La finalità della presente attività di modellazione e simulazione è quella di indagare il comportamento di reti elettriche in bassa tensione con Generazione Distribuita (GD), in diverse condizioni di funzionamento: interconnesso alla rete di distribuzione, in isola e in condizioni di transitorio all’isola intenzionale e di ritorno a rete connessa alla rete pubblica. Le simulazioni intendono, inoltre, verificare le strategie di automazione da applicare nella test facility CESI prima di una loro implementazione e sperimentazione di campo. Al termine del progetto tali modelli potranno far parte di un software tool per supportare le utility elettriche nella previsione del comportamento delle loro reti a fronte di una cospicua introduzione di risorse distribuite. Nel corso del lavoro sono state identificate alcune reti elettriche di riferimento consistenti in due tipiche reti di distribuzione pubblica in bt, una di tipo rurale ed una di tipo urbano e la rete test attualmente in fase di messa a punto presso il CESI. Per queste reti sono stati effettuati load-flow in assenza ed in presenza di GD e con profili di carico variabili. Ci si è poi focalizzati su una particolare risorsa di GD, la microturbina a gas, di cui è stato sviluppato un modello, in uno specifico ambiente di simulazione (DigSilent), comprensivo degli schemi di controllo necessari per il funzionamento interconnesso alla rete di distribuzione e per il funzionamento in isola su carichi privilegiati. Successivamente il modello di microturbina costruito è stato inserito in un equivalente di rete bt e sono state effettuate una serie di simulazioni dinamiche per verificare il comportamento dell’impianto (microturbina e relativi controlli) nelle diverse modalità di funzionamento.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 5/46 1 MESSA A PUNTO DI RETI ELETTRICHE DI DISTRIBUZIONE CON GD Per studiare l’impatto dovuto alla penetrazione di Generazione Distribuita nelle reti di distribuzione in BT, sono state individuate delle reti test. Si è fatto riferimento a due tipiche reti di distribuzione in bassa tensione, rispettivamente rurale e urbana, rappresentative delle reti Italiane. Si è quindi analizzato il profilo delle tensioni su tali reti in presenza di forte presenza di GD. Per ognuna di esse si è analizzato, in particolare, l’impatto in termini di profilo di tensione durante un periodo di tempo prescelto (24 ore) in funzione della distribuzione del carico e delle iniezioni delle sorgenti di generazione distribuita. Attraverso dei profili di carico residenziali normalizzati, si è costruito l’andamento dell’assorbimento dei carichi ai vari nodi della rete. Per ciascun nodo era presente la potenza installata, come multiplo della taglia standard 3 kW dell’utenza residenziale (vedi Tabella 1). Attraverso il programma descritto in [1] sono stati prodotti diversi profili di assorbimento per le classi di utenze multiple della taglia standard (da 1 utenza fino a 10 utenze residenziali). 1.1 Rete di distribuzione pubblica in BT di tipo rurale In Fig. 1 è rappresentata la rete in BT di tipo rurale utilizzata nello studio. Tale rete è collegata attraverso un trasformatore MT/BT da 250 kVA alla rete MT a 15 kV, presenta un solo feeder ed è costituita sia da linee aree che da linee in cavo. I dati relativi alle potenze installate per ciascun carico sono riportati in Tabella 1, mentre i dati delle linee sono riportati nella successiva Tabella 3 (vedi rete BT di tipo urbano) [2].

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 6/46 Tabella 1 – Dati dei carichi della rete rurale LOAD DATA BUS Peak load (kW) 1 2 L1 9 3 3A L2 9 4 4A 4B L3 21 4C L4 3 4D 4E L5 6 4F L6 3 L7 12 L8 95 L9 12 University of Genoa PowerFactory 13.0.233 Project: Graphic: rural LV network Date: 07/11/2003 Annex: Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kV] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [kW] Reactive Power [kvar] Loading [%] E A R P Wind 0.00 0.00 P V syste m 0. 00 0. 00 Biomass 0.00 0.00 cable59 17m 10.26 10.04 8.04 -10.26 -10.04 8.04 250 kVA-15/0.4 kV 10.26 10.06 5.75 -10.26 -10.04 5.75 0 10.26 kW 10.06 .. 0.71 OH 82 30 m 0.71 1.41 1.86 -0 .7 1 -1 .4 1 1. 86 -0 .7 1 -1 .4 1 1. 86 L4 0.31 1.86 OH84 49m 0. 31 1. 86 4. 20 -0.31 -1.86 4.20 L3 3. 48 3. 12 OH82 67m 3. 49 3. 12 5. 52 -3 .4 8 -3 .1 2 5. 52 -3 .4 8 -3 .1 2 5. 52 OH82 46m 3.81 4.98 7.38 -3 .8 0 -4 .9 8 7. 38 -3 .8 0 -4 .9 8 7. 38 L2 0. 88 0. 76 L9 1.53 1.62 L8 0.88 0.76 L7 1.53 -0.00 L6 0.31 0.27 L5 0.40 1.14 OH93 29m -0.40 -1.14 3.38 0. 41 1. 14 3. 38 0. 41 1. 14 3. 38 OH85 30m -0.31 -0.27 0.98 0. 31 0. 27 0. 98 0. 31 0. 27 0. 98 cable59 195m 3.95 2.38 2.59 -3.94 -2.38 2.59 OH412 9m 0.88 0.76 3.25 -0 .8 8 -0 .7 6 3. 25 -0 .8 8 -0 .7 6 3. 25 cable59 86m 8.48 8.78 6.84 -8.47 -8.77 6.84 L1 0.88 0.49 cable59 43m 9.38 9.54 7.50 -9.37 -9.54 7.50 3 0.40 1.00 -30.04 2 0.40 1.00 -30.06 1 0.40 1.00 -30.07 4C 0.40 1.00 -29.88 BUS MT 15.00 1.00 0.00 4E 0.40 1.00 -29.96 4F 0.40 1.00 -29.99 5 0.40 1.00 -30.00 4B 0. 40 0. 99 -29. 88 4A 0. 40 1. 00 -29. 94 4D 0. 40 1. 00 -30. 00 3A 0. 40 1. 00 -30. 04 4 0.40 1.00 -30.01 DI g S IL E N T Fig. 1. Implementazione su Digsilent della rete BT rurale

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 7/46 La rete è stata analizzata attraverso una sequenza di load flow bilanciati variando gli assorbimenti e le iniezioni ad ogni step temporale di 15 minuti. In Fig. 2 è presentato il transito di potenza al trasformatore durante una giornata feriale con un campionamento ogni 15 minuti, senza presenza di generazione distribuita. 25.0020.0015.0010.005.000.00 62.50 50.00 37.50 25.00 12.50 0.00 -12.50 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: Pload loadflow-profiling: Qload Transiti Date: 04/06/2004 Annex: /1 DI gSI L ENT Fig.2. Transito di potenza al trasformatore senza GD Nella successiva figura 3 si evidenziano i profili di tensione durante la giornata con una forte depressione del profilo durante le ore serali. 25.0020.0015.0010.005.000.00 1.01 1.00 0.99 0.98 0.97 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: tensione nodo 4d loadflow-profiling: tensione nodo 4f loadflow-profiling: tensione nodo 4e loadflow-profiling: tensione nodo 4b loadflow-profiling: tensione nodo 4a loadflow-profiling: tensione loadflow-profiling: tensione di rete loadflow-profiling: tensione al nodo 4c Tensioni Date: 04/06/2004 Annex: /2 DI g S IL E N T Fig. 3. Profilo delle tensioni senza GD Si è quindi costruito uno scenario credibile di penetrazione di GD con l’inserimento di:

