Mini reti con produzione da fonte rinnovabile in grado di effettuare un programma di scambio con una grande rete

1

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica

a.a. 2017/2018

Mini reti con produzione da fonte rinnovabile in grado di

effettuare un programma di scambio con una grande rete

Candidato:

Relatori:

Dario Bianchi

Romano Giglioli

2

Sommario

2.4 Sintesi dei vantaggi e svantaggi delle Microgrids ... 17

2.5 Controllo della Microgrid ... 19

2.5.1 Il controllo centralizzato ... 21

2.5.2 Il controllo decentralizzato ... 22

2.6 Gestore economico della Microgrid ... 23

3 Mercato Elettrico ... 25

3.1 Introduzione ... 25

3.2 Organizzazione del mercato elettrico ... 25

3.2.1 I vincoli tecnici del sistema elettrico ... 26

3.2.2 La gestione del sistema elettrico... 28

3.3 L’articolazione del mercato elettrico ... 28

3.3.1 Il Mercato Elettrico a Pronti (MPE) ... 30

3.3.2 Il Mercato a Termine dell’energia Elettrica (MTE) ... 34

4 Caso studio ... 36

4.1 Introduzione ... 36

4.2 Sito ... 36

4.3 Struttura della microgrid ... 37

4.4 Sistema di accumulo (BESS) ... 38

4.5 Generatore diesel ... 39

4.6 Impianto fotovoltaico ... 41

4.6.1 Modello ARMA ... 42

4.6.2 Clearness index (Kt) ... 44

4.6.3 Radiazione globale extraterrestre ... 44

3

4.6.5 Disponibilità radiazione solare ... 48

4.7 Curva di produzione e curva di carico ... 50

4.8 Logiche di gestione microgrid ... 52

4.9 Analisi economica ... 55

4.9.1 Costo dell’energia e penali ... 55

4.9.2 CAPEX e OPEX ... 56

5 Dimensionamento microgrid ... 59

5.1 Funzione obbiettivo ... 59

5.2 Ottimizzatore stocastico ... 59

5.2.1 Ottimizzazione con sciami di particelle (PSO) ... 62

5.2.2 Metodo Monte Carlo ... 63

6 Risultati ... 65

6.1 Applicazione delle logiche di gestione ... 65

6.1.1 Caso invernale ... 67

6.1.2 Caso estivo ... 72

6.2 Curtailment del carico ... 74

6.3 Risultati del dimensionamento ... 76

7 Conclusioni ... 83

4

Sommario delle figure

Figura 1 Potenza installata di microgrid nel mondo ... 9

Figura 2 Esempio struttura di una microgrid ... 13

Figura 3 Struttura di controllo microgrid ... 20

Figura 4 Tipi di gestori economici di una microgrid ... 24

Figura 5 Struttura del Mercato Elettrico ... 29

Figura 6 Struttura del Mercato a Pronti... 31

Figura 7 Incontro tra domanda e offerta ... 32

Figura 8 Struttura microgrid caso studio ... 37

Figura 9 Caratteristiche tipologie di BESS ... 39

Figura 10 Consumo specifico generatore diesel ... 40

Figura 11 Angolo orario ... 46

Figura 12 Declinazione solare ... 47

Figura 13 Profilo di irradianza globale media mensile ... 49

Figura 14 Producibilitò di potenza fotovoltaica nel mese di gennaio ... 49

Figura 15 Producibilitò di potenza fotovoltaica annua ... 50

Figura 16 Curva di scambio con la rete e di carico ... 51

Figura 17 Diagramma di flusso sulle logiche di gestione della microgrid ... 54

Figura 18 Curva del costo dell'energia ... 56

Figura 19 Diagramma di flusso su ottimizzatore stocastico del dimensionamento ... 61

Figura 20 Grafico funzionamento microgrid ... 66

Figura 21 Grafico funzionamento microgrid caso invernale... 68

Figura 22 Grafico funzionamento microgrid caso invernale dettaglio ... 71

Figura 23 Grafico funzionamento microgrid caso estivo ... 73

Figura 24 Grafico funzionamento microgrid con variazione penale del Curt load ... 75

5

1 Introduzione

Le fonti di energia rinnovabili rappresentano un grosso punto di sviluppo e un valido sostituto ai combustibili fossili, ma hanno bisogno di un importante lavoro di ottimizzazione. Infatti, il loro sviluppo incontrastato, senza questo importante lavoro di ottimizzazione, ha portato a dei problemi all’interno del mercato dell’energia e quindi alla sicurezza del sistema di dispacciamento elettrico. Per ovvie ragioni, perciò, si sta andando verso una modifica delle regole di dispacciamento all’interno della rete elettrica, variando così anche le regole del mercato dell’energia. Infatti, le fonti rinnovabili perderanno la loro priorità di dispacciamento e, quindi, dovranno scambiare con la rete mediante un programma di produzione.

Diventerà fondamentale, così, poter sfruttare queste all’interno di strutture ben determinate come le microgrid andando a ridurre, anche, la loro aleatorietà mediante l’utilizzo di storage.

In questo contesto, ben si spiega l’obbiettivo del seguente lavoro, ovvero un metodo stocastico per ottimizzare il dimensionamento di una microgrid interconnessa alla rete (grid-connected) composta da un impianto fotovoltaico, una batteria al litio, un generatore diesel ed una determinata quantità di carico interno, il tutto connesso alla rete. Una procedura di ottimizzazione di sciami di particelle (PSO) viene applicata al dimensionamento ottimale dei componenti, in combinazione con una tecnica Monte Carlo finalizzata a gestire le incertezze di produzione, irradianza e carico per migliorare l'accuratezza della valutazione della redditività e quindi della metodologia di dimensionamento. Questo

6

processo di ottimizzazione stocastico, comporta la minimizzazione del NPC (costo attuale netto), agendo sugli OPEX e CAPEX, per andare a dimensionare nel modo migliore possibile la microgrid presa in esame. Ogni ora, si cerca di rispettare la curva di scambio con la rete secondo una lista di priorità.

Bisogna tenere conto della struttura grid-connected, e quindi andare ad analizzare tutte le logiche di gestione, in modo che si segua la curva di produzione della microgrid (o di scambio con la rete) determinata durante il mercato del giorno prima (MGP). Infatti, lo sbilanciamento comporta il pagamento di relative penali di sottoproduzione o sovrapproduzione, oltre a quella per la riduzione del carico interno, se necessario.

Perciò, questo documento è strutturato nel seguente modo: nel secondo (2) e terzo (3) capitolo, rispettivamente, si inquadrano il modello microgrid, con tutte le sue tipologie e caratteristiche, e la struttura e l’organizzazione del mercato dell’energia in Italia.

Nel quarto (4), si introduce il caso studio, ovvero, si inquadra la struttura della mcrogrid presa come riferimento per il seguente lavoro, mentre, nel capitolo quinto (5), invece, si analizza la tecnica di dimensionamento utilizzata per il seguente lavoro.

Nel sesto (6) si mostrano i risultati ottenuti dal caso studio con relativi commenti e spiegazioni, mediante anche una serie di grafici, e, infine nel settimo (7) si ha la conclusione del lavoro di tesi.

7

2 Modello Microgrid

2.1 Scenario di riferimento

L’energia ha rappresentato da sempre un elemento importantissimo per la vita dell’uomo e per la sua evoluzione. Fino a pochi decenni fa si pensava che le risorse di combustibili fossili fossero quasi “infinite”. Purtroppo non è così. Il continuo aumento della domanda di energia elettrica ha evidenziato il limite temporale imposto dai combustibili di origine fossile e ha mosso l’attenzione verso problematiche importanti come il risparmio energetico, l’efficienza e l’inquinamento ambientale.

Le fonti di energia rinnovabili rappresentano un grosso punto di sviluppo e un valido sostituto ai combustibili fossili, ma hanno bisogno di una maggior diffusione globale e di un importante lavoro di ottimizzazione. Infatti, lo sviluppo incontrastato delle fonti rinnovabili, senza questo importante lavoro di ottimizzazione, ha portato a dei problemi all’interno del mercato dell’energia e quindi alla sicurezza del sistema di dispacciamento elettrico.

