Smart Grid: produzione e distribuzione dell’energia.

1.
Labmee&ng
1
–
DESIGN
E
ENERGY
MANAGEMENT
Smart
Grid:
produzione
e
distribuzione
dell’energia.
Casi
applica&vi
del
Centro
Interdipar&mentale
di
Ricerca
Industriale
Energia
e
Ambiente
(CIRI
ENA)
e
del
LISEP
–
Università
di
Bologna
Prof.
Carlo
Alberto
Nucci
Ing.
Davide
Messori
carloalberto.nucci@unibo.it
davide.messori@unibo.it
DEI
–
Guglielmo
Marconi
–
Università
di
Bologna

2. Outline
• Il
sistema
ele9rico
• Smart
Grid
(e
Smart
City)
• Casi
applica?vi
CIRI
–
ENA:
microgrid
• Islanding
intenzionale
di
porzione
di
rete
ci9adina

3. Outline
• Il
sistema
ele9rico
• Smart
Grid
(e
Smart
City)
• Casi
applica?vi
CIRI
–
ENA:
microgrid
• Islanding
intenzionale
di
porzione
di
rete
ci9adina

4. Sistema
ele9rico
4
Soddisfare
365
giorni
l’anno
24
ore
su
24
la
domanda
di
energia
eleSrica
di:
• 700
clien&
AT
(20%)
• 100.000
clien&
MT
(35%)
• 35.000.000
clien&
BT
(20%
domes&ci,
25%
altri
usi)
Missione
*
Produzione
>560.000
Trasmissione
=
1
Distribuzione
=
144
Venditori
>
380
*
Cortesia
Ing.
G.
Valtorta
-­‐
ENEL

5. 5
Sistema
ele9rico
Evoluzione
del
mix
del
parco
generazione

6. 6
Sistema
ele9rico
La
copertura
della
domanda

7. 7
Sistema
ele9rico
Connessioni
GD

8. 8
Produzione:
3500
termo∇
78
GW
2900
idro
22
GW
500.000
fotov.
16
GW
1000
eolici
8
GW
∇
nel
1999
60
impian&
Enel
40
GW
2400
MW
60
MW
400
MW
200
kW
20
kW
Sistema
ele9rico
Par?
principali
*
*
Cortesia
Ing.
G.
Valtorta
-­‐
ENEL

9. Trasmissione
(1):
153
stazioni
380/150
kV
158
stazioni
220/150
kV
10.700
km
rete
380
kV
11.300
km
rete
220
kV
39.000
km
rete
150
kV
*
Cortesia
Ing.
G.
Valtorta
-­‐
ENEL
Sistema
ele9rico
Par?
principali
*

10. 10
Distribuzione
(144):
1800
cabine150/20
kV*
350.000
km
rete
20
kV*
435.000
cabine
20/0,4
kV*
780.000
km
rete
0,4
kV*
*
consistenze
Enel
D
(95%)
*
Cortesia
Ing.
G.
Valtorta
-­‐
ENEL
Sistema
ele9rico
Par?
principali
*

11. ALvità:
2013:
643
delibere
2012:
587
delibere
2011:
618
delibere
…
L'Autorità
per
l'energia
eleSrica
il
gas
ed
il
sistema
idrico
è
un
organismo
indipendente,
is&tuito
con
la
legge
14
novembre
1995,
n.
481
con
il
compito
di
tutelare
gli
interessi
dei
consumatori
e
di
promuovere
la
concorrenza,
l'efficienza
e
la
diffusione
di
servizi
con
adegua&
livelli
di
qualità,
aSraverso
l'ajvità
di
regolazione
e
di
controllo.
cicli
regolatori
quadriennali
Sistema
ele9rico
A9ori

