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tesi di laurea triennale al politecnico di milano sull'argomento: "problematiche delle micro reti in servizio isolato"
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POLITECNICO DI MILANO Scuola dei Processi Industriali
Corso di Laurea in Ingegneria Elettrica
Problematiche delle micro reti in servizio isolato
Relatore: Prof. Alberto Berizzi Tesi di Laurea Triennale di:
Nicolò Vezzini Matricola 758977
Anno Accademico 2012-2013
1
Sommario Indice delle figure .............................................................................................................................................. 2
Introduzione ...................................................................................................................................................... 4
La generazione diffusa ....................................................................................................................................... 5
Limiti dell’attuale sistema di distribuzione ........................................................................................................ 7
La qualità del servizio .................................................................................................................................... 8
La smart grid .................................................................................................................................................... 11
La micro grid .................................................................................................................................................... 14
Architettura della micro grid ....................................................................................................................... 17
La transizione da sistema elettrico tradizionale a sistema basato su micro grid ........................................ 19
Ottenere massime prestazioni nella progettazione della micro grid .......................................................... 20
Le protezioni nella micro grid ...................................................................................................................... 22
Approfondimento sulle componenti della micro grid ..................................................................................... 24
Distributed generation ................................................................................................................................ 25
Distributed storage ...................................................................................................................................... 26
Interruttore di interconnessione ................................................................................................................. 27
Sistema di controllo ..................................................................................................................................... 27
Controllo dei carichi ................................................................................................................................. 28
Livelli di controllo .................................................................................................................................... 29
Controllo centralizzato ............................................................................................................................ 29
Controllo decentralizzato ........................................................................................................................ 30
Le problematiche delle micro reti in servizio isolato ...................................................................................... 31
La regolazione di frequenza nel servizio isolato .......................................................................................... 31
Strategie di controllo per operazioni di isolamento (passaggio da servizio connesso a servizio isolato) 32
Regolazione di frequenza per micro grid in servizio isolato .................................................................... 40
Regolazione di tensione nel servizio isolato ................................................................................................ 50
Sicurezza e continuità del servizio isolato ................................................................................................... 50
Il futuro della micro grid .................................................................................................................................. 52
Estendere la copertura ................................................................................................................................ 53
Gestire la crescita ........................................................................................................................................ 53
Trasformare lo sviluppo ............................................................................................................................... 54
Bibliografia ....................................................................................................................................................... 55
2
Indice delle figure Figura 1 le centrali nucleari sono un tipico esempio di generazione centralizzate poiché sono poste
lontane dai carichi (centri abitati, zone industriali e commerciali) e producono una grandissima
quantità di energia ............................................................................................................................... 5
Figura 2 pannello fotovoltaico ............................................................................................................. 6
Figura 3 turbina eolica ......................................................................................................................... 6
Figura 4 micro turbina .......................................................................................................................... 6
Figura 5 lo schema rappresenta le reti di trasmissione e distribuzione MT e BT con le cabine
primarie e secondarie nei punti di connessione .................................................................................. 7
Figura 6 In questo caso la potenza richiesta dal carico (PC) è 2 MW e la potenza erogata dal GD
(PGD) è 1 MW,in caso di guasto l’unica potenza fornita, quella del GD è insufficiente al carico, la
frequenza si abbassa e di conseguenza l'SPI apre ............................................................................... 9
Figura 8 Ponendo un GD sul nodo 48 della rete BT il profilo originario di tensione varia e diversi
nodi si trovano in una condizione proibita del 110% della tensione nominale ................................ 10
Figura 7 In questo caso la potenza richiesta dal carico (PC) è 2 MW e la potenza erogata dal GD
(PGD) è 2 MW, in caso di guasto l’unica potenza fornita, quella del GD è sufficiente al carico, la
frequenza si rimane costante e l'SPI non apre .................................................................................. 10
Figura 9 l'immagine rappresenta bene il flusso bidirezionale dell'energia elettrica permesso
dall'integrazione nella rete di distribuzione di tecnologie in grado di monitorare e gestire in modo
intelligente carichi e sorgenti connesse ai nodi periferici ................................................................. 12
Figura 10 Schema di una tipica struttura a micro grid composta da carichi, unità di generazione e
accumulo ............................................................................................................................................ 14
Figura 11 Topologia di una tipica micro grid che include la MG per distribuzione pubblica (in
verde), la MG per complesso di attività industriali o commerciali (in blu), la MG per singolo edificio
(in arancio) ......................................................................................................................................... 18
Figura 12 Architettura di una micro grid remota ............................................................................... 19
Figura 13 esempio di un posizionamento ottimale dei DER in una data micro grid ......................... 21
Figura 14 Problema tipico di protezione dovuto alla corrente bidirezionale di corto circuito ......... 22
Figura 15 ............................................................................................................................................. 24
Figura 16 Il motore a combustione interna è un esempio di unità di generazione controllabile ..... 25
Figura 17 Generatori non controllabili accoppiati con unità di storage diventano unità controllabili,
connessi alla rete tramite inverter ..................................................................................................... 27
3
Figura 18 Flusso di informazioni in un sistema di controllo centralizzato ......................................... 29
Figura 19 Modello Simulink della pila ad ossido solido ..................................................................... 33
Figura 20 Caratteristica di regolazione statica di frequenza ............................................................. 34
Figura 21 Schema a blocchi relativo al funzionamento del VSI ......................................................... 34
Figura 22 Schema di controllo per SMO ............................................................................................ 36
Figura 23 Schema di controllo per MMO ........................................................................................... 36
Figura 24 Schema a blocchi per la regolazione secondaria ............................................................... 37
Figura 25 Schema della micro grid usata per la simulazione ............................................................. 37
Figura 26 Il sistema elettrico usato comprendente i carichi della rete, il dump load, i due
generatori e il sistema di accumulo ................................................................................................... 41
Figura 27 Schema del controllo VSI ................................................................................................... 43
Figura 28 Modello del sistema realizzato con Simulink ..................................................................... 44
Figura 29 In rosso i paesi con sistema TN, in giallo i TT, in verde gli IT ............................................. 51
Figura 30 Una porzione di rete nella quale (in grigio) la micro grid comprendente una parte di rete
MT (in verde) ...................................................................................................................................... 52
4
Introduzione La diffusione sempre maggiore di unità di generazione diffusa è favorita dall’utilizzo di fonti
rinnovabili come irraggiamento solare e vento e grazie alle potenzialità della micro cogenerazione
(produzione combinata di energia termica ed elettrica) resa una scelta vincente proprio dal fatto
che la generazione diffusa è posta dentro ai centri abitati, diversamente ai tradizionali impianti di
produzione di grandi dimensioni.
La tesi analizza inizialmente come la rete elettrica attuale sia inadatta a garantire l’adeguata
penetrazione di unità di generazione diffusa e introduce il concetto di smart grid , che rappresenta
la sfida più promettente degli anni a venire nell’ambito della progettazione di reti di distribuzione
dell’energia elettrica.
Successivamente viene analizzata più approfonditamente la micro grid, una tipologia di rete
intelligente le cui enormi potenzialità sono attualmente oggetto di numerosi studi da parte di
prestigiose università e centri di ricerca situati in tutto il mondo. La micro grid viene analizzata
nella varie architetture possibili e nei suoi componenti principali. Vengono poi elencati alcune
modalità di controllo per la micro grid. Infatti la novità più sensibile introdotta da questo approccio
alla distribuzione è rappresentata dal fatto che regolazione e controllo possono essere effettuate
localmente e questo rende la micro grid in grado di lavorare in servizio isolato. Questa facoltà
permetterà di elevare sensibilmente l’affidabilità del servizio elettrico in quanto il 90% dei guasti
avvengono a livello di distribuzione MT e BT. Sarà anche possibile elettrificare zone finora non
coperte dalla rete tradizionale grazie all’elevata integrabilità della generazione diffusa nella micro
grid.
Vengono poi approfondite quelle che sono le problematiche che sorgono nel momento della
disconnessione dalla rete a monte e durante il servizio isolato; in particolare la regolazione di
frequenza, la regolazione di tensione e le difficoltà legate alla sicurezza per la difficoltà di porre il
neutro della rete a terra nella fase di servizio isolato.
Infine alcune considerazioni sul ruolo che potrà ricoprire la micro grid nella distribuzione di energia
elettrica nel prossimo futuro. Per la sua proprietà di poter essere declinata e progettata in modo
da rispondere specificatamente alle esigenze dell’area di copertura, a seconda delle diverse
condizioni ambientali ed economiche del territorio, sarà in grado di portare diversi benefici e sarà
un importante (se non il più importante) strumento alla ricerca di un equilibrio energetico che il
pianeta non ha ancora evidentemente trovato e non potrà certamente trovare perseverando con
l’attuale sistema centralizzato di distribuzione dell’energia.
5
La generazione diffusa L’attuale sistema elettrico è basato su forme di generazione centralizzata; ovvero l’energia
elettrica viene prodotta in impianti di grande potenza unitaria che sono generalmente centrali
idroelettriche, nucleari o termoelettriche. Tuttavia questo tipo di approccio alla generazione
presenta diverse problematiche, alcune delle quali lo rendono sempre meno sostenibile in una
prospettiva futura. La tecnologia utilizzata nella grande maggioranza delle grandi centrali
elettriche tradizionali provoca inevitabilmente la perdita del calore generato . Inoltre questi
impianti sono più esigenti in termini di risorse tanto da risultare in alcuni casi inutilizzabili come
accade a volte in Francia dove l’acqua necessaria per il raffreddamento delle numerose centrali
nucleari (figura 1) è così tanta che durante il picco di richiesta spesso risulta insufficiente.
Figura 1 le centrali nucleari sono un tipico esempio di generazione centralizzate poiché sono poste lontane dai carichi (centri abitati, zone industriali e commerciali) e producono una grandissima quantità di energia
L’esaurirsi delle fonti energetiche non rinnovabili, con le conseguenze geopolitiche che questo
comporta (in particolare l’inasprirsi dei rapporti internazionali per il controllo delle ultime risorse
disponibili al momento in cui queste vanno esaurendosi), e l’attenzione crescente per le
problematiche ambientali stanno spingendo decisamente verso un utilizzo sempre crescente di
fonti energetiche rinnovabili e di sorgenti con rendimento superiore a quelle attuali.
