Il presente rapporto descrive le attività di Ricerca di Sistema svolte nell’ambito del Progetto Trasmissione e Distribuzione, WP4.1 “Evoluzione nella struttura e nella gestione delle reti di distribuzione”. I problemi di controllo e protezione stanno estendendosi rapidamente dalle reti elettriche di trasmissione alle reti di distribuzione. L’architettura delle reti elettriche era stata pensata per soddisfare una situazione caratterizzata dalla presenza di grandi nodi di produzione a distanze rilevanti dai centri di utilizzo. I cambiamenti significativi introdotti dalla deregolamentazione dei mercati elettrici, dalla spinta allo sviluppo sostenibile e quindi all’utilizzo di combustibili meno inquinanti, dallo sviluppo della tecnologia della generazione e dagli investimenti nel settore delle energie rinnovabili stanno sempre più indirizzando lo sviluppo del sistema elettrico verso reti elettriche di distribuzione di tipo attivo. Per reti attive si intendono reti elettriche che abbiano una significativa presenza di generatori di media e piccola taglia comprendendo sia tecnologie convenzionali sia rinnovabili, nonché sistemi di accumulo. Nelle reti attive i generatori e il carico possono partecipare al mercato elettrico in qualità di attori. Tra i possibili requisiti, obiettivi e sviluppi dei sistemi elettrici – in particolare per le reti di distribuzione – molto bene espressi nei documenti della Piattaforma Tecnologica Smartgrids in preparazione al VII Programma Quadro, sono da sottolineare: flessibilità (nel soddisfare le esigenze del consumatore); accessibilità (nel permettere l’accesso alla generazione locale e specialmente a quella rinnovabile); affidabilità (assicurando e migliorando sicurezza e qualità del servizio); economicità (permettendo un adeguata gestione dell’energia in modo efficiente e competitivo). I cambiamenti necessari perché il sistema elettrico sia in grado di accogliere una significativa penetrazione di Generazione Distribuita e di effettuare un adeguato controllo di tutte le risorse incluso il carico saranno necessariamente graduali. Le reti di distribuzione tenderanno ad assomigliare a sistemi di trasmissione con strutture anche magliate. E’ ipotizzabile che esse vadano cambiando da un struttura completamente radiale come quella attuale ad una struttura fortemente magliata passando attraverso situazioni intermedie con magliature parziali almeno dal punto di vista funzionale. Questo fatto comporterà modifiche sostanziali nelle modalità operative delle reti che perderanno la caratteristica di reti puramente passive e potranno richiedere un servizio di dispacciamento per gli impianti allacciati in MT, coinvolgendo problematiche di telemisura e teleconduzione, nonché una revisione dei sistemi di protezione, concepiti per configurazioni del sistema differenti.

Il sistema elettrico dovrà essere in grado di integrare due tipologie di strutture: le microreti (microgrids) e le Virtual Power Utilities (VPU). Per microreti si intendono reti di bassa tensione con sorgenti distribuite con la presenza di dispositivi di accumulo e di controllo del carico. Esse hanno capacità variabili tra poche centinaia di kW e alcuni MW. Le microgrid operano prevalentemente connesse con la rete di distribuzione ma sono in grado di essere automaticamente configurate nel funzionamento in isola in caso di guasti nella parte a monte ed essere risincronizzate con la rete. La microgrid è quindi una entità controllata che può essere gestita come un aggregato di generatori e/o di carichi in risposta a prospettive economiche. Le Virtual Power Utilities o anche Virtual Power Plants (VPP) sono un insieme di generatori convenzionali, risorse distribuite, anche su aree geograficamente più estese che, grazie alle risorse informatiche e tecnologiche, sono in grado di proporsi sul mercato dell’energia elettrica. Sarà senz’altro necessario sviluppare strutture di reti di distribuzione capaci, attraverso adeguate architetture di controllo, di funzionare in modo autonomo, cioè isolato dalla rete pubblica di distribuzione o, qualora collegate, capaci di funzionare in isola. Questo permetterà gestioni più economiche, possibilità di fronteggiare situazioni di estese non alimentazioni, riduzione dell’ingombro del territorio con i sistemi di trasmissione. L’idea è che sia generatori che carico possano in modo individuale e/o aggregato essere visti dalla rete come fornitori di servizi principali (energia e capacità) e ausiliari (regolazioni, riserve, ecc.). Il lavoro sviluppato ha riguardato una prima stesura di requisiti per i