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 8/46 • Impianto a biomasse di taglia 20 kW • Impianto PV di taglia 12 kWp In Fig. 4 sono riportati i profili ipotizzati di produzione della GD durante una giornata: Impianto PV ImpiantoBiomassa Fig. 4. Profili di generazione distribuita In questo scenario, il transito di potenza al trasformatore presenta nell’arco della giornata una inversione della direzione nelle ore centrali, come mostrato in Fig. 5. 25.0020.0015.0010.005.000.00 60.00 40.00 20.00 0.00 -20.00 -40.00 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: Pload loadflow-profiling: Qload Transiti Date: 04/06/2004 Annex: /1 DIgSILENT Fig. 5. Transito di potenza al trasformatore in presenza di GD

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 9/46 Nella successiva figura 6 si evidenziano i profili di tensione durante la giornata con una forte depressione del profilo durante le ore serali, ma anche un aumento della tensione nel periodo di esportazione. 25.0020.0015.0010.005.000.00 1.02 1.01 1.00 0.99 0.98 0.97 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: tensione nodo 4d loadflow-profiling: tensione nodo 4f loadflow-profiling: tensione nodo 4e loadflow-profiling: tensione nodo 4b loadflow-profiling: tensione nodo 4a loadflow-profiling: tensione loadflow-profiling: tensione di rete loadflow-profiling: tensione al nodo 4c Tensioni Date: 04/06/2004 Annex: /2 DI g S IL E N T Fig. 6. Profili di tensione in presenza di GD 1.2 Rete di distribuzione pubblica in BT di tipo urbano Nella successiva figura è rappresentato lo schema unifilare della rete BT urbana analizzata. Tale rete è collegata alla rete in MT attraverso un trasformatore MT/BT da 630 kVA, la potenza installata in questa rete è pari a 564 kW, la rete presenta quattro feeder ed è caratterizzata da linee corte in cavo. I dati dei carichi e delle linee sono riportati nelle Tabelle 2 e 3 [2]

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 10/46 0.00 0.00 0.00 0.00 PV systems 0.00 0.00 PV systems 0.00 0.00 Microturbine 30 kW 0.00 0.00 PV systems 0.00 0.00 Microturbine 30 kW 0.00 0.00 University of Genoa PowerFactory 13.0.233 Project: Graphic: urban LV network Date: 07/11/2003 Annex: Load Flow Balanced Nodes Line-Line Voltage, Magnitude [kV] Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [kW] Reactive Power [kvar] Loading [%] E A R P 11.53 9.03 8.22 -11.52 -9.02 8.22 0.78 0.44 11.78 9.23 8.40 -11.77 -9.23 8.40 12.57 9.67 8.90 -12.56 -9.67 8.90 1.96 1.10 1.53 2.00 1.40 1.82 0.43 0.79 3.18 3.45 1.53 3.10 1.53 3.10 -3.17 -3.43 6.05 3.17 3.43 6.05 3.06 6.16 8.91 -3.06 -6.16 8.91 -1.83 -2.60 4.11 1.83 2.60 4.11 6.24 9.59 6.43 -6.24 -9.58 6.43 3.49 3.08 6.02 -3.48 -3.08 6.02 11.59 15.27 10.76 -11.56 -15.26 10.76 0.86 0.48 0.86 0.48 1.70 1.28 4.52 2.19 0.38 0.88 3.86 1.87 0.38 0.69 0.38 0.69 1.53 2.56 0.43 0.79 1.18 0.66 1.38 2.79 0.38 0.69 4.60 3.22 4.85 -4.60 -3.22 4.85 1.53 2.54 5.07 -1.53 -2.54 5.07 6.13 5.76 4.73 -6.13 -5.76 4.73 4.88 3.04 7.45 -4.88 -3.04 7.45 8.30 5.27 8.49 -8.29 -5.27 8.49 50.27 kW 49.86 .. 0.71 1.60 1.43 3.67 -1.60 -1.43 3.67 17.83 15.94 13.42 -17.79 -15.92 13.42 1.38 2.77 5.28 -1.38 -2.77 5.28 0.38 0.68 1.33 -0.38 -0.68 1.33 50.27 49.86 11.24 -50.27 -49.54 11.24 16.04 12.47 11.42 -16.03 -12.46 11.42 1.46 1.90 1.26 1.65 3.31 1.60 1.53 3.10 0.25 0.21 0.47 0.26 4.84 4.67 5.80 -4.84 -4.67 5.80 1.26 1.64 3.53 -1.26 -1.64 3.53 2.17 2.36 4.15 -2.17 -2.36 4.15 6.10 6.31 4.93 -6.10 -6.31 4.93 8.28 8.67 6.73 -8.28 -8.67 6.73 2.60 1.12 4.46 3.99 3.32 2.97 1.18 1.02 4.45 3.96 5.14 -4.45 -3.96 5.14 3.31 2.95 5.74 -3.31 -2.95 5.74 3.76 2.12 5.59 -3.76 -2.12 5.59 7.76 6.91 5.84 -7.75 -6.90 5.84 0.25 0.20 1.46 1.89 4.06 -1.46 -1.89 4.06 0.40 1.00 29.84 0.40 1.00 29.84 0.40 1.00 29.82 0.40 0.99 29.90 0.40 0.99 29.91 0.40 1.00 29.87 0.40 1.00 29.88 0.40 1.00 29.87 0.40 1.00 29.86 0.40 1.00 29.82 0.40 1.00 29.85 0.40 1.00 29.85 0.40 0.99 29.87 0.40 0.99 29.88 0.40 0.99 29.88 0.40 0.99 29.87 0.40 1.00 29.87 0.40 1.00 29.87 0.40 1.00 29.85 15.00 1.00 0.00 0.40 1.00 29.84 0.40 0.99 29.87 0.40 0.99 29.87 0.40 1.00 29.84 0.40 0.99 29.86 0.40 1.00 29.86 0.40 1.00 29.83 0.40 1.00 29.85 0.40 0.99 29.86 0.40 1.00 29.85 0.40 1.00 29.85 DI gS IL E N T Fig. 7. Implementazione su Digsilent della rete BT urbana Tabella 2 – Dati dei carichi della rete urbana LOAD DATA Feeder 1 2 3 4 BUS Load name Peak load (kW) BUS Load name Peak load (kW) BUS Load name Peak load (kW) BUS Load name Peak load (kW) A1 LA1 8 B1 C1 D1 A2 LB21 4.8 LD21 16 LA2 2.4 B2 LB22 2.4 C2 LC2 5.6 D2 LD22 20 A3 B3 LB3 15.2 C3 LC3 14.4 D3 A4 LA41 12 LD41 6.4 LA42 20.4 B4 C4 D4 LD42 14.6 A5 LB51 16 LD51 16 B5 LB52 67.6 C5 D5 LD52 16 A6 LA6 27 B6 LB6 13.2 C6 LC6 16 D6 LD6 19.2 A7 LC71 5.6 LC72 5.6LA7 20 C7 LC73 78.8 LC81 34.8 LC82 8.8C8 LC83 8.8 LC91 5.6 C9 LC92 42 LC101 12 C10 LC102 6.4