Le unità di generazione diffusa sono piccole sorgenti di energia connesse alla rete di distribuzione
di media o bassa tensione poste vicino al luogo di utilizzo. Possono essere alimentate da fonti
rinnovabili, come nel caso di pannelli fotovoltaici (Figura 2), turbine eoliche (Figura 3) e
microidroelettriche, oppure da fonti tradizionali come microturbine (Figura 4) e celle a
combustibile.
6
Un fattore che permette di incrementare al massimo il rendimento delle unità di generazione
diffusa (DG) è la possibilità di utilizzare il calore sviluppato nel processo di generazione per il
riscaldamento di strutture residenziali, industriali o commerciali. Ciò permette di ottenere un
rendimento delle unità di generazione diffusa di circa l’80/90%, molto superiore rispetto a quello
medio delle centrali termoelettriche di grossa taglia che si attesta intorno al 60%. Fin dagli anni ’70
la cogenerazione ha guadagnato popolarità in tutti i settori dell’economia energetica, soprattutto
a causa dell’aumento del costo dei carburanti. Per anni i grossi sistemi di cogenerazione,
accoppiati ad un’estesa rete di teleriscaldamento, sono stati i più convenienti dal punto di vista
economico per ragioni tecnologiche di efficienza e per ragioni di economia di scala. Tuttavia
recentemente ci sono stati numerosi progressi nella realizzazione di piccole applicazioni di
cogenerazione (Micro cogenerazione o micro-CHP) e proprio questi sistemi di produzione
combinata di energia termica ed elettrica avranno un ruolo chiave nello sviluppo energetico
soprattutto nei Paesi dal clima più rigido. Infatti la micro cogenerazione, rispetto alle grandi reti di
teleriscaldamento, richiede investimenti iniziali enormemente inferiori e consente un rendimento
superiore principalmente grazie all’assenza di un’estesa rete di teleriscaldamento che è
inevitabilmente causa di perdite lungo la linea. Nei Paesi con maggiore irradiamento solare si
prevede che un ruolo primario verrà ricoperto dalla generazione diffusa basata su batterie di
pannelli fotovoltaici (PV). L’utilizzo di micro cogenerazione e pannelli fotovoltaici permetterà di
aumentare il rendimento globale del sistema di produzione di energia elettrica e sostanzialmente
di ridurre le emissioni di CO2, individuate come una delle cause principali dei cambiamenti climatici
in atto sul pianeta.
Figura 2 pannello fotovoltaico Figura 3 turbina eolica Figura 4 micro turbina
7
Limiti dell’attuale sistema di distribuzione l’attuale sistema di distribuzione elettrica è diviso in:
Rete di distribuzione MT (in verde in Figura 5)
È una rete elettrica radiale che si dirama a partire dai nodi della rete di trasmissione
partendo da una cabina primaria. A seconda delle zone e dei Paesi può operare a 23, 20,
15, 10 kV
Rete di distribuzione BT (in viola in Figura 5)
È una rete radiale che si dirama a partire dai nodi della rete di distribuzione MT a valle delle
cabine secondarie. Opera a 0,4 kV
Figura 5 lo schema rappresenta le reti di trasmissione e distribuzione MT e BT con le cabine primarie e secondarie nei punti di connessione
Come già detto le reti pubbliche di distribuzione sono a schema radiale che da un lato rende facile
la progettazione e la realizzazione, ma dall’altro offre un livello di affidabilità inferiore rispetto a
reti magliate. Infatti, un guasto in un qualunque punto della rete mette inevitabilmente in
cortocircuito la porzione di rete sottostante e, poiché gli interruttori si trovano unicamente nelle
cabine primarie e secondarie, di fatto un guasto in un punto della rete apre tutto il circuito a
partire dalla cabina fino a valle. Dunque la rete elettrica tradizionale offre prestazioni in termini di
qualità del servizio che possono essere migliorate.
8
La qualità del servizio
La qualità del servizio offerto dal distributore all’utenza è valutata in base a vari parametri tra cui
di particolare importanza sono:
La continuità del servizio, valutata in base all’assenza di:
o Interruzioni senza preavviso lunghe e
brevi
o Interruzioni con preavviso
o Interruzioni transitorie
La qualità della tensione, valutata come assenza di:
o Buchi di tensione
o Variazioni lente di tensione e frequenza
o Sovratensioni
o Armoniche
o Flicker
Qualità della tensione e continuità del servizio formano il PQR (“power quality & reliability”) che è
un indicatore fondamentale della qualità del servizio offerto dalla rete di distribuzione.
Di fatto la rete di distribuzione è responsabile del 90% delle interruzioni di corrente che sono
dovute a molteplici eventi tra cui guasti tecnici, eventi casuali, eventi meteorologici o disastri
naturali.
Un ulteriore limite della rete di distribuzione attuale è il fatto di essere specificatamente
progettata per un sistema centralizzato per cui la generazione avviene a monte ed è collegata alla
rete di trasmissione (magliata e dotata di dispositivi avanzati per la gestione dei flussi di potenza e
la rilevazione di guasti lungo la rete), mentre i carichi stanno sulla rete di distribuzione. Non è stata
dunque concepita per la generazione diffusa che immette potenza direttamente a livello di
distribuzione MT o BT. Ciò non è un problema se agli effetti esterni, ovvero dalla cabina primaria o
secondaria, la quantità di energia richiesta dal carico è superiore a quella generata dalle unità di
generazione diffusa. Quando la generazione supera il carico si ha la cosiddetta inversione di flusso,
un fenomeno tipico dei nodi ai quali sono collegate sorgenti fortemente discontinue
nell’erogazione come i pannelli fotovoltaici; accade infatti che il picco di generazione dei pannelli
fotovoltaici non coincida col picco di richiesta di energia dai carichi.
9
In caso di inversione di flusso i dispositivi di protezione della cabina non sono più adeguati a
garantire sicurezza della rete ed una efficace estinzione del guasto. Quando vengono collegate alla
rete di distribuzione, le unità di generazione diffusa (es. i pannelli solari sul tetto di un edificio)
vengono equipaggiati con un sistema di protezione di interfaccia (SPI) la cui funzione di protezione
è legata all’andamento di tensione e frequenza ai morsetti del generatore. In caso di evento di
guasto sulla rete, l’interruttore in cabina apre il circuito e i carichi a valle del guasto risultano
alimentati soltanto dalla generazione diffusa. Se la generazione è inferiore al carico (ovvero non
c’è inversione di flusso) la frequenza si abbassa e questo evento, misurato dal SPI, fa scattare
l’interruttore del generatore e il guasto si estingue, se temporaneo, o può essere riparato in
sicurezza dagli operatori se guasto permanente (Figura 6)
L’inversione di flusso in sé non rappresenta un problema da questo punto di vista, perché in caso
di guasto a monte, se la generazione diffusa è superiore al carico, si ha un aumento di frequenza e
questo fa comunque scattare l’SPI. Tuttavia l’inversione è sintomatica di un altro evento che può
verificarsi, ovvero il pareggio fra generazione e carico. Se l’alimentazione fornita è circa uguale al
carico, la potenza generata a valle è sufficiente a mantenere la frequenza intorno a quella
nominale e l’SPI non scatta. Si forma un’isola indesiderata di tensione a valle del guasto che ne
impedisce l’estinzione e pone un problema di sicurezza per gli operatori in caso di intervento sulla
rete per riparare un guasto (Figura 7).
Figura 6 In questo caso la potenza richiesta dal carico (PC) è 2 MW e la potenza erogata dal GD (PGD) è 1 MW,in caso di guasto l’unica potenza fornita, quella del GD è insufficiente al carico, la frequenza si abbassa e di conseguenza l'SPI apre
10
La generazione diffusa pone anche dei problemi di regolazione di tensione ai nodi della rete poiché
un generatore posto su un nodo vi immette potenza e alza ne il profilo dell’andamento della
tensione. Se alcuni di questi superano (Figura 8) il 110% del valore di tensione nominale
(condizione proibita dalla norma CEI EN 50160) l’SPI scatta automaticamente ed esclude il
generatore, rendendolo di fatto inutilizzabile.
Figura 8 Ponendo un GD sul nodo 48 della rete BT il profilo originario di tensione varia e diversi nodi si trovano in una condizione proibita del 110% della tensione nominale
Siamo quindi in una condizione nella quale la generazione diffusa, che dovrebbe essere la risorsa
sulla quale puntare per il futuro del sistema energetico, porta di fatto al sistema più problemi che
benefici risultando sempre più difficile da applicare alla rete attuale man mano che la sua
diffusione aumenta e rischiando anzi di peggiorare la qualità del servizio e l’affidabilità del sistema.
Figura 7 In questo caso la potenza richiesta dal carico (PC) è 2 MW e la potenza erogata dal GD (PGD) è 2 MW, in caso di guasto l’unica potenza fornita, quella del GD è sufficiente al carico, la frequenza si rimane costante e l'SPI non apre
11
La smart grid Per gestire un sistema di generazione che non preveda solo la presenza di generazione
centralizzata connessa alla rete di trasmissione, ma anche una forte presenza di generazione
distribuita posta nei nodi periferici, è necessario trasformare la rete di distribuzione in una smart
grid, ovvero una rete allo stesso tempo di distribuzione elettrica e di informazioni, dotata di
controllori connessi in modo da gestire in maniera ottimale e sicura le protezioni e le unità di
generazione anche in situazioni in cui la rete sia siano soggetta ad inversione di flusso. In particolar
modo risultano complesse da gestire le unità di generazione diffusa alimentate da fonti rinnovabili
come luce solare e vento poiché queste non vengono erogate in modo programmato ed è
necessario che vengano gestite in modo dinamico ed intelligente rispetto alle necessità del carico
e della rete a monte.
Lo scopo è quello di rendere la rete di distribuzione, seppur radiale, più simile nel funzionamento
alla rete di trasmissione che è magliata e già dotata di dispositivi per la gestione ottimale dei flussi
di potenza provenienti dalle centrali ad essa connesse. Per raggiungere questo scopo è necessario
progettare un network di trasmissione continua di informazioni dai nodi della rete verso un
“cervello” centrale che ne ottimizzi il comportamento. Il sistema attuale è disconnesso e basato su
informazioni locali reperibili dagli strumenti di misura, sufficiente per gestire un sistema
tradizionale con generazione a monte e carichi a valle. In futuro servirà un sistema che agisca con
la conoscenza istantanea e completa della condizione di tutti i nodi della rete e dunque in grado di
gestire l’andamento dei flussi di potenza estremamente complesso (Figura 9) di una rete ad alta
penetrazione di unità di generazione diffusa eroganti potenza in maniera casuale e discontinua (le
fonti rinnovabili) connessi ai nodi periferici della rete.
