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”. Nel capitolo 2 viene fornita una sintesi di base del funzionamento degli Inverter, al fine di definire i fondamenti dell’Automazione di Microreti alimentate da Risorse Energetiche Distribuite. Tale sintesi è condotta con riferimento ad un Inverter industriale VSI (Voltage Source Inverter) del quale è stato progettato e realizzato il sistema di regolazione. L’inverter è connesso alla Test Facility di Generazione Distribuita e può funzionare in 3 modalità di regolazione, denominate UPS, AFE e DROOP. Gli schemi di regolazione sviluppati vengono dettagliatamente analizzati ed in particolare lo schema di regolazione DROOP, che riveste una particolare importanza, in quanto dovrebbe consentire il mantenimento in esercizio dell’inverter al distacco della rete pubblica durante il funzionamento in isola. Le modalità di regolazione sono analizzate per mezzo di un modello realizzato in ambiente MATLAB/Power Systems; il modello consente la simulazione di una vasta casistica di condizioni di funzionamento. In particolare, i casi test sono orientati alla verifica della stabilità della Microrete al distacco dalla Rete Pubblica. Un insieme dei casi di prova viene condotto anche su impianto, con la macchina predisposta sullo schema di regolazione DROOP. Il capitolo 3 descrive l’attività relativa allo sviluppo di modelli per la stima della radiazione globale e della velocità del vento per la previsione della potenza prodotta da impianti fotovoltaici ed eolici a breve termine (1,2 e 4 ore) e nel sito specifico dell’impianto. Il capitolo 4 riguarda le attività di sviluppo e sperimentazione relative alla supervisione e controllo di Microreti. In particolare, si è ampliata la possibilità di utilizzo del Sistema di Supervisione e Controllo, con l’aggiunta di un nuovo archiviatore dati e dei corrispondenti strumenti per la visualizzazione grafica delle informazioni registrate e la loro estrazione in formato CSV. E’ stata inoltre realizzata la connessione ad un nuovo sistema di acquisizione delle misure del campo fotovoltaico; sono state eseguite le installazioni e le verifiche propedeutiche alla messa a punto di una connessione tra il Sistema di Supervisione e Controllo e il campo, secondo il protocollo IEC 61850; si è inoltre migliorata l’integrazione delle funzioni di controllo del profilo di tensione. Il Sistema di Supervisione e Controllo è stato infine utilizzato per la verifica delle funzioni di previsione della producibilità fotovoltaica. Nel capitolo 5 viene descritta un’attività di sperimentazione che ha avuto come oggetto diverse tecnologie di accumulo elettrico, come i supercapacitori, batterie ZEBRA™ e batterie di accumulatori al piombo. Nella prima parte del capitolo si riportano i risultati dell’attività di caratterizzazione termica ed elettrica di una batteria di supercapacitori costituita da quattro moduli in serie, ciascuno a sua volta realizzato dalla serie di sei supercapacitori elementari da 350 F – 2,5 V di tensione massima. Nel capitolo sono descritte una serie

di prove di laboratorio cui i componenti sono stati sottoposti, con l’obiettivo di analizzarne le prestazioni al variare della temperatura e del regime di lavoro, e di valutarne le possibilità di utilizzo in applicazioni stazionarie e più specificamente nell’ambito della generazione distribuita. È stata valutata in particolare la possibilità di impiego in un sistema per Power Quality per la copertura dei buchi di tensione e sono stati raccolti dati che possono essere utili al dimensionamento di tale sistema. Nella seconda parte del capitolo sono descritte le prove di caratterizzazione delle batterie ZEBRA™ e della batteria al piombo nella Test Facility. Le due batterie ZEBRA™, 557 V – 32 Ah per ciascuna batteria, e la batteria al piombo, 504 V – 450 Ah al regime delle 10 h, si interfacciano con la rete tramite due inverter bidirezionali rispettivamente da 100 e 150 kVA, entrambi in grado di funzionare in parallelo alla rete principale come generatori di corrente, o isolati dalla rete come generatori master di tensione. Le batterie sono state sottoposte a cicli di lavoro che simulano quelli tipici degli accumuli all’interno di una Microrete, in modo da analizzarne il comportamento in condizioni di lavoro reali, in particolare durante il funzionamento isolato dalla rete principale, e confrontare i vantaggi e gli eventuali aspetti critici delle diverse tecnologie. Il capitolo 6 riguarda l’attività di verifica del funzionamento dei dispositivi di stima dello stato di salute (SOH – State Of Health) e di stima dello stato di carica (SOC – State Of Charge), sviluppati nel corso del 2005 (progetto RdS Gendis 21) con lo scopo di facilitare l’elaborazione di una procedura di gestione ottimale dei sistemi di accumulo nella Microrete. I dispositivi sono stati messi