Trends in Microgrid Controls Corso di Sistemi Non Lineari

Prof. Stefano Di Gennaro Ing. Mauro Cappelli

Federica Trozzi1

1 matricola: 235055 e-mail: federicatrozzi@hotmail.it

Abstract

In questo articolo verr prima analizzata la struttura di una Microgrid (microrete)

con conseguente descrizione delle sue componenti principali divise tra DG

(Distributed Generation) ovvero le unit di generazione distribuita e ESS (Energy

Storage Systems) ovvero i dispositivi di immagazzinamento dellenergia.

Successivamente nella seconda parte verr trattato il tema centrale della tesina: il

controllo delle Micro Grids analizzando prima gli obbiettivi e le caratteristiche di un

sistema di controllo, poi le variabili controllate e i due approcci principali. Nella terza

parte sono infine descritti il controllo gerarchico e le sue applicazioni, quindi si

parler dei vari livelli di controllo di una Microgrid. Il controllo primario che si occupa

del controllo delle variabili locali ed diviso in metodi di controllo delloutput

dellinverter (Input-side Control) e metodi di controllo della potenza condivisa (Grid-

side control). Questi ultimi sono a loro volta suddivisi in metodi che utilizzano

modelli di caduta di potenza attiva e reattiva e metodi che non si basano su questi

modelli. In seguito saranno descritti metodi di controllo secondario del quale

esistono due architetture: quella centralizzata e quella decentralizzata, infine si

parler del controllo terziario del quale si occupa la griglia principale di

alimentazione e che quindi non verr approfondito in questa tesina. Larticolo sul

quale ho basato le mie discussioni larticolo Trends in microgrid control [1].

2

Indice

1. Microgrids.......4

1.1 Definizione e modalit di funzionamento .....................................................................................4

1.2 Le unit DER...................................................................................................................................6

i Le unit DG.....................................................................................................................7

ii Le unit ESS................................................................................................................ ..10

2 Il controllo delle Microgrids..............................................................................................................11

2.1 Caratteristiche di un sistema di controllo......................................................................................11

2.2 Obbiettivi nel controllo e nella protezione delle Microgrids..........................................................12

2.3 Variabili controllate........................................................................................................................13

2.4 I due approcci principali................................................................................................................14

3 Il controllo gerarchico.......................................................................................................................16

3.1 Il controllo primario.......................................................................................................................16

i Il controllo delloutput dellinverter..............................................................................18

ii Il controllo della potenza condivisa...............................................................................19

1 Metodi Droop-Based........................................................................................19

2 Metodi non Droop-Based................................................................................ 24

3.2 Il controllo secondario...................................................................................................................27

i Approccio centralizzato.................................................................................................30

ii Approccio decentralizzato.............................................................................................42

3.3 Il controllo terziario........................................................................................................................53

4 Conclusioni........................................................................................................................................53

5 Bibliografia........................................................................................................................................54

3

1 Microgrids

1.1 Definizione e modalit di funzionamento

Una Micro-rete (Micro-grid) pu essere descritta come un gruppo di carichi, di

generatori distribuiti (DG) e di Energy Storage Systems (sistemi di immagazzinamento di

energia) in collegamento con il distema di distribuzione di energia elettrica principale

(Main grid) tramite un singolo punto di connessione PCC (Point of Common Coupling).

In generale una microgriglia ha una configurazione arbitraria (Fig. 1):

Fig.1 Schema di una generica microgriglia a risorse di energia distribuite (DER)

Le Micro-reti quindi sono piccoli sistemi di distribuzione locali contenenti generatori e

carichi, il cui funzionamento potrebbe essere totalmente separato (autonomo o in isola)

dal sistema di distribuzione principale o ad esso collegato (non autonomo). Una micro-

rete gestita da un centro di controllo, che monitorizza la domanda / offerta di energia

e ottimizza l'utilizzo dei diversi generatori distribuiti e dei carichi. Nella modalit di

4

funzionamento grid-connected (connessa alla Main Grid) la richiesta di potenza dai vari

carichi o leccessiva produzione di energia delle unit DER gestita dalla rete principale,

mentre nella modalit di funzionamento a isola ha bisogno di un sistema di controllo

molto pi elaborato in quanto occorre mantenere lequilibrio tra richiesta/fornitura di

potenza senza i supplementi da parte della rete principale. Infatti soprattutto in questa

modalit di funzionamento, come vedremo in seguito, il concetto di controllo della

micro-rete si concentra sullintegrazione di pi sorgenti di energia di diverso tipo, con

diversi aspetti relativi all'interfaccia tra sorgenti e rete (compresa l'applicazione

dellelettronica di potenza e sistemi di controllo) e all'affidabilit. Inoltre in questo caso

necessario uno schema di controllo che riconosca in tempi brevi il passaggio di

funzionamento da una modalit ad unaltra, passaggio che pu essere pianificato o non

pianificato (come nel caso di cause di forza maggiore o malfunzionamenti alla rete

principale).

5

1.2 Le unit DER

I tipi di unit DER presenti in una microgriglia dipendono da una variet di fattori, come ad

esempio il design della microgriglia stessa (se predisposta per lavorare in modalit stand-alone

o grid-connected) oppure la topologia del sistema, e sono problem-specific. In generale le

componenti che possono essere presenti in una microgriglia puramente elettrica sono

illustrate in Fig.2:

Fig.2 Componenti di una microgriglia

Le microgriglie sono caratterizzate da un singolo punto di connessione PCC con la griglia

principale. E presente in questo punto uninterfaccia di connessione (CI-Connection Interface)

che pu essere realizzata utilizzando interruttori circuitali elettromeccanici oppure switch. La

connessione di risorse di energia DC (Direct Current) come per esempio i pannelli fotovoltaici

o tecnologie di immagazzinamento dellenergia (come batterie o ultracapacitori) richiedono

lutilizzo di uninterfaccia di conversione DC/AC. Mentre alcuni generatori convenzionali

lavorano a 50/60Hz, i generatori a velocit variabile come per esempio le turbine eoliche (che

usano macchine sincrone) e come le microturbine ad alta velocit richiedono luso di

convertitori AC/AC per rendere equivalenti la frequenza costante e la tensione della

microgriglia. I carichi allinterno della microgriglia possono essere controllati usando sia un

interruttore circuitale oppure uninterfaccia AC/AC per avere un controllo pi flessibile. Le

unit DER possono essere suddivise anche in base alla loro abilit di essere accese/spente in

6

un lasso di tempo relativamente piccolo e quindi in base alla loro capacit di fornire energia

appena viene richiesta. Questa propriet di chiama dispacciabilit. Le unit dispacciabili (come

ad esempio i generatori diesel) possono essere totalmente controllate, per le unit non

dispacciabili non cos e sono gestite in modo da ricavarne la maggior potenza possibile ma il

loro output non controllabile.

i. Le unit DG

La UE, con la direttiva 2003/54/CE, definisce come generazione distribuita linsieme degli

impianti di generazione connessi alla rete di distribuzione. In Italia, si fa riferimento alla GD in

termini generici di produzione non centralizzata, di taglia non elevata, generalmente connessa

alle reti di distribuzione.

Fotovoltaico e celle di carburante

Larchitettura tipica di un sistema fotovoltaico riportata in Fig. 3 e comprende quindi

complessivamente:

1. Modulo fotovoltaico

2. Sistema di immagazzinamento dellenergia

3. Convertitore dc/dc

4. Inverter

5. Sistema di isolamento dalla rete

6. Filtro (solitamente LCL)

7

Le caratteristiche tensione/corrente e tensione/potenza a temperatura costante sono

riportate nella figura seguente:

Come si pu vedere dallimmagine le caratteristiche sono influenzate dalla radianza e vi un

determinato punto di funzionamento definito MPP (Maximum Power Point) in cui possibile

estrarre la massima potenza disponibile in funzione della radianza; nelle applicazioni

fotovoltaiche dunque si rende necessaria la presenza di un dispositivo definito MPPT

(Maximum Power Point Tracking) per linseguimento istantaneo del punto di funzionamento

alla massima potenza in funzione della radianza e della temperatura. Lalgoritmo legato

allMTTP viene implementato generalmente nelle logiche di controllo del convertitore DC-DC

Boost necessario a sua volta per adattare la tensione di uscita del pannello entro un range di

valori ottimali per il funzionamento dello stadio successivo che linverter.

Si suppone inoltre che le unit di GD siano dotate di sistemi di accumulo interfacciati mediante

uno stadio bidirezionale a convertitori statici ovvero come mostrato in figura Fig.4:

Fig. 4 Schema di DG per evitare variazioni di disponibilit

8

In questo modo il sistema di accumulo pu far fronte alle variazioni nella disponibilit della

sorgente energetica aleatoria.

Eolico

Gli impianti eolici si basano sulla conversione dellenergia posseduta dal vento in energia

meccanica grazie allutilizzo delle turbine eoliche. Queste macchine possono essere dotate o

no di elettronica di potenza, nel primo caso sono generalmente connesse a generatori sincroni

a magneti permanenti (MPSG) che ruotano a velocit dellordine degli 80000 RPM, per cui si

rende necessaria linterconnessione alla rete elettrica mediante due stadi a convertitori statici,

uno di raddrizzamento da alta frequenza a DC e laltro di generazione a frequenza di rete

mediante uno stadio inverter, possiamo vedere lo schema nella figura Fig.5.