12
Figura 9 l'immagine rappresenta bene il flusso bidirezionale dell'energia elettrica permesso dall'integrazione nella rete di distribuzione di tecnologie in grado di monitorare e gestire in modo intelligente carichi e sorgenti connesse ai nodi periferici
Le reti di distribuzione verranno trasformate in network attivi nel senso che regolazione e
controllo saranno distribuiti a basso livello e i flussi di potenza saranno bidirezionali. Questo tipo di
rete favorirà la partecipazione di generazione diffusa e rinnovabile, di strategie di gestione della
domanda e dell’offerta e di sistemi di storage diffusi (DS). Occorreranno anche nuove norme e
standard per consentire la partecipazione di privati in una concezione di libero mercato. Sarà
necessario progettare e realizzare nuove tecnologie dai costi competitivi e nuovi sistemi di
comunicazione dato che le ICT (“information and communication tecnologies”) svolgeranno un
ruolo chiave nell’evoluzione della rete.
L’Italia è all’avanguardia nella ricerca sulle smart grids. Nel 2011 sono stati erogati incentivi per
otto progetti pilota smart grids, di questi in rosso quelli per cui il Politecnico di Milano ha operato
come advisor (dipartimenti DE e DEI)
Rete interessata (CP) Impresa di distribuzione Punteggio
tecnico
CP Lambrate (MI) A2A Reti Elettriche s.p.a 65
Terni (TR) ASM Terni s.p.a 68
CP Gavardo (BS) A2A Reti Elettriche s.p.a 65
Roma Acea Distribuzione s.p.a 73
CP Carpinone (IS) ENEL Distribuzione s.p.a 96
Tolentino (MC) Assm s.p.a 66
CP Villeneuve (AO) Deval s.p.a 68
S. Severino Marche (MC) A.S.SE.M s.p.a 64
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Questi progetti pilota presentano le seguenti funzioni implementate:
Incremento affidabilità SPI mediante tele scatto
Controllo innovativo della tensione MT
Limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva erogata da GD
Monitoraggio delle iniezioni da GD per alimentazione locale e informazioni verso TSO
Ulteriori funzioni sono attive solo in alcuni progetti:
Gestione dei guasti mediante selettività logica
Storage multifunzionale (solo nel progetto di ENEL distribuzione)
Abilitazione di strategie demand response mediante l’impiego di Energy Box
Il decreto ministeriale del 5/5/2011 (facente parte del IV conto energia) pone questi requisiti per
considerare un sistema “smart”:
a) Mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione
b) Consentire la disconnessione dalla rete a seguito di un comando da remoto
c) Aumentare la selettività delle protezioni, al fine di evitare fenomeni di disconnessione
intempestiva (per impianto fotovoltaico)
d) Consentire l’assorbimento o l’erogazione di energia reattiva
e) Limitare la potenza immessa in rete (per ridurre le variazioni di tensione)
f) Evitare la possibilità che gli inverter possano alimentare i carichi elettrici della rete in
assenza di tensione sulla cabina di rete
Probabilmente la novità più promettente fra le declinazioni di smart grid è la micro grid.
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La micro grid Una micro grid è un sistema di distribuzione in bassa tensione, comprende unità di generazione
diffusa (DG), unità di storage diffuso (DS) e carichi controllabili (Figura 10). Questo sistema offre
notevoli possibilità di controllo sulle operazioni di rete. La micro grid è dunque un sistema chiuso
connesso comunemente alla rete tradizionale di distribuzione MT tramite una singola porta
elettrica ed è visibile dalla rete a monte come un singolo carico o generatore a seconda del flusso
di potenza, ma dal profilo noto e controllabile. La micro grid può anche operare in modo isolato
dal resto della rete, in caso di guasto a monte o di qualità della tensione fornita giudicata
insufficiente; la micro grid dunque rappresenta dal punto di vista degli utenti finali connessi
internamente ad essa un incremento di qualità della tensione fornita e soprattutto di affidabilità
dell’alimentazione.
Figura 10 Schema di una tipica struttura a micro grid composta da carichi, unità di generazione e accumulo
15
Tra i benefici derivanti dal passaggio ad un sistema a micro grid possiamo vedere:
Maggiore efficienza energetica data dalla micro cogenerazione, resa possibile da un
sistema basato sul massiccio utilizzo di generazione diffusa
Maggiore qualità dell’energia e affidabilità della rete per l’utente finale
Offre uno sbocco finalmente sostenibile dalla rete allo sviluppo delle sorgenti di energia
rinnovabile, protegge la rete a monte tenendo sotto controllo inversione di flusso e
irregolarità nell’erogazione tipica di queste sorgenti
Permette di ridurre il carico sulla rete di trasmissione, limitando le perdite grazie alla
minore distanza percorsa dall’energia e in prospettiva, con l’aumento costante del carico
elettrico, permetterà di non espandere ulteriormente le reti interconnesse di trasmissione
e distribuzione, con ingente risparmio per la comunità
Vediamo ora (tabella nella pagina successiva) le principali differenze fra l’approccio tradizionale
alla distribuzione (il sistema centralizzato) e questo nuovo approccio di pianificazione della
distribuzione basato sulle micro grid e l’intensivo uso di DER (termine che racchiude in sé sia la
generazione diffusa che lo storage, altrettanto importante nella distribuzione a micro grid).
Nel sistema di distribuzione convenzionale tutti gli utenti forniti dalla stessa cabina primaria
godono più o meno della stessa qualità del servizio. Ad oggi è concessa una certa diffusione di GD
ma questa è tenuta bassa per prevenire gli effetti negativi che una eccessiva generazione dal basso
può causare. Tuttavia attualmente queste unità di generazione non possono provvedere ad alcuna
azione di regolazione, facoltà che è ancora riservata solo ai grossi impianti centralizzati. Per il
momento la generazione diffusa, specialmente da fonti rinnovabili, è più che altro fonte di
preoccupazione per il gestore della rete di distribuzione, a causa dell’irregolarità nell’erogazione,
della difficoltà nella regolazione di tensione e dell’inversione di flusso. Vediamo anche come in
seguito ad eventi di guasto sulla rete radiale, anche se ci fossero sufficienti unità di storage o
generazione a valle del guasto per alimentare i carichi, la rete deve essere forzatamente
disconnessa.
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Approcci alla pianificazione di sistemi di distribuzione
Passato Presente Futuro
Approccio Convenzionale Sistema energetico
decentralizzato Micro grid
Tipo di generazione Centralizzata
Parzialmente
decentralizzata, con
bassa/media
diffusione di DER
Decentralizzata, con
media/alta diffusione
di DER
Carichi Nessuna
differenziazione
Differenziazione dei carichi in base alla qualità
della tensione richiesta e controlli
personalizzati per singolo carico
Network di
distribuzione
Passiva, alimentata da
cabine primarie
Rete semi-attiva, prime componenti “smart” quali ad
esempio il tele gestore di ENEL distribuzione
che comprende un contatore intelligente
il quale invia le rilevazioni
dinamicamente ad una centrale di
raccolta e monitoraggio dei dati
Rete attiva con flussi
bidirezionali di
scambio di potenza
Gestione degli
imprevisti
Disconnessione dei
carichi basata su
rilevazioni della
frequenza,
disconnessione totale
di porzioni di rete
Disconnessione dei
carichi in ordine di
priorità,
disconnessione dei
DER
Isolamento e operatività autonoma, gestione di domanda e offerta per situazioni
di emergenza, condivisione di
energia con micro grid adiacenti
Rispetto a quanto visto per il sistema tradizionale, l’approccio a micro grid permette:
Minori perdite sulla rete grazie alla minore distanza fra generazione e carico
Un sistema più sicuro ed affidabile con la possibilità di offrire uno standard di
alimentazione differenziato, basato sulle esigenze del singolo utente finale
Una struttura di distribuzione che possiede internamente le unità di generazione e
accumulo necessarie ai carichi interni (seppur con una eventuale selettività del carichi
essenziali e privilegiati) e soprattutto gli strumenti per il controllo e la regolazione senza
necessità di appoggiarsi alla rete principale e dunque in grado di sopravvivere in servizio
isolato in caso di guasti a monte o comunque alimentazione insufficiente dalla rete.
17
Architettura della micro grid
Una micro grid può far parte del sistema di distribuzione in MT o BT e può comprendere carichi
serviti da più unità di generazione e accumulo. La micro grid è generalmente connessa alla rete a
monte tramite un singolo punto di raccordo (dotato di interruttore) e può passare da uno stato
connesso ad uno in servizio isolato (IG) nel quale l’interruttore apre fisicamente il contatto. Nel
momento in cui opera connessa alla rete può agire in modo “dipendente dalla rete” (GD) o
“indipendente dalla rete” (GI) dove la differenza fra i due stati sta negli scambi di potenza e nelle
facoltà di regolazione interna concesse alla micro grid. Tra le più tipiche forme che una micro grid
può assumere abbiamo:
Micro grid per distribuzione pubblica (in verde in Figura 8)
È una rete con caratteristiche da micro grid, serve un numero ampio e una tipologia vasta
di edifici che possono essere di tipo residenziale, industriale o commerciale e offre loro una
qualità superiore del servizio prevedendo la possibilità di brevi periodi di servizio isolato in
caso di guasti o lavori sulla rete principale. Possono anche essere pianificati isolamenti
programmati per ridurre il carico sulla rete nelle ore di picco di richiesta energetica.
Solitamente contiene unità di generazione diffusa piuttosto potenti come impianti
fotovoltaici o eolici di media grandezza, centrali a biogas e a biomassa e può offrire servizi
ausiliari come erogazione di potenza reattiva o la distribuzione di energia termica per il
riscaldamento grazie alla presenza di micro cogenerazione. Può anche contenere ulteriori
micro grid all’interno destinate al servizio di strutture richiedenti una qualità superiore e
dunque una progettazione più specifica
Micro grid per complessi industriali o commerciali (in blu e arancio in Figura 11)
Questo tipo di rete ha solitamente una estensione minore rispetto alla micro grid per
distribuzione pubblica ed offre un livello di qualità del servizio superiore. Per questo può
essere la scelta migliore per alimentare carichi critici, per esempio complessi industriali,
ospedali o campus universitari. Questo tipo di micro grid garantisce la massima continuità
del servizio gestendo con ottime prestazioni il passaggio da servizio connesso a servizio
isolato, senza variazioni drastiche di alimentazione. L’isolamento può essere una risorsa
per incrementare l’affidabilità, ma anche per ridurre i costi di esercizio, accumulando
energia dalla rete tramite unità di accumulo quando il prezzo dell’energia è basso e
utilizzandola, in servizio isolato in combinazione con le unità di generazione interna,
quando il prezzo dell’energia è inevitabilmente superiore, con enormi vantaggi economici.
