Verso infrastrutture intelligenti per le utility

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1 Verso infrastrutture intelligenti per le utility Smart Metering in reti di distribuzione attive: tecnologie per il monitoraggio basate sulla misura dei sincrofasori Prof. C.A. Nucci, Prof. A. Borghetti, Ing. Mario Paolone Dip. Ing. Elettrica, Università di Bologna Fondazione Ugo Bordoni, Roma, 22 Aprile, 2010

2 Indice Introduzione Requisiti per l utilizzo della tecnologia basata sulle PMU in reti elettriche di distribuzione Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Applicazione sperimentale Conclusioni

3 Indice Introduzione Requisiti per l utilizzo della tecnologia basata sulle PMU in reti elettriche di distribuzione Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Applicazione sperimentale Conclusioni

4 Introduzione I Sistemi Elettrici sono sempre stati smart (e.g. reti di trasmissione), tuttavia, in virtù delle caratteristiche dei sistemi di generazione distribuita, èla parte dell infrastruttura elettrica che necessita la maggiore introduzione di intelligenza èproprio la distribuzione. Inoltre, la cosiddetta customer participation/demand Side Management (DSM) agirà soprattutto a livello della distribuzione (e.g. TCP IP applicato ai carichi elettrici). Un ulteriore motivo a favore dell adozione del termine Smart Grids èla disponibilità di tecnologie multi agent le quali saranno probabilmente responsabili di un drastico cambiamento nella gestione delle reti a qualsiasi livello di tensione (e.g. concetto di peer to peer applicato alle risorse).

5 Introduzione Controllo ed esercizio delle SmartGrid generazione stocastica; gestione dell accumulo; monitoraggio in tempo reale e stima dello stato; ridefinizione dei livelli gerarchici di controllo; integrazione attiva degli utenti nella rete; power quality; aggiornamento delle protezioni; esercizio in condizioni di emergenza (guasti, blackout, isole di carico); vincoli derivanti da mercati locali.

6 Introduzione Controllo ed esercizio delle SmartGrid generazione stocastica; gestione dell accumulo; monitoraggio in tempo reale e stima dello stato; ridefinizione dei livelli gerarchici di controllo; integrazione attiva degli utenti nella rete; power quality; aggiornamento delle protezioni; esercizio in condizioni di emergenza (guasti, blackout, isole di carico); vincoli derivanti da mercati locali.

7 Introduzione Esempio di distribution management system (e.g., ABB, AREVA, Siemens)

8 Introduzione Nelle reti elettriche di trasmissione il monitoraggio mediante le PMU è realizzato tramite i cosiddetti WAMS (Wide Area Monitoring Systems) tipicamente basati sulla misura dei fasori sincronizzati delle tensioni nodali tramite Remote Terminal Units sincronizzate con il protocollo UTC GPS (Universal Time Code Global Positioning System).

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10 Requisiti per l utilizzo di PMU in reti elettriche di distribuzione Caratteristiche peculiari delle reti di distribuzione: elevante impedenze p.u.l. dei feeder; ridotti valori di flussi di potenza; elevati valori di distorsione armonica delle tensione. Miglioramento dell accuratezza di stima dei sincrofasori

11 (**) IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems, IEEE Std. C37.118, 2005 Requisiti per l utilizzo di PMU in reti elettriche di distribuzione TVE = ( X r (n) X r ) 2 + X i (n) X i X 2 2 r + X i ( ) 2 Total Vector Error (TVE) (**): ampiezza della differenza tra il fasore teorico ed il fasore vero in per unità rispetto la fasore vero. Limite TVE=1% 60 Hz Δ e = ΔE E * Δθ

12 I 1 P1,, Q 1 Requisiti per l utilizzo di PMU in reti elettriche di distribuzione jx 2 P2, E1 E 2 I, Q 2 Errori nella stima dei fasori: RMS: ΔE fase: Δθ Differenza di fase tra i fasori E1, E 2 δ Δδ=2 Δθ E1, E 2 Δ p Δ q ΔE 2 ΔE = 2Δe = 2Δe 20% 2Δθ Δ p = Δδ δ * 2Δθ Δ q2 = Δδ δ *

13 Indice Introduzione Requisiti per l utilizzo della tecnologia basata sulle PMU in reti elettriche di distribuzione Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Applicazione sperimentale Conclusioni

