L’esercizio dell’impianto ne influenza l’affidabilità, i costi di esercizio e manutenzione nonché la vita dei componenti. Quando sono disponibili previsioni affidabili dei profili di carico e delle fonti rinnovabili, cosa non sempre facile in aree rurali in particolare per quanto riguarda il carico, il controllo predittivo tende ad essere preferibile rispetto ai metodi standard basati su liste di priorità (Fioriti-Giglioli-Poli-Lutzemberger-Vanni-Salza, 2017).
Saranno approfondite di seguito le strategie Load Following e la logica di controllo predittiva del Rolling Horizon, perché più rappresentative dei metodi disponibili.
2.5.1 Load Following
La strategia del Load Following, ovvero l’inseguimento del carico, è implementata in combinazione con una lista di priorità che, in tempo reale e
2. Batteria a Litio
3. Generatore Diesel (se il carburante è disponibile)
Il generatore viene attivato quando lo stato di carica (SOC) della batteria scende al di sotto di una certa soglia e il costo dell’energia non fornita supera il costo dell’utilizzo del gruppo diesel al minimo tecnico (Fioriti- Giglioli-Poli-Lutzemberger-Vanni-Salza, 2017).
2.5.2 Rolling Horizon
Il Rolling Horizon è una logica di gestione della mini-grid di tipo predittivo che può risultare più efficiente del load following poiché punta a ottimizzare la programmazione giornaliera delle risorse in modo da ridurre il più possibile i costi operativi e il curtailment sia del carico che delle fonti rinnovabili, anticipando di qualche ora le necessità di tempo reale del sistema.
Il metodo consiste nel discretizzare il dominio del tempo in time-step di lunghezza 𝑇𝑟, all’interno del quale le variabili del sistema sono assunte
costanti. Ogni ora 𝑇ℎ, la procedura RH calcola il dispacciamento ottimale
del diesel e dello storage per il prossimo orizzonte di tempo 𝑇0; il sistema
prosegue secondo la gestione scelta, mentre le operazioni in tempo reale dell’impianto sono garantite per ogni time-step da regole di priorità delle fonti. La scelta ottimale di 𝑇𝑟, 𝑇ℎ e 𝑇0 è un compromesso tra la corretta
rappresentazione della dinamica del sistema, la precisione dei risultati e il
tempo di calcolo computazionale. Il valore di 𝑇𝑟 deve essere
sufficientemente piccolo da permettere di osservare le variazioni del punto di lavoro del sistema, mentre 𝑇0 (orizzonte di ottimizzazione) deve essere
tale da poter catturare le variabilità di carico e fonti rinnovabili; il tempo
𝑇ℎ tra due procedure di ridispacciamento deve essere breve, al fine di
riottimizzare opportunamente le operazioni di generazione e accumulo, ma anche abbastanza lungo da poter sfruttare gli aggiornamenti delle previsioni di richiesta di carico e disponibilità di fotovoltaico. Inoltre, utilizzando valori troppo bassi di 𝑇𝑟 e 𝑇ℎtroppo alti di 𝑇0 aumentano notevolmente i
tempi di calcolo (Fioriti-Giglioli-Poli-Lutzemberger-Vanni-Salza, 2017) (Fioriti-Giglioli-Poli-Lutzemberger-Micangeli-DelCitto-PerezArriga-
Dispacciamento con Rolling Horizon
Per ogni ora 𝑇ℎ, sono stimati il profilo di carico e di irraggiamento e
viene aggiornato l’utilizzo previsto (scheduling) del diesel e dello storage per le ore seguenti.
A tale scopo un modello MILP4
(Mixed-Integer-Linear-Programming) calcola il nuovo dispacciamento del sistema per l’orizzonte temporale seguente, con l’obiettivo di minimizzare i costi di curtailment, carburante e l’uso eccesivo dello storage. Quest’ultimo addendo è una penalità economica considerata quando l'energia immagazzinata nella batteria alla fine del periodo di ottimizzazione risulta inferiore al suo SOC iniziale; un uso eccessivo dello storage nell’orizzonte temporale attualmente in esame può infatti portare nell’orizzonte temporale successivo ad una mancata copertura del carico, e quindi al curtailment, oppure ad un utilizzo del diesel fuori programma.
È importante osservare che il funzionamento ottimale delle batterie non è limitato semplicemente a assorbire/fornire l'eccesso/mancanza di potenza fotovoltaica rispetto al carico: l'orizzonte giornaliero del MILP consente ad esempio di ricaricare in anticipo le batterie, in base ai profili attesi di irraggiamento e carico, anticipando l'avviamento del generatore diesel.