12. AEEG
Tes?
Integra?
12
Sistema
ele9rico
A9ori

13. Sistema
ele9rico
A9ori
Il
GSE
opera
per
la
promozione
dello
sviluppo
sostenibile
aSraverso
la
qualifica
tecnico-­‐
ingegneris&ca
e
la
verifica
degli
impian&
a
fon&
rinnovabili
e
di
cogenerazione
ad
alto
rendimento;
riconosce
inoltre
gli
incen?vi
per
l’energia
eleSrica
prodoSa
e
immessa
in
rete
da
tali
impian&.
Potenza
installata
generazione
da
fon&
rinnovabili
49.480
MW
(39%
totale
installato)
Produzione
da
fon&
rinnovabili
108TWh
(33%
fabbisogno)
TWh
IdroeleSrico
51
Fotovoltaico
22
Eolico
15
Bioenergie
14
Altro
6
Da&
GSE
2013
Oneri
A3
rinnovabili
2013
=
13,4
G€

14. Prezzo
energia
ele9rica
14
fonte
AEEG
Sistema
ele9rico

15. Prelievi
neL
rete
Enel
Distribuzione
MT/BT
da
RTN
20/4/2014:
minimo
storico
4600
MW
Divisione
Infrastru9ure
e
Re?
Rete
Ele9rica
-­‐
Sala
Controllo
Sistema
ele9rico
Cortesia
Ing.
G.
Valtorta
-­‐
ENEL

16. Outline
• Il
sistema
ele9rico
• Smart
Grid
(e
Smart
City)
• Casi
applica?vi
CIRI
–
ENA:
microgrid
• Islanding
intenzionale
di
porzione
di
rete
ci9adina

17. 17
Sistema
ele9rico
Evoluzione
verso
la
Smart
Grid

18. “Ridurre
i
cos&
energe&ci
in
azienda:
dagli
scenari
ai
meccanismi
di
incen&vazione”
1.
Inversione
di
flussi
di
potenza
à
• Limi&
di
transito
• Alterazione
profili
di
tensione
sulle
linee
• Malfunzionamento
protezioni
2.
Aleatorietà
delle
fon?
rinnovabili
à
• Necessità
di
sorgen&
di
accumulo
• Ges&one
ancora
più
‘intelligente’
del
sistema,
e
ampio
uso
di
ICT
3.
Impiego
di
fon?
rinnovabili
à
• uso
di
conver&tori
(e
non
generatori
sincroni)
e
quindi
perdita
di
inerzia
e
di
stabilità
Perché deve essere Smart

19. Enel
Smart
Info
Customer
awareness
Enel
smart
info®
ASraverso
l’u&lizzo
di
una
struSura
consolidata
di
contatori
intelligen&,
l’Enel
ha
sviluppato
una
nuova
generazione
di
soluzioni
Assicura,
in
tempo
reale,
un
facile
accesso
ad
informazioni
aggiun?ve
e
ai
consumi
storici
L’accesso
ai
da&
cer&fica&
del
contatore
da
parte
degli
aSori
del
mercato,
viene
facilitato
senza
discriminazione,
allo
scopo
di
abilitare
nuovi
servizi
ed
implementare
nuove
soluzioni
per
l’efficienza
energe&ca
(in-­‐home
automa?on,
ac?ve
demand,
etc.)
ü Collegato
ad
una
delle
prese
ele9riche
di
casa
ü Univocamente
associato
al
contatore
ele9ronico
ü Rende
disponibili
i
da?
di
consumo
e
di
produzione
Cortesia
Ing.
G.
Valtorta
-­‐
ENEL

