e rete elettrica, con particolare riferimento ai disturbi di rete che possono determinare la disconnessione dell’inverter. E’ stato inoltre sviluppato un nuovo modello del sistema di controllo del filtro attivo basato su supercondensatori, per applicazioni di power quality.

3. Smart Meters di seconda generazione. Nell’ambito del progetto OPEN meter è stata definita l’architettura degli Smart Meters di seconda generazione. Prendendo a riferimento tale architettura è stata condotta presso i laboratori di RSE una prova di interoperabilità delle comunicazioni tra concentratore dati e alcuni utility meter di elettricità.

4. Sensoristica per reti attive. E’ stata condotta una sperimentazione in laboratorio del prototipo di scomparto strumentato realizzato nelle precedenti annualità. La sperimentazione ha permesso anche di individuare un primo efficace parametro diagnostico di pre-scarica.

Nei paragrafi seguenti vengono sinteticamente descritti le attività svolte e i risultati conseguiti.

4.1 Sistemi di comunicazione

4.1.1 Utilizzo degli standard nel caso d’uso relativo alla regolazione centralizzata di tensione

L’evoluzione del sistema elettrico verso la Smart Grid richiede necessariamente una infrastruttura di comunicazione e l’impiego di moderne tecnologie informatiche per lo scambio e il corretto utilizzo dei dati. L’interazione fra i diversi soggetti operativi e i dispositivi che costituiscono il sistema elettrico, richiesta dalle applicazioni per le Smart Grid, può essere realizzata solo garantendo una piena interoperabilità fra tutti i componenti del sistema elettrico, obiettivo raggiungibile solo mediante l’adozione di standard e modelli di riferimento condivisi. Nel periodo di riferimento le attività di ricerca su questo tema, riportate nel Deliverable 7 (cfr. cap. 8) sono state rivolte a valutare l’attuale stato della standardizzazione e le problematiche associate all’applicazione degli standard esistenti, analizzando casi d’uso significativi per il controllo delle stazioni AT/MT in presenza di generazione distribuita sulla rete MT. In particolare sono stati presi in considerazione il “Controllo centralizzato della tensione sulla rete MT”, ottenuto agendo sul variatore sotto carico e sui generatori distribuiti, e “Il controllo remoto della protezione anti-islanding dei generatori”. Per quanto riguarda gli standard applicabili si è fatto riferimento a quanto definito da IEC nel documento “IEC Smart Grid Standardization Roadmap” [1]. A partire dalla descrizione dei casi d’uso, espressa utilizzando il formalismo UML (Unified Modeling Language), è stato sviluppato il progetto degli scambi informativi richiesti considerando l’impiego degli standard IEC 61970 (CIM) e IEC61850, indicati dalle linee guida della Roadmap IEC. Lo standard IEC

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61850 è applicato alla gestione dei dispositivi in campo e CIM per le informazioni provenienti dai livelli superiori del sistema informativo, in particolare quelle relative alla topologia di rete e alla collocazione dei dispositivi. In Figura 4-1 sono riportati i due casi d'uso che il sistema di controllo della stazione AT/MT deve implementare ed una descrizione ad alto livello dei flussi informativi previsti tra i sistemi e gli Attori.

Figura 4-1: Casi d'uso e relativi flussi informativi

La definizione del diagramma delle classi per i casi d’uso presi in esame, mediante l’applicazione degli standard CIM e IEC 61850, ha evidenziato la necessità di realizzare una armonizzazione fra questi due standard, in particolare per ottenere la convergenza fra la rappresentazione CIM del sistema di distribuzione e la sua descrizione nel linguaggio SCL di IEC-61850. In Figura 4-2 è riportato una parte del diagramma delle classi che evidenzia una possibilità di armonizzazione fra CIM e IEC 61850 attraverso un’associazione logica tra la classe CIM “Power System resource” e una classe corrispondente ai Logical Node IEC 61850.

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Figura 4-2: Associazione logica tra la classe CIM “Power System resource” e la classe corrispondente

ai Logical Node IEC 61850 Con riferimento al caso d’uso “Controllo centralizzato della tensione sulla rete MT”, correlando la modellazione prevista nella specifica IEC 61850-7-420 con le funzionalità richieste, sono stati presi in considerazione i Logical Device di tipo “ECP” (Electrical Connection Point) e “DER Unit Controller”. Nel caso generale in cui le risorse energetiche connesse a una rete MT siano di proprietà di molteplici soggetti, diversi dal distributore, si ritiene più conveniente una visione di alto livello come quella offerta dai Logical Device di tipo “ECP”. Ogni impianto DER, modellato come un “ECP”, scambia informazioni con il sistema di controllo della rete di distribuzione pubblicando le caratteristiche, lo stato di funzionamento dell'impianto e consente al controllo centralizzato di assegnare un nuovo punto di lavoro o modificare parametri che influenzano il funzionamento del DER. Questa impostazione permette al controllo centralizzato di astrarre dalle particolarità realizzative di ciascun impianto DER delegando l'attuazione delle condizioni di funzionamento impostate al sistema di controllo locale di ciascun DER.

I risultati dell’attività sono riportati in dettaglio nel Deliverable 7.

4.1.2 Cyber security nelle reti attive

Nell’ambito dei comitati normativi di riferimento per il settore elettrico (IEC, NERC, NIST) il soggetto cyber security è considerato un criterio di successo importante per un funzionamento affidabile, efficiente e sicuro delle Smart Grid [3]. Come raccomandato dalla Roadmap IEC per le Smart Grid [1], pre-condizione tecnica all’analisi dei requisiti di sicurezza è l’elaborazione di un’architettura e una descrizione dettagliata della Smart Grid che rifletta le applicazioni specifiche, i domini sottostanti, le loro relazioni ed interazioni. Sulla base dell’architettura documentata, possono poi essere sviluppati alcuni casi d’uso rilevanti ai fini della cyber security. Sia l’architettura sia i casi d’uso costituiscono le basi per la valutazione e gestione del rischio il cui esito produrrà un’architettura estesa con tutte le contromisure di sicurezza. In una fase finale, i requisiti di cyber security potranno essere dettagliati in funzione delle misurazioni effettuate. Nella valutazione del rischio è importante considerare l’impatto dei sistemi esistenti e delle interfacce che sono già parte delle Smart Grid. Inoltre, occorre tenere conto del cambiamento e della crescita continua a cui sono sottoposte le Smart Grid attraverso un ciclo continuo di valutazione dei rischi e adeguamenti successivi dei controlli di sicurezza in essere.

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Il contributo sulla cyber security nelle reti attive fornito nel periodo di riferimento, documentato nel Deliverable 7, costituisce un primo passo nella direzione individuata dalla Roadmap IEC. Tale contributo consiste in un insieme di schemi architetturali del sistema elettrico/informatico per le reti attive di distribuzione AT/MT e in un’estensione dei modelli standard CIM/IEC 61850 corrispondente ai concetti introdotti dagli schemi6. Scopo del contributo è introdurre le informazioni sull’architettura fisica e organizzativa del sistema elettrico/informatico essenziali all’analisi della sicurezza. Sia gli schemi informali sia la loro formalizzazione si riferiscono ad un’architettura delle reti attive AT/MT interconnesse al sistema elettrico complessivo, con una maggior focalizzazione sul caso d’uso “Controllo di Tensione”, il quale definisce uno schema di controllo centralizzato a livello di sottostazione elettrica AT/MT dei nuovi sistemi intelligenti distribuiti sulle linee MT. La vista interconnessa delle reti attive risulta fondamentale ai fini della valutazione dei rischi informatici in quanto è proprio l’interconnessione a veicolare gli scenari più critici di cascading failure. Allo scopo di tenere conto dei problemi di legacy generati dall’integrazione della nuova funzione Controllo di Tensione con le funzioni implementate dall’attuale sistema di automazione delle sottostazioni AT/MT, nel Deliverable 7 vengono evidenziate le relazioni del caso d’uso con gli attuali sistemi di controllo della distribuzione e della trasmissione7, nonché delle necessità di coordinamento della nuova funzione Controllo di Tensione per reti attive con quanto disponibile per la stessa funzione nell’automazione di sottostazione per reti passive. Le relazioni evidenziate consentiranno di valutare se, a livello architetturale, la nuova funzione Controllo di Tensione potrà essere realizzata come un componente di controllo connesso al sistema di automazione esistente, oppure se tale funzione dovrà necessariamente essere integrata in una versione estesa del sistema attuale. Al fine di pervenire a un’architettura di riferimento per le Smart Grid consistente con le attività in corso nei comitati di standardizzazione si è deciso di rappresentare gli schemi architetturali utilizzando i modelli ad oggetti propri degli standard CIM e IEC 61850, dei quali è tuttora in corso uno sforzo di armonizzazione [2]. I modelli standard consistono in un insieme di diagrammi di classe nella notazione UML [6] che rappresentano i contenuti informativi dei tipi di oggetti che compongono il sistema elettrico e le loro relazioni. I diagrammi di classe UML presentati nel Deliverable 7 “profilano” le parti dei due standard rilevanti per le reti attive e i loro casi d’uso, aggiungendo alcuni raggruppamenti utili ai fini della cyber security, quali la distinzione tra l’infrastruttura elettrica e l’infrastruttura ICT, a sua volta scomposta in una parte fisica e una parte logica. Tale distinzione risulta utile nella fase di valutazione del rischio in cui le minacce e i loro effetti sono direttamente associati alla parte logica dell’infrastruttura ICT, mentre l’impatto si ottiene come effetto indiretto della loro propagazione sulle infrastrutture fisiche ICT ed elettriche, attraverso le relazioni esplicitate nel modello. Inoltre, la formalizzazione introduce diagrammi UML aggiuntivi utili per l’analisi della cyber security, sia di tipo strutturale sia comportamentale, quali:

• diagrammi strutturali di tipo deployment, per istanziare il modello delle classi su una specifica architettura ICT che descrive i componenti fisici e le loro connessioni, annotati dalle contromisure minime di sicurezza;

• diagrammi di sequenza per dettagliare i flussi informativi oggetto di minaccia. L’architettura di riferimento per gli schemi di controllo dei caso d’uso può essere resa compliant agli standard mediante diagrammi UML di tipo deployment in cui i nodi vengono tipizzati dalle classi fisiche

6 Gli schemi architetturali e la loro formalizzazione standardizzata costituiscono la naturale evoluzione verso gli scenari per le reti attive di distribuzione di quanto sviluppato in precedenti progetti di ricerca RdS [4] ed Europei [5]. 7 Le relazioni evidenziate si basano sulla specifica dell’ Apparato di Controllo Locale, conclusasi nel 1999, e quasi totalmente implementata negli attuali sistemi TPT2000 di ENEL.

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introdotte dallo standard. In Figura 4-3 viene riportato il deployment diagram per il caso d’uso Controllo di Tensione in cui si evidenziano i principali dispositivi e percorsi di comunicazione8. A questo punto del lavoro la complessità della valutazione del rischio cyber-power risiede nel fatto che l’analisi delle contingenze informatiche deve tenere conto di più fattori di rischio, quali le vulnerabilità, le minacce, gli attacchi e le contromisure, e delle loro relazioni. Il modello concettuale della cyber security evidenzia come gli attacchi cyber rappresentino un concetto riassuntivo e centrale per la valutazione degli effetti sui componenti e sui servizi del erogati dal sistema. Nel caso dei sistemi di controllo elettrici, alle complessità intrinseche del rischio cyber tipico dei sistemi ICT, si aggiungono gli effetti in cascata causati dalla propagazione delle anomalie nelle comunicazioni, i quali possono provocare malfunzionamenti delle funzioni di controllo ed interruzioni della fornitura elettrica. Nel proseguimento dell’attività i modelli base per il caso d’uso Controllo di Tensione, armonizzati secondo gli standard CIM/IEC 61850, verranno estesi con gli aspetti propri della sicurezza informatica appena introdotti. Al fine di garantire l’adeguatezza sintattico-semantica dei modelli applicativi, le modalità di estensione dei modelli base si uniformeranno ai profili UML per la sicurezza informatica in corso di sviluppo nella comunità scientifica [7].

8 E’ doveroso precisare che allo stato attuale dello sviluppo del caso d’uso, l’architettura ICT proposta costituisce un’ipotesi di lavoro che potrebbe subire variazioni in conseguenza dei dettagli realizzativi che si renderanno disponibili nelle fasi successive dello sviluppo del progetto.

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Figura 4-3: Architettura standard caso d’uso Voltage Control

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Bibliografia

[1] IEC Smart Grid Standardization RoadMap, SMB Smart Grid Strategic Group SG3, Edition 1.0, Giugno 2010

[2] EPRI, “Harmonizing the International Electrotechnical Commission Common Information Model (CIM) and 61850 standards via a unified model: key to achieve smart grid interoperability objectives”, EPRI Final Report 1020098, Palo Alto, CA, 2010

[3] NIST Internal Report 7628, “Guidelines for Smart Grid Cyber Security”, 3 Volumes, The Smart Grid Interoperability Panel – Cyber Security Working Group, Agosto 2010

[4] G. Dondossola, F. Garrone, C. Brasca “Metodologie di analisi del rischio del sistema elettrico in relazione alle dipendenze dalle infrastrutture informatiche di gestione, controllo ed automazione”, Ricerca di Sistema, Progetto Governo del sistema elettrico, Work Package 3.1 Monitoraggio continuo dello stato di sicurezza del sistema elettrico, Rapporto 3.1.4, Dicembre 2006 http://www.rse-web.it/Documenti/SintesiDoc.aspx?idN=1032&idD=232

[5] D. Cerotti, D. Codetta-Raiteri, S. Donatelli, G. Dondossola, F. Garrone, “Representing the CRUTIAL project domain by means of UML Diagrams” CRITIS 2007

[6] Object Management Group, Unified Modelling Language v. 2.1, http://www.uml.org [7] J. Jurjens, “Secure Systems Development with UML”, ISBN: 978-3-540-00701-2, 319 pg., 2005

4.1.3 Utilizzo del protocollo standard IEC-61850 su rete di comunicazione pubblica

Questa attività prosegue la sperimentazione iniziata nel precedente periodo di RdS [8], orientata all'implementazione di un sistema di protezione anti-islanding basato sull'invio di messaggi veloci IEC61850-GOOSE. Tali messaggi, inviati dalla cabina primaria ai Generatori Distribuiti (DER) e contenenti comandi di apertura per i loro interruttori di connessione alla rete, permettono di evitare la formazione di isole indesiderate nella rete di distribuzione. Il ritardo di attuazione dei comandi deve essere il più breve possibile e inferiore a un valore massimo dell’ordine di 100, 200 ms. L’analisi della trasmissione di messaggi GOOSE in una rete pubblica su tunnel Secure VPN, aveva consentito nella precedente sperimentazione una prima quantificazione dei contributi alla latenza complessiva introdotti da ciascun componente hardware/software. Le latenze sono risultate dipendenti sia dalla capacità di calcolo del dispositivo di pubblicazione, sia dalla banda a lui disponibile in “upload” nell’accesso alla rete WAN. Questo risultato si spiega considerando il fatto che l’impiego di VPN comporta una sequenza di differenti criptazioni dello stesso messaggio per i diversi destinatari con un conseguente ritardo nell’invio a ciascuno di essi. Nel periodo di riferimento, l'attività è stata finalizzata al valutare l'impatto di differenti tecnologie di accesso alla rete sulle prestazioni di latenza della comunicazione. L'architettura di prova allestita per la misura dei tempi di latenza (Figura 4-4) utilizza un dispositivo “Publisher”, collocato virtualmente in Cabina Primaria, che pubblica messaggi IEC61850-GOOSE verso dispositivi “Subscriber”, collocati virtualmente presso i Generatori Distribuiti, utilizzando tunnel realizzati su rete di comunicazione pubblica. Le sperimentazioni sono state condotte utilizzando varie tipologie di accesso alla WAN lato Publisher (es. ADSL, UMTS, WiMAX) e mantenendo invariata la connessione lato Subscriber.

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Figura 4-4: Configurazione di prova

Per estendere la valutazione dei tempi di latenza ad altri casi di studio, è stata anche realizzata una piattaforma che consente la verifica delle prestazioni dell'applicazione utilizzando una rete di comunicazione definita dall’utilizzatore ed emulata a livello software (NS2 di Figura 4-5). Viene emulata l'intera rete di comunicazione compresa tra l'accesso alla rete lato Publisher e l'accesso alla rete lato Subscriber.

Figura 4-5: Configurazione di prova con emulazione della rete di comunicazione

La piattaforma di emulazione è stata utilizzata per valutare la dipendenza delle prestazioni di latenza da alcune condizioni operative, tra cui la banda passante in upload lato pubblicazione e la tipica cadenza di invio dei messaggi GOOSE ad intervalli di tempo decrescenti. I risultati della sperimentazione condotta (Figura 4-6) mostrano, a parità di tecnologia, tempi di latenza diversi per ogni tunnel VPN. La latenza massima, inoltre, cresce con il numero di sottoscrittori del messaggio GOOSE e con incrementi diversi a seconda della tecnologia e della banda di accesso effettivamente a disposizione del pubblicatore del messaggio. Questi aspetti vanno attentamente tenuti in

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considerazione nella progettazione di una rete di comunicazione per applicazioni di questo tipo. Limitandosi al caso di cinque destinatari, si vede come l'impiego da parte del pubblicatore (Cabina primaria) di tecnologie di accesso alla rete di tipo ADSL e WiMAX appare compatibile con l'applicazione, mentre la tecnologia UMTS risulta di difficile utilizzo.

0

50

100

150

200

250

ADSL 2(D) / 0.35(U)Mbps

ADSL 7(D) / 0.50(U)Mbps

ADSL simulata20(D) / 1(U) Mbps

Wi-MAX 7(D) / 2(U)Mbps

UMTS/HSPDA 7.2(D) / 2(U) Mbps

Tipo di accesso alla rete

late

nza

(mse

c) Tunnel 1Tunnel 2Tunnel 3Tunnel 4Tunnel 5

Figura 4-6: Tempi di latenza per diverse tecnologie di accesso alla rete di comunicazione lato Publisher

I risultati dell’attività sono riportati in dettaglio nel Deliverable 7 (cfr. cap. 8).

Bibliografia

[8] G. Proserpio, M. Sacchi, C. Tornelli, G. Colombo, A. Tonello, F. Versolatto : “Tecnologie di comunicazione per reti attive”, Febbraio 2010, Rapporto CESI RICERCA RdS n. 10000550, disponibile su www.rse-web.it.

4.1.4 Funzionalità addizionali per l’emulatore di scambi informativi IEC 61850

L’ambiente di emulazione realizzato nel precedente anno di RdS, che permette la valutazione del traffico di rete associato a scambi informativi conformi al protocollo standard IEC 61850, è stato arricchito di nuove funzionalità. In particolare sono stati aggiunti alcuni componenti software che consentono l’emulazione di comunicazioni che utilizzano messaggistica veloce su rete pubblica, del tipo richiesto da applicazioni quali la protezione anti-islanding dei generatori distribuiti. Sulla piattaforma esistente sono state perciò inserite funzionalità associate alla sicurezza della comunicazione, realizzata mediante VPN (Virtual Private Network), e la possibilità di inviare messaggi di tipo IEC 61850-GOOSE. Le nuove funzionalità sono state provate su un’applicazione di esempio in cui, in parallelo ai processi di generazione di traffico IEC 61850 di tipo client e server fra i nodi configurati, un nuovo processo pubblica periodicamente un messaggio GOOSE da un nodo pubblicatore verso altri nodi sottoscrittori. Tali messaggi GOOSE sono trasmessi all'interno di tunnel criptati, realizzati da OpenVPN, riproducendo anche le modalità temporali di invio prevista dallo standard. La Tabella 4-1 riporta alcuni risultati ottenuti utilizzando la piattaforma di emulazione per valutare il traffico associato all’applicazione di prova. La configurazione “Base” si riferisce allo scambio di messaggi IEC 61850 nella modalità client-server e al traffico di sincronizzazione IEEE 1588 degli orologi dei

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dispostivi. Il traffico “Base” è confrontato con quello ottenuto aggiungendo i meccanismi di sicurezza di una VPN e l’invio di messaggi veloci GOOSE

Configurazione Traffico (bit/sec) Base (IEC 61850+IEEE-1588) 1405

Base in VPN 1528

Base + Goose in VPN 1692

Tabella 4-1: Traffico medio per l’applicazione di prova misurato in diverse configurazioni

I risultati dell’attività sono riportati in dettaglio nel Deliverable 7 (cfr. cap. 8). .

4.1.5 Comunicazioni power-line

In continuità con il lavoro svolto nel precedente periodo di RdS, una parte delle attività su questa tecnologia di comunicazione ha preso in considerazione reti di media tensione unendo attività sperimentali di caratterizzazione del canale ad una attività di approfondimento delle tecniche I-UWB (Impulsive Ultra Wide Band). Utilizzando la porzione di rete MT predisposta in RSE nel precedente periodo RdS, dotata di accoppiatori di segnale di tipo induttivo, è stata effettuata una campagna di misure di caratterizzazione del canale power line fra i diversi punti di accesso disponibili. La configurazione di rete utilizzata si sviluppa per una lunghezza complessiva di circa 200m con 4 stazioni di trasformazione MT/BT in cascata (Figura 4-7).

Cabina T

Cabina HCabina C1Cabina C2

RG7H1R

G5H10R/43

BT BT BT BT BT

BT BT BT

MT/AT

130 m

G5H10R/43

130 m

50 m10 m

RG7H1R

15 m

RG7H1R

a b a ab b

ba

Cabina T

Cabina HCabina C1Cabina C2

RG7H1R

G5H10R/43

BT BT BT BT BT

BT BT BT

MT/AT

130 m

G5H10R/43

130 m

50 m10 m

RG7H1R

15 m

RG7H1R

a b a ab b

ba

�

Figura 4-7: Schema della rete MT di prova di RSE

Per poter ottenere la funzione di trasferimento di canale fra punti distanti fra loro, in modulo e fase, si è adottata una metodologia basata sulla misura della risposta all’impulso. Limitatamente alla configurazione di rete utilizzata, l’insieme delle funzioni di trasferimento è stato successivamente utilizzato per lo studio delle prestazioni ottenibili con tecniche di trasmissione I-UWB in questo scenario.

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In collaborazione con l’Università di Udine, è stata simulata la trasmissione attraverso l’insieme dei canali misurati nella rete di prova in media tensione di RSE. L’analisi ha preso in considerazione anche l’impatto del rumore impulsivo, vero limite delle comunicazioni PLC, valutando in questo contesto alcune tecniche di trasmissione robusta (la codifica di canale, l’interleaver e l’erasure decoding) utilizzate per contrastare l’effetto del rumore impulsivo. Si è potuto verificare che la tecnica di erasure decoding, accoppiata al codificatore convoluzionale, è in grado di migliorare sensibilmente le prestazioni anche in condizioni particolarmente rigide, quando cioè il rumore impulsivo ha lunghezza comparabile con quella del pacchetto di dati. Sulla base dei risultati ottenuti è stato progettato un sistema di trasmissione a modulazione ultra wide band impulsiva (I-UWB) descrivendo le implementazioni pratiche dei ricevitori proposti e facendo riferimento, nella scelta dei parametri, a tre canali rappresentativi del caso migliore medio e peggiore dell’insieme delle misure di caratterizzazione. In Figura 4-8 è schematizzato l’intero sistema di ricetrasmissione.

( )chg t( )txg t

( )feg t

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( )x t ( )y t

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( )MF cg kT( )cu mT

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( )fa nT

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Figura 4-8: Schema del sistema di ricetrasmissione I-UWB

Un altro tipo di attività relativa alle comunicazioni power line ha invece riguardato prodotti di mercato che si sono recentemente resi disponibili. Si tratta di una nuova generazione di dispositivi per la comunicazione a larga banda, con una capacità massima di 200 Mbps, che in alternativa a meccanismi di ripetizione del segnale a divisione di frequenza, mette a disposizione anche meccanismi a divisione di tempo. Quest’ultima tecnica, utilizzando sulle diverse tratte la stessa banda di frequenza in tempi diversi, evita possibili interferenze fra le tratte di ripetizione e permette di superare i problemi di configurazione di una rete di comunicazione power line sperimentati in passato con la ripetizione a divisione di frequenza [9]. Nella Test Facility di GD in bassa tensione di RSE è stata perciò configurata una linea di comunicazione power line con due ripetitori a divisione di tempo per confrontarne il comportamento con i risultati sperimentali ottenuti sullo stesso tratto con la tecnologia con ripetizione a divisione di frequenza. La sperimentazione ha confermato l’efficacia della ripetizione a divisione di tempo nell’allestimento di una

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rete di comunicazione power line in casi reali e il mantenimento di tempi latenza confrontabili fra le due tecnologie.


Figura 4-9: Tempo medio di latenza e pacchetti persi misurati al primo repeater

Bibliografia

[9] L. Capetta, G. Proserpio, S. Peraboni, M. Sacchi: “Studio e sperimentazione di tecniche di comunicazione per il controllo della test facility di Generazione Distribuita”, Febbraio 2008, Rapporto CESI RICERCA RdS n. 08000678, disponibile su www.rse-web.it.

4.2 Inverters ed elettronica di potenza

4.2.1 Studio delle interazioni tra inverter e rete: il comportamento della Generazione Distribuita e l’impatto sulla qualità della tensione

La crescente penetrazione delle fonti rinnovabili nei sistemi di distribuzione dell’energia porta alla necessità di analizzare quale impatto la generazione distribuita (GD) ha sulla qualità della fornitura della tensione. L’argomento è anche oggetto d’interesse di diverse attività normative in corso. L’attività svolta su questo tema nel periodo di riferimento e descritta nel dettaglio nel Deliverable 9 (cfr. cap. 8), ha inteso approfondire la base di conoscenza dei fenomeni d’interazione fra inverter e rete elettrica e in particolare si è orientata verso l’analisi sia del comportamento a fronte di buchi della tensione di rete, sia dell’inquinamento armonico. Una presenza significativa di GD porta anche a dover riconsiderare le strategie di coordinamento delle protezioni di rete, che dovranno prevedere la possibilità di mantenere allacciati i generatori durante buchi di tensione sulla rete, contrariamente alla prassi attuale di distaccare la GD per evitare la formazione di isole indesiderate e interferenze con il possibile successo delle procedure di richiusura automatica degli interruttori di linea. Questa nuova prospettiva rende necessario anche considerare nuove strategie di controllo dei generatori distribuiti, alternative a quelle attualmente implementate, che consentano il

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superamento di buchi di tensione (Ride Through Fault - RTF). A tale proposito, oltre a varie proposte a livello internazionale [1][2], si segnala l’attività svolta in Italia dal CEI nell’ambito dei lavori sulle connessioni alla rete BT [3]. Sulla base di queste premesse, è stata condotta un’analisi dell’influenza che i generatori distribuiti hanno sulla qualità della distribuzione dell’energia elettrica. In particolare, l’attività si è sviluppata lungo tre direzioni principali:

• analisi dell’impatto armonico dei generatori connessi alla rete; • studio del comportamento della Generazione Distribuita a fronte di buchi di tensione e di possibili

strategie di controllo per il RTF; • analisi delle interazioni tra generatori distribuiti collegati alla rete tramite convertitori elettronici a

fronte di disturbi di rete. Il lavoro, durante il periodo di riferimento, si è concentrato sulla generazione distribuita interfacciata alla rete con convertitori elettronici ed in particolare su quella fotovoltaica, la cui diffusione, nel caso italiano, è attualmente maggiore di altre forme di GD. Le analisi sono state condotte tramite simulazioni effettuate sia mediante software per il calcolo numerico sia mediante programmi per simulazione di reti elettriche.