a punto e tarati sulla batteria al piombo, la batteria ZEBRA™ e la batteria Redox della Test Facility di generazione distribuita. L’attività pregressa si è conclusa con l’installazione in impianto dello stimatore del SOH, utilizzato per monitorare lo stato di salute della batteria al piombo e della batteria ZEBRA™ e con la realizzazione dello stimatore del SOC per le tre batterie sopra elencate. L’attività qui descritta è partita con l’installazione in impianto dello stimatore del SOC e si è concentrata in particolare sulla sperimentazione delle procedure implementate nei dispositivi, per verificarne l’efficacia e apportarne eventualmente dei miglioramenti. La sperimentazione è consistita sia nell’utilizzo dei dispositivi per monitorare il normale funzionamento delle batterie per fini impiantistici, sia, quando ritenuto necessario, in prove messe a punto per scopi specifici. Nel capitolo si riporta una breve descrizione dei dispositivi realizzati, le eventuali modifiche apportate alle procedure di gestione in essi implementate, al software e all’interfaccia utente, oltre che i risultati più significativi della sperimentazione. Nel capitolo 7 vengono riassunte le attività di progettazione e modellizzazione di un prototipo trifase di limitatore di corrente di corto circuito a superconduttore o SFCL (Superconducting Fault Current Limiter) che è stato sottoposto nel corso del 2006, a ripetute prove di corto circuito che ne hanno attestato le ottime caratteristiche tecniche. In vista dell’inserimento di tale prototipo di SFCL nella rete di bassa tensione che costituisce la test facility di Generazione Distribuita si è proceduto ad un’attenta analisi della struttura del sistema di GD ed alla valutazione e scelta del punto ideale per l’installazione del dispositivo stesso.

Viene quindi riportata una sintesi delle attività che sono state svolte per definire le modalità di installazione del dispositivo SFCL e la possibilità di creare buchi di tensione profondi tali da simulare eventi di guasto all’interno della test facility per la successiva sperimentazione in campo. A tale proposito, si è provveduto a collaudare e a definire le modalità operative di un dispositivo denominato generatore di buchi di tensione che consente di realizzare buchi di tensione di profondità definita e fino al 100% del valore di tensione dichiarato; mediante tale dispositivo sarà quindi possibile creare dei ‘buchi’ di tensione del tutto equivalenti a eventi di cortocircuito di durata programmata e così studiare le capacità di limitazione della corrente di guasto del dispositivo SFCL sviluppato. Nel capitolo 8 viene descritta l’attività svolta per connettere ed integrare i dispositivi del campo fotovoltaico al sistema di supervisione della test facility di generazione distribuita. Questa attività, articolata in diverse fasi, ha richiesto lo sviluppo di software di conversione dei protocolli proprietari degli inverter solari, la concentrazione dei dati relativi e la predisposizione di un collegamento con il sistema di supervisione. Per quanto riguarda la comunicazione si è scelto di realizzare un canale power line in banda Cenelec utilizzando la componentistica disponibile dalle fasi precedenti della RdS. In particolare si è utilizzato il sistema Siemens DCS 3000, originariamente pensato per il telecontrollo delle reti di Media Tensione, che ingloba il protocollo di comunicazione IEC 60870. Questo standard, consolidato da più di 10 anni, risente di una eccessiva rigidità superata ora dallo standard 61850, di recente introduzione, che tuttavia non ha ancora prodotti di larga diffusione. Il canale power line è stato interfacciato, lato campo FV, con il concentratore dei dati e, lato sistema, con il supervisore che è stato a sua volta aggiornato per integrare le nuove informazioni disponibili. Nel capitolo 9 viene descritta l’attività di predisposizione della test facility per l’installazione del sistema di comunicazione power line a supporto del controllo della rete di distribuzione con presenza di generazione distribuita. L’utilizzo della tecnologia power line rappresenta l’opzione più interessante ed il candidato naturale per la realizzazione di canali di comunicazione a supporto del controllo di una microgrid in BT, grazie anche alla notevole esperienza acquisita con l’impiego sulle stesse reti di questa tecnologia per la telegestione dei misuratori di energia. Va tuttavia ricordato che praticamente tutti i generatori presi in considerazione per la GD di piccola taglia hanno la caratteristica comune di interfacciarsi alla rete tramite inverter, dispositivi che generano una quantità notevole di armoniche anche ad alta frequenza che peggiorano le condizioni in cui deve realizzarsi la comunicazione. La prima fase della attività riguarda quindi l’approfondimento dei disturbi tipici di queste reti.