20. L’evoluzione
“smart”
delle
infrastru9ure
Una
rete
di
infrastru9ure
“interoperabili”
che
possa
integrare
tuL
gli
a9ori/stakeholders
e
abilitare
servizi
innova?vi
per
i
ci9adini
Ges?one
Rinnovabili
Ø Dispacciamento
Ø Forecast
Ø Storage
Data
Hub
Ø Sensor
Networks
Ø Big
Data
Mobilità
Ele9rica
Ø Vehicle-­‐to-­‐Grid
Ø Fast-­‐Charge
Ø Load
Shaping
Ø Car-­‐Sharing
Domanda
ALva
e
Smart
Building
Ø Servizi
al
Mercato
Ø Energy-­‐Box
Ø Load
Balancing
Teleges?one
Ø Mul&-­‐servizio
Ø Metering
e
Data
Service
Comunicazione
Ø Always-­‐on
Ø Low-­‐latency
Servizi
abilita?
Tecnologia
abilitante
Intelligenza
centralizzata
e
distribuita
Automazione
e
controllo
di
rete,
sistemi
di
Dispacciamento
locali
Infrastru9ure
per
ricarica
EV
integrate
in
rete
Smart
Metering
(eleSrico
e
mul&-­‐servizio)
e
Smart
Info
Disposi&vi
“Smart”
eleSronica
di
potenza
e
Storage
Sistemi
di
Monitoraggio
dell’energia
a
livello
Regionale
e
Locale
20

21. Outline
• Il
sistema
ele9rico
• Smart
Grid
(e
Smart
City)
• Casi
applica?vi
CIRI
–
ENA:
microgrid
• Islanding
intenzionale
di
porzione
di
rete
ci9adina

22. Stazione
di
prova
per
sistemi
di
generazione:
La
micro-­‐grid
ele9rica
L’UO
Bioenergie
del
CIRI
ENA
studia
e
lavora,
dal
2003,
su
una
micro-­‐grid
cogenera&va
implementata
presso
i
laboratori
del
LazzareSo
(DIEM,
Università
di
Bologna).
Tale
ajvità,
mirata
al
tes&ng
della
mini-­‐rete
di
generatori
elejci
intelligente,
viene
ulteriormente
implementata
aSraverso
lo
sviluppo
del
sistema
mediante
l’introduzione
di
nuova
componen&s&ca.
Altri
progej
e
collaborazioni
nell’ambito
dei
sistemi
smart-­‐grid
sono
sviluppa&
nel
contesto
del
CIRI
ENA
e
dei
singoli
gruppi
di
lavoro.

23. Micro-­‐controlled
Power
Management
System
for
Standalone
Microgrids
with
Hybrid
Power
Supply

24. 24
Ba9ery
state
of
charge
es?ma?on
( ) 0
0( ) ( , ) ( )
( , )
t
t
C t I i t dt
SOC t
C I
α θ
θ
−
=
∫
where:
¨ C(I,
θ)
is
the
baSery
capacity
for
a
constant
discharge
rate
I
of
the
baSery
at
electrolyte
temperature
θ
¨ C(t0)
is
the
baSery
capacity
at
&me
t0
¨ i(t)
is
the
instantaneous
value
of
the
baSery
current
¨ α
is
the
efficiency
coefficient
associated
to
baSery
charge
and
discharge
(for
small
SOC
varia&ons
α
≈
1).
0
20
40
60
80
100
120
44 46 48 50 52 54 56
Batterycapacity(Ah)
Battery open circuit voltage (V)
( ) ( )( )*
0 / 20 1C t C β θ θ= + −
β= 0.006 Ah/°C
θ* = 20 °C
Temperature
correc?on
Micro-­‐controlled
Power
Management
System
for
Standalone
Microgrids
with
Hybrid
Power
Supply

25.
Sistema
di
controllo
DSP
Fase
di
scarica
Cr n[ ]= Cr n −1[ ]−
KDC ⋅ KT
Kev
⋅ A n[ ]
S?ma
capacità
disponibile
Cnew = C⋅
100−%Cr
100
%Cr n[ ]=
Cr n[ ]
C
⋅100
Fase
di
scarica
Cr n[ ]= Cr n −1[ ]+
ηCH
KT
⋅ A n[ ]
Stazione
di
prova
per
sistemi
di
generazione:
La
micro-­‐grid
ele9rica