Fig. 5 Turbina eolica fornita di MPSG

Nel secondo caso la maggior parte di queste topologie usano un generatore a gabbia di

scoiattolo (Squirrel-Cage Induction Generator) che direttamente connesso con la griglia,

9

tuttavia necessario inserire nello schema anche un soft starter per evitare correnti

inattese durante lavvio. Inoltre necessario anche un capacitore per compensare la

potenza reattiva necessaria allimpianto. Lo schema della struttura della macchina senza

elettronica di potenza mostrato in figura Fig. 6.

Fig.6 Turbina eolica con meccanismo SCIG

Generatore Diesel

I motori a combustione interna convertono lenergia chimica contenuta nei combustibili

in energia meccanica attraverso la combustione; essi possono essere del tipo a

compressione o del tipo ad accensione mediante scintilla. Lenergia meccanica viene poi

convertita in energia elettrica mediante macchine elettriche rotanti, tipicamente

macchine sincrone o asincrone collegate direttamente alla rete elettrica.

ii. ESS:

I sistemi di immagazzinamento dellenergia (Energy Storage Systems) rendono possibile

lintegrazione su larga scala delle risorse di energie rinnovabili. Ununit di

immagazzinamento pu fornire funzionalit pari a quelle di un generatore sincrono

assorbendo temporaneamente i dislivelli tra domanda e potenza generata, specialmente

in una microgriglia elettronica a bassa inerzia di potenza. La stabilizzazione del sistema pu

essere effettuata fornendo un controllo di tensione/frequenza in uno schema a caduta.

10

2 Il controllo delle Microgrids

2.1 Caratteristiche di un sistema di controllo

Controllo degli output: I valori in uscita di tensione e corrente dei vari DER devono seguire i loro valori di

riferimento e devono essere controllate le oscillazioni.

Bilancio della potenza: Le unit DER nella microgriglia devono essere in grado di colmare improvvisi squilibri

de potenza attiva mantenendo la frequenza e la tensione in range accettabili.

DSM(Demand Site Management): Dove applicabili, devono essere progettati meccanismi DSM in modo da includere nella

capacit di controllo anche una porzione di carico. In aggiunta, per lelettrificazione

delle comunit remote con risorse di energia rinnovabili, la partecipazione attiva della

comunit pu essere utile al fine di progettare strategie DSM per migliorare il controllo

del carico/frequenza [24][25].

Dispaccio economico: Un dispaccio appropriato delle unit DER pu ridurre costi operazionali oppure

aumentare i profitti. Devono essere anche essere fatte considerazioni sullaffidabilit

del dispaccio delle unit, specialmente in modalit stand-alone.

Passaggio tra i modi di operazione: Una caratteristica richiesta nelle microgriglie labilit di funzionare in entrambe le

modalit stand-alone o grid-connected e di avere una transizione smooth tra di esse.

Per ogni modalit possiamo definire diverse strategie di controllo, come anche un

algoritmo di identificazione della modalit stand-alone in modo da regolare di

conseguenza le strategie di controllo [26].

11

Nellambiente delle microgriglie caratterizzato da frequenti cambiamenti nella topologia, le

caratteristiche desiderate nei controllori sono robustezza ed adattabilit. Anche la

disponibilit delle misurazioni e la comunicazione lo sono. Lutilizzo di una struttura gerarchica

di controllo risulta interessante date le diverse costanti temporali coinvolte, incluse le

dinamiche molto veloci nel controllo delle uscite e le dinamiche pi lente del dispaccio

economico.

2.2 Obbiettivi nel controllo e nella protezione di una microgriglia

Gli obbiettivi pi importanti nella protezione e nel controllo di una microgriglia sono:

Flussi di potenza bidirezionali: Mentre gli alimentatori di distribuzione erano inizialmente progettati per un flusso di

potenza unidirezionale, lintroduzione delle unit di generazione distribuite a basso

voltaggio pu causare uninversione del flusso di potenza e portare complicazioni nella

coordinazione della protezione, pu portare errori nella distribuzione della corrente e

pu creare modelli indesiderati di flussi di potenza.

Problemi di stabilit: Potrebbero emergere oscillazioni locali dallinterazione dei sistemi di controllo delle

unit DG e ci richiede unanalisi della stabilit dei piccoli disturbi. Inoltre richiesta

lanalisi della stabilit del transitorio al fine di assicurare una transizione senza

discontinuit tra la modalit di funzionamento connessa alla griglia e quella a isola.

Modellistica: Quando si genera il modello di un sistema di potenza a livello di trasmissione si

considerano carichi a potenza costante, linee di trasmissione prevalentemente

induttive e condizioni bilanciate trifasiche. Tuttavia queste non sono necessariamente

12

valide anche per le microgriglie, di conseguenza il modello necessita di una

rivisitazione.

Bassa inerzia: Al contrario dei sistemi di alimentazione di massa nei quali lelevato numero di

generatori sincroni assicura unelevata inerzia, le microgriglie potrebbero essere

caratterizzate da bassa inerzia specialmente se c unelevata condivisione di potenza

interfacciata elettronicamente con le unit DG. Tuttavia quest interfaccia potrebbe

accrescere le performance del sistema dinamico, la bassa inerzia nel sistema pu

portare a deviazioni di frequenza nelle operazioni stand-alone se non stato

implementato un buon meccanismo di controllo.

Incertezza: Le microgriglie richiedono un certo livello di coordinazione tra i diversi DER. Questa

coordinazione diventa pi difficile da realizzare nelle microgriglie isolate, dove il

bilancio richiesta-fornitura e la percentuale di fallimento solitamente elevata

richiedono la loro risoluzione tenendo conto dellincertezza dei parametri come il

profilo di caricamento e le condizioni climatiche. Questa incertezza pi alta che nei

sistemi di alimentazione di massa a causa del numero ridotto di carichi e delle

variazioni di risorse di energia disponibili.

2.3 Variabili controllate

Le variabili principali usate per controllare le operazioni di una microgriglia sono: voltaggio,

frequenza, potenza attiva e potenza reattiva.

Nella modalit di funzionamento grid-connected la frequenza nelle microgriglie e il voltaggio

nel PCC (point of common coupling) sono determinate principalmente dalla host grid. Il ruolo

principale nel controllo della microgriglia in questo caso di adattare sia la potenza attiva e

reattiva generate dalle unit DER sia la richiesta di carico (di rifornimento). Limmissione di

13

potenza reattiva delle unit DER pu essere usata per la correzione del fattore di potenza, per

il supplemento di potenza reattiva o per il controllo della tensione nel corrispondente PC. In

questa modalit la host utility potrebbe non permettere la regolazione o il controllo della

tensione attraverso le unit DER in prossimit del PCC al fine di evitare linterazione con le

stesse funzionalit fornite dalla griglia [21].

Nella modalit di funzionamento isolata la microgriglia opera come unentit indipendente.

Questa modalit di funzionamento molto pi significativa di quella a griglia connessa perch

lequilibrio critico richiesta-fornitura richiede limplementazione di meccanismi di condivisione

del carico molto accurati per bilanciare improvvisi cali di potenza attiva. Tensioni e frequenze

della microgriglia non sono pi sostenute dalla griglia principale (host) e devono essere

controllate dalle diverse unit DER. Il bilanciamento di potenza assicurato sia da controllori

locali che utilizzano misure locali, sia da un controllore centrale che comunica valori

appropriati ai controllori locali (controllori primari) di unit DER differenti e ai carichi

controllabili. Lobbiettivo principale di questo meccanismo di assicurare che tutte le unit

contribuiscano a fornire il carico in una maniera specificata precedentemente. Una

discrepanza (mismatch) di un minuto nellampiezza, nellangolo della fase o nella frequenza

nella tensione in uscita di qualsiasi unit del gruppo pu portare ad una corrente ad alta

tensione. Questo problema stato ampiamente discusso nella letteratura e alcuni schemi di

controllo proposti per risolvere il problema sono discussi in [27]-[31]. Un possibile approccio

per risolvere questo problema inserire un inverter che opera come unit master e che regola

la tensione nella microgriglia [32]. Questa unit DER pu essere gestita come un generatore

sincrono con le classiche caratteristiche di caduta di tensione/potenza reattiva, mentre le altre

unit DER rimanenti immettono potenza attiva e reattiva a seconda dei valori imposti dal

controllore secondario [33].

2.4 I due approcci principali

Si possono identificare due approcci differenti nel controllo di una microgriglia:

14

Un approccio totalmente centralizzato e uno decentralizzato. Quello centralizzato si basa sui

dati raccolti in un controllore centrale dedicato che determina le azioni di controllo per tutte

le unit ma questo richiede unottima comunicazione tra questultimo e le unit controllate.

In quello decentralizzato ogni unit gestita da un controllore locale che riceve solo

informazioni locali e che quindi non a conoscenza delle altre azioni di controllo degli altri

controllori e delle variabili globali del sistema. I sistemi di potenza interconnessi generalmente

coprono una vasta area geografica, rendendo non realizzabile limplementazione di un

controllo totalmente centralizzato a causa dellintensa comunicazione e della complessit di

calcolo necessarie. Allo stesso tempo anche un approccio di controllo totalmente

decentralizzato non possibile a causa della forte dipendenza delle operazioni delle varie

unit nel sistema, che richiedono un minimo livello di coordinazione e quindi non possono

essere realizzate da singoli controllori locali.