4.2.1.1 Analisi dell’impatto armonico di inverter connessi alla rete

Per migliorare l’efficienza dei sistemi di generazione fotovoltaica ed estendere i relativi impianti, vengono proposte nuove architetture per connettere tali impianti alla rete [4][5]. Attualmente, le apparecchiature presentano soluzioni atte a massimizzare il rendimento elettrico, l’inseguimento del punto di ottimo in tutte le condizioni di funzionamento e l’affidabilità insieme con la crescente necessità di minimizzare la distorsione armonica iniettata in rete. Le tipiche architetture per la connessione di impianti fotovoltaici alla rete, con riferimento alla Figura 4-10, possono essere ricondotte alle seguenti tipologie principali:

A. sistemi con singolo inverter trifase; B. sistemi trifasi costituiti dall’interconnessione di più apparati monofase; C. sistemi costituti da più moduli trifase connessi in parallelo; D. sistemi modulari (in cui anche il campo fotovoltaico è suddiviso in maniera modulare).

A

Rete elettrica

3F

Trasformatore

3F

Inverter Elettronico

3F

Campo solare

B

Rete

elettrica

3F

Trasf. 1F (fase R) Inverter R

Trasf. 1F (fase S) Inverter S

Trasf. 1F (fase T) Inverter T

Campo solare

C

Rete

elettrica

3F

Trasf. 3F

Trasf. 3F

Trasf. 3F

Inverter 3F

Inverter 3F

Inverter 3F

Trasf. 3F Inverter 3F

Campo solare

D

Rete

elettrica

3F

Trasf. 3F

Trasf. 3F

Trasf. 3F

Inverter 3F

Inverter 3F

Inverter 3F

Trasf. 3F Inverter 3F Campo solare

Campo solare

Campo solare

Campo solare

Figura 4-10: Tipologie di architetture per collegare impianti fotovoltaici alla rete

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Le strutture che presentano il maggior numero di vantaggi sono la C e la D, in termini sia di continuità del servizio sia di efficienza9. In particolare, si ottengono risultati migliori utilizzando la soluzione D, in quanto la struttura modulare consente di far funzionare solo i moduli che hanno la migliore condizione di irraggiamento e ciascuno (o a coppie) possono essere controllati da un proprio algoritmo di Maximum Power Point Tracking (MPPT). In accordo con motivazioni economiche ed impiantistiche, i vantaggi della struttura modulare sono “inversamente” proporzionali al numero di moduli previsti. Oltre ai vantaggi della soluzione modulare fino qui esposti, è importante considerare anche il diverso impatto armonico che le diverse architetture comportano, impatto che, in generale, dipende dal tipo di tecnologia utilizzata (inverter trifase a due livelli o configurazione multi-livello), dalla strategia di modulazione (Pulse Width Modulation - PWM, modulazione a banda fissa, ecc.), dalla frequenza di commutazione e dall’eventuale presenza in rete di un disturbo armonico preesistente [6][7]. Allo scopo, l’attività svolta nel periodo di riferimento ha preso in considerazione sia un’architettura con singolo inverter (inverter trifase a due o tre livelli) sia con una realizzazione modulare, entrambe con modulazione PWM, concentrandosi sull’analisi armonica delle tensioni e delle correnti associate a queste due architetture. In particolare per la soluzione modulare si è studiata la possibilità di interallacciare due inverter trifase a due livelli, dimensionati in modo che la potenza complessiva generata dai due convertitori interallacciati sia la stessa del singolo inverter e modulati con modulazione PWM realizzando uno sfasamento di 180° tra le portanti. Le valutazioni sono state condotte nell’ipotesi di convertitori allacciati ad una rete di potenza infinita tramite la loro reattanza di commutazione. In particolare, sono stati confrontati, al variare dell’indice di modulazione, i comportamenti in tensione e in corrente sia in termini di spettro armonico sia in termini di Total Harmonic Distortion (THD). Analisi di “sensitività” sono state, inoltre, condotte al variare dei parametri circuitali (ad esempio variando le reattanze di uscita dei due inverter interallacciati) e delle caratteristiche delle modulati e portanti (ad esempio nel caso di errore nella sincronizzazione durante le generazione della due portanti sfasate di 180°). Per quanto riguarda le valutazioni relative alla tensione generata, le analisi hanno evidenziato come l’inverter a tre livelli presenti un contributo armonico inferiore rispetto a quello del due livelli, dal momento che la tensione assume una forma più vicina alla sinusoide. In termini d’impatto armonico delle correnti iniettate in rete la soluzione interallacciata presenta, invece, un contribuito armonico inferiore rispetto al caso del singolo inverter, sia a due sia a tre livelli. In particolare, con riferimento alla Figura 4-11, si evidenzia l’assenza, nello spettro della corrente complessiva iniettata in rete dai due inverter interallaciati, delle armoniche multiple della frequenza di commutazione e le sue “campane”; in Figura 4-12 è rappresentato l’andamento del THD di corrente al variare dell’indice di modulazione, che conferma il minor contenuto armonico della configurazione interallacciata la cui realizzazione è favorita in architetture modulari multi inverter (casi C e D di Figura 4-10).

9 Ad esempio, nella struttura D la possibilità di avviare i moduli indipendentemente uno dall’altro può permettere, in condizioni di basso irraggiamento, di avviare un solo modulo anziché più moduli, quindi più inverter, funzionanti a carico ridotto, con un miglioramento dell’efficienza del sistema.

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0 500 1000 1500 2000 25000

0.1

0.2Spettro armonico di corrente - inverter a due livelli

0 500 1000 1500 2000 25000

0.1

0.2Spettro armonico di corrente - inverter a due livelli interallacciati

0 500 1000 1500 2000 25000

0.1

0.2Spettro armonico di corrente - inverter a tre livelli

[Hz]

0

10

20

30

40

50

60

70

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

m

TH

D_I

[%

]

THD_I_3liv THD_I_2liv THD_I_inter

Figura 4-11: Confronto tra lo spettro armonico di corrente di un inverter a due livelli, a tre livelli e inverter interallacciati

Figura 4-12: Confronto tra THD di corrente di un inverter a due livelli, a tre livelli e inverter interallacciati

4.2.1.2 Studio del comportamento della generazione fotovoltaica collegata alla rete tramite inverter

in presenza di buchi di tensione Lo studio dell’impatto della GD sulla qualità della tensione è stato condotto a partire dalle simulazioni digitali del comportamento di tali generatori a fronte di buchi di tensione e delle possibili strategie di controllo per il loro superamento. In particolare le simulazioni svolte in ambiente ATPDraw (Alternative Transient Program) hanno permesso di valutare i transitori elettromagnetici (Electro-Magnetic Transient EMT), conseguenti al manifestarsi del disturbo, evidenziando la risposta del sistema di generazione fotovoltaica sia “naturale”, sia in presenza di provvedimenti (circuitali e di controllo) per soddisfare i requisiti di Ride Throught Fault. Si è inoltre avviata la modellazione di una rete che permetta l’analisi delle interazioni tra generatori distribuiti collegati alla rete tramite convertitori elettronici a fronte di disturbi di rete. In tal caso le simulazioni sono state realizzate in ambiente DigSilent10 che, rispetto ad ATP, presenta una maggiore flessibilità nel gestire modelli di rete estesi. Poiché lo scopo finale è quello di poter analizzare le interazioni transitorie dei vari dispositivi tra loro e con la rete stessa, si è inizialmente realizzato un modello in DigSilent, analogo a quello di ATP, la cui valutazione /validazione è stata condotta mediante il confronto dei risultati delle simulazioni EMT. Tale passo si è reso necessario date le caratteristiche peculiari del DigSilent, orientato principalmente ai calcoli di Load Flow e alle simulazioni di transitori elettromeccanici (RMS). Simulazioni di transitori elettromagnetici Per l’esecuzione delle simulazioni si è fatto riferimento a un modello di rete MT (20 kV) rappresentato da una sbarra si Cabina Primaria (CP) e relativi feeder, con un carico complessivo pari al 50% della potenza nominale del trasformatore (40 MVA) derivato dalla rete AT (132 kV), rappresentata mediante un’impedenza equivalente alla propria potenza di corto circuito. Riguardo alla generazione distribuita sono state prese in considerazione due diverse “taglie” d’impianto fotovoltaico: la prima di potenza 580 kW direttamente allacciata alla rete MT, la seconda di potenza 60 kW allacciata invece ad una linea di bassa tensione (400 V) su cui sono presenti carichi passivi. Il modello di potenza e di controllo dell’impianto fotovoltaico Una tipica struttura di un impianto di generazione fotovoltaica (Figura 4-13) comprende essenzialmente:

10 DigSilent Power Factory ver. 14.0 build 523.

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• un pannello fotovoltaico (PV array), modellato come un generatore di corrente equivalente (di valore pari alla corrente di corto circuito del pannello stesso) con in parallelo una resistenza non lineare, con cui è realizzata, agli effetti esterni, la caratteristica tensione/corrente del generatore. Le curve caratteristiche tensione/corrente e tensione/potenza dei generatori fotovoltaici considerati sono riportate in Figura 4-14, nell’ipotesi di una temperatura della cella di 25 °C e per diversi valori di irraggiamento solare;

• un sistema per l’individuazione del punto di massima potenza (Maximum Power Point Tracking – MPPT) in modo che, allo scopo di ottenere il massimo rendimento, il pannello venga “portato a lavorare” attorno a valori di tensione/corrente corrispondenti al punto di massima potenza erogabile. Nello studio per la verifica del superamento dei buchi di tensione in rete, si è ipotizzato che la dinamica con cui il sistema individua il punto di massima potenza fosse più lenta di quella dei fenomeni oggetto di analisi e pertanto nel modello non si è implementata la logica MPPT;

Figura 4-13: Schema semplificato di una tipica struttura d’impianto di generazione fotovoltaica

• un convertitore CC/CC (di tipo elevatore “boost”), tipicamente adottato nei casi in cui risulti

necessario l’adattamento della tensione di uscita del pannello entro un range di valori ottimali per il funzionamento dello stadio successivo, costituito da un inverter (Figura 4-13). Tale è il caso del modello di generatore da 580 kW. Per il generatore di potenza ridotta, al contrario, si è ipotizzato di connettere direttamente il pannello fotovoltaico all’inverter, considerando che, normalmente, in impianti di piccola potenza (fino a qualche decina di kW) il convertitore CC/CC non venga utilizzato per ragioni di costo. Qualora presente, al convertitore CC/CC è demandata la realizzazione dell’algoritmo MPPT; nel caso invece di interfacciamento diretto del campo fotovoltaico all’inverter la realizzazione dell’MPPT è ad opera del controllo dell’inverter stesso. In Figura 4-14 sono mostrati gli andamenti della corrente e della tensione erogate dal pannello fotovoltaico di potenza 580 kW e di potenza 60 kW, nell’ipotesi di un irraggiamento solare di 1000 W/m2 [8]; i valori delle grandezze corrispondono al punto di erogazione di massima potenza, come si evince dalle curve riportate in Figura 4-14a e Figura 4-14b.

a

0

200

400

600

800

1000

1200

0 200 400 600 800 1000

V [V]

I [A

]

0

100

200

300

400

500

600

700

P [k

W]

I vs V @1000 W/m^2

I vs V @800 W/m^2

I vs V @500 W/m^2

P vs V @1000 W/m^2

P vs V @800 W/m^2

P vs V @500 W/m^2

b

0

20

40

60

80

100

120

0 200 400 600 800 1000 1200

V [V]

I [A

]

0

10

20

30

40

50

60

70

P [k

W]

I vs V @1000 W/m^2

I vs V @800 W/m^2

I vs V @500 W/m^2

P vs V @1000 W/m^2

P vs V @800 W/m^2

P vs V @500 W/m^2

Figura 4-14: Caratteristiche tensione/corrente e tensione potenza di un campo fotovoltaico da 580 kW (a) e 60 kW(b)

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a b

Figura 4-15: Tensione e corrente erogate dal PV nel punto di lavoro di massima potenza per generatore di potenza 580 kW (a) e quello di potenza 60 kW (b)

• un inverter per l’interfacciamento con la rete di distribuzione e relative induttanze di

commutazione (Figura 4-16). In funzione della taglia dell’impianto, l’interfacciamento alla rete può prevedere, inoltre, la presenza di un trasformatore per rispondere sia ai requisiti normativi/criteri di connessione alla rete, sia all’esigenza di adattare la tensione di uscita del convertitore a quella di rete (in tal caso, a seconda del dimensionamento della macchina, la reattanza di commutazione può essere “compresa” in quella del trasformatore stesso). Per entrambi i modelli implementati, date le taglie previste, è stato necessario rappresentare il trasformatore di accoppiamento con la rete, il cui dimensionamento non ha previsto la possibilità di “comprendere” nella propria reattanza di dispersione quella di commutazione.

��

��

�

�

�

��

��

��

Figura 4-16: Schema circuitale semplificato di un inverter trifase a due livelli

Relativamente al sistema di controllo dell’inverter, sono state analizzate due diverse strategie, rappresentate schematicamente in Figura 4-17. La prima strategia (Figura 4-17a) prevede il confronto della tensione lato continua, opportunamente filtrata, con un riferimento per ottenere un segnale d’errore ε. Questo viene elaborato da un regolatore Proporzionale–Integrale (PI) per generare un valore di transconduttanza G che, moltiplicata per le tensioni di rete, fornisce i riferimenti di corrente di inverter. In questo modo, il comportamento a regime dell’inverter è quello di una conduttanza di valore G e pertanto le correnti erogate risultano in fase con le tensioni di rete. In questo caso è stata utilizzata una modulazione a banda d’isteresi: la frequenza di commutazione del convertitore non è fissa, ma varia tra un valore massimo ed uno minimo principalmente in funzione dei valori delle induttanze e dell’ampiezza della banda di isteresi di corrente. La seconda tipologia di controllo considerata (Figura 4-17b) prevede invece due rami di regolazione indipendenti delle componenti “diretta” (d) ed “in quadratura” (q) delle correnti di inverter. La sequenza dei segnali di pilotaggio delle valvole viene generata da un modulatore di tipo PWM sinusoidale. A fronte di una maggiore complicazione dello schema del controllo, che prevede ad esempio due regolatori PI in cascata, tale approccio garantisce il funzionamento dell’inverter a frequenza di commutazione fissa e permette l’erogazione, nel caso fosse richiesto, di potenza reattiva oltre che attiva.

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a

b

Figura 4-17: Schemi di controllo dell’inverter analizzati: a) controllo a transconduttanza con modulazione a banda di isteresi, b) controllo su assi d-q con modulazione PWM

Come riportato in seguito, le simulazioni hanno consentito di analizzare sia la risposta “naturale” del sistema, a fronte di un buco di tensione (senza alcun provvedimento circuitale e/o di controllo), sia i possibili provvedimenti da adottare per il superamento del disturbo. Allo scopo, per diversi valori di irraggiamento del pannello, sono state simulate diverse tipologie di guasto di rete, bifase e trifase, isolati e a terra, con impedenze di guasto resistive o induttive. In tutte le simulazioni si è ipotizzato che la dinamica dell’MPPT fosse più lenta di quella dei fenomeni oggetto di analisi.

Studio delle possibili strategie per il Ride Through Fault Nel seguito sono riportati i risultati ottenuti simulando un guasto trifase con impedenza resistiva di valore tale da generare un buco di tensione di profondità 70% Vn, evento che si è rilevato essere uno dei più critici per il funzionamento del sistema. Le strategie per il RTF, prese in considerazione, possono essere suddivise nelle seguenti categorie:

A. provvedimenti di tipo circuitale per il superamento dei buchi di tensione;

B. logiche di limitazione delle correnti di inverter;

C. implementazione di opportune logiche di controllo. A. Provvedimenti di tipo circuitale per il superamento dei buchi di tensione Dalle analisi effettuate è emerso che la risposta “naturale” del sistema, costituito da un campo fotovoltaico connesso alla rete tramite boost+ inverter, ad un buco di tensione non è soddisfacente in un’ottica di RTF, poiché la tensione continua in ingresso all’inverter aumenta di valore, con una crescita praticamente lineare, a causa dello sbilanciamento tra la potenza erogata dal pannello, che si mantiene sostanzialmente costante, e quella immessa in rete, ridotta a causa della variazione di tensione. Un tale aumento potrebbe comportare il raggiungimento dei valori massimi di dimensionamento del dispositivo con intervento delle proprie protezioni, staccando il sistema dalla rete. Emerge pertanto la necessità di prevedere un sistema per dissipare l’eccesso di energia sui condensatori. Una possibile soluzione circuitale è quella basata sull’adozione, in parallelo ai condensatori, di un “chopper di frenatura”. Tale dispositivo è composto di una resistenza e un interruttore statico, la cui chiusura è asservita al superamento di una soglia di tensione. Al fine di evitare “continue oscillazioni” ad alta frequenza nel funzionamento del chopper, è stata prevista un’opportuna banda di isteresi per definire gli istanti di apertura e chiusura dell’interruttore del dispositivo. La necessità di adottare un chopper di frenatura per impedire l’esclusione del sistema a fronte di un buco di tensione è emersa anche nel caso di pannello fotovoltaico direttamente connesso all’inverter. La Figura 4-18 mostra gli andamenti della tensione continua ottenuti simulando le due situazioni sopra descritte.

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Figura 4-18: Transitorio della tensione continua in risposta ad un buco di tensione con differenti

strategie di limitazione

B. Logiche di limitazione della corrente di inverter Le simulazioni hanno evidenziato come la limitazione della tensione continua dell’inverter possa non essere sufficiente a superare il disturbo di tensione. Come si evince dalla Figura 4-19, anche in presenza del chopper di frenatura, al seguito del verificarsi del guasto in rete (causa del buco di tensione), le correnti erogate dall’inverter tendono “istantaneamente” a raggiungere valori superiori alle capability del dispositivo che pertanto, in assenza di provvedimenti, tenderebbe ad “autoproteggersi” passando ad una condizione di blocco. Situazioni analoghe si sono evidenziate durante anche il transitorio di uscita dal buco di tensione.

a (f ile 110303_resistiv o_3ph_nc_f rt8_chop.pl4; x-v ar t) factors: 1

c:XX0087-XX0093 1

c:XX0088-XX0095 1

c:XX0089-XX0096 1

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]-9,0

-5,2

-1,4

2,4

6,2

10,0

*103

b (f ile 110307_resistiv o_3ph_nolimit.pl4; x-v ar t) factors: 1

c:XX0083-XX0087 1

c:XX0082-XX0089 1

c:XX0081-XX0090 1

0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70[s]-1500

-900

-300

300

900

1500

2100

Figura 4-19: Andamento delle correnti erogate dall’inverter con chopper di frenatura a seguito di un buco di tensione; a) pannello di potenza 580 kW, b) pannello di potenza 60 kW

Per ovviare a tale inconveniente, si è prevista l’implementazione di una limitazione della massima corrente erogabile dall’inverter che eviti il danneggiamento delle valvole, consentendo il funzionamento transitorio del dispositivo11. Tale limitazione agisce direttamente e istantaneamente sugli impulsi delle valvole a valle del modulatore limitando il valore di picco della corrente in uscita dall’inverter (come riportato in Figura 4-19b) a scapito però di un peggioramento della qualità della tensione di rete. In particolare, alterando gli istanti di commutazione, la distorsione armonica sulla tensione generata dal dispositivo aumenta. Poiché il funzionamento in limitazione di corrente è transitorio (con durate che saranno quelle ammissibili dal dimensionamento del dispositivo), è stato necessario implementare anche una limitazione di corrente “lenta”, tale da consentire all’inverter di funzionare con correnti superiori alla nominale ma inferiori a quelle per le quali opera la limitazione istantanea. Il valore d’intervento della limitazione “lenta” è pari a quello della corrente massima erogabile con continuità dalle valvole.

11 Tale transitorio dovrà essere indicativamente dell’ordine di qualche centinaio di millisecondi, compatibilmente con le caratteristiche delle valvole e con la durata complessiva di un buco di tensione e del transitorio conseguente al ripristino della tensione di rete.

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C. Implementazione di opportune logiche di controllo Oltre ai sistemi descritti in precedenza, si sono analizzate possibili modalità di controllo da adottare al verificarsi dei buchi di tensione ed in particolare:

1. le grandezze del controllo vengono “congelate” ai valori pre-buco, facendo di fatto lavorare il convertitore ad anello aperto;

2. l’erogazione di potenza attiva viene annullata (come proposto in [3]); 3. l’inverter viene posto in una condizione di stand-by.

L’implementazione di una qualsiasi delle strategie precedenti presuppone il riconoscimento del disturbo di rete nel più breve tempo possibile (tempo comunque non superiore al periodo). Il sistema di riconoscimento dei buchi di tensione può essere implementato sia internamente al controllo del convertitore stesso sia come sistema autonomo. In questa seconda ipotesi è necessario prevedere un canale di comunicazione tra il dispositivo di misura e il controllore dell’inverter. In tutti i casi considerati, il transitorio di uscita dal buco di tensione prevede una procedura di riavvio di tipo soft, in cui i guadagni dei regolatori sono incrementati in maniera progressiva entro un intervallo fissato di tempo fino ai loro valori di regime. In Figura 4-19 e Figura 4-21, si riportano gi andamenti di alcune grandezze caratteristiche risultati dalle simulazioni in caso di buco di tensione trifase resistivo del 70% alle sbarre di MT ottenuti con il generatore fotovoltaico di potenza 580 kW (con controllo su assi d-q e in presenza del chopper di frenatura e della limitazione di corrente), utilizzando rispettivamente le strategie #1 e #2. L’analisi dei risultati delle simulazioni ha evidenziato che il superamento di buchi di tensione senza l’adozione di particolari strategie di controllo durante l’evento è possibile solo nel caso di disturbi poco profondi e/o sovradimensionando l’inverter, sia nei componenti lato CA sia nei componenti lato CC. Tale operazione è accettabile solo entro limiti ristretti di sovradimensionamento, mentre buchi di tensione molto profondi richiederebbero margini molto ampi: in questi casi, l’adozione delle strategie #1 e #2 permetterebbe di soddisfare i requisiti di RTF con un sovradimensionamento ragionevole degli inverter. Riguardo alla strategia #3, possono essere prese in considerazione tre diverse possibilità di implementazione della condizione di stand-by dell’inverter:

• impulsando opportunamente le valvole dell’inverter (superiori o inferiori) in modo da realizzare un corto circuito lato BT;

• realizzando il cortocircuito lato BT mediante un interruttore statico ausiliario (ad esempio un interruttore a tiristori);

• aprendo entrambe le valvole di ogni gamba dell’inverter. Ognuna delle tre soluzioni possibili richiede un’attenta valutazione in sede di dimensionamento del dispositivo.

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a (f ile 110303_resistiv o_3ph_nc_f rt4.pl4; x-v ar t) factors: 1

v :X0004A-v :X0004B 1

v :X0004B-v :X0004C 1

v :X0004C-v :X0004A 1

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]-50,0

-38,5

-27,0

-15,5

-4,0

7,5

19,0

30,5

42,0

*103

b (f ile 110303_resistiv o_3ph_nc_f rt4.pl4; x-v ar t) factors: 1

c:XX0087-XX0093 1

c:XX0088-XX0095 1

c:XX0089-XX0096 1

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]-4500

-2560

-620

1320

3260

5200

c(f ile 110303_resistiv o_3ph_NC_FRT4.pl4; x-v ar t) factors:offsets:

10,00E+00

v :VCCP-v :VCCM 10,00E+00

m:BUCO 100950

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

Figura 4-20:Andamenti delle tensioni concatenate alla sbarra MT (a), delle correnti erogate dall’inverter lato BT limitate a 3800 A di picco (b) e della tensione continua (c) con adozione della strategia #2 per il RTF

a(f ile 110303_resistiv o_3ph_NC_FRT8_limitlenta.pl4; x-v ar t) factors:offsets:

10,00E+00

m:BUCO 100950

v :VCCP-v :VCCM 10,00E+00

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

(f ile 110303_resistiv o_3ph_NC_FRT8_limitlenta.pl4; x-v ar t) factors: 1

m:BUCO 1000

c:XX0087-XX0093 1

c:XX0088-XX0095 1

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]-6000,00

-3966,70

-1933,30

100,00

2133,30

4166,70

6200,00

Figura 4-21: Andamento della tensione continua (a) e delle correnti di inverter lato BT (b) con adozione della strategia #3 per il RTF

L’analisi dell’impatto in rete di più generatori distribuiti: le simulazioni in DigSilent Inizialmente, allo scopo di verificare/validare il modello DigSilent per le simulazioni di transitori elettromagnetici (EMT), è stato operato un confronto con il modello implementato in ATPDraw. In particolare, sono state condotte diverse simulazioni EMT ed in Figura 4-22, a titolo d’esempio, sono rappresentate alcune grandezze caratteristiche dell’impianto di potenza 580 kW e controllo d-q a fronte di un buco di tensione trifase induttivo con profondità pari al 30%Vn, nel caso di comportamento “naturale” del sistema. Le differenze nel comportamento dei due sistemi sono maggiormente imputabili alla difficoltà, in ambiente DigSilent, di gestire liberamente tutti i parametri relativi all’inverter trifase.

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ATP Draw DigSilent

a 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]-2,0

-1,5

-1,0

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0[V]

b 0,8000,7000,6000,5000,4000,300 [s]

2,00

1,00

0,00

-1,00

-2,00

DIg

SIL

EN

T

c 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]-75

-50

-25

0

25

50

75

[mA]

d 0,8000,7000,6000,5000,4000,300 [s]

0,09

0,06

0,03

0,00

-0,03

-0,06

-0,09

DIg

SIL

EN

T

e f 0,900,800,700,600,500,400,30 [s]

1100,00

1000,00

900,00

800,00

700,00

600,00

DIg

SIL

EN

T

Figura 4-22: Confronto simulazioni EMT in ATP e in DigSilent: tensioni concatenate in p.u. (a) e (b); correnti erogate dall’inverter lato MT (c e d); tensione continua (e ed f)

4.2.2 Valutazione della norma internazionale IEC 62116, relativa alle procedure di prova delle protezioni anti-islanding degli inverter fotovoltaici

L’attività svolta è stata inizialmente finalizzata alla valutazione della norma IEC 62116 [9] e alla sua applicabilità nel definire una procedura di prova per la verifica del riconoscimento di un funzionamento in “isola indesiderata” da parte dell’inverter fotovoltaico a seguito della “perdita della rete”, indipendentemente dal criterio adottato nelle protezioni per il riconoscimento di tale condizione e prescindendo dalla presenza di un sistema di comunicazione nella rete attiva. In Figura 4-23 viene riportato lo schema a blocchi di riferimento per la descrizione della prova, riportato nella norma.

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8[s]700

740

780

820

860

900

[V]

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Figura 4-23: Circuito di prova della funzione di riconoscimento di “isola indesiderata” di un inverter

fotovoltaico La procedura di prova prevede l’ottenimento di una condizione di funzionamento “di base” del sistema, caratterizzata dall'equilibrio fra la potenza prodotta dall'inverter in prova e il carico (scambio nullo con la rete, PAC=QAC=0 in Figura 4-23) in tre differenti regimi di carico che, con riferimento alla potenza nominale dell'inverter, sono pari al 100%, 66% e 33%. La condizione di equilibrio è ritenuta quella che comporta una maggiore difficoltà di riconoscimento del distacco di rete da parte della protezione “anti-islanding”. A partire dalla condizione di equilibrio, si opera il distacco dalla rete aprendo l'interruttore S1 (Figura 4-23) e registrando il tempo per il quale esiste una condizione di “isola indesiderata”. Per ogni condizione di regime, la prova deve essere ripetuta, inoltre, per diverse condizioni di squilibrio tra le potenze in uscita dall’inverter in prova e il carico, squilibrio ottenuto con variazioni percentuali della potenza attiva e reattiva del carico con passi del ± 5%, fino a un massimo di ± 10% del carico equilibrato. L’analisi, svolta nel periodo di riferimento, si è completata con la stesura delle specifiche tecniche per l’acquisto del materiale necessario per realizzare il banco di prova, tenendo conto della necessità di garantire modularità (per futuri potenziamenti del carico e dell’inverter in prova) e flessibilità di esercizio dei componenti. Particolare attenzione è stata inoltre posta nel definire le specifiche tecniche/realizzative del carico per necessità di precisione nell’ottenimento della condizione di equilibrio e sbilanciamento richiesti dalla norma.