26. PEM fuel cell stack
Characteristics:
- Pstack à 6 kW
- Vstack à 50 ÷ 70 V
- Temp à 65 °C
- pH2 à 1.7 bar
- plates à graphite
- n° of plates 80
- dead end pulsing
Micro-­‐controlled
Power
Management
System
for
Standalone
Microgrids
with
Hybrid
Power
Supply

27. A3
A2
Water
Outlet
Water
Inlet
Air
Outlet
A1
A0
Air
Inlet
Radiator
Fan
Water pump
Blower
Filter
Heat
exchanger
Electro
valve 2
Electro
Valve 1
Pressure
reducing
valve
H2
Outlet
Gas to gas
humidifier
3-way
valve
Stop
cock
S10
W2
W7
A CM
WC1
WC2
W8
W1
W5
W6
W3
W4
H2
Inlet
A4H1
Water tank
S9
STACK
Water
tank
Humidifier
Heat
Exchanger
Blower
Water
pump
H2
inlet
valve
Stack
PEM fuel cell layout
Micro-­‐controlled
Power
Management
System
for
Standalone
Microgrids
with
Hybrid
Power
Supply

28. FUEL CELL
STACK
S2
S7
230 V
Electro valve 1
S3
S8
Master
Board
24 V
Electro valve 2
15 V
data
data
Voltage
transformer
230 V
Single phase
AC bus
Fuse box
M
3-way valve
motor
Water Pump
M
DC/AC
CONVERTER
M
Fan
Blower
M
Slave Board
AUX
control
26 V
PEM
fuel
cell
electric
scheme
FC inverter
Voltage
transformer
Slave board
Aux outpuAC bus
output
Micro-­‐controlled
Power
Management
System
for
Standalone
Microgrids
with
Hybrid
Power
Supply

29. Capability
of
PMS
to
control
the
FC
to
keep
the
baSery
DC
voltage
below
the
overvoltage
relay
threshold
of
the
baSery
inverter,
various
tests
of
full
load
disconnec&ons
a) à
measured
profiles
of
load,
baSery
and
FC
outputs
as
well
as
set
by
the
PMS
ac&on.
b) à
corresponding
measured
profiles
of
the
baSery
voltage
and
current,
together
with
overvoltage
limiter
output
variable
umax
Micro-­‐controlled
Power
Management
System
for
Standalone
Microgrids
with
Hybrid
Power
Supply

30. Stazione
di
prova
per
sistemi
di
generazione:
il
banco
prova
F.E.R.
ENERGIA
TERMICA
...
Sistema di
Accumulo
Termico
SORGENTE
n-esima
SISTEMA DI
CONTROLLO
ACBUS
SORGENTE
2
...
Rete
esterna
FUEL
2
FUEL
n-esimo
...
Sistema
Banco
prova
•
Carico
eleSrico:
ajvo
e
reajvo
•
Carico
termico
•
F.
E.R.
=
PV
emulator
•
Sist.
alim.
fuel:bombole
H2
•
Sistema
di
controllo:
NI_cRIO
•
Trasformatori
OLTC
•
Sensori
di
misura
• 1
Sorgente
ajva:
PEMFC
•
Sist.
Acc.eleSrico:
BaSerie
•
Sistema
accumulo
termico
•
Inverter

31. Fonte energetica rinnovabile
non programmabile
Water
pump
Water
Tank
Valvola
di non
ritorno
Regolatore
di portata
O2 outlet
H2 outlet
Rack
Valvola
di riduzione
Sistema di
accumulo H2
H2 Backup
H2
Outlet
Elettrovalvola
Exhaust
gas outlet
Reaction Air
Inlet
Cooling Air
Inlet
Cooling Air
Outlet
Electrolyzer
AC BUS
Filtro Reaction air
blower
Cooling
air fan
Inverter
bidirezionale
PV
Inverter
FC
Inverter
Batterie
Rete Elettrica
Esterna
Electronic
Load
H2 bus
Bombole a
Idruri
metallici
Bombole
a 200 bar
MEA
MEA
Cooling Air
Inlet
Cooling Air
Outlet
Dispositivo di
raffreddamento
P-7
P-19
L’obiejvo
è
proseguire
l’ajvità
implementando
il
sistema
con:
-­‐ EleSrolizzatore;
-­‐ Sistema
di
accumulo
di
H2;
-­‐ Altra
FER
Stazione
di
prova
per
sistemi
di
generazione:
il
prossimo
banco
prova