Un compromesso tra i 2 approcci di controllo discussi precedentemente uno schema di

controllo gerarchico (Fig.7) che consiste in tre livelli di controllo: primario, secondario e

terziario. Questi livelli di controllo differiscono in tempi di risposta nei quali operano e richieste

dellinfrastruttura (es. richieste di comunicazione).

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Fig.7 Struttura del controllo gerarchico

3 Il controllo gerarchico

3.1 Il controllo primario

Conosciuto anche come controllo locale o controllo interno il primo livello della gerarchia di

controllo ed ha i tempi di risposta pi veloci. Si basa esclusivamente su misure locali e non

richiede comunicazioni. Considerati i requisiti di velocit e affidabilit sulle misure locali, sul

riconoscimento di modalit stand-alone e controllo delloutput e dellequilibrio della potenza

possiamo includere nella categoria del controllo primario anche [19,20,22]. Nei generatori

sincroni il controllo delloutput dellinverter e la condivisione della potenza sono gestiti dal

regolatore di tensione e dallinerzia delle macchine stesse. Il cotrollo primario deve gestire due

funzionalit: controllo della potenza condivisa e controllo delloutput dellinverter. Il

controllore della potenza distribuita responsabile delladeguata condivisione della potenza

attiva e reattiva in caso di mancanze nella microgriglia, il controllore delloutput dellinverter

regola le tensioni e le correnti in uscita[19,20,32,54,55]. Questultimo solitamente consiste in

un loop esterno per la regolazione della tensione e in un loop interno per la regolazione della

16

corrente. La distribuzione della potenza effettuata senza bisogno di comunicazione usando

i controllori sullabbassamento di potenza attiva/frequenza e di potenza reattiva/tensione che

emulano le caratteristiche dellandamento (abbassamento) di un generatore sincrono[56].

Modello dellinverter:

Linverter un convertitore DC/AC. Per quasi tutte le sorgenti da fonte rinnovabile, gli inverter

a tensione impressa VSI (Voltage Source Inverters) giocano un ruolo importante nel sistema

che interfaccia le sorgenti al sistema di alimentazione AC. Linverter prevede dei moduli switch

controllati per convertire la tensione DC in una tensione duscita trifase AC, che pu essere

regolata in frequenza e ampiezza.

Interfaccia dellinverter con la rete Diagramma fasoriale delle correnti e delle tensioni in uscita dallinverter

Fig.8 Modello switching dellinverter

In Fig.8 possiamo vedere il modello switching dellinverter che quello pi usato nella gestione

delle fonti di energia rinnovabili. Gli interruttori sono comandati con la tecnica di modulazione

PWM sinusoidale menzionata in questa tesina. Per avere tensioni duscita trifase equilibrate

in un inverter PWM, una tensione con forma donda triangolare vtri e valore massimo Vtri,

17

detta anche portante, confrontata con tre tensioni sinusoidali di controllo vCa, vCb , vCc che

sono tra loro sfasate di 120 e il loro valor massimo VCa, VCb, VCc, come si vede nella Fig. 9

in basso.

Fig.9 Tensione portante e tensioni di controllo sinusoidali

vCa, vCb , vCc sono anche dette forme donda modulanti. In base al confronto tra questi due

segnali vengono comandati gli switch dellinverter. Ovvero quando vCa > vtri chiuso lo switch

Ta+ e aperto lo switch Ta-, mentre quando vCa < vtri chiuso lo switch Ta- e aperto lo switch

Ta+. Lo stesso criterio usato per comandare gli switch degli altri due rami dellinverter relativi

alla fase b e c. La frequenza dellonda triangolare anche la frequenza di commutazione degli

switch, ed anche detta frequenza portante.

La potenza attiva e quella reattiva

i. Controllo dellOutput dellinverter:

Un quadro generale dei controllori delloutput dellinverter descritto in [54][64] nei quali i

controllori sono categorizzati in base al loro reference frame: sincrono (dq), stazionario() e

naturale(abc). Il reference frame sincrono associato a variabili DC e a controllori PI. Il

reference frame stazionario associato con variabili sinusoidali e controllori Proportional

Resonant (PR). Il reference frame naturale utilizza controllori PI, PR e isteresi[54].In Fig.10

vediamo lo schema di controllo delloutput dellinverter con sistema di riferimento sincrono

dq.

18

Fig.10 Schema di controllo dellinverter con sistema di riferimento sincrono

Tipicamente il controllo delloutput dellinverter consiste in un loop esterno per la regolazione

della tensione e in un loop interno per la regolazione della corrente. Un approccio tradizionale

consiste nellutilizzare i controllori PI (vedi articoli in bibliografia 54,65,66) con ulteriore

compensazione del controllo a catena aperta per mettere alla prova le performance dei

regolatori di corrente. Linverter, nel suo funzionamento connesso in parallelo ad una rete,

necessita di un sistema di riconoscimento della tensione di rete, che sia correttamente

funzionante ed affidabile in ogni condizione operativa del sistema. A questo scopo sono stati

sviluppati sistemi di aggancio in fase con la tensione di rete, dedicati ai sistemi trifase, che

sono stati denominati TPLL (Three Phase Locked Loop). L'output generato dal TPLL la

posizione r del sistema di riferimento rotante definito secondo la rappresentazione di Park.

Lo scopo del loop di regolazione quello di far s che l'angolo r sia il pi vicino possibile

all'angolo di fase del vettore di spazio corrispondente alla fondamentale di sequenza positiva

della tensione di rete.

Metodi di controllo multivariabile sono discussi in [68,69] per testare la risposta dinamica

della microgriglia e assicurare una robusta stabilit evitando incertezza nei parametri di carico

dovuta a carichi non lineari. La ricerca sul controllo multivariabile focalizzata sulla

regolazione della tensione in una microgriglia dove c una singola unit DG con il suo carico

RLC dedicato, nella quale i parametri di carico sono perturbati attorno ai loro valori nominali

[68] oppure allinterno di range specifici[69].

19

ii. Controllo della potenza condivisa

Questo controllo pu essere diverso a seconda se viene utilizzato il modello della caduta di

potenza o meno e si occupa di gestire la potenza attiva immessa nella griglia e la potenza

reattiva trasferita tra le unit DG e la griglia.

1. Metodi basati sul modello della caduta di potenza (Droop-Based Methods)

La tecnologia droop, a seguito di una perturbazione, consente di pervenire ad un nuovo

punto di funzionamento vicino a quello iniziale per il quale si ha il ripristino dei livelli di

tensione e frequenza ma per il quale le iniezioni di potenza attiva e reattiva presso i nodi di

generazione sono non pi ottimizzati.

Questi metodi derivano dal principio dellequilibrio della potenza di un generatore sincrono in

sistemi di potenza interconnessi. Uno squilibrio tra la potenza meccanica immessa dal

generatore e la potenza attiva in uscita causa una variazione nella velocit del rotore ovvero

provoca una variazione di frequenza. In modo simile una variazione della potenza reattiva in

uscita significa una deviazione nella magnitudine della tensione.

I droop sono caratteristiche di regime permanente e rappresentano il luogo in cui sono

obbligati a stare i punti di funzionamento a regime permanente dei generatori statici; durante

le dinamiche per le traiettorie varieranno rispetto a queste caratteristiche. Esistono due

tipologie di droop, quella di tensione versus potenza reattiva (droop Q-V) e quella di frequenza

versus potenza attiva (P-):

0=*-Kp(P0-P*)

V0=V*-KQ(Q0-Q*)

dove * e V* corrispondono ai valori nominali di frequenza e tensione rispettivamente, 0 e

V0 corrispondono alla frequenza e alla tensione misurate in uscita al sistema di generatori di

20

potenza (DG system). Vale lo stesso discorso per P e Q ovvero P* e Q* sono i set point di

potenza attiva e reattiva di * e V*.

I coefficienti Kp e Kq indicano i coefficienti di caduta (pendenza delle equazioni) e sono

Kp = (max- min) / Pmax

Kq= (Vmax-Vmin) / Qmax

Gli schemi di caduta convenzionali P- e Q-V sono mostrati in Fig.10

Fig. 10 Schemi di caduta di potenza attiva e reattiva

dove min e Vmin corrispondono rispettivamente ai minimi valori accettabili della frequenza e

della tensione in uscita.

Lo schema di controllo necessita dunque di regolatori per lannullamento dellerrore tra le

grandezze misurate e i riferimenti generati dallo schema appena descritto che solitamente

sono regolatori PID.

Un approccio differente proposto in [77]-[79], dove la potenza attiva controllata utilizzando

la tensione in uscita e la potenza reattiva controllata utilizzando la frequenza in uscita, che

esattamente il contrario di quello che succede nel controllare un generatore sincrono. Il

controllo proposto basato sul modello dinamico di un VSI che mostra la dipendenza tra

potenza reattiva e frequenza e tra potenza attiva e tensione in uscita.