Bibliografia

[1] Technical Guideline and Supplement, “Generating plants connected to the medium-voltage network”, BDEW - Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft, Giugno 2008 e Gennaio 2009.

[2] Florin Iov, Anca Daniela Hansen, Poul Sørensen, Nicolaos Antonio Cutululis, “Mapping of grid faults and grid codes”, Risø-R-1617(EN), Luglio 2007.

[3] A. Cerretti, E. De Berardinis, M. Delfanti, D. Falabretti, “Le reti di distribuzione: dal paradigma attuale, alle reti attive, verso le Smart Grid”, AEIT, Maggio/Giugno 2010

[4] G. Carcangiu, C. Dainese, R. Faranda, S. Leva, M. Sardo, “New network topologies for large scale Photovoltaic System”, IEEE Bucharest Power Tech Conference 2009, 28 giugno – 2 luglio, Bucharest, Romania.

[5] M. Brenna, R. Faranda, S. Leva, “Dynamic analysis of a new network topology for high power grid connecte PV System”, IEEE, 2010.

[6] D. G. Holmes, T. A. Lipo, “Pulse Width Modulation for Power Converters – Principle and Practice”, IEEE, 2003.

[7] J. Schlabbech, A. Grob, G. Chicco, “Influence of Harmonic System Voltages on the Harmonic Current Emission of Photovoltaic Inverters”, Powereng 2007, 12-14 Aprile 2007, Setubal, Portogallo.

[8] CEI EN 60904-3 Dispositivi fotovoltaici Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici (PV) per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.

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[9] IEC 62116 “Test procedure of islanding prevention measure for utility - interconnected photovoltaic inverters”, Ed. 1.0 2008-09.

4.2.3 Sistema di controllo di un filtro attivo basato su supercondensatori

Nell’ambito della realizzazione del prototipo di un filtro attivo per la protezione di un carico sensibile fino a 10 kW è stato sviluppato un modello completo del dispositivo per consentire la messa punto degli schemi di controllo dei diversi convertitori statici che lo costituiscono. Il sistema è chiamato a svolgere funzioni per garantire un’elevata qualità della fornitura elettrica al carico collegato e contemporaneamente ottimizzare il collegamento del carico dal punto di vista della rete. Sostanzialmente la rete a monte del filtro attivo deve vedere un carico equilibrato, puramente resistivo e a potenza lentamente variabile; al contempo il carico a valle del filtro attivo deve vedere una rete equilibrata, simmetrica e priva di armoniche. Per raggiungere tali obiettivi, la macchina lato rete deve:

• compensare la potenza reattiva assorbita dal carico • compensare gli squilibri nelle correnti delle fasi • filtrare le armoniche di corrente • svolgere funzioni di peak shaving

Lato carico deve invece: • compensare buchi di tensione ed interruzioni brevi nella tensione di alimentazione • compensare gli squilibri e i disturbi armonici delle tensioni di alimentazione

In una prima fase dell’attività, le funzionalità elementari richieste sopra riportate sono state definite e assegnate ai diversi convertitori elettronici che compongono la macchina con la finalità di ottimizzare lo schema di controllo complessivo del sistema. L’analisi funzionale ha permesso di esplicitare le modalità di azione del filtro attivo e di definire uno schema di controllo ad alto livello basato sulla gestione dei flussi di potenza tra rete e carico. In Figura 4-24 sono rappresentati sinteticamente i flussi di potenza fra i diversi elementi del sistema.

Carico

dcP

dcPP +

QQ

PP~+

QQ~+

P

P~

Rete

Conv1Conv2

Q~

Figura 4-24: Flussi di potenza nel sistema controllato

P = potenza attiva media carico Q = potenza reattiva media carico

P~

= potenza attiva variabile Q~

= potenza reattiva variabile

dcP = potenza attiva per DC Link

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Successivamente è stata sviluppata un’analisi matematica del sistema ricavando le funzioni di trasferimento fra le grandezze elettriche di interesse (variabili controllate) e le variabili di controllo, quali i comandi da fornire ai convertitori elettronici. Tale attività ha permesso di esplicitare l’influenza dei diversi componenti e dei loro parametri caratteristici sul comportamento del sistema ed è stata di fondamentale importanza per la sintesi dei regolatori utilizzati nei differenti anelli di controllo sviluppati.

-60

-40

-20

0

20

Mag

nitu

de (

dB)

10-1

100

101

102

103

104

-90

-45

0

45

90

Pha

se (

deg)

Fdt da Vinv a If1

Frequency (Hz)

cos(phi)=1cos(phi)=0.9

cos(phi)=0.85cos(phi)=0.8

Figura 4-25: Esempio di diagramma di Bode di una delle fdt del sistema

Parallelamente è stato realizzato un modello di simulazione complessivo del sistema rete elettrica, filtro e carico, utilizzato per verificare il comportamento del filtro attivo nelle diverse situazioni di funzionamento. Le simulazioni con tale modello sono state condotte in maniera estesa e continuativa, in modo da verificare puntualmente tutto ciò che scaturiva dall’analisi matematica e dall’attività di sintesi dei regolatori.

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3* �

3* -

3* �

3*2�

3*2-

3*2�

+Vdc

-Vdc

SC

N

A

B

C

Rete

Misure

in A

in B

in C

out A

out B

out C

Linea + interruttori statici

�*2�

N

A

B

C

Carico

Vdc+

Vdc-

A

B

C

CONV2

+Vdc

-Vdc

A

B

C

CONV1

Vdc

+

Vdc

-

N

Bus DC

Figura 4-26: Modello del sistema complessivo in ambiente Simulink

Una volta definiti e perfezionati sia il modello di simulazione sia i controlli dei convertitori, sono state eseguite simulazioni di verifica del lavoro svolto, riproducendo volta per volta le “situazioni tipo” definite dai requisiti funzionali del filtro attivo (ad esempio: presenza di carico squilibrato o distorcente, presenza di armoniche di tensione nella rete prevalente o buchi di tensione, ecc.)

0.45 0.455 0.46 0.465 0.47 0.475 0.48 0.485 0.49 0.495 0.5

-300

-200

-100

0

100

200

300

Tensione e Corrente di Carico - Fase A

Tempo [s]

TensioneCorrente

0.45 0.455 0.46 0.465 0.47 0.475 0.48 0.485 0.49 0.495 0.5

-300

-200

-100

0

100

200

300

Tensione e Corrente di Rete - Fase A

Tempo [s]

TensioneCorrente

0.45 0.455 0.46 0.465 0.47 0.475 0.48 0.485 0.49 0.495 0.5

-300

-200

-100

0

100

200

300

Tensione e Corrente di Carico - Fase A

Tempo [s]

TensioneCorrente

0.45 0.455 0.46 0.465 0.47 0.475 0.48 0.485 0.49 0.495 0.5

-300

-200

-100

0

100

200

300

Tensione e Corrente di Rete - Fase A

Tempo [s]

TensioneCorrente

Figura 4-27: Risultato di simulazione riguardante la compensazione del reattivo di carico

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0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

8

10

12

Potenza di Carico

Pot

enza

Atti

va [k

W]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

8

10

12

Potenza di Rete

Pot

enza

Atti

va [k

W]

Tempo [s]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

-20

0

20

Correnti di Carico

Cor

rent

e [A

]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

-20

0

20

Correnti di Rete

Cor

rent

e [A

]

Tempo [s]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

8

10

12

Potenza di Carico

Pot

enza

Atti

va [k

W]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

8

10

12

Potenza di Rete

Pot

enza

Atti

va [k

W]

Tempo [s]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

-20

0

20

Correnti di Carico

Cor

rent

e [A

]

0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8

-20

0

20

Correnti di Rete

Cor

rent

e [A

]

Tempo [s]

Figura 4-28: Risultato di simulazione riguardante l'azione di peak shaving

I risultati di simulazione hanno evidenziato la bontà dello schema di controllo sviluppato, confermando la corretta comprensione dei meccanismi e delle relazioni fra le parti all’interno di questo sistema complesso. Il lavoro svolto relativamente all’ottimizzazione degli algoritmi di controllo del filtro attivo suggerisce ora un adeguamento della realizzazione del controllo del prototipo. Si potranno successivamente svolgere attività di verifica sperimentale delle funzionalità di questo dispositivo in situazioni reali.


4.3 Smart Meters di seconda generazione

4.3.1 Sviluppo e prova funzionale in laboratorio dell’architettura di un sistema multimetering Sulla base dei requisiti funzionali dei sistemi Smart Metering (SM) definiti nell’ambito del PAR 2009, è stato predisposto un ambiente per lo sviluppo e la verifica di funzioni innovative implementabili sui sistemi multi-metering di seconda generazione ed è stato predisposto un ambiente per l’esecuzione di test su contatori sperimentali. Tale ambiente è stato utilizzato per eseguire i test funzionali e la verificata dell’interoperabilità sui sistemi SM realizzati nell’ambito del progetto Europeo OPEN meter. I risutati dell’attività, riassunti nel paragrafi che seguono, sono illustrati in dettaglio nel Deliverable 10 (cfr. cap. 8).

4.3.2 Premessa e inquadramento L’attività svolta si inquadra nel più ampio contesto del Mandato M/441 EN, attraverso il quale la Commissione Europea ha richiesto agli organismi di standardizzazione europei CEN, CENELEC ed ETSI, la definizione di un’architettura standardizzata per gli SM che dovranno anche adottare protocolli di comunicazione “interoperabili”. Le attività di standardizzazione iniziate nel 2009 si concluderanno entro la prima metà 2011 per dar modo ai Paesi europei che hanno pianificato la sostituzione del parco contatori di accedere alla nuova tecnologia fin da subito. L’attività di standardizzazione ha portato alla creazione di uno Smart Metering Coordination Group che ha definito l’architettura di riferimento (riportata in Figura 4-29) e dato mandato a diversi gruppi di lavoro. Come si può notare nella figura sono evidenziate diverse modalità di comunicazione: la norma infatti intende indicare l’obiettivo a tendere, non limitandosi alle tecnologie e alle infrastrutture oggi disponibili, ma restando aperta anche ad architetture che oggi risulterebbero “troppo costose”. Per esempio l’architettura “Normal Connection” (basata su HAN-Home Area Network), sebbene sia la più logica, non è tecnologicamente implementabile nella prossima

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generazione di contatori (seconda generazione), ma probabilmente rappresenterà la base per il successivo sviluppo di contatori elettronici. Il progetto “OPEN meter” – Open Public Extended Network metering (www.openmeter.com) sviluppato nell’ambito del settimo Programma Quadro di ricerca, ha come obiettivo di condurre l’attività prenormativa per il futuro contatore elettronico europeo, sostanzialmente, quanto prodotto dal progetto e approvato nelle opportune sedi di standardizzazione, rientrerà quasi integralmente nell’architettura elaborata nell’ambito del mandato M/441. La partecipazione al progetto OPEN meter di alcuni soggetti con incarichi negli organismi di standardizzazione garantisce il coordinamento delle attività che sono in corso.

Figura 4-29: Relazione tra le responsabilità del lavoro di standardizzazione e funzionalità

dell’infrastruttura di metering (Final Report Smart Meters Coordination group, Cenelec)

4.3.3 Ambiente per lo sviluppo e la verifica di servizi per gli smart meter di seconda generazione

Nell’ambito del PAR 2010, è stato predisposto un ambiente di prova nel quale è possibile inserire diverse tecnologie di contatori intelligenti di elettricità, gas, calore e acqua al fine di provarne le funzionalità. L’ambiente modulare e flessibile permette di interfacciarsi con diverse tecnologie in modo trasparente indipendentemente dallo specifico protocollo utilizzato e del media di trasmissione: tecnologie di comunicazione sia wireless sia wired. L’interfacciamento e lo scambio dati con i contatori intelligenti (unità decentrate) avviene attraverso un dispositivo denominato “Communication Hub”, che può anche agire come convertitore di protocollo verso i protocolli compatibili con il mandato M/441. Al fine della messa a punto dell’ambiente di sviluppo e di verifica delle funzioni per gli SM, si è adottato il protocollo DLMS (compatibile con il mandato M/441). Il “Communication HUB” è l’equivalente di un concentratore domestico con anche la funzione di gateway, che da una parte si interfaccia con l’esterno (ovvero il Central Communication System), dall’altra si interfaccia con i diversi SM (Multi-utility meter di elettricità, gas, calore e acqua) e con l’Home Automation System. L’HMI del Communication HUB permette l’accesso alle informazioni dei diversi SM (Figura 4-30) e il settaggio dei diversi parametri di comunicazione. Nell’ambiente sviluppato è anche possibile la visualizzazione dei diversi messaggi scambiati attraverso ciascuna interfaccia di comunicazione (Figura 4-31). La conformità della comunicazione verso il Central Communication System secondo lo standard DLMS è verificabile attraverso uno sniffer (DLMS Explorer) prodotto da una terza parte (Figura 4-32).

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Figura 4-30: Interfaccia HMI Figura 4-31: Messaggi scambiati con ciascuna

interfaccia di comunicazione

Figura 4-32: Sniffer per i messaggi DLMS (Prodotto dalla Kalkitech)

4.3.4 Predisposizioni per test funzionali e di interoperabilità su misuratori elettronici di nuova generazione

Nell’ambito del progetto OPEN meter è stato assegnato ad RSE l’esecuzione dei test funzionali e di interoperabilità per il protocollo Meter & More. Tale protocollo può essere considerato l’evoluzione della tecnologia dei contatori elettronici installati in Italia e in via di installazione in Spagna in circa 15 milioni di esemplari. Meters & More è promosso e sostenuto da un’organizzazione no-profit che ha tra i maggiori promotori Enel e la sua controllata ENDESA. L’esecuzione delle prove presso la test facility di RSE ha seguito le indicazioni presenti nei documenti prodotti dal progetto OPEN meter (Deliverable 4.1) “Definition of Test procedures”. Il campo di prova è stato costituito da una cabina MT/BT (Figura 4-33) dedicata allo scopo e posta in un laboratorio connesso attraverso una linea lunga 400 metri a due altri laboratori (mappa in Figura 4-34) che hanno ospitato i contatori elettronici interessati dalle prove. Il concentratore (Figura 4-35) è stato allacciato alle sbarre di cabina secondaria. La schema elettrico unifilare semplificato, con indicate le cassette di giunzione, i pannelli attrezzati con anche gli attenuatori è riportato in Figura 4-36. La descrizione completa delle prove è presente nel deliverable “Execution of laboratory and field tests” WP 4.3/4.4.

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Figura 4-33: Cabina MT/BT Lab Figura 4-34: Mappa dell’area; linea tra la Cabina

MT/BT e due laboratori ed 877 e 878

Figura 4-35: Concentratore allacciato alle sbarre della cabina MT/BT

Figura 4-36: Schema semplificato della rete BT con indicata la posizione dei pannelli

Al fine di effettuare le prove di riconoscimento, arruolamento e definizione automatica delle architetture end node e ripetitori in una popolazione di SM adeguata da parte del concetratore posto in cabina secondaria, gli SM sono stati aggregati in gruppi, cablati in pannelli (Figura 4-37) alcuni muniti di attenuatori e distribuiti nei diversi laboratori come previsto nello schema unifilare. Per eseguire i test funzionali, sono stati utilizzati SM montati singolarmente su pannello (Figura 4-38). L’interoperabilità di contatori prodotti da diversi costruttori è stata verificata con SM prodotti da due diversi costruttori: 1) Kaifa; 2) Bitron (Figura 4-39). Adeguati sistemi di monitoraggio hanno registrato i parametri elettrici in maniera continuativa per tutta la durate delle prove. Sistemi di gestione remota dei carichi e un variatore del livello di tensione (in Figura 4-40 a destra) hanno creato le condizioni per effettuare le diverse prove.

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Figura 4-37: Due pannelli da 9 contatori Lab 878 Figura 4-38: Test funzionali sui contatori Lab 877

Figura 4-39: I test di interoperabilità hanno coinvolto gli SM di due costruttori Kaifa (sinistra) e Bitron sulla (destra)

Figura 4-40: Monitoraggio parametri durante le prove: andamento del carico durante la verifica dell’intervento per sovracorrente Sequenza Test ID 5.4.6.1

4.3.5 Esito test di laboratorio, su test facility e passi successivi

Gli SM che utilizzano il protocollo Meters & More hanno già consolidato lo sviluppo della parte hardware sono già prodotti in maniera industriale, quindi con poca variabilità da dispositivo a dispositivo. I test funzionali avrebbero potuto essere eseguiti su un solo SM (ovvero uno SM per ciascun costruttore) scelto a caso. Tuttavia visto che alcune delle 12 tipologie di prove da effettuare richiedevano cicli su più giorni (verifica cambio ora legale, verifica cambio tariffa giornaliera, verifica risincronizzazione orologio SM con master del concentratore a mezzanotte, ecc.) si è deciso di svolgere alcune prove in parallelo impiegando più SM. In definitiva uno SM è stato sottoposto a 20 test, due SM sono stati sottoposti a due test che hanno implicavano cicli su più giorni. L’interoperabilità tra SM di costruttori diversi è stata verificata, controllando l’accessibilità ai diversi registri per i contatori dei diversi costruttori e ripetendo una parte dei test di breve durata. L’esito delle prove è stato positivo in tutti i casi, abilitando la fase successiva di test, che ha interessato 45 contatori collocati a distanze variabili (da 50 a 450 metri) dalla cabina MT/BT. Tali test hanno verificato i tempi di riconoscimento dell’intera popolazione di contatori (pochi minuti) e di successivo arruolamento (poche decine di minuti) di tutta la popolazione. E’ stato inoltre verificato che alcuni degli SM sono stati raggiunti direttamente dal concentratore e che altri sono stati raggiunti tramite contatori operanti come ripetitori. In conclusione tutti i test effettuati hanno dato esito positivo abilitando la

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fase di test successiva che coinvolgerà reti MT/BT reali (fino a mille clienti dotati di SM) nella città di Siviglia e potrà dare informazioni aggiuntive ed in particolare verificare se saranno mantenuti o quanto degraderanno i tempi di comunicazione in situazioni reali. Tali test avranno luogo nella prima settimana di Aprile 2011.

4.4 Sensoristica per reti attive Uno dei principali requisiti che la nuova rete “attiva” di distribuzione dovrà soddisfare sarà la capacità di “autoanalisi”, per evitare congestioni nel flusso energetico, per garantire maggiore affidabilità, sicurezza e qualità del servizio, ma anche per ottimizzare i costi di manutenzione e operatività. Una soluzione naturale per far fronte a questa esigenza è la creazione di “sensors network” in grado di monitorare la corretta funzionalità dei componenti elettrici e di comunicare eventuali anomalie o indisponibilità del sistema alla rete in tempo reale. L’applicazione di sensori al settore elettrico ha suscitato recentemente un notevole interesse anche a livello internazionale da parte di laboratori e di enti di ricerca (EPRI); nell’attuale scenario di controllo e gestione degli impianti con conseguente incremento delle criticità di esercizio è sempre più sentita l’esigenza di acquisire informazioni efficaci e affidabili sullo stato d’invecchiamento del componente e sulla sua immediata disponibilità a fronte dei nuovi criteri di gestione della domanda. Tra i principali requisiti di sistemi diagnostici sono la non interferenza con l’operatività dei componenti, il basso costo e la possibilità di sfruttare la sinergia di differenti tecniche diagnostiche per fornire una valutazione più accurata ed affidabile sullo stato del componente.

4.4.1 Obiettivi e attività svolta

In questo scenario, nell’ambito della presente attività è stato affrontato il problema di valutare concretamente la potenzialità d’impiego di sensoristica innovativa per la diagnostica di componenti elettrici di Media Tensione. Proseguendo l’attività svolta nel corso del precedente periodo RdS, sullo sviluppo di sistemi diagnostici per scomparti di cabine MT, è stata avviata la prima fase di collaudo in uno scomparto di prova del dimostratore assemblato nel corso del 2009. Dai risultati ottenuti si conferma l’efficacia dell’approccio proposto nel rivelare la presenza di fenomeni corona all’interno dello scomparto e sulle terminazioni di linea. L’indicatore diagnostico individuato, in questo caso, è la misura simultanea di segnali ottici, acustici e di concentrazioni di ozono provenienti rispettivamente dalle tre unità sensore integrate nel sistema. Allo stato attuale il prototipo assemblato può essere utilizzato per l’esecuzione di brevi campagne di misura a fini dimostrativi. L’obiettivo dell’attività di quest’anno ha quindi riguardato l’avvio di una fase d’ingegnerizzazione del sistema strumentale per estenderne la validazione anche ad altre tipologie di difetti e per una successiva validazione dello stesso durante misure in continua. E’ tuttora in corso un piano di azioni preliminari finalizzato all’individuazione di un’area di misura sulla quale allestire l’impianto per la successiva esecuzione delle prove di lunga durata. L’attività, i cui risultati sono riassunti nel paragrafo seguente, è descritta in dettaglio nel Deliverable 11 (cfr. cap. 8). In parallelo è proseguita l’attività di verifica dell’applicazione di sensoristica innovativa anche ai trasformatori MT/bt; che costituiscono un’altra classe di componenti di cabine secondarie soggetta in esercizio a possibili sollecitazioni e/o a malfunzionamenti in grado d’accelerarne l’invecchiamento. L’attività ha finora riguardato prevalentemente l’individuazione e la caratterizzazione in laboratorio di accelerometri realizzati con tecnologia Micro Elettro Meccanica (MEMS) anche di tipo ottico ai fini di una loro applicazione al controllo delle vibrazioni indotte sulla cassa del trasformatore. A questo scopo si è deciso di assemblare un prototipo per misure di vibrazioni con gestione remota. L’attività, i cui risultati sono riassunti nel paragrafo seguente, è descritta in dettaglio nel Deliverable 12 (cfr. cap. 8). Di seguito si riporta un maggior dettaglio delle principali azioni svolte e dei risultati conseguiti quest’anno per ciascun filone di attività.

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4.4.2 Scomparti di manovra

• Sono state completate le prove di collaudo del dimostratore, sperimentando all’interno dello scomparto di prova ulteriori posizioni di difetti per simulare la presenza di fenomeni “corona” (di cui un esempio è mostrato in Figura 4-41). Si conferma che le grandezze monitorate costituiscano effettivamente degli indicatori diagnostici attendibili dell’innesco di fenomeni di prescarica. Per questa fase di elaborazione fuori linea dei dati, è stato sviluppato un Software dedicato di analisi in ambiente Labview.

Dalle numerose misure effettuate all’interno dello scomparto MT è stato possibile ricavare una stima della variazione dell’emissione luminosa del fenomeno di prescarica in funzione della tensione applicata, per diverse posizioni del difetto Figura 4-42. Il risultato ottenuto è in buon accordo con i valori riportati in letteratura e ricavati da una misura diretta dell’intensità del fenomeno: l’aumento dell’intensità luminosa Sono state inoltre confermate le scelte delle modalità operative dei diversi sensori (parametri di acquisizione e filtraggio dei segnali ottici e acustici)

Figura 4-41: Sperimentazione all’interno di uno

scomparto MT di prova di un difetto “corona” posizionato in prossimità di un isolatore.

Figura 4-42: Sensore a fibra ottica fluorescente: dipendenza della potenza luminosa (W) di un fenomeno “corona” dalla tensione applicata, per differenti posizioni del difetto.

• E’ stata proposta una nuova soluzione Hardware per la gestione dei parametri di configurazione

dei sensori e dell’acquisizione dei segnali, di facile implementazione nello schema del dimostratore attuale. La nuova struttura è basata sull’impiego di un sistema di acquisizione deterministico, autonomo e modulare. Questo schema rappresenta la naturale evoluzione della configurazione corrente, che è basata sull’uso di un’unità cDAQ; con il suo impiego è infatti possibile svincolarsi dalla necessità di trasferire i dati acquisiti direttamente su PC via USB, e al tempo stesso di mantenere le impostazioni di progetto HW e SW adottate nello sviluppo del dimostratore (Figura 4-43).

• La nuova unità di acquisizione compactRio (c_RIO National Instruments) (Figura 4-44) è un’unità programmabile (Programmable Automation Controller_ PAC) costituita da un computer “embedded”. Il cuore dell’architettura C_RIO è un chip programmabile FPGA (Field Programmable Gate Array) che permette di acquisire informazioni alla velocità di 80MHz. L’utilizzo di quest’unità garantisce un’effettiva simultaneità di esecuzione di diverse funzioni in

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parallelo con elevata affidabilità (sistema Real Time) particolarmente utile nello sviluppo della versione ingegnerizzata del sistema multi-sensore.

a) b)

Figura 4-43: Schema del prototipo multi sensore: a) architettura attuale del sistema basata sull’uso di una unità di acquisizione (c_DAQ) con connessione USB al PC di controllo; b) nuovo schema modulare implementato con un’unità di acquisizione Real Time (c_RIO).

• Per sfruttare al meglio le potenzialità dell’unità FPGA è stato necessario riorganizzare il codice di programmazione nelle sue parti di acquisizione e di analisi dei dati; in particolare è stato necessario suddividere le funzionalità del SW tra il componente FPGA e il componente Real Time. Le funzioni più importanti sono state assegnate alla FPGA in modo da sfruttarne le prestazioni di velocità, simultaneità e determinismo; i compiti di minore importanza, come il trasferimento dei buffer di dati, le logiche funzionali, la messaggistica di allarme e l’archiviazione dei dati sono sulla parte Real Time.

a) b)

Figura 4-44: Unità di acquisizione Real Time c_RIO: a)componenti dell’unità; b)architettura del sistema c_RIO in cui si evidenzia la suddivisione delle funzionalità del componente FPGA edi quello Real Time.

Processore FPGA Real Time programmabile

Moduli di acquisizione

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• Il sistema è dotato di uno “chassis” modulare che permette l’uso degli stessi moduli di

acquisizione NI utilizzati per lo sviluppo del prototipo per quanto riguarda i sensori ottico e microfoni. La connessione con lo spettrometro, che rappresenta l’unità di rivelazione nel sensore di ozono attuale, è invece possibile tramite seriale (RS232). Al fine di rendere il sistema più compatto si è scelto di sostituire lo spettrometro con un rivelatore multicanale connesso direttamente al modulo di acquisizione analogica, già alloggiato nel Compact RIO. I vantaggi di questa scelta sono duplici: una maggiore semplicità d’interfacciamento e una potenziale riduzione dei costi del sistema.

• E’ stato implementato un nuovo schema semplificato del sensore di ozono, per renderne più affidabile l’interfacciamento con il sistema di acquisizione Real Time. Nel nuovo progetto del sensore si utilizzano un rivelatore multicanale e LED operanti nel campo dell’ultravioletto (UV) in sostituzione della lampada. Questa scelta è anche motivata dall’enorme interesse suscitato in ambito internazionale dall’applicazione di LED UV, commercializzati solo recentemente, per lo sviluppo di sensori chimici/ozono.

2)

1)

3)

Figura 4-45: Sensore di ozono: 1) interfaccia per il settaggio dei parametri dei LED; 2) progetto e 3) montaggio dell’unità di rivelazione costituita da: rivelatore multicanale (a); supporto per il montaggio e l’allineamento dei LED UV (b); unità di lancio in fibra ottica (c).

• E’ stata a riguardo progettata e realizzata, secondo specifiche, la scheda di comando e alimentazione dei LED ed è stata realizzata l’interfaccia SW per il settaggio dei parametri di

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alimentazione (Figura 4-45.1); è stato inoltre progettato (Figura 4-45.2) ed eseguito il montaggio dell’unità ottica di rivelazione (Figura 4-45.3).

