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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
UNITÀ OPERATIVA DI GENOVA
DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA ELETTRICA
UNIVERSITÀ DI GENOVA
VIA OPERA PIA 11A
16145 GENOVA
TELEFONO +39 010 353 2718
FAX +39 010 353 2700
PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA
Modellistica e Tecnologie Innovative per generazione elettrica distribuita convenzionale e
rinnovabile e dispositivi di accumulo
L’Unità di Genova ha sviluppato in questo sottotema modelli di generazione elettrica distribuita di
tipo convenzionale e rinnovabile in continuità ed ulteriore sviluppo con attività svolte negli scorsi
anni anche in collaborazione con diverse altre Unità (in particolare Unità di Bologna e Unità di
Milano).
L’attività di modellistica ha riguardato, nell’ottica prevalentemente della generazione distribuita
(GD): generazione di tipo convenzionale (turbine a gas) di media taglia e microturbine; generazione
rinnovabile di tipo eolico (turbina eolica con asincrono a doppia alimentazione - DFIG – e a
magneti permanenti) e generazione solare fotovoltaica; generazione mediante Fuel Cell; sistemi di
accumulo con batterie tradizionali ed innovative. Per ogni tipologia generazione è stato fornito un
inquadramento teorico al modello realizzato in ambiente di simulazione software e sono riportate
alcune simulazioni a supporto. Vengono anche sviluppate metodologie e strategie di gestione
coordinata generazione-accumulo. Alcuni lavori contenuto più sistemistico sono riportati nella
sezione Distribuzione dell’energia elettrica.
Per generatori di taglia più significativa, è stato proposto [GE.1] un modello dettagliato di una
turbina a gas per un impianto di cogenerazione (Combined Heat and Power, CHP). Il motore primo
è dotato di diversi controlli: innanzitutto un controllo di velocità che può essere di tipo droop o di
tipo isocrono in base allo stato di connessione alla rete di distribuzione. Un limitatore di
accelerazione ed un limitatore della temperatura dei gas esausti intervengono per ridurre la richiesta
di combustibile rispettivamente in caso di un’eccessiva accelerazione rotorica e di una temperatura
troppo elevata dei gas esausti. Un ulteriore controllo regola le IGV (Inlet Guide Vanes) al fine di
mantenere la temperatura dei gas esausti pressoché costante. Nel lavoro sono presentate e discusse
alcune simulazioni di verifica del modello di un impianto cogenerativo connesso ad una rete di
distribuzione in MT.
Il lavoro [GE.2] propone il modello di una cella a combustibile ad ossidi solidi (Solid Oxide Fuel
Cell) utilizzato per eseguire simulazioni dinamiche sulle reti di distribuzione MT. In particolare si
sono affrontati i temi della stabilità transitoria e dell’inseguimento del carico. Il modello della cella
SOFC viene poi usato su una rete test comprendente anche un modello di una turbina a gas. I
modelli suddetti includono sia le dinamiche lente (motore primo della turbina a gas, costanti di
tempo del sistema elettrochimico per la SOFC) necessari per studiare la risposta della GD a
variazioni di carico sia le dinamiche veloci (ad esempio i sistemi di controllo e di protezione
dell’inverter per la SOFC) necessari per studiare le tematiche relative alla stabilità transitoria.
Relativamente alla modellistica di generatori distribuiti è stato sviluppato un modello termico e
elettromeccanico di una microturbina [GE.3]. Il modello permette l’analisi di funzionamento in
differenti condizioni operative. L’interfaccia con la rete elettrica è realizzato con un sistema di
conversione statica che rende più flessibile il controllo. Il modello di microturbina, della potenza di
circa 100 kW, è stato sviluppato in uno specifico ambiente di simulazione (DIgSILENT). Sono stati
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implementati in dettaglio gli schemi di controllo necessari per il funzionamento interconnesso alla
rete di distribuzione e per il funzionamento in isola su carichi privilegiati.
Il comportamento dinamico di una turbina eolica equipaggiata con un generatore asincrono a doppia
alimentazione (Doubly-Fed Induction Generator, DFIG) nel caso di disturbi sulla rete interconnessa
è stato oggetto di altri studi. Si è sviluppato un modello di DFIG per analizzare la risposta del
generatore eolico al controllo di tensione, di frequenza, a buchi di tensione e a variazioni di vento.
Si sono eseguite delle simulazioni con il codice di calcolo di sistemi elettrici DigSilent [GE.4]. Il
generatore modellato è un generatore eolico a velocità variabile equipaggiato con generatore
asincrono a doppia alimentazione (DFIG Doubly Fed Induction Generator). L’indagine svolta ha
riguardato l’insensibilità agli abbassamenti di tensione. Il lavoro riporta lo schema a blocchi del
sistema di controllo della turbina, la risposta del sistema di controllo a fronte di variazioni nella
velocità del vento e il comportamento della macchina in caso di guasti in rete.
Lo sviluppo del sistema di distribuzione dell’energia elettrica con il forte aumento dei livelli di
penetrazione delle sorgenti distribuite di tipo rinnovabile porta necessariamente ad esaminare e
provare nuove strategie di controllo, che opportunamente integrate con sistemi di accumulo,
dovrebbero permettere di gestire al meglio la risorsa energetica complessiva.
I lavori [GE.5] e [GE.6] sono maggiormente indirizzati a modellare sistemi di accumulo basati su
tecnologie di batterie Vanadium Redox. I lavori riportano la descrizione di modelli di generazione
eolica - anche del tipo a magneti permanenti - e di sistemi di accumulo elettrochimico. Il sistema di
accumulo è descritto e caratterizzato sia dal punto di vista elettrochimico che termico, mentre le
turbine eoliche sono presentate con una caratterizzazione elettro-meccanica.
I lavori [GE.7] – [GE.10] descrivono i modelli di sistemi di generazione e di accumulo per la
gestione integrata e il controllo di un parco di generazione rinnovabile accoppiato con batterie. Il
sistema di accumulo, accoppiato al sistema di generazione eolica, permette di ridurre o compensare
le fluttuazioni della potenza in uscita dalla generazione eolica e realizzare scambio nullo al nodo di
interfaccia. Viene anche studiato il comportamento di sistemi di generazione solare e sono state
valutate le prestazioni dei sistemi di accumulo in quest’ulteriore caso.
L’aumento della penetrazione della Generazione Distribuita (GD) nelle reti di distribuzione rende
sempre più interessante l’analisi delle tematiche di sicurezza che sono tipiche delle estese reti di
trasmissione (stabilità transitoria, stabilità di tensione e stabilità alle piccole oscillazioni) come pure
lo studio delle risposte della GD a variazioni di carico sulla rete. Si sono pertanto analizzate
possibilità di fornitura di servizi alla rete da parte di generatori eolici [GE.11], [GE.12]. In
particolare si è esaminata la fornitura di regolazione di frequenza tramite risposta inerziale.
Bibliografia
[GE.1]
S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “A gas turbine model for studies on distributed generation penetration
into distribution networks”, accettato per la pubblicazione su IEEE Trans on Power Systems, 2010, ISBN:
(pending)
[GE.2]
S. Massucco, A. Morini, G. Petretto, A. Pitto, F. Silvestro, “A Solid Oxide Fuel Cell model to investigate
load following and stability issues in distribution networks”, Powertech 2009, Bucarest, 28 giugno-2 luglio
2009, pp. 1-7, ISBN: 978-1-4244-2235-7
[GE.3]
S. Grillo, S. Massucco, A. Morini, A. Pitto, F. Silvestro, “Microturbine Control Modeling to investigate the
Effects of Distributed Generation in Electric Energy Networks”, IEEE Systems Journal, Special Issue on
“Identification and Control of Sustainable Energy Systems”, Vol 4, Issue 3, pp. 303-312, September 2010,
ISSN: 1932-8184
[GE.4]
M. Marinelli, A. Morini, F. Silvestro, “Modeling of DFIG Wind Turbine and Lithium Ion Energy Storage”,
Compeng - IEEE Italy, pp 43-45, ISBN: 978-1-4244-5982-7, Roma, 22-24 Feb. 2010.