18
Figura 11 Topologia di una tipica micro grid che include la MG per distribuzione pubblica (in verde), la MG per complesso di attività industriali o commerciali (in blu), la MG per singolo edificio (in arancio)
Micro grid remota (Figura 12)
Storicamente questo è stato il primo tipo di micro grid sperimentata proprio perché è
l’utilizzo più immediato e naturale di questo approccio alla distribuzione. La micro grid
remota serve ad elettrificare zone che non vengono altrimenti raggiunte dalla rete di
distribuzione tradizionale come isole o aree rurali di paesi in via di sviluppo. In questo caso
dunque l’utilizzo di unità di generazione e storage diffuso risulta sempre la soluzione
migliore per il costo e la dimensione ridotta dell’area da alimentare. Inoltre, grazie
all’integrazione di micro cogenerazione nelle aree vicine ai carichi, è possibile fornire anche
energia termica. La realizzazione di una micro grid costantemente in servizio isolato
presenta una serie di problematiche come ad esempio la necessità di sovradimensionare i
DER per la stabilità della frequenza o la necessità di creare in loco la potenza reattiva più
altre questioni che affronteremo più avanti nel capitolo dedicato alle problematiche delle
micro reti in servizio isolato.
19
Figura 12 Architettura di una micro grid remota
La transizione da sistema elettrico tradizionale a sistema basato su micro grid
il passaggio dal sistema di distribuzione attuale ad uno basato su micro grid porterà grandi benefici
all’utente finale e alla comunità in generale. L’uso di DER e micro cogenerazione eleveranno la
qualità generale del servizio e permetteranno un minore impatto ambientale; tuttavia numerosi
aspetti di gestione andranno chiariti e perfezionati per rendere effettivamente realizzabile e
gestibile una rivoluzione energetica di queste proporzioni. In un sistema tradizionale un unico
soggetto pianifica la distribuzione di carichi e sorgenti ed è responsabile della regolazione, in
un’ottica di micro grid invece molti soggetti privati vedranno un’opportunità per entrare nel
mercato energetico grazie alle opportunità offerte dalla generazione diffusa. Tuttavia un singolo
imprenditore privato pianifica le proprie azioni per avere il massimo profitto personale, mentre il
distributore cerca di garantire la protezione della rete e dunque questi due ruoli sembrano in un
certo senso conflittuali. Bisognerà creare un sistema di regole ed incentivi che consenta di trovare
una situazione di massime prestazioni del sistema in senso sia di regolazione ottimale dei flussi di
potenza che di convenienza economica per i soggetti economici che investiranno nella
realizzazione delle micro grid.
Incentivi dovrebbero essere varati anche per promuovere la regolazione a basso livello e la
produzione di servizi ausiliari quale la fornitura di potenza reattiva in loco.
20
Ottenere massime prestazioni nella progettazione della micro grid
Un passo fondamentale per ottenere le massime prestazioni da una micro grid è il posizionamento
delle unità di accumulo e generazione diffusa nei corretti nodi della rete. L’obiettivo è soddisfare la
richiesta di energia elettrica e termica da parte dei carichi locali oltre al mantenere alte
l’affidabilità e la sicurezza della rete.
1) Bisogna determinare le specifiche delle sorgenti diffuse, stabilendo in particolare :
a) il tipo di sorgente maggiormente disponibile (solare, eolica, microturbina, …) nella data
circostanza
b) un accurato dimensionamento delle varie sorgenti
c) Il miglior posizionamento delle sorgenti, inteso come nodo a cui connetterle (Figura 13)
d) Valutare la necessità di unità di accumulo e dimensionarle correttamente
2) Bisogna determinare gli aspetti operativi per ogni configurazione della micro grid:
a) Operazioni in modalità GD (“grid-dependent”) quali:
i. Operazioni di import/export
ii. Riduzione della richiesta di energia alla rete a monte durante le
ore di picco
iii. Gestione dei flussi di potenza in un’ottica di mercato libero con
l’utilizzo di unità di storage
b) Operazioni in modalità GI (“grid-independent”) : parziale gestione autonoma degli scambi
di potenza fra generazione diffusa e carico con lo scopo di ridurre gli scambi con la rete a
monte (possono essere assorbiti dalla rete servizi ausiliari come ad esempio la potenza
reattiva necessaria ai carichi)
c) Operazioni in servizio isolato: completa gestione autonoma degli scambi di potenza fra
generazione e carico con fornitura interna dei servizi ausiliari normalmente richiesti alla
rete a monte
Ci sono sempre molti vincoli e problematiche da tenere in considerazione nella realizzazione della
micro grid; a livello tecnico le problematiche più rilevanti sono:
Le perdite interne del sistema
La stabilità della tensione, compreso il monitoraggio dell’andamento di tensione ai
morsetti dei generatori
Condizioni di squilibrio fra generazione e carico e vari parametri di qualità della tensione
21
Figura 13 esempio di un posizionamento ottimale dei DER in una data micro grid
Oltre agli aspetti tecnici sono molto rilevanti nella realizzazione della micro grid gli aspetti di tipo
economico. L’investimenti rappresentato della realizzazione e gestione della micro grid, i derivati
dalla vendita nel libero mercato di energia e di servizi ausiliari e i costi derivanti dalla
manutenzione sono parametri da tenere in considerazione per una necessaria sostenibilità
economica del progetto.
Le strategie di ottimizzazione, da realizzare tramite gestione del sistema di controllo interno alla
micro rete, saranno diverse per i vari gestori. Questo a causa delle infinite varietà di modi in cui la
micro grid può essere realizzata e a seconda degli obiettivi dei gestori stessi che possono essere
imprese fornitrici di energia elettrica, che vogliono ottimizzare la vendita di energia nel mercato
libero; consumatori stessi, con l’obiettivo di ridurre i costi dell’energia, imprese di distribuzione,
con piani di espandere progressivamente la rete e infine anche governi e amministrazioni
pubbliche che cercano parametri e dati sull’impatto delle micro grid sul sistema energetico
complessivo.
22
Gli strumenti realizzati per supportare la realizzazione e l’ottimizzazione sono diversi; è possibile
realizzare simulazioni statiche o dinamiche considerando i diversi parametri di generazione e dei
carichi, le dinamiche lente e veloci introdotte dalle interfacce di elettronica di potenza delle unità
di generazione e accumulo e l’andamento dei carichi visti come sistema stocastico (andamento
probabilistico di un sistema dinamico).
Le protezioni nella micro grid
In una micro grid l’andamento delle correnti di corto circuito varia significativamente a seconda
della configurazione in cui sta operando (Grid-Dependent, Grid-Independent, Isolated Grid) e,
soprattutto in caso di servizio isolato, le protezioni tradizionali possono non essere più sufficienti a
proteggere la rete. In ogni tipo di rete di distribuzione inoltre la connessione di generazione diffusa
complica la gestione, sia per quanto riguarda il profilo di tensione, che viene molto alterato
quando connettiamo un generatore diffuso ad un nodo a causa dell’iniezione di potenza attiva nel
nodo stesso, sia per quanto riguarda l’andamento, potenzialmente bidirezionale (Figura 14) delle
correnti di cortocircuito. Inoltre alcune unità di generazione diffusa iniettano nella rete potenza
elettrica monofase e ciò modifica il comportamento in caso di guasto. In più il comportamento dei
generatori è comandato e gestito in modo dinamico dai controllori della rete e ciò comporta un
ulteriore grado di difficoltà nel dimensionare le protezioni.
Figura 14 Problema tipico di protezione dovuto alla corrente bidirezionale di corto circuito
23
Le strategie di protezione variano a seconda del tipo di generatore che può essere sincrono,
asincrono o interfacciato con inverter. In particolare i generatori dotati di inverter hanno un
comportamento particolare poiché essendo l’inverter un componente di elettronica di potenza è a
corrente limitata e pertanto un evento di cortocircuito provoca una variazione più significativa nel
profilo di tensione piuttosto che nella corrente circolante; questo da un lato è un bene per la
sicurezza della rete, ma dall’altro rende molto difficile l’individuazione del guasto e il
dimensionamento delle protezioni. Una strategia adottata in questo caso sfrutta il fatto che il
comportamento dinamico di questi generatori può essere controllato: se c’è abbastanza energia
accumulata nelle unità di storage, posso imporre all’inverter di simulare un comportamento da
generatore sincrono nel momento in cui un guasto viene rilevato, il dimensionamento delle
protezioni risulta in questo modo semplificato.
La qualità delle protezioni si valuta in termini di rapidità di intervento e selettività delle protezioni;
la rapidità è semplicemente il tempo di intervento degli interruttori, la selettività è la capacità
delle protezioni di escludere una minor porzione di rete possibile nell’intorno del guasto. Mentre
la rapidità è benefica per la sicurezza della rete, che viene sottoposta per meno tempo alle intense
correnti di corto circuito, la selettività è fondamentale per una buona continuità del servizio,
poiché implica che la parte di circuito aperta a causa di un evento di guasto sarà il più ridotta
possibile. Ovviamente rapidità e selettività delle protezioni sono parametri conflittuali e
aumentare l’uno significa normalmente compromettere l’altro.
Tradizionalmente per realizzare la selettività si pongono una serie di relè posti successivamente sul
percorso da monte a valle. Questi relè possono essere coordinati con selettività amperometrica o
cronometrica, ovvero due metodi basati sul fatto che (in un sistema centralizzato) la corrente
fluisca da monte a valle.
Con un’alta penetrazione di unità di accumulo e generazione diffusa, questi semplici metodi di
coordinamento delle protezioni non sono più efficaci perché, come abbiamo già visto danno vita a
isole indesiderate di tensione. Finché si tratta di porre DER su una rete radiale tradizionale una
soluzione può essere l’utilizzo di protezioni logiche che aprano i vari generatori e accumulatori in
caso di evento di guasto per evitare isole indesiderate. Tuttavia in un approccio a micro grid anche
questo tipo di protezioni più avanzate diventa obsoleto perché il servizio isolato deve essere una
condizione normale di funzionamento della rete e le protezioni devono essere in grado di rilevare
la formazione di un isola di tensione senza tuttavia aprire l’interruttore dei DER, ma modificando il
24
proprio comportamento per offrire all’utenza la stessa sicurezza e qualità anche in servizio isolato.