21

Il vantaggio principale di questo tipo di controllo che elimina il bisogno di comunicazione e

lazione di controllo solamente basata su misure locali. Questa caratteristica di controllo da

pi flessibilit nel senso che fin quando lequilibrio tra domanda e fornitura pu essere

mantenuto non c interdipendenza tra controllori locali ovvero ad esempio il controllore

attua la sua azione di controllo solo basandosi sulle misurazioni locali e sulle caratteristiche di

caduta. Tuttavia questo metodo ha i suoi svantaggi, vedi [50][78][80][81]:

-Impossibilit di fornire unaccurata quantit di potenza tra le unit DER a causa dellincertezza sullimpedenza in uscita

- Impossibilit di imporre una frequenza fissa al sistema indipendente dalle condizioni di carico del sistema

-Impossibilit di utilizzo da parte di carichi non lineari

Risultati di particolare interesse sono stati descritti in [65] nel quale unanalisi degli autovalori

di un modello linearizzato della microgriglia mostra che piccoli moti oscillatori associati con i

loop dei controllori di caduta presentano importanti variazioni con cambiamenti delle

condizioni di funzionamento del sistema. Inoltre i fattori di damping dei moti oscillatori si

spostano a valori pi bassi quando loutput di potenza attiva delle unit DG viene

aumentata[65][82]. Metodi di controllo a caduta modificati sono stati proposti per evitare

questi problemi. In [76] stato usato un loop di restore della frequenza per mantenere la

frequenza del sistema al suo valore nominale. In [83] stata introdotta una resistenza virtuale

sulloutput per realizzare la condivisione automatica della potenza armonica e ridurre le

oscillazioni. Per risolvere problemi dellinacuratezza della condivisione della potenza e

problemi nellaccoppiamento della potenza attiva/reattiva nelle reti di distribuzione, al loop di

controllo aggiunta unimpedenza induttiva virtuale sulluscita [79][84][85]. Nellarticolo [71]

le variabili P e Q sono trasformate in variabili virtuale P e Q per disaccoppiare la potenza

attiva e reattiva nelle microgriglie con un ratio X/R basso. Tuttavia dallutilizzo di questo

metodo la potenza virtuale stata controllata direttamente, ma la condivisione di potenza tra

unit DG diverse stata compromessa. In [86] questo problema risolto facendo la

22

trasformazione ortogonale dal frame V-omega a un frame virtuale V-omega. La descrizione

di queste strategie presente in [67][70].

Una funzione di caduta adattativa descritta in [65] ed utilizzata al fine di preservare la

stabilit del sistema in differenti condizioni di carico. Uno schema di controllo gerarchico

proposto in [50] per mettere alla prova la flessibilit e lespansivit delle microgriglie droop-

based. Lo schema di controllo include un controllore primario a caduta, un loop di controllo

secondario per riportare tensione e frequenza ai loro valori originali dopo i cambiamenti del

sistema e un controllo terziario per regolare il flusso di potenza tra la microgriglia e la griglia

esterna. Per ottenere robustezza, in [66] i controllori degli inverter sono basati su un

controllore L1 robusto e i coefficienti di caduta sono ottimizzati utilizzando il Particle Swarm

Optimization (PSO). In [88] proposto il drooping della tensione dellinverter invece della sua

frequenza in modo da ottenere risultati migliori nel transitorio, tuttavia per misurare il fasore

richiesto un segnale sincronizzato. Il problema del controllo delle microgriglie con carichi

non lineari descritto in [89][92] nei quali la condivisione della potenza avviene grazie al droop

control e la reiezione delle armoniche avviene per merito del controllore primario. Una

strategia nella gestione della potenza attiva (caduta P-) e tre strategie nella gestione della

potenza reattiva (caduta V-Q, regolazione della tensione e correzione dei fattori di potenza)

sono proposte in [76][95]. Tuttavia questi articoli non presentano il processo decisionale per

cui sono state scelte queste strategie, che dovrebbe considerare le prestazioni di tutta la

microgriglia, caratterizzate dalla struttura del mercato e dalla stabilit della microgriglia.

Altre considerazioni nel design del controllo della distribuzione della potenza possono essere

fatte quando sono presenti nella rete altri tipi e altre configurazioni di sistemi DER.

Dipendentemente dallammontare di energia disponibile nei sistemi di immagazzinamento e

dalle variabili temporali di ogni risorsa di energia, la condivisione della potenza mancante tra

le unit differenti devessere diversa per ogni scala temporale differente.

23

2. Metodi non basati sul modello della caduta di potenza (non Droop-Based Methods)

I seguenti metodi di controllo vedono il controllo primario di una microgriglia multi-DER da

una prospettiva centralizzata:

Un controllore centralizzato proposto in [93][96], dove il carico di corrente totale

misurato e trasmesso da un controllore centrale. Successivamente si determina il

contributo di ogni unit e vengono inviati a queste ultime i set point della corrente di

riferimento in uscita. Un loop esterno controlla in contemporanea la tensione del

sistema. In questo controllore la comunicazione cruciale e una sua interruzione porta

al collasso del sistema.

Larticolo [32] propone una strategia di controllo master-slave nella quale ununit DG

dominante ha il compito di mantenere la tensione del sistema e nella quale altre unit

soddisfano la domanda. Pi a lungo mantenuto lequilibrio tra il carico i generatori

pi questo metodo flessibile nelle connessioni e le disconnessioni di unit DER.

Tuttavia la presenza di ununit DG dominante cruciale.

Fig.11 Schema di controllo SM proposto in [32]

Questo in Fig.11 lo schema per un controllo single-master nel quale viene utilizzato un

singolo VSI (Voltage Source Inverters) con caratteristiche di frequenza/potenza attiva e

24

tensione/potenza reattiva gi impostate dal MGCC. La tensione VDC la risorsa di energia

primaria che carica i dispositivi di immagazzinamento dellenergia singoli oppure collegati a

altre unit DG. Comunque sia il MGCC (Microgrid Central Controller descritto pi avanti nella

tesina) pu modificare i profili di generazione della potenza del VSI oppure pu definire nuovi

set point degli inverter PQ per le risorse controllabili connesse alla griglia.

Questo approccio utilizzato soprattutto per controllare micro reti che passano dal

funzionamento grid connected a quello isolato.

Nellarticolo [32] inoltre stata fatta una simulazione utilizzando il seguente schema della

microgrid (Fig.12):

Fig.12 Schema della microgrid usata nella simulazione

Descriviamo solo il caso in cui il sistema di controllo sia implementato in modalit Single

master operation ed il passaggio in servizio isolato sia causato da evento di guasto sulla rete a

monte, dunque senza la possibilit di scollegare precedentemente i carichi non preferenziali.

La situazione prevede un carico interno alla micro grid di 80 kW e una generazione di 50 kW.

Un evento di guasto accade a t=10s con conseguente isolamento 100 ms dopo. La grande

discrepanza fra alimentazione disponibile e carico provoca una iniziale disconnessione di

25

carichi controllati, che poi vengono riconnessi progressivamente man mano che la regolazione

riporta la frequenza al valore nominale.

Vediamo ora landamento delle grandezze del sistema (Fig.13 e Fig.14):

Fig.13 Andamento della frequenza di rete

Dalla simulazione vediamo come il sistema riesca a riportare la frequenza al valore nominale

dopo il passaggio in servizio isolato, anche in presenza del transitorio dovuto alla differenza

fra generazione e carico.

Fig. 14 Andamenti di P e Q erogate dallunico VSI

In questi grafici interessante osservare come la disconnessione e conseguente riconnessione

dei carichi controllati aiuti la regolazione e influenzi lerogazione di potenza da parte del VSI

man mano che la frequenza si riavvicina alla nominale. Durante le riconnessioni il carico

aumenta a gradino e il VSI deve soddisfare la variazione istantanea di richiesta mentre il set

point del PQ viene variato lentamente dal sistema centralizzato di controllo.

Un metodo per il controllo della tensione e della condivisione della potenza tra diverse unit

DER parallele descritto in [60]. Questo metodo usa una comunicazione a poca banda per

26

ottenere una condivisione della potenza e controllo della tensione attraverso un controllore

centrale.

Uno schema di controllo della tensione e condivisione della potenza proposto in [97] nel

quale ununit DG controlla la tensione del PCC usando un loop di controllo innestato e il resto

controllato in modalit controllo di corrente (current control mode).

3.2 Controllo secondario

Anche chiamato EMS (Energy Managment System) responsabile dellaffidabilit, della

sicurezza e del dispendio economico delle operazioni in una microgriglia, sia che questa

funzioni in modalit stand-alone che in modalit grid-connected. Questo compito diventa

particolarmente impegnativo in caso di microgriglie isolate a causa della presenza di risorse di

energia variabili nelle quali la frequenza di aggiornamento delle unit che forniscono energia

dovrebbe essere alta abbastanza da bilanciare improvvisi cambiamenti di carico e generatori

non dispacciabili. Lobbiettivo dellEMS trovare lottima unit committente (UC-unit

committent) e lottimo dispaccio delle unit DER disponibili. La tensione permanente e la

deviazione di frequenza prodotte dal controllo primario possono essere rigenerate dal

controllo secondario.

Possono essere identificati due architetture del controllore: quella centralizzata e quella

decentralizzata. Il controllo secondario il livello gerarchico pi alto nelle microgriglie che

operano in modalit stand-alone e opera in un time frame pi lento rispetto al controllo

primario in modo da ridurre la banda di comunicazione usando misure campionate delle

variabili nella microgliglia e in modo da dividere il controllo primario da quello secondario,

ridurre la banda di comunicazione usando misure campionate delle variabili delle microgriglie

e fornire pi tempo per i calcoli complessi. Lestensione geograficamente limitata tipica delle

27

microgriglie facilita le comunicazioni attraverso semplici protocolli standard[59], che

necessitano di una poca banda e solo per parametri che cambiano lentamente come ad

esempio i set points per la potenza reale e reattiva [60]. In accordo con liniziativa di Galvin

sullelettricit [61] richiesto un controllore centrale per assicurare che il funzionamento del

sistema di alimentazione sia senza interruzioni durante i disturbi pi grandi come una

transizione dalla modalit di funzionamento grid-connected a quella stand-alone.