[GE.5]
D. Di Rosa, S. Grillo, V. Malvaldi, M. Marinelli, F. Silvestro, “Modelli dinamici di sistemi di accumulo
basati su tecnologia Vanadium Redox per integrazione con sistemi eolici”, AEIT National Meeting,
Milano, 27-29 Jun. 2011
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[GE.6]
S. Grillo, M. Marinelli, S. Massucco, F. Silvestro, “Power and Energy Control Strategies for a Vanadium
Redox Flow Battery and Wind Farm Combined System”, abstract submitted to ISGT-PES 2011.
Manchester, 5-7 Dec. 2011
[GE.7]
A. Borghetti, S. Grillo, S. Massucco, A. Morini, C.A. Nucci, M. Paolone, F. Silvestro: “Generazione
diffusa, sistemi di controllo e accumulo in reti elettriche”, AEIT n. 11/12, Dicembre 2010, pp. 6-15
[GE.8]
S. Grillo, M. Marinelli and F. Silvestro (2011). Wind Turbines Integration with Storage Devices: Modelling
and Control Strategies, Wind Turbines book, Ibrahim Al-Bahadly (Ed.), ISBN: 978-953-307-221-0, InTech
[GE.9]
D. Di Rosa , S. Grillo, M. Marinelli, S. Massucco, F. Silvestro, S. Soricetti: “Generazione eolica ed
accumulo: modelli e strategie di gestione integrata”, Rivista AEIT n. 11/12, Dicembre 2010, pp. 16-25
[GE.10]
S. Grillo, M. Marinelli, E. Pasca, G. Petretto, F. Silvestro, “Characterization of wind and solar generation
and their influence on distribution network performances”, 44th UPEC, pp. 1-6, ISBN: 978-1-4244-6823-2,
Glasgow, 1-4 Sep. 2009
[GE.11]
O. Anaya-Lara, G. Burt, S. Grillo, M. Marinelli, F. Silvestro, F. Sossan, “Transient support to frequency
control from wind turbine with synchronous generator and full converter”, 45th UPEC, pp. 1-6, ISBN: 9781-4244-7667-1, Cardiff, 31 Aug. - 3 Sep. 2010.
[GE.12]
A. Mansoldo, M. Marinelli, S. Massucco, M. Norton, “Analysis of Inertial response and primary frequency
power control provision by doubly fed induction generator wind turbines in a small power system”, paper
accepted at PSCC 2011, pp. 1-7, Stockholm, 22-26 Aug. 2011
Modellistica e controllo di unità di generazione distribuita rinnovabile
L’attività di ricerca ha riguardato la modellistica circuitale di sistemi di generazione rinnovabile da
fonte solare ed eolica e le relative strategie di controllo per la loro corretta integrazione
nell’infrastruttura di distribuzione [GE.13 – GE.20]. In particolare, sono stati investigati algoritmi di
controllo non lineare (FeedBack Linearization, FBL) per applicazioni di gestione di unità
rinnovabile eolica e fotovoltaica come fornitrici di servizi ancillari. L’uso della FBL ha permesso di
realizzare un sistema di regolazione disaccoppiata della tensione lato continua di un impianto
fotovoltaico (e quindi della potenza prodotta) e della potenza reattiva che tale unità immette in rete.
L’utilizzo del codice PSCAD-EMTDC ha consentito la validazione dei modelli in un ambiente in
grado di simulare con elevato grado di dettaglio tutti i componenti del sistema. E’ stato inoltre
progettato un nuovo algoritmo di estrazione della massima potenza (MPPT) che genera il
riferimento della tensione continua per il sistema di controllo di cui sopra, al fine di garantire
continuativamente la massima fornitura di potenza al variare delle condizioni atmosferiche [GE.13
– GE.15].
A livello di modellistica e controllo di unità eoliche, è stato analizzato un sistema composto da una
turbina eolica a velocità variabile accoppiata ad una generatore sincrono a magneti permanenti
direttamente calettato sull’asse della turbina (DDPM). Lo schema di controllo adottato per la
regolazione delle grandezze elettriche e meccaniche è stato finalizzato all’ottenimento di prestazioni
ottimali in erogazione di potenza verso la rete e di supporto della tensione nel punto di connessione
(PCC) [GE.16 – GE.17].
Ai fini della previsione della risorsa e del possibile dispacciamento di energia intermittente
rinnovabile, è stata inoltre sviluppata un’architettura di controllo per sistemi ibridi formati da unità
di generazione intermittente rinnovabile e dispositivi di accumulo elettrico, con l’obiettivo di
realizzare sistemi a profilo di scambio prevedibile con la rete [GE.18 – GE.19].
Infine, la tecnica di controllo FBL è stata applicata anche per la regolazione di potenza e tensione di
generatori sincroni tradizionali e confrontata con gli approcci più consolidati per evidenziarne
elementi di pregio e criticità [GE.20].
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Bibliografia
[GE.13]
F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, G. Ronda, “Integration of large-size PV systems into the distribution
grids: a P-Q chart approach to assess reactive support capability”, IET Renewable Power Generation, vol. 4,
n. 4, pp. 329-340, 2010, doi: 10.1049/iet-rpg.2009.0134.
[GE.14]
F. Delfino, G. B. Denegri, M. Invernizzi, R. Procopio, “A feedback linearization oriented approach to Q-V
control of grid connected PV units”, sottoposto per la pubblicazione su IET Renewable Power Generation.
[GE.15]
F. Delfino, G. B. Denegri, M. Invernizzi, R. Procopio, “A control algorithm for the maximum power point
tracking and the reactive power injection from grid-connected PV systems”, Proceedings of the IEEE Power
& Energy Society General Meeting, Minneapolis, USA, 25 – 29 luglio 2010.
[GE.16]
F. Delfino, F. Pampararo, R. Procopio, M. Rossi, “A feedback linearization control scheme for the
integration of wind energy conversion systems into distribution grids”, accettato per la pubblicazione su
IEEE Systems Journal.
[GE.17]
F. Delfino, G.B. Denegri, M. Invernizzi, F. Pampararo, R. Procopio and M. Rossi, “Modelling and Control
of DDPM Wind Generators”, Proceedings of the 45th International Universities Power Engineering
Conference UPEC 2010, Cardiff, Galles, 31 agosto – 3 settembre 2010.
[GE.18]
A. Bonfiglio, F. Delfino, R. Minciardi, R. Procopio, M. Robba, “Optimal control of hybrid generation
systems combining intermittent renewables and energy storage”, sottoposto per la presentazione su IEEE
Transactions on Sustainable Energy.
[GE.19]
F. Cassola, M. Burlando, F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, “A methodology to improve renewable
electrical generation day-ahead scheduling combining resource forecasting and energy storage integration”,
sottoposto per la presentazione all’International Conference on Energy & Meteorology ICEM 2011, Gold
Coast, 8-11 novembre 2011.
[GE.20]
A. Bonfiglio, F. Delfino, F. Pampararo, R. Procopio, “Power and voltage control of a synchronous machine:
a comparison among different approaches”, accettato per la presentazione alla IEEE Conference POWER
TECH 2011, Trondheim, Norvegia, 19-23 giugno 2011.
TRASMISSIONE E MERCATO DELL’ENERGIA ELETTRICA
Modelli del mercato elettrico e loro utilizzo
L’Unità di Genova ha operato nel settore della modellistica dei mercati elettrici e nell’utilizzo di
simulatori atti a definire strategie di bidding per Trader e Produttori di energia Elettrica.
Il lavoro [GE.21] ha riguardato le procedure di scelta delle strategie di offerta delle Compagnie di
Produzione (Genco) tenendo conto di tutti i vincoli tecnici e delle opportunità di mercato. L'analisi
viene effettuata utilizzando sia una procedura automatica basata su un approccio statico di teoria dei
giochi sia su un algoritmo di unit commitment basato sulla minimizzazione dei costi. I risultati di
simulazione hanno riguardato un sistema con tre Genco, ciascuna con diversi impianti di
produzione, cercando di modellare il comportamento di offerta di ogni generatore del sistema.