Perciò, si è andato incontro a una riduzione della quota di impianti che operano in regime di concorrenza visto che le fonti rinnovabili nel mercato godono della priorità di dispacciamento (garantita dalle direttive europee) e quindi agiscono da “price takers”. In sostanza, il meccanismo di soluzione del mercato basato sul prezzo marginale consente alle fonti rinnovabili di offrire a prezzo zero e di essere remunerate al prezzo dell’impianto termoelettrico più costoso senza partecipare al mercato, portando ad una concorrenza solo tra gli impianti termoelettrici.

8

Inoltre, l’aleatorietà di queste fonti porta a un esito incerto del mercato del giorno prima vista la assenza, nella maggior parte dei casi, di un sistema di riserva, andando di conseguenza a correggere con i mercati successivi.

Di conseguenza, si sta andando verso una modifica delle regole di dispacciamento all’interno della rete elettrica, variando così anche le regole del mercato dell’energia. Infatti, le fonti rinnovabili perderanno la loro priorità di dispacciamento e, quindi, dovranno scambiare con la rete mediante un programma di produzione.

L’ecosistema elettrico ha iniziato ad evolversi, così, verso le cosiddette reti intelligenti (smart grid) ovvero un complesso sistema cibernetico-fisico, che coniuga le tradizionali tecnologie di produzione dell’elettricità con sistemi di generazione distribuiti, le reti di sensori, le reti di dati e i sistemi di intelligenza artificiale per gestire in modo flessibile e tempestivo le risorse energetiche disponibili e il carico elettrico della rete.

Una parte integrante di questo cambiamento è costituito dalle microreti (Microgrids) che rappresentano l’elemento più innovativo delle smart grids per l’impatto tecnico, economico e sociale sull’attuale rete elettrica. Il rapporto Navigant Research sottolinea che le microgrid raggiungeranno nei prossimi anni la piena espansione toccando quasi quota 15 GW di capacità installata e ricavi pari a 22,3 miliardi di dollari.

9

Figura 1 Potenza installata di microgrid nel mondo

I fattori che stanno promuovendo la diffusione delle microgrids sono molteplici:  la diminuzione progressiva dei costi dei sistemi di generazione distribuita da fonti rinnovabili (in primis solare fotovoltaico, microeolico), divenuti competitivi con quelli della fornitura elettrica tradizionale;

 la crescita dei prezzi dell’elettricità a seguito di: un continuo aumento della domanda di energia primaria da parte dei paesi in via di sviluppo, la progressiva diminuzione dei combustibili fossili e la non completa liberalizzazione del mercato elettrico;

 l’attenzione dei governi e dell’opinione pubblica occidentale verso i problemi di inquinamento ambientale che si esplica in severe restrizioni sui sistemi tradizionali di generazione di elettricità;

10

 la necessità di aumentare la affidabilità dei sistemi di alimentazione delle infrastrutture critiche per il benessere e la sicurezza pubblica in caso di attentati o eventi naturali catastrofici che interrompano la fornitura elettrica principale;

 l’intensa attività di ricerca e sviluppo nelle tecnologie MET (Microgrid Enabling Technologies) che sta attirando notevoli investimenti economici da parte delle principali compagnie e società del settore energetico. L’origine delle prime microgrid risale ad alcuni decenni fa nei grandi centri medici e universitari americani dove le microreti sono state realizzate attorno a grandi impianti di cogenerazione per erogare energia ai campus soprattutto nei casi di interruzione del servizio elettrico principale. Per molti anni queste micro infrastrutture energetiche hanno rappresentato delle soluzioni di nicchia.

L’interesse verso le microreti, mostrato di recente da alcuni governi (europei ed americani), e lo sviluppo di avanzate tecnologie di generazione elettrica meno inquinanti (il fotovoltaico, l’eolico, i nuovi sistemi elettrici cogenerativi CHP, CHPC, microturbine a gas, motori Stirling, cicli Rankine a fluido organico, cicli combinati gas-vapore, celle a combustibile) ha portato a un nuova affermazione delle microgrids, ritenute la soluzione tecnologica per il miglioramento dell’affidabilità energetica, dell’efficienza e della sostenibilità ambientale in quanto sistemi locali, facilmente controllabili, più sicuri e democratici.

Gli obiettivi di efficientamento energetico, differenziazione delle tecnologie di generazione, minimizzazione dei costi di gestione e miglioramento della sicurezza, conseguibili grazie ad una pervasiva diffusione di microreti, richiedono l’impiego di evoluti e tempestivi sistemi di controllo del carico elettrico su ridotte scale temporali e di sistemi di previsione della capacità elettrica generata dalle fonti rinnovabili. Questi sistemi di controllo devono essere posti il più vicino possibile alle DER da gestire per aumentare la

11

responsività della rete, ridurre le perdite di informazioni, decentralizzare il controllo e minimizzare le possibilità di sabotaggio dovute agli attacchi informatici.

La necessità di disporre di sistemi di controllo delle DER che siano capillari e delocalizzati è resa ancora più urgente dalla progressiva diffusione dei mezzi di trasporto elettrici, che oggi contano 2,5 milioni di unità. Le batterie dei veicoli elettrici rappresentano per la rete elettrica dei carichi aggiuntivi che devono essere adeguatamente controllate e gestita all’interno della microrete per garantirne il funzionamento ottimale ed evitare sovraccarichi ed improvvisi blackouts.

2.2 Definizione di Microgrid

Una microrete (microgrid) è stata definita dal Microgrid Exchange Group del U.S. Department of Energy come un insieme interconnesso di carichi e di ricorse energetiche distribuite (generatori distribuiti di energia, accumulatori) che operano in modo coordinato per costituire un sistema geograficamente definito e controllabile rispetto alla rete elettrica principale.

Le componenti fondamentali di una microgrid sono quattro:  la generazione locale (distribuita)

 il controllo dei carichi in potenza  l’interfaccia verso la rete principale  il sistema di gestione della microgrid.

Inoltre, questo, a seconda della capacità di generazione installata, può essere collegato o isolato dalla rete elettrica delle aziende fornitrici di energia

(utility-12

main grid) per operare in modo connesso (connected mode) o ad isola (island mode o autonomous mode).

Le microreti collegate alla main grid erogano energia in parallelo ad essa e commutano nella modalità autonoma quando rilevano disturbi o malfunzionamenti della rete principale che rischiano di compromettere il fattore di PQR (Power Quality and Reliability) per i carichi critici. L’infrastruttura di tali microgrid comprende una serie di switch automatici (intelligent SCR-based Static Transfer Switch, ATS, circuit breakers) per sconnettere velocemente la microrete (o alcune sue sezioni) dalla rete principale e per connetterla in modo esclusivo alle DER e agli UPS disponibili.

La rapida riconfigurazione della topologia di rete consente alle microgrid di gestire la qualità del servizio in maniera eterogenea e flessibile in funzione delle particolari condizioni di carico della microrete, della classe di priorità degli utenti utilizzatori (residenziali, commerciali, industriali) e delle particolari esigenze di PQR. Al contrario le reti degli operatori pubblici sono obbligate a garantire per tutti gli utenti utilizzatori un servizio universale e omogeneo definito dalle specifiche tecniche delle Autorità di regolamentazione nazionali (l’AEEG per l’Italia). In questo ruolo di interfaccia tra main grid e cliente finale, le microgrid migliorano l’affidabilità e la qualità della fornitura elettrica per i carichi critici riducendo al tempo stesso i costi tariffari per i carichi non critici che non devono più pagare il surplus dovuto ad un elevato PQR.

Nel caso di funzionamento connected mode la microgrid è di norma situata a valle di una sottostazione della rete di distribuzione del gestore del servizio elettrico principale ed il punto di connessione è denominato Point of Common Coupling. Il PCC, disposto in prossimità delle cabine elettriche di interconnessione a bassa tensione, comprende il complesso di interruttori, trasformatori e convertitori

13

statici responsabili della commutazione da connected mode a island mode e si interfaccia con il sistema di controllo e gestione della microgrid.