Nellapproccio proposto il controllore master responsabile di ottimizzare economicamente

la microgriglia (nelle situazioni in cui possibile, ovvero non in modalit di funzionamento di

emergenza oppure non quando connessa alla griglia principale) e mantenere affidabile e

sicuro il funzionamento della griglia.

Il controller MC migliora linterfacciamento delle unit di micro-generazioni con la Micro Grid.

Per esempio, esso utilizza le informazioni locali per il controllo della tensione e della frequenza

della Micro Grid in situazione transitoria (da funzionamento normale a isolato), e ottimizza la

risposta alla domanda di energia prodotta dalle micro-generazioni. I controller LC vengono

installati nei carichi controllabili permettendo la gestione dei carichi direttamente dalle

richieste inviate dal MGCC. Il controller MGCC ha lo scopo di ottimizzare le operazioni della

Micro Grid. Valutando i prezzi di mercato dellelettricit e dei gas il controller MGCC determina

la quantit di energia che la Micro Grid deve richiedere al sistema di distribuzione

ottimizzando cos la produzione locale. Lottimizzazione avviene mandando segnali di

28

controllo ai controller MC e LC. A livello di mercato il MGCC rappresenta un fornitore di servizi

sullenergia che lavora per gli interessi di una o pi Micro Grids; organizza la fornitura di

energia valutando i prezzi di mercato, lapporto delle microgenerazione, i carichi esterni.

Lapproccio di controllo secondario centralizzato si basa sulle operazioni svolte da un

controllore centrale, mentre quello decentralizzato abilita linterazione delle varie unit

allinterno della microgriglia in modo da facilitare il processo decisionale a distribuzione.

Lutilizzo di un approccio centralizzato abilita limplementazione di routine online di

ottimizzazione, grazie al fatto che tutte le informazioni rilevanti sono concentrate in un unico

punto e allo stesso momento.

Dallaltro lato lapproccio decentralizzato facilita lannessione alla rete di nuove unit DER

senza necessit di cambiare le impostazioni del controllore, ma ha allo stesso tempo difficolt

nel gestire operazioni di microgriglie che necessitano un alto livello di coordinazione. In

generale lapproccio centralizzato pi adatto per microgriglie isolate con infrastruttura fissa

e un equilibrio critico di domanda-fornitura, mentre lapproccio decentralizzato pi adatto

per microgriglie grid-connected, con un numero variabile di unit DER connesse. Ma vediamo

nel dettaglio i singoli approcci di controllo.

29

i. Approccio centralizzato

In una strategia di controllo centralizzato lMGCC ottimizza gli scambi di potenza fra microgrid

e rete a monte con lobiettivo di massimizzare la produzione locale in rapporto ai prezzi di

mercato e ai vincoli per la sicurezza della rete. Il controllo raggiunto impostando set point

alle unit di accumulo e generazione diffusa e ai carichi controllabili interni alla micro grid.

Il MGCC prende decisioni in tempi prestabiliti (es. ogni 15 minuti prende decisioni per la

successiva ora). I controllori locali (LC) dei generatori inviano regolarmente al MGCC

informazioni riguardanti il proprio livello di produzione, mentre i LC dei carichi pongono

richieste in base alla potenza istantanea necessaria al carico. In base allandamento del

mercato il MGCC considera:

Richieste di DER e carichi

Prezzi di mercato

Vincoli di sicurezza della rete

Previsioni di domanda da parte dei carichi e previsioni meteo per la produzione da

rinnovabili

E tramite un conseguente processo di ottimizzazione decide:

Set point per il livello di produzione da parte dei generatori e di erogazione da parte

degli accumulatori

30

Set point per la richiesta da parte dei carichi controllati ed eventuale esclusione dei

carichi non preferenziali In base al conseguente segnale di ritorno del MGCC i

controllori locali regolano il proprio set point e preparano la richiesta per il successivo

periodo di controllo

Consiste in un controllore che ha note: le informazioni di ogni unit DER e ogni carico collegati

alla microgriglia, le informazioni dal sistema metereologico e le informazioni della rete stessa

(come ad esempio la modalit di funzionamento, le funzioni di costo, i parametri della rete e

le sue caratteristiche tecniche), in modo da determinare unappropriata unit committente

(UC- Unit Committment) e distribuire le risorse a seconda degli obbiettivi prefissati. Il

controllore centrale pu prendere decisioni calcolando online loperazione ottima oppure

prendendo informazioni da database aggiornati continuamente o anche facendo calcoli

offline. Unapplicazione pratica di questo approccio dimostrata in [11].

La struttura generica di un controllo secondario di questo tipo mostrata in figura, nella quale

le variabili in input possono includere:

- Output previsto dei generatori non dispacciabili per i consecutivi N periodi. - Carichi locali previsti per i consecutivi N periodi - Stato di carica dellESS - Limiti operazionali dei generatori dispacciabili e dellESS - Vincoli di sicurezza e affidabilit della microgriglia. - Stato delle interconnessioni dellutility grid - Previsione dei prezzi dellenergia nella griglia

31

Le variabili in uscita dal controllore secondario sono i valori di riferimento del controllore

primario (per esempio la potenza in uscita e/o la tensione del terminale) per ogni unit DER

dispacciabile, insieme alle variabili decisionali per controllare i carichi per lo spostamento della

potenza.

Esempio di architettura CEMS proposta negli articoli A Centralized Optimal Energy

Management System for Microgrids e A seeded memetic algorithm for large Unit

Commitment problems.

La previsione di carico, Load forecasting, legata all'individuazione di un possibile diagramma

di carico per la giornata o il mese, che sia il pi possibile aderente alla realt. Questo blocco si

32

occupa di prevedere i valori della potenza in uscita dalle risorse di energia e di prevedere il

carico totale richiesto dalla microgriglia. Fornisce previsioni ad alta frequenza (nellarco di

pochi minuti su un orizzonte di diverse ore) al blocco Multi-Stage ELD (Economic Load

Dispatch) e previsioni a frequenza pi bassa (nellordine di 30-60 minuti su un orizzonte di 10

ore) al blocco Unit Commitment.

Il dispacciamento ELD, per la suddivisione ottimale del carico complessivo fra il set di generatori individuato. Per l'analisi del dispacciamento si deve disporre:

Della curva dei costi del combustibile, ovvero della curva ingresso-uscita dei gruppi. Generalmente queste curve non sono n lineari n continue ma sono `bene' approssimate da funzioni quadratiche:

Se CnProduzione una funzione quadratica, allora la curva dei costi incrementali sar

lineare:

Della curva di carico prevista Dei vincoli di massima/minima potenza dei singoli gruppi

La funzione obbiettivo sar:

Dove N individua i gruppi tra cui si deve suddividere la potenza.

Variabili: Ptn

Vincoli:

Sul carico: = + 0=1 Sulle capacit dei gruppi: PtnMin PtnPtnMax

Nel lavoro qui riportato si ipotizzato che la curva dei costi di produzione ad un unico step

ed lineare:

33

CnProduzione(Ptn)=Costi in assenza di carico + Costi incrementali*Ptn

Quindi per ricavare i costi incrementali consideriamo:

() = () = +

Si impone che il complessivo sia pari a Kn per ogni n e in corrispondenza di questo valore si

va ad effettuare il dispacciamento per le diverse configurazioni tenendo conto dei limiti di min-

max potenza erogabile dalla configurazione. In questo modo otteniamo le potenze che ogni

gruppo deve erogare e di conseguenza anche i costi associati a quel gruppo.

Lo Unit Commitment (programmazione dellesercizio), che individua il set ottimale di

generatori atti a soddisfare il carico previsto. Il problema dello Unit Commitment deve quindi

soddisfare diversi vincoli:

Vincoli di massima e minima potenza erogabile dal generatore

Vincoli sulla riserva rotante e sulla sua dislocazione nella rete. Tali vincoli tengono in

considerazione il fatto che si pu vericare un guasto e conseguentemente a questo,

una messa fuori servizio di una unit: si deve essere, per, in grado di soddisfare lo

stesso la domanda. Questo possibile se vi un numero su-ciente di gruppi che

lavorano al di sotto della loro potenza massima

Vincoli di minimum updown time, legati al minimo tempo che un gruppo deve

rimanere acceso dopo essere stato avviato (tUp) e al minimo tempo che un gruppo,

messo fuori servizio, deve rimanere spento (tD), rispettivamente.

Vincoli di transizione, legati ai costi di passaggio dalla configurazione di accensione a

quella di spegnimento e viceversa. Il vincolo di transizione da configurazione off a on

(vincolo di avviamento) a sua volta dipendente dal tipo di avviamento e dal regime

termico della caldaia. Per esempio, si pu esprimere il costo legato a tale vincolo

34

tramite una funzione esponenziale decrescente dipendente dal tempo di fuori servizio

della caldaia (Toff):

Dove Cn0 esprime il costo di avviamento da una partenza da freddo e Cn1 esprime i costi

legati al personale.