L’approccio sviluppato, anche se complesso dal punto di vista computazionale, permette l'analisi
delle strategie di offerta di quantità e prezzo ed appare essere applicabile ai mercati aventi differenti
caratteristiche e regole.
Nell’ambito della partecipazione alle attività del Working Group C4.601 per la preparazione della
Technical Brochure CIGRE “Review of potential Tools and Techniques for risk-based and
Probabilistic Planning in Power Systems”, l’Unità di Genova ha collaborato con CESI RICERCA
(ora ERSE) alla stesura di un contributo riguardante il tool REMARK [GE.22].
REMARK è l’acronimo di per RELIABILITY and MARKET e consiste in una nuova metodologia
proposta per il processo di pianificazione dell’esercizio. Rispetto a tradizionali strumenti di
pianificazione, REMARK quantifica sia indici generalmente usati per valutare l’affidabilità dei
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sistemi elettrici sia indici mirati a valutare in modo innovativo da un punto di vista economico gli
effetti e le eventuali criticità causate dalla struttura di mercato sull’evoluzione del sistema di
trasmissione.
Bibliografia
[GE.21]
A. Borghetti, S. Massucco, F. Silvestro, "Influence of feasibility constrains on the bidding strategy selection
in a day-ahead electricity market session", Electric Power Systems Research, Vol. 79, No. 12, pp. 17271737, 2009.doi:10.1016/j.epsr.2009.07.011, 2009
[GE.22]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Massucco, G. Migliavacca, A. Pitto, due Contributi al report “Review of
Potential Tools and Techniques for Risk-based and Probabilistic Planning in Power Systems”, Working
Group 601, Study Committee C4 del CIGRE, October 2010
Sicurezza del sistema elettrico: analisi e controllo della sicurezza statica e dinamica
L’Unità di Genova ha continuato a svolgere una significativa quantità di ricerche nel settore della
sicurezza sia statica che dinamica dei sistemi elettrici ampliando le tematiche svolte con approcci
tradizionali di tipo deterministico ad approcci più innovativi comprendenti aspetti probabilistici
(PRA – Probabilistic Risk Assessment) e facenti uso dell’intelligenza artificiale (AI).
L’esercizio del sistema elettrico è caratterizzato da crescenti incertezze e variabilità: per questo
occorre mettere a punto strumenti di analisi sempre più approfonditi, in grado di supportare
efficacemente gli operatori della programmazione dell’esercizio e di sala controllo nella valutazione
del livello di sicurezza. A tal fine possono anche contribuire nuove tecniche di analisi basate sul
concetto di rischio, che, integrate con quelle deterministiche, permettono di esaminare più a fondo i
problemi di sicurezza.
L’attività svolta dall’Unità di Genova si inserisce nel contesto di una più articolata analisi di
applicativi che effettuano la valutazione automatica della sicurezza di situazioni di rete, sviluppati
in ambito sia CESI RICERCA sia Accademico (SICRE/ANACON e OMASES rispettivamente),
con l’obiettivo di effettuare delle valutazioni comparative dei tool applicati a reti di riferimento
(modello della rete italiana). Relativamente all’approccio tradizionale, le analisi di sicurezza sui
sistemi elettrici sono di solito eseguite con riferimento a contingenze “credibili”, che consistono
essenzialmente in quasi tutte le contingenze N-1 ed in alcune N-2 suggerite dall’esperienza
nell’esercizio di rete. Al contrario, le contingenze estreme non sono di solito valutate, sebbene esse
possano essere responsabili di gravi disturbi e possano compromettere seriamente la sicurezza del
sistema elettrico: esse dovrebbero essere considerate in un’analisi dettagliata. Esiste pertanto un
interesse particolare a sviluppare metodologie di analisi automatizzata della sicurezza.
I lavori riportati [GE.23], [GE.24[ e [GE.25] rendicontano i più recenti sviluppi di una piattaforma
per l’integrazione di funzioni di valutazione della sicurezza sviluppata dall’Unità di Genova in
ambito Ricerca di Sistema collaborando con RSE: sono descritte le principali funzioni di analisi, sia
deterministiche sia probabilistiche, nonché funzioni ausiliarie per la creazione di scenari. Sono
introdotti i fondamenti metodologici per individuare delle grandezze, attraverso le quali integrare i
risultati delle diverse funzioni e visualizzarle in forma sintetica. Sono quindi presentati e discussi i
risultati di esempi applicativi condotti su un modello della rete di trasmissione italiana.
L’attività svolta ha riguardato vari aspetti relativi alla piattaforma di integrazione denominata ISAP
per analisi avanzate della sicurezza e rischio del sistema elettrico. Gli sviluppi in corso riguardano
sia evoluzioni dell’architettura della piattaforma, per supportare analisi complesse di set di
situazioni di esercizio, sia la definizione e l’implementazione di specifiche funzioni applicative per
la valutazione e il controllo del rischio.
Per quanto attiene lo sviluppo della piattaforma, sono state definite sia la nuova struttura di database
per trattare l’output della funzione di generazione automatica (di cui è stata iniziata
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l’implementazione), sia le modalità di gestione delle coordinate geografiche come ulteriore
strumento di presentazione dei risultati. La piattaforma gestirà la molteplicità dei punti di lavoro
generati, storicizzando in maniera vettoriale ciascuna variabile. In questa fase sono in corso di
valutazione le diverse modalità di archiviazione basate sia sul metodo delle varianti oppure su
dataset singoli. È in fase di avanzato di sviluppo un codice in MATLAB per la visualizzazione
geografica di porzioni di rete AAT e dei risultati connessi all’esecuzione delle application function
della piattaforma. Questa funzione in MATLAB fa uso di speciali query verso il motore di ricerca
google per richiamare mappe dettagliate dell’area geografica in cui si trovano le stazioni che
l’utente desidera visualizzare.
Per le singole funzioni applicative, è stata integrata nella piattaforma la funzione di valutazione
probabilistica del rischio (probabilistic risk assessment). Per quanto concerne le applicazioni di
creazione e analisi automatica di situazione multiple, per valutazioni comparate e di sensitivity degli
indici di rischio, è già stato realizzato un modulo dedicato alla generazione di scenari di produzione
eolica, per valutare specificamente la dipendenza degli indici di rischio dall’assetto delle produzioni
eoliche.
La rete test che si è utilizzata per il testing della piattaforma consiste nella rete siciliana a 220 e 400
kV che coniuga aspetti di praticità con un buon realismo della risposta a fronte di contingenze.
Sempre sul tema della valutazione della sicurezza, si sono studiati ed implementati indici che
consentano di valutare velocemente la sicurezza del sistema molto importanti in una sessione online di DSA (Dynamic Security Assessment). Il lavoro [GE.26] considera tre indici di tensione
proposti recentemente in letteratura ed esegue alcuni confronti. Inizialmente, i tre indici sono
confrontati utilizzati una rete test IEEE. Successivamente il FVSI (Fast Voltage Stability Index) ed
il VCI (Voltage Collapse Index) sono confrontati adottando un modello della rete di trasmissione
AT italiana. Altri scenari per l’analisi e l’utilizzo degli indici proposti sono esaminati in [GE.27],
[GE.28].
Le metodologie di valutazione probabilistica del rischio (PRA) stanno riscuotendo un crescente
interesse nel contesto dell’esercizio delle reti di trasmissione in alta tensione perché rappresentano
un nuovo approccio alla valutazione della sicurezza nell’esercizio dei sistemi elettrici con
interessanti potenzialità per costituire un passo in avanti rispetto alle attuali procedure. I classici
strumenti deterministici che confrontano le performance del sistema elettrico con un set predefinito
di requisiti (ad esempio, nessuna violazione di corrente e di tensione, nessun problema di stabilità)
non considerano la probabilità di occorrenza degli eventi. Il soddisfacimento dei requisiti di
sicurezza anche per le contingenze più critiche implica margini di sicurezza elevati, quindi costi più
elevati sia di esercizio sia di pianificazione.