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 11/46 Tabella 3 – Dati delle linee aree (OH) ed in cavo (cable) LINE DATA Type and name Rated Voltage (kV) Rated Current (kA) Resistance R’ (Ω/Km) Reactance X’ (Ω/Km) Cable55 0.4 0.046 3.06 0.09 Cable56 0.4 0.085 1.16 0.08 Cable57 0.4 0.112 0.734 0.09 Cable58 0.4 0.168 0.391 0.07 Cable59 0.4 0.258 0.195 0.07 OH82 0.4 0.123 0.868 0.078 OH84 0.4 0.065 1.9 0.1 OH85 0.4 0.06 1.9 0.1 OH88 0.4 0.052 3.06 0.101 OH89 0.4 0.096 1.16 0.082 OH93 0.4 0.052 3.06 0.096 OH99 0.4 0.107 1.14 0.112 OH412 0.4 0.052 3.06 0.096 OH413 0.4 0.052 3.06 0.096 OH415 0.4 0.091 1.16 0.08 OH416 0.4 0.116 0.734 0.09 La prima simulazione è stata effettuata su un periodo di 24 ore in assenza di GD: i profili di assorbimento di carico sono stati assunti sia di tipo residenziale per le taglie di potenza installata fino a 21 kW, mentre per i nodi con potenza installata superiore sono stati assunti profili di assorbimento più simili ad attività commerciali.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 12/46 25.0020.0015.0010.005.000.00 300.00 200.00 100.00 0.00 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: potenza reattiva carichi loadflow-profiling: potenza attiva carichi 25.0020.0015.0010.005.000.00 1.000 0.996 0.992 0.988 0.984 0.980 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: tensione di rete loadflow-profiling: tensione al nodo 6 loadflow-profiling: trnsione nodo a5 Analisi profili tensione Date: 04/06/2004 Annex: /1 DI gS IL E N T Fig. 8. Profili di tensione senza GD Successivamente è stata effettuata un’analisi del profilo delle tensioni sulla rete BT in presenza di forte penetrazione di GD. In Fig. 9 sono riportati i profili ipotizzati di produzione della GD durante una giornata. Impianto PV Impianto Microturbina Fig. 9. Profili ipotizzati di generazione distribuita Si è costruito uno scenario credibile di penetrazione di GD con l’inserimento di: • 3 impianti a microturbina di taglia 30 kW; • 6 impianti PV di taglia 10, 15, 12, 3, 15, 15 kWp

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 13/46 per un totale di 100 kW pari ad una penetrazione del 28 %. In Fig. 10 sono riportati i relativi profili di tensione in presenza di GD. 25.0020.0015.0010.005.000.00 300.00 200.00 100.00 0.00 -100.00 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: potenza reattiva carichi loadflow-profiling: potenza attiva carichi 25.0020.0015.0010.005.000.00 1.004 1.000 0.996 0.992 0.988 0.984 0.980 x-Axis: loadflow-profiling: tempo in h loadflow-profiling: tensione di rete loadflow-profiling: tensione al nodo 6 loadflow-profiling: trnsione nodo a5 Analisi profili tensione(1) Date: 04/06/2004 Annex: /2 DIgS ILE N T Fig. 10. Profili di tensione con presenza di DG 1.3 “Test Facility” del CESI E’ stata infine implementata in Digsilent la rete “test facility” del CESI, i cui dati sono riportati nelle Tabelle 4-7 [3] ed il cui schema unifilare è mostrato in Fig. 11.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 14/46 Tabella 4 – Caratteristiche dei sistemi di Generazione Distribuita PV Field1 inverters 1-phase 2,6 1 na 0 current source no, only parameters calibration, manual start PV Field2 inverters 1-phase 2,6 1 na 0 current source (MPPT) " PV Field3 inverters 1-phase 2,6 1 na 0 current source " PV Field4 inverters 1-phase 1,2 1 na 0 current source " PV Field5 inverters 1-phase 0,9 1 na 0 current source " PV Roof1 (no available) inverters 1-phase 2,5 1 na 0 current source " PV Roof2 (no available) inverters 1-phase 2,5 1 na 0 current source " PV Roof3 (no available) inverters 1-phase 3,2 1 na 0 current source " PV Roof4 (no available) inverters 1-phase 1,2 1 na 0 current source " PV Field6 (no available) inverters 3-phase 8,3 1 na 0 current source " PV Field7 (no available) inverters 1-phase 1,2 1 na 0 current source " PV Field8 (no available) inverters 1-phase 0,9 1 na 0 current source " PV Field9 (no available) inverters 1-phase 1,2 1 na 0 current source " PV Battery bank 3 single phase bidirectional inverter, 1master and 2 slave 3-phase 9,9 0 to 1 (lead or leg) 30 kWh 0 Vf,PQ no, only parameters calibration, start automatic or manual Energy Storage Pb bidirectional inverter 3-phase 100 0 to 1 (lead or leg) 100 kWh 0 Droop,Vf,PQ set up all the modes, start/stop Zebra battery bidirectional inverter 3-phase 64 0 to 1 (lead or leg) 36 kWh 0 Droop,Vf,PQ set up all the modes, start/stop Redox battery bidirectional inverter 3-phase 42 0,95-1 charge 0,85-1 discharge (lead or leg) 84 kWh 1 PQ set up all the modes (load following, peak shaving, set P and power factor), no start up the system MCFC (no available) inverter 3-phase 125 TBD na TBD PQ start/stop, set P and power factor Eurodish asynchronous 3-phase 10 na na 1 current source, no control active/reactive power start/stop ORC Biomass inverter 3-phase 10 TBD na TBD TBD start/stop Microturbine inverter 3-phase 105 0,8-1 (lead or leg) na 50 PQ start/stop, set P and power factor Diesel asynchronous 3-phase 6,4 na na 6,4 current source, no control active/reactive power start/stop Simulated wind turbine asynchronous 3-phase 8 na na 0,5 current source, no control active/reactive power start/stop, load different wind data Flywheel bidirectional inverter 3-phase 100 1 100 kW 30s 1 Vf set up parameters, no start up the system Control mode Remote control Minimum Power kW Connection type Power nom kW cos(ϕ) CapacitySources Generator type

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 15/46 Tabella 5 – Caratteristiche del trasformatore MT/BT Tabella 6 – Caratteristiche delle linee Tabella 7 – Caratteristiche dei carichi Rated power Rated voltage Rated voltage Winding connections (MVA) MV side(kV) LV side(kV) (vector group) 800 kVA 23 0,4 6% DYn11 -5 to+5% MV/LV TRANSFORMER (B2A and B1 Building) Short circuit voltage Vsc% Voltage regulator Section Length Rated voltage Resistance R’ Reactance X’ working current (mm2) (m) (V) (ohm/Km) (ohm/Km) (A) Eurodish cable 4×25 260 400 0,940 0,076 16 PV Hybrid system cable 3×50 + N25 375 400 0,500 0,073 48 Biomass cable 4×10 30 400 2,490 0,079 25 Redox Flywheel cable 3x1x150 + 1×95 50 400 0,160 0,084 231 Microturbine cable 3x1x120 + 1×70 50 400 0,200 0,084 195 Pb Energy storage (islanding) cable 3x1x120 + 1×70 65 400 0,200 0,084 225 Zebra battery cable 3x1x150 + 1N95 65 400 0,160 0,084 241 Programmable load cable 3×95 + 1N50 65 400 0,250 0,070 180 Control Room loads cable TBD 65 400 MCFC cable 1x3x1x300 + 2x1x240 105 400 0,081 0,079 241 B2A(MV/LV)-E(DISPOWER board) cable3x3x1x300 + 2x1x240 90 400 0,081 0,079 800 LV Line Data Parameters per length Line Programmable load Resistive + Inductive bank 3-phase Yes TBD TBD Remote or Local program. B2A PV load Resistive bank 3-phase Yes 7 0 Local programmable load profile B2A AccLoad1 Resistive + Inductive bank 3-phase Yes 33 8,5 Manual B2A AccLoad2 Fan 3-phase no 5 0 Manual B2A AccLoad3 Resistive bank 3-phase no 11 0 Manual (insertion only with AccLoad2) B2A AccLoad4 Boiler 3-phase no 60 0 Manual B2A Control Room load1 lamps 1-phase Yes TBD TBD Manual B2A Control Room load2 monitors 1-phase Yes TBD TBD Manual B2A Control Room load3 computers, TV 1-phase Yes TBD TBD Manual B2A Control Room load4 mo tor 1-phase Yes TBD TBD Manual B2A LV Loads Type Control Power supply transformer building Connection type Unbalanced loads mode Max resistive load kW Max inductive load kVAR