In questo modo l’isola di tensione non è più fonte di problemi per il distributore, ma diviene un
metodo efficace per incrementare affidabilità e continuità del servizio anche in caso di guasto a
monte o di lavori programmati sulla rete.
Per l’efficiente protezione della micro grid sarà dunque necessario sviluppare dispositivi ancora più
“smart” delle attuali protezioni logiche, garantire un canale di comunicazione efficiente fra
dispositivi di rilevazione e protezioni, e integrare i controllori dei singoli DER nel sistema di
protezioni per coordinare il comportamento degli inverter con quello delle protezioni.
Approfondimento sulle componenti della micro grid Le unità di generazione diffusa sono sorgenti di energia elettrica (in alcuni casi combinata con
generazione di energia termica per incrementarne il rendimento) poste in vicinanza ai carichi che
alimenta. Queste sorgenti possono offrire diversi benefici se correttamente implementate nella
rete, come ad esempio garantire la certezza dell’alimentazione e ridurre la richiesta di potenza a
monte con conseguente riduzione delle perdite dovute alla trasmissione.
DG (“distributed generation”) e DS (“distributed storage”) sono le componenti fondamentali
dell’approccio alla distribuzione a micro grid, oltre all’interruttore di interconnessione
(“interconnection switch”) con la rete di distribuzione, al sistema di protezione e controllo e
ovviamente ai carichi alimentati (Figura 15).
Figura 15
25
Distributed generation
Come già visto in precedenza le unità di generazione diffusa sono generatori di piccola taglia
connessi alla rete di media o bassa tensione, posti solitamente vicini ai carichi che alimentano.
Molte di queste sorgenti necessitano di una interfaccia di elettronica di potenza. L’interfaccia
converte la potenza meccanica o di altra natura entrante nel generatore in potenza elettrica.
Questa interfaccia può anche convertire corrente continua in corrente alternata ed è chiamato
“invertitore” o “inverter”, mentre la sua funzione antitetica è rappresentata dal “raddrizzatore”
che invece converte corrente alternata in continua. Spesso la stessa interfaccia contiene entrambe
le funzioni e viene chiamato semplicemente inverter. È possibile usare l’inverter per variare
l’ampiezza delle grandezze in regime sinusoidale, usandolo cioè come trasformatore passando da
alternata a continua (raddrizzatore) e poi di nuovo in alternata a frequenza e ampiezza desiderate
(inverter); questo permette di avere un grande controllo sulla forma d’onda in uscita e quindi
consente di ottenere una qualità della tensione molto elevata. L’inverter è posto dunque in un
livello intermedio fra generatore e rete a cui è connesso e può fornire un’azione di trasformazione,
controllo di tensione e frequenza.
Un’unità di generazione diffusa può essere di tipo controllabile o non controllabile a seconda che
la potenza istantanea erogata sia regolabile da un controllore esterno. Normalmente le sorgenti
rinnovabili sono di tipo non controllabile, mentre quelle alimentate da combustibili fossili (Figura
16) sono più flessibili nell’erogazione e dunque controllabili. Le unità controllabili possono essere a
risposta lenta o rapida a seconda dei tempi di risposta al comando di regolazione.
Figura 16 Il motore a combustione interna è un esempio di unità di generazione controllabile
26
Distributed storage
Le unità di accumulo vengono usate nella realizzazione di micro grid con numerosi benefici e
miglioramenti nella qualità del servizio offerto:
1. permettono alle sorgenti (non intermittenti) di lavorare in regime costante, aumentandone
l’efficienza, facendosi carico delle variazioni istantanee di potenza richiesta dai carichi
2. permettono ai carichi di avere un’alimentazione stabile anche se le sorgenti connesse alla
micro grid sono alimentate da fonti rinnovabili che hanno un andamento variabile e non
controllabile
3. permettono di rendere la generazione diffusa più controllabile, potendo accumulare
l’energia prodotta ed erogarla a piacimento. In particolare questa funzione risulta
estremamente vantaggiosa durante le ore di picco di potenza richiesta, quando il costo
dell’energia è maggiore, è possibile ridurre il prelievo di potenza dalla rete utilizzando
l’energia presente nelle unità di accumulo (a sostegno della generazione) per abbattere i
costi.
La capacità di storage è definita in termini di “densità di energia”, per le necessità di media/lunga
durata, e di “densità di potenza” per le necessità di breve durata. Per densità si intende per unità
di volume (kWh/m3, kW/m3) o per unità di massa (kWh/kg, kW/kg); ovvero più questa è alta più la
capacità aumenta a parità di ingombro o peso dell’accumulatore.
Ci sono molti tipi di accumulatori disponibili che possono essere implementati nelle micro grid;
ciascuno di questi ha un utilizzo privilegiato ed è più o meno adatto in diverse situazioni, tra cui
batterie, super condensatori e volani (flywheels). Le batterie accumulano energia sotto forma di
energia chimica e necessitano poi di convertitori elettronici per fornire corrente alternata alla rete
e viceversa per accumulare energia assorbendola dalla rete. I super condensatori hanno
caratteristiche peculiari, perché offrono un’elevatissima densità di potenza, ma bassa densità di
energia, motivo per cui sono maggiormente adatti a fornire grande potenza per un breve periodo
e garantiscono un altissimo numero di cicli di ricariche. Il volano è un particolare tipo di storage
che può convertire e accumulare energia elettrica sotto forma di energia cinetica. Per limitare al
massimo le perdite ( anche aerodinamiche) il rotore del volano lavora sotto vuoto e ruota sospeso
su cuscinetti magnetici senza attrito meccanico. L'energia meccanica accumulata nella massa
inerziale del rotore può essere convertita in tempi brevissimi in una tensione continua, oppure in
una terna di tensioni alternate alla frequenza desiderata. L'uso del volano per accumulare energia
è molto interessante, poiché può offrire un migliore rapporto capacità energetica/massa rispetto
alle batterie chimiche, un output maggiore, una resa migliore, una densità di carica superiore e un
tempo di ricarica inferiore.
27
Associando una unità di accumulo ad una sorgente di tipo non controllabile posso rendere
quest’ultima di tipo controllabile (Figura 17). La potenza elettrica erogata dalla sorgente viene
assorbita interamente dall’accumulatore il quale, tramite un inverter, cede potenza alla rete in
maniera costante e controllabile.
Figura 17 Generatori non controllabili accoppiati con unità di storage diventano unità controllabili, connessi alla rete tramite inverter
Interruttore di interconnessione
È l’interruttore posto a connessione fra la rete di distribuzione e la micro grid. Questo componente
riunisce in sé molte funzioni quali l’interruttore stesso, la funzione di protezione, la capacità di
effettuare misure su entrambe le porte elettriche tramite trasformatori di misura amperometrici e
voltmetrici e la facoltà di inviare e ricevere segnali e informazioni.
Sistema di controllo
Il sistema di controllo deve gestire in modo sicuro le operazioni della micro grid nelle varie
configurazioni (Grid-Dependent, Grid-Independent, Isolated Grid). Può essere implementato come
sistema centrale, oppure distribuito all’interno dei vari generatori e accumulatori. Quando la rete
opera in servizio isolato, il sistema di controllo deve gestire la regolazione di frequenza e tensione,
provvedere alla gestione (assorbimento o generazione) della potenza attiva necessaria al
funzionamento dei carichi, ma anche di quella reattiva (che deve essere prodotta in loco) e gestire
le protezioni logiche della rete. In particolare, la regolazione di tensione e frequenza sono aspetti
fondamentali e molto complessi da gestire quando la rete è in servizio isolato.
28
Le tecniche di controllo di una micro grid possono essere molto differenti rispetto a quelle usate
per il controllo della rete elettrica tradizionale a generazione concentrata. Questo principalmente
per la presenza di unità di accumulo e generazione diffusa, in particolare per le seguenti ragioni:
Le caratteristiche statiche e dinamiche dei DER, specialmente di quelli interfacciati con
inverter, sono molto diverse da quelle dei convenzionali generatori rotanti di grandi
dimensioni
Una micro grid soffre intrinsecamente di un certo grado di squilibrio tra le fasi, dovuto al
fatto che molte sorgenti diffuse e carichi connessi ad essa sono di tipo monofase
Una considerevole parte di generazione diffusa può provenire da fonti rinnovabili dunque
non controllabili
Una micro grid può avere carichi richiedenti livelli di qualità di tensione differenti
Di fatto, mentre le tecniche di controllo per la rete elettrica tradizionale sono ormai standardizzate
e consolidate, il controllo della micro grid dipende molto dai tipi di generatore usati e dalle
necessità dei carichi in termini di potenza richiesta e qualità della tensione desiderata.
Controllo dei carichi
La micro grid può servire carichi di tipo elettrico o termico. In caso di discrepanze fa generazione e
richiesta interna può utilizzare la connessione con la rete a monte come canale per richiedere
potenza aggiuntiva o dove confluire eventuale potenza in eccesso (modalità grid-dependent o grid-
independent). Nel caso di servizio isolato o di tetto massimo di energia prelevabile dalla rete si può
ricorrere alla selettività dei carichi per mantenere in pareggio il bilancio di potenza fra generazione
e carico, condizione fondamentale per la stabilità della frequenza. Alcuni carichi hanno un profilo
di assorbimento programmabile e questo permette di ottimizzare l’andamento della richiesta
totale. Distribuendo i carichi posso livellare il picco di potenza richiesta e sfruttare al massimo i
periodi nei quali il costo dell’energia è inferiore o comunque la potenza generata dalle sorgenti
interne non è sfruttata completamente.