• E’ stata condotta un’indagine bibliografica e di mercato per la valutazione e la fattibilità di un sensore di trigger (50Hz) di tipo ottico e completamente dielettrico (che non necessiti di alcun collegamento elettrico). Sono state proposte due possibili soluzioni, entrambe basate sull’impiego di tecnologia a fibra ottica e di nuovi materiali elettroottici/elettrostrittivi, potenzialmente a basso costo e che si possono facilmente integrare nel sistema multisensore per consentire la disponibilità del segnale di sincronismo con la tensione di rete.

4.4.3 Trasformatori MT

• Sono state completate le prove di caratterizzazione dinamica su un trasformatore di media tensione standard, in assenza di carico elettrico e per differenti punti di misura della cassa, con accelerometri piezoelettrici convenzionali e con i nuovi accelerometri ottici (banda 10-1000Hz, sensibilità 50mV/g). È stata verificata la ripetibilità delle misure e sono state individuate le posizioni di misura più significative ai fini diagnostici (in basso sulla cassa) (Figura 4-46). Sono state successivamente eseguite prove in condizioni di carico. Dai risultati ottenuti è emerso un buon accordo tra le risposte degli accelerometri convenzionali e quelli ottici, che conferma l’adeguatezza di questi sensori per un loro utilizzo ai fini del controllo delle vibrazioni indotte sulla cassa del trasformatore.

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Figura 4-46: Accelerometri installati sulla cassa del trasformatore: punti di misura e valori di accelerazione misurati lungo la direzione parallela alle bobine (direzione assiale sul lato media tensione). La posizione in basso a destra (indicata in figura) è quella che è risultata la più adatta per misurare le vibrazioni della cassa del trasformatore.

• E’ stato progettato e assemblato un sistema prototipo per misure di vibrazioni su trasformatori basato su accelerometri ottici e con modalità wireless di comunicazione con il PC remoto. Sono state sviluppate le interfacce di comunicazione “wireless” di salvataggio dei dati e la relativa interfaccia di analisi dei dati.

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4.5 Riepilogo progetti europei in corso OPEN meter: Open Public Extended Network metering (7° Programma Quadro per la Ricerca della Comunità Europea 2007 – 2013) Data di avvio: 1 gennaio 2009 Durata: 2 anni Numero di partner: 19 di 7 paesi Coordinatore: IBERDROLA (ES)

I sistemi di misura intelligenti oggi disponibili sul mercato sono adeguati alla misura intelligente di elettricità, gas, calore e acqua, ma sono carenti per quanto riguarda l’interoperabilità con i sistemi di altri costruttori, e la capacità di interagire efficacemente con i sistemi installati presso l’utilizzatore finale. Il progetto ha l’obiettivo di superare questi ostacoli, specificando un insieme completo di standard per l’Advanced Metering Infrastructure (AMI). Gli obiettivi di OPEN meter vanno oltre la semplice misura, intendendo mettere a disposizione anche strumenti per fornire servizi energetici innovativi, come il controllo della domanda, e favorire la trasformazione dell’attuale utente in un nodo attivo delle reti elettro-energetiche intelligenti. I risultati di OPEN meter verranno offerti gratuitamente alla comunità sotto forma di standard aperti e pubblici a disposizione di tutti gli interessati; essi costituiranno una base di conoscenza e un linguaggio condiviso per esprimere requisiti ed eseguire prove.

RSE contribuisce alla definizione delle funzionalità, dell’architettura e dei flussi di informazione necessari ed esegue parte dei test di interoperabilità in campo.

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5 LINEA DI ATTIVITÀ N° 4 “GENERAZIONE DISTRIBUITA, SISTEMI DI ACCUMULO E DISPOSITIVI DI UTENTE”

Nella presente annualità le attività di questa linea si sono concentrate su due temi specifici: la sperimentazione di due micro generatori di piccola taglia e alcuni sviluppi relativi ai sistemi di accumulo di piccola taglia (principalmente le batterie). Le attività svolte riguardano:

a) Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di cogeneratori di piccola taglia e approfondimenti su generatori alternativi. L’attività ha preso in considerazione tre microcogeneratori di piccola taglia, significativi di tre differenti tecnologie (motore a scoppio, motore Stirling, cella a combustibile) installati presso la test facility di RSE. Inoltre sono state condotte indagini sulle cause di malfunzionamento del motore Stirling SOLO 161, già montato su un concentratore solare Dish Stirling.

Le attività sui sistemi di accumulo sono state più variegate e hanno affrontato i seguenti argomenti:

b) Caratterizzazione di batterie al litio e progettazione di un sistema di accumulo. E’ stata estesa l’attività sperimentale nel 2010, provando profili di carica/scarica simili a quelli cui può essere sottoposto un sistema di accumulo in applicazioni di generazione distribuita (accoppiamento a generatori a fonte rinnovabile, gestione di microreti, ecc.) e arrivando a definire una procedura di caratterizzazione delle batterie al litio.

c) Sistema di controllo per la gestione ottima della carica di più batterie Zebra in parallelo. E’ stato studiato e realizzato in ambiente simulato un sistema di conversione elettronico per la gestione ottima della carica di più batterie Zebra in parallelo all’interno di un sistema di accumulo connesso alla rete BT.

d) Caratterizzazione di monocelle per l’accumulo elettrochimico. E’ stata realizzata una postazione di prova per la caratterizzazione sperimentale di monocelle sodio-zolfo e/o sodio-nichel cloruro al fine di valutarne il comportamento dal punto di vista dello scambio termico (oltre che elettrochimico).

e) Sistemi di accumulo ad idrogeno. L’accumulatore ad idruri di magnesio, sviluppato nel precedente triennio RdS, è stato sottoposto a prove di lunga durata con cicli successivi di carica/scarica, pervenendo ad una caratterizzazione delle suo funzionamento a una misura delle sue prestazioni.

Nei paragrafi seguenti vengono sinteticamente descritti le attività svolte e i risultati conseguiti.

5.1 Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di cogeneratori di piccola taglia e approfondimenti su generatori alternativi

Facendo seguito alle attività di caratterizzazione di piccoli sistemi di micro cogenerazione domestica intraprese nel precedente periodo di riferimento ([1]), è stato esercito un motore a combustione interna (AISIN TOYOTA) ed un sistema a motore Stirling (Ariston Thermo Group CHP1) in condizioni di field test. L’attività, i cui risultati sono riassunti nei paragrafi che seguono, è descritta in dettaglio nel Deliverable 13 (cfr. cap. 8).

5.1.1 Microcogeneratore basato su motore a combustione interna Il motore a combustione interna, connesso alla rete di Generazione Distribuita di RSE ed installato all’esterno, sotto una tettoia, è stato configurato in modalità di funzionamento ad inseguimento termico e gestito secondo profili di carico termico predeterminati che simulano la reale applicazione in un ambiente domestico.

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Nell’ottica di un esercizio continuativo ed in assenza di presidio permanente del sistema, sono state effettuate ulteriori modifiche all’impianto, installando un sistema di sicurezza che garantisce l’arresto dell’impianto e il completo svuotamento di tutto il circuito d’acqua qualora la temperatura del serbatoio scenda al di sotto di un valore prefissato. Durante il normale esercizio, anche con temperature esterne al di sotto dello zero, l’acqua del serbatoio di accumulo viene mantenuta in temperatura ma, in caso di blackout elettrico o malfunzionamento dell’unità cogenerativa, si può verificare il congelamento di parte del circuito, con la conseguente rottura delle sezioni più critiche. In tal caso, lo svuotamento automatico dell’impianto mette in sicurezza l’intero sistema. Per le prove di lunga durata è stato inoltre necessario introdurre alcune modifiche relative al simulatore del carico termico. Accanto alla modalità di regolazione manuale, che prevede la possibilità di impostare la potenza termica richiesta, la temperatura di ritorno dell’acqua o di agire direttamente sulla posizione della valvola a tre vie, è stata implementata una modalità di funzionamento automatica, in cui la richiesta termica viene regolata sulla base di un profilo annuale predefinito tipico di un utenza reale. La sperimentazione ha avuto una durata di circa 4 mesi, a partire da novembre 2010, con l’obiettivo d’indagare in primo luogo l’affidabilità del sistema ma anche di verificare e confermare le prestazioni rilevate durante le precedenti campagne di caratterizzazione. Il profilo di utenza termica ed elettrica (Figura 5-1) è stato generato sulla base del codice DCOGEN sviluppato da RSE in collaborazione con il Politecnico di Milano [1]. L’unità abitativa, costituita da un piccolo condominio nel nord Italia di 3 appartamenti per un totale di 400m2, è stata dimensionata in modo tale che non fosse necessario l’utilizzo di caldaie integrative e che il suo fabbisogno energetico (termico) potesse essere soddisfatto interamente dalla sola unità cogenerativa, per tutto il periodo considerato.

Figura 5-1: Profili di carico termico ed elettrico utilizzati per la sperimentazione

L’accensione e lo spegnimento del motore vengono regolati in funzione della temperatura del serbatoio d’accumulo, impostandone i valori limite. La sperimentazione ha subito innumerevoli fermate, causate non tanto dal cogeneratore ma da incidenti legati all’area sperimentale (manutenzione sull’alimentazione del combustibile e blackout elettrico) in cui il motore è installato, riducendone, di fatto, la durata a circa 3 mesi. In Figura 5-2 è riportato lo storico dei valori medi orari di rendimento elettrico e termico calcolati dai dati sperimentali, dove si notano chiaramente i periodi in cui il sistema non è stato in grado di funzionare.

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Figura 5-2: Storico dei rendimenti termico ed elettrico calcolati

Essendo il cogeneratore esercito ad inseguimento del carico termico, il motore ha sempre erogato una potenza elettrica pari al valore di targa di 6 kW, come da specifiche, ed il rendimento elettrico è rimasto pressoché costante nel tempo, al valore nominale (25-26%), durante tutto il periodo di prova. Il rendimento termico presenta, invece, un andamento meno regolare, dovuto alla forte dipendenza dalla temperatura dell’acqua di mandata, come illustrato in Figura 5-3.

Figura 5-3: Andamento del rendimento termico del sistema al variare della temperatura di mandata

dell’acqua

Complessivamente, su un periodo di prova di 1980 ore effettive, il motore ha funzionato per circa 1270 ore, soddisfacendo completamente la richiesta termica dell’utenza. Il rendimento termico medio si è attestato attorno al 43%. La produzione di energia elettrica è risultata invece decisamente superiore rispetto al fabbisogno dell’utenza (7612 kWhel rispetto ai 2402 richiesti) mentre l’indice PES, calcolato sull’intero periodo di funzionamento, si è attestato attorno allo zero. Il basso valore di tale indice è da imputare ai ridotti valori di rendimento termico registrati alle alte temperatura di mandata dell’acqua ed al sovradimensionamento della produzione elettrica rispetto alle richieste dell’utenza. In base alle prescrizioni promulgate dalla decisione della Commissione Europea del 21/12/2006, infatti, l’immissione di energia elettrica in rete viene penalizzata nel calcolo del PES. L’individuazione di un’utenza residenziale opportunamente dimensionata e dotata di sistema di riscaldamento a bassa temperatura (pannelli radianti) porterebbe sia ad una riduzione della frazione di energia elettrica immessa in rete, sia ad un aumento del rendimento termico, con effetti positivi sull’indice di risparmio dell’energia primaria. A completamento delle prove sperimentali è stata condotta anche una serie di misure di Power Quality sulle linee di carico, a valle e a monte del trasformatore, esercendo l’impianto nella modalità ad inseguimento del carico elettrico, a diversi livelli di carico. Tutte le prove hanno evidenziato valori di

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distorsione armonica totale ampiamente inferiori al limite massimo prescritto dalla normativa CEI-EN-50160.

5.1.2 Microcogeneratore basato su motore Stirling

Il cogeneratore CHP1, dotato di un motore Stirling del tipo lineare a pistone libero, garantisce una potenza elettrica di targa di 1 kW elettrico, associata ad una potenza termica massima di circa 7 kW. Un bruciatore ausiliario integrato nel circuito dello stirling consente di coprire le richieste termiche superiori (fino a 28.5 kW) ed i picchi di potenza. Il sistema garantisce anche la produzione di acqua calda sanitaria (ACS), accumulata in un serbatoio a stratificazione, termicamente isolato, con una capacità di 105 litri. Quando la richiesta di ACS porta ad un’importante riduzione della temperatura misurata nel serbatoio, il cogeneratore attiva lo Stirling e, se necessario, anche il bruciatore ausiliario. Il sistema è stato caratterizzato, in laboratorio, nel precedente periodo di riferimento. Nelle prove in laboratorio, il carico termico del cogeneratore era gestito da un dissipatore che provvedeva a raffreddare opportunamente l’acqua del circuito di riscaldamento. A pari potenza dissipata, i cicli di accensione e spegnimento dello stirling erano gestiti esclusivamente da un termostato sulla mandata del circuito acqua di riscaldamento, senza l’intervento di un termostato ambiente. Per verificare l’effettiva adeguatezza del sistema alle esigenze di un appartamento monofamiliare, per il quale il microcogeneratore sarà proposto sul mercato, l’attività del PAR 2010 ha previsto l’installazione del CHP1 in un edificio di RSE, denominato “Casetta 3”, gestito come una normale abitazione dotata di cronotermostato programmabile. L’installazione del microcogeneratore ha comportato una serie di modifiche idrauliche e strumentali ed interventi sul software di gestione della casetta. Ogni ambiente dell’edificio è dotato di cronotermostato, configurabile in maniera indipendente e funzionante in parallelo sulla richiesta termica. Per la sperimentazione sul cogeneratore stirling i cronotermostati sono stati tutti configurati secondo lo stesso profilo di temperatura. La richiesta di acqua calda sanitaria è stata programmata secondo profili di utilizzo che rispecchiano la tipica utenza familiare, con un consumo giornaliero di 50 l a persona. In Figura 5-4 sono mostrati, rispettivamente, i profili di temperatura della casa e quello di utilizzo di acqua calda sanitaria impostati per la sperimentazione.

Figura 5-4: Profili di temperatura ambiente impostato nel cronotermostato e di utilizzo dell’acqua calda

sanitaria

L’attività sperimentale ha consentito di rilevare i dati di energia termica ed elettrica fornite, nonché l’energia primaria utilizzata e di valutare il rendimento (elettrico, termico e globale) del cogeneratore su un periodo significativo di circa tre mesi, caratterizzati dai valori di temperatura esterna media riportati in Figura 5-4. Nella medesima figura sono illustrati anche gli storici dei valori medi giornalieri dei rendimenti (termico, elettrico e totale), dell’energia elettrica e termica fornite e dell’energia primaria consumata.

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Figura 5-5: Storico dei rendimenti, delle energie e delle ore di funzionamento del cogeneratore

La funzione di riscaldamento della casa è stata principalmente soddisfatta dallo stirling, con radi interventi del bruciatore ausiliario, per coprire, tipicamente, i picchi di richiesta mattutini ed il mantenimento della temperatura del serbatoio di accumulo. Questa modalità operativa, unita al funzionamento intermittente della macchina, imputabile anche al sottodimensionamento dell’unità abitativa in cui è stata installata, ha fatto si che il rendimento termico medio sul periodo si attestasse attorno a valori prossimi al 75%, notevolmente inferiori a quelli valutati in fase di caratterizzazione in laboratorio, con carico termico impostato e funzionamento stazionario. Il valor medio del rendimento elettrico sul periodo di funzionamento è pari all’8%, con tendenza ad aumentare nei periodi in cui la temperatura esterna si è alzata, riducendo sempre più la necessità di intervento del bruciatore ausiliario. Principalmente a causa dei ridotti rendimenti termici, il calcolo del PES sui tre mesi di funzionamento ha portato a valori molto prossimi allo zero, con una chiara inclinazione a diminuire all’aumentare della temperatura esterna, quando la durata dei periodi di funzionamento (e, quindi, il raggiungimento di condizioni stazionarie) si riduce. Per migliorare l’efficienza del sistema è, quindi, molto importante l’armonizzazione del cogeneratore con l’unità abitativa che lo ospita: periodi di funzionamento troppo brevi per permettere il raggiungimento delle condizioni stazionarie rischiano di incidere eccessivamente sulle prestazioni e, di conseguenza, sul risparmio energetico.

5.1.3 Microcogeneratore basato su cella a combustibile Il sistema a cella a combustibile oggetto della sperimentazione è un prototipo prodotto dalla società tedesca Inhouse, caratterizzato da una potenza elettrica nominale di 5 kWe ed una potenza termica di 10 kW. Il cogeneratore comprende uno stack di 80 celle di tipo PEM, accoppiato ad un sistema di trattamento e riforma del gas naturale. In Figura 5-6 ne è riportato uno schema funzionale. .

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Figura 5-6: Schema funzionale del cogeneratore a celle a combustibile

Lo stack è alimentato sul lato anodico dal gas riformato proveniente dal sistema di trattamento del combustibile e sul lato catodico dall'aria aspirata da un compressore. Il raffreddamento dello stack viene effettuato tramite un circuito ad acqua demineralizzata in ricircolo chiuso; l'acqua del circuito di raffreddamento della cella viene regolata in temperatura tramite uno scambiatore di calore con l'acqua del circuito di cogenerazione. Dopo la risoluzione di un certo numero di problemi iniziali che ne compromettevano il funzionamento, il sistema è stato oggetto di una prima caratterizzazione, effettuata nell’ambito di un progetto FISR [3], che ha determinato un rendimento elettrico medio del 25,9% e termico del 59,8%, con un rendimento complessivo dell' 85,7%. Gli elevati autoconsumi elettrici (compressore aria e metano e pompa di ricircolo dell’acqua di raffreddamento dello stack) ed il basso rendimento dell’inverter (90%), sono risultati estremamente penalizzanti nei confronti del rendimento elettrico, assorbendo quasi il 20% della potenza erogata dallo stack. L’attività RdS del PAR 2010 prevedeva l’effettuazione di una serie di prove di lunga durata per verificare l’affidabilità, la disponibilità e le prestazioni della macchina su un periodo significativo. Però, dopo un periodo di circa 200 ore, la macchina ha subito una sequela di gravi anomalie al sistema di reforming e trattamento gas, che hanno portato a successivi interventi del produttore per cercare di individuarne la fonte e ne hanno determinato una fermata che si è prolungata sino ad oggi. Dai test effettuati dopo ogni ripartenza temporanea non è comunque stato rilevato alcun deterioramento del sistema a celle a combustibile. Si prevede che l’attività programmata per il PAR 2010 possa essere effettuata nel prossimo periodo di riferimento, dopo la sostituzione della sezione di riforma programmata dal costruttore.

Bibliografia

[1] F. Armanasco, A, Cavallari, A. Rossetti, “Sperimentazione di un impianto di trigenerazione con microturbina a gas e frigorifero ad assorbimento. Caratterizzazione tecnica-ambientale e interfacciamento alla rete di un motore a combustione interna e di un motore Stirling per applicazioni di micro-cogenerazione residenziale”, Rapporto n°10000230, RdS 2009

[2] S. Campanari, P. Silvia, P. Chiesa, M. Mantovani, “Metodi per ottimizzare sistemi energetici di distretti industriali”. Rapporto finale, contratto CESI-Politecnico, RdS Gendis21, 2007.

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[3] D. Bombelli, A. Cavallari, A. Rossetti, “Progetto FISR: caratterizzazione e prove di durata della cella PEM di fornitura Inhouse”, Rapporto RSE prot. 10002965, 2010

[4] M. Broglia, R. Lazzari, E. Micolano, Stato dell’arte delle geometrie costruttive e dei materiali utilizzati in sistemi di accumulo energetico. Rapporto n°10000780, RdS 2009

[5] A.Cavallari, C. Guardamagna, M. Verga, A Frigerio, “Sistemi di accumulo dell’idrogeno innovativi: verifiche sperimentali delle prestazioni e definizione di un accumulatore pilota” Documento di Ricerca di Sistema prot. 07005608, Dicembre 2007

[6] M. Verga, F. Armanasco, C. Valli, C. Guardamagna, e Autori Esterni., “Scaling up effects of Mg hydride in a temperature and pressure controlled hydrogen storage device”, International Journal of Hydrogen Energy (2008), doi:10.1016/j.ijhydene.2008.08.043

[7] M. Verga, C. Guardamagna, C. Valli, G. Principi, B. Molinas, “Sistemi di accumulo di idrogeno ad idruri di magnesio: verifica sperimentale degli effetti di scala”, 32° Convegno Nazionale AIM, Ferrara 24-26 settembre 2008. Pubblicato sulla rivista “La Metallurgia Italiana” Gennaio 2009.

[8] A. Cavallari, C. Guardamagna, “Scale up di sistemi di accumulo di idrogeno ad idruri metallici: verifiche sperimentali e progettazione preliminare di accumulatore pilota” Documento di Ricerca di Sistema prot. 08005887, Febbraio 2009

5.1.4 Sperimentazione sui sistemi di tenuta del motore Stirling dell’impianto Solar Dish al fine di migliorare produttività e affidabilità

Dalle attività sperimentali relative al sistema Solar Dish Stirling da 10 kWe installato nella test facility di GD di RSE, è emerso come la perdita del fluido di lavoro (He) del motore Stirling SOLO 161, conseguente alla progressiva usura di particolari tenute dinamiche, costituisca una delle principali problematiche legate all’esercizio continuativo di questo sistema. Durante i diversi periodi di fermo impianto, si osserva sistematicamente una progressiva riduzione della pressione all’interno dei cilindri e della bombola di backup alloggiata nel package che, in breve tempo, porta alla necessità di un caricamento dell’elio mediante l’ausilio di una bombola esterna. Con il progredire delle ore di esercizio le operazioni di caricamento diventano nel tempo tanto frequenti da portare alla completa indisponibilità dell’impianto. In passato, al fine ripristinare la completa funzionalità del motore, sono stati più volte sostituiti: il pistone freddo, il pistone caldo e le relative tenute, da parte della casa costruttrice (SOLO Klein motor). Dato il risultato insoddisfacente dei precedenti interventi, è stata intrapresa da parte di RSE l’attività di revisione del motore, con l’obiettivo di individuare, studiare ed eventualmente sostituire i componenti più critici (tenute). Allo scopo sono stati progettati e realizzati alcuni componenti necessari allo smontaggio di alcune parti dei pistoni. I cilindri unitamente ai relativi pistoni sono stati provati staticamente ad una pressione di 25 bar analoga a quella nel motore durante la fase di standby. Le prove sono state effettuate pressurizzando la testa del pistone, collegando al cilindro un manometro ed una presa per il caricamento del gas (He), e lasciando a pressione ambiente il relativo imbiellaggio (Figura 5-7).

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Figura 5-7: Prova statica dei cilindri/pistoni del motore SOLO V161

Grazie a queste prove è stato possibile rilevare trafilamenti di gas dalla tenuta dinamica del pistone freddo che hanno comportato una significativa perdita di pressione all’interno del cilindro. Il sistema si è depressurizzato quasi completamente dopo circa 70 ore. La medesima riduzione di pressione, nel caso del gruppo cilindro/pistone caldo, è stata invece riscontrata solamente dopo 300 ore. Il passo successivo è stato quello di provvedere al completo smontaggio dei due pistoni in modo da poter analizzare le tenute e il loro relativo stato di usura. La Figura 5-8 mostra alcune fasi dello smontaggio e una delle due tenute ancora poste sull’asta.

Figura 5-8: Smontaggio dei pistoni e delle tenuta sull’asta (rosso)

Sono stati analizzati i materiali delle diverse parti: fasce guida, tenute statiche e dinamiche dei diversi componenti. In particolare sono state fatte, presso i laboratori RSE, delle analisi al microscopio elettronico a scansione (SEM), che hanno permesso di determinare la composizione elementare dei materiali di alcuni dei componenti più critici: teflon caricato a grafite per la tenuta di scorrimento sull’asta del pistone e teflon caricato fibra di vetro per la fascia guida superiore. In Figura 5-9 si riportano come esempio i risultati delle analisi relative alla tenuta del pistone freddo: le zone più scure, il cui spettro denota la presenza di solo carbonio, confermano la presenza di grafite.

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Figura 5-9: Analisi SEM della tenuta sull’asta del pistone freddo

Si pensa di proseguire l’attività nel 2011 con la realizzazione di tenute analoghe a quelle già impiegate, per poi passare alla progettazione e alla realizzazione di tenute con geometrie differenti, al fine di garantire un numero di ore di funzionamento superiore a quanto ottenuto mediante l’impiego delle precedenti soluzioni. La sperimentazione dei nuovi componenti sarà effettuata mediante l’utilizzo di una postazione di prova appositamente progettata. Le tenute che risulteranno più promettenti, verranno installate e provate nel normale ciclo di funzionamento estivo del Solar Dish Stirling. L’attività è descritta nel Deliverable DA.5 (cfr. cap. 8).

5.2 Sistemi di accumulo

5.2.1 Sperimentazione di batterie al litio in applicazioni di generazione distribuita e progettazione di un sistema di accumulo per la test facility

Oggi, specialmente quando le unità di generazione elettrica sono a fonte rinnovabile, la possibile insorgenza di problemi di stabilità di rete dovuta all’aleatorietà di questi generatori, pone dei limiti alla penetrazione della generazione distribuita. L’accoppiamento dei sistemi di accumulo elettrico con i generatori a fonte rinnovabile, permetterebbe di disaccoppiare temporalmente la produzione e il consumo di energia elettrica, favorendo una maggiore penetrazione di tali sistemi di generazione, che hanno curve di produzione non facilmente prevedibili e spesso non coincidenti con quelle del carico. I sistemi di accumulo, utilizzati nelle applicazioni di generazione distribuita, possono svolgere diversi compiti e per tale motivo devono essere dimensionati sulla base delle prestazioni ad esso richieste. Alcune applicazioni richiedono infatti “prestazioni in potenza”, quindi sistemi in grado di erogare forti potenze per tempi brevi (da frazioni di secondo a qualche decina di secondi), mentre altre richiedono “prestazioni in energia”, quindi sistemi in grado di erogare potenze con autonomie di qualche ora. Spesso in molte applicazioni, che siano di energia o di potenza, i sistemi di accumulo devono essere inoltre in grado di

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transitare rapidamente dalla condizione di carica e scarica, per poter inseguire la curva di lavoro propria dell’applicazione. Tra le diverse tecnologie di accumulatori elettrici applicabili nella generazione distribuita, quella che presenta caratteristiche adatte alle diverse applicazioni, in virtù degli elevati valori di energia e potenza specifica nonché dei tempi di risposta molto rapidi, è la tecnologia delle batterie litio-ioni. E’ stata preparata una procedura di prova per batterie litio-ioni, nella parte introduttiva si descrive il circuito e la strumentazione di prova e le caratteristiche salienti della tecnologia in prova, soffermandosi in particolare sugli aspetti generali di gestione e sugli aspetti di sicurezza. Il corpo centrale della procedura è diviso in due parti, la prima relativa alle prove di caratterizzazione di base, il cui obiettivo è identificare una serie di parametri caratteristici delle batterie (capacità, energia, rendimento energetico e amperorametrico ecc.) che permettono un confronto tra batterie di diversa tipologia tramite semplici cicli di carica e scarica a corrente o potenza costante in condizioni di temperatura controllate. La seconda parte della procedura descrive un primo possibile esempio di prova specialistica, il cui obiettivo è la verifica dell’attitudine della batteria ad essere utilizzata per un’applicazione di generazione distribuita in accoppiamento con fonti rinnovabili. Nel laboratorio prove batterie RSE sono state completate le prove di caratterizzazione di base sulla batteria litio ioni polimeri Kokam, sulla batteria litio ioni con catodo in ferro fosfato Thundersky, e sulla batteria litio ioni GAIA.

Figura 5-10: Batterie litio ioni Thundersky (a sinistra), litio ioni polimeri Kokam (al centro), litio ioni

GAIA (a destra)

Sono stati misurati i valori dei parametri caratteristici a temperature di lavoro estreme (-20 e +50°C), a regimi di corrente elevati e a diversi stati di carica. In Figura 5-11, è riportato a titolo di esempio il rendimento energetico delle diverse batterie in prova al variare della temperatura ambiente.