I sistemi energetici collegati alla rete, inoltre, sono tipici nei sistemi industrializzati e possono fornire maggiore efficienza, indipendenza e qualità dei servizi sia agli utilizzatori che al sistema. Possono immagazzinare l'energia in eccesso per fornirlo in ore differite o per venderlo quando i prezzi sono più alti, o eventualmente fornire un servizio di rete per migliorare l'affidabilità e la stabilità del sistema.

Nel caso di funzionamento in island mode la microgrid non presenta un PCC ma è dotata di una struttura di controllo che deve bilanciare il carico energetico con la produzione locale di energia scollegando di volta in volta i carichi a priorità più bassa e traslando temporalmente le richieste dei carichi programmabili. Di conseguenza a seconda delle tipologie di clienti e della estensione geografica della microgrid, l’infrastruttura può includere:

 avanzati sistemi di gestione e controllo della domanda;

14

 reti di sensori per il monitoraggio dei parametri ambientali (temperatura, intensità luminosa);

 tecnologie di automazione all’interno degli edifici;

 sistemi di comunicazione per lo scambio informativo con i fornitori tradizionali di energia elettrica;

 inverter dinamici per un flusso di potenza bidirezionale tra le fonti di generazione distribuite e la rete elettrica primaria;

 interruttori programmabili per connettere e disconnettere gli utilizzatori e sagomare opportunamente il profilo di carico elettrico della microrete.

2.3 Tipologie di Microgrids

Le microgrids possono essere inquadrate nel contesto sociale e civile riferendosi al concetto di distretto energetico inteso come insediamento di tipo residenziale o industriale, localizzato territorialmente, che richiede la fornitura di energia (elettrica e/o termica) per l’erogazione di una molteplicità di servizi ai suoi utenti. L’infrastruttura della microgrids di un distretto energetico si differenzia dalle reti ordinarie per la distribuzione ed utilizzazione dell’energia, per l’approccio integrato che viene adottato nella progettazione di ogni suo elemento (generatori localizzati, interruttori, sensori, sistemi di protezione delle sezioni in c.c. e c.a, cablaggi, dispositivi di controllo e di interfaccia con gli utenti). Tale approccio considera la microrete un’entità unica rispetto alla rete elettrica principale da gestire e controllare attraverso una rete dati e un’architettura di elaborazione delle informazioni proprietaria.

Altro elemento caratteristico delle microgrid è l’eterogeneità del vettore energetico che può comprendere sistemi di generazione elettrica e termica

15

strettamente correlati tra loro (sistemi di cogenerazione e trigenerazione) ad elevato rendimento.

Con riferimento al concetto di distretto energetico, inteso come entità fisica di estensione non prestabilita a priori ma dai confini definiti, è possibile definire la microrete rispetto a tre distinti livelli di scala:

 livello della singola utenza abitativa o del singolo edificio commerciale, riferito solitamente come nanogrids per gli edifici energeticamente sostenibili ovvero per gli smart building;

 livello residenziale comprendente un numero limitato di utenze abitative e/o commerciali, riferito comunemente come smart microgrid;

 livello di area geografica caratterizzato da un numero di utenze elevato organizzate in più smart microreti e smart building interconnessi tra loro a formare una smart grid.

A livello infrastrutturale le architetture delle microgrids vengono differenziate sulla base della loro:

 struttura topologica che può essere radiale o magliata;

 numero e natura dei sistemi di generazione e dei dispositivi di accumulo eventualmente presenti;

 tipologia dei carichi (elettrici e termici) e dei rispettivi parametri di controllo.

Questi parametri vengono utilizzati in per distinguere ulteriormente le microreti in:

 infrastrutture a servizio di edifici e complessi industriali, residenziali o ospedalieri con carichi inferiori ai 2MW (denominate single facility

microgrids); queste microreti presentano sistemi di generazione

16

tensione capaci di garantire una elevata qualità e continuità della fornitura elettrica soprattutto nel passaggio dalla modalità grid-connected a quella island;

 infrastrutture che alimentano agglomerati di edifici (campus biomedici, campus universitari, basi militari), con carichi compresi tra 2 e 5 MW (denominate multiple facility microgrids);

 insiemi di microgrids di tipo single facility o multiple facility microgrids connesse secondo una topologia che vede ogni microrete gestire carico, generazione e accumulo all’interno di un ramo (feeder) per potenze comprese tra i 5 e 20 MW (denominate feeder microgrids); le feeder microgrids sono generalmente sotto il controllo di aziende private, municipalizzate o cooperative e consentono di migliorare la qualità e la disponibilità di energia su scala locale isolando i diversi feeder della microrete dalla main grid in presenza di disturbi;

 infrastrutture che gestiscono produzione e carico di unità connesse ad una sottostazione di una rete elettrica principale per potenze complessive superiori ai 20MW (substation microgrids); queste microreti possono includere le precedenti tipologie e vengono progettate con gli stessi criteri delle feeder microgrids.

Ciascuna delle precedenti topologie di rete presenta specifici requisiti di progettazione per quanto concerne i sistemi localizzati di produzione di potenza e gli apparati di controllo e gestione dei flussi energetici. Ogni tipologia richiede un livello di astrazione distinto per la rappresentazione del suo modello, ad esempio per una single facility microgrid non è essenziale rappresentare le perdite di rete mentre per una multiple facility microgrids può essere diventare importante rappresentare le perdite ohmiche e le numerose non linearità introdotte dagli apparati elettrici.

17

La topologia radiale è la struttura più diffusa di microgrid a livello di rete di distribuzione in BT; in questo caso i feeder (che ospitano diversi tipi di carico, dispositivi di accumulo e/o generatori) vengono connessi ad una stazione di Bassa Tensione dotata di un trasformatore in grado di gestire potenze comprese tra qualche kVA a 1 MVA. Ciascun feeder è poi dotato di circuiti di protezione in corrente, interruttori automatici per isolarlo in caso di sovraccarichi e comportamenti elettrici anomali.

2.4 Sintesi dei vantaggi e svantaggi delle Microgrids

É possibile effettuare una sintesi dei più importanti benefici derivanti dall’uso di microgrid. Fino ad ora lo studio delle microgrids ha portato alle seguenti riflessioni.

 Le microgrids sono vantaggiose anche con le condizioni attuali del mercato europeo. Al fine di incrementare questi vantaggi, le opportunità di mercato locale per il trading di energia ’over-the-grid’ tra micro-generazioni e consumatori finali deve essere facilitato.

 Le microgrids possono massimizzare l’efficienza totale del sistema, in quanto il loro funzionamento può essere ottimizzato in modo da servire gli interessi di operatori/proprietari di micro-generazioni, consumatori finali, e la rete locale a BT. In particolare, le microgrids possono essere ottimizzate per obbiettivi diversi di fornitura in tempo reale, con la possibilità di raggiungere gli obiettivi economici, tecnici e ambientali allo stesso momento.

 Le microgrids possono essere utilizzate in situazioni diverse e in ambiti diversi, cosa che altre nuove concezioni emergenti non riescono a fare.

18

 Le microgrids possono accelerare la commercializzazione e l’integrazione delle unità di fonti rinnovabili come per esempio il fotovoltaico.

In termini di benefici economici, una microgrid può potenzialmente offrire i seguenti vantaggi:

 Riduzione dei costi/tariffe per i consumatori finali  Incremento del fatturato per le micro-generazioni  Riduzione delle spese per i DSO

In termini di vantaggi tecnici, una microgrid può assicurare le seguenti prestazioni:

 Riduzione delle perdite di energia  Riduzione delle variazioni di tensione  Riduzione dei picchi di potenza sui carichi  Miglioramento dell’affidabilità

In termini di benefici ambientali e sociali, i vantaggi sono principalmente:

 Tendenza verso l’uso carburanti rinnovabili a basso contenuto di emissione utilizzati da micro-generazioni interne alla Micro Grid,

 Adozione di tecnologie energetiche più efficienti come la cogenerazione  Sensibilizzazione dei cittadini a promuovere e incentivare il risparmio

energetico e quindi la riduzione delle emissioni  Creazione di nuove ricerche e opportunità di lavoro

 Fornire un paradigma adatto per l’elettrificazione delle zone rurali o sottosviluppate.