I lavori sviluppati [GE.29] – [GE.32] propongono un approccio volto ad aiutare gli operatori a
rispondere ad una domanda chiave “quale è la probabilità che un set di linee scatti nell’immediato
futuro?” infatti il fuori-servizio di diverse linee all’interno di un corridoio critico significherebbe
che il sistema è esposto a scatti in cascata e eventualmente a blackout. Viene proposto un indice di
rischio definito come la probabilità di occorrenza degli eventi indesiderati sopraesposti. Gli eventi
sono classificati in due categorie, denominate eventi iniziatori ed eventi conseguenti. I primi sono le
cosiddette contingenze, cioè eventi causati da fenomeni atmosferici (fulmini, neve, ghiaccio, vento)
o dal guasto di componenti di rete. I secondi sono le conseguenze degli eventi iniziatori, che si
verificano attraverso una sequenza di relazioni causa-effetto che coinvolgono l’intervento delle
protezioni. Per determinare la probabilità delle contingenze iniziatrici, sono state condotte delle
analisi sugli archivi delle serie storiche di dati. Le analisi hanno permesso di correlare in modo
quantitativo i diversi fenomeni atmosferici (di gran lunga la causa principale di scatti di linee) con
la probabilità delle contingenze, e di definire un modello probabilistico delle contingenze.
Gli scenari sono ottenuti, a partire da un punto di lavoro dato, variando il livello e la ripartizione del
carico e della generazione, oltre che la topologia di rete in configurazioni N–k, secondo gradi di
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libertà specificati e nel rispetto dei vincoli del sistema. Le diverse topologie di rete (N–k) sono
scelte in modo sistematico o mediante estrazione casuale “guidata” da opportuni criteri. Questa
parte ha richiesto la messa a punto di un'apposita procedura per selezionare un numero definito di
contingenze con caratteristiche specificate, evitando così l’effetto di “esplosione combinatoria” che
si avrebbe considerando tutte le possibili opzioni, tuttavia mantenendo le tipologie di casi
significativi. La procedura è stata applicata a reti test.
Il lavoro [GE.29] presenta i risultati ottenuti con il prototipo sviluppato che implementa l’approccio
probabilistico proposto. Il tool è basato su di un robusto codice di power-flow con modelli statici di
regolazione della frequenza e dei principali sistemi di protezione e di difesa (line and transformer
overcurrent, line impedance, generator and load under- and over-voltage, generator under- and
over-frequency, pump and load under-frequency). Sono previste azioni di stabilizzazione mediante
load-shedding. L’impatto di ciascuna contingenza è valutato dal carico totale non fornito. Si sono
valutati indici di rischio per ciascuna contingenza.
Nell’ambito della partecipazione delle attività del Working Group C4.601 per alla preparazione
della Technical Brochure CIGRE “Review of potential Tools and Techniques for risk-based and
Probabilistic Planning in Power Systems”, l’Unità di Genova ha proposto [GE.33]congiuntamente
con il CESI RICERCA (ora RSE) un approccio innovativo alla valutazione probabilistica del
rischio di esercizio. Nell’attuale fase di sviluppo l’analisi della catena causa-effetto si ferma alle
prime conseguenze degli eventi iniziatori, stimati tramite load-flow post-contingenza. Si ritiene che
l’approccio sia rappresentativo della robustezza del sistema elettrico a fronte di fuori-servizio in
cascata. La metodologia consente di valutare diversi indici di rischio (la probabilità di scatto di
almeno x specifiche linee, di x generiche linee all’interno di un corridoio prestabilito, ecc.). Nel
contributo dell’Unità di Genova si illustra il prototipo che implementa la metodologia proposta e
vengono presentati e commentati i risultati di alcune delle simulazioni eseguite su diversi punti di
lavoro relativi alla rete di trasmissione AAT italiana.
Un importante sviluppo nell’ambito delle metodologie avanzate per il controllo della sicurezza ha
riguardato la realizzazione di un controllo preventivo basato sul rischio, che valuta un
ridispacciamento preventivo della generazione convenzionale al fine di minimizzare il rischio di
elevate correnti sulla rete a seguito dell’applicazione di contingenze appartenenti al set sotto studio,
minimizzando nel contempo lo scostamento della produzione dal profilo iniziale. Applicazioni di
tale controllo sono state eseguite sia su reti test IEEE sia su modelli di reti elettriche realistiche (e.g.
la rete di trasmissione AAT italiana). È stato quindi sviluppato un modello di load flow di reti
HVDC multiterminali, che considera diversi possibili paradigmi di controllo ai nodi della rete DC
(tensione costante, potenza costante, droop tra tensione e potenza). Il modello è stato implementato
come routine di PRASEL, e testato su diverse topologie e configurazioni di rete DC. L’algoritmo è
stato validato con successo mediante il confronto con i risultati di un altro strumento prototipale
disponibile presso RSE, dedicato alle attività di programmazione e OPF.
I lavori [GE.34] – [GE.36] affrontano mediante tecniche probabilistiche la valutazione d il controllo
del rischio per sistemi High-Voltage Alternating Current (HVAC) connessi a reti Multi-Terminal
High-Voltage Direct Current (MT HVDC) quali reti con significative quantità di generazione eolica
off-shore. I metodi proposti minimizzano il rischio operativo ri-dsipacciando le iniezioni dal lato
HVDC e considerando i limiti della rete stessa (in particolare i limiti in corrente dei cavi). I risultati
sono stati ottenuti su reti test IEEE.
Una ulteriore attività fa riferimento al fatto che i sistemi elettrici hanno un complesso
comportamento non lineare a causa di diversi fenomeni che agiscono su differenti orizzonti
temporali. In quest’ottica, la teoria delle biforcazioni può contribuire ad affrontare questi problemi
connessi alla sicurezza dei sistemi elettrici. Lo studio delle biforcazioni locali e del caos attraverso
l’analisi delle equazioni del sistema elettrico possono fornire un punto di vista più approfondito del
complesso comportamento di sistemi così vasti ed interconnessi. Il lavoro [GE.37] descrive la
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metodologia conosciuta come “continuazione numerica” e analizza un esempio applicativo di
controllo di tensione nei sistemi elettrici.