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[%]

KOKAMTHUNDERSKYGAIA

Figura 5-11: Rendimento energetico delle batterie in prova al variare della temperatura ambiente

La Figura 5-12 mostra il valore del rendimento energetico delle 3 batterie durante le prove di scarica parziale. In queste prove le batterie lavorano per intervalli del SOC del 20% (tra 100-80%, 80-60%, ecc.). Si può notare come la batteria GAIA e Thundersky mostrino le migliori prestazioni quando lavorano con valori del SOC intermedi. Il rendimento si mantiene comunque stabile in tutti gli intervalli riducendosi solo quando la batteria è prossima alla scarica (SOC 20 – 0%), perché in questa condizione si ha un aumento della resistenza interna.

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Figura 5-12: Rendimento energetico nella prova di scarica parziale al variare dello stato iniziale del SOC, a fronte di variazioni del SOC del 20%

Per le prove specialistiche di generazione distribuita, è stato definito un primo ciclo di prova che simula il comportamento di una batteria in una microrete in cui è presente un generatore fotovoltaico, e in cui si prevede di prelevare un valore di energia costante dalla rete solo durante le ore in cui la tariffa oraria risulta agevolata. Il ciclo ha una durata di 24 ore ed è caratterizzato da una serie di fasi di carica e scarica e variazioni rapide dei set-up di potenza. La prova ha come scopo la determinazione dei parametri prestazionali delle batterie, al fine di verificare l’attitudine del sistema di accumulo a lavorare in questa tipologia di applicazione. Ad esempio, i grafici seguenti, relativi alla batteria GAIA, mostrano gli andamenti della potenza erogata/assorbita e dell’energia immagazzinata (Figura 5-13) e della tensione e corrente (Figura 5-14).

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-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Ene

rgia

[Wh]

Pote

nza[

W]

Tempo [h]

Potenza[W]

Energia caricata [Wh]

Figura 5-13: Curva di potenza ed energia per il profilo di prova – batteria GAIA

Figura 5-14: Andamenti della tensione, corrente durante il profilo di prova – batteria GAIA

Il rendimento energetico della batteria durante l’intero ciclo di lavoro è stato del 98,12%. Le prove effettuate sui diversi accumulatori litio-ioni, hanno permesso la verifica dei parametri prestazionali delle diverse tecnologie costruttive, evidenziandone pregi e difetti. Questo ha consentito di

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individuare la tecnologia al momento più adatta all’installazione nella test facility di generazione distribuita, si tratta della batteria litio ioni con catodo in Nickel Cobalto Alluminio (NCA) in quanto ha mostrato i migliori rendimenti e le prestazioni più stabili nelle prove effettuate. I risultati del’attività sono descritti in dettaglio nel Deliverable 14 (cfr. cap. 8). È stato quindi progettato un sistema di accumulo con batterie litio-ione (NCA) che sarà installato nel 2011 nella test facility di GD in sostituzione della batteria al piombo. Il sistema sarà realizzato combinando 10 moduli collegati in serie e dotati di: controllore locale, circuito di bilanciamento, sistema di monitoraggio della tensione, corrente e temperatura. Il sistema è completato da un modulo che svolge la funzione di controllore centrale e gestisce il funzionamento in serie (o parallelo) dei diversi elementi modulari. Il sistema di accumulo complessivo è dimensionato per erogare 15 kW – 15 kWh mantenendo la tensione di lavoro tra 360 Vcc e 560 Vcc. La tensione nominale è di 480 V, compatibile con l’inverter di interfaccia verso la rete AC (tensione di lavoro lato batteria attuale tra 300 e 650 Vcc). I risultati del’attività sono descritti in dettaglio nel Deliverable 15 (cfr. cap. 8). Nel PAR 2011 saranno caratterizzate una serie di batterie litio-ioni di diversi costruttori, prodotte per applicazioni telecom con una tensione nominale di 48V. Si utilizzerà la procedura di prova comune tra RSE, ENEA e CNR come previsto dal gruppo di coordinamento RdS: “Ricerche su reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo di energia elettrica”. Le batterie, già presenti presso il laboratorio, che verranno sottoposte a prove sono:

1. SAFT Intensium 3 – litio ioni 48 V – 45 Ah; 2. Power Innovation – litio ioni polimeri 50 V – 36 Ah; 3. Huawei - litio ioni 48V – 12 Ah;

Sulla base della procedura formulata, ed opportunamente ridefinita, verrà inoltre caratterizzata anche una batteria Sodio-Cloruro di Nickel per applicazioni telecom:

4. FZSonick – batteria ZEBRA 48 V – 80 Ah.

5.2.2 Sistema di controllo per la gestione ottima della carica di più batterie Zebra in parallelo

A partire dall’esperienza maturata in RSE relativamente alla gestione dei sistemi di accumulo collegati alla Test Facility di GD in bassa tensione, è stata avviata un’attività di ricerca in collaborazione con il Politecnico di Milano per studiare le possibili modalità di gestione di due o più batterie in parallelo all’interno di un sistema di accumulo a sostegno della rete elettrica di bassa tensione. L’investigazione ha riguardato possibili soluzioni architetturali per realizzare un impianto di accumulo di energia di tipo modulare, capace di scambi bidirezionali di energia con la rete di distribuzione e in grado di gestire accumulatori di tipo diverso. Lo schema proposto collega in parallelo ad una sbarra comune diversi moduli di accumulo, costituiti ciascuno da una batteria e un convertitore DC/DC che ne gestisce la carica e la scarica in modo controllato. La Figura 5-15 illustra l’architettura complessiva del sistema di accumulo modulare.

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Figura 5-15: Architettura complessiva del sistema di accumulo modulare

In particolare è stato studiato un possibile algoritmo di controllo per il convertitore DC/DC di ciascun modulo in grado di tener conto dello stato di carica della propria batteria nella risposta alle richieste fatte al sistema di accumulo complessivo. Il funzionamento del controllo è stato simulato considerando il caso di due moduli in parallelo. Fra i dispositivi di accumulo, è stato preso in considerazione anche l’utilizzo di supercondensatori. In aggiunta alla possibilità di realizzare con questa tecnologia un modulo di accumulo specifico, è stata esaminata anche la possibilità di utilizzare insieme, supercondensatori e batterie, all’interno di un unico modulo. In questo caso i supercondensatori possono essere utilizzati con funzioni di protezione della batteria da eccessive sollecitazioni.

5.2.3 Caratterizzazione di monocelle per l’accumulo elettrochimico

L’attività di ricerca svolta per il PAR 2010 è proseguita sulla base dell’analisi condotta nel precedente periodo di riferimento su due tipologie di batterie: Li-ioni e Na-beta [4]. In particolare per le batterie Na-beta, lo studio ha evidenziato che dopo aver trovato un’alternativa valida per il materiale catodico a base zolfo, la ricerca si è rivolta verso l’elettrolita solido che in questo caso è anche l’interfaccia separatrice dei due comparti, ma molti sforzi devono essere ancora rivolti ad altri aspetti della batteria quali ad esempio la geometria di cella: il passaggio dal “bicchiere” ad una forma planare richiede uno sviluppo particolare delle tenute tra l’elettrolita solido (di tipo ceramico) e i contenitori dei comparti (di tipo metallico). La forma planare consentirebbe una sensibile compattezza della batteria, con ovvi vantaggi d’ingombro, peso e costo. L’attività si è quindi indirizzata allo sviluppo di esperienze di base per verificare i benefici di soluzioni innovative, essenzialmente sull’elettrolita solido e sulla geometria di cella. In particolare si è proceduto su due direttive: individuare un gruppo di ricerca che potesse fornire i campioni di allumina-beta e progettare e realizzare una monocella in grado di montare i campioni di allumina-beta forniti. Il gruppo di ricerca con cui è stata iniziata una collaborazione per la fornitura dei campioni di allumina-beta è il centro IENI del CNR di Padova. La dott.ssa Fabrizio e la dott.ssa Barison hanno dato la

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disponibilità a collaborare con noi fornendoci campioni di allumina-beta da loro formulati, che noi caratterizzeremo. Una volta individuate le dimensioni dei dischi che il CNR deve produrre, si è proceduto alla progettazione e realizzazione di una monocella da utilizzare in un forno che mantenga il dispositivo in temperatura. La progettazione si è focalizzata principalmente sulla soluzione del problema legato alla tenuta tra il disco di ceramica e il corpo della cella. Si sono individuate due soluzioni alternative (per tipologia di materiale), adatte alla geometria della cella per cui si è realizzata l’attrezzatura e si è proceduto con l’acquisto. La Figura 5-16 mostra un’immagine della cella realizzata, inserita nel forno utilizzato per le prove in temperatura.

Figura 5-16: La cella realizzata per la caratterizzazione dell’elettrolita solido

Contemporaneamente IENI ha messo a punto la prima ricetta e ha realizzato due campioni a forma di disco che sono stati pressati e sinterizzati nel laboratorio CNR di Faenza. I problemi principali da risolvere nella formulazione e sinterizzazione dell’allumina sono stati la densificazione del materiale, a causa delle dimensioni elevate, e la garanzia della complanarità delle due facce del disco. Il superamento dei due problemi ha consentito di ottenere due dischi di diametro 47 mm, spessore 4÷4.4 mm e densità 97%; lo spessore, nonostante sia lievemente maggiore di quello richiesto, è il minimo ottenibile per continuare a garantire una resistenza meccanica sufficiente. Uno dei due campioni è perfettamente complanare, mentre l’altro, che è stato utilizzato per le prove preliminari, presenta un lieve avvallamento, verificatosi durante la pressatura. La Figura 5-17 mostra una fotografia dei due dischi che, essendo fortemente igroscopici, devono essere conservati sigillati, sotto vuoto.

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Figura 5-17: Dischi di allumina-beta realizzati dallo IENI di Padova

Il montaggio dei due dischi nella cella è stato eseguito facendo particolare attenzione al serraggio della tenuta. La cella, con il disco montato, è stata sottoposta a cicli termici da 25°C a 300°C, misurando l’isolamento elettrico tra i due corpi della cella per verificare l’efficacia della soluzione adottata. L’isolamento è stato mantenuto durante tutti i cicli di prova. Al termine delle prove la cella è stata smontata (Figura 5-18) per verificare visivamente le condizioni delle guarnizioni e dei dischi di allumina dopo i cicli termici.

Figura 5-18: Apparato sperimentale e dischi di allumina

Come si può notare in Figura 5-18, né le guarnizioni né i dischi di allumina, hanno mostrato segni di deterioramento anche se la traccia discontinua lasciata dalla tenuta sul disco di allumina fa presupporre che il contatto non sia stato garantito su tutta la circonferenza e, quindi, non si sia realizzata la tenuta sufficiente.

Si prevede di eseguire altri cicli termici con serraggio maggiore ed eventualmente di eseguire test di tenuta dopo gli ulteriori cicli termici.

Poiché la cella è stata progettata per eseguire test in presenza di sodio liquido ad alta temperatura e questo materiale è catalogato come “facilmente infiammabile e corrosivo”, l’utilizzo di questa sostanza ha richiesto un’indagine aggiuntiva sui sistemi di prevenzione del rischio per predisporre gli adeguati dispositivi di sicurezza.

I risultati del’attività sono descritti in dettaglio nel Deliverable 16 (cfr. cap. 8).

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5.2.4 Sistemi di accumulo ad idrogeno

Nei precedenti periodi di riferimento l’attività RSE è stata focalizzata su sistemi di accumulo di idrogeno con idruri di magnesio, progettando e realizzando serbatoi di accumulo di diversa configurazione, ottimizzata nel tempo sulla base dei risultati ottenuti e delle informazioni acquisite. Si è passati dalla configurazione verticale a quella orizzontale, con polvere inizialmente contenuta nel serbatoio ed in seguito inserita in tubi di piccolo diametro (1”) con il fluido termico circolante all’esterno, con lo scopo di rendere meno probabile il fenomeno di impaccamento della polvere all’interno del accumulatore, rendere più facile il cammino dell’idrogeno all’interno della polvere, e al tempo stesso migliorare lo scambio termico tra la polvere e il fluido di riscaldamento/raffreddamento ([5][6][7][8]). Dopo un lungo periodo di inattività, lo scorso anno è stato riavviato l'impianto di prova degli idruri di magnesio per verificare lo stato delle polveri. La ridotta capacità di accumulo riscontrata ha portato alla decisione di interrompere di nuovo i test per procedere allo scarico delle polveri dall’accumulatore e ad effettuare test approfonditi per capire il motivo del degrado. I campioni di polvere raccolti e catalogati in funzione della posizione all’interno dell’accumulatore sono stati inviati a Venezia Tecnologie (che ha prodotto e fornito le polveri) e all’Università di Padova per osservazioni al microscopio elettronico SEM-EDS e analisi XRD, per la caratterizzazione della morfologia e per lo studio della composizione delle fasi e degli ossidi presenti. Nelle micrografie al SEM, non si evidenzia una sinterizzazione delle polveri, anche se la morfologia, simile nelle diverse posizioni di campionamento, dopo ciclaggio appare più disomogenea rispetto alla polvere vergine e non si osservano più le superfici caratteristiche dei processi di deformazione meccanica e frattura indotte dalla macinazione. Inoltre compaiono alcuni agglomerati di particelle di dimensioni pari a 10-20 µm.

(a)

(b)

Figura 5-19: Analisi SEM: morfologia delle polveri vergini (a) e ciclate (b) Una possibile spiegazione a tale fenomeno può essere che, poiché le temperature in gioco sono elevate dal punto di vista metallurgico per il Mg, il materiale subisca un effetto di scorrimento viscoso (creep) con ricottura ad alta temperatura per la matrice di Mg e deformazione plastica delle particelle per peso proprio e per effetto della pressione di idrogeno presente all’interno del serbatoio. Dall’analisi EDS dopo ciclaggio è stata rilevata la presenza sia di fasi catalitiche (Zr/Ni) già previste, ma anche di nuove fasi rispetto a quelle di partenza. Infatti, oltre a MgH2, dopo ciclaggio si osservano tre fasi idrogenate: ZrH2, Mg2NiH4 cubico e Mg2NiHx monoclino. La formazione di questi composti è dovuta a reazioni di disproporzionamento dell’additivo e di alligazione con il magnesio.

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E’ stato inoltre osservato un aumento totale del contenuto di ossigeno passando dal campione prelevato in corrispondenza del fondo dell’accumulatore al campione prelevato in alto: la polvere in alcune fasi operative probabilmente è entrata in contatto con l’atmosfera oppure si è verificata una leggera contaminazione di ossigeno.

Figura 5-20: Analisi XRD della polvere di idruro di magnesio esausta

Prima del riavvio delle prove sperimentali è stato completato l’allestimento della nuova postazione di prova in un’area all’aperto, sotto tettoia, per eliminare la presenza di vapori di olio in ambiente chiuso durante i periodici rabboccamenti e si è proceduto con la sostituzione del sistema di acquisizione dati, che aveva già mostrato segni di inaffidabilità. La nuova postazione di prova (Figura 5-21) è stata realizzata per funzionare in maniera simile alla precedente ma è stata resa più flessibile per quanto riguarda la forma e le dimensioni degli accumulatori.

Figura 5-21: Foto della nuova postazione di prova con installato l’accumulatore da 500 gr

MgO

MgO

MgO

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Sulla nuova postazione è stato provato un accumulatore da 9 grammi, realizzato dall’Università di Padova, con la peculiarità di avere gli idruri sotto forma di pellets invece che di polvere. In Figura 5-22 sono illustrate la capacità di assorbimento e la cinetica dell’idruro registrate durante le prove; come si può notare, la polvere ha mantenuto una capacità di assorbimento molto buona anche dopo 50 cicli di assorbimento e desorbimento, conservando praticamente invariata la cinetica della reazione.

Storage Orizzontale 9 gr in pelletsCinetica di scarica

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60

Cicli

%w

t

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

%w

t/h

Wt%Cinetica wt%/h

Figura 5-22: Capacità di assorbimento e cinetica dell’accumulatore da 9 gr con pellets

Dopo le prove sull’accumulatore da 9 g seguire è stato caricato l’assorbitore da 500 gr con polvere fresca e sono stati eseguiti alcuni cicli di assorbimento/desorbimento sull’accumulatore orizzontale a tubi da 500 gr. con polvere identica a quella testata in precedenza, per verificare che la nuova postazione avesse prestazioni simili alla precedente, prima di avviare prove di lunga durata (centinaia di cicli di assorbimento/desorbimento). Il ciclo di attivazione ed i primi cicli hanno mostrato che le prove sulle due diverse postazioni possono essere confrontabili. La sperimentazione è stata però interrotta all’inizio delle prove di lunga durata per una serie di guasti, in sequenza, alle tenute delle valvole di intercettazione e della pompa di ricircolo dell’olio, principalmente causati dall’aggressività dell’olio di riscaldamento dell’accumulatore, che li hanno resi inutilizzabili. I tempi molto lunghi di approvvigionamento necessari per la sostituzione dei componenti guasti non hanno consentito la ripresa dell’attività sperimentale. I risultati del’attività sono descritti in dettaglio nel Deliverable 17 (cfr. cap. 8).

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6 LINEA DI ATTIVITÀ N° 5 “ATTIVITÀ SPERIMENTALI IN LABORATORIO E IN CAMPO”

In questa linea di attività sono stati affrontati temi concernenti il funzionamento di impianti fotovoltaici e alla progettazione di distretti energetici ad alta efficienza, con presenza di impianti di cogenerazione e di fonti rinnovabili.

• Impianti fotovoltaici: sono proseguite le attività di sperimentazione e monitoraggio di moduli FV innovativi, installati in siti caratterizzati da differenti condizioni climatiche. E’ stato predisposto un database che contiene i dati di funzionamento acquisiti in numerosi impianti installati sul territorio nazionale. Infine è stato condotto uno studio sulla valutazione dei meccanismi di incentivazione al FV, confrontando la soluzione adottata in Italia con quelle di altri paesi esteri. Sono stati anche valutati gli indici di redditività economica dell’investimento nel FV, per diverse taglie e tipologie di impianto. I risultati di questa attività sono documentati nel Deliverable 18 (cfr. cap. 8).

• Distretti energetici: è stata completata la progettazione del distretto energetico di Gorgonzola, con un progetto di massima di un sistema di teleriscaldamento a biomassa, integrato con produzione fotovoltaica. È stato ulteriormente sviluppato il software GENDISPLAN, per l’esercizio ottimale di un sistema di cogenerazione per impieghi nel settore civile. Infine è stata avviata un’indagine socio economica per valutare la risposta dei cittadini all’impiego della generazione distribuita.

6.1 Impianti fotovoltaici

6.1.1 Sperimentazione di moduli FV innovativi Gli impianti sperimentali monitorati da RSE sono in funzione rispettivamente da 19 mesi (impianto di Milano) e 1 anno (impianto di Catania). I moduli fotovoltaici installati hanno evidenziato un buon grado di affidabilità, pur presentando efficienze di conversione molto diverse gli uni dagli altri. Anche gli inverter e gli altri componenti associati a ciascuna sezione dell’impianto hanno mostrato prestazioni elevate.

Andamento PRDC - Impianti Milano

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

06/09

07/09

08/09

09/09

10/09

11/09

12/09

01/10

02/10

03/10

04/10

05/10

06/10

07/10

08/10

09/10

10/10

11/10

12/10

PR

DC

SiHE1 a-Si Si-poli CIS CdTe SiHE2

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Andamento PRDC - Impianti Catania

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

06/09

07/09

08/09

09/09

10/09

11/09

12/09

01/10

02/10

03/10

04/10

05/10

06/10

07/10

08/10

09/10

10/10

11/10

12/10

PR

DC

SiHE1 a-Si Si-poli CdTe CIS SiHE2

Figura 6-1: Andamento complessivo delle prestazioni (PRDC) delle diverse tecnologie monitorate a

Milano e Catania Per quanto riguarda i moduli in silicio cristallino, dall’elaborazione dei dati acquisiti, si sono ottenuti livelli di PRDC

12 sempre superiori all’88%, con piccole variazioni stagionali. I moduli in CIS hanno mostrato

invece performance meno brillanti (valori di PRDC sempre inferiori all’84% con diminuzioni ulteriori nei mesi invernali) e hanno dimostrato di essere soggetti ad un forte degrado, soprattutto nei primi mesi di esposizione (Figura 6-2)

Impianto GFV 14 Milano - Luglio 2009

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000Irraggiamento [W/m²]

PR

DC

PRDC vs IRR

12 L’indicatore PRDC, Performance Ratio in corrente continua (o indice di prestazioni del modulo fotovoltaico), rappresenta la frazione di energia in c.c in ingresso all’inverter rispetto a quella prevista. È un indicatore adimensionale ed evidenzia l’effetto complessivo delle perdite sull’energia in c.c in ingresso all’inverter, dovute alla temperatura dei moduli non a condizioni standard e allo sfruttamento incompleto della radiazione solare, garantendo così una valutazione più specifica dei moduli.

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Impianto GFV 14 Milano - Luglio 2010

00.10.20.30.40.50.60.70.80.9

1

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100Irraggiamento [W/m²]

PR

DC

PRDC vs IRR

Figura 6-2: Degrado dei moduli in CIS dell’impianto di Milano

L’analisi dei moduli in silicio amorfo ha rivelato un elevato andamento stagionale delle prestazioni di questa tecnologia, con PRDC migliori nei mesi estivi. Tali moduli sono inoltre soggetti ad un fenomeno di degrado delle prestazioni in funzione del periodo di esposizione alla radiazione solare (light soaking) che viene mitigato dall’aumento di temperatura (thermal anneling). Per quanto riguarda i moduli a elevata efficienza, quelli in silicio monocristallino e amorfo hanno presentato un andamento stagionale, con prestazioni migliori nelle stagioni intermedie, mentre quelli con contatti posteriori hanno dimostrato un comportamento meno variabile con le stagioni, sempre a livelli prestazionali molto elevati. L’andamento del rendimento in funzione dell’irraggiamento è molto simile per gli impianti basati su modelli in silicio cristallino (l’andamento riportato in Figura 6-3 è relativo ai moduli in silicio policristallino, ma risulta rappresentativo anche per le altre tecnologie in silicio).

rendimento in funzione della temperatura retro modulo(Giugno 2009-Settembre 2010)

4

6

8

10

12

14

16

0 200 400 600 800 1000 1200Irraggiamento (W/m^2)

Ren

dim

ento

(%

)

25-35 °C35-45 °C>45 °C

Figura 6-3: Rendimento della sezione GFV13 (Si-poli) di Milano in funzione dell’irraggiamento e

temperatura retro-modulo. Periodo di monitoraggio (Giugno 2009 – Settembre 2010)

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L’efficienza per tali tecnologie si porta al valore massimo già per irraggiamenti superiori ai 50 W/m2, e presenta una diminuzione costante all’aumentare dell’irraggiamento a causa dell’aumento della temperatura del modulo. Nonostante l’andamento sia simile, i valori prestazionali assunti dalle diverse tecnologie risultano differenti. Si passa infatti da rendimenti intorno al 14% per quanto riguarda il silicio policristallino al 18% per i moduli ad elevata efficienza in silicio cristallino con contatti posteriori. Il silicio amorfo (Figura 6-4) evidenzia infine un andamento sostanzialmente costante dell’efficienza all’aumentare dell’irraggiamento.

Rendimento in funzione della temperatura retro-modulo (Luglio 2010)

3

3.5

4

4.5

5

5.5

6

6.5

0 200 400 600 800 1000 1200Irraggiamento [W/m²]

Ren

dim

ento

[%]

25-35°C

35-45°C

>45°C

Figura 6-4: Rendimento della sezione Gfv12 (a-Si) di Milano in funzione dell’irraggiamento e

temperatura retro-modulo. Periodo di monitoraggio (Luglio 2010)

Per quanto riguarda la tecnologia in CdTe (Figura 6-5) è possibile notare una diminuzione delle prestazioni all’aumentare dell’irraggiamento, anche se in misura minore rispetto a quanto avviene per i moduli in silicio cristallino.


55.5

66.5

7

7.58

8.59


Ren

dim

ento

[%

]

25-35°C

35-45°C

>45°C

Figura 6-5: Rendimento della sezione Gfv15 (CdTe) di Milano in funzione dell’irraggiamento e

temperatura retro-modulo. Periodo di monitoraggio (Luglio 2010)

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Infine, l’andamento dell’impianto basato su moduli CIS (Figura 6-6) è in chiara controtendenza rispetto alle altre tecnologie, evidenziando un basso valore di efficienza in presenza di medio-basso irraggiamento.


2

3

4

56

7

8

9


Ren

dim

ento

[%]

25-35°C

35-45°C

>45°C

Figura 6-6: Rendimento della sezione Gfv14 (CIS) di Milano in funzione dell’irraggiamento e

temperatura retro-modulo. Periodo di monitoraggio (Luglio 2010) Sia nel sito di Milano sia in quello di Catania i moduli in silicio cristallino si sono dimostrati i migliori, con efficienze superiori a tutte le altre tecnologie, e adatti in particolar modo a funzionare nelle condizioni climatiche caratteristiche di Milano. Proseguendo con l’acquisizione dei dati su un orizzonte temporale più ampio, sarà possibile effettuare considerazioni più specifiche e osservare andamenti stagionali maggiormente definiti.

6.1.2 Valutazione delle prestazioni energetiche di moduli fotovoltaici montati in condizioni d’inclinazione e orientamento non ottimale

Presso la sede RSE di Milano è stato installato, nel corso del 2010, un impianto fotovoltaico ad orientamento ed inclinazione variabili, inserito nella Test Facility di Generazione Distribuita. L’impianto è costituito da 2 sezioni con moduli fotovoltaici di differente tecnologia: la prima sezione è costituita da moduli in silicio cristallino, mentre la seconda sezione è costituita da moduli fotovoltaici a film sottile (CIGS). La potenza nominale complessiva dell’impianto è pari a circa 2,2 kWp, ed è stato installato su un piazzale in cemento armato, al fine di consentirne la movimentazione in modo agevole. Le strutture di sostegno dell’impianto stesso sono montate su ruote, cosa che consente di variare manualmente l’orientazione dell’impianto stesso lungo tutto l’arco EST-OVEST. Il telaio portamoduli presenta un fulcro che consente di variare l’inclinazione dei moduli stessi dall’orizzontale (0° rispetto al piano orizzontale) al verticale (90° rispetto al piano orizzontale). Lo scopo dell’installazione è di verificare le prestazioni dei moduli fotovoltaici qualora essi siano installati in condizioni di orientamento ed inclinazione differente dall’ottimale, come normalmente avviene in caso di integrazione dell’impianto fotovoltaico sulle coperture o sulle pareti verticali degli edifici. Inoltre, la scelta di due differenti tecnologie di moduli consentirà di valutare l’eventuale differente risposta delle tecnologie stesse. L’impianto fotovoltaico è stato progettato per produrre energia elettrica in collegamento alla rete elettrica di distribuzione di bassa tensione in corrente alternata; la connessione avviene all’interno della test facility di generazione distribuita alla tensione di 400 V trifase. L’impianto fotovoltaico è costituito da 2 sezioni, collegate in parallelo alla rete elettrica in corrente alternata.

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Ciascuna sezione d’impianto è composta dai seguenti principali componenti collegati secondo lo schema a blocchi riportato in Figura 6-7: generatore fotovoltaico, inverter, quadro elettrico di connessione rete con protezioni. L’impianto è inoltre dotato di un sistema di acquisizione dei dati di esercizio e dei dati meteorologici necessari alla valutazione delle prestazioni dell’impianto. Con riferimento alle caratteristiche dei moduli fotovoltaici e degli inverter utilizzati, nella Tabella 6-1 sono riportate le caratteristiche principali delle due sezioni del generatore fotovoltaico.