Tuttavia, vi sono anche degli aspetti problematici che insorgono nell'utilizzo di queste tipologie di reti, come:

19

 Scarsa capacità di autoregolazione del sistema dovuta alla limitata estensione della rete e alla sua ridotta inerzia elettrica (carenza di energia regolante a disposizione della rete);

 Gestione complessa dell'interfaccia con la rete elettrica

di distribuzione (funzionamento in isola indesiderato,

risincronizzazione con la rete, ...);

 Continua modifica dei punti di lavoro dei generatori e del sistema di accumulo per garantire l'equilibrio della rete.

Infatti anche se, come detto, la microgrid appare alla rete di alimentazione come una singola unità perfettamente controllabile, al suo interno, è rappresentata da un insieme di una certa quantità di fonti di energia e/o utilizzatori di energia che risultano collegati alla rete tramite sistemi di convertitori statici (AC/DC e DC/AC).

I sistemi di generazione di energia fotovoltaica ed eolica ed in generale tutti gli impianti integrati saranno dotati della possibilità di interagire con la struttura di micro-rete come generatori attivi; saranno in grado di svolgere la funzione di ripartizione del carico e di fornire energia reattiva alla rete a seconda dei fabbisogni attraverso un controllo ad-hoc.

2.5 Controllo della Microgrid

Una microgrid può essere progettata per raggiungere un target specifico economico, tecnico o ambientale attraverso il controllo in tempo reale delle varie unità di micro-generazione.

Dal punto di vista della rete, una microgrids può essere considerata come un soggetto controllato, che può essere utilizzato come un unico generatore aggregato al carico e, in alcuni casi, può fornire il supporto alla rete (il supporto

20

di tensione nei luoghi con alimentazione rurale, o il supporto ai servizi, ecc.). Dal punto di vista del cliente, le microgrids non solo forniscono energia termica ed energia elettrica, ma anche migliorano l’affidabilità locale, migliorano la qualità dell’alimentazione, e portano alla riduzione dei costi della fornitura energetica. É chiaro che, al fine di ottenere questi benefici, è importante fornire una struttura di gestione e di controllo in grado di equilibrare la domanda e l’offerta provenienti sia dalle micro-generazioni e sia dalla distribuzione a media tensione. In particolare, è prevista una architettura di controllo gerarchico che comprende tre diversi livelli di controllo per consentire il funzionamento della microgrid:

 Controller locale delle micro-generazioni (MC) e controller dei carichi (LC)

 Controller centrale della Microgrid che opera l’interfacciamento di MT / BT (MGCC)

 Controller centrale autonomo (CAMC)

21

Il controller MC migliora l’interfacciamento delle unità di micro-generazioni con la microgrid. Per esempio, esso utilizza le informazioni locali per il controllo della tensione e della frequenza della microgrid in situazione transitoria (da funzionamento interconnesso a isolato), e ottimizza la risposta alla domanda di energia prodotta dalle micro-generazioni.

I controller LC vengono installati nei carichi controllabili permettendo la gestione dei carichi direttamente dalle richieste inviate dal MGCC.

Il controller MGCC ha lo scopo di ottimizzare le operazioni della microgrid. Valutando i prezzi di mercato dell’elettricità e dei gas il controller MGCC determina la quantità di energia che la microgrid deve richiedere al sistema di distribuzione ottimizzando così la produzione locale. L’ottimizzazione avviene mandando segnali di controllo ai controller MC e LC. A livello di mercato il MGCC rappresenta un fornitore di servizi sull’energia che lavora per gli interessi di una o più microgrids; organizza la fornitura di energia valutando i prezzi di mercato, l’apporto delle micro-generazione, i carichi esterni.

Il controller CAMC viene installato a livello di bus a media tensione di una sottostazione AT / MT e serve da interfaccia al sistema di gestione di distribuzione con lo scopo di controllare le diverse microgrids attive a bassa tensione.

Di seguito saranno analizzati i due diversi approcci descritti.

2.5.1 Il controllo centralizzato

Il sistema può essere rappresentato con una topologia a stella in cui si ha un controllore centrale che è in comunicazione con tutti gli attuatori ed i sensori della rete. Il controllore centrale, in questo caso, impartisce ordini a tutti gli altri

22

dispositivi e riceve da essi informazioni sullo stato in base alle quali stabilisce le azioni di controllo.

Attraverso una filosofia di controllo centralizzato, il CAMC ottimizza lo scambio di potenza con la rete centrale mentre massimizza la produzione locale in funzione di quelli che sono i prezzi di mercato e i vincoli di sicurezza per la grid stessa. Tutto questo è possibile perché il controllore è in possesso sia delle informazioni più rilevanti delle DER appartenenti alla microgrid e sia le informazioni relative alla microrete.

Quanto detto si realizza attraverso l’assegnazione di adeguati set point alle varie risorse di generazione e ai carichi controllabili posti all’interno della microgrid. Un’architettura di questo tipo può essere adottata quando il numero di dispositivi da gestire ed il numero di informazioni scambiate è molto limitato e quando soltanto uno dei sistemi della rete ha autorità decisionale.

2.5.2 Il controllo decentralizzato

Nel coordinamento decentralizzato ogni unità di generazione è vista come una unità autonoma da un punto di vista decisionale.

La gran parte delle azioni di controllo avviene a livello locale, mentre solo le informazioni fortemente semplificate vengono inviate al coordinatore centrale, che verifica lo stato del sistema e svolge un’azione di coordinamento e/o ottimizzazione globale.

Affinché questo processo possa essere applicato, ogni unità deve essere dotata di misuratori che istante per istante forniscono lo stato delle risorse.

In ottica di mercato ogni unità presenterà una propria offerta, in acquisto o vendita, al gestore di mercato. Un sistema di questo genere consente di

23

suddividere gli oneri computazionali e la mole di dati scambiati tra più sistemi, ma manca di una regia presente invece nelle architetture di tipo centralizzato.

2.6 Gestore economico della Microgrid

Fino ad ora si è analizzato solo gli aspetti tecnici che riguardano le microgrids. In realtà le microgrids per raggiungere i benefici economici, introducono nella rete numerose componenti commerciali. In particolare, intorno alle microgrids esistono interessi di soggetti diversi come per esempio i DSO (operatore del sistema di distribuzione), fornitori di energia che posseggono generatori e unità di accumulo, o anche i “prosumer” (produttori e consumatori di energia a BT) con pannelli fotovoltaici sul tetto o altre sorgenti (micro-eolico, ecc.).

Ovviamente durante la pianificazione tecnica delle MG bisogna considerare anche la funzione economica che esse svolgono, per esempio se si deve raggiungere un certo stato nella rete considerando aspetti di mercato, le transazioni commerciali devono essere eseguite molto rapidamente.

Inoltre gli investimenti nelle microgrids possono essere effettuati da entità diverse come DSO, Fornitori di energia, consumatori finali, IPP (produttori di energia individuale) e altri.

La gestione economica delle microgrids può generare Modelli di Business diversi, in base alla proprietà delle micro-generazioni, che hanno lo scopo di:

 Applicare una strategia valida per raggiungere profitto  Fornire un’organizzazione per valorizzare le risorse

 Individuare i rapporti di interazione tra fornitori e clienti (mercato) I possibili modelli di Business sono tre:

24

 DSOs (Sistema Gerarchico DSO)

 Consumatori finali (Consorzio di Prosumer)  IPP (Mercato Libero)

Direttamente collegato con il modello di business da adottare è il modello di pianificazione.

I punti di partenza possono essere infatti estremamente diversi per microgrids diverse. Per esempio, una microgrid può essere concepita come una rete completamente nuova per una città già ben strutturata o una regione non elettrificata. Oppure, il concetto di microgrid potrebbe essere introdotto in una rete di distribuzione dove i carichi sono sempre crescenti e le infrastrutture sono “vecchie”.

Infine, il concetto di microgrid potrebbe essere applicato ad una rete a bassa tensione con massiccia diffusione di energia rinnovabile e seri problemi di qualità della fornitura.