29
Livelli di controllo
Il controllore che supervisiona le operazioni può essere di tipo centralizzato o decentralizzato, ed è
diviso in 3 livelli:
1. Distributore (es. ENEL distribuzione, a2a distribuzione,…) o fornitore di energia (es. ENEL
energia, Edison,…)
2. Controllore centrale della micro grid (MCC)
3. Controllori locali (LC) associati ai singoli DER
Il distributore regola all’interno di un’area molto ampia che comprende spesso più di una micro
grid, mentre i fornitori sono responsabili delle operazioni commerciali nelle singole aree. Le due
entità non operano internamente alla micro grid, ma sono deputate alla regolazione della rete di
distribuzione nell’area a cui si connette la micro grid. Il controllore centrale è l’interfaccia
principale fra rete a monte e micro grid. I controllori locali supervisionano le porte elettriche dei
carichi e dei DER connessi alla micro grid. I compiti di MCC e LC variano a seconda che la strategia
di controllo utilizzata sia di tipo centralizzato o decentralizzato, tuttavia alcune operazioni vengono
in ogni caso effettuate localmente dal LC in modo automatico senza bisogno di controllo superiore
da parte del MCC come ad esempio la regolazione di tensione.
Controllo centralizzato
In una strategia di controllo centralizzato (Figura 18) l’MCC ottimizza gli scambi di potenza fra
micro grid e rete a monte con l’obiettivo di massimizzare la produzione locale in rapporto ai prezzi
di mercato e ai vincoli per la sicurezza della rete. Il controllo è raggiunto impostando set point alle
unità di accumulo e generazione diffusa e ai carichi controllabili interni alla micro grid.
Figura 18 Flusso di informazioni in un sistema di controllo centralizzato
30
Il MCC prende decisioni in tempi prestabiliti (es. ogni 15 minuti prende decisioni per la successiva
ora). I controllori locali (LC) dei generatori inviano regolarmente al MCC informazioni riguardanti il
proprio livello di produzione, mentre i LC dei carichi pongono richieste in base alla potenza
istantanea necessaria al carico. In base all’andamento del mercato il MCC 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
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 MCC i controllori locali regolano il proprio set point e
preparano la richiesta per il successivo periodo di controllo
Controllo decentralizzato
L’approccio decentralizzato intende lasciare la massima libertà 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 unità, ma rivolte all’ottimizzazione massima delle performance
della rete. Il particolare questa architettura di controllo deve essere in grado, al pari della
controparte centralizzata, di svolgere compiti di analisi economica, di valutazioni di criteri per la
sostenibilità 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.
31
Le problematiche delle micro reti in servizio isolato Come abbiamo già visto la rete di distribuzione è causa di circa il 90% delle interruzioni lunghe e
brevi della tensione di alimentazione, oltre che delle micro interruzioni e dei buchi di tensione;
tutti eventi che abbassano la qualità del servizio e l’affidabilità della rete e sono dovuti appunto a
guasti temporanei o permanenti alla rete di distribuzione. La micro grid può essere la soluzione
per incrementare qualità e affidabilità del servizio, con costi inferiori rispetto ad eventuale lavoro
di perfezionamento della rete di distribuzione, proprio per la sua capacità di operare in servizio
isolato.
Una porzione di rete (micro grid) opera in servizio isolato se, disconnessa dalla rete di
distribuzione, è in grado di effettuare una regolazione di tensione e frequenza tramite il proprio
sistema di controllo e possiede uno standard richiesto di protezione per la sicurezza delle persone
e per l’integrità della rete in una condizione di flusso di potenza istantanea bidirezionale.
In servizio isolato dunque la micro grid deve provvedere alla regolazione di tensione e di
frequenza, controllare le unità di storage e generazione diffusa in modo da provvedere
all’erogazione della potenza attiva richiesta dai carichi, oppure assorbire quella in eccesso. Questo
a causa del fatto che in servizio isolato non è possibile appoggiarsi alla connessione con la rete a
monte per assorbire o cedere potenza in caso di discrepanze fra generazione e richiesta.
La regolazione di frequenza nel servizio isolato
La regolazione di frequenza è un problema consistente per via della natura molto diversa delle
unità di generazione diffusa rispetto alle grandi centrali elettriche tradizionali. Nel sistema
tradizionale centralizzato la regolazione di frequenza è operata nelle grandi centrali connesse alla
rete di trasmissione, dotate di generatori rotanti di grandi dimensioni i quali introducono effetti
auto stabilizzanti grazie all’inerzia delle masse rotanti (rotori). Nella micro grid invece, nonostante
non sia raro trovare generatori sincroni e a induzione di piccole dimensioni, accade che la grande
maggioranza delle unità di generazione sia interfacciata alla rete con inverter, e dunque priva di
inerzia. Per questo motivo la micro grid in servizio isolato, se priva di regolazione, può essere
soggetta a grandi variazioni di frequenza a causa di squilibri fra erogazione e richiesta di potenza
attiva.
32
La soluzione alle variazioni di frequenza è dunque quella di annullare costantemente il divario fra
potenza generata e potenza assorbita dai carichi. . Il controllore, centralizzato o decentralizzato,
deve sfruttare la capacità degli inverter di controllare la potenza attiva erogata combinando
questa facoltà con un sistema di misura della caduta di frequenza (rappresentato per esempio da
masse rotanti connesse alla rete). Tuttavia mentre le variazioni di carico sono rapide, la risposta
dinamica dei generatori, come ad esempio micro turbine e celle a combustibile, è molto lenta e
questo pone seri problemi nell’assecondare l’andamento della richiesta dei carichi. Una soluzione
efficace si rivela l’adozione di unità di accumulo da accompagnare ai generatori, ovvero batterie,
supercondensatori o volani. Questi strumenti hanno una costante di tempo molto più rapida
rispetto alle unità di generazione e un elevata densità di potenza e sono dunque ideali per fornire
una pronta risposta alle variazioni di carico.
Strategie di controllo per operazioni di isolamento (passaggio da servizio connesso a
servizio isolato)
Vediamo ora il modello, realizzato con Matlab/Simulink, di una micro grid alimentata da sole unità
di generazione interfacciate alla rete con inverter. La rete in questione viene sottoposta a diverse
condizioni di carico e disconnessa dalla rete, passando dunque da servizio connesso a servizio
isolato. Si può vedere come le adozioni di unità di storage dalla risposta dinamica rapida e di una
strategia di disconnessione di carichi non prioritari (load shedding) risultino opzioni efficaci per
mantenere stabile la frequenza. L’isolamento può essere un evento indesiderato, causato da un
guasto alla rete di distribuzione, oppure pianificato per questioni di manutenzione o per alleviare il
flusso di potenza sulla rete a monte nelle ore di picco di richiesta. In questo secondo caso posso
regolare il carico per pareggiare potenza attiva generata e richiesta in modo da limitare il
transitorio al momento della disconnessione e facilitare la regolazione al sistema di controllo. In
caso di guasto il distacco dalla rete inevitabilmente andrà ad affliggere in modo più marcato
l’andamento della frequenza.
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1. Modello di unità di generazione diffusa
Nella letteratura sono disponibili numerosi modelli per le varie unità di generazione disponibili.
Qui è illustrato brevemente1 il modello di una cella ad ossido solido (solid oxide fuel cell – SOFC)
(Figura 19), realizzato assumendo diverse semplificazioni:
il gas combustibile è ideale (un solo valore di pressione all’interno degli elettrodi)
la temperatura della pila è stabile
consideriamo solo perdite per effetto Ohm
vengono modellizzate sia unità ad alta velocità “single-shaft” (SMMT) con un generatore sincrono,
sia unità “split-shaft” con generatore a induzione. Entrambi necessitano di convertitore ac/dc/ac
per la connessione alla rete.
Figura 19 Modello Simulink della pila ad ossido solido
Oltre al SOFC viene incluso nel modello un generatore eolico connesso alla rete direttamente con
un generatore a induzione (modello già disponibile in Simulink) e un banco di pannelli fotovoltaici
che assumiamo per semplicità erogare la massima potenza possibile alla data temperatura e
irraggiamento.
1 Descrizioni complete della pila a ossido solido e del suo modello possono essere trovate in Y. Zhu and K. Tomsovic
“development of models for analysing the load following performance of microturbines and fuel cells”, Elect. Power Syst. Res., vol. 62 no. 1, pp. 1-11, Maggio 2002
34
2. Modello di unità di storage
Considerando il periodo di interesse per cui viene lanciata la simulazione possiamo considerare gli
accumulatori (batterie o flywheel) come sorgenti DC a tensione costante interfacciati con la rete
tramite inverter. Questi dispositivi agiscono come sorgenti di tensione controllata (con risposta
agli ingressi molto rapida) necessarie a gestire improvvise variazioni di generazione o carico. In
realtà gli accumulatori hanno una quantità finita di energia accumulabile. La potenza attiva
necessaria a bilanciare generazione e carico viene iniettata nella rete usando un controllore dotato
di regolazione statica (potenza erogata funzione lineare decrescente della frequenza di sistema).
3. Modello di inverter
L’inverter può essere controllato con due strategie differenti:
Controllo di tipo PQ: l’inverter deve soddisfare un livello prestabilito di potenza attiva e
reattiva erogata. Questo gruppo di sorgenti è usato per alimentare i carichi e il livello di
potenza erogata è stabilito dal controllore locale o direttamente dal MGCC.
Controllo di tipo Voltage Source Inverter (VSI): l’inverter è controllato per erogare potenza
attiva e reattiva in quantità stabilite in proporzione a frequenza e tensione.
Questo controllore emula il comportamento dei generatori sincroni usati per la regolazione
nelle grandi centrali elettriche; in questo modo serve a regolare secondo una funzione di tipo
statico (Figura 20, 21) sia per la regolazione in frequenza che per la regolazione in tensione.
Figura 20 Caratteristica di regolazione statica di frequenza
Figura 21 Schema a blocchi relativo al funzionamento del VSI
35
L’azione del VSI è divisa in due fasi. Mentre i livelli di tensione e frequenza di riferimento
(regolazione secondaria) vengono imposti in modo dinamico dal sistema di controllo, la
regolazione primaria è automatica e si basa su misure effettuate localmente dall’inverter; in
questo modo la prima risposta a variazioni di frequenza o tensione è immediata e non deve
attendere elaborazione e risposta da parte del sistema centrale, cosa che sarebbe più lenta e
poco pratica.
Controllo per inverter durante temporanei sovraccarichi e corto circuiti: questo tipo di
controllo serve a reagire a disconnessioni improvvise dalla rete; infatti se al momento della
disconnessione il carico è molto superiore all’alimentazione i VSI tenderanno a fornire
un’elevata potenza in ordine di ristabilire l’equilibrio portando a sovraccarichi e dunque
sovracorrenti con conseguenze negative per la sicurezza della rete. In questo caso le strade
percorribili sono due:
Permettere una temporanea disconnessione di carichi non preferenziali Permettere un sovraccarico dei VSI; in questo caso è necessario sovradimensionare i VSI
per renderli in grado di soddisfare questo compito.