32. Outline
• Il
sistema
ele9rico
• Smart
Grid
(e
Smart
City)
• Casi
applica?vi
CIRI
–
ENA:
microgrid
• Islanding
intenzionale
di
porzione
di
rete
ci9adina

33. Case
descrip?on
§ 80
MW
power
plant:
two
aeroderiva&ve
gas
turbine
(GT)
units
and
a
steam
turbine
unit
(ST)
in
combined
cycle;
§ PP
connected
to
a
132
kV
substa&on
feeding
a
urban
medium
voltage
(MV)
distribu&on
network;
§ PP
substa&on
is
linked,
by
means
of
a
cable
line,
to
the
132
kV
substa&on
that
feeds
15
feeders
of
the
local
medium
voltage
(15
kV)
distribu&on
network
and
provides
also
the
connec&on
with
the
external
transmission
network
throughout
circuit
breaker
BR1.
800mcableline
External transmission network
BR1
BR1-­‐GT1
BR-­‐ST
BR1-­‐GT2
BR2-­‐GT1 BR2-­‐GT2
PMU3
PMU2
PMU1
Management
of
inten&onal
and
non
inten&onal
islanding
opera&on
of
ac&ve
distribu&on
grids

34. a)
Operates
BR1
for
the
disconnec&on
of
the
network
from
the
external
grid;
b)
Communicates
the
“Load
Droop
An&cipator
command”
to
the
ST
control
system
in
case
of
islanding
maneuvers
accomplished
at
rather
large
power
exported
levels
to
the
transmission
network;
c)
Disconnects
MV
feeders
following
a
predefined
priority
list
in
order
to
guarantee
the
load
balance;
d)
selects
the
opera&on
control
mode
of
the
two
gas
turbines
(master
and
slave)
for
the
frequency
regula&on
of
the
network
in
islanded
condi&ons;
e)
controls
the
power
plant
units
in
order
to
allow
a
reliable
reconnec&on
maneuvers
of
the
network
to
the
external
grid.
800mcableline
External transmission network
BR1
BR1-­‐GT1
BR-­‐ST
BR1-­‐GT2
BR2-­‐GT1 BR2-­‐GT2
PMU3
PMU2
PMU1
Management
of
inten&onal
and
non
inten&onal
islanding
opera&on
of
ac&ve
distribu&on
grids
§
Islanding
capabili&es
à
tested
with
EMTP-­‐RV.
Proc.
UPEC,
Padua,
Italy,
Sept
2008
§ PP
is
equipped
with
a
PMS
that:
ST
GT1
GT2

35. Distribu?on
network
voltage
phasors
angles
differences
during
the
islanding
of
GT1
800mcableline
External transmission network
BR1
BR1-­‐GT1
BR-­‐ST
BR1-­‐GT2
BR2-­‐GT1 BR2-­‐GT2
PMU3
PMU2
PMU1
Management
of
inten&onal
and
non
inten&onal
islanding
opera&on
of
ac&ve
distribu&on
grids
1
2
3

36. 800mcableline
External transmission network
BR1
BR1-­‐GT1
BR-­‐ST
BR1-­‐GT2
BR2-­‐GT1 BR2-­‐GT2
PMU3
PMU2
PMU1
Reconnec?on
maneuver
descrip?on:
§ A
feedback
of
the
PMU
measurements
was
given
to
the
PP
operator.
§ The
synchro-­‐check
relay
and
the
synchronizing
PMS
ac&on
permiSed
the
smooth
reconnec&on
maneuver.
Management
of
inten&onal
and
non
inten&onal
islanding
opera&on
of
ac&ve
distribu&on
grids