Sezione FV Tipo di modulo

Numero di

stringhe

Numero di moduli per

stringa

Potenza di picco (*)

sezione [Wp]

Tipo di inverter

Potenza nominale inverter

[kW]

GFV18 Silicio cristallino, 235 W

1 5 1.165 con trasformatore

1,2

GFV19 CIGS, 120 W 2 5 1.200 con trasformatore

1,2

(*) Somma della potenza di picco dei moduli

Tabella 6-1: Principali caratteristiche delle sezioni dell’impianto fotovoltaico

Figura 6-7: Schema a blocchi dell’impianto fotovoltaico

6.1.3 Sperimentazione di moduli fotovoltaici sul territorio nazionale

Dalla valutazione del comportamento degli impianti installati in diversi siti sul territorio nazionale, si è potuto riscontrare, in generale, un buon livello di prestazioni e una discreta qualità e stabilità degli impianti stessi. I performance ratio registrati si sono infatti mantenuti superiori al 75%.

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Figura 6-8: Andamento PR impianti ENEA

Tuttavia, per alcuni impianti, si sono riscontrati problemi che hanno limitato le prestazioni attese. Le principali cause possono essere riassunte come segue:

• Problemi progettuali: - ombreggiamento reciproco dei moduli - sottodimensionamento degli inverter - componenti utilizzati non eccellenti

• problemi operativi - guasto di inverter - eccessivo riscaldamento dei moduli per limitata circolazione dell’aria sul lato posteriore

dei pannelli. A seguito delle analisi effettuate sui diversi impianti monitorati, è possibile affermare che, in generale, i moduli fotovoltaici rappresentano il componente più affidabile dell’impianto. Infatti, una delle principali cause di fuori servizio degli impianti è legata al sottodimensionamento, o malfunzionamento degli inverter e non ai singoli moduli. Le prestazioni dei moduli in silicio policristallino risultano influenzate dalla temperatura. Questa particolare caratteristica, meno accentuata in quelli a film sottile, rende questa tecnologia meno adatta alle applicazioni edilizie totalmente integrate nelle coperture. La scarsa ventilazione dei moduli porterebbe infatti ad un loro surriscaldamento, con relativo abbassamento delle prestazioni. Con il procedere del monitoraggio, e l’acquisizione sempre maggiore di informazioni relative a tali impianti, sarà possibile effettuare delle considerazioni più specifiche, avendo a disposizione dati sufficienti per la caratterizzazione stagionale delle diverse tecnologie e per l’individuazione di un possibile degrado dei moduli installati in diverse località italiane.

6.1.4 Sito web delle prestazioni degli impianti fotovoltaici monitorati da RSE E’ stato sviluppato un sito web finalizzato alla visualizzazione ed elaborazione di dati di monitoraggio di impianti fotovoltaici. Ad oggi nel database sono presenti i dati relativi a 15 impianti fotovoltaici distribuiti sul territorio nazionale, e a 2 impianti fotovoltaici innovativi di RSE. Tali dati vengono aggiornati quotidianamente in modo automatico dal sistema di acquisizione installato presso ogni impianto, ogni sistema è costituito da moduli per l’acquisizione di dati meteorologici, per l’acquisizione di grandezze elettriche in corrente continua e alternata, e per la trasmissione dei dati.

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In Figura 6-9 è rappresentato uno schema a blocchi raffigurante un sistema di acquisizione dati base.

Figura 6-9: Schema raffigurante il sistema di acquisizione dati per impianti fotovoltaici

La Figura 6-10 mostra la maschera iniziale del sito, dalla quale è possibile selezionare l’impianto e le grandezze che si vogliono analizzare e visualizzare in forma grafica (Figura 6-11).

Figura 6-10: Schermata principale del sito web

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Figura 6-11: Andamento giornaliero di: potenza in corrente alternata, irraggiamento, temperatura

ambiente e temperatura retro modulo

6.1.5 Mercato fotovoltaico, meccanismi incentivanti e costo dell’energia elettrica da fotovoltaico in Italia

La potenza fotovoltaica installata nel corso degli ultimi anni continua a registrare ampi tassi di crescita annuale: +70% nel 2009 e +50 % nel 2010 (dato preliminare).

La tendenza del mercato mondiale del settore fotovoltaico ha evidenziato alla fine del 2010 che: • i moduli sono prevalentemente realizzati con silicio cristallino (>80%); • i costruttori di celle in silicio cristallino sono prevalentemente asiatici; • i costruttori italiani di moduli importano prevalentemente le celle finite, mentre in pochi casi

realizzano le celle partendo da wafer di silicio importati; • la capacità produttiva italiana di moduli è aumentata in modo sensibile, anche se, secondo dati

preliminari del 2010, l’incremento è stato inferiore a quello dei moduli installati in Italia; • la capacità produttiva italiana di inverter è aumentata in modo rilevante, soprattutto grazie

all’attività di nuovi produttori, provenienti prevalentemente dall’industria dell’elettronica di potenza;

• i prezzi dei moduli sono in calo sia sul mercato globale che in quello italiano; • i prezzi degli inverter sono in calo sia sul mercato globale che in quello italiano; anche se in misura

inferiore a quello dei moduli; • i prezzi degli impianti “chiavi-in-mano” sono in calo, soprattutto nel caso di impianti a terra, sia

sul mercato globale che in quello italiano. Differenti sistemi di incentivazione sono utilizzati in molti paesi per favorire lo sviluppo del mercato fotovoltaico. Quasi tutti i paesi utilizzano il meccanismo di incentivazione “Feed-in tariff”, anche se le tariffe incentivanti variano da paese a paese. Differente è anche il sistema di revisione periodica

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dell’ammontare delle tariffe incentivanti, passando da sistemi a rimodulazione automatica delle tariffe a sistemi soggetti a intervento diretto dei governi. Comunque, in tutti i casi, la diminuzione delle tariffe avviene in funzione sia dell’andamento dei prezzi dei componenti fotovoltaici che del numero di impianti collegati alla rete. Prendendo in considerazione i dati relativi alla fine del 2010, è stato determinato il costo dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici in Italia. È stato appurato che, al variare della tipologia d’impianto e del sito d’installazione, il costo dell’energia elettrica prodotta varia da 145 a 310 €/MWh. Tenendo conto degli stessi dati, è stata fatta un’analisi d’investimento per impianti fotovoltaici connessi alla rete (Tabella 6-2). È risultato che:

• con le tariffe incentivanti del DM 06.08.2010 per il 3° quadrimestre 2011, il ritorno di investimento varia da 13 a 7 anni;

• una significativa riduzione delle tariffe incentivanti (dal 9% al 37% in funzione della taglia e della tipologia di installazione) consentirebbe di ottimizzare l’impiego degli incentivi, continuando comunque ad assicurare un ragionevole tempo di ritorno degli investimento (in media 11 anni).

In conclusione si può affermare che il è un sistema efficace per promuovere lo sviluppo della tecnologia fotovoltaica e la produzione energetica da tale fonte, al fine di:

• raggiungere gli obiettivi indicati dalla UE. • supportare lo sviluppo dell’industria nazionale, dell’indotto da essa generato e dei servizi correlati

alla realizzazione e gestione degli impianti fotovoltaici. Il meccanismo d’incentivazione “Feed-in tariff” si è dimostrato efficace per promuovere lo sviluppo del fotovoltaico, tuttavia è opportuno implementare in tale meccanismo delle appropriate e programmate correzioni periodiche delle tariffe incentivanti allo scopo di:

• favorire la riduzione dei prezzi dei componenti fotovoltaici; • garantire lo sviluppo ordinato del mercato fotovoltaico nazionale, evitando picchi di installazioni e

periodi di ristagno del mercato stesso. In particolare il meccanismo d’incentivazione italiano, attualmente basato sulle tariffe incentivanti previste dal DM 2010, potrebbe essere convenientemente modificato applicando una opportuna diminuzione delle stesse tariffe, differenziate per tipologia e taglia di impianti e modulate nel tempo in funzione dell’andamento della potenza installata. Tale diminuzione, se opportunamente calibrata, consentirà di garantire una regolare crescita della potenza installata e di massimizzare la produzione di elettricità da solare fotovoltaico, mantenendo entro limiti stabiliti l’esborso complessivo a carico degli utenti elettrici. I risultati di questa attività sono documentati nel Deliverable DA.6 (cfr. cap. 8).

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6.2 Distretti energetici

6.2.1 Strumento software per la valutazione tecnico-economica di distretti energetici

I distretti energetici per il settore residenziale e terziario, costituiscono spesso situazioni di grande complessità a causa della presenza di richieste di calore a differenti temperature, di profili di domanda irregolari, ma anche dalla presenza contemporanea di varie tipologie di generatori e di serbatoi di accumulo. Tali elementi rendono lo studio di fattibilità per un nuovo distretto complessa, infatti in questi casi trascurare alcuni limiti di operatività caratteristici degli impianti, come la riduzione del rendimento a livelli di carico non ottimali o le limitazioni nella frequenza degli avviamenti dei cogeneratori, porta ad incorrere in errori di valutazione anche importanti. Inoltre, lo studio di fattibilità deve considerare una gestione con la massima efficienza possibile, ad esempio utilizzando al meglio i serbatoi, e che massimizzi il valore prodotto, ad esempio tenendo conto del valore dell'energia prodotta che varia nelle diverse ore del giorno. Il software GenDisPlan, sviluppato da RSE nei precedenti anni di ricerca di sistema è in grado di ottimizzare un anno di esercizio considerando tutti questi fattori e di stilarne il bilancio energetico ed economico, che è a sua volta utilizzato per la valutazione dell'investimento. L’applicativo è già stato impiegato per l’analisi di un caso reale consistente in un distretto abitativo di 350 appartamenti, dotato di tre turbine cogenerative, tre caldaie a condensazione e due accumulatori termici. A partire da questa esperienza, la presente attività si è posta l’obiettivo di estendere alcune funzionalità del software per ottenere un’aderenza sempre migliore alle applicazioni reali. I punti su cui si è lavorato riguardano l’introduzione di:

1. domanda estiva di raffrescamento e il COP medio dei condizionatori, 2. differenziazione tra i prezzi di acquisto e vendita dell'energia elettrica, 3. variazione di rendimento dei generatori concordemente con la temperatura ambiente.

Il secondo punto, in particolare, ha portato una considerevole complicazione dell’algoritmo di soluzione, ha infatti richiesto l’inserimento di ulteriori vincoli per impedire la possibilità di arbitraggio, ossia di acquistare energia elettrica dalla rete e contemporaneamente rivenderla, nelle situazioni in cui il prezzo di vendita diviene maggiore della tariffa di acquisto. Detti vincoli sono caratterizzati dalla presenza di variabili binarie e hanno richiesto di risolvere un problema non più lineare bensì di tipo misto intero. La soluzione dei problemi misti interi è molto più pesante dal punto di vista computazionale, a tal punto da richiedere l’utilizzo di librerie particolarmente performanti quali il Cplex. Si è pertanto riscritto il codice in ambiente GAMS (General Algebraic Modeling System), che consente sia di utilizzare in modo efficiente le librerie Cplex per il calcolo, sia una notevole flessibilità negli interventi sul codice per l’inserimento di queste e nuove funzionalità. L’applicativo è stato quindi utilizzato per uno studio di sensitività sui prezzi dei biocombustibili nel caso di distretto energetico con motori cogenerativi alimentati a bio-fuel. Lo studio considera i differenti incentivi legati all’utilizzo delle biomasse (tariffa fissa onnicomprensiva pari a 28 c€/kWh nel caso di biocombustibili di provenienza comunitaria, o pari a 18 c€/kWh nel caso di biocombustibili di provenienza extra-comunitaria oppure, in alternativa, Certificati Verdi con coefficiente moltiplicativo pari a 1,3 per la biomassa non da filiera corta) e permette di analizzare la convenienza economica dell’utilizzo di un bio-olio di provenienza comunitaria piuttosto che uno acquistato da paesi extra-europei. I risultati ottenuti, e qui brevemente riassunti in Figura 6-12, possono fornire importanti indicazioni per un eventuale aggiustamento dei valori delle relative incentivazioni. Per ogni livello di prezzo dei biocombustibili nel range considerato sono rappresentati in verde le situazioni ove l’utilizzo di bio-oli comunitari è conveniente, in rosso le zone ove l’olio extra comunitario risulta fornire il maggior ritorno economico e in giallo le zone intermedie. Il valore numerico riporta la differenza tra gli NPV, in k€, dei due casi per ciascuna situazione di prezzi dei combustibili. I risultati dell’attività sono documentati nel Deliverable 20 (cfr. cap. 8).

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Figura 6-12: Confronto tra il ritorno economico dell'investimento nei due scenari, per differenti prezzi del biocombustibile

6.2.2 Sviluppo di impianti energetici ad alta efficienza sul territorio

Nell’ambito dello sviluppo d’impianti energetici ad alta efficienza sul territorio, è stato siglato nel 2009 un accordo di collaborazione con l’amministrazione comunale della città di Gorgonzola (MI), per fornire un supporto alla definizione del sistema energetico più adatto ad alimentare un quartiere di nuova realizzazione. Nel 2010 l’amministrazione comunale ha espresso il desiderio di valutare l’opportunità di un sistema cogenerativo con rete di teleriscaldamento, esteso ai fabbisogni dei residenti di un’area più vasta di quella del nuovo quartiere. L’analisi preliminare dei consumi energetici dell’intera città di Gorgonzola nei settori residenziale e terziario e l’analisi dei fabbisogni termici ed elettrici delle utenze dell’area presa in esame (mostrata in Figura 6-13), ha fatto emergere l’esigenza di trovare soluzioni impiantistiche che consentano di soddisfare al meglio i loro consumi, mediante una riduzione dell’utilizzo di combustibili fossili e di conseguenza delle emissioni di CO2. Sono emersi due scenari possibili: accanto all’opzione di un sistema centralizzato per la distribuzione del calore prodotto in una centrale di quartiere (rete di teleriscaldamento), è stata valutata l’ipotesi di adottare sistemi di generazione del calore dislocati presso le singole utenze (pompe di calore presso i singoli edifici) ed è stato fatto un confronto qualitativo su vantaggi e limiti di queste due soluzioni. Tale confronto ha mostrato che un sistema cogenerativo centralizzato alimentato a biomassa avrebbe potuto produrre i maggiori vantaggi. Pertanto, su questo tipo di sistema, è stata condotta un’analisi di fattibilità tecnico economica per determinare gli effettivi benefici, in termini di risparmio energetico, emissioni evitate di CO2 e in termini di resa economica, considerando due cogeneratori, associati ad altrettante tipologie di biomassa: turbogeneratore ORC con caldaia a biomassa vegetale solida (cippato) e motore a combustione interna (MCI) alimentato con biomassa liquida (oli vegetali). Si è ipotizzato di dimensionare entrambi gli impianti per soddisfare il 75% dei fabbisogni termici dell’utenza (stimati in 14000 MWh), lasciando alle caldaie d’integrazione il compito di soddisfare i picchi termici (di durata limitata) e la produzione di acqua calda sanitaria (ACS) nei mesi più caldi. Si è ipotizzato dunque di esercire i cogeneratori per 3500 ore/anno (come mostrato in Figura 6-14).

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Figura 6-13: Mappa del territorio in cui sorgeranno il comparto C6 (00), il centro sportivo (36),

l’impianto cogenerativo (CHP) e la rete di TLR.

Figura 6-14: Diagramma di durata del sistema cogenerativo, che copre il 75% dei fabbisogni della

rete TLR di Gorgonzola (il restante 25% è prodotto dai sistemi d’integrazione: caldaie a gas).

La scelta del cogeneratore per Gorgonzola è determinata dalla realtà nella quale è inserito, nonché dalla possibilità di reperire in ambito locale la biomassa necessaria (cippato oppure oli vegetali). L’area sottoposta all’analisi territoriale è stata definita riducendo volutamente i limiti della “filiera corta” (a 30 km), al fine di massimizzare i vantaggi ambientali derivanti dall’uso delle biomasse locali, limitando i costi (ambientali ed economici) derivanti dal trasporto. La ricerca è stata condotta secondo due approcci differenti: da una parte si è cercato di quantificare la presenza sul territorio di materiale legnoso, di scarto o vergine, da avviare alla cippatura, dall’altra sono state stimate le superfici agricole da convertire alla coltivazione delle oleaginose. Tali estensioni sono

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risultate piuttosto elevate (le oleaginose richiedono grosse superfici): ciò potrebbe tradursi nella perdita di consistenti superfici agricole, altrimenti dedicate alla produzione alimentare. La ricerca della biomassa legnosa è stata condotta con l’intento di utilizzare preferibilmente materiale legnoso residuale, tuttavia è necessario prevedere anche l’impiego di legno vergine proveniente da impianti di Short Rotation Coppice (SRC), quale fonte aggiuntiva. Nonostante non sia stato agevole né sempre possibile reperire tutte le informazioni utili, l’analisi ha evidenziato la presenza di quantitativi di massa legnosa tali da rendere possibile la realizzazione dell’impianto ORC: è stato stimato un quantitativo di biomassa legnosa che supera le 130.000 tonnellate, proveniente da manutenzione boschiva, siepi e filari, frutteti, pulizia argini, parchi, SRC e da attività produttive. Sarebbe comunque opportuno effettuare ulteriori ricerche al fine di quantificare altre possibili fonti, quali per esempio gli apporti derivanti dalle alberature comunali presenti in parchi, giardini pubblici e viali, non considerate in questo studio perché non è stato passibile distinguerle dalle aree urbanizzate. Parallelamente all’analisi territoriale è stata effettuata un’analisi energetica, ambientale ed economica sul sistema cogenerativo con ORC e sul sistema cogenerativo con MCI. Tale studio ha portato a definire i valori del “risparmio di energia primaria”, delle “emissioni evitate di CO2”, dell’indice “PES” e degli indici economici (VAN e PBT), calcolati per i due sistemi cogenerativi, rispetto a un sistema base a produzione separata, in cui l’energia elettrica è prelevata da rete e il calore è prodotto da una caldaia. L’analisi è stata condotta facendo variare alcuni parametri, quali:

• le ore di funzionamento dell’impianto e corrispondente percentuale del carico termico soddisfatta dal sistema CHP;

• il costo del combustibile e provenienza; • i fabbisogni termici dell’utenza.

In generale il sistema cogenerativo con MCI ha mostrato le migliori prestazioni energetiche e ambientali, dovute essenzialmente al miglior rendimento elettrico dell’impianto. Il sistema cogenerativo con ORC, sbilanciato sulla produzione termica, presenta ottime rese energetiche e ambientali, solo se il calore prodotto è impiegato opportunamente dall’utenza. In ogni caso il sistema cogenerativo con ORC presenta le migliori rese economiche, dovute in gran parte al ridotto costo del combustibile, proveniente da una filiera di recupero di biomassa legnosa, altrimenti conferita in discarica. Tali rese risultano inoltre svincolate dall’incentivo economico riconosciuto alla cessione dell’energia elettrica in rete. Infatti, al termine del periodo d’incentivazione della Tariffa Omnicomprensiva (15 anni) il sistema con ORC continua a produrre flussi di cassa positivi, al contrario di quanto accade al sistema con MCI, per il quale, al termine del periodo incentivante, risulta più vantaggioso spegnere l’impianto piuttosto che tenerlo in esercizio. In sintesi si può affermare che nel sistema con MCI le rese sono fortemente vincolate all’incentivo economico, in grado di “mitigare” l’elevato costo dell’olio combustibile reperito sul mercato.

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ORC MCIEfficienza elettrica CHP % 16,1% 39,8%Ore funzionamento CHP kWhE/kWE 3.500 3.500Consumo di combustibile t/anno 6.661 3.515Fabbisogni Termici Utenza kWhTH 14.000.000 14.000.000% Fabbisogni coperta da CHP % 75 75Calore prodotto utile kWhTH 10.500.000 10.500.000Calore prodotto dissipato kWhTH -3.850.000 -3.682.000 E.Primaria Gorgonzola (BAU) kWhTH 33.750.000 33.750.000E.Primaria Gorgonzola (BAT) kWhTH 28.820.862 28.820.862Risparmio E.Primaria (BAU) kWhTH 787.500 12.936.000Risparmio E.Primaria (BAT) kWhTH < 0 5.055.524Risparmio E.Primaria fossile (BAU) kWhTH 21.437.500 48.090.000Risparmio E.Primaria fossile (BAT) kWhTH 18.452.381 40.209.524CO2 evitata (BAU) tCO2 4.244 9.393CO2 evitata (BAT) tCO3 3.709 8.082

PES massimo % 22,8% 26,1%PES % 7,3% 19,1%Costo combustibile €/t 55 980PCI combustibile kWh/kg 3,10 10,00Costo del GAS (con tasse) €/m3 0,55 0,55Valorizzazione E.E €/kWhE 0,280 0,280Costo investimento € 5.740.000 3.800.000Costo specifico rete TLR €/kWhTH 0,13 0,13Costo rete TLR € 1.820.000 1.820.000Balance Of Plant (BOP) 1,0 1,0Investimento totale € 7.560.000 5.620.000Investimento con capitale proprio € 1.512.000 1.124.000Investimento con capitale di debito € 6.048.000 4.496.000MOL €/anno 1.109.000 783.000Ammortamento fiscale % 12 12Aliquota fiscale IRES % 27,5 27,5Aliquota fiscale IRAP % 3,9 3,9Inflazione % 2,1 2,1Tasso ATTUALIZZAZIONE % 8 8Vita economica anni 15 15Tasso DEBITO % 6 6Durata debito anni 10 10Quota debito % 80 80Valore Attuale Netto (VAN) € 1.389.000 795.000Pay Back Time (PBT) anni 11,2 11,9

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Figura 6-15: Risultati energetici, ambientali ed economici del confronto tra i due sistemi

cogenerativi.

Sono diversi i fattori che determinano l’alto costo degli oli vegetali. Innanzitutto il fatto che le oleaginose siano caratterizzate da rese di trasformazione piuttosto basse, implica che sono necessarie vaste estensioni per la loro coltivazione, per cui spesso le oleaginose entrano in “competizione” con altre produzioni, tra cui quelle destinate al consumo alimentare. In particolare, per ottenere dagli oli l’energia primaria necessaria per il funzionamento del MCI, occorrono oltre 20.000 ettari di superficie agricola da dedicare alla coltivazione delle oleaginose, pari all’estensione del comune di Milano. Per tali motivi è difficile immaginare di poter utilizzare oli prodotti in loco. Le valutazioni derivanti dall’analisi territoriale e dalla stima delle prestazioni energetiche, ambientali ed economiche dei due sistemi cogenerativi hanno condotto a ritenere che un sistema ORC a biomassa legnosa s’inserisca meglio nel contesto territoriale di riferimento, anche alla luce della valenza ambientale derivante dal recupero di biomassa legnosa di scarto. Lo sfruttamento a fini energetici di tale biomassa, oltre a dare un contributo nullo all’incremento della concentrazione di CO2 in atmosfera, garantisce la valorizzazione dei residui agroindustiali, nuove opportunità di sviluppo per zone marginali, riduzione dei surplus agricoli con sostituzione di colture energetiche dedicate, possibilità di sviluppo di nuove iniziative industriali, con conseguenti vantaggi a livello ambientale, economico e occupazionale. La soluzione energetica scelta non è priva di aspetti negativi, di cui si dovrà tenere conto nella valutazione costi/benefici: i sistemi di combustione della biomassa producono emissioni inquinanti (polveri, CO, NOx, SO2); ulteriori emissioni saranno prodotte dai mezzi di trasporto del legname e dai macchinari utilizzati per la produzione del cippato. A questi si devono sommare i disagi temporanei

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arrecati alla circolazione stradale in fase di realizzazione della rete di teleriscaldamento. Per valutare la sostenibilità complessiva del progetto per Gorgonzola è necessario uno studio di Life Cycle Assessment. I risultati dell’attività sono documentati nel Deliverable 20 (cfr. cap. 8).

6.2.3 Indagine socio-economica sulla generazione distribuita

E’ stata svolta un’indagine socio-economica per valutare la risposta degli utenti all’utilizzo di tecnologie innovative per la generazione e gestione dell’energia. La presenza nel territorio d’iniziative volte al risparmio energetico e all’introduzione d’impianti di produzione da fonti rinnovabili spesso è difficile a essere accettata dalla popolazione residente. L’indagine è svolta su un campione di popolazione eterogenea in termini di genere, età e livello di studio, per valutarne le percezioni, aspettative e necessità, in merito alle possibili soluzioni di abitare sostenibile (con particolare attenzione agli aspetti energetici) e alle eventuali difficoltà di accettazione di impianti di generazione elettrica/cogenerazione da installare localmente. Allo scopo si è predisposto un questionario, sviluppato con un SW freeware (LimeSurvey™: www.limesurvey.org), accessibile via internet. A titolo d’esempio si riporta (Figura 6-16) una domanda con tema “smart grid”, in cui si chiede all’intervistato, se è disposto a modificare le sue abitudini quotidiane nell’utilizzo degli elettrodomestici e a fronte di quale “incentivo”. L’intervistato deve indicare il numero di ore per cui è disposto a rinunciare all’uso di un particolare elettrodomestico. In questo modo è possibile valutarne la propensione al risparmio energetico e all’uso di dispositivi intelligenti in grado di interrompere un carico elettrico o di ritardarne il funzionamento in ore in cui il suo utilizzo è più conveniente, in termini economici, ma soprattutto in termini di efficienza energetica. Ad esempio può essere opportuno accendere la lavatrice quando l’impianto fotovoltaico sul tetto della casa sta producendo energia elettrica, poiché questa non sarebbe immessa in rete, introducendo perdite di trasformazione e trasporto; viceversa sarebbe opportuno non accendere l’aspirapolvere, se il prezzo dell’energia in quel momento è troppo alto.

Figura 6-16: Domanda inserita nella Sezione 5 “Reti elettriche intelligenti o Smart Grid”.

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In molte domande è disponibile un’area “commenti”, si richiede ad esempio di indicare aspetti positivi e negativi che potrebbero influenzare la gestione dell'energia nei prossimi 5-10 anni. Sono stati avviati alcuni canali di distribuzione, segnalando il link del questionario (http://questionariogd.rse-web.it/limesurvey/index.php?sid=82386&lang=it). È iniziata la raccolta dati, che ha già evidenziato una certa eterogeneità nella popolazione intervistata e nelle risposte date, come evidenziato in Figura 6-17.

Figura 6-17: Analisi statistica di alcune risposte al questionario

L’analisi dettagliata delle risposte al questionario sarà oggetto dell’attività 2011 quando sarà disponibile un campione significativo della popolazione.

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6.3 Riepilogo progetti europei in corso

DER-lab: Network of DER Laboratories and Pre-Standardisation (6° Programma Quadro per la Ricerca della Comunità Europea 2002 – 2006) Data di avvio: 1 novembre 2005 Durata: 6 anni Numero di partner: 11 di 11 paesi Coordinatore: IWES (DE) E’ una Rete di Eccellenza (Network of Excellence) che ha come obiettivo primario quello di dare supporto all’integrazione sostenibile nella rete elettrica di sorgenti di energia rinnovabile (RES) e di risorse di energia distribuita (DER). Tale sostegno si esplica, tra l’altro, nell’elaborare richieste comuni, proposte per criteri di qualità e per nuovi standard, indicazioni per procedure di test e di certificazione riguardo alla connessione, alla sicurezza, all’operatività e connessione di componenti DER. Si vuole arrivare a stabilire una rete stabile di laboratori che si occupano di DER a livello europeo, capaci di diventare un vero punto di riferimento. Le attività sono divise in:

• Integration Activities, per aiutare l’integrazione tra i partners • Joint Research Activities, per svolgere ricerche comuni (pre-standardizzazione, procedure di test

e certificazione dei DER, database dei laboratori e delle Test Facilities ecc.) • Spreading of Excellence, per la disseminazione dei risultati fuori dal consorzio dei partner.

