Smart grid - Carlo Alberto Nucci

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

[email protected] [email protected]

DEI – Guglielmo Marconi – Università di Bologna

Outline

•  Il sistema ele9rico

•  Smart Grid (e Smart City)

•  Casi applica?vi CIRI – ENA: microgrid

•  Islanding intenzionale di porzione di rete ci9adina

Outline





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

Sistema ele9rico Evoluzione del mix del parco generazione

6

Sistema ele9rico La copertura della domanda

7

Sistema ele9rico Connessioni GD

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

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



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%)



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

AEEG Tes? Integra?

12



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€

Prezzo energia ele9rica

14 fonte AEEG

Sistema ele9rico

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

Outline





17

Sistema ele9rico Evoluzione verso la Smart Grid

“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

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

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

Outline





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.

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

24

Ba9ery state of charge es?ma?on

( ) 00( ) ( , ) ( )

( , )

t

tC t I i t dt

SOC tC 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

Bat

tery

cap

acity

(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


Sistema di controllo DSP

Fase di scarica Cr n[ ] =Cr n−1[ ]− KDC ⋅KT

Kev

⋅A n[ ]

S?ma capacità disponibile Cnew =C ⋅100−%Cr100

%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

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


A3

A2

Water Outlet

Water Inlet

Air Outlet

A1

A0

Air Inlet

RadiatorFan

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

W8W1

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


FUEL CELLSTACK

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 phaseAC bus

Fuse box

M

3-way valvemotor

Water Pump

M

DC/AC CONVERTER

M

Fan

Blower

M

Slave Board

AUXcontrol

26 V

PEM fuel cell electric scheme FC inverter Voltage transformer

Slave board

Aux output AC bus output


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


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

AC B

US

SORGENTE 2

. .

.

Rete esterna

FUEL2

FUELn-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

Fonte energetica rinnovabilenon programmabile

Water pump

WaterTank 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

Bombolea 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

Outline





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.

800

m c

able

line

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

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.

800

m c

able

line


BR1

BR1-‐GT1

BR-‐ST

BR1-‐GT2


PMU3

PMU2

PMU1


§  Islanding capabili&es à tested with EMTP-‐RV.

Proc. UPEC, Padua, Italy, Sept 2008

§ PP is equipped with a PMS that:

ST GT1 GT2

Distribu?on network voltage phasors angles differences during the islanding of GT1

800

m c

able

line


BR1

BR1-‐GT1

BR-‐ST

BR1-‐GT2


PMU3

PMU2

PMU1


1

2 3

800

m c

able

line


BR1

BR1-‐GT1

BR-‐ST

BR1-‐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.


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 60An

gle differen

ce betwee

n po

sitiv

e-‐sequ

ence

compo

nents o

f PMU1 an

d PM

U2 ph

asors (°)

Angle differen

ce betwee

n po

sitiv

e-‐sequ

ence

compo

nents o

f PMU2 an

d PM

U3 ph

asors (°)

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.


PMU measured frequency transient

49.95

50

50.05

50.1

50.15

0 10 20 30 40 50 60

Freq

uency (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).


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).

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

Date post:	21-Jun-2015
Category:	Technology
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Smart grid - Carlo Alberto Nucci

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