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 16/46 Acc load PV load MV network M V cabl e CESI MV board University of Genoa PowerFactory 13.0.233 Project: Graphic: CESI test facility_ Date: 07/11/2003 Annex: Nodes Branches building B2 Eurodish Eur odi sh cabl e Zebra cable Zebra battery programmable load Control Room loads R edox Fl yw heel cabl e m i cr otur b. cabl e sim. wind Biomass PV battery Pb stor age cabl e T1 – M V / L V PV hybr i d cabl e B2- E cabl e Flywheel Diesel Pb energy storage Li ne( 2) Li ne( 1 ) PV field Microturbine Bi om ass cabl e Redox bus Eurodish bus Zebra bus Redox bus microturb. aElmTerm (1) bus Pb storage bus 3 bus Biomass E-Dispower Board bus PV hybrid B2A MV DIgSILENT Fig. 11. Implementazione su Digsilent della “test facility” CESI In Fig. 12 sono riportati i risultati di un load-flow ottenuto quando tutti i generatori distribuiti iniettano in rete la potenza massima ed ipotizzando un carico programmabile pari a 100 kW con cosϕ=0.8.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 17/46 University of Genoa PowerFactory 13.0.233 Project: Graphic: CESI test facility_ Date: 07/11/2003 Annex: Load Flow Balanced Nodes Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg] Branches Active Power [kW] Reactive Power [kvar] External Active Po Reactive Power Fac building B2 Programmable load 100.000 kW 75.000 kvar Control Room loads 3.000 kW 2.250 kvar Acc load 109.000 kW 8.500 kvar -0.931.. 11.366.. 0.931 kW -11.366 kvar PV load 7.000 kW 0.000 kvar Eurodish -10.000 kW 0.000 kvar M V cabl e 243.873 kW 110.164 kvar -243.857 kW -110.155 kvar R edox Fl yw heel cabl e 33.000 kW 11.844 kvar -32.942 kW -11.813 kvar m i cr otur b. cabl e -104.204 kW -50.527 kvar 105.003 kW 50.862 kvar Eur odi sh cabl e 10.001 kW 0.001 kvar -9.859 kW 0.011 kvar -101.2.. -48.27.. 101.203 kW 48.276 kvar Zebra cable -69.532 kW -52.260 kvar 70.001 kW 52.506 kvar sim. wind -8.000 kW -0.000 kvar Zebra battery -70.000 kW -52.500 kvar PV battery -9.900 kW -7.425 kvar PV hybr i d cabl e 27.205 kW 7.428 kvar -26.369 kW -7.306 kvar Biomass -10.000 kW 0.000 kvar Bi om ass cabl e 10.000 kW 0.001 kvar -9.956 kW 0.001 kvar Pb stor age cabl e 100.003 kW 75.009 kvar -98.817 kW -74.511 kvar T1 – M V / L V -243.873 kW -110.164 kvar 243.873 kW 115.534 kvar B2- E cabl e -243.873 kW -115.534 kvar 247.135 kW 118.715 kvar Flywheel -100.000 kW 0.000 kvar Diesel -6.400 kW -0.000 kvar Pb energy storage -100.000 kW -75.000 kvar programmable load cable 101.543 kW 75.439 kvar -99.995 kW -75.005 kvar control room load cable -3.000 kW -2.250 kvar 3.001 kW 2.251 kvar PV field -9.900 kW -0.000 kvar Microturbine -105.000 kW -50.854 kvar Redox -42.000 kW -20.341 kvar MV network -243.86 kW -110.15 kvar -0.91 bus Redox 1.027 p.u. 31.363 deg bus microturb. 1.032 p.u. 31.326 deg aElmTerm 1.012 p.u. 31.612 deg (1) 1.024 p.u. 31.356 deg bus Pb storage 1.035 p.u. 31.204 deg CESI MV board 1.000 p.u. 0.000 deg bus 3 1.025 .. 31.348.. bus Eurodish 1.039 p.u. 31.415 deg bus Zebra 1.031 p.u. 31.293 deg bus Biomass 1.029 p.u. 31.357 deg E-Dispower Board 1.025 p.u. 31.348 deg bus PV hybrid 1.056 p.u. 31.134 deg B2A MV 1.000 p.u. 0.000 deg DIgSILENT Fig. 12. Risultati di un load-flow sulla rete CESI

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 18/46 2 MODELLO DI MICROTURBINA Questo capitolo è dedicato alla descrizione del modello di una microturbina e dei relativi controlli, sviluppati per il funzionamento interconnesso alla rete esterna ed in isola. Nel capitolo successivo, il comportamento di tale modello e dei sistemi di controllo verrà verificato attraverso simulazioni dinamiche realizzate con il software di simulazione Digsilent Power Factory [10]. Per microturbina si intende una turbina a gas di piccole dimensioni costituita da un solo asse, senza riduttori meccanici di velocità e rotante a velocità molto elevate, tipicamente tra 50,000 e 120,000 rpm. Essendo il compressore, la turbina ed il generatore elettrico calettati sullo stesso albero e ruotando alla stessa velocità, la macchina elettrica deve essere necessariamente connessa alla rete esterna per mezzo di un sistema di conversione costituito da un raddrizzatore ed un inverter, come mostrato in Fig. 13, al fine di operare alla frequenza di rete pari a 50 Hz. Per la Fig. 13 vale: • ω è la velocità angolare del generatore; • DC V è la tensione sul DC-link; • α è l’angolo di ritardo all’accensione dei tiristori del raddrizzatore; • , mt mt PQsono la potenza attiva e reattiva generate dalla microturbina, calcolate nel punto di interfaccia con la rete esterna; • , tt R L sono la resistenza e l’induttanza della linea o del trasformatore che collega l’impianto di generazione alla rete esterna; • , g g visono le tensioni di fase e le correnti misurate all’interfaccia con la rete; • , af mmsono il coefficiente di modulazione e di frequenza dell’inverter; • θ g è l’angolo della tensione di rete. Rectifier Inverter Grid PQ Reg Vf Reg P mt ,Q mt m a ,m f V DC V DC Reg ω ω Reg α air fuel R t L t LOAD PLL θ g i v g ,fref W i g Fig. 13. Sistema di generazione a microturbina e relativi controlli