2.5.3 Esercizio in tempo reale
Il dispacciamento in tempo reale viene effettuato secondo una lista di merito come avviene nel load following. All’inizio della procedura, il punto di lavoro del generatore diesel 𝑃𝐷,𝑡 è mantenuto al valore ottenuto dal Rolling
Horizon ovvero 𝑃𝐷,𝑡𝑓𝑜𝑟𝑒𝑐𝑎𝑠𝑡. Questa programmazione viene mantenuta fino a
che inverter o batteria non raggiungono il loro limite tecnico, altrimenti è necessario aumentare la potenza del diesel oppure tagliare carico o generazione PV, secondo le seguenti regole:
1) La procedura calcola il massimo 𝑃𝐴𝑃,𝑡ovvero il massimo carico che il
sistema può soddisfare, assumendo di dispacciare il diesel come da previsionale 𝑃𝐷,𝑡𝑓𝑜𝑟𝑒𝑐𝑎𝑠𝑡 nel time-step attuale; 𝑃𝐼,𝑡𝑠𝑢𝑝𝑝𝑙𝑦,𝑀𝑎𝑥 è la
massima potenza disponibile dall’inverter, all’attuale produzione PV ed energia stoccata nell’accumulatore:
𝑃
𝐴𝑃,𝑡=
𝑃
𝐷,𝑡𝑓𝑜𝑟𝑒𝑐𝑎𝑠𝑡+
𝑃
𝐼,𝑡𝑠𝑢𝑝𝑝𝑙𝑦,𝑀𝑎𝑥Se il carico è tale da non essere coperto in questo modo, allora viene modificato il punto di lavoro del generatore diesel e può anche essere necessario un taglio del carico. In queste situazioni si seguono le seguenti regole:
a) Se il generatore diesel dispacciato dal MILP raggiunge il massimo di potenza (considerando già al massimo l’erogazione dall’inverter) il carico in eccesso non viene alimentato.
b) Se il generatore diesel non era stato dispacciato dal MILP ed il curtailment risulta più conveniente dell’accensione del diesel al minimo allora il carico in eccesso viene staccato.
c) Se il generatore diesel non era stato dispacciato dal MILP ed il curtailment risulta più costoso dell’accensione del diesel al minimo, allora questo viene attivato per fornire la potenza necessaria a soddisfare pienamente la richiesta di carico. Se viene raggiunta la sua produzione massima, il carico rimanente in eccesso viene staccato.
2) La procedura calcola 𝑃𝐿𝐷𝐶,𝑡 ovvero il massimo rinnovabile che può
essere utilizzato con il dispacciamento ottimale del diesel:
𝑃
𝐿𝐷𝐶,𝑡=
𝑃
𝐼,𝑡𝐷𝐶+
𝑃
𝐵,𝑡𝑎𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏,𝑀𝑎𝑥dove 𝑃𝐼,𝑡𝐷𝐶 è potenza all’inverter lato DC (positiva se assorbita),
mentre 𝑃𝐵,𝑡𝑎𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏,𝑀𝑎𝑥 è il massimo della potenza che la batteria può
assorbire tenuto conto dei suoi limiti di potenza ed energia.
Se la produzione solare è maggiore di 𝑃𝐿𝐷𝐶,𝑡e la batteria è già
dispacciata ad assorbire il massimo, il punto di lavoro del diesel viene modificato come segue e/o viene effettuato un taglio della produzione rinnovabile:
a) Se il generatore diesel non è stato dispacciato dal MILP e la produzione solare supera 𝑃𝐿𝐷𝐶,𝑡, allora si taglia tale produzione.
b) Se il generatore diesel era stato dispacciato dal MILP, la sua potenza viene ridotta di quanto necessario per bilanciare il sistema. Se in questo modo viene raggiunto il minimo tecnico senza bilanciare il sistema, lo spegnimento del diesel viene valutato come segue:
i) Se la produzione dei PV e le batterie sono in grado di bilanciare il carico, il generatore diesel viene spento. ii) Se PV e batterie non sono in grado di bilanciare il carico
per un eccesso di produzione di rinnovabile, il diesel viene spento e viene tagliato l’eccesso di solare.
iii) Se la produzione dei PV e le batterie non sono in grado di bilanciare il carico ed è stato raggiunto il limite tecnico dell’inverter, quindi il carico non risulta coperto completamente senza l’impiego del diesel, allora viene confrontato il costo del load curtailment con il costo di mantenere il diesel al minimo tecnico. Viene quindi adottata la soluzione più conveniente.
3) Quando non si verificano le situazioni precedenti, le batterie sono in grado di bilanciare il carico con la produzione del PV; il diesel viene mantenuto nelle condizioni ottimali calcolate dal Rolling Horizon.
La Fig. 11 espone uno schema riassuntivo di quanto esposto; le frecce in verde rappresentano la conferma dello scheduling del generatore predisposto dal MILP, mentre quelle di colore rosso mostrano le correzioni effettuate in tempo reale per coprire eventuali variazioni di carico o disponibilità delle rinnovabili.
Fig. 11 Schema delle operazioni RHS