Vincoli sulla velocit massima di variazione di potenza

Vincoli legati alla gestione del personale

Vincoli sui combustibili legati ai costi

Si ipotizza di dover gestire N gruppi termoelettrici in un intervallo di tempo [0, T] suddiviso in

K parti. Si avranno cos (2N 1) configurazioni possibili e (2N 1)K percorsi possibili che

portano dall'istante 0 all'istante T. Il problema, quindi, pu essere analizzato ricercando il

percorso a costo minimo da 0 a T. Le variabili del problema sono:

Xi(k) sia la configurazione i delle (2N 1) possibili al passo k [0, T] e sia {xn(k)}i

l'insieme dei gruppi on alla configurazione i;

Ptn(k) sia la potenza al passo k del gruppo n;

Pi(k) siano i costi di produzione associati alla configurazione i al passo k (per

ottenerli si deve risolvere il problema del dispacciamento associato);

Tji(k 1) siano i costi di transizione dalla configurazione j, al passo k 1, alla

configurazione i al passo k;

fij = Pi(k) + Tji(k 1) sia il costo complessivo associato al passo k passando dalla

configurazione j, del passo k 1, alla configurazione i del passo k;

35

Fi(k) = min{Xj(k1)} {Pi(k) + Tji(k 1) + Fj(k 1)} siano i minimi costi cumulativi, al

passo k per la configurazione i, dove {Xj(k 1)} l'insieme delle configurazioni

dalle quali posso provenire dal passo k 1.

In figura vengono individuati alcuni percorsi possibili che l'algoritmo deve analizzare, partendo

dalla configurazione di partenza in rosso e proseguendo analizzando tutti i percorsi possibili.

Lalgoritmo usato per risolvere il problema il seguente:

36

Sia L2 l'insieme delle strategie `buone' che si conservano (cio sono le transizioni a costo

minimo da uno stato in un determinato passo ad un altro stato al passo successivo).

Loutput di questalgoritmo quindi il percorso a costo minimo, ovvero le configurazioni

orarie da seguire per minimizzare i costi presi in considerazione (di transizione e di produzione

dellenergia associati ad ogni configurazione).

Analizziamo ora altri concetti delle architetture di controllo centralizzate:

Dispaccio ottimale

Nelle microgriglie di piccole dimensioni con un numero ridotto di generatori, il calcolo offline

delle operazioni ottimali per tutti gli scenari possibili pu essere lalternativa migliore in

termini di costo e di performance del sistema. Nellapproccio presentato in [2] tutti i possibili

37

stati operazionali sono analizzati offline e il dispaccio di energia ottimale per ogni scenario

calcolato e salvato in una tabella look-up la quale sar accessibile nelle operazioni in real-time.

Bench questo approccio produce una risposta istantanea del sistema non appena cambiano

le condizioni, il numero possibile di scenari pu diventare un problema se teniamo in

considerazione anche gli errori del sistema, oppure se i carichi termici devono essere

ottimizzati insieme ai carichi elettrici. Inoltre, la presenza di ESS nella microgriglia introduce la

dipendenza del tempo nel calcolo del dispaccio ottimale. Quindi il dispaccio ottimale non

solamente determinato da un particolare scenario di richiesta. Un approccio simile

presentato in [98] dove un ANN feed-forward con un livello nascosto aggiornato (trained)

con i risultati dell(OPF- Optimal Power Flow) per diversi scenari possibili nella microgriglia.

Tuttavia lutilizzo di un ESS in questo caso non considerato e la gestione ottimale richiede

calcoli multistage del flusso ottimale di potenza e questo incrementa di molto il numero di

scenari che possono essere considerati nel training dellANN.

Il problema del controllo della gestione dellenergia ottima nella categoria della

programmazione non lineare, quindi la funzione obbiettivo pu includere equazioni

polinomiali di secondo o pi alti ordini con qualche vincolo sullaccensione /spegnimento.

Inoltre, sono coinvolte anche variabili complesse per modellizzare le limitazioni operazionali

dei generatori o degli immagazzinatori oppure per rappresentare carichi controllabili e

decisioni. Per di pi considerare le variabili della rete (flusso di carico) aggiunge un ulteriore

grado di complessit al problema di gestione dellenergia ottimale. Per gestire e risolvere

queste problematiche sono state utilizzate tecniche euristiche inclusi algoritmi genetici[99]

[100], PSO (Particle Swarm Optimization)[101], e Ant Colony Optimization[102].

La minimizzazione dei costi operazionali totali nella modalit di funzionamento stand-alone e

la massimizzazione del ricavo (revenue) nella modalit grid-connected sono i due principali

obbiettivi nel controllo secondario. Tuttavia, alcuni approcci di controllo hanno aggiunto come

obbiettivo inoltre la riduzione di emissioni di gas Greenhouse(GHG). In questo caso il problema

di gestione dellenergia formulato come problema di ottimizzazione multi-obbiettivo e

38

risolto con tecniche differenti [103]. Le soluzioni ottimali di Pareto sono discusse in [102] [101]

attraverso lutilizzo di tecniche ACO e PSO rispettivamente, mentre una funzione obbiettivo

pesata che combina pi funzioni obbiettivo singole, insieme allutilizzo di tecniche euristiche

viene usata in [104] [105].

Offerta

Nella maggior parte dei casi del controllo secondario centralizzato, le informazioni sulle

funzioni di costo e sui limiti operazionali delle unit DG sono trasferite al controllore centrale

della microgriglia in modo da determinare in modo ottimale le operazioni sul sistema. Tuttavia

si pu avere una partecipazione pi attiva dei generatori e dei consumatori abilitandoli a

offrire (bid) i loro consumi e la loro produzione di potenza invece di comunicare solamente le

loro funzioni di costo e la loro disponibilit.

Approcci non basati su un modello

I metodi di controllo convenzionali come ad esempio metodi basati sullottimizzazione di

modelli o simulazioni non sono sempre adeguati per un design modulare che favorisce

operazioni plug and play e potrebbero creare problemi per leffettiva attenuazione di

transitori(transient) se avvengono improvvisi cambiamenti nella topologia della microgriglia.

Per questa ragione i metodi che non richiedono un modello dettagliato del sistema e sono

robusti rispetto alle variazioni dei parametri sono molto interessanti nelle applicazioni di

controllo delle microgriglie. Le strategie utilizzate per ottenere tale adattativit includono

controllori fuzzy e ANN, tuttavia sono necessarie ulteriori ricerche in questarea al fine di

ottenere il design e le procedure ottimali per questi tipi di controllori.

39

Considerazioni sullESS

Lo sviluppo di tecniche di immagazzinamento, come descritto precedentemente, di grande

impatto sul controllo delle operazioni delle microgriglie. In aggiunta al fatto che un ESS risolve

il problema dellequilibrio tra domanda/fornitura di potenza quando siamo in presenza di

surplus o diminuzione dellenergia, c il fatto che lESS pu essere usato per mantenere le

unit DG dispacciabili alla loro massima efficienza e pu ridurre o prevenire lutilizzo di risorse

di energia costose durante le ore di picco. Lutilizzo degli ESS a lungo termine stato realizzato

nella citt di Bella Coola in Canada [11] [106] nella quale si vista una riduzione dei costi del

64% (in un giorno destate) quando il livello della richiesta era relativamente basso e le energie

rinnovabili erano in grado di coprire la maggior parte della richiesta.

In presenza di ESS a lungo termine, le formulazioni multi-stage sul problema del dispaccio sono

descritte in [107] [110]. In [107] utilizzata una tecnica di ELD (Economic Load Dispatch) per

un ESS e generatori DG intermittenti. Il dispaccio (la distribuzione) programmata corretta e

controllata ogni 15 minuti per assicurare che la tensione sia tenuta in certi limiti, provando a

mantenere la distribuzione di potenza pi vicina possibile a quella imposta.

Una formulazione pi dettagliata presentata in [108] per una microgriglia con turbine eoliche

e un ESS a idrogeno, nella quale lELD realizzato in diversi passi dei quali solo i risultati

ottenuti dallultimo passo vengono implementati nella microgriglia e lELD ricalcolato per le

fasi successive utilizzando un modello predittivo del controllo (MPC- Model Predictive

Control).

Ulteriori esempi della formulazione multi-stage del problema della gestione dellenergia

applicati alle microgriglie in modalit stand-alone e grid-connected usando tecnologie ESS

differenti sono descritte in [111] [112].

In [109] Lottimizzazione multi-stage ha portato la riduzione del 5% dei costi operazionali,

sebbene questo risultato dipenda fortemente dallefficienza e dalla dimensione dellESS oltre

che dalle caratteristiche di costo dei generatori nella microgriglia.

40

Limportanza di una modellizzazione adeguata di un ESS per lottimizzazione della gestione

dellenergia in real-time messa in evidenza in [37]: dimostrato come alcune complessit a

livello pratico (come ad esempio le condizioni di accensione start up, limpatto di condizioni

ambientali, ritardi nei comandi, errori nelle misurazioni e perdita di stabilit) potrebbero

violare i vincoli dellimmagazzinamento e di conseguenza potrebbero rendere infattibile

lottimizzazione della microgriglia.

MPC (Model Predictive Control)

L MPC una strategia di controllo basata sullottimizzazione nella quale il problema di

ottimizzazione formulato e risolto ad ogni passo discreto ed parte integrante dellapproccio

di controllo centralizzato, questa strategia adatta per la gestione dellenergia perch

prevede azioni di controllo che anticipano eventi come la variazione di potenza in uscita per

le unit DER non dispacciabili, i prezzi dellenergia e la richiesta istantanea.