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 19/46 In Fig. 13 sono anche mostrati i tre anelli di regolazione considerati nel presente modello che agiscono rispettivamente su: 1. il generatore sincrono per il controllo della usa velocità di rotazione; 2. il raddrizzatore a tiristori per il controllo della tensione sul DC-link; 3. l’inverter. Per quest’ultimo, il tipo di controllo adottato dipende dalla modalità di funzionamento dell’impianto. Si hanno allora due modalità di controllo: • controllo “PQ”, cioè regolazione della potenza attiva e reattiva iniettate in rete, quando l’impianto è connesso alla rete esterna; • controllo “Vf”, cioè regolazione della tensione e della frequenza dell’isola, quando l’impianto funziona in isola sui carichi privilegiati. Nei paragrafi successivi, i singoli componenti citati ed i rispettivi regolatori verranno descritti in dettaglio. 2.1 Motore primo, generatore sincrono e regolatore di velocità La macchina sincrona è stata descritta attraverso un modello del quint’ordine ed è dotata di un regolatore di velocità costituito da un blocco proporzionale-integrale che agisce sull’errore di velocità ( n ω ω=−) e che fornisce in uscita un segnale proporzionale alla richiesta di combustibile ,fref W . La richiesta di combustibile costituisce poi l’ingresso di una funzione di trasferimento non lineare che tiene conto della dinamica della valvola e del relativo attuatore. Il flusso attuale di combustibile f W entra quindi in un blocco che rappresenta la relazione di regime tra il flusso di combustibile stesso e la potenza meccanica in uscita dalla turbina, in modo che, anche in funzionamento a vuoto, sia richiesta una portata di combustibile diversa da zero. La potenza meccanica viene infine attuata dopo un ritardo che tiene conto della dinamica del compressore, dello scambiatore di calore e della turbina [4],[5],[6]. Il modello completo del motore primo e del regolatore di velocità è mostrato in Fig. 14.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 20/46 K V 1 V ST 1 10.5 p’t W f 1 1 tc ST+ W f,ref + – P t p’ t W f Valve Actuator reg. speed ω∆ ref ω∆ + – Fig. 14. Modello del motore primo e del regolatore di velocità 2.2 Raddrizzatore e regolatore della tensione ai capi del condensatore di DC-link Per far sì che la tensione continua che alimenta l’inverter rimanga costante a fronte di eventi esterni è stato implementato un controllore capace di comandare i tiristori del ponte raddrizzatore per mantenere invariato il valore della tensione alla sbarra DC. Esso consiste di un regolatore proporzionale-integrale che agisce sull’errore di tensione lato DC ( ,DCref DC VV=−), e che fornisce in uscita l’angolo di ritardo di accensione dei tiristori, in base alla relazione [7]: 332 cos C DCAC DC X VV Iα ππ =⋅⋅− (1) dove: �9 AC V è il valore efficace della tensione concatenata sul lato AC del raddrizzatore; �9 c X è la reattanza equivalente degli elementi di rete a monte del raddrizzatore; �9 DC I è la corrente sul DC-link, mentre le altre variabili sono già state definite. Nelle simulazioni eseguite sarà evidente come ad una maggiore richiesta di potenza da parte dell’inverter conseguirà una parziale scarica del condensatore di filtro, in conseguenza della quale il regolatore di tensione appena descritto ridurrà l’angolo α del ponte e ripristinerà la tensione continua al suo valore fissato.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 21/46 2.3 Inverter e regolatore per funzionamento su rete esterna prevalente ed in isola 2.3.1 Controllo di un inverter mediante tecnica a PWM (Pulse Width Modulation) Il convertitore DC/AC considerato in questo studio è un inverter a tensione impressa (VSI, Voltage Source Inverter) controllato mediante tecnica PWM (Pulse Width Modulation); per questo motivo si intende qui dare una breve spiegazione di come il convertitore sia realizzato e di come venga attuata la logica di modulazione. La Fig. 15 mostra la struttura dell’inverter trifase: T A± , T B± e T C± rappresentano gli interruttori statici, i quali si accendono o si spengono in funzione dei segnali che, provenienti dal controllo preposto, entrano nei gate; a loro volta D A± , D B± e D C± sono i diodi di ricircolo, ciascuno accoppiato al relativo interruttore statico. La sezione in corrente continua è rappresentata dai condensatori, ai capi di ciascuno dei quali si ha la tensione /2 DC V , mentre A, B e C sono i terminali di ciascuna fase della sezione in corrente alternata. 0 + – 2 DC V – 2 DC V + + – T A+ T A- T B+ T B- T C+ T C- A BC D A+ D A- D B+ D B- D C+ D C- N DC V Fig. 15. Struttura di un inverter trifase Scopo dell’inverter è imporre ampiezza, fase e frequenza della tensione ai terminali AC, data in ingresso una tensione continua DC V . Per ottenere in uscita un sistema trifase simmetrico di tensioni, una funzione portante triangolare (v tri in Fig. 16) di frequenza f tri viene comparata con tre funzioni modulanti sinusoidali (v control, A , v control, B , v control, C in Fig. 4) di frequenza f contr pari a quella desiderata per le tensioni in uscita e sfasate tra di loro di 120°.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 22/46 t v tri v control, A v control, B v control, C Fig. 16. Segnali portanti e modulanti per il controllo di tipo PWM di un inverter trifase Per quanto riguarda la fase A (ma così pure vale per le altre due fasi) gli interruttori T A+ e T A- sono controllati in base alla comparazione tra v control, A e v tri come qui indicato: v control > v tri T A+ on ⇒ v AN = /2 DC V v control < v tri T A- on ⇒ v AN = /2 DC V− perciò la tensione in uscita assume solo i valori /2 DC V o /2 DC V− alternativamente, visto che i due interruttori sullo stesso ramo non possono essere chiusi, cioè in stato di on, contemporaneamente. Si definisce rapporto di modulazione d’ampiezza: contr a tri V m V ∧ = essendo: contrV ∧ =valore di picco delle modulanti; tri V =ampiezza della portante; e rapporto di modulazione di frequenza: tri f contr f m f = essendo: f tri = frequenza della portante; f contr = frequenza della modulante. Risulta che la tensione di fase in uscita ha una componente fondamentale con il seguente valore massimo [7]: �� (1) 2 DC AN a V Vm=⋅ , m a <1 La precedente relazione vale nel caso si lavori in zona lineare, ossia in sottomodulazione, cioè per m a <1. La forma d’onda della tensione in uscita presenta inoltre armoniche di ordine:

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 23/46 () f hjm k=± dove, per valori dispari di j, l’armonica esiste solo per valori pari di k e viceversa; la componente fondamentale corrisponde ad h=1. A seconda che l’unità di generazione distribuita funzioni su rete prevalente o in isola si rende necessario un differente tipo di controllo dell’inverter che realizza la connessione alla sbarra di interfaccia con l’esterno. In particolare, come già accennato in precedenza, si attua un controllo cosiddetto “PQ” nel caso di connessione a rete prevalente ed uno “Vf” per il funzionamento stand-alone [8],[9]. In base allo stato dell’interruttore d’interfaccia vengono quindi rispettivamente selezionati i segnali provenienti dal regolatore “PQ” o “Vf”. In entrambi i casi, le uscite del sistema di controllo saranno i segnali modulanti per implementare la tecnica PWM dell’inverter. 2.3.2 Funzionamento su rete esterna prevalente: controllo “PQ” Il controllo “PQ” si attua quando la microturbina è collegata ad una rete esterna oppure ad una rete in isola in cui sono presenti più generatori, almeno uno dei quali attua una regolazione di tensione e di frequenza. In tale situazione, le variabili controllate dall’inverter sono la potenza attiva e reattiva iniettate in rete, che devono seguire i set-point ,mt ref P e ,mt ref Q , rispettivamente. Questi valori di set-point possono essere impostati manualmente oppure possono essere le uscite di un controllo remoto (PoMS). Per avere disaccoppiamento tra i canali di potenza attiva e reattiva, si è adottata una tecnica di controllo di tipo vettoriale, ossia l’inverter è controllato in corrente ed il sistema di controllo è implementato nel riferimento di assi rotante dq. Si realizza così un controllo della potenza attiva tramite anello chiuso sulla corrente di asse diretto (i d ) e controllo della potenza reattiva operando in modo analogo sulla corrente di asse in quadratura (i q ). E’ quindi necessaria una misura dell’angolo di fase della tensione di rete per implementare la trasformazione di Park, che viene realizzata attraverso un PLL (Phase Locked Loop), come mostrato in Fig. 13. Con riferimento alla Fig. 13, si ha: () () () ,, gk gk ik t gk t di t v t v t Ri L k abc dt  =−+ =   (2) Applicando la trasformazione di Park a (2), si ha:

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 24/46 () () () () () () () () () () gd gd id t gd t n t gq gq gq iq t gq t n t gd di t vt vt Rit L Lit dt di t vt vt Rit L Lit dt ω ω   =− + −       =− + +    (3) dove n ω è la velocità angolare nominale del sistema. Nel sistema di riferimento sincronizzato con le tensioni di rete, si ha ( ) 0 gq vt= e quindi: mt gd gd mt gd gq Pvi Qvi = =− (4) Dai riferimenti di potenza attiva e reattiva e dalle tensioni di rete misurate, è quindi possibile calcolare i riferimenti di corrente di asse d e q, come: ,, ,, gd ref mt ref gd gqref mtref gd iPv iQv = =− (5) Infine, definendo: () () id id gd n t gq iq iq n t gd vs v v Li vs v Li ω ω ′ =−+   ′ =−   (6) il sistema da controllare è semplicemente descritto da: gd id t gd t gq iq t gq t di vRiL dt di vRiL dt  ′ =+     ′ =+   (7) e, introducendo i vettori dq, definiti come: () () () dq d q x txtjxt=+ (8) le equazioni (7) portano alla definizione dell’anello di controllo mostrato in Fig. 17, dove: () 1 tt Gs R sL = + (9) – + ,gdq ref i ,idq ref v ′ () Gs Current Controller gdq i Fig. 17. Anello di controllo in corrente dell’inverter

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 25/46 Per il regolatore di corrente, sono stati quindi scelti due regolatori PI in modo da soddisfare le esigenze di stabilità del sistema e in modo da avere errore nullo a regime. Poiché le uscite del sistema di controllo devono essere i segnali modulanti per il controllo PWM dell’inverter, è necessario prima risolvere le (6) rispetto a id v e iq v , ottenendo così: ,, ,, id ref id ref gd n t gq iq ref iq ref n t gd vvv Li vv Li ω ω ′=+− ′=+ (10) e poi applicare le relazioni viste in precedenza tra le tensioni in uscita dall’inverter e i segnali modulanti del PWM. Lo schema di controllo completo è quindi quello riportato in Fig. 18. + – – + gd ref i , gd i gq i id ref v′ , PI id ref v ,mt ref P , gd v gd v nt Lω + – + gq ref i , gq i gd i iq ref v′ , PI iq ref v , mt ref Q , gd v− nt Lω * * * * Fig. 18. Schema di controllo di tipo “PQ” In esso infatti i riferimenti di potenza vengono divisi per la tensione gd v in modo da ottenere i corrispondenti valori per i riferimenti di corrente (i gd,ref e i gq,ref ); l’errore di corrente che segue viene dato in ingresso a due blocchi proporzionali-integrali la cui uscita, opportunamente compensata secondo le equazioni (6), rappresenta la richiesta di tensione per il convertitore, nel riferimento dq.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 26/46 2.3.3 Funzionamento in isola: controllo “Vf” Nel funzionamento in isola si ha bisogno di almeno un’unità che effettui una regolazione della frequenza e di modulo e fase della tensione, in modo da costituire un riferimento per le altre unità: per questo si implementa una soluzione di regolazione di tipo Vf. In questo caso i riferimenti per il controllo sono quindi il modulo e la fase della tensione che si traducono in richieste di componenti di tensione di asse diretto ed in quadratura ,dref v e ,qref v rispettivamente: in particolare la tensione di asse q potrà essere mantenuta costantemente a zero per imporre fase nulla alla tensione in uscita. Questa volta inoltre non si ha più una misura della pulsazione della tensione alla sbarra di connessione tramite PLL, in quanto non si ha una rete esterna che imponga la frequenza, ma si usa un oscillatore interno alla frequenza desiderata, nel nostro caso 50 Hz, che fornisce i segnali necessari per la modulazione PWM dell’inverter.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 27/46 3 RISULTATI DELLE SIMULAZIONI DINAMICHE Le simulazioni realizzate hanno avuto lo scopo di verificare il comportamento dei modelli implementati e dei relativi sistemi di controllo a diverse perturbazioni, sia in funzionamento interconnesso che in isola. Il software utilizzato è Digsilent Power factory [10]. La microturbina modellizata ha una velocità angolare nominale di 70,000 rpm/min, una potenza elettrica nominale in uscita pari a 105 kW [11] ed è connessa alla rete in BT a 0.4 kV. 3.1 Modello del sistema implementato in Digsilent Power Factory Il modello del sistema di generazione a microturbina implementato in Digsilent è mostrato in Fig. 19. Come evidente anche dai colori dello schema esistono tre livelli di tensione: • 0.5 kV per il generatore sincrono a magneti permanenti; • 0.675 kV per la sezione in continua; • 0.4 kV per la sezione AC cui la microturbina è connessa. Fig. 19. Struttura del sistema nell’ambiente di lavoro DIgSILENT Power Factory La sezione in continua, come spiegato in precedenza, è necessaria per realizzare una sezione di disaccoppiamento tra la generazione, in cui si ha una frequenza di 1667 Hz, e la connessione alla rete, ove si ha la frequenza di 50 Hz. Tra le due sbarre in corrente continua, indicate come DC1 e DC in Fig. 7, è presente un filtro RLC necessario per filtrare le oscillazioni di tensione create dal raddrizzatore a tiristori, in modo da fornire all’inverter una tensione continua pulita.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 28/46 Il nodo in corrente alternata cui fa capo l’inverter è collegato tramite una linea alla rete esterna a 0.4 kV; la sbarra denominata AC-control è la sbarra alla quale vengono effettuate le misure di tensione, corrente e fase (tramite PLL) per realizzare il controllo “PQ” dell’inverter, secondo lo schema di controllo descritto al paragrafo 1.3.3. Le potenze attiva e reattiva controllate dall’inverter sono quindi quelle sulla linea entranti al nodo AC-control. Il carico “privilegiato” in figura rappresenta il carico che, durante il funzionamento interconnesso, è alimentato in parte dalla microturbina ed in parte dalla rete esterna, mentre, durante il funzionamento in isola, sarà alimentato unicamente dalla microturbina. 3.2 Analisi del funzionamento dell’unità di generazione a microturbina in connessione alla rete pubblica Al fine di verificare il funzionamento della microturbina quale unità di generazione distribuita sono state eseguite alcune simulazioni, scelte in base alle tipiche situazioni di funzionamento e alle tipiche perturbazioni che possono occorrere in un sistema di questo tipo. In tabella 8 sono elencate e descritte brevemente le perturbazioni scelte e, successivamente, saranno riportati i risultati che si sono ottenuti, tutti relativi al funzionamento su rete prevalente. All’analisi del funzionamento in isola sarà dedicato il paragrafo successivo. Tabella 8 – Elenco delle simulazioni effettuate relativamente alla connessione su rete pubblica Perturbazione imposta 1 – Variazione del riferimento di potenza attiva del controllo dell’inverter: ,mt ref P∆ =30 Kw 2 – Variazione della potenza attiva e reattiva richiesta dal carico “privilegiato” 3 – Buco di tensione simmetrico, alla sbarra di interfaccia con la rete, pari al 10% della tensione nominale e della durata di 5s

