Grid 2.0

MICRORETI IN CORRENTE CONTINUA
“Grid 2.0”
Luigi Martines, CEO Onda Più
Marco Ferraro, CNR ITAE
24 Settembre 2021

GRID2.0-BTCC
SVILUPPO DI UN MODELLO DI RETE ATTIVA/INTELLIGENTE DI
DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA IN OTTICA GRID DEFECTION PER
EFFETTUARE LA DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA IN BASSA
TENSIONE IN CORRENTE CONTINUA
SOGGETTO PROPONENTE: SINERGIA R&S s.r.l. (capofila), ONDA PIU’ s.r.l.
CODICE domanda: RETI_INT-13
DETERMINAZIONE SARDEGNA RICERCHE N.1436 DEL 31/08/2018
CUP CAPOFILA SINERGIA R&S SRL: G25I18000310006

1. Scenario e contesto aziendale
2. Principali risultati attività progettuali
3. Disseminazione e valorizzazione risultati del progetto
INDICE DEI CONTENUTI

Edison - L'uomo che illuminò il mondo – 2017 – Alfonso Gomez-Rejon

WP1: OPTIMAL DESIGN MICRO RETE E DEFINIZIONE DEI
REQUISITI DEI COMPONENTI INNOVATIVI
L’attività si è pertanto svolta lungo due principali direttrici:
1) Analisi degli apparati utilizzatori, nativamente funzionanti in DC e attualmente alimentati tramite
raddrizzatori.
2) Utilizzo di uno strumento software per la stima di massima del tempo di rientro dell’investimento delle
applicazioni in esame
PERCHÈ?
2021 I carichi alimentati in DC rappresentano già circa
il 20% del consumo totale di energia elettrica
Next Years
Si può prevedere che nei prossimi anni i carichi in DC
raggiungeranno il 50% dei consumi totali.

- Impianto fotovoltaico (selezionato ed acquistato)
- INVERTER “custom” ibrido PV/BATTERIE CONNESSO IN RETE e bidirezionale con capacità di set della
potenza prelevata/immessa e intentional islanding/UPS (funzionalità implementatae dal produttore su specifiche progettuali)
- Battery pack Li-ione
- Micro generatore a celle a combustibile (opzionale non implementato nel dimostratore finale)
- Sistema di controllo e supervisione (sviluppato in seno al progetto in accordo con il fornitore dell’inverter).
- ALIMENTAZIONE CARICHI LOCALI IN DC (24/48V)
- CONTROLLO E PROGRAMMABILITA’ DEI FLUSSI DI ENERGIA SCAMBIATI CON LA RETE

CONFRONTO AC vs DC
Simulazioni in ambiente TRNSYS (Transient Energy System) tra:
• Sistema 1: Edifico residenziale, dotato di un impianto
fotovoltaico con sistema di accumulo e con apparati
utilizzatori alimentati in corrente alternata.
• Sistema 2: Edifico residenziale, dotato di un impianto
fotovoltaico con un sistema di accumulo con apparati
utilizzatori, nativamente funzionanti in DC e attualmente
alimentati tramite raddrizzatori, alimentati in corrente
continua.

Utilizzatori alimentati in Corrente Alternata
• Richiesta di energia elettrica su base annua è pari a 5.290,2 kWhe
• Richiesta su base mensile compresa tra 374,2 kWhe (Aprile) e 572,1
kWhe (Agosto)
Utilizzatori, nativamente funzionanti in DC e attualmente alimentati
tramite raddrizzatori, alimentati in