14 Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Hardware Microcontrollore real-time 400 MHz, storage non-volatile 2 GB, 128 MB DRAM; FPGA bus: 3 Mgate 40 MHz digitalizzarore sincrono 100 khz su FPGA; UTC-GPS time frame su FPGA fornito da un sistema con protocollo IRIG-B GPS 8incertezza temporale di 100 ns). RT μcontroller WLAN 3G GPRS HF 16 bit DAQ FPGA IRIG B GPS

15 Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Struttura dell algoritmo: basata sulla ricostruzione in tempo reale della forma d onda del tono alla frequenza industriale. 1,5 Sampled voltage waveform GPS PPS signal Non sampled waveform Industrial frequency reconstructed tone 1,0 0,5 Voltage [p.u.] 0,0 0,5 θ v(i 1) i 1 i v(i) 1,0 1, Time [ms]

16 Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Caratterizzazione sperimentale: distribuzione errori Segnale con tono singolo 50Hz; Segnali distorti: componenti spettrali corrispondenti a quelle fornite dallo standard EN TVE CPD(TVE) single tone signal distorted signal TVE [%]

17 Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Caratterizzazione sperimentale: distribuzione errori Segnale con tono singolo 50Hz; Segnali distorti: componenti spettrali corrispondenti a quelle fornite dallo standard EN Fase CPD(Phase error) single tone signal distorted signal Phase error [deg]

18 Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Caratterizzazione sperimentale: incertezze (confidenza 90%) Tipo di segnale TVE [%] Incertezza ΔRMS [%] Incertezza Δθ [deg] Tono singolo 50 Hz ±0.011 ± Distorto (componenti spettrali secondo EN 50160) ±0.011 ±0.007 Osservazione: l incertezza associata al riferimento temporale GPS utilizzato è di 100 ns corrispondente ad una incertezza sulla fase, a 50Hz, di deg. Il 30 % dell incertezza sulla fase è dovuto all sincronizzazione temporale.

19 Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Aspetti specifici che coinvolgono direttamente l ICT utilizzo di riferimenti temporali comuni con ridotti valori di incertezza di sincronizzazione (< 100 ns): UTC-GPS; Sincronizzazione mediante orologi al Rubidio; raccolta dati dalle singole RTU, concentramento ed invio al DMS-SCADA analisi delle prestazioni dei: sistemi di telecomunicazione (LAN, WAN, 4G, 3G, Edge, GPRS) protocolli di trasmissione.

20 Indice Introduzione Requisiti per l utilizzo della tecnologia basata sulle PMU in reti elettriche di distribuzione Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Applicazione sperimentale Conclusioni

21 Applicazione sperimentale Centrale a ciclo combinato, taglia 80 MW: due unità a gas aeroderivate (GT) ed una unità a vapore (ST); External transmission network PMU3 BR1 PMU2 Centrale connessa ad una sotto stazione della rete di sub trasmissione (132kV) che alimenta una rete di distribuzione urbana in media tensione; 800 m cable line La centrale è connessa alla sottostazione mediante un collegamento in cavo BR2 GT1 PMU1 BR ST BR2 GT2 La rete di distribuzione (15 kv) è composta da 15 feeders. BR1 GT1 BR1 GT2

22 Applicazione sperimentale Frequenza di rete successiva alla manovra di islanding

23 Applicazione sperimentale Angoli tra i fasori successivi alla manovra di islanding

24 Applicazione sperimentale Angoli dei fasori e frequenza di rete durante la riconnessione

25 Indice Introduzione Requisiti per l utilizzo della tecnologia basata sulle PMU in reti elettriche di distribuzione Algoritmi e prototipi avanzati di PMU Applicazione sperimentale Conclusioni

26 Conclusioni L uso delle PMU in reti attive di distribuzione richiede la definizione di prestazioni specifiche rispetto a quelle attualmente disponibili negli standard internazionali (e.g. IEEE C37.118). Il loro utilizzo richiede l analisi delle prestazioni dei protocolli di sincronizzazione temporale e trasferimento dati. Tale tecnologia è certamente in grado di fornire agli operatori di rete informazioni particolarmente utili alla gestione dell infrastruttura sia in condizioni stazionarie (e.g. gestione di GD) sia di emergenza (blackout, islanding, ripristino).