25

3 Mercato Elettrico

3.1 Introduzione

Il Mercato Elettrico o Borsa Elettrica o IPEX (Italian Power Exchange) nasce in Italia il primo aprile 2004 a seguito dell’approvazione da parte del Governo e dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas dei provvedimenti attuativi del D. Lgs. n. 79/99 (cd “Decreto Bersani”) che ha attuato la riforma strutturale del settore elettrico.

Il Mercato Elettrico è un marketplace telematico per la negoziazione dell’energia elettrica all’ingrosso, nel quale il prezzo dell’energia corrisponde al prezzo di equilibrio ottenuto dall’incontro tra le quantità di energia elettrica domandate e quelle offerte dagli operatori che vi partecipano.

È un vero e proprio mercato fisico dove si definiscono i programmi di immissione e di prelievo dell’energia elettrica nella (e dalla) rete secondo il criterio di merito economico. La Borsa Elettrica non è un mercato obbligatorio: gli operatori, infatti, possono concludere contratti di compravendita anche al di fuori della piattaforma di borsa, attraverso i cosiddetti contratti bilaterali (OTC).

3.2 Organizzazione del mercato elettrico

Il sistema elettrico nazionale è un sistema a rete organizzato in cui, in un contesto di libero mercato dell’energia, le attività che lo caratterizzano sono distinte e

26

svolte da soggetti diversi. Le attività riguardano la produzione, la trasmissione e la distribuzione di energia elettrica.

La produzione di energia, attività liberalizzata, prevede la trasformazione nelle centrali elettriche, ossia nei centri di produzione, delle fonti primarie di energia in elettricità per poi trasferirla alle zone di consumo attraverso un sistema a rete composto da linee, stazioni elettriche e di trasformazione.

La trasmissione, attività regolata, permette il trasporto dell’energia dai centri di produzione disseminati sul territorio, o importata dall’estero, ai centri di consumo. La rete funziona come un sistema di vasi comunicanti, nel quale tutta l’energia immessa viene prelevata, senza che sia possibile stabilire da quale impianto provenga l’energia consumata. L’ultima fase che conclude la filiera del sistema elettrico nazionale è rappresentata dalla distribuzione, anch’essa attività regolata, che consiste nella consegna di elettricità in media e bassa tensione agli utenti.

3.2.1 I vincoli tecnici del sistema elettrico

Il sistema a rete, che caratterizza il sistema elettrico nazionale, prevede che le attività di trasmissione e dispacciamento siano soggette a vincoli tecnici molto stringenti, quali:

 la richiesta di un bilanciamento istantaneo e continuo tra le quantità di energia immessa in rete e quelle prelevate dalla rete, al netto delle perdite di trasporto e distribuzione;

 il mantenimento della frequenza e della tensione dell’energia in rete all’interno di un intervallo ristrettissimo, per tutelare la sicurezza degli impianti;

27

 la necessità che i flussi di energia su ogni singolo elettrodotto non superino i limiti massimi di transito ammissibili sull’elettrodotto stesso.

Deviazioni anche minime da uno qualsiasi dei parametri sopra indicati, per più di qualche secondo, possono condurre rapidamente a stati di crisi del sistema. Le caratteristiche delle tecnologie e le modalità con cui l’energia elettrica viene prodotta, trasportata e consumata rendono ulteriormente complicato il rispetto di questi vincoli.

In particolare, le difficoltà originano da tre fattori:

 variabilità, inelasticità e non razionabilità della domanda: la richiesta di potenza sulla rete esibisce una notevole variabilità di breve periodo (oraria) e di medio periodo (settimanale e stagionale);

 assenza di stoccaggi e vincoli dinamici all’adeguamento in tempo reale dell’offerta: l’energia elettrica non può essere immagazzinata in quantità significative, se non, indirettamente, e nel caso della tipologia di impianti idroelettrici “a bacino”, attraverso la quantità d’acqua contenuta nei bacini stessi; inoltre gli impianti elettrici hanno limiti minimi e massimi alla potenza erogabile nonché tempi minimi di accensione e variazione della potenza erogata;

 esternalità sulla rete: una volta immessa in rete, l’energia impegna tutti gli elettrodotti disponibili come in un sistema di vasi comunicanti, ripartendosi secondo complesse leggi fisiche determinate dall’equilibrio di immissioni e prelievi; ciò rende non tracciabile il percorso dell’energia per cui ogni squilibrio locale, non tempestivamente compensato, si propaga su tutta la rete attraverso variazioni di tensione e frequenza.

28

3.2.2 La gestione del sistema elettrico

L’elevato grado di complessità e coordinamento necessari a garantire il funzionamento del sistema, impongono l’individuazione di un coordinatore centrale dotato di un potere di controllo su tutti gli impianti di produzione facenti parte del sistema. Tale soggetto, noto come dispacciatore, rappresenta il fulcro del sistema elettrico ed ha il compito di assicurarne il funzionamento nelle condizioni di massima sicurezza per garantire la continuità e la qualità del servizio. Esso, infatti, garantisce che la produzione eguagli sempre il consumo e che la frequenza e la tensione non si discostino dai valori ottimali, nel rispetto dei limiti di transito sulle reti e dei vincoli dinamici sugli impianti di generazione. Il dispacciatore svolge pertanto l’attività di Bilanciamento del sistema in tempo reale (c.d. balancing). Il necessario equilibrio tra immissioni e prelievi in ogni istante ed in ogni nodo della rete, è garantito dai sistemi di regolazione e controllo automatici delle unità di produzione (c.d. riserva primaria e secondaria), che aumentano o riducono l’immissione in rete in modo da compensare ogni squilibrio sulla rete stessa. Il dispacciatore interviene attivamente - inviando alle unità di riserva terziaria ordini di accensione, aumento o riduzione della potenza erogata solo quando i margini operativi dei sistemi di regolazione automatici sono inferiori agli standard di sicurezza al fine di reintegrarli.

3.3 L’articolazione del mercato elettrico

Il Mercato Elettrico si compone di una serie di sessioni di mercato, ossia di un insieme di attività finalizzate al ricevimento e alla gestione delle offerte, nonché alla determinazione dell’esito del mercato.

Le offerte sono costituite da coppie di quantità e di prezzo unitario di energia elettrica (MWh; €/MWh) ed esprimono la disponibilità a vendere (o comprare)

29

una quantità di energia non superiore a quella specificata nell’offerta ad un prezzo non inferiore (o non superiore) a quello specificato nell’offerta stessa. Il prezzo e le quantità non devono essere negativi e le offerte di acquisto possono anche non specificare alcun prezzo di acquisto (tranne che per MSD), esprimendo in tal caso la disponibilità dell’operatore ad acquistare energia a qualunque prezzo.

Il Mercato Elettrico si articola in:

 Mercato Elettrico a Pronti (MPE);  Mercato Elettrico a Termine (MTE);

 Piattaforma per la consegna fisica dei contratti finanziari.

30

3.3.1 Il Mercato Elettrico a Pronti (MPE)

Il Mercato Elettrico a Pronti è articolato in tre sottomercati:

 il Mercato del Giorno Prima (MGP), dove i produttori, i grossisti e i clienti finali idonei possono vendere/acquistare energia elettrica per il giorno successivo;

 il Mercato Infragiornaliero (MI), che permette a produttori, grossisti e clienti finali idonei di modificare i programmi di immissione/prelievo determinati su MGP. Il mercato è strutturato in quattro sessioni: le prime due organizzate nel giorno d-1 a valle del MGP (MI1 e MI2), e le seconde due, sessioni infragionaliere (MI3 e MI4), organizzate nel giorno d;

 il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD), sul quale Terna S.p.A si approvvigiona dei servizi di dispacciamento necessari alla gestione e al controllo del sistema elettrico. La disponibilità di un’idonea quantità di riserva è garantita da Terna attraverso la selezione di offerte di variazione dei programmi presentate dagli operatori. Sul mercato del servizio di dispacciamento, vengono svolte le attività di raccolta delle offerte e la comunicazione degli esiti per quanto concerne l’accettazione delle offerte. La riserva è eventualmente utilizzata da Terna in tempo reale in funzione di bilanciamento. Si articola in una sessione ex ante, finalizzata all’acquisto dei servizi di risoluzione delle congestioni e di riserva, e in una seconda fase infragiornaliera di accettazione delle stesse offerte a fini di bilanciamento (MB). In particolare, il MSD ex ante è articolato in tre sottofasi di programmazione (MSD1, MSD2 e MSD3) e il MB in 5 sessioni.