NellMPC ad ogni passo, la soluzione ottimale calcolata considerando un orizzonte di tempo

predefinito usando lo stato attuale e lo stato iniziale del sistema. Viene calcolata una sequenza

di controllo per lintero orizzonte temporale in modo che gli obbiettivi selezionati sono

minimizzati ma implementata solo lazione di controllo per il passo successivo. Il processo

cos ripetuto per ogni passo successivo. Limplementazione dellMPC per risolvere problemi di

ottimizzazione non lineare passo passo chiamata Nonlinear MPC. Al fine di ottenere buoni

risultati dal problema di ottimizzazione c la possibilit di utilizzare orizzonti pi elevati,

tuttavia in questo modo il problema potrebbe essere troppo complesso per risolverlo in tempi

ragionevoli. Inoltre laccuratezza della predizione decresce su orizzonti temporali pi ampi.

Una descrizione dei metodi di controllo NMPC la troviamo negli articoli [113][114].

41

Nelle microgriglie isolate dove c un equilibrio un po instabile tra domanda e fornitura,

lapproccio di controllo MPC non abbastanza per garantire laffidabilit delle operazioni del

sistema ed necessaria una modellizzazione pi accurata dellincertezza. Le tecniche come

lottimizzazione robusta, lottimizzazione stocastica in combinazione con lMPC offrono

vantaggi riguardanti la diretta incorporazione dellincertezza nei modelli di ottimizzazione e

questo aiuta nel rendere pi affidabili le operazioni della microgriglia.

Comunicazioni

Lapproccio centralizzato si basa fortemente su un sistema di comunicazione veloce e

affidabile. Inoltre la maggior parte delle applicazioni richiede coordinazione tra la protezione

e il sistema di controllo [115]. In modo da soddisfare queste richieste, oltre a integrare nella

microgriglia la griglia host, viene applicato lo standard IEC 618650. Questo standard stato

realizzato dall International Electrotechnical Commission (IEC) Commissione Tecnica 57,

uno standard per lautomazione delle sottostazioni elettriche e pu essere implementato su

reti TCP/IP utilizzando linfrastruttura esistente. Definisce modelli astratti di dati che possono

essere mappati su alcuni protocolli come il Generic Object Oriented Substation Events

(GOOSE) e il Manufacturing Message Specification (MMS). LIEC61850-7-420 descrive i sistemi

di comunicazione tra DER che possono essere utilizzati nelle applicazioni di controllo delle

microgriglie [116][119].

ii. Approccio decentralizzato

Lapproccio decentralizzato intende lasciare la massima libert possibile ai controllori locali

direttamente collegati ai carichi e ai DER. Questo significa che i singoli controllori locali non

sono dei semplici vettori di informazioni, ma sono intelligenti e possono prendere decisioni

collettive riguardanti non solo la propria unit, ma rivolte allottimizzazione massima delle

performance della rete. Il particolare questa architettura di controllo deve essere in grado, al

42

pari della controparte centralizzata, di svolgere compiti di analisi economica, di valutazioni di

criteri per la sostenibilit della rete e operazioni di tipo tecnico come ad esempio la gestione

della micro grid in seguito a evento di corto circuito sulla rete a monte.

Un controllo secondario decentralizzato intende risolvere i problemi di gestione dellenergia

in una microgriglia mentre fornisce pi autonomia possibile alle unit DER differenti e ai

carichi. Sebbene questo approccio utilizza ancora una struttura gerarchica per lo scambio di

dati, le decisioni sul controllo delle variabili sono prese localmente. Lautonomia garantita

utilizzando una struttura gerarchica con almeno tre livelli: Distribution Network Operator

(DNO), Microgrid Central Control (MGCC) and Local Controllers (LC)[95].

Il DNO responsabile dellinterazione della microgriglia con la rete di distribuzione (host grid)

e con le microgriglie vicine ed anche una parte del controllo terziario. LMGCC coordina le

operazioni dei DER e dei carichi, responsabile dellaffidabilit e del costo delle operazioni

cos come dellinterazione con la griglia principale. Infine lLC controlla le singole unit DER

oppure una loro aggregazione intervenendo con controllori ad alto livello e provando a

concludere obbiettivi locali e globali. In unarchitettura decentralizzata un LC pu comunicare

con lMGCC e altri LC in modo da condividere le informazioni o richiedere/offrire un servizio.

43

Prima di parlare delle architetture di controllo decentralizzate necessario introdurre il

concetto di MAS (Multi Agent System). Un MAS pu essere brevemente descritto come un

sistema composto da diversi agenti intelligenti forniti di informazioni locali che interagiscono

lun laltro per soddisfare richieste locali e globali. Come ci si pu aspettare nel rendimento

del sistema contano molto la connettivit tra gli agenti, le funzionalit e le responsabilit

assegnate ad ogni agente e le caratteristiche delle informazioni che loro condividono. Gli

agenti sono entit che agiscono sullambiente, hanno capacit di comunicazione, hanno

unautonomia relativa ai loro compiti e hanno una conoscenza limitata dellambiente [120].

Un agente intelligente un agente che possiede le caratteristiche di reattivit (mostrando una

reazione ai cambiamenti nellambiente) e abilit sociali (basandosi sulla comunicazione).

La teoria della stima dello stato dei sistemi di alimentazione [121], [122] pu essere impiegata

nell'ambito delle microgriglie per correggere la limitata conoscenza degli agenti. Anche se gli

agenti possono comunicare, una gran parte di controllo si basa sulla loro autonomia e viene

eseguita localmente.

44

Architettura Multi-Agent usata nellarticolo A Centralized Optimal Energy Management

System for Microgrids

In questo schema i consumatori, i generatori, gli ESS inviano proposte di prezzi per la

vendita/acquisto al CMO (Central Microgrid Operator) basandosi sulle loro singole necessit,

disponibilit, funzioni di costo, limitazioni tecniche e previsioni. Il CMO responsabile della

gestione economica della microgriglia accomodando le offerte di vendita/acquisto,

massimizzando il benessere sociale e assicurando la fattibilit del risultante piano dazione.

Questo approccio riduce lelaborazione di grandi quantit di dati e quindi riduce i costi

computazionali. Un altro vantaggio la flessibilit in quanto fornisce la possibilit del plug and

play ovvero la possibilit di aggiungere unit DER addizionali nella microgriglia, il rovescio della

medaglia che richiesta una grande cooperazione tra le unit DER in modo da dare

affidabilit al funzionamento del sistema.

45

Un controllo secondario basato sul MAS applicato alle microgriglie stato proposto per la

prima volta in [62], come alternativa a coordinare le operazioni delle microgriglie in ambiente

di mercato competitivo con diversi proprietari dei generatori. In questo modo, i consumatori,

i generatori, ESS e la griglia principale partecipano al mercato inviando le offerte d'acquisto e

di vendita al MGCC in base alle esigenze, la disponibilit, funzioni di costo, limitazioni tecniche,

le aspettative e le previsioni. Il MGCC responsabile della composizione del mercato delle

microgriglie confrontando le offerte di vendita e acquisto, massimizzando il benesere sociale

e assicurando la fattibilit del dispaccio. Un problema per il comportamento delle singole

unit allinterno della microgriglia.

Ci sono principalmente due modalit di funzionamento dei MAS: competitiva e collaborativa.

In quella collaborativa tutti gli agenti cooperano per unoperazione commune. Questa

modalit usata se i singoli agenti hanno lo stesso proprietario.

In quella competitiva ogni agente ha i propri interessi ma questo non significa che sono

in competizione tra loro. Se lunit DER ad esempio una batteria e il suo compito

quello di alimentare dei computer e non ammesso nessuna interruzione nella

fornitura di energia lattivit nel mercato di questa unit sar molto passiva. Al

contrario se lunit DER un CHP e il suo obbiettivo principale il riscaldamento nelle

installazioni locali il suo comportamento nel mercato sar molto aggressivo.

Nellarticolo [62] inoltre riportato un modello di mercato nel quale la microrete grid-

connected opera ed basato sul protocollo inglese FIPA (www.fipa.org). LMGCC dovr di

conseguenza fare le negoziazioni ottimali in modo da ottenere prezzi ottimali e beneficio

generale della microrete. Successivamente riportato lalgoritmo di distribuzione simmetrica

dellenergia tra lunit di produzione e la microrete che stato utilizzato nellarticolo [62].

46

Grafico dellandamento delle operazioni di mercato

Market model:

Il Central Grid Operator annuncia i prezzi per vendere(SP) o acquistare(BP)

lenergia alla/della microrete. Normalmente si ha che SP>BP.

I carichi locali annunciano le loro richieste e un prezzo kWh (DP) nei successivi

15 minuti. Si ha che DP>BP e DP

Flusso delle richieste/vendite di mercato

Il sistema di controllo decentralizzato dovr perci massimizzare il benefit e minimizzare i costi

della microgriglia basandosi su questo modello di mercato.

Algoritmo di assegnazione simmetrica:

Consideriamo n persone e n oggetti che devono essere accoppiati. Consideriamo aij il benefit

nellaccoppiare la persona i alloggetto j. In questa applicazione il benefit di ogni persona per

ottenere loggetto j riferito ad esempio ad un accordo per produrre una certa quantit di

energia. Quindi lobbiettivo principale massimizzare il benefit totale =1 .