37. Voltage
phasors
angle
differences
0.16
0.17
0.18
0.19
0.2
0.21
-­‐1600
-­‐1400
-­‐1200
-­‐1000
-­‐800
-­‐600
-­‐400
-­‐200
0
200
0 10 20 30 40 50 60 Angle
difference
between
positive-­‐sequence
components
of
PMU1
and
PMU2
phasors
(°)
Angle
difference
between
positive-­‐sequence
components
of
PMU2
and
PMU3
phasors
(°)
Time
(s)
PMU2-­‐PMU3
PMU1-­‐PMU2
Ø Iden&fica&on
of
the
correct
phase
difference
between
islanded
and
external
network
to
trigger
the
reconnec&on
maneuver.
Management
of
inten&onal
and
non
inten&onal
islanding
opera&on
of
ac&ve
distribu&on
grids

38. PMU
measured
frequency
transient
49.95
50
50.05
50.1
50.15
0 10 20 30 40 50 60
Frequency
(Hz)
Time
(s)
PMU1
PMU2
PMU3
Ø Monitoring
of
the
frequency
difference
(posi&ve)
between
the
islanded
network
(PMU1
and
PMU2)
and
the
external
network
(PMU3).
Management
of
inten&onal
and
non
inten&onal
islanding
opera&on
of
ac&ve
distribu&on
grids

39. ICT
and
Power
System
Co-­‐simula?on
for
the
analysis
of
networked
control
strategies
in
distribu?on
systems
*
*
Cortesia
Ing.
R.
BoSura,
Prof.
A.
Borghej
–
LISEP-­‐
DEI
-­‐
Unibo
Possible
approaches
to
address
the
issue
of
coordina&ng
the
various
Distributed
Energy
Resources
(DERs)
and
loads
with
the
ac&on
of
available
control
means,
such
as
transformers
equipped
with
on-­‐load
tap
changers
(OLTC),
mechanical
switched
shunt
capacitors,
sta&c
var
compensators
(SVC),
Photovoltaic
(PV)
Inverters,
baSeries,
etc.
• LOCAL
regulators,
mean
that
use
only
local
measurements.
• CENTRALIZED:
Ac&ve
Network
Management
(ANM)
func&ons
in
central
Distribu?on
Management
System
(DMS).
• DISTRIBUTED:
networked
Mul?-­‐Agent
System
(MAS)
composed
by
numerous
localized
controllers
with
the
ability
to
communicate
with
each
other.
In
order
to
limit
the
required
reinforcements
of
the
communica&on
infrastructures
currently
adopted
by
Distribu&on
Network
Operators
(DNOs)
and
produce
a
more
uniform
traffic,
the
study
is
focused
on
a
DISTRIBUTED
leader-­‐less
MAS,
that
do
not
assign
special
coordina&ng
rules
to
specific
agents.
Moreover,
it
is
expected
to
be
less
affected
by
limita&ons
and
constraint
of
some
communica&on
links
due
for
example
to
high
levels
of
the
background
traffic
or
interference.
An
ICT-­‐power
co-­‐simula?on
plamorm
was
developed,
able
to
represent
the
characteris&cs
of
both
the
components
of
the
communica&on
network
(OPNET-­‐Riverbed)
and
the
dynamic
behaviour
of
electric
power
distribu&on
feeders
(EMTP-­‐rv).

40. ICT
and
Power
System
Co-­‐simula?on
for
the
analysis
of
networked
control
strategies
in
distribu?on
systems
*
*
Cortesia
Ing.
R.
BoSura,
Prof.
A.
Borghej
–
LISEP-­‐
DEI
-­‐
Unibo
EMTP OPNET
Power
System
Time
Driven
C++
CLIENT
(COM
Interface)
C++
SERVER
(Execution
Controller)
Communication
Model
Event
Driven
SOCKET
DLL DLL
HLA
∆t
CO-SIMULATION
COORDINATION