31

Figura 6 Struttura del Mercato a Pronti

Il Mercato del Giorno Prima (MGP) è un mercato per lo scambio di energia elettrica all’ingrosso dove si negoziano blocchi orari di energia elettrica per il giorno successivo, nel quale si definiscono i prezzi e le quantità scambiate e i programmi di immissione e prelievo per il giorno dopo.

Il MGP è organizzato secondo un modello di asta implicita e ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita di energia elettrica.

La controparte centrale per le operazioni di acquisto e vendita sul MGP è il GME. Ciascuna offerta di vendita e di acquisto presentata deve essere coerente con le potenzialità di immissione o prelievo del punto di offerta a cui essa è riferita e soprattutto deve corrispondere alla effettiva volontà di immettere o prelevare l’energia elettrica oggetto dell’offerta stessa.

Le offerte sono accettate dopo la chiusura della seduta di mercato sulla base del merito economico e nel rispetto dei limiti di transito tra le zone.

Prima della seduta del MGP, il GME rende disponibili agli operatori le informazioni che riguardano il fabbisogno di energia previsto per ogni ora e ogni zona e i limiti massimi di transito ammessi tra zone limitrofe per ogni ora e per ogni coppia di zone.

32

Terminata la seduta di presentazione delle offerte, il GME attiva il processo per la risoluzione del mercato. Per ogni ora del giorno successivo, l’algoritmo del mercato accetta le offerte in maniera da massimizzare il valore delle contrattazioni, nel rispetto dei limiti massimi di transito tra zone.

Il processo di accettazione può essere, schematicamente, riassunto come segue: tutte le offerte di vendita valide e congrue ricevute vengono ordinate per prezzo crescente in una curva di offerta aggregata e le offerte di acquisto valide e congrue ricevute sono ordinate per prezzo decrescente in una curva di domanda aggregata. L’intersezione delle due curve determina: la quantità complessivamente scambiata, il prezzo di equilibrio, le offerte accettate e i programmi di immissione e prelievo ottenuti come somma delle offerte accettate riferite, in una stessa ora, ad uno stesso punto di offerta.

Se i flussi sulla rete derivanti dai programmi non violano nessun limite di transito, il prezzo di equilibrio è unico in tutte le zone e pari a P*. Le offerte accettate sono quelle con prezzo di vendita non superiore a P* e con prezzo di acquisto non inferiore a P*.

Se almeno un limite risulta violato, l’algoritmo “separa” il mercato in due zone di mercato - una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo

33

e una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo – e ripete in ciascuna il processo di incrocio sopra descritto, costruendo, per ciascuna zona di mercato, una curva di offerta (che include tutte le offerte di vendita presentate nella zona stessa nonché la quantità massima importata) ed una curva di domanda (che include tutte le offerte di acquisto presentate nella zona stessa, nonché una quantità pari alla quantità massima esportata). L’esito è un prezzo di equilibrio zonale (Pz) diverso nelle due zone di mercato. In particolare, il Pz è maggiore nella zona di mercato importatrice ed è minore in quella esportatrice. Se a seguito di questa soluzione risultano violati ulteriori vincoli di transito all’interno di ciascuna zona di mercato, il processo di suddivisione, ovvero “market splitting”, si ripete anche all’interno di tale zona fino ad ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete.

Riguardo al prezzo dell’energia destinata al consumo in Italia, il GME ha implementato un algoritmo che, a fronte di prezzi differenziati per zona, prevede l’applicazione di un Prezzo Unico di acquisto su base Nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi zonali. Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone geografiche nazionali. A tutti i punti di offerta in immissione, misti e in prelievo appartenenti alle zone virtuali estere, invece, si applica il Pz sia in vendita che in acquisto.

Il meccanismo di “market splitting” descritto precedentemente costituisce un’asta implicita non discriminatoria per l’assegnazione dei diritti di transito. L’energia scambiata in virtù di negoziazioni bilaterali registrate sulla PCE (Piattaforma dei Conti Energia) partecipa al processo sopra descritto, sia perché concorre ad impegnare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti, sia perché contribuisce a determinare le quantità di ponderazione del Prezzo Unico Nazionale. I programmi registrati sulla PCE vengono inviati

34

sul MGP nella forma di offerte e concorrono alla determinazione degli esiti del MGP stesso.

3.3.2 Il Mercato a Termine dell’energia Elettrica (MTE)

Il Mercato Elettrico a Termine (MTE) è la sede per la negoziazione di contratti a termine dell’energia elettrica con obbligo di consegna e ritiro della stessa, a cui possono partecipare tutti gli operatori ammessi al Mercato Elettrico.

Su tale mercato il GME si pone come controparte centrale e registra sulla PCE - al termine del relativo periodo di negoziazione, ovvero, durante lo stesso, a seguito di apposita richiesta dell’operatore - la posizione netta in consegna, corrispondente alle transazioni in acquisto e vendita concluse dall’operatore sul MTE, essendo il GME operatore di mercato qualificato e per questo titolare di un conto energia sulla PCE.

Le negoziazioni su MTE si svolgono in modalità continua e le sessioni si svolgono dalle ore 9.00 e fino alle ore 17.30 dei giorni di mercato, salvo il penultimo giorno di mercato aperto di ciascun mese, quando l’orario di chiusura della sessione viene anticipato alle ore 14.00. Su MTE sono negoziabili due tipologie di contratti la cui quantità di energia sottostante è fissata dal GME in misura pari a 1 MW, moltiplicato per i periodi rilevanti sottostanti il contratto medesimo. Le tipologie sono:

 Baseload, il cui sottostante è l’energia elettrica da consegnare in tutti i periodi rilevanti dei giorni appartenenti al periodo di consegna;

 Peakload, il cui sottostante è l’energia elettrica da consegnare nei periodi rilevanti dal nono al ventesimo dei giorni appartenenti al periodo di consegna, esclusi il sabato e la domenica.

35

Tali tipologie di contratti sono negoziabili con i seguenti periodi di consegna: mese, trimestre e anno.

Gli operatori partecipano presentando proposte nelle quali indicano tipologia e periodo di consegna dei contratti, numero dei contratti, prezzo al quale sono disposti ad acquistare/vendere.

Il GME organizza un book di negoziazione per ciascuna tipologia di contratto e per ciascun periodo di consegna. Su tale book le offerte sono ordinate sulla base del prezzo: in ordine decrescente per le offerte di acquisto e in ordine crescente per le offerte di vendita. A parità di prezzo vale la priorità temporale di immissione dell’offerta. Le offerte senza limite di prezzo hanno priorità massima di prezzo.

36

4 Caso studio

4.1 Introduzione

Il presente documento propone un metodo stocastico per ottimizzare il dimensionamento di una mini-rete interconnessa alla rete (grid connected) composta da un impianto fotovoltaico, una batteria al litio, un generatore diesel ed una determinata quantità di carico interno. Una procedura di ottimizzazione di sciami di particelle (PSO) viene applicata al dimensionamento ottimale dei componenti, in combinazione con una tecnica Monte Carlo finalizzata a gestire le incertezze di produzione, irradianza e carico per migliorare l'accuratezza della valutazione della redditività e quindi della metodologia di dimensionamento. Viene discusso un case study per una possibile mini-rete situata in Puglia. Il (PSO) minimizza il costo netto attuale (NPC) della mini-rete, considerando i costi delle risorse, del combustibile, delle attività di manutenzione, nonché il valore economico delle eventuali penali di sovrapproduzione e sottoproduzione e taglio del carico. I costi operativi e di ricambio vengono valutati utilizzando diverse simulazioni Monte Carlo dello stesso anno. Ogni ora, si cerca di rispettare la curva di produzione secondo una lista di priorità.

