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Il controllo di una rete attiva: alcuni algoritmi possibili per un controllo centralizzato e ipotesi di una nuova struttura per i dispositivi di protezione d’interfaccia

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Il controllo di una rete attiva: alcuni algoritmi possibili per un controllo centralizzato e ipotesi di una nuova struttura per i dispositivi di protezione d’interfaccia

Recently updated on Aprile 7th, 2021 at 12:16 pm

Il presente documento è stato redatto nell’ambito del progetto “Ricerche su Reti Attive, Generazione Distribuita e Sistemi di Accumulo – Ricerche su reti attive (Smart Grids)” definito nell’Accordo Triennale tra il Ministero dello Sviluppo Economico e E.R.S.E. S.p.A. firmato il 29 Luglio 2009. L’attività effettuata nel corso del 2009 ha avuto l’obiettivo di esaminare alcuni aspetti attinenti al controllo delle reti attive e reputati particolarmente interessanti dal punto di vista teorico o da quello pratico, propedeutiche alla costruzione di apparati e sistemi da utilizzare in futuro nell’ambito delle reti attive. Tale attività si è articolata in aspetti: • di controllo centralizzato e di carattere sistemistico, • di controllo locale, con tempi di risposta veloci (droop control), • di protezione. Per quanto riguarda il Controllo centralizzato, nel periodo di riferimento si è iniziata l’impostazione che mira a definire un’interfaccia chiara tra il Sistema di Supervisione e Comando di una rete elettrica, strettamente connesso alle peculiarità degli impianti da controllare, e il superiore strato di gestione, nel quale inglobare le funzioni di ordine superiore (”aggregatore”, “ottimizzatore” ecc.). Tale attività trova un importante riferimento nel progetto europeo DERRI (FP7, Research Infrastructures), iniziato il 1° settembre 2009, dove si affronta la problematica di come realizzare l’interfaccia tra Sistemi di Supervisione e Comando e il campo (Test Facility, TF). Ciascuna TF che afferisce al progetto può essere assimilata a una microrete reale, per cui le definizione di criteri comuni per le interfacce è un’utile analogia con quanto si prevede di dover avere disponibile per le reti reali del futuro. Ogni TF dovrà inoltre essere dotata di un applicativo di interfaccia tra il controllore interno della TF e le applicazioni esterne. Sempre sul tema del controllo centralizzato, nel periodo di riferimento si sono iniziati ad approfondire alcuni aspetti relativi al controllo di tensione (Voltage Control) in reti BT e MT in presenza di GD, con l’obiettivo di generalizzare le esperienze già condotte/realizzate nel precedente periodo di Ricerca di Sistema relativamente al Controllo di Tensione della Test Facility di Generazione Distribuita di ERSE (rete BT) e di porre le basi per lo sviluppo futuro di regolatori di tensione per reti MT. Partendo dall’attuale assetto normativo e considerando i vincoli che l’odierna gestione della rete di distribuzione pone sulla quantità di GD che può essere connessa alla rete, si è iniziata la valutazione delle opportunità offerte da una prima, elementare, funzione di regolazione diffusa eseguita a livello locale. Tale azione di regolazione, basata su misure locali, intende limitare (o sostenere) la tensione rispetto alla perturbazione causata dalla GD stessa. L’analisi comparata condotta su un campione di reti BT e reti MT ha confrontato i profili di tensione corrispondenti a generazione installata nello stesso nodo, per lo stesso valore di potenza attiva, ma a valori differenti del fattore di potenza. Si è ipotizzato, inoltre, che la regolazione attiva avvenga solo in presenza di una criticità sul profilo di tensione della rete, ossia per un numero ridotto di ore/anno. Per ciascuna rete test sono state valutate diverse condizioni di carico e si condotta l’analisi di hosting capacity rispetto ai vincoli di variazioni lente e rapide di tensione e per il limite termico. Infine, nel periodo di riferimento si è iniziata l’analisi dei requisiti fondamentali di un sistema di protezioni elettriche per i generatori connessi alla rete in una situazione di presenza significativa di GD. Il sistema di protezione analizzato si basa sulla comunicazione per il telepilotaggio della protezione di interfaccia dei generatori da parte del rilevatore di guasto posto in cabina primaria. Tale comunicazione consentirebbe

soprattutto di evitare la situazione di isola indesiderata: in condizione di sostanziale bilanciamento tra carico e produzione nella sottorete, i generatori continuano ad alimentare la porzione della rete elettrica successivamente alla disconnessione della stessa, con potenziali rischi per operatori e apparecchiature. Nel corso dell’attività dell’anno 2009, sono state analizzate le prestazioni che devono essere offerte da questo canale di comunicazione; innanzitutto, si sono considerati gli aspetti di security (garantire integrità e riservatezza delle informazioni) e di standardizzazione. L’attività sperimentale ha utilizzato apparati di protezione di tipo commerciale, con opportune predisposizioni da parte del costruttore; per dettagli circa l’implementazione e i risultati dell’attività sperimentale si rimanda al deliverable D14.

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