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 29/46 3.2.1 Variazione dei riferimenti di potenza del controllo ”PQ” dell’inverter La perturbazione consiste in una variazione del riferimento di potenza attiva generata ( ,mt ref P∆ =30 kW) a t=0.1 s, a partire da una situazione di funzionamento nella quale il generatore eroga 0mt P =60 kW e 0mt Q =40 kVar. Il carico “privilegiato” mostrato in Fig. 19 assorbe una potenza attiva pari a 100 kW con fattore di potenza pari a 0.85 e, di conseguenza, la rete esterna fornisce una parte della potenza richiesta dal carico. La Fig. 20 mostra gli andamenti delle correnti di asse diretto ed asse in quadratura relative al sistema di controllo dell’inverter: esse variano a seguito del diretto legame esistente tra loro ed i set-point di potenza. In particolare, in questo caso, il set-point di corrente di asse diretto ,dref i varia a causa della variazione di ,mt ref P , mentre ,qref i non varia poiché non è stata imposta alcuna variazione di potenza reattiva. Fig. 20. Regolazione “PQ”: riferimenti e valori misurati delle correnti di asse d e q [pu]

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 30/46 La Fig. 21 mostra la potenze attiva e reattiva mt P e mt Q effettivamente iniettate in rete dalla microturbina: poichè solo il riferimento di potenza attiva è stato cambiato, si può osservare come tale valore si assesti sui 90 kW, mentre la potenza reattiva, dopo un transitorio, rimanga al suo valore iniziale. Fig. 21. Regolazione “PQ”: potenza attiva [MW] e reattiva [MVar] iniettate in rete L’aumento di potenza attiva fornita dall’inverter comporta una riduzione della carica del condensatore lato DC e quindi una diminuzione della tensione ai suoi capi: il regolatore di tensione lato DC interviene quindi per riportare tale tensione al suo valore nominale, riducendo l’angolo di ritardo all’accensione dei tiristori del ponte raddrizzatore, come mostrato in Fig. 22.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 31/46 Fig. 22. Tensione sul DC-link [pu] ed angolo α del raddrizzatore a tiristori Il regolatore di velocità del generatore sincrono agisce infine in modo da riportare la velocità al suo valore nominale di 1.0 p.u., pari a 70.000 giri/min. Infatti, a causa dello squilibrio tra potenza elettrica attiva fornita e potenza all’albero della turbina, la velocità della macchina sincrona diminuisce (Fig. 23), ma la regolazione agisce aumentando la richiesta di combustibile, e quindi la potenza meccanica, come mostrato in Fig. 24, in cui la potenza meccanica è riportata in pu rispetto alla potenza nominale pari a 150 kVA. Fig. 23. Velocità del generatore sincrono [pu]

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 32/46 Fig. 24. Potenza meccanica in uscita dalla turbina [pu] 3.2.2 Comportamento del sistema a fronte di una variazione di potenza richiesta dal carico In questa simulazione si è imposto, a t=0.5 s, un incremento del carico locale privilegiato pari al 20% del valore iniziale di 100 kW, mantenendo il fattore di potenza a 0.85. Poiché i riferimenti per il controllo “PQ” dell’inverter non sono però stati cambiati, la potenza generata dall’inverter resta costante (Fig. 25) e la richiesta del carico viene soddisfatta da un incremento della potenza fornita dalla rete esterna (Fig. 26).

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 33/46 Fig. 25. Potenza attiva e reattiva fornite dall’inverter Fig. 26. Potenza attiva e reattiva fornite dalla rete esterna

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 34/46 3.2.3 Buco di tensione simmetrico alla sbarra di rete In questo caso viene esaminato il funzionamento del sistema all’occorrenza di un buco di tensione simmetrico alla sbarra di connessione alla rete esterna, buco che ha una durata di 5s e un’ampiezza pari al 10% del valore nominale di tensione; si avrà quindi una situazione per la quale, dopo 20s, la tensione passa dal valore di 400V a quello di 360V, permanendo su tale livello per 5s, per poi tornare a quello nominale. I riferimenti di potenza per l’inverter non vengono cambiati, per cui il dispositivo, ed in particolare tutto il sistema di generazione, producono la stessa quantità di potenza attiva e reattiva; tale affermazione è confermata dalla Fig. 27 che traccia il profilo di potenza attiva e reattiva in uscita dal dispositivo elettronico di potenza preposto all’interfacciamento con la rete. P=105 kW Q=50 kVar Fig. 27. Andamento della potenza attiva e reattiva in uscita dall’inverter a fronte di un buco di tensione simmetrico alla sbarra di connessione alla rete La Fig. 28 mostra proprio il buco di tensione alla sbarra alla quale sono connessi i terminali dell’inverter.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 35/46 Fig. 28. Buco di tensione risultante alla sbarra alla quale sono connessi i terminali dell’inverter Da quanto osservato risulterà prevedibile un aumento della corrente erogata dall’inverter, dovendo la potenza mantenersi costante; a tutti gli effetti questo è proprio quello che succede, come può essere osservato dalla Fig. 29: essa infatti evidenzia l’incremento di corrente in uscita dall’inverter utile a far fronte all’improvviso calo di tensione imposto dalla rete esterna. Fig. 29. Andamento della corrente erogata dall’inverter durante il buco di tensione La Fig. 30 sottolinea questo fatto anche dal punto di vista del sistema di controllo dell’inverter: dal momento che la tensione rilevata dal misuratore registra una diminuzione ed al contempo il riferimento per le potenze non cambia, i valori imposti per la corrente di asse diretto e quadratura risultano, in valore assoluto, più elevati, ed il sistema di controllo fa in modo che vengano rispettati.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 36/46 Fig. 30. Valori delle correnti di asse diretto e quadratura relative al sistema di controllo dell’inverter, durante il buco di tensione 3.3 Analisi del funzionamento in isola dell’unità di generazione a microturbina 3.3.1 Disconnessione dalla rete esterna e successiva variazione del carico locale Lo svolgimento di quest’ultima prova prevede, all’istante t=2 s, il distacco dell’unità di produzione di energia elettrica dalla rete esterna, ed il suo passaggio al funzionamento in isola con controllo “Vf”, in conseguenza dell’apertura dell’interruttore d’interfaccia. All’istante t=8 s si è poi imposta una diminuzione del 20% della potenza assorbita dal carico in isola. La situazione prima dell’apertura dell’interruttore di interfaccia si riferisce alla simulazione numero 1 del caso connesso in rete. La Fig. 31 riporta le potenze attiva e reattiva durante tutto il tempo della simulazione: quando, a t=2 s, l’interruttore viene aperto, la microturbina aumenta la potenza generate per soddisfare la richiesta del carico privilegiato. Quando poi la potenza del carico varia (t=8 s), il sistema di generazione segue tale variazione.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 37/46 Fig. 31. Controllo “Vf”: potenza attiva [MW] e reattiva [MVar] generate Quando l’interruttore viene aperto, il controllo “Vf” dell’inverter diventa attivo: la tensione nell’isola viene quindi regolata in modo da uguagliare a regime il valore di riferimento ,dref u =1 pu (Fig. 32). Fig. 32. Controllo “Vf”: tensione misurata nell’isola [pu] La Fig. 33 mostra infine l’azione del regolatore di velocità del generatore sincrono: dopo ciascuna perturbazione la velocità viene regolata in modo da riportarla al suo valore nominale e questo è

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 38/46 ottenuto agendo sulla portata di combustibile e quindi sulla potenza meccanica generata dalla turbina, come mostrato nella successiva Fig. 34. Fig. 33. Velocità del generatore sincrono [pu] Fig. 34. Potenza meccanica in uscita dalla turbina [pu]

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 39/46 4 CONTROLLO DELL’INVERTER PER L’”ISLANDING” Il presente Capitolo riguarda una serie di analisi preliminari riguardanti la modalità di funzionamento denominata “islanding”. Esse costituiscono la base di partenza per analisi più approfondite che saranno svolte nella seconda parte dell’attività contrattuale. Sono state studiate strategie di controllo dell’inverter per realizzare il passaggio da funzionamento interconnesso a funzionamento in isola e per effettuare poi la successiva riconnessione in rete. Sono state effettuate simulazioni su una rete test in BT, denominata nel seguito “microrete”, in cui sono presenti alcuni carichi e due sistemi di generazione (GD1 e GD 2 in Fig. 35) accoppiati alla rete per mezzo di inverter. I sistemi di generazione GD1 e GD2 sono stati, in questa prima fase, considerati ideali, cioè la sorgente in DC che alimenta l’inverter è un generatore ideale di tensione continua. Le simulazioni sono state realizzate allo scopo di verificare l’efficacia dei sistemi di controllo proposti durante il funzionamento interconnesso, la disconnessione dalla rete esterna, il funzionamento in isola e la successiva richiusura dell’interruttore di interfaccia. La rete ed i relativi sistemi di controllo sono stati implementati in Digsilent Power Factory [10]. MICRORETE GD2GD1 LV L o a d MV/LV Interface Breaker M V Loa d LBLA LC Ex t e r n a l G r i d Line Route(4)Line Route(3)Line Route(2)Line Route(1)Line Route bu s L C bu s r e t e bu s M V b u s mi cr o g r i d Sistema di generazione GD1 = GD2:

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 40/46 Li ne1 P W M Conv erter/1 DC-Connec t io n S e ri e s Re a c t o r1 DC 1 V bus GD1 bus DC1 bus contr GD1 bus AC1 Fig. 35. Microrete e struttura del singolo sistema di generazione 4.1 Controllo “PQ” di tipo droop Si è implementata nel modello del controllo dell’inverter una logica di regolazione di potenza attiva e reattiva di tipo “droop” (regolatore “PQ-droop” in Fig. 36). Tale schema di regolazione presenta il vantaggio di consentire il funzionamento degli inverter sia quando la microrete è connessa alla rete esterna, sia durante il funzionamento in isola [3],[12].

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 41/46 Fig. 36. Regolatore di potenza “PQ-droop” Lo schema di regolazione è realizzato nel riferimento rotante di Park ed è identico a quello descritto nel paragrafo 2.3.2. La differenza è che, in questo caso, i riferimenti di potenza attiva e reattiva non sono impostati dall’esterno, ma sono messi in relazione rispettivamente con il modulo e la frequenza della tensione nel punto di interconnessione dell’inverter alla microrete. 4.2 Controllo di ampiezza, fase e frequenza della tensione dell’isola per effettuare la richiusura “sincrona” con la tensione di rete Durante il funzionamento in isola è stato poi implementato un ulteriore controllo di tensione, in modulo e fase, e di frequenza (controllo detto “Vf-teta”, vedi Fig. 37) su uno dei due inverter (quello di GD1), in modo da annullare la differenza angolare e di modulo tra i fasori delle tensioni ai capi dell’interruttore di interfaccia. La successiva richiusura di tale interruttore può quindi essere effettuata in un qualsiasi istante successivo al raggiungimento del regime senza innescare alcuna perturbazione.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 42/46 Fig. 37. Regolatore di fase e frequenza “Vf-teta” In Fig. 38 è infine riportato il “frame” con cui in Digsilent si rappresentano tutti i sistemi di controllo applicati in questo caso all’inverter di GD1, compresi i sistemi di misura necessari per implementare tali controlli.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 43/46 Fig. 38. “Frame” relativo al controllo dell’inverter 4.3 Simulazioni dinamiche in Digsilent In Fig. 39 sono riportati i risultati di una simulazione ottenuta imponendo le seguenti perturbazioni: o a t=2 s apertura dell’interruttore di interfaccia e passaggio al funzionamento in isola della microrete. Ad entrambi gli inverter è applicato un regolatore di tipo “PQ-droop”, sia prima sia dopo il passaggio in isola; o a t=10 s inserzione del regolatore “Vf-teta” sull’inverter di GD1; o a t=40 s richiusura dell’interruttore di interfaccia.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 44/46 Sempre in Fig. 39 sono riportate, procedendo in senso orario, le seguenti grandezze: o il seno dello sfasamento angolare tra la tensione di rete esterna e quella della “microrete”; o la frequenza della rete esterna (tratteggio) e quella della “microrete” (tratto continuo) o la potenza reattiva generata da GD1 (tratto continuo) e la potenza reattiva generata da GD2 (tratteggio); o la tensione al nodo di connessione di GD1; o la potenza attiva generata da GD1 (tratto continuo) e la potenza attiva generata da GD2 (tratteggio); o la ripartizione delle potenze attive relative ai regolatori presenti sull’inverter di GD1. Fig. 39. Simulazione in Digsilent per la verifica dei controlli per l’”islanding” Come si può osservare in Fig. 39, il controllo “Vf-teta” sull’inverter GD1 agisce in modo che, durante il funzionamento in isola, ampiezza, fase e frequenza della tensione al nodo “bus microgrid” di Fig. 35 siano regolate a valori uguali a quelli che si hanno al nodo “bus rete”, cioè all’altro polo dell’interruttore di

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 45/46 interfaccia. La chiusura dell’interruttore di interfaccia, all’istante t=40 s, non provoca quindi alcun transitorio in rete.

CESI A4505504 Rapporto FIA Informatica e Automazione Approvato Pag. 46/46 5 BIBLIOGRAFIA [1] Ricerca di Sistema, anno 2000, protocollo: A0-038094, “Definizione del modello di carico elettrico e termico di tipiche utenze civili”. [2] F. Silvestro, “Classification of Low Voltage grids based on energy flows and grid structures”, documento DISPOWER Deliv. 2.5 31.01.2004. [3] Bertani, C. Bossi, O. Lamquet, “Islanding Operation Controller”, documento DISPOWER. [4] S .Spelta, “Mathematical Model of a Gas Microturbine”, CESI 2004. [5] W.I.Rowen, “Simplified Mathematical Representations of Single Shaft Gas Turbines in Mechanical Drive Service”, Turbomachinery International, July-August 1992. [6] Bagnasco, B. Delfino, G. B. Denegri, S. Massucco: “Management and Dynamic Performances of Combined Cycle Power Plants During Parallel and Islanding Operation”, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 13, No. 2, June 1998. [7] N. Mohan, T.M. Undeland, W.P. Robbins, "Power Electronics", John Wiley & Sons, 1995. [8] R. Lasseter, “Dynamic Models for Micro-Turbines and Fuel Cells”, Proceedings of IEEE PES Summer Meeting, Vancouver, B.C. Canada, July 2001. [9] R. Caldon, F. Rossetto, R. Turri, “Analysis of Dynamic Performance of Dispersed Generation Connected Through Inverter to Distribution Networks”, CIRED, 17 th International Conference on Electricity Distribution, Barcelona, 12-15 May, 2003. [10] DIgSILENT Manuals, DIgSILENT Power Factory, ver. 12. [11] Turbec T100 microturbine CHP system, “Technical Description”. [12] R. H. Lasseter, P. Piagi, “Microgrid: a conceptual solution”, PESC’04, Aachen, Germany, 20-25 June 2004.