4.2 Sito

Il caso studio discusso in questa sezione è calibrato su una possibile minigrid interconnessa in rete installata nell’area limitrofa di Grottaglie, in Puglia (40.32 N, 17.26 E, time zone 2), atta ad alimentare carichi principalmente residenziali.

37

4.3 Struttura della microgrid

Le microgrid possono contare sulle seguenti tre configurazioni principali:  AC Bus: tutta la generazione è accoppiata al bus AC.

 DC Bus: è disponibile un bus di distribuzione DC e l'intera generazione di elettricità è accoppiata a questo livello.

 Ibrido: in questa configurazione, la generazione di elettricità è accoppiata sia al bus DC che a quello AC.

Secondo The Alliance for Rural Electrification (ARE), la scelta tra le tre configurazioni è legata a diversi fattori tecnici, geografici e socioeconomici relativi ma non limitati al profilo di carico, alle fonti rinnovabili disponibili e alla rete di distribuzione.

La domanda di carico molto bassa può essere coperta da reti completamente DC senza l’utilizzo di carichi AC. Per le zone residenziali, le applicazioni industriali e commerciali, le reti in corrente alternata sono preferibili, attualmente, a causa delle dimensioni e del prezzo degli apparecchi AC e ai costi più elevati per i

38

convertitori e la protezione in corrente continua. Le aspettative future vedono un'inversione del processo, dovuta alla maggiore efficienza che la rete DC può introdurre nel sistema di alimentazione. Alcune fonti rinnovabili forniscono alimentazione direttamente in DC, mentre i generatori elettromeccanici spesso in AC.

Proprio per le seguenti motivazioni, si è considerato di utilizzare sostanzialmente un sistema ibrido, costituito da un bus DC e da uno AC. Si può osservare, infatti, che al bus DC sono collegati, con i relativi convertitori DC-DC, l’impianto fotovoltaico e il pacco batteria BESS; successivamente questo bus si mette in comunicazione con quello AC (mediante un inverter DC-AC) con l’aggiunta del generatore diesel e del carico.

Tramite, poi, il PCC (punto di accoppiamento comune) sul bus AC della microgrid, questa viene collegata alla rete elettrica mediante un trasformatore.

4.4 Sistema di accumulo (BESS)

I sistemi BEES possono essere accoppiati con tutte le fonti rinnovabili e non rinnovabili di generazione elettrica grazie alla loro estrema flessibilità di prestazione. Sono particolarmente adatte (anche a confronto con tecnologie più mature di grande taglia quali il pompaggio) perché sono modulari e scalabili su varie taglie, da qualche kW per impianti fotovoltaici di tipo domestico a decine di MW per accoppiamento con parchi eolici, hanno un tempo di risposta molto veloce (meno di 1 s), il tempo di installazione dell’impianto è breve e possono essere installate ovunque, anche in prossimità dei generatori e/o carichi cui sono asserviti.

Diverse tecnologie di batteria sono utilizzate nelle minigrid. La batteria al piombo è la scelta più comune a causa del basso costo di investimento, elevata robustezza e semplicità. Tuttavia, la temperatura di funzionamento, la corrente

39

di carica/scarica e la profondità di scarica influiscono pesantemente sulla durata della batteria. Ciò porta a sovradimensionare la batteria per soddisfare i requisiti di durata del ciclo, ma i costi aumentano. Diverse altre tecnologie sono in crescita per questo tipo di applicazioni, come quelle NaCl, quelle redox al vanadio e quelle al litio. Le batterie al litio hanno un alto valore di numero di cicli, potenza, densità energetica ed efficienza, ma sono costose. L'elevata densità di energia consente di ridurre, però, peso e volume dei componenti, portando così a semplificare il trasporto e risparmiare sia nei costi di costruzione che di spedizione.

Figura 9 Caratteristiche tipologie di BESS

Di conseguenza, la scelta più equilibrata per lo storage è ricaduta proprio sulla batteria a litio.

4.5 Generatore diesel

Si è scelto di utilizzare un generatore diesel come fonte a combustibile fossile, principalmente, per la sua elevata affidabilità e per la possibilità di funzionamento variabile. Ovviamente, a tutto ciò si aggiungono dei costi di investimento inferiori rispetto ad altri generatori controllabili, e la possibilità di poter avviare la macchina in modo molto rapido, andando a diminuire

40

notevolmente il ritardo nell’accensione, che soprattutto in questo caso di alta aleatorietà, non è un elemento da trascurare.

A livello di consumi specifici, questi variano di poco rispetto alla taglia del gruppo elettrogeno preso in considerazione.

In questo caso studio, si è andato a considerare un generatore diesel con taglia da 2 MW, e tramite analisi di letteratura, si è andato a ricavare il consumo specifico di combustibile [l/kWh]. Ovviamente, questo varia in base al carico di lavoro della macchina e quindi all’efficienza.

Qui è riportato un grafico dell’andamento del consumo specifico alla variazione del carico di lavoro e dell’efficienza:

Figura 10 Consumo specifico generatore diesel

Il costo del combustibile considerato per il suddetto lavoro è: Cost of fuel = 0.75 €/l

Per quanto riguarda, invece, i rendimenti dei singoli componenti si è preso in considerazione i seguenti valori:

41

BESS Inverter DC-DC Diesel gen.

Efficienza 0,96 0,96 0,98 Figura

precedente

4.6 Impianto fotovoltaico

La fonte fotovoltaica è ampiamente disponibile con un'elevata irradiazione, nella zona considerata, ed è meno dipendente dal sito rispetto alle centrali eoliche e alle piccole centrali idroelettriche. Inoltre, questa ha anche una minor aleatorietà, visto la possibilità di previsione molto precisa.

Il dimensionamento ottimale dei componenti della minigrid richiede una stima del profilo di potenza giornaliero delle fonti rinnovabili disponibili sul sito, con intervalli di almeno un'ora.

L'irradianza può essere modellata come la combinazione di una componente deterministica dovuta al movimento astronomico e una componente stocastica dovuta alla copertura del cielo. L'algoritmo sviluppato da Graham può modellare la variabilità mensile, giornaliera e oraria utilizzando una configurazione a due stadi con i modelli ARMA. Questa metodologia può essere facilmente calibrata su ogni sito, portando così a un modello generalizzato che approssima diverse aree geografiche. Infatti, variando i dati in ingresso al modello quali le coordinate del luogo preso in considerazione (latitudine, longitudine e time zone) e il clearness index medio mensile (Kt), si va a generalizzare l’utilizzo del modello ARMA. Inoltre, più profili Monte Carlo sintetizzati con il metodo Graham possono essere utilizzati per scopi di ottimizzazione al fine di migliorare la metodologia di dimensionamento.

La temperatura dei moduli fotovoltaici può essere stimata dall'irraggiamento solare e dalla temperatura ambiente.

42

4.6.1 Modello ARMA

Il modello autoregressivo a media mobile, detto anche ARMA, è un tipo di modello matematico lineare che fornisce istante per istante un valore di uscita basandosi sui precedenti valori in entrata e in uscita.

Si considera il sistema da descrivere come un'entità che, istante per istante, riceve un valore in entrata (input) e ne genera uno in uscita (output), calcolati in base a dei parametri interni che variano a loro volta in base a leggi lineari. Ogni parametro interno, dunque, verrà ad ogni istante posto uguale a una combinazione lineare di tutti parametri interni dell'istante precedente e del valore in entrata, e il valore in uscita sarà a sua volta una combinazione lineare dei parametri interni e in rari casi anche di quello in entrata; in tal caso si parla di modello improprio, la cui caratteristica principale è di rispondere istantaneamente alle variazioni dell'input e dare luogo a anomalie nel calcolo qualora fosse collegato ad anello con altri sistemi impropri.

Algebricamente, i valori in ingresso e in uscita in un dato istante sono due scalari e i parametri interni formano un vettore. Lo scalare in uscita è il prodotto tra il vettore dei parametri e un vettore fisso facente parte del modello e di dimensione uguale al numero dei parametri sommato all'ingresso moltiplicata per un coefficiente che nei sistemi impropri è diverso da 0. Il vettore dei parametri è in ogni istante calcolato come la somma dello scalare in ingresso per un vettore e il precedente vettore dei parametri moltiplicato per una matrice.