Il prezzo p una variabile algoritmica che formata dalle offerte di tutte le persone, il vettore

dei prezzi corrisponde ai prezzi offerti dalle persone per tutti gli oggetti. La differenza tra il

benefit e il prezzo il valore attuale di un oggetto per una specifica persona. Allinizio delle

iterazioni il vettore dei prezzi zero e quindi il valore attuale uguale al benefit. Per chiarire I

concetti qui espressi possiamo considerare un esempio con 2 oggetti e 2 persone che

appartengono ad un set pi grande di persone e oggetti. Il vettore di benefit della prima

persona {a11,a12}={10,9} e della seconda {a21,a22}={7,10}.Quindi la prima persona ha pi

benefit dal primo oggetto e la seconda dal secondo. Assumiamo ora che il vettore dei prezzi

per I 2 oggetti sia p={1,8}, quindi gli attuali valori per le due persone sono {9,1} e {6,2}.

Entrambe le persone desiderano di pi il primo oggetto (visto che per entrambe il valore

attuale del primo oggetto maggiore del secondo). Possiamo dire che il benefit rappresenta

48

le informazioni locali per ogni persona e il vettore dei prezzi rappresenta le informazioni epr

lintero sistema. Lincremento del prezzo di un oggetto indica che c almeno unaltra persona

che lo vuole. Questo algoritmo calcola il vettore dei prezzi p in modo da soddisfare

determinate condizioni di rilassatezza complementari suggerite (-complementary slackness

condition). Allinizio di ogni iterazione controllata la condizione per ogni coppia (i,ji) dove ji

loggetto j che la persona i vuole che gli venga assegnato.

La formulazione di questa condizione :

nella quale A(i) il set di oggetti che possono essere accoppiati con la persona i. Questa

disequazione ha due parti, quella a sinistra il valore attuale pelloggetto j per la persona i,

quella a destra si rifetisce alloggetto che da il valore massimo alla persona i a cui viene

sottratta la condizione (un valore scalare positivo aggiunto nellofferta di ogni oggetto, in

modo da evitare possibili iterazioni infinite in caso 2 o pi oggetti danno massimo benefit alla

stessa persona). Se tutte le persone sono assegnate a degli oggetti lalgoritmo termina,

altrimenti formato un subset I di persone i che non sono state assegnate ad oggetti. Allo

stesso modo verr formato un subset P(j) di oggetti non assegnati disponibili.

I seguenti 2 step sono riferiti solo alle persone appartenenti a I.

- Primo passo - La fase delle offerte:

In questa fase ogni persona trova un oggetto j che produce il valore massimo. Questo

Successivamente la persona i aumenta lofferta

con ui che corrisponde al valore migliore delloggetto e wi corrisponde

al secondo valore migliore delloggetto . Quindi laumento

dellofferta in funzione dei 2 oggetti migliori per ogni persona. Il prezzo di un oggetto

aumenta se ci sono due o pi offerte per esso. Lo scalare assicura che il pi piccolo

incremento delle offerte sia il suo valore e non zero.

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- Secondo passo Fase delle assegnazioni:

In questa fase ogni oggetto j scelto dal subset P(j) di persone in I come loggetto migliore e

questo determina lofferente pi alto Loggetto j assegnato allofferente

ij e la persona a cui era inizialmente stato assegnato j ora rimarr senza oggetto.

Lalgoritmo continua finch tutte le persone non hanno un oggetto assegnato. Il massimo

numero di iterazioni che lalgoritmo pu fare e lalgoritmo termina in un

num finito di passi se

Un approccio simile al MAS viene proposto in [123] nel quale i calcoli del flusso della potenza

sono effettuati al fine di controllare se il dispaccio ottenuto nel mercato conforme con gli

standard tecnici e altri vincoli operazionali.

In [124(decentralizzato e a isola)] ad agenti addizionali hanno assegnato compiti differenti

quali spostamento e riduzione del carico sono condivisi con le unit DG in base alla loro

capacit disponibile inutilizzata. In modo da mantenere un design flessibile, un database

relazionale esterno contiene le procedure di scheduling ed presente anche un unit ESS a

breve termine per bilanciare rapidamente i cambiamenti nella domanda senza partecipare nel

mercato.

Un controllore secondario che usa la tecnica chiamata gossip-based pu essere considerato

un caso speciale di MAS ed descritto in [125]. Secondo il controllo gossip-based unit diverse

scambiano informazioni riguardanti le loro operazioni, come ad esempio discordanze tra la

potenza attuale e quella prevista oppure riguardanti i costi marginali. Possiamo immaginare

che le unit siano individui e che linformazione sia lopinione che lindividuo ha su un certo

fatto. Il problema consiste nellanalizzare come queste opinioni si modifichino nel tempo per

effetto dello scambio di informazioni tra gli individui fino alla possibile convergenza ad

ununica opinione che aggreghi in s tutte le opinioni iniziali. Per riportare I valori della

50

frequenza o della tensione ai loro valori originari dopo un disturbo nel sistema, le unit DG

scambiano le discordanze tra i valori attesi e quelli ottenuti dalloutput della potenza attiva e

reattiva e calcolano lerrore medio per lintera microgriglia. Lerrore medio poi aggiunto ai

controllori di caduta per bilanciare lo spostamento iniziale. Per questo approccio per devono

essere fatte diverse assunzioni come ad esempio che tutti i controllori a caduta devono avere

gli stessi valori di caduta e il controllo della tensione allinterno della microgriglia devessere

completato da postazioni lontane evitando la degradazione della performance. La situazione

ottima si ottiene facendo la media progressiva di coppie random di unit DG, si converger

cos ad un unico costo marginale.

Gestire lo scheduling di operazioni multi-stage pu essere pi impegnativo se siamo in uno

schema di controllo decentralizzato perch agli agenti non sono disponibili tutte le

informazioni necessarie riguardanti lo stato del sistema, la previsione dei dati e le funzioni di

costo. Unarchitettura MAS-based proposta in [126], dove sono inclusi agenti addizionali che

abilitano uno scheduling multi-stage delle operazioni della microgriglia. Gli agenti di servizio

provvedono a fornire previsioni e servizi di database agli LC (ai controllori locali) per

permettere una gestione migliore delle risorse di energia su un orizzonte operazionale pi

vasto. Tuttavia non sono ancora state studiate procedure e protocolli speciali per permettere

che ci avvenga.

Larchitettura di un controllo secondario decentralizzato con agenti di servizio e la struttura

interna di un LC sono mostrate nelle figure in basso rispettivamente.

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Unarchitettura simile descritta in [127] dove sono considerate solo le offerte dal lato dei

generatori e un processo di negoziazione; iniziando con il DG con costo medio del carico mezzo

pieno (FLAC), il bisogno di potenza attiva per il periodo di funzionamento successivo

negoziato con ogni DG fin quando non si raggiunge lequilibrio.

Confronto tra approccio centralizzato e approccio decentralizzato:

La differenza principale tra i due nella quantit di informazioni che processata in ogni

approccio. Se lMGCC ha disponibili e pu elaborare tutti i dati provenienti dagli LC allora il suo

controllo almeno buono quanto quello del controllo decentralizzato. Questo perch ogni LC

non ha accesso diretto alle informazioni dei suoi controllori vicini, ma la tecnologia MAS li

abilita a chiederli. In pratica veramente difficile per lMGCC riuscire ad avere tutte le

informazioni disponibili, per esempio difficile per lMGCC sapere e gestire la temperatura

della batteria di una specifica unit di immagazzinamento. E impossibile realizzare un sistema

centralizzato dai costi contenuti che fa offerte nel mercato ogni ora e allo stesso tempo che

abbia la capacit di spegnere un carico o di cambiare dei set point dei generatori in caso di

operazioni instabili entro i successivi 300ms. Un altro problema la comunicazione tra le

infrastrutture.

52

3.3 Controllo terziario

E responsabile del coordinamento delle operazioni tra pi microgriglie che interagiscono tra

di loro nel sistema e che richiedono bisogni (es. regolazione di frequenza, supplementi di

tensione) alla griglia principale. Per esempio la regolazione totale della potenza reattiva di una

griglia che contiene pi microgriglie pu essere effettuata coordinando attraverso un controllo

terziario limmissione della potenza reattiva dei generatori e le singole microgliglie nel punto

PCC basando il controllo su una minimizzazione centralizzata delle perdite dellintera griglia.

Questo controllo solitamente avviene nellordine di pochi minuti, inviando segnali ai

controllori di secondo livello delle singole microgriglie che a loro volta coordinano i controllori

di primo livello sempre in pochi minuti. Infine il controllo primario stato designato per agire

indipendentemente e reagire a eventi locali istantaneamente e in modi prestabiliti. Il controllo

terziario pu essere considerato parte della griglia principale piuttosto che della microgriglia

stessa.

4 Conclusioni

Lo sviluppo delle microgriglie viene come una necessit per lintegrazione delle energie

rinnovabili nelle comunit remote e come una pietra miliare intermediaria verso la

realizzazione delle smartgrid. Gli ESS sono stati identificati come tecnologia chiave per

lintegrazione delle risorse di energia rinnovabili intermittenti. Questo, a sua volta introduce

nuovi obbiettivi nei sistemi di controllo per una gestione ottimale di questa risorsa. Altri

obbiettivi nel controllo delle microgriglie includono la bassa inerzia e le unit di potenza

interfacciate elettronicamente e condizioni di non equilibrio del sistema. Alcuni di questi

obbiettivi sono stati risolti proponendo una variet di tecniche, tuttavia la robustezza e

ladattabilit rimangono un problema per la maggior parte di queste. Inoltre laffidabilit di

queste tecniche deve ancora essere dimostrata nei sistemi di test delle microgriglie.

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5 Bibliografia

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