Bibliografia
[GE.23]
E. Ciapessoni, D. Cirio, F. Silvestro, S. Grillo, S. Massucco, A. Pitto, “An integrated platform for power
system security assessment implementing probabilistic and deterministic methodologies”, accettata per
pubblicazione su IEEE Systems Journal, Special Issue on "Complexity in Engineering: from Complex
Systems Science to Complex Systems Technology", Giugno 2011
[GE.24]
E. Ciapessoni, D. Cirio, E. Gaglioti, S. Grillo, S. Massucco, A. Pitto, “An integrated platform for power
system security assessment implementing probabilistic and deterministic methodologies”, IEEE
COMPENG 2010, Roma, 22–24 febbraio 2010, pp. 40-42, ISBN: 978-1-4244-5982-7
[GE.25]
E. Ciapessoni, D. Cirio, A. Pitto, S. Massucco, F. Silvestro, “Analisi deterministiche e probabilistiche in un
ambiente integrato per la valutazione della sicurezza dei sistemi elettrici”, Convegno Nazionale AEIT 2011,
Milano, 27-29 giugno 2011
[GE.26]
S. Grillo, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “Indices-based Voltage Stability Monitoring of the Italian HV
Transmission System”, Transmission & Distribution Conference and Exposition, New Orleans, Louisiana,
USA, 19 – 22 aprile 2010, pp. 1-7, ISBN: 978-1-4244-6546-0
[GE.27]
S. Grillo, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “Indices for Fast Contingency Ranking in Large Electric
Power Systems”, Conferenza Melecon 2010 (15th IEEE International Mediterranean Electrotechnical
Conference), La Valletta, Malta, 26-28, Aprile 2010, pp. 660-666, ISBN: 978-1-4244-5794-6
[GE.28]
S. Grillo, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “Evaluation of Some Indices for Voltage Stability
Assessment”, Powertech 2009, Bucarest, 28 giugno-2 luglio 2009, pp. 1-8, ISBN: 978-1-4244-2235-7
[GE.29]
E. Ciapessoni, D. Cirio, E. Gaglioti, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “Risk evaluation in power system
contingency analyses”, Sessione CIGRE 2010, 22-27 Agosto 2010
[GE.30]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Massucco, A. Pitto, “A risk-based methodology for operational risk assessment
and control of power systems”, 17th Power Systems Computation Conference PSCC'11, Stoccolma, 22-26
agosto 2011
[GE.31]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Grillo, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “Operational Risk Assessment and
Control: a Probabilistic Approach”, Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT
Europe), 11–13 ottobre 2010, Gothenburg, Svezia, pp. 1–8, ISBN: 978-1-4244-8510-9, doi:
10.1109/ISGTEUROPE.2010.5638975
[GE.32]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “A Probabilistic Risk Assessment Approach to
support the operation of large electric power systems”, Power Systems Conference and Exposition 2009,
Seattle, 15-18 marzo 2009, pp. 1-8, ISBN: 978-1-4244-3810-5
[GE.33]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Massucco, A. Pitto, Contributo alla Technical Brochure CIGRE “Review of
potential Tools and Techniques for risk-based and Probabilistic Planning in Power Systems”, CIGRE
Working Group C4.601, luglio 2009
[GE.34]
E. Ciapessoni, D. Cirio, A. Pitto, S. Massucco, “Effect of power injections from multiterminal HVDC
systems on the operational risk of the AC grid”, accettato per la presentazione al 2011 CIGRE Symposium,
Bologna, 13-15 settembre 2011
[GE.35]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Massucco, A. Pitto, “A Probabilistic Risk Assessment and Control methodology
for HVAC electrical grids connected to multiterminal HVDC networks”, International Federation of
Automatic Control (IFAC) 18th World Congress, Milano, 28 agosto-2 settembre 2011
[GE.36]
E. Ciapessoni, D. Cirio, S. Massucco, A. Pitto, F. Silvestro, “An innovative risk control strategy in power
systems involving advanced HVDC networks”, sottoposto alla 2° Conferenza “Innovative Smart Grid
Technologies”, ISGT-EUROPE 2011, Manchester, 5-7 dicembre 2011
[GE.37]
S. Grillo, S. Massucco, A. Morini, A. Pitto, F. Silvestro, “Bifurcation Analysis and Chaos Detection in
Power Systems”, International Journal of Innovations in Energy System and Power, Aprile 2010, Vol. 5, nr.
1, pp. 1-7, ISSN 1913-133X
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
Modellistica di fulmine, di linee elettriche e sistemi di protezione da sovratensioni di origine
atmosferica
L’attività di ricerca nel biennio 2009-2011 è stata incentrata 1) sullo sviluppo di formulazioni per il
calcolo dei campi elettromagnetici di fulmine e delle correnti associate e 2) sulla modellistica delle
linee di trasmissione aeree e delle stazioni di trasformazione AAT/AT.
Nel primo ambito si è trattato il problema della radiazione di campo elettromagnetico dovuto ad un
evento di fulminazione su un terreno con conducibilità finita e multistrato [GE.38 – GE.40],
costruendo un modello per il calcolo dei campi basato su un’opportuna modifica di quello
precedentemente sviluppato per il caso del terreno conduttore a singolo strato (omogeneo).
Particolare attenzione è stata dedicata alla verifica, mediante confronto su simulazioni numeriche,
delle principali formule approssimate impiegate in letteratura scientifica per la valutazione dei
campi elettromagnetici in tale configurazione. È stata quindi proposta una nuova formula per il
calcolo del campo elettrico orizzontale ad una data quota sopra terra, che può essere considerata
come la generalizzazione della nota formula di Cooray-Rubinstein (suolo omogeneo) per il caso del
terreno a doppio strato. Di quest’ultima, si è inoltre proposta una nuova implementazione nel
dominio del tempo, in grado di ridurne notevolmente gli oneri computazionali [GE.41 – GE.42].
A livello di modellistica di correnti di fulmine, è stata infine sviluppata una nuova rappresentazione
della corrente alla base del canale, basata su uno sviluppo in serie di Prony, metodo particolarmente
adatto al trattamento di dati sperimentali [GE.43].
Per quanto attiene invece l’attività nel secondo ambito di ricerca, lo studio iniziato nel biennio
precedente insieme al gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, TERNA Spa, per la
valutazione degli effetti di sovratensioni e sovracorrenti di origine atmosferica su linee di
trasmissione aeree e stazioni di trasformazione AAT/AT è proseguito con lo sviluppo di una
metodologia [GE.44].
Bibliografia
[GE.38]
F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, A. Shoory, F. Rachidi, “Lightning electromagnetic radiation over a
stratified conducting ground ─ Part I: formulation and numerical evaluation of the electromagnetic fields”,
Journal of Geophysical Research, vol. 116, D04101, doi:10.1029/2010JD015077, 2011.
[GE.39]
A. Shoory, F. Rachidi, F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, “Lightning electromagnetic radiation over a
stratified conducting ground ─ Part II: validity of simplified approaches”, Journal of Geophysical Research,
vol. 116, D11115, doi:10.1029/2010JD015078, 2011.
[GE.40]
F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, F. Rachidi, A. Shoory, “The effect of a horizontally stratified ground on
the lightning electromagnetic field radiation”, Proceedings of the IEEE International Symposium on
Electromagnetic Compatibility, Fort Lauderdale, USA, 25 – 30 luglio 2010.
[GE.41]
F. Delfino, P. Girdinio, R. Procopio, M. Rossi, F. Rachidi, “Time-domain implementation of CoorayRubinstein formula via convolution integral and rational approximation”, in pubblicazione su IEEE
Transactions on Electromagnetic Compatibility, doi: 10.1109/TEMC.2011.2107325.
[GE.42]
F. Delfino, P. Girdinio, R. Procopio, M. Rossi, F. Rachidi, “Rational approximation for the time domain
implementation of Cooray-Rubinstein formula”, Proc. IEEE Conference POWER TECH 2011, Trondheim,
Norvegia, 19-23 giugno 2011.
[GE.43]
F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, F. Rachidi, “Prony series representation for the lightning channel base
current”, sottoposto per la pubblicazione su IEEE Transactions on Electromagnetic Compatibility.
[GE.44]
F. Delfino, R. Procopio, M. Rossi, “High-frequency EHV autotransformer model identification from LEMP
tests data”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 26, no. 2, pp. 714-724, aprile 2011, doi:
10.1109/TPWRD.2009.2039151.
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA
Sistemi elettrici di distribuzione attivi (“active distribution systems”) in presenza di
generazione distribuita ed accumulo
L’attività di ricerca dell’Unità di Genova, svolta anche in collaborazione con le Unità di Bologna e
di Milano, relativamente ai sistemi di distribuzione dell’energia elettrica ha coperto diverse
tematiche quali: a) individuare ed proporre soluzioni impiantistiche e di controllo per una gestione
intelligente di reti di distribuzione in presenza di risorse di generazione distribuita, di accumulo, con
la possibilità di controllare il carico e nel rispetto dei vincoli tecnici ed economici; si è contribuito
alla definizione dell’architettura di un gestore centralizzato (DMS) di porzioni di reti elettriche di
distribuzione, capace di affrontare problemi di ottimizzazione, di controllo dei flussi di potenza,
della tensione e di fornitura dei servizi ausiliari. b) gestione di virtual power plant e microgrid in
presenza di accumuli significativi e di generazione rinnovabile; c) impatto del veicolo elettrico sulle
reti di distribuzione.