Un modello ARMA ha diverse caratteristiche che lo rendono semplice da analizzare:

 linearità: moltiplicando tutti i valori in ingresso per un fattore k anche l'uscita risulterà moltiplicata per tale valore. Sommando due sequenze di

43

valori in input si otterrà in output la somma delle sequenze di output che si sarebbero ottenute fornendo i due input indipendentemente.

 tempo invarianza: una certa sequenza in input darà una certa sequenza in output indipendentemente dalla quantità di istanti trascorsi dall'istante zero. Lo stesso concetto di "istante zero" è puramente convenzionale poiché il sistema tende a "dimenticare" il passato, ossia ad esserne influenzato in maniera esponenzialmente decrescente nel corso del tempo (caratteristica detta "evanescenza").

Data una serie storica di valori di Xt , il modello di ARMA è uno strumento per analizzare e predire dei valori futuri e consiste di due parti, ossia una parte autoregressiva (AR) e di una parte di media mobile (MA).

Il modello è solitamente indicato con ARMA (p,q) dove p è l'ordine della parte autoregressiva e q è l'ordine della parte media mobile.

Il modello AR (p) è scritto:

dove φ1,… φi sono parametri, c è una costante, e la variabile εt è un rumore

bianco .

Il modello MA (q) è scritto:

dove θ1 , ..., θq sono i parametri del modello, μ è l'aspettativa di Xt (spesso assunto uguale a 0) e il εt , εt-1 sono ancora, termini di errore del rumore bianco.

44

4.6.2 Clearness index (Kt)

Come detto nell’introduzione, si vanno a calcolare i valori mensili medi del clearness index del sito prescelto, in modo da simulare l’andamento della irradianza [W/m2_{] nel corso del tempo. Infatti, è ormai semplice trovare serie}

storiche di radiazione solare globale media mensile misurata al suolo per determinare questo coefficiente. Infatti, il Kt non è altro che rapporto fra la radiazione globale incidente sul piano orizzontale terrestre (I) e la radiazione globale extraterrestre sull’orizzontale (I0):

Esprime, perciò, il valore percentuale della quantità d'energia solare arrivata al suolo.

Quindi, conoscendo i valori medi mensili della radiazione globale sul piano orizzontale e di quella extraterrestre, il clearness index viene calcolato facilmente.

4.6.3 Radiazione globale extraterrestre

Il sole irradia energia dall’interno del nucleo poiché avvengono continuamente delle reazioni di fusione termonucleare che convertono massa in energia.

La costante solare, Isc ovvero l’energia irraggiata dal sole nell’unità di tempo su

di una superficie unitaria della terra al di sopra dell’atmosfera, in direzione normale alla direzione dei raggi solari è data da un intervallo tra 1325-1417 W/m2_.

45

La variazione di Isc dipende da vari fenomeni, tra cui il più importante è la

variazione della distanza sole terra che è massima nel solstizio d’estate e minima nel solstizio d’inverno.

Nei calcoli si considera il valore medio WRC pari a Isc = 1367 W/m2

Considerato che l’orbita terrestre è eccentrica, la distanza Terra-Sole varia nel corso dell’anno. Una superficie posta lungo l’orbita terrestre risente di questa variazione e di conseguenza l’energia incidente sulla superficie normale ai raggi solari Ien può essere calcolata, giorno dopo giorno, mediante la seguente relazione

approssimata che tiene conto del fattore di correzione per l’eccentricità dell’orbita:

dove:

n = progressivo numero dei giorni dell’anno (n=1…365)

Se ci troviamo in una località qualunque della Terra lungo un parallelo di latitudine φ, una superficie orizzontale posta oltre l’atmosfera riceverà una intensità della radiazione solare dipendente dall’angolo di incidenza dei raggi solari, i quali variano a causa della variazione della declinazione e della rotazione della Terra intorno al proprio asse. L’intensità I0 della radiazione solare

extra-atmosferica incidente su una superficie orizzontale che si muove solidale con la Terra è determinata dalla seguente relazione:

46

Dove:

δ declinazione φ latitudine ω angolo orario

L’angolo orario è formato dal piano meridiano passante per l’osservatore con il piano meridiano passante per il sole.

Figura 11 Angolo orario

Esso varia, durante la giornata, con una velocità costante di 15 gradi/ora (la rotazione della Terra (360 gradi) avviene in 24 ore; vale zero a mezzogiorno e aumenta di 15° ogni ora a partire da mezzogiorno. Con valori positivi prima di mezzogiorno e negativi dopo. Esso si calcola, quindi:

dove h = ora vera solare espressa in ore decimalizzate e assume valori nel range da +180 a - 180.

La declinazione solare, invece, rappresenta l'angolo che la direzione dei raggi solari forma a mezzogiorno, sul meridiano considerato, col piano equatoriale; ovvero anche pari all'angolo che i raggi solari formano a mezzogiorno con la direzione dello zenit sull'equatore e coincide inoltre con la latitudine geografica alla quale in un determinato giorno dell'anno il sole a mezzogiorno sta sullo zenit.

47

Figura 12 Declinazione solare

Il valore della declinazione si può esprimere mediante l’equazione approssimata di Cooper (1986),

Dove: n = numero progressivo dei giorni dell’anno 1...365.

4.6.4 Radiazione solare globale al suolo

Una considerevole frazione della radiazione solare che giunge nella parte

superiore dell’atmosfera viene da essa assorbita e riflessa, cosicché solo il 51% circa della radiazione solare complessiva riesce a raggiungere la superficie terrestre. La radiazione solare al suolo globale somma dei contributi di radiazione diretta, diffusa e riflessa, è il flusso di energia, sotto forma di onde elettromagnetiche, che raggiunge la superficie terrestre ed è misurata generalmente in W/m2_{. Serie temporali di radiazione solare al suolo stimata si}

possono trovare, ad esempio, sull’Atlante Italiano della Radiazione Solare dell’ENEA. Le radiazioni assorbite dal suolo riscaldano la Terra, che a sua volta, irradia energia verso l’esterno sotto forma di onde elettromagnetiche (infrarossi). La frazione di potenza termica assorbita dall’atmosfera viene a sua volta riemessa in parte verso l’esterno e in parte verso il suolo terrestre, ulteriormente riscaldato

48

anche da questa frazione di radiazione. L’atmosfera quindi impedisce la dispersione delle radiazioni emesse dal suolo, fenomeno noto come “effetto serra”.

Si può riassumere che la radiazione solare globale al suolo si compone di tre parti principali: la radiazione diretta, ovvero quella che trasmessa arriva a terra in linea con il disco solare (ID); la radiazione diffusa, ovvero la quota di radiazione che

subisce l’attenuazione del flusso diretto a causa dell’assorbimento e della riflessione dell’atmosfera (IS); la radiazione riflessa, ovvero la parte di radiazione

che risente delle caratteristiche del terreno circostante (albedo) (R).

𝐼 = 𝐼_𝐷+ 𝐼_𝑆 + 𝑅

4.6.5 Disponibilità radiazione solare

Visto il sito considerato, con i relativi valori di latitudine e longitudine, oltre al time zone si è andato a determinare l’andamento di produzione da radiazione solare nel corso di un anno, attraverso l’input del clearness index calcolato precedentemente, determinato a sua volta dalla determinazione della irradianza globale extraterrestre e della irradianza globale media mensile al suolo. Quest’ultima la si può osservare dal seguente grafico, per ogni mese dell’anno:

49

Figura 13 Profilo di irradianza globale media mensile

Perciò, l’andamento della potenza ottenibile dalla fonte rinnovabile risulta essere la seguente (preso in considerazione solo il mese di gennaio):

Figura 14 Producibilitò di potenza fotovoltaica nel mese di gennaio

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Irradianza globale media mensile [W/m

_]

Gennaio Febbraio Marzo Aprile

Maggio Giugno Luglio Agosto