4. Modello dei carichi
In questo modello di micro grid vengono considerati due tipi di carico:
Impedenze costanti
Motori a induzione con potenza nominale compresa fra 3 e 10 kW (il modello del motore è
quello disponibile nel toolbox Matlab Simulink SimPowerSystems)
Alcuni dei carichi vengono modellizzati per essere disconnessi e riconnessi proporzionalmente alla
variazione di frequenza.
5. Realizzazione della rete e definizione del metodo di controllo
Una volta definiti gli elementi del modello viene realizzata la rete. Se la micro grid opera connessa
alla rete di distribuzione principale posso impostare tutti gli inverter in modalità PQ in quanto la
regolazione è affidata al sistema centralizzato tradizionale; tuttavia in caso di distacco non
programmato la micro grid si ritroverebbe incapace di provvedere alla propria regolazione, per
questo è meglio impostare una parte dei generatori in modalità PQ, in modo da generare una
parte dell’alimentazione richiesta, e una parte dei generatori in modalità VSI, in modo da farli
intervenire solo in caso di isolamento della micro grid per fornire la regolazione primaria di
tensione e frequenza.
36
Mentre la prima risposta viene data dai VSI in base alle misurazioni locali di tensione e frequenza,
una corretta regolazione primaria di frequenza deve essere gestita da un sistema di controllo e
comprende anche la gestione del riferimento di potenza erogata da parte dei PQ. Questo sistema
di controllo può essere implementato in due modi:
Single master operation (SMO) (Figura 22)
Un singolo VSI opera la regolazione (single master) e viene usato come riferimento dal MGCC
per impostare il set point dei vari inverter in modalità PQ.
Figura 22 Schema di controllo per SMO
Multi master operation (MMO) (Figura 23)
Più VSI vengono usati per la regolazione (multi master) e possono essere accoppiati con DS
Figura 23 Schema di controllo per MMO
37
Regolazione secondaria
La regolazione secondaria agisce in concomitanza alla primaria per mantenere stabile la
frequenza; mentre la regolazione primaria ha il compito di arrestare la variazione di frequenza
(normalmente in un punto diverso da quello nominale), la regolazione secondaria agisce sul
livello di riferimento riportando il livello di frequenza al valore nominale. Senza la regolazione
secondaria le unità di storage continuerebbero ad erogare potenza fintanto che la frequenza
non viene riportata al livello nominale, cosa che non è possibile in quanto l’energia
accumulabile è limitata.
Figura 24 Schema a blocchi per la regolazione secondaria
Figura 25 Schema della micro grid usata per la simulazione
38
6. Simulazione e conclusioni
La micro grid usata per la simulazione (Figura 25) è basata su un sistema precedentemente
definito2 da NTUA (National Technical University of Athens). Viene simulata la disconnessione dalla
main grid per valutare la bontà dell’approccio al controllo sviluppato. Descriviamo solo il caso in
cui il sistema di controllo sia implementato in modalità Single master operation ed il passaggio in
servizio isolato sia causato da evento di guasto sulla rete a monte, dunque senza la possibilità 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 con conseguente isolamento 100 ms dopo. La grande
discrepanza fra alimentazione disponibile e carico provoca una iniziale disconnessione di carichi
controllati, che poi vengono riconnessi progressivamente man mano che la regolazione riporta la
frequenza al valore nominale
Vediamo ora l’andamento delle grandezze del sistema:
andamento della frequenza (Hz) 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.
P e Q erogate dall'unico VSI
In questi grafici è interessante osservare come la disconnessione e conseguente riconnessione dei
carichi controllati aiuti la regolazione e influenzi l’erogazione di potenza da parte del VSI (Figura
27) 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
2 Una descrizione più accurata del sistema in questione e dei relativi parametri elettrici può essere trovata in S. Papathanassiou.
Study-Case LV Network. [Online]. Available: http://microgrids.power.ece.ntua.gr/documents/Study-Case%20LVNetwork.pdf.
39
Potenza attiva erogata dalle Celle a combustibile con inverter in modalità PQ
Andamento di tensione e corrente rispettivamente di SPI e PQ
Andamento di tensione ai capi di VSI e PQ
40
La simulazione ha mostrato l’attuabilità di questa strategia di controllo, necessaria per gestire la
regolazione di tensione e frequenza nella situazione critica di passaggio da servizio interconnesso a
servizio isolato; in particolare in una situazione nella quale nessun generatore sincrono di grand
dimensioni è connesso alla rete.
Regolazione di frequenza per micro grid in servizio isolato
1. introduzione
Vediamo ora una seconda simulazione nella quale la rete opera fin dall’inizio in servizio isolato, ma
sperimenta delle variazioni improvvise e non pianificate di carico. Questa rappresenta una
condizione normale, in quanto il carico connesso alla rete varia costantemente ed è compito della
regolazione impedire le conseguenti variazioni di frequenza.
Scopo della simulazione è dunque quello di testare soluzioni per la regolazione di frequenza in
servizio isolato prevedendo la possibilità di variazione repentina di carico. Le due strategie
suggerite per raggiungere l’obiettivo sono:
Dissipare la potenza attiva generata in eccesso attraverso un “carico spazzatura” (dump load)
Il dump load3 consente l’equilibrio nel caso in cui la potenza generata sia maggiore di quella
richiesta (impedisce dunque aumento di frequenza)
Usare unità di accumulo (batterie, flywheel, supercondensatori)
Questa soluzione permette il bilancio di potenza sia quando la generazione supera il carico, sia
viceversa, ma dipende dalla capacità di accumulo delle unità di storage.
In questa simulazione viene usato un sistema ibrido, comprendente sia un dump load, sia unità di
accumulo. Questa soluzione risulta più affidabile delle altre due opzioni, risultando capace di
gestire la frequenza in situazioni complesse, anche quando è coinvolta la generazione da fonti
rinnovabili (potenza erogata molto variabile).
3 Il funzionamento del dump load è stato definito in I. Şerban, C.P. Ion, C. Marinescu, Frequency Control and
Unbalances Compensation in Autonomous Micro-Grids Supplied by RES, The IEEE International Electric Machines and Drives Conference, 3-5 May 2007, Antalya-Turkey e non verrà ripreso in questa trattazione
41
2. Configurazione del sistema
Il sistema (Figura 26) è alimentato da un generatore sincrono (SG) e da un generatore a induzione
(IG) mossi rispettivamente da un impianto micro idroelettrico e da una turbina eolica con velocità
di rotazione in ingresso al generatore fissata
La variazione di frequenza dipende direttamente dalla differenza (ΔP) fra potenza fornita
dall’alimentazione (PMG ) e potenza richiesta dai carichi (PC):
Mentre PC varia in modo casuale, la variabile di controllo del sistema è PMG che deve essere
regolata da un sistema di controllo e regolazione di frequenza.
Figura 26 Il sistema elettrico usato comprendente i carichi della rete, il dump load, i due generatori e il sistema di accumulo
Come VSI (Voltage Source Inverter) viene utilizzato l’inverter che interfaccia l’unità di storage (ESS)
con la rete
42
3. Strategia di controllo
La chiave per garantire la stabilità di frequenza è la strategia di controllo adottata per dump load e
ESS. Anche il dimensionamento del ESS è importante e dipende molto dalla qualità
dell’alimentazione e dunque delle fonti rinnovabili (vento, irraggiamento solare) disponibili in loco.
Oltre al controllore deputato alla regolazione di frequenza è presente un controllore dedicato a
gestire la ricarica dell’unità di accumulo; ciò è fondamentale per garantire il corretto
funzionamento del sistema, in quanto come vedremo, se l’unità di accumulo è scarica la
regolazione non può avvenire.
Lo stato di carica della batteria (S.O.C) è definito fra 1 (100%) e 0 (0%) anche se nella maggior
parte dei casi lo stato di carica minimo non scende sotto il 20% ( ).
Definisco PchESS come la potenza massima di ricarica dell’unità di accumulo.
Tre operazioni sono possibili:
a) Se allora e
La generazione supera la richiesta ed è superiore pure alla potenza massima di carica della
batteria, per cui è necessario che una parte di potenza generata venga dissipata nel dump
load (PDL)
b) Se allora e
La generazione supera la richiesta ed il surplus è utilizzato per ricaricare la batteria
c) Se allora
La generazione è inferiore alla richiesta e la batteria deve fornire la differenza
Bisogna notare che se l’ESS non sarà in grado di fornire potenza attiva e la
regolazione di frequenza non sarà più possibile.
A. Controllo del dump load
La potenza attiva assorbita dal DL è data dalla seguente relazione:
Dove Vmg è tensione di fase e kDL è il ciclo di lavoro utile dato dal controllore di modulazione di
larghezza di impulso (PWM). È molto facile variare PDL variando il ciclo di lavoro utile del PWM.
43
B. Controllo del ESS
Mentre il DL può operare solo come “percorso di scarico” della potenza in eccesso, l’ESS può
fungere sia da carico che da generatore in base al controllo operato dal VSI che è molto più
complesso rispetto a quello del DL e richiede grande potenza di calcolo (Figura 27).
Figura 27 Schema del controllo VSI
4. Simulazione
Il modello per la simulazione viene realizzato con Matlab/Simulink (Figura 28). Il modello contiene
le due sorgenti ( , ). la regolazione di tensione avviene tramite la corrente
di eccitazione del generatore sincrono. Viene aggiunto un banco di condensatori per fornire la
potenza reattiva necessaria. ESS e dump load sono realizzati con i modelli predefiniti nella libreria
Simulink SimPowerSystem ( ).
Vengono realizzati 3 casi di studio:
A. A la batteria è a e si ricarica fino a
A il carico viene aumentato di 2kW e riportato al valore iniziale a
B. la batteria è già carica
A il carico viene aumentato di 2kW e riportato al valore iniziale a
C. la batteria è scarica e non riesce a ricaricarsi
A il carico viene aumentato di 2kW e riportato al valore iniziale a
44
2 3 4 5 6 7 8 s
Figura 28 Modello del sistema realizzato con Simulink
5. Risultati
CASO A:
Andamento di Δp (in p.u.) misurato dal controllore di frequenza
2 3 4 5 6 7 8 s
Andamento della frequenza (Hz)
45
2 3 4 5 6 7 8 s
2 3 4 5 6 7 8 s
2 3 4 5 6 7 8 s
2 3 4 5 6 7 8 s
2 3 4 5 6 7 8 s
Andamento della potenza assorbita dal dump load (in p.u.)