Lo sviluppo di reti di distribuzione sia in bassa tensione sia in media tensione con capacità di
esercizio flessibile e anche autonomo in isola di carico è uno degli aspetti che maggiormente
caratterizza i progetti di Smart Grid. L’esercizio flessibile delle reti di distribuzione, o di parte di
esse, richiede infatti sistemi innovativi di gestione automatica, le cui caratteristiche e obiettivi sono
descritti per esempio in [GE.45]. I moderni Distribution Management System (DMS), caratterizzati
da architetture di automazione, telecomunicazione e controllo di tipo innovativo, consentono
l’implementazione di strategie di esercizio ottimizzate in grado di adattarsi continuamente alle
condizioni di richiesta di carico e di produzione da fonte rinnovabile [GE.46]. I lavori rendicontati
propongono la definizione di architetture di automazione, telecomunicazione e controllo di reti
elettriche descrivendo le caratteristiche di DMS atti ad operare efficacemente su reti di distribuzione
attive e facenti uso di tecnologie di comunicazione avanzate. Essi affrontano aspetti dell’evoluzione
dei DMS che andranno a mutuare funzioni tipiche dei sistemi per la gestione delle reti elettriche di
trasmissione (EMS) integrandoli in architetture complesse comprendenti schedulatori, dispacciatori
e sistemi di supervisione. Vengono presentati modelli di sistemi di generazione e scenari di
funzionamento includendo aspetti di fornitura di servizi ausiliari e coinvolgendo problematiche di
telemisura e teleconduzione.
Il lavoro [GE.47] affronta la tematica dei sistemi di automazione e protezione sulla base del fatto
che i sistemi elettrici hanno estrema necessità di utilizzare i più recenti sviluppi nel campo dell’ICT
(Information and Communication Technology) e dell’elaborazione dati in tempo reale ed in forma
distribuita sia per la loro automazione che per la realizzazione di avanzate tecniche di protezione e
di controllo. Il lavoro considera i sistemi di comunicazione e i relativi standard con cenni ai
problemi delle protezioni e delle comunicazioni nelle stazioni elettriche e al ruolo delle nuove
normative IEC 61850 con particolare riferimento ad alcuni temi relativi alla comunicazione per la
generazione distribuita.
Nei più recenti sviluppi i sistemi di gestione della distribuzione tendono a integrare le funzioni di
ottimizzazione per la pianificazione a breve termine delle varie energie e di controllo delle risorse
disponibili nella rete (come, per esempio, generatori distribuiti, compensatori di potenza reattiva e
trasformatori con variatori sotto carico) con quelle a medio termine. In quest’ottica, l’Unità di
Genova (anche in collaborazione con le Unità di Bologna e di Milano) ha proposto una struttura di
un sistema automatico di esercizio ottimizzato delle risorse di produzione/accumulo di energia e
quelle di regolazione, disponibili in una rete di distribuzione [GE.48], [GE.49]. Tenendo conto delle
difficoltà di previsione dei carichi e della produzione da fonte rinnovabile, il sistema automatico è
organizzato su una struttura a due livelli: il primo, con orizzonte giornaliero, è dedicato
all’applicazione di criteri di gestione economica; il secondo, con orizzonte temporale limitato al
successivo quarto d’ora, è dedicato al raggiungimento degli obiettivi di qualità e sicurezza
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
dell’esercizio della rete. In quest’ultima fase si risolve un problema di ottimizzazione non lineare
multi-obiettivo applicando iterativamente un algoritmo di programmazione lineare mista intera. La
linearizzazione della funzione costo e dei vincoli è realizzata mediante l'utilizzo di coefficienti di
sensitività ottenuti dai risultati calcolo di power flow trifase. Gli studi effettuati mostrano che la
struttura proposta può consentire anche l’esercizio volontario in isola di carico, con riferimento sia a
micro-reti di bassa tensione sia a parti di reti in media tensione.
Le attività sulla gestione, il controllo e l’automazione delle reti di distribuzione in presenza di
generazione intermittente sono state pubblicate su uno Special Issue on “Identification and Control
of Sustainable Energy Systems” dell’IEEE Systems Journal [GE.50].
Un settore della ricerca nell’ambito dei sistemi di distribuzione ha poi riguardato l’impatto della
generazione distribuita sulla sicurezza del sistema elettrico e sulle prestazioni delle reti di
distribuzione.
Il lavoro [GE.51] considera i problemi che sorgenti di generazione eolica di taglia intermedia e di
generazione fotovoltaica possono generare in reti di distribuzione radiali - comprendenti anche cogenerazione tradizionale - per quanto concerne i profili di tensione e il bilanciamento delle potenze.
Il lavoro [GE.52] analizza procedure di rescheduling automatico in reti di distribuzione a media
tensione. Il lavoro [GE.53] è volto a analizzare il comportamento di generazione e carico integrati
da sistemi di accumulo per modellare e valutare le possibilità di partecipazione al mercato
dell’energia e dei servizi di strutture elettriche di generazione e distribuzione in distretti industriali e
di servizi terziari.
Grande attenzione è stata posta al problema dell’accumulo in reti di distribuzione. Le attività svolte
hanno permesso di definire i profili tipici di generazione del sistema integrato (RES + Accumulo)
sulla base del profilo di carico orario nazionale e ottimizzando i profili di immissione di potenza,
ipotizzando il costo del kWh elettrico su fascia oraria modellando gli scostamenti tra produzione
prevista ed effettiva [GE.54]. A seguito della definizione dei profili di generazione, si sono condotte
simulazioni in cui il pacco batterie, accoppiato al campo di generazione eolico e solare, assolva
principalmente le seguenti funzioni di price arbitrage (ottimizzazione dello sfruttamento della
differenza di prezzo del kWh elettrico in base alle fasce orarie di vendita); di tampone
(minimizzazione del mismatch tra la potenza prevista e quella effettivamente prodotta in modo da
evitare gli oneri di sbilanciamento) e di riserva terziaria.
Ulteriori attività sviluppate hanno riguardato la modellizzazione e la gestione ottimale di batterie
hot-temperature (Sodium Nickel Chloride) accoppiate a generatori eolici in reti a media tensione I
dispositivi di accumulo sono modellati considerando le loro principali dinamiche (stato di carica,
temperature, correnti, protezioni e limitazioni) [GE.55]. Il sistema di ottimizzazione è basato su
algoritmi di forward dynamic programming per sfruttare la capacità di effettuare price arbitrage in
energia lungo l’orizzonte temporale dello studio [GE.56]. Lo scopo è adattare la generazione eolica
al carico ed individuare situazioni di costi7benefici per l’insieme integrato generazione accumulo.
Nell’ambito della gestione e controllo del sistema elettrico di distribuzione risulta di grande attualità
l’analisi del possibile impatto dovuto all’alimentazione di un numero significativo di utenti
costituito da veicoli elettrici (EV – Electric Vehicle)che possono costituire – nella fase di carica
delle relative batterie - un carico fortemente distribuito e nel suo insieme quantitativamente
significativo.
Allo stesso tempo i veicoli potrebbero costituire una forma importante di accumulo ed essere utili
per l’accumulo di energia elettrica prodotta ad esempio a basso costo da fonti energetiche
rinnovabili e rendersi utili nella fornitura di servizi ausiliari.
L’Unità di Genova ha svolto attività correlate con la tematica sopra ricordata: un primo aspetto ha
riguardato l’impatto sulle attuali reti elettriche di distribuzione in media e bassa tensione di carichi
costituiti da veicoli elettrici. Successivamente l’analisi ha richiesto di estendere lo studio di tali reti
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
in presenza di sorgenti elettriche distribuite di tipo rinnovabile. Ulteriori analisi andranno estese al
possibile ruolo dell’accumulo su batterie quale fornitori di servizi ausiliari alle reti distribuzione.
Nel lavoro [GE.57] sono stati affrontati alcuni aspetti relativi allo studio dell’impatto dei EV sulla
rete di distribuzione. E’ stata presentata una panoramica sulle possibili reti test da utilizzare per gli
studi individuando tre reti di distribuzione da assumere come benchmark, e che successivamente
sono state implementate nel codice di calcolo DIgSILENT: una rete BT definita dalla Cigré; una
rete BT urbana e una rurale definite al’interno del progetto europeo Dispower che aveva visto negli
anni scorsi operare l’Unità di Genova. Sono state formulate ipotesi sul veicolo tipico da analizzare
come carico individuando tra l’altro: taglia delle batterie installate, il numero di utenti alimentati da
ogni rete e il fattore di contemporaneità, il profilo di carico normale e quello dovuto alla ricarica
degli EV. Sono stati ipotizzati quattro gradi di penetrazione degli EV all’interno del mercato (5%,
10%, 15% e 20%). Si sono ottenuti risultati da analisi statiche delle reti considerate atti a valutare i
possibili sovraccarichi sulle linee di distribuzione e le eventuali eccessive cadute di tensione.
