smart grid - carlo alberto nucci
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Smart Grid: produzione e distribuzione dell’energia.TRANSCRIPT
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
• Il sistema ele9rico
• Smart Grid (e Smart City)
• Casi applica?vi CIRI – ENA: microgrid
• Islanding intenzionale di porzione di rete ci9adina
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
* Cortesia Ing. G. Valtorta -‐ ENEL
Sistema ele9rico Par? principali *
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%)
* Cortesia Ing. G. Valtorta -‐ ENEL
Sistema ele9rico Par? principali *
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
Sistema ele9rico A9ori
Sistema ele9rico A9ori
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
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• Il sistema ele9rico
• Smart Grid (e Smart City)
• Casi applica?vi CIRI – ENA: microgrid
• Islanding intenzionale di porzione di rete ci9adina
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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
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• Il sistema ele9rico
• Smart Grid (e Smart City)
• Casi applica?vi CIRI – ENA: microgrid
• Islanding intenzionale di porzione di rete ci9adina
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
Micro-‐controlled Power Management System for Standalone Microgrids with Hybrid Power Supply
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
Micro-‐controlled Power Management System for Standalone Microgrids with Hybrid Power Supply
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
Micro-‐controlled Power Management System for Standalone Microgrids with Hybrid Power Supply
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
Micro-‐controlled Power Management System for Standalone Microgrids with Hybrid Power Supply
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
Micro-‐controlled Power Management System for Standalone Microgrids with Hybrid Power Supply
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
• Il sistema ele9rico
• Smart Grid (e Smart City)
• Casi applica?vi CIRI – ENA: microgrid
• Islanding intenzionale di porzione di rete ci9adina
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
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
§ 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
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
1
2 3
800
m c
able
line
External transmission network
BR1
BR1-‐GT1
BR-‐ST
BR1-‐GT2
BR2-‐GT1 BR2-‐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.
Management of inten&onal and non inten&onal islanding opera&on of ac&ve distribu&on grids
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.
Management of inten&onal and non inten&onal islanding opera&on of ac&ve distribu&on grids
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).
Management of inten&onal and non inten&onal islanding opera&on of ac&ve distribu&on grids
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