Potenza (in p.u.) assorbita positiva ed erogata negativa dell'accumulatore
CASO B:
Andamento di Δp (in p.u.) misurato dal controllore di frequenza
Andamento della frequenza (Hz)
Andamento della potenza assorbita dal dump load (in p.u.)
46
2 3 4 5 6 7 8 s
Potenza (in p.u.) assorbita positiva ed erogata negativa dell'accumulatore
CASO C:
Andamento di Δp (in p.u.) misurato dal controllore di frequenza
Andamento della frequenza (Hz)
Andamento della potenza assorbita dal dump load (in p.u.)
Potenza (in p.u.) assorbita positiva ed erogata negativa dell'accumulatore
47
Come possiamo vedere nei primi due casi, con l’unità di storage funzionante in modo corretto, il
sistema riesce a stabilizzare la frequenza sia dopo l’aumento di carico, che dopo la riduzione
successiva. Nel caso C con la batteria scarica il sistema non riesce a regolare perché il VSI non ha
energia erogabile per svolgere il suo lavoro di regolazione e la rete si riporta a solo
dopo che il carico è stato riportato al valore iniziale.
6. Simulazione 2
Vediamo ora una simulazione della stessa rete nel caso in cui l’alimentazione proveniente dal
generatore subisca una variazione negativa a rampa dovuta alla riduzione di velocità del vento da
11 m/s per a 8,5 m/s per . I 3 casi A, B e C riprendono le condizioni precedenti di
livello di S.O.C. .
Potenza erogata dal generatore eolico (p.u.)
48
Andamento di Δp (p.u.) misurato dal controllore di frequenza
Frequenza di rete (Hz)
49
Potenza assorbita dal dump load (p.u.)
Potenza (in p.u.) assorbita positiva ed erogata negativa dell'accumulatore
50
Anche in questo caso vediamo come nel momento in cui l’unità di accumulo esaurisce l’energia
interna il VSI non riesce più a regolare (caso C) e la frequenza si stabilizza ad un valore inferiore a
quello nominale a causa della potenza erogata insufficiente.
Regolazione di tensione nel servizio isolato
Anche la regolazione di tensione è fondamentale per garantire stabilità ed affidabilità al sistema.
La regolazione di tensione rappresenta un problema rilevante per la micro grid in servizio isolato,
principalmente a causa dell’alta penetrazione di unità di generazione alimentate da fonti
rinnovabili. Questo tipo di sorgenti inietta in maniera incostante potenza attiva e reattiva nei nodi
della rete provocando una grande escursione di tensione se non vi è una opportuna regolazione.
Essendo la regolazione di tensione un problema locale, questa viene affidata ai controllori locali
situati negli inverter dei DER che regolano senza ricevere direttive unitarie dal sistema centrale,
ma semplicemente in base alle rilevazioni locali sul singolo nodo. Ciò è valido sia per la micro grid
in modalità connessa grid-independent, sia per la micro grid in servizio isolato (IG). La regolazione
sfrutta la facoltà degli inverter di erogare corrente in quadratura con la tensione, dunque potenza
puramente reattiva da cui la caduta di tensione dipende in maniera diretta.
Sicurezza e continuità del servizio isolato
Le reti di distribuzione BT hanno normalmente il neutro francamente a terra, ovvero collegato a
terra tramite impedenza trascurabile. Questo per contenere le sovratensioni, evitando che guasti
monofase evolvano in guasti polifase a causa di ulteriori rotture dell’isolamento dopo un primo
guasto a terra e per la sicurezza delle persone. Inoltre, in caso di guasti monofase a terra, in un
sistema con neutro a terra i guasti possono essere individuati con relè di massima corrente.
Mentre in Italia e diversi altri Paesi i sistemi elettrici in BT sono di tipo TT (neutro francamente a
terra, masse collegate direttamente a terra), nella maggior parte degli stati i sistemi elettrici in BT
sono di tipo TN (Figura 29).
51
Figura 29 In rosso i paesi con sistema TN, in giallo i TT, in verde gli IT
Il fatto di avere un sistema di distribuzione BT di tipo TN vuol dire che le masse (i carichi e le unità
di accumulo e generazione diffusa) non sono messe direttamente a terra, ma connesse a terra
tramite neutro che viene solitamente messo a terra in cabina secondaria, dove si trova il
trasformatore MT/BT. Questo di fatto provoca non pochi problemi nel momento di passaggio della
micro grid in servizio isolato perché, essendo la cabina secondaria esterna alla micro grid, provoca
un passaggio da sistema TN a sistema isolato; la rete dopo la disconnessione si ritrova separata
dalla cabina secondaria e non è presente alcun punto di connessione del neutro a terra, cosa che
evidentemente non è consentita per sistemi BT (lo è per sistemi a bassissima tensione di
sicurezza). In questa condizione in caso di guasto monofase non si genera sufficiente corrente
omopolare di guasto e le protezioni della rete risultano inefficaci.
Un altro problema del tutto simile riguarda le micro grid contenenti porzioni di rete in MT, nelle
quali dunque l’interruttore di interconnessione è posto fra cabina primaria e secondaria.
Normalmente infatti la rete di distribuzione MT è servita con neutro compensato da una bobina di
Petersen (se la bobina è accordata con le capacità derivate verso terra la corrente di guasto si
estingue appena si esaurisce la componente aperiodica) e anche in questo caso il passaggio a
servizio isolato provoca il passaggio da neutro compensato a neutro isolato.
52
Figura 30 Una porzione di rete nella quale (in grigio) la micro grid comprendente una parte di rete MT (in verde)
La soluzione in questo caso, come si vede nell’immagine (Figura 30), può essere quella di installare
una bobina di Petersen decentralizzata, connessa per esempio al neutro di un generatore.
Il futuro della micro grid Abbiamo visto come la micro grid può rappresentare la soluzione più conveniente e promettente
per incrementare l’affidabilità e la qualità del servizio elettrico nei Paesi più avanzati del mondo i
quali stanno investendo risorse e conoscenze in numerosi progetti volti al perfezionamento di
questo sistema innovativo di distribuzione dell’energia. La micro grid tuttavia può rappresentare lo
strumento in grado di sostenere uno sviluppo possibile per i paesi in via di sviluppo, caratterizzati
da un economia (e conseguentemente da una rete elettrica) ancora poco avanzata. Possiamo
vedere dalla tabella sottostante come il consumo di elettricità pro capite sia un indice molto
veritiero dello sviluppo di un paese. È evidente infatti come tutte le attività che denotano lo
sviluppo di una società siano caratterizzate dal forte consumo di energia elettrica.
53
I tre paesi mostrati: Germania, India e Zambia; possono essere considerati rappresentativi di
società tipiche di primo, secondo e terzo mondo. La micro grid può essere per tutti questi diversi
modelli di società una fonte di sviluppo, perché per la sua natura estremamente variabile può
venire incontro ad esigenze completamente diverse, con la costante di riuscire ad offrire un
servizio elettrico di qualità pari o superiore a quello offerto dalla rete tradizionale, a dispetto di
quale sia la situazione esterna per quanto riguarda le infrastrutture di distribuzione e trasmissione.
Estendere la copertura
Nei paesi del terzo mondo, come quelli dell’area geografica sub sahariana, lo sviluppo di una rete
tradizionale che comprende la progettazione e costruzione di grandi centrali termoelettriche o
nucleari e la creazione di una rete estesa di trasmissione e distribuzione avrebbe un costo
assolutamente proibitivo e di fatto l’impossibilità di dotarsi di un sistema elettrico efficiente
penalizza e frena estremamente la crescita economica potenziale.
La realizzazione di micro reti locali basate sull’utilizzo di fonti rinnovabili (a costo zero) come
irradiamento solare o vento, oppure sull’utilizzo di biomasse provenienti dall’agricoltura
rappresenta una soluzione più economica e finalmente realizzabile in grado di fornire una prima
elettrificazione e un consumo di elettricità pro capite molto modesto Tuttavia anche questo
contributo modesto è sufficiente per gettare le basi di un futuro sviluppo che viene certamente
incentivato dalla presenza di energia elettrica in zone prima completamente prive.
Gestire la crescita
L’India è un esempio tipico di Paese (un altro esempio è il Brasile) che sta subendo una crescita
economica prepotente che ogni anno riduce il divario con i paesi post-industriali del primo mondo.
In questi paesi esiste già una rete elettrica tradizionale composta da impianti centralizzati di grandi
dimensioni, da una rete di trasmissione e una di distribuzione. Tuttavia, anche a causa dell’enorme
estensione di questi pesi, la rete tradizionale non riesce a coprire una quota soddisfacente di
popolazione ed espanderla fino a coprire anche le zone più remote rappresenterebbe una
soluzione dal costo esorbitante e dal rendimento discutibile a causa delle eccessive distanze da
percorrere. In questi paesi la micro grid rappresenta la soluzione migliore per:
Elettrificare quelle zone non raggiunte dalla rete tradizionale, espandendo la copertura in
modo più efficace ed economico piuttosto che espandendo le reti di trasmissione e
distribuzione.
54
Migliorare qualità della tensione e affidabilità della rete in quelle zone che già stanno
conoscendo uno sviluppo industriale, ma chiedono una qualità del servizio superiore per
sostenere la crescita economica.
La micro grid può raggiungere questi obbiettivi perché può essere realizzata in modo economico,
senza bisogno di enormi investimenti, in qualunque zona geografica grazie all’integrazione di unità
di generazione basata su fonti rinnovabili facilmente reperibili (luce solare, vento, bacini idrici,
biomasse agricole).
Trasformare lo sviluppo
Ritornando ai paesi post-industriali del primo mondo, la diffusione della rete elettrica è pressoché
universale in questi stati (in Italia l’universalità del servizio, ovvero la copertura totale del territorio
nazionale è obbligatoria e imposta da parte dell’autorità per l’energia). La vera sfida per questi
Paesi, come già osservato, è sostenere la continua crescita di richiesta elettrica riducendo allo
stesso tempo l’impatto ambientale della crescita ed aumentando costantemente qualità ed
affidabilità del servizio. Ancora una volta la micro grid è la soluzione più promettente per
combinare in modo vincente queste esigenze solo all’apparenza contrastanti.
55
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