Il lavoro [GE.58] definisce una metodologia, basata su un’estensione del concetto di hosting
capacity, atta a valutare gli effetti delle ricariche dei veicoli elettrici sulle reti in bassa tensione. È
stato messo a punto un indice (chiamato time-dependent hosting capacity) che permette di includere
nella sua formulazione la durata della ricarica in modo tale da identificare gli eventuali vincoli di
rete. La validazione di tale indice è stata effettuata mediante simulazioni sulla rete europea di
riferimento in bassa tensione individuata dalla Task Force CIGRÉ. Le simulazioni hanno previsto
l’esecuzione in serie di calcoli di load flow al variare delle condizioni di carico e del numero di
veicoli elettrici in ricarica. Si è supposto che i veicoli elettrici abbiano una necessità di ricarica
giornaliera pari a 15 kWh. Inoltre, per alcune simulazioni, è stato valutato il contributo che la
generazione distribuita può apportare per migliorare la qualità della fornitura nei termini indicati
dalla normativa EN 50160.
L’articolo [GE.59] riporta una sintesi del lavoro istruttorio operato - su incarico del CIACE – da un
gruppo di esperti costituito da Michele De Nigris (RSE – Ricerca Sistema Energetico, Milano),
Romano Giglioli (Università di Pisa), Regina Lamedica (Università di Roma - La Sapienza),
Stefano Massucco (Università di Genova), che predisposto un documento denominato “position
paper” per il Piano Strategico Europeo per le Tecnologie Energetiche (Set Plan) - Iniziativa europea
per la rete elettrica “smartgrids”. Il documento ha avuto lo scopo di illustrare sinteticamente
l’attuale stato dell’arte della tecnologia e gli obiettivi strategici per l’Italia sulle smartgrids fornendo
una prima panoramica sui principali progetti in corso, sulle principali attività di ricerca finalizzate,
sui punti di forza e di debolezza del sistema Italia e sulle cooperazioni in atto o auspicabili a livello
europeo ed internazionale. Il documento è necessariamente in continuo sviluppo non potendo
costituire che una prima “istantanea” di un settore in grande fermento ed evoluzione.
Bibliografia
[GE.45]
A. De Bellis, S. Grillo, S. Massucco, S. Scalari, P. Scalera, F. Silvestro, “A Smart Grid Approach to
Distribution Management Systems (DMS) for Electric Networks”, CIRED Workshop, 7 – 8 giugno 2010,
Lione, Francia, pp. 1–4
[GE.46]
L. Cicognani, S. Grillo, S. Massucco, S. Scalari, P. Scalera F. Silvestro, “Sistemi di automazione per la
gestione delle reti elettriche di distribuzione”, EIDOS, 2009, Nr. 4, pp. 38-46, ISSN: 1972-6988
[GE.47]
S. Grillo, S. Massucco, A. Morini, F. Silvestro, “Automazione, Protezione e Controllo dei Sistemi Elettrici:
aspetti innovativi alla luce dell’evoluzione delle tecnologie di generazione e di comunicazione e della
norma IEC 6185”, Parte II, Rivista Bticino, n. 12, 2009
[GE.48]
A. Borghetti, M. Bosetti, S. Grillo, M. Paolone, F. Silvestro, “Short-Term Scheduling of Active Distribution
Systems”, IEEE Powertech 2009, Bucarest, 28 giugno-2 luglio 2009
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
[GE.49]
A. Borghetti, M. Bosetti, S. Grillo, S. Massucco, C.A. Nucci, M. Paolone, S. Scalari, F. Silvestro, “Un
ottimizzatore per la gestione di “smartgrids” - reti elettriche di distribuzione attive”, EIDOS, Nr. 2 Febbraio
2010, 8 pagine, ISSN: 1972-6988
[GE.50]
A. Borghetti, M. Bosetti, S. Grillo, S. Massucco, C.A. Nucci, M. Paolone, F. Silvestro, “Short Term
Scheduling and Control of Active Distribution Systems with High Penetration of Renewable Resources”,
IEEE Systems Journal, Special Issue on “Identification and Control of Sustainable Energy Systems”, Vol 4,
Issue 3, September 2010, pp. 313-322, ISSN: 1932-8184
[GE.51]
S. Grillo, M. Marinelli, E. Pasca, G. Petretto, F. Silvestro, “Characterization of Wind and Solar generation
and their influence on distribution network performances”, UPEC 2009, Glasgow, 1-4 settembre 2009.
[GE.52]
A. Borghetti, M. Bosetti, C. A. Nucci, M. Paolone, S. Massucco, S. Scalari, F. Silvestro, “A procedure for
automatic scheduling of distributed energy resources in medium voltage networks”, 20th International
Conference and Exhibition on Electricity Distribution CIRED 2009, Praga, 8-11 giugno 2009
[GE.53]
F. Baccino, S. Grillo, M. Marinelli, S. Massucco, G. Petretto, S. Scalari, F. Silvestro, “Microgrid concepts
and models for the electrical grid of an industrial district”, paper accepted at Cigrè 2011, Bologna, 13-15
Sep. 2011
[GE.54]
D. Di Rosa, I. Fastelli, G. Gigliucci, S. Grillo, M. Marinelli, S. Massucco, F. Silvestro, “Generation and
battery modelling and integrated control strategies for a better acceptance of intermittent renewable energy
sources in the electric distribution system”, CIRED Workshop, pp. 1-4, 7-8 Giugno 2010, Lione
[GE.55]
S. Grillo, M. Marinelli, S. Massucco, F. Silvestro, “Optimal Management Strategy of a Battery-based
Storage System to Improve Renewable Energy Integration in Distribution Networks”, abstract accepted at
IEEE Transaction on Smart Grid, pp. 1-3, 2011
[GE.56]
S. Grillo, M. Marinelli, F. Silvestro, “A Dynamic-Programming Based Algorithm for Battery Systems
Optimal Scheduling”, book chapter abstract accepted at Handbook of Optimization (Springer Publishing),
pp. 1-3, 2011
[GE.57]
M. De Nigris, I. Gianinoni, S. Grillo, S. Massucco, F. Silvestro, “Impact Evaluation of Plug-in Electric
Vehicles (PEV) on Electric Distribution Networks”, 14th International Conference on Harmonics and
Quality of Power (ICHQP), Bergamo, 26 – 29 settembre 2010, pp. 1–6, ISBN: 978-1-4244-7245-1, doi:
10.1109/ICHQP.2010.5625433
[GE.58]
F. Baccino, S. Celaschi, I. Gianinoni, S. Grillo, S. Massucco, F. Silvestro, “Una metodologia di
determinazione del margine di hosting capacity per valutare l’impatto di veicoli elettrici sulle reti di
distribuzione di energia elettrica”, Convegno Nazionale AEIT, Milano 27–29 giugno 2011
[GE.59]
Autori Vari, “Sintesi dell’Italian Position Paper on smartgrids”, AEIT n. 11/12, Dicembre 2010, pp. 44-47
Metodologie per la quantificazione dei benefici sui target EU 20-20-20 apportati da azioni di
ammodernamento delle reti elettriche
L’attività di ricerca, condotta in collaborazione con T&D Europe, l’associazione europea
dell’industria del settore della trasmissione e distribuzione di energia elettrica, ha avuto come
obiettivo lo sviluppo di una metodologia [GE.60 – GE.63] per la valutazione di quanto un
ammodernamento tecnologico delle infrastrutture europee di trasmissione e distribuzione di energia
possa positivamente incidere sul perseguimento dei target 20/20/20 per l’anno 2020 stabiliti dal
Parlamento Europeo nella direttiva integrata sull’energia e l’ambiente (EU’s Climate and Energy
Policy), in termini di riduzione delle emissioni di CO2 (-20%), di incremento dell’utilizzo di energia
proveniente da fonti rinnovabili (+20%) e di aumento dell’efficienza (+20%).