RSE è principalmente coinvolta nelle procedure di test per i DER e nello scambio di informazioni relative alle Test Facilities. DERri: Distributed Energy Resources Research Infrastructure (7° Programma Quadro per la Ricerca della Comunità Europea 2007 – 2013) Data di avvio: 1 settembre 2009 Durata: 4 anni Numero di partner: 15 di 12 paesi Coordinatore: RSE (IT) Il Progetto definisce una rete di laboratori che si occupano di Distributed Energy Resources (DER), soprattutto per gli aspetti di sistema e di interfacciamento tra i diversi componenti, offrendola come infrastruttura utilizzabile da gruppi di ricercatori europei, con il supporto finanziario completo da parte della CE. Attraverso procedure stabilite, tali gruppi precisano il contenuto della ricerca che intendono svolgere e le relative necessità in termini di tempi e di caratteristiche dei laboratori; un’apposita commissione esamina le richieste giunte, stilando una graduatoria, sulla cui base vengono assegnate le finestre temporali disponibili in ogni laboratorio. E’ condizione essenziale che i risultati della ricerca svolta siano pubblicati; di regola, ogni gruppo di ricercatori utilizza strutture al di fuori del proprio paese d’origine. Oltre al mettere a disposizione le strutture (Trans-national Access), sono previste anche attività di messa in comune dei risultati all’interno e all’esterno del consorzio dei partner (Networking Activities) e ricerche comuni, con l’intento di migliorare la fruibilità dei laboratori offerti (Joint Research Activities). RSE coordina l’intero progetto.

6.4 Riepilogo progetti europei in corso SOPHIA - Solar Photovoltaic European Research Infrastructure (Programma Europeo Seventh Framework Programme [INFRA-2010-1.1.22] )

Data di avvio: 8 Febbraio 2011 Durata: 4 anni Numero di partner: 20 (di 12 paesi)

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Coordinatore: CEA-INES (Francia) Nel progetto Sophia vengono sviluppate tre tipologie di attività:

• Nerworking Activities NA: hanno l’obiettivo di creare una rete di cooperazione in cui le risorse sono condivise e si sviluppano standard comuni.

• Joint Research Activities: si sviluppano procedure, strumentazione avanzata per migliorare i servizi offerti alla community degli utilizzatori. Particolare attenzione sarà dedicata alla valutazione del tempo di vita, alla predizione dell’energia, alla caratterizzazione di materiali e celle e al modellizzazione dei moduli fotovoltaici.

• Transnational Access TNA: ha lo scopo di aprire le porte delle più importanti infrastrutture di ricerca e sviluppo in campo fotovoltaico ad utilizzatori di altri paesi, con lo scopo di sviluppare nuove iniziative di ricerca.

RSE lavorerà in particolare in due attività, denominate rispettivamente “Module and System Performance” e “Concentrator PV”.

6.5 Riepilogo partecipazioni ad IEA

Nell’ambito dell’Implementing Agreement IEA PVPS per il settore fotovoltaico, la presenza di RSE è stata attiva anche nel corso del PAR2010 in vari gruppi operativi:

• ExCo Comitato Esecutivo dell’ IEA PVPS. RSE ricopre dal 2006 la carica di Membro del Comitato Esecutivo (ExCo) dell’IEA PVPS

• Task 1 “Exchange and dissemination of information on photovoltaic power systems” • Task 8 “Very large scale photovoltaic power generation systems in remote areas” • Task 13 “PV Performance and Reliability” • Task 14 “High Penetration of PV Systems in Electricity Grids”

Il programma fotovoltaico dell'IEA, denominato PVPS "PhotoVoltaic Power Systems" (www.iea-pvps.org, è stato attivato nel 1993 e si basa su un accordo di collaborazione per la ricerca e lo sviluppo nel settore fotovoltaico. La missione del programma è di incrementare la collaborazione internazionale per accelerare lo sviluppo e l'utilizzo della tecnologia solare fotovoltaica come un’opzione energetica significativa e sostenibile.

RSE ha partecipato alle attività all’Implementing Agreement IEA PVPS, producendo un rapporto annuale in cui sono forniti dati sullo status del mercato e della tecnologia FV in Italia (in collaborazione con ENEA) e contribuendo all’approntamento dell’Annual Report on Very large scale photovoltaic power generation systems in remote areas. Inoltre, è stato organizzato nell’ambito dell’attività IEA-PVPS, il 35° IEA PVPS ExCo Meeting a Desenzano del Garda dal 21 al 23 Aprile 2010. RSE ha presentato un aggiornamento sull’andamento dell’industria fotovoltaica italiana e del relativo mercato, nonché sullo stato delle realizzazioni di impianti fotovoltaici e dei supporti economici del programma “conto energia fotovoltaico”. La web-conference, organizzata da RSE, ha consentito un’efficiente condivisione dei documenti e delle presentazioni fra tutti i partecipanti (presenti e remoti) ed ha ottenuto l’apprezzamento del Chairman dell’ExCo.

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7 RIEPILOGO PRINCIPALI PRODOTTI SVILUPPATI

7.1 Prodotti sviluppati Viene nel seguito riportato, con riferimento al Piano di realizzazione 2010, l’elenco dei prodotti previsti, la loro tipologia e la loro mappatura sui Deliverable del Progetto.

Nome o descrizione Tipologia Deliverable in

cui è descritto il prodotto

Linea di attività 1: Evoluzione verso le reti attive Versione del programma di pianificazione SPREAD con l’approccio Multi Obiettivo (SPREAD_MO)

Prototipo SW 2

Applicazione metodologia MO alla pianificazione della rete MT con gestione attiva

Studio 2

Versione del programma di pianificazione SPREAD con criteri affidabilistici (SPREAD_AFFIDABILITA’)

Prototipo SW 2

Studio affidabilità di una rete MT con gestione attiva. Studio 2

Linea di attività 2: Tecniche per la gestione di reti attive Risorse distribuite controllabili: servizi ancillari e revisione dei criteri di connessione

Studio 3

Modello di una rete MT con rilevante presenza di generazione distribuita

Modello SW 4

Linea di attività 3: Tecnologie e componenti elettrici per reti attive Ambiente di emulazione di scambi informativi IEC 61850 Modello SW 7 Sviluppo di un caso d’uso di regolazione di tensione Studio 7 Dati sperimentali di caratterizzazione di canali power line Misure e dati

sperimentali 8

Modelli di controllo locale di inverter Modelli software DA.2 Studio per la gestione della carica di batterie Zebra in parallelo in un sistema di accumulo Studio 9

TEEM (Testing Environment for multi Energy Meters): Ambiente per il test dell’interoperabilità dei sistemi avanzati per multi metering di elettricità, gas, calore e acqua

Software e dati sperimentali 10

Sistema multisensore per la diagnostica di cabine secondarie con gestione automatica di acquisizione dati.

Prototipo hardware 11, 12

Linea di attività 4: Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi di utente Dati di caratterizzazione di batterie litio-ioni e litio-polimeri Misure e dati

sperimentali 14

Postazione di prova per batterie monocella ad alta temperatura Realizzazione sperimentale 16

Linea di attività 5: Attività sperimentali in laboratorio e in campo Database degli impianti fotovoltaici monitorati da RSE sul territorio nazionale, contenente anche i dati di radiazione solare misurati in differenti siti.

Software e archivio dati 18

Nuova versione dell’applicativo software GendisPlan, per l’analisi di fattibilità economica di distretti energetici nel settore terziario che fanno uso sistemi cogenerativi

Prototipo SW 19

Progetto di massima di un sistema energetico di GD, con Studio e 20

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l’impiego di risorse rinnovabili disponibili sul territorio, che soddisfi le esigenze degli utenti di un quartiere abitativo di prossima realizzazione.

valutazione tecnico/economica

7.2 Risultati incrementali

Obiettivo Piano 2009 Piano 2010

Linea di attività 1: Evoluzione verso le reti attive

Valutare, tramite studi di pianificazione di reti, i costi/benefici di una rete di distribuzione attiva

• Analisi della pianificazione con gestione attiva di un insieme di reti elettriche significative, utilizzando il programma SPREAD.

• Estensione delle funzioni obiettivo di SPREAD; prima versione di un approccio multi obiettivo, in modo da poter considerare i punti di vista di tutti attori del sistema elettrico.

• Pianificazione MO della rete MT con o senza gestione attiva tenuto conto degli aspetti regolatori e degli obiettivi dei distributori, produttori e società civile, utilizzando nuova versione del programma SPREAD_MO

• Nell’ambito della pianificazione di reti MT, analisi di affidabilità delle reti con gestione attiva, utilizzando nuovo software SPREAD_AFFIDABILITA’

Valutare, tramite studi di pianificazione di reti, i costi/benefici di una rete di distribuzione attiva

• Analisi della pianificazione con gestione attiva di un insieme di reti elettriche significative, utilizzando il programma SPREAD.

• Estensione delle funzioni obiettivo di SPREAD; prima versione di un approccio multi obiettivo, in modo da poter considerare i punti di vista di tutti attori del sistema elettrico.

• Nuove analisi della pianificazione di reti attive, con l’aggiunta di criteri affidabilistici e considerando anche i dispositivi di accumulo elettrico

• Nuova versione dell’approccio Multi Obiettivo e primi test sulle valutazioni di ottimizzazione da parte di distributori, produttori e utenti.

Linea di attività 2: tecniche per la gestione di reti attive

Definizione dei servizi ancillari forniti dalle DER per l’esercizio delle reti attive

• Definizione di nuovi modelli di business per lo sviluppo delle reti di distribuzione attive

• Definizione della tipologia di servizi ancillari forniti dalle DER e revisione delle regole di connessione alla rete

Controllo della tensione e dei limiti corrente in un rete attiva MT

• Valutazione della hosting capacity delle attuali reti di distribuzione MT

• Architettura di sistemi di controllo centralizzati per microreti.

• Regolazione locale della potenza reattiva da parte dei generatori distribuiti

• Realizzazione del prototipo di un algoritmo per il controllo della tensione e dei limiti di corrente di una rete di distribuzione MT

• Definizione dei criteri per la stima dello stato di una rete di distribuzione MT

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Linea di attività 3: tecnologie e componenti elettrici per reti attive

Sistemi di comunicazione per i telecontrollo delle risorse energetiche distribuite

• Sperimentazione dell’impiego di una rete di comunicazione pubblica per applicazioni di controllo di generatori distribuiti.

• Sviluppo di un ambiente di emulazione di scambi informativi IEC 61850

• Predisposizione di un tronco di rete MT in RSE per caratterizzazioni di un canale di comunicazione power line.

• Studio di applicabilità di tecniche UWB a comunicazioni power line per la rete MT

• Estensione della valutazione dei tempi di latenza di reti pubbliche a reti wireless

• Estensione dell’ambiente di emulazione IEC-61850 a comunicazioni su VPN

• Sviluppo di un caso applicativo per le smart grid considerando gli Standard applicabili (CIM, IEC-61850 e IEC-61449)

• Sperimentazione di tecnologie power line sulla test facility RSE.

• Misure di caratterizzazione e modelli per il canale power line di reti MT

• Approfondimento di tecniche UWB per reti MT

Inverters ed elettronica di potenza per lo sviluppo delle reti attive

• Sviluppo di modelli di controllo locale per inverter in grado di cooperare alla regolazione potenza-frequenza di una rete elettrica; prima analisi dei criteri di configurazione relativi.

• Prove di inverter nella Test Facility di GD

• Misure di iniezione di armoniche e di componenti continue in rete

• Realizzazione di un filtro attivo con supercapacitori

• Utilizzo e aggiornamento dei modelli sviluppati per l’applicazione alla regolazione di tensione in una rete di distribuzione.

• Studio, mediante simulazione, del comportamento di generazione fotovoltaica collegata alla rete tramite inverter in presenza di buchi di tensione.

• Analisi dell’impatto armonico di inverter connessi alla rete.

• Valutazione della possibilità di applicazione delle procedure di prova IEC 62116 per le protezioni anti-islanding.

• Messa a punto del controllo di un filtro attivo con supercapacitori

• Studio di un sistema per la gestione di più batterie Zebra all’interno di un sistema di accumulo per la rete BT

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Studiare e valutare Smart meters di seconda generazione

• Identificazione dei requisiti funzionali di sistemi di metering intelligente di energia elettrica, gas, calore e acqua e specifica di un’architettura che soddisfa tali requisiti.

• Sviluppo e prova funzionale in laboratorio dell’architettura di un sistema multimetering

Sviluppo di sensoristica innovativa a basso costo per la diagnostica e per il monitoraggio dello stato di componenti elettrici

• Scomparti di manovra di reti MT: allestimento dell’impianto di prova in un’area di misura schermata ed effettuazione delle prove di collaudo del nuovo sistema diagnostico (prove di breve durata).

• Trasformatori di potenza MT/bt: Individuazione, e caratterizzazione in laboratorio di sensori (MEMS) per le misure di vibrazione su trasformatori MT /bt in assenza di carico

• Scomparti: effettuazione prove di lunga durata, con modifiche al prototipo per consentire l’operatività del sistema in condizioni di acquisizione continua e in assenza di operatore.

• Trasformatori: Esecuzione di prove di caratterizzazione in condizioni di carico; sviluppo di un primo prototipo per rivelazione di SP all’interno delle macchine.

Linea di attività 4: Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi di utente

Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di cogeneratori di piccola taglia

• Caratterizzazione tecnica-ambientale e interfacciamento alla rete di un motore a combustione interna e di un motore Stirling per applicazioni di micro-cogenerazione residenziale

• Caratterizzazione di un cogeneratore MCI in assetto cogenerativi

• Sperimentazione di un impianto di trigenerazione con microturbina a gas e frigorifero ad assorbimento.

• Esercizio del cogeneratore Stirling installato in ambiente domestico (Casa Domotica di RSE)

• Esercizio del cogeneratore MCI, secondo profili di carico termico predeterminati che simulino la reale applicazione in un ambiente domestico

• Attività per la caratterizzazione e prove di durata di un sistema cogenerativo a cella a combustibile

Caratterizzazione di batterie al litio e progettazione di un sistema di accumulo

• Definizione e validazione di una procedura di prova per batterie al litio per applicazioni stazionarie e caratterizzazione in laboratorio di alcune tipologie di celle.

• Caratterizzazione di alcune tipologie di celle litio-ioni e litio-polimeri.

• Progetto di un sistema di accumulo con celle al litio da integrare nella test facility di GD di RSE

Caratterizzazione di celle per l’accumulo elettrochimico

• Analisi dello stato dell’arte delle tecnologie di accumulo energetico

• Realizzazione della postazione di prova per test su monocelle

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Sviluppo di Sistemi di accumulo ad idrogeno

• Ciclaggi sulle polveri già utilizzate: verifica del decadimento delle caratteristiche di assorbimento e smontaggio dell’accumulatore

• Analisi delle polveri ciclate; modifica e ripristino della postazione di prova; prove su sistema di accumulo con idruri in pellet.

Linea di attività 5: Attività sperimentali in laboratorio e in campo

Sperimentazione di moduli FV innovativi

Monitoraggio d’impianti fotovoltaici

• Sperimentazione e comparazione delle prestazioni d’impianti fotovoltaici con moduli innovativi installati presso la test facility di GD di RSE e a Catania.

• Monitoraggio e valutazione delle prestazioni di impianti fotovoltaici presenti sul territorio nazionale.

• Comparazione delle prestazioni in campo delle varie tecnologie di moduli fotovoltaici innovativi installati in siti caratterizzati da differenti condizioni climatiche

• Database degli impianti fotovoltaici monitorati da RSE sul territorio nazionale.

Applicazione dei risultati delle ricerche nell’ambito delle iniziative promosse sul territorio

• Messa a punto dell’applicativo GenDisPlan per l’analisi di fattibilità economica di distretti energetici cogenerativi

• Sviluppo di nuove funzionalità e miglioramento delle esistenti per estendere il campo di utilizzo dell’applicativo.

Sviluppo di impianti energetici ad alta efficienza sul territorio

• Supporto al comune di Gorgonzola (Mi), alla definizione di un sistema energetico con fonti rinnovabili adatto ad alimentare un quartiere di nuova realizzazione.

• Progetto di massima di un sistema energetico a fonti rinnovabili, che soddisfi le esigenze di un quartiere abitativo di prossima realizzazione.

• Indagine socio-economica sull’attitudine degli utenti al risparmio energetico e all’utilizzo delle fonti rinnovabili.

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8 ELENCO RAPPORTI

Nel seguito vengono forniti gli elenchi dei Rapporti di Deliverable e dei Rapporti Aggiuntivi nei quali vengono descritte in dettaglio le attività svolte nel Progetto.

Numero di riferimento Protocollo Titolo

Linea di attività 1: Evoluzione verso le reti attive

2 11000879 Approccio Multi Obiettivo alla pianificazione di reti MT, con cenni sull'utilizzo di dispositivi di accumulo, e valutazioni dell'affidabilità della gestione attiva delle reti

Linea di attività 2: Tecniche per la gestione di reti attive

3 11000881 Definizione dei servizi ancillari forniti dalle risorse distribuite di una rete MT attiva. Revisione delle regole di connessione.

4 11000883 Descrizione del modello di una rete MT con rilevante presenza di generazione distribuita

5 11000885 Specifiche dell’algoritmo per il controllo di tensione ai nodi e di corrente nelle linee di una rete attiva

6 11000890 Specifiche dell’algoritmo della stima della stato di una rete MT

Linea di attività 3: Tecnologie e componenti elettrici per reti attive

7 11000900 Modelli informativi e protocolli di comunicazione per le applicazioni di controllo di reti attive e considerazioni sugli aspetti di sicurezza

8 11000901 Caratterizzazioni e modelli per la comunicazione power line sulla rete di distribuzione

9 11000902 Sistemi elettronici di potenza connessi alla rete elettrica: studi, simulazioni e sperimentazioni

10 11000889 Validazione del prodotto TEEM (Testing Environment for multi Energy Meters) e prove di interoperabilità su sistemi multi-metering avanzati

11 11000905 Sensori per scomparti MT: sperimentazione del sistema diagnostico mediante prove di lunga durata, con introduzione di modifiche per misure in continuo e in assenza di operatore

12 11000990 Sensori per trasformatori: sperimentazione sensori MEMS in condizioni di carico e individuazione sensore ottico per SP, con sviluppo di un primo prototipo.

Linea di attività 4: Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi di utente

13 11000949 Caratterizzazione e valutazione delle prestazioni di cogeneratori di piccola taglia

14 11000386 Sperimentazione di batterie al litio in applicazioni di generazione distribuita.

15 11000387 Specifica tecnica di un sistema di accumulo al litio da integrare nella test facility di GD

16 11000950 Realizzazione di una postazione di prova per caratterizzazione di celle per l’accumulo elettrochimico

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Numero di riferimento Protocollo Titolo

17 11000951 Caratterizzazione di sistemi di accumulo di idrogeno in idruri metallici

Linea di attività 5: Attività sperimentali in laboratorio e in campo

18 11000388

Comparazione delle prestazioni d’impianti fotovoltaici con moduli innovativi con inclinazione e orientazione non ottimali. Database delle prestazioni degli impianti fotovoltaici monitorati da RSE sul territorio nazionale

19 11000823 Descrizione della nuova versione dell’applicativo software GenDisPlan, per l’analisi di fattibilità economica di distretti energetici nel settore terziario che fanno uso sistemi cogenerativi

20 11000389 Progetto di un sistema di generazione distribuita a fonti rinnovabili che soddisfi il fabbisogno energetico di un quartiere.

21 11001068 Documento di sintesi delle attività

Rapporti aggintivi

Identif. Protocollo Titolo Deliv.

rifer.

DA.1 11000886 Specifiche dell’algoritmo per il controllo centralizzato di tensione ai nodi e di corrente nelle linee di una rete attiva, sulla base di tecniche di ottimizzazione tecnico-economica

5

DA.2 11000888 Soluzioni di controllo locale di generatori per l'incremento della hosting capacity di una rete attiva 5

DA.3 11001259 Stato dell’arte sul controllo della tensione in reti attive di distribuzione in media tensione (MT) 5

DA.4 11001260 Controllo della tensione di una rete di distribuzione in media tensione (MT) basato sul coordinamento delle azioni sul variatore sottocarico in Cabina Primaria CP e sui generatori distribuiti.

5

DA.5 11001385 Attività di revisione del motore Stirling SOLO 161 13

DA.6 11001532 Fotovoltaico: andamento del mercato nel 2010, calcolo del costo del kWh prodotto e del ritorno d’investimento, meccanismi incentivanti in alcuni Paesi.

18

DA.7 11001390 Obiettivi e attività in corso del programma di ricerca della European Energy Research Alliance sulle reti intelligenti del futuro o Smart Grids

n.a.

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9 COORDINAMENTO CON ENEA E CNR

Nell’ambito delle azioni per il coordinamento delle attività degli Accordi di Programma stipulati con CNR, ENEA e RSE, con lo scopo di favorire sinergie volte al conseguimento di obiettivi comuni, MiSE proceduto alla costituzione di un gruppo di lavoro per il coordinamento delle attività sul progetto:

• Ricerche su reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo di energia elettrica

Il Gruppo di Coordinamento, di cui RSE è portavoce, ha predisposto una Proposta Operativa di Coordinamento (POC), nella quale sono stati identificati i seguenti temi oggetto di coordinamento:

• Sistemi e tecnologie di accumulo elettrico • Integrazione di Generazione Distribuita e sistemi di accumulo nella rete elettrica di distribuzione • Celle a combustibile (nel caso di RSE tale tema non fa parte del Progetto 2)

Nelle tabelle che seguono si riportano le attività di coordinamento individuate, le azioni effettuate (tramite incontri tecnici e scambi di documenti) e quelle previste per i prossimi mesi.

Accumulo Elettrico

Attività di coordinamento Azioni Stato Prossime azioni

Definizione di procedure di prova comuni per sistemi di accumulo

• Condivisione delle procedure di prova di batterie al litio e supercondensatori attualmente in uso

• Stesura procedura di prova comune per la caratterizzazione di batterie al litio e supercondensatori in applicazioni stazionarie e veicolari

• Condivisione e stesura procedura di prova comune per la caratterizzazione di materiali componenti e celle

Completata

Da avviare

Da avviare

Trasmissione entro 31/3/2011 a ENEA e RSE delle procedure di ENEA e CNR in formato editabile

La procedura sarà preparata entro il 31/5/2011 (a cura RSE). Si riporteranno le batterie su cui saranno eseguite le prove

La procedura sarà preparata entro il 31/5/2011 (a cura ENEA).

Caratterizzazione di batterie al litio per uso stazionario e veicolare

Campagna di prove su celle, moduli e sistemi al litio di chimica diversa

Prossimo PAR

Validazione della procedura precedentemente preparata. Realizzazione di un data base esperienze su applicazioni di accumulo elettrochimico (es. profili di funzionamento, prestazioni ecc.)

Sistema di gestione e controllo batterie

Condivisione dei risultati dello studio e delle verifiche di funzionalità dei prototipi sviluppati

Prossimo PAR

Attività di coordinamento oggetto di PAR 2011. Confronto dei sistemi di controllo studiati.

Sviluppo sistemi di accumulo avanzati: materiali e componentistica innovativi per batterie ad alta

• Preparazione di membrane in �”-allumina per monocelle di batterie ad alta temperatura Na-NiCl2 e messa a disposizione a RSE

• Prove di caratterizzazione

fatto

Completamento della prima fase di prove previsto per aprile 2011

Completamento della prima fase di prove

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temperatura, al Litio, Redox, Elettrolizzatori rigenerativi e accumulo di idrogeno

membrane in �”-allumina presso laboratorio batterie RSE

• Rapporto sui risultati delle prove di caratterizzazione di membrane elettrolitiche in �”-allumina

• Confronto dei risultati sullo sviluppo dei sistemi di accumulo d’idrogeno e batterie al litio

In corso

In corso

Prossimo PAR

previsto per aprile 2011 Si programmerà un incontro specifico nel corso del 2011

Integrazione di Generazione Distribuita e sistemi di accumulo nella rete elettrica di distribuzione

Attività di coordinamento

Azioni Stato Prossime azioni

Integrazione con rete in corrente continua: controllo bus DC e convertitori DC/DC

• RSE mette a disposizione degli affidatari la test facility in corrente continua

• Stesura specifiche per eseguire sperimentazioni sulla test facility in corrente continua di RSE

Analisi svolta nell’incontro del 2 marzo

I dispositivi in corso di sviluppo da parte di CNR non si prestano ad essere provati nella rete in continua di RSE (differenti livelli di tensione)

n.a.

Studio di reti di distribuzione attive in MT e BT

• RSE sviluppa e rende disponibili competenze e modelli per la progettazione, pianificazione e l’esercizio di reti di distribuzione attive

• Condivisione dei risultati, conseguiti dai tre affidatari, sugli studi dell’impatto del veicolo elettrico sulla rete di distribuzione.


Prossimo PAR

Gli algoritmi di controllo per Smart Grids sviluppati da RSE sono adeguati per una eventuale sperimentazione presso la rete MT di Casaccia. Si attuerà una ulteriore verifica nel corso del 2011

Si programmerà un incontro specifico nel corso del 2011

Sviluppo sistemi di accumulo avanzati integrati nelle reti elettriche nelle seguenti applicazioni: Power Quality, Peak Shaving, servizi ancillari, sistemi ibridi a fonte rinnovabile (minieolico, fotovoltaico) operanti in isola

• RSE mette a disposizione la propria test facility di GD in bassa tensione per prove di sistemi di accumulo innovativi sviluppati da ENEA/CNR

• Condivisione dei risultati, conseguiti dai tre affidatari, sull’impiego di sistemi di accumulo integrati nelle reti elettriche.


L’inverter multi ingresso in corso di realizzazione da parte di CNR potrebbe essere provato nella test facility di RSE. Attività programmabile per PAR 2012.

Si programmerà un incontro specifico nel corso del 2011

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Celle a combustibile

Attività di coordinamento

Azioni Stato Prossime azioni

Procedure di prova celle a combustibile

• Condivisione delle procedure di prova di celle a combustibile ad alta temperatura alimentate a biogas attualmente in uso

• Stesura di una procedura di prova comune per celle a combustibile alimentate a biogas

• Validazione procedura di prova

Completata

Da avviare

Prossimo PAR

Trasmissione a CNR entro 31/3/2011 delle procedure di ENEA in formato editabile

La procedura sarà preparata entro il 31/5/2011 (a cura CNR).

Validazione della procedura precedentemente preparata. RSE mette a disposizione il proprio laboratorio per test su monocelle realizzate dagli affidatari

Sviluppo e caratterizzazione sistemi con celle a combustibile (SOFC e PEM HT) + reformer alimentati a gas/bialcoli

• Condivisione dei risultati sui sistemi di pre-trattamento e reforming del biogas e sulla sperimentazione sui sistemi completi con celle a combustibile

• Condivisione dei risultati degli studi e delle sperimentazioni sui sistemi di micro-cogenerazione.

In corso

In corso

Si programmerà un incontro specifico sulle attività in essere nel corso del 2011

Si programmerà un incontro specifico sulle attività in essere nel corso del 2011

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10 DIFFUSIONE DEI RISULTATI

Al fine di dare ampia diffusione ai risultati dell’attività di Ricerca di Sistema ottenuti da RSE nell’ambito dell’Accordo di Programma con MiSE, oltre alla diffusione dei rapporti di ricerca realizzata attraverso il sito aziendale dal quale saranno resi scaricabili i files in modo analogo a quanto fatto in passato, sono state effettuate altre iniziative di disseminazione, che vengono qui riportate, distinguendo le diverse modalità.