sistemi di controllo di microreti e VPP, con lo scopo di fornire una visione integrata degli aspetti di dispacciamento e controllo delle unità di generazione e carico, a cui si sono aggiunte le caratteristiche delle reti di distribuzione e gli strumenti software disponibili per lo sviluppo di sistemi di controllo. Su questa base si potranno successivamente sviluppare in dettaglio le singole funzioni, di dispacciamento e controllo, e il SW necessario per implementarle e sperimentarle nella test facility di GD. In questo ambito hanno un ruolo di rilievo i sistemi di comunicazione per cui è stata condotta un’analisi del protocollo di comunicazione IEC-61850 applicato ai sistemi di GD. Per reti del tipo microgrid strutture di tipo gerarchico con controllori centrali che stabiliscano i riferimenti di controllori locali appaiono realizzabili in tempi più prossimi. In questo senso il Capitolo 2 richiama alcuni concetti generali sulla struttura delle microreti e delle VPP. I successivi sottocapitoli riportano e commentano alcuni schemi di principio per un controllore centrale che effettui sia gestioni a medio-lungo termine (intesi come l’ottimizzazione al giorno prima delle successive 24 ore) sia ottimizzatori a breve termine (con un orizzonte temporale che arriva alla definizione di 15 minuti). Il controllore locale, descritto nella sezione 2-4,

meglio si adatta a gestire singoli generatori distribuiti possibilmente di diversa tipologia e tecnologia (rinnovabili, termici tradizionali, ecc.) ed eventualmente anche carichi ed accumuli. Per situazioni del tipo VPP, si manifesta in ambito internazionale una grande attenzione al concetto di controllo con sistemi ad agenti. Questo è giustificato dalla necessità di abilitare i controlli locali a prendere decisioni anche autonome in assenza di una grande quantità di informazioni. Gli agenti sono entità razionali di alto livello che possiedono un’esplicita rappresentazione dei propri obiettivi; contengono, quindi, un certo livello di intelligenza, dalle regole fisse a motori di addestramento che consentono loro di adattarsi a cambiamenti dell’ambiente, possono, inoltre, contenere piani simbolici, regole di risposta agli stimoli, e capacità di linguaggio naturale. Essi sono capaci di comunicare tra di loro attraverso un linguaggio di alto livello attraverso cui viene trasmessa la conoscenza e vengono effettuate richieste. Gli aspetti più rilevanti degli agenti riguardano la capacità di ragionare e di comunicare in modo standard con altri agenti: ciò facilita il comportamento di alto livello e la possibilità di estensione ed integrazione. Nel Capitolo 6 si è affrontato il tema della modellazione logica di un tipico campo fotovoltaico, con l’obiettivo di individuare ed organizzare, in una struttura logica generalizzabile, i dati statici e dinamici che consentono di controllare lo stato dei diversi organi che compongono il campo. Per far questo è necessario definire gli oggetti che compongono un campo fotovoltaico e analizzare i dati che li caratterizzano da diversi punti di vista: • della operatività in tempo reale come generatore connesso ad una rete, in cui immette energia e di cui contribuisce a garantire il funzionamento in sicurezza; • della valutazione della sua disponibilità e quindi della diagnosi del suo stato di salute; • della valorizzazione economica, come energia da contabilizzare e remunerare. A partire da qui serve costruire un modello logico strutturato che sia sufficientemente generale in modo da rappresentare tutte le possibili diverse soluzioni costruttive ma anche interpretabile in modo univoco così da consentire l’interoperabilità dei modelli di diversi costruttori, nell’ambito del sistema di controllo della rete. La base da cui partire è offerta dallo standard IEC 61850, originariamente sviluppato per standardizzare le comunicazioni all’interno di una stazione elettrica e per modellarne i relativi componenti. Tale standard si è affermato nel suo campo originario e si è rapidamente esteso ad altri campi, in particolare alla generazione distribuita, a partire dalla modellazione delle comunicazioni all’interno di un campo eolico fino a comprendere lo sviluppo attualmente in corso di uno standard per la generazione distribuita di piccola taglia. L’attività svolta è consistita nell’analizzare gli oggetti di cui è composto il campo fotovoltaico che fa parte della test facility di GD (pannelli, inverter, misuratori), identificare i dati da questi resi disponibili e mapparli sulle definizioni rese disponibili dalla bozza di standard IEC 61850 per la GD.