La metodologia sviluppata consente di valutare il livello di beneficio ambientale apportato da
singole azioni di adeguamento con le tecnologie più moderne delle reti di trasporto di energia,
arrivando a definire i kilowattora risparmiati e le tonnellate di CO2 non prodotte in seguito ad
interventi quali la sostituzione di macchine e dispositivi, l’introduzione di sistemi per il
miglioramento della qualità del servizio, l’inserimento di sistemi di controllo e protezione avanzati,
l’utilizzo di nuove tecnologie di trasmissione.
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
Il lavoro è stato suddiviso in due parti. La prima ha previsto la definizione della metodologia
mediante “traduzione tecnica” degli obiettivi europei 20-20-20 a livello di indicatori di prestazione
di variabili e grandezze tipiche del mondo elettrico.
La seconda, invece, ha richiesto l’esecuzione di una serie di valutazioni, in accordo alla
metodologia sviluppata, su reti di test opportunamente identificate come rappresentative delle
configurazioni più diffuse a livello europeo, esercite sia in condizioni di normale funzionamento sia
in condizioni di emergenza.
Bibliografia
[GE.60]
F. Delfino, G. B. Denegri, M. Invernizzi, G. Amann, J. L. Bessède, A. Luxa, G. Monizza, “A methodology
to quantify the impact of a renewed T&D infrastructure on EU 2020 goals”, Proceedings of the IEEE Power
& Energy Society General Meeting, Minneapolis, USA, 25 – 29 luglio 2010.
[GE.61]
F. Delfino, G. B. Denegri, M. Invernizzi, F. Pampararo, G. Amann, J. L. Bessède, A. Luxa, G. Monizza,
“Towards a renewal of Transmission & Distribution infrastructures to meet EU 2020 goals”, Proceedings of
the XXIst World Energy Congress, Montreal, Canada, 12 – 16 settembre 2010.
[GE.62]
A. Bonfiglio, F. Delfino, G. B. Denegri, M. Invernizzi, F. Pampararo, R. Procopio, G. Amann, J. L.
Bessède, A. Luxa, G. Monizza, “The application of modern electric systems to T&D infrastructures to
achieve EU 20/20/20 climate & energy targets”, sottoposto per la presentazione all’International
Conference on Renewable Energy and Eco-Design in Electrical Engineering iREED 2011, Lille, Francia,
23-24 marzo 2011.
[GE.63]
A. Bonfiglio, F. Delfino, G.B. Denegri, M. Invernizzi, F. Pampararo, R. Procopio, “Quantification of the
environmental benefits provided by the application of state-of-the-art technologies to T&D grids”, accettato
per la presentazione a CIGRE International Symposium, Bologna.
UTILIZZAZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA
Gestione dei carichi elettrici e razionalizzazione degli usi finali dell’energia
L’Unità di Genova ha continuato ad utilizzare un sistema di monitoraggio del carico elettrico messo
a punto e personalizzato al sistema elettrico e tariffario italiano basato su di un software in grado di
acquisire, analizzare, aggregare e monitorare anche in tempo reale le curve di carico di singoli
utenti a livello di media tensione, con possibile estensione al livello di bassa tensione. Il sistema già
in passato era stato applicato al monitoraggio dei carichi elettrici dell’Ateneo Genovese
caratterizzato da un consumo annuo stimabile intorno ai 22 GWh mediante l’installazione di 19
punti di misura presso i contatori di energia a media tensione e la raccolta automatica dei consumi
ogni 15 minuti. I dati, trasmessi ad un server centralizzato, sono analizzati ed assemblati in curve di
carico atte ad effettuare valutazioni dei consumi, suggerimenti per il risparmio energetico e per la
gestione ottimale delle utenze anche nell’ipotesi di una gestione coordinata generazione-carico
elettrico. La soluzione adottata si basa su di una architettura distribuita che fa dialogare dei
dispositivi in campo (tipo PLC) con un server centralizzato [GE.64]. Inoltre, grazie alla possibilità
di implementare formule scritte in uno pseudo linguaggio, il sistema permette di valutare i costi
associati in termini di trasporto, distribuzione, imposte e fornitura, in modo da poter prendere delle
decisioni atte a intervenire sulla modalità di prelievo e utilizzabili per la migliore gestione della gara
di fornitura.
Le attività di supporto alla gestione energetica dell’Ateneo Genovese hanno permesso di ottenere
finanziamenti per la realizzazione di siti con generazione rinnovabile o nei quali effettuare
esperienze di gestione del carico elettrico. A completare il quadro della gestione razionale della
spesa energetica dell’Ateneo Genovese, sono stati individuati tre progetti significativi di
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Attività di Ricerca 2009 – 2011 – Genova
autoproduzione di energia, basati sulle tecnologie del solare termico e del fotovoltaico. In
particolare, grazie ad un finanziamento regionale, sono in fase di progettazione e realizzazione i
seguenti impianti pilota (vedi il già citato lavoro [GE.64]): a) Impianto termico basato su
integrazione con impianto a pompa di calore elio assistito, abbinato a centrale solare fotovoltaica
presso il Palasport del CUS (PALACUS); b) Impianto solare fotovoltaico ed intervento di
automazione degli impianti elettrici per il risparmio energetico presso la Facoltà di Economiae
Commercio; c) Impianto solare termico presso una Clinica Chirurgica.
Tali esperienze sono anche state estese ad altre applicazioni in ambito ospedaliero [GE.65] .
L’Unità di Genova ha operato come coordinatore e partner di un progetto attivato presso il Parco
Scientifico Tecnologico della Liguria relativo alla realizzazione di sistemi per l’Energy
Management e il risparmio energetico. Il lavoro [GE.66] riporta l’attività volta alla definizione dei
requisiti hardware e software per lo sviluppo di un prototipo di piattaforma microgrid su siti già
esistenti in grado di gestire le risorse di produzione di energia. Il lavoro descrive una architettura
sviluppata per integrare gli strumenti software esistenti per il monitoraggio ed il controllo del carico
in tempo reale e per la gestione delle risorse di generazione. Il sistema acquisisce i dati da campo e
memorizza le informazioni su un server, dal quale uno strumento di ottimizzazione recupera i dati al
fine di eseguire i suoi calcoli e fornire i set point ottimali ai generatori programmabili. Sono
riportati i risultati sulla sperimentazione presso siti di prova con diverse unità di generazione, quali
la cogenerazione di calore ed elettricità (CHP) e/o generatori rinnovabili dotati di uno strumento di
monitoraggio in tempo reale.
Infine, il lavoro [GE.67] in collaborazione con l’Unità di Pisa, riporta alcune esperienze di
aggregazione economico-gestionale di utenze elettriche della Pubblica Amministrazione,
proponendo metodologie di analisi di cluster energetici su scala regionale e illustrando azioni di
monitoraggio e di Demand Side Management che si sono tradotte per alcune specifiche applicazioni
in tangibili risparmi economici.
Bibliografia
[GE.64]
A. Bagnasco, R. Picollo, S. Massucco, F. Silvestro, “Esperienze di gestione, monitoraggio e
razionalizzazione di consumi di energia elettrica nell'Ateneo Genovese”, V Congresso Nazionale AIGE Associazione Italiana gestione energia, 8-9 Giugno Modena
[GE.65]
F. Ferrari, G. Allesina, E. Franchini, F. Silvestro, “Assessment of thermal and electric energy consumption
of the University Hospital of Modena”, V Congresso Nazionale AIGE - Associazione Italiana gestione
energia, 8-9 Giugno Modena
[GE.66]
S. Bertolini, G. Giacomini, S. Grillo, S. Massucco, F. Silvestro, “Coordinated micro-generation and load
management for energy saving policies”, Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT
Europe), 11 –13 ottobre 2010, Gothenburg, Svezia, pp. 1–7, ISBN: 978-1-4244-8510-9, doi:
10.1109/ISGTEUROPE.2010.5638953
[GE.67]
D. Poli, F. Silvestro, “Esperienze di acquisto di energia elettrica, razionalizzazione della spesa e
monitoraggio dei consumi nella pubblica amministrazione”, rivista AEIT, Ottobre 2009.
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