10.1 Pubblicazioni su riviste e libri

Autori Titolo Rivista/libro Anno numero pagine

Linea di attività 1 - Evoluzione verso le reti attive

M. Gallanti Le iniziative europee sulle Smart Grids L’Energia Elettrica 2010, n° 3, maggio/giugno

L. Martini G. Graditi

Il programma di ricerca della European Energy research Alliance sulle reti intelligenti del futuro

L’Energia Elettrica 2010, n° 3, maggio/giugno

L .Martini Interview with Luciano Martini (RSE Milano) Coordinator of the joint programme on smart electricity grids

SETIS (Strategic Energy Technologies Information System) European Commission

2010 dicembre

L. De Nigris E' intelligente la nuova frontiera della rete

Nuova Energia - N. 2/2010

2/2010 aprile

Linea di attività 3 - Tecnologie e componenti elettrici per reti attive

G. Mauri, D. Moneta

Il contributo dello smart metering all´evoluzione delle reti energetiche

‘Gestione Energia’ (FIRE) - ISSN 1972-697X

1/2010

G. Mauri Telegestione = reti più intelligenti Quotidiano Energia Anno 6, N. 68 del 9 Aprile 2010

2010 aprile

Linea di attività 4 - Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi di utente

C. Tornelli, G. Proserpio

Lo standard IEC 61850 per applicazioni di Generazione Distribuita Rivista AEIT

2010 - n° 5/6 Pagg. 22-29

A. Cavallari, A. Rossetti, C. Valli, M. Verga

La micro-cogenerazione domestica Rivista AEIT 2011 – n° 3/4 Marzo/Aprile Pagg. 22-26

F. Armanasco L. Colombo A. Rossetti

Experimental Characterization of a Small Cogenerative Plant at Full and Partial Loads

Cogeneration and Distributed Generation Journal

ISSN: 1545-7575 Vol. 26 N. 1 – Gennaio 2011

C. Guardamagna

Innovative Systems for Hydrogen Storage

Advances in Science and Technology, Trans Tech Publications

Vol. 72 –Dicembre 2010

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Autori Titolo Rivista/libro Anno numero pagine

M. Scagliotti, C. Valli

“Operating experiences on commercial fuel cell units for back up power generation”

Journal of Fuel Cell Science and Technology, 7 (3),

2010, pp. 0310141-0310149

P. Mora ; O.Perego, I.. Tornelli (W. Eckmann, T. Degner DERlab)

DERlab Round Robin testing of photovoltaic single-phase inverters

Photovoltaics International

2010 maggio

Linea di attività 5 - Attività sperimentali in laboratorio e in campo O.Perego

Tecnologie per la co-trigenerazione: scegliere le soluzioni più adatte alle proprie esigenze

Impianti Building

Numero 88 Settembre 2010

10.2 Presentazioni e memorie a congressi e convegni

Autori Titolo Evento Luogo e data


M.Gallanti, R.Cicoria, G.Celli, F.Pilo, G.G.Soma

A Multi-Objective approach to investigate Active Distribution Network Impact on the contrasting goals of the Distribution System stakeholders

CIGRE’ 2010 Paris, 22-27 August 2010

L’Abbate H. Ferreira, G.Fulli, W. L. Kling, H. Faas J. P. Lopes

Distributed Generation in Europe: the European Regulatory Framework and the Evolution of the Distribution Grids towards Smart Grids

IEEE YRS2010 Joint Ias/Pels/Pes Benelux

Leuven, Belgium, 29-30 Marzo 2010

M. De Nigris, J. Yang�

International Smart Grid Action Network (ISGAN)

International Smart Grid Action Network (ISGAN)

Washington, 20 Settembre 2010

M. De Nigris

ISGAN-International Smart Grids Action Network. A proposal for a worldwide partnership

CEPAL conference on smart grids

Santiago, 12-13 Settembre 2010

M. De Nigris Le funzionalità "smart grids" nelle "smart cities" Italian smart city forum Roma,

21 Ottobre 2010

M. De Nigris, L. Martini

Clean Energy Ministerial Initiatives: ISGAN International Smart Grids

Set Plan Conference Brussels, 15-16 Novembre 2010

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Action Network

Linea di attività 2 - Tecniche per la gestione di reti attive

M. Gallanti La rete elettrica del futuro: le “Smart Grids”

Ordine degli ingegneri di Milano Seminario “Smart Grids e Generazione Distribuita”

Milano, 24 marzo 2010

M. Gallanti

Chairman evento: “Rischio reti: lo sviluppo del mercato fotovoltaico in Italia e il pericolo di saturazione delle linee elettriche”

Zero Emission Fotovoltaico: dal sole, l'energia per una ripresa economica sostenibile

Roma, 8 settembre 2010

M. Gallanti Le attività di RSE sulle Smart Grids nella ricerca per il sistema elettrico

Giornata di Studio AEIT “SMART GRIDS: rivoluzione nella distribuzione dell’energia elettrica”

Catania, 9 novembre 2010

M. Gallanti

Smart Grids: definizione, applicazione e modelli: L’evoluzione del Sistema Elettrico verso le reti attive

1° Smart Grids International Forum

Roma, 1 dicembre 2010

M. Gallanti Le Smart Grids: il futuro delle reti elettriche e dei servizi energetici

Il settore energia: mercato, innovazione ambiente

Milano 1 marzo 2011

Linea di attività 3 – Tecnologie e componenti elettrici per reti attive

P.Mora, D. Moneta

ICT efficienti per Smart grid efficienti

The Green ICT - Efficient ICT for a brighter and sustainable future

Torino, 5 Luglio 2010

D. Moneta, G. Proserpio, G. Colombo, P. Gramatica

Comunicazioni tra cabine primarie e generatori distribuiti: attività sperimentale in ERSE

ISIE 2010 - IEEE International Symposium on Industrial Electronics

Bari, 4-7 Luglio 2010

P. Mora, C. Tornelli, G. Proserpio

Armonizzazione tra CIM e 61850 nell'ambito delle Smart Grid

Riunione comitato CEI CT57 Milano, 8 Giungo 2010

C. Tornelli, G. Proserpio, L. Capetta

Tecnologie di comunicazione, protocolli e modellazione degli scambi informativi come elementi chiave per lo sviluppo della Smart Grid

Convegno AEIT- Telecontrollo e Smart Grid. Scenari, tecnologie e applicazioni per la Grande Rete

Pavia, 15 Giugno 2010

A. Tonello*, F. Versolatto*, C. Tornelli (*) Università di Udine

Analisys of impulsive UWB Modulation on a MV Test Network

IEEE ISPLC 2011 15th IEEE International Symposium on Power Line Communications and its Applications

Udine, 3-6 Aprile 2011

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R. Chiumeo C. Gandolfi

Simulations of a possible configuration of Premium Power Park

International Conference on Renewable Energies and Power Quality (ICREPQ’10)

Granada (SP) 23-25th March 2010

R. Chiumeo C. Gandolfi

D-STATCOM control system and operation in a configuration of Premium Power Park

ICHQP 2010 14° International Conference on Harmonic and Quality of Power

Bergamo, 26-29th September 2010

L. De Maria C. Cherbaucich P. Serragli, Y. Kahana

Misure di vibrazione di trasformatori con accelerometri ottici

Convegno XXVII Convegno Nazionale Gruppo Misure Elettriche ed Elettroniche

Gaeta, 13-15 settembre 2010

L. De Maria, R. Marini, GM. Ogliari, C. Cherbaucich

Rivelazione ottica dell’ozono prodotto da fenomeni di prescarica nelle cabine di distribuzione

Convegno XXVII Convegno Nazionale Gruppo Misure Elettriche ed Elettroniche

Gaeta, 13-15 settembre 2010

L. De Maria, L. Fialdini, G. Ogliari, D. Bartalesi

A fibre optic multi sensor system for pre-discharges detection on electrical equipment (1)

European Workshop on Optical Fibre Sensors

Porto (P), 8-10 settembre 2010

S. Guastella, C.Imposimato

Verso una normativa tecnica condivisa sull’inverter ? Il ruolo leader dell’Italia in ambito internazionale

INVEX 2010 Milano, 17-19 Novembre 2010

Linea di attività 4 - Generazione distribuita, sistemi di accumulo e dispositivi utente

C. Guardamagna,

Innovative Systems for Hydrogen Storage (Poster)

"CIMTEC 2010 Forum on New Materials - Symposium FB: Materials and Process Innovations in Hydrogen Production and Storage"

Montecatini Terme, giugno 2010

E. Micolano, R. Lazzari

Characterization tests for the comparison of Energy storage systems for stationary and vehicular applications

5th International Renewable Energy Storage Conference IRES 2010

Berlino (D), 22-24 Novembre 2010

Linea di attività 5 - Attività sperimentali in laboratorio e in campo

M.Marzoli, F.Paletta

La valutazione di prestazione di impianti con moduli fotovoltaici di differente tecnologia

SOLAREXPO Verona, 4-7/5/2010

F.Paletta La tecnologia fotovoltaica Facciamo luce sull’ENERGIA 2010

Piacenza, 9/5/2010

S.Guastella, Status and perspectives of PV in Italy

EUPVSEC Valencia (Spagna), 9/2010

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M.Marzoli, S.Guastella,

Advanced monitoring of PV plants installed in the frame of italian “conto energia” programme


M.Marzoli, S.Guastella, F.Paletta

Performances comparison of innovative PV technologies in different sites


M.Marzoli La manutenzione di un impianto fotovoltaico: accorgimenti per mantenere sempre elevato il rendimento

PV TECH Milano, 18/11/2010

M.Marzoli, Guastella

Il monitoraggio analitico di impianti fotovoltaici del conto energia


S.Guastella La misura della radiazione solare per la valutazione delle prestazioni di impianti fotovoltaici


S.Guastella Verifica delle prestazioni di impianti fotovoltaici


S. Guastella Chairman della sessione “Innovazione tecnologica nell'elettronica per il fotovoltaico”


O.Perego Prove su inverter fotovoltaici nell’ambito del progetto UE DERLAB


S. Guastella Chairman della sessione “Previsione e misura della generazione fotovoltaica”


O.Perego F.Bazzocchi

LA SFIDA DELLA COGENERAZIONE Sessione RSE: Applicazioni di cogenerazione a biomassa in contesti urbani

Greenergy 2010 CogenExpo

Fieramilano – Rho, 17/11/2010

F.Armanasco L.Colombo M.Guilizzoni

Performance assessment of a microturbine based cogenerative plant

ASME ATI UIT 2010 Sorrento 16-19 Maggio 2010

S. Guastella La normativa di riferimento per l’installazione e le verifiche degli impianti

ENERSolar 2010 Milano, 16/11/2010

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fotovoltaici

S. Guastella La nuova edizione della Guida CEI 82-25

ANIE-GIFI Aggiornamenti tecnici e legislativi per il fotovoltaico

Roma, 11/11/2010

F. Bazzocchi Biocombustibili per distretti residenziali: scenari e valutazioni economiche

Green Energy - ExpoCogen 2010 La sfida della cogenerazione

Milano, 17 Novembre 2010

(1) La memoria presentata ha suscitato interesse in ambito internazionale ed è stato proposto un

coinvolgimento aziendale nel nuovo progetto COST “Novel and Reliable Optical Fibre Sensor Systems for Future Security and Safety Applications (OFSESA)

10.3 Partecipazione ad organismi internazionali

Organismo Descrizione Partecipanti

CIGRE WG C6.11

C6 Distribution Systems and Dispersed Generation - WG C6.11 Development and operation of active distribution networks Redazione Technical Brochure su Active distribution networks.

D. Moneta

EERA JP on Smart grids

A. Guagliardi E. Micolano D. Moneta C. Tornelli

IEA Task 13 IEA PVPS Task 13 Meeting, Chambery (Francia) Data 25/27-10-2010

M. Marzoli (Delegato Nazionale)

IEA Task 13 IEA PVPS Task 13 Meeting, Madrid (Spagna) Data 22/25-3-2011

M. Marzoli (Delegato Nazionale)

10.4 Attività di normativa tecnica La partecipazione alle attività degli Enti di Normativa Tecnica consente di trasferire agli operatori del sistema elettrico risultati e conoscenze acquisiti nello sviluppo dell’attività specifica. Si elencano di seguito i Comitati e i Gruppi di Lavoro ai quali partecipano rappresentanti RSE, e le principali riunioni tenutesi nel periodo di riferimento.

Ente normatore (CT/WG) Argomento Partecipanti Luogo e data di riunione

del comitato

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CEI-AEEG

Regole di connessione alle reti di Bassa Tensione (1)

S. Guastella G. Mauri C. Imposimato

Nel corso dell’anno il Gruppo di Lavoro ha tenuto numerose riunioni ed ha prodotto una bozza delle Regole di connessione che a breve potrebbe essere pubblicata o sottoposta a nuova consultazione pubblica.

IEC TC82 Impianti fotovoltaici Revisione di normativa internazionale (2a)

Salvatore Guastella (Membro del IEC/TC 82 – WG3)

Partecipazione alle attività tecniche del comitato.

CENELEC TC82

Impianti fotovoltaici Revisione di normativa internazionale (2b)

Salvatore Guastella (Segreatario del CLC/TC 82)

Partecipazione e organizzazione delle attività tecniche del comitato, anche in occasione della riunione annuale del 18-10 febbraio 2010, a Brussels.

CEI 82 Impianti fotovoltaici – Revisione di normativa internazionale e aggiornamento della Guida CEI 82-25 (2c)

Salvatore Guastella (Segreatario del CT82)

Partecipazione e organizzazione delle attività tecniche del comitato, anche in occasione delle riunioni periodiche presso CEI o nella sede di RSE.

CEI CT 205 “Sistemi bus per edifici”

D. Moneta

Attività congiunta con UNI: redazione guida applicativa EN15232 “Classificazione dei sistemi di automazione degli impianti tecnici negli edifici, identificazione degli schemi funzionali, stima dei contributi di detti sistemi alla riduzione dei consumi energetici”

CEI CT 313

"Reti intelligenti (Smart Grids)"

M. Gallanti M. De Nigris V. Prandoni C. Bossi P. Mora

Partecipazioni alle riunioni del comitato, avviato nel settembre 2010

IEC 61000-3-15 Valutazione dei requisiti EMC di emissione ed immunità in bassa frequenza per generazione distribuita connessa in reti di bassa tensione

C. Imposimato (Convenor)

Project Team Meeting

(1) Partecipazione al Gruppo di Lavoro CEI 138 sulle "Regole di connessione alle reti di Bassa

Tensione". La costituzione di tale gruppo di lavoro è stata promossa dall’AEEG, che è fortemente interessata alla definizione di regole di connessione alle reti di bassa tensione. Nel corso dell’anno il Gruppo di Lavoro ha tenuto numerose riunioni, producendo il draft della Norma (denominata 0-

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21, rivendendola sulla base dei commenti pervenuti nel periodo di consultazione e arrivando a produrre il draf finale.

(2) Supporto allo sviluppo della normativa relativa agli impianti fotovoltaici (sia per i componenti

dell’impianto fotovoltaico sia per il loro interfacciamento alla rete di distribuzione) nei seguenti comitati: (2a) IEC (International Electrotechnical Commission) TC82 (Photovoltaic Systems); (2b) CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization) TC82 (Photovoltaic

Systems). In questo comitato RSE, che ne gestisce per conto del CEI la segreteria tecnica, ha partecipato ai lavori che hanno consentito il raggiungimento versione finale dell’ Amendment Cenelec alla Norma IEC 62116 “Test procedure of islanding prevention measures for utility-interconnected photovoltaic inverters”

(2c) CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano) CT82 (Sistemi fotovoltaici); in questo comitato RSE

gestisce per conto del CEI la segreteria tecnica In questo ambito esperti di RSE hanno collaborato alla pubblicazione Guida CEI 82-25 “Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di media e bassa tensione” (settembre 2010).

10.5 Contratti e collaborazioni con Università, CNR, ecc.

Istituto scientifico Argomento Tipo di collaborazione


Università di Cagliari

Strumenti software per la pianificazione multi-obiettivo e la valutazione dell’affidabilità delle future reti di distribuzione MT con gestione attiva

Collaborazione onerosa


Politecnico di Milano Generazione Diffusa su reti MT: regolazione di tensione e ulteriori possibili servizi ancillari

Collaborazione onerosa

Università di Padova Controllo reti attive di distribuzione - Algoritmo di State Estimation Collaborazione onerosa

Politecnico di Milano Il controllo di tensione nelle reti attive Collaborazione onerosa


Politecnico di Milano Standard IEC 61970, IEC 61968 & CIM (Common Information Model) per Smart Grid

Tesi I° livello ing. dell’Informazione Soonhyung (Davide) Kwon

Politecnico di Milano Studio e Analisi di un Sistema di Comunicazione per Reti elettriche di Distribuzione Attive

Tesi I° livello ing. dell’Informazione Matteo Corbetta

Politecnico di Milano

Simulazione/Emulazione delle prestazioni di una rete di comunicazione in applicazioni di controllo della rete elettrica

Tesi I livello ing. dell’Informazione Alessandro Panzeri

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Istituto scientifico Argomento Tipo di collaborazione

Università di Udine

Applicazione di tecniche UWB (Ultra Wide Band) a comunicazioni di tipo power line per la rete di distribuzione in media tensione

Contratto di ricerca


Studio della modalità di gestione di due o più batterie in parallelo per un sistema di accumulo connesso alla rete BT



Standard IEC 61970, IEC 61968: Common Information Model per Smart Grid

Tesi di laurea

Università degli Studi di Milano

Tecnologie “model driven” nello sviluppo di applicazioni per le Smart Grid

Tirocinio per Tesi di laurea (in corso)



Prove sperimentali di caratterizzazione di un sistema micro cogenerativo basato su Cella a Combustibile

Tesi di Laurea triennale


Politecnico di Milano Monitoraggio di impianti fotovoltaici innovativi e tradizionali installati sul territorio italiano

Tesi di Laurea magistrale

Università di Milano Bicocca

Analisi energetica a supporto di progetti di generazione distribuita su scala locale: bilancio energetico del comune di Gorgonzola e analisi della disponibilità di biomassa legnosa come fonte rinnovabile.


Università di Milano Bicocca

Contratto di ricerca con il Dipartimento di Scienze dell'Ambiente e del Territorio dell’Università degli Studi di Milano Bicocca su: “Sviluppo di progetti di Generazione Distribuita su scala locale”.


Università degli studi di Pavia

Studio energetico e di fattibilità economica per la definizione di una soluzione impiantistica ad alta efficienza energetica e che utilizzi le energie rinnovabili per soddisfare i fabbisogni energetici di un quartiere che sarà edificato presso il comune di Gorgonzola (comparto C6).


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10.6 Incontri con operatori istituzionali ed industriali Numerosi sono gli incontri, i contatti e le collaborazioni con soggetti istituzionali e operatori industriali. La tabella sottostante riepiloga i soggetti e alcuni dei principali incontri nel periodo di riferimento.

Azienda/Ente Argomento Partecipanti Luogo e data


EnergyLab Presentazione test facility Generazione Distribuita RSE

40 partecipanti appartenenti ad aziende e università nazionali

Milano, 31 marzo 2011


A2A Controllo centralizzato di tensione di rete di distribuzione attiva MT

M. Gallanti, D. Moneta, P. Mora, A. Gelmini

Milano, 11 ottobre 2010

Siemens Controllo centralizzato di tensione di rete di distribuzione attiva MT


Milano, 15 ottobre 2011

ENEL Controllo centralizzato di tensione di rete di distribuzione attiva MT


Milano, 28 luglio 2011

Regione Lombardia Seminario interno “Smart Grids: opportunità sul territorio lombardo”

RSE: S. Besseghini, M. Gallanti; Regione Lombardia: M. Raimondi (Assessore all’ambiente, energia, reti), e vari funzionari della Regione

Milano, 21 febbraio 2011


ENER.GE (http://www.energe.it/)

DSM, applicazione dell’ICT all’efficienza energetica

P. Mora, D. Moneta Cene (BG), 04/03/2011

Technical University di Łodz (Polonia)

Generazione Distribuita, DSM

RSE: P. Mora, D. Moneta, G. Mauri, P. Gramatica

RSE, 14-15/03/2011

Loccioni DSM RSE: D. Moneta RSE, 14/06/2010


SAFT ITALIA

Sistemi di accumulo SAFT • Batterie Ni-Cd, Ni-H2

e Litio ioni • Batterie di grande

taglia per stabilizzazione rete elettrica

E. Micolano, R. Lazzari, C. Bossi, L.Mazzocchi

Milano (numerose riunioni)

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Telecom Italia SAFT

Presentazione di una batteria litio-ioni SAFT per applicazioni Telecom

E. Micolano, R. Lazzari, C. Bossi, M. Verga

Torino, 27/05/2010

FIAMM Scambio di informazioni su gestione di batterie sodio/cloruro di nichel

E. Micolano, R. Lazzari, M. Broglia, C. Bossi

Milano, 04/06/2010

Power Innovation, Dimac Red

Presentazione di una batteria litio-ioni Power Innovation per applicazioni Telecom

E. Micolano, R. Lazzari, C. Bossi, M. Verga

Milano, 12/10/2010


EDF - R&D Laboratoire des Matériels Electriques

Impianti sperimentali per simulazione microrete; visita Test Facility d GD

M. De Nigris, M.Verga, Milano, 7/10/2010

IMQ e “Center for solar energy research and studies (Tripoli-Libia)”

Generazione distribuita e visita Test Facility di GD M.Verga Milano,

29/11/2010

SAAE- Cina Generazione distribuita e visita Test Facility di GD M.Verga, L. Mazzocchi Milano,

02/03/2011 JRC-Ispra Scelta dei sensori solari in

funzione della tecnologia dei moduli fotovoltaici da monitorare. Metodi di taratura di piranometri e solarimetri ad effetto fotovoltaico.

S. Guastella M. Marzoli

30.03.2010 Brugine (PD)

Eurac, Bolzano

Metodi di valutazione delle prestazioni di impianti fotovoltaici con moduli innovativi. Accordo di collaborazione per il monitoraggio di impianti fotovoltaici con moduli innovativi, installati presso Bolzano e presso Milano.


17.06.2011

Eurotest Metodi di taratura di piranometri e solarimetri ad effetto fotovoltaico.


30.03.2010 Brugine (PD)

Edison Maggi

Metodi di valutazione delle prestazioni di impianti fotovoltaici.

M. Marzoli 20.07.2010 Milano

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Chavin Arnoux

Metodi di misura delle caratteristiche elettriche di impianti fotovoltaici, mediante componenti elettronici di nuova concezione

S. Guastella M. Marzoli C. Rosito

04.10.2010 Milano

Dehn

Metodi di protezione degli impianti fotovoltaici da sovratensione di origine atmosferica con metodi di nuova concezione


15.11.2010 Milano

System Photonics

Moduli fotovoltaici con innovative caratteristiche di integrazione architettonica. Verifiche funzionali di prototipi di moduli fotovoltaici realizzati su bistrato ceramico.

S. Besseghini S. Guastella M. Marzoli L. Mazzocchi F. Paletta C. Rosito

10.03.2011 30.03.2011 Milano

Solsonica

Moduli fotovoltaici con caratteristiche innovative. Accordo di collaborazione per il monitoraggio delle prestazioni di impianti sperimentali con moduli Solsonica di nuova produzione, da installare a Milano e a Catania.

S. Guastella P. Maranesi M. Marzoli L. Mazzocchi F. Paletta

Milano, 07/07/2010

Comune Gorgonzola

Investimento su centrale a biomassa: confronto ORC e MCI. Riunioni con amministrazione comunale, consulente finanziario amministrazione, costruttori del nuovo quartiere residenziale e del centro sportivo, operatori vari

O.Perego L.Mazzocchi

Gorgonzola (numerose riunioni)

ESCo: (Mascherpa Tecnologie Gestionali srl)

Diffusione applicativo Gendisplan e studio caso test

A. Gelmini, F. Bazzocchi

Milano, marzo 2011

JRC-Ispra

Scelta dei sensori solari in funzione della tecnologia dei moduli fotovoltaici da monitorare. Metodi di taratura di piranometri e solarimetri ad effetto fotovoltaico.


Brugine (PD), 30/03/2010

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Eurac, Bolzano

Metodi di valutazione delle prestazioni di impianti fotovoltaici con moduli innovativi. Accordo di collaborazione per il monitoraggio di impianti fotovoltaici con moduli innovativi, installati presso Bolzano e presso Milano.


Bolzano, 17/06/2011

Eurotest Metodi di taratura di piranometri e solarimetri ad effetto fotovoltaico.


30.03.2010 Brugine (PD)

Edison Maggi

Metodi di valutazione delle prestazioni di impianti fotovoltaici.

M. Marzoli 20.07.2010 Milano

Chavin Arnoux Metodi di misura delle caratteristiche elettriche di impianti fotovoltaici, mediante componenti elettronici di nuova concezione


04.10.2010 Milano

Dehn

Metodi di protezione degli impianti fotovoltaici da sovratensione di origine atmosferica con metodi di nuova concezione


15.11.2010 Milano

System Photonics Moduli fotovoltaici con innovative caratteristiche di integrazione architettonica. Verifiche funzionali di prototipi di moduli fotovoltaici realizzati su bistrato ceramico.

S. Besseghini S. Guastella M. Marzoli L. Mazzocchi F. Paletta C. Rosito

10.03.2011 30.03.2011 Milano

Infine, è emerso un interesse industriale (Etatron D.S. SpA) per il sensore di presenza di ozono negli scomparti, descritto nell’articolo pubblicato su Journal of Sensors 2009, autori: L.De Maria, G.Rizzi

10.7 Presentazioni in occasione di iniziative didattiche e culturali

Evento Riferimento RSE Interlocutore, Luogo e Data dell’evento Evento


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Evento Riferimento RSE Interlocutore, Luogo e Data dell’evento Evento

Incontro "Energia da fonti rinnovabili e da nucleare:attualità e prospettive”

G. Mauri

Presentazione intervento: “Evoluzione degli scenari energetici in Italia: integrazione delle rinnovabili e smart grid in Italia”

Saronno, 13 Dicembre 2010


“Hydrogen storage and utilization: experiences and perspectives”

M. Scagliotti, C. Valli

Presentazione su invito al corso estivo organizzato dall’Università di Trieste “Energia per il domani: fonti rinnovabili, idrogeno e risparmio energetico”

Sesto Val Pusteria, 28 giugno – 2 luglio 2010


Visita impianti sperimentali RSE

M.Verga

Università di Genova-Dipartimento di Ingegneria Navale ed elettrica Milano, 11/05/2010

Visita Test Facility, Superconduttività, laboratorio AT e laboratorio H2 e FC

Visita impianti sperimentali RSE

M.Verga

ITIS Marconi (Gorgonzola), Milano, 1/03/2011

Visita Test Facility, laboratorio AT e laboratorio H2 e FC

Generazione distribuita e energie rinnovabili: problematiche tecniche ed esempi applicativi

F.Armanasco

Lezione presso l’università degli studi di Genova - Naval & Electrical Engineering Department (UNIGE-DINAEL) Genova 22/03/2011

Generazione distribuita e energie rinnovabili: problematiche tecniche ed esempi applicativi

RISORSE ENERGETICHE DISTRIBUITE: Problematiche tecniche ed esempi applicativi. RSE TEST FACILITY

O.Perego

Lezione presso l’università degli studi di Genova - Naval & Electrical Engineering Department (UNIGE-DINAEL) Genova 06/10/2010

RISORSE ENERGETICHE DISTRIBUITE: Problematiche tecniche ed esempi applicativi. RSE TEST FACILITY

RISORSE ENERGETICHE DISTRIBUITE - Problematiche tecniche ed esempi applicativi. RSE TEST FACILITY

O.Perego

Master RIDEF, Politecnico di Milano, Milano 10/12/2010

RISORSE ENERGETICHE DISTRIBUITE - Problematiche tecniche ed esempi applicativi. RSE TEST FACILITY

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10.8 Siti Web e altre iniziative Con riferimento alla linea di attività 5 “Attività sperimentali in laboratorio e in campo” è stato preparato un questionario sulla generazione distribuita disponibile sul web all’indirizzo: (http://questionariogd.rseweb.it/limesurvey/index.php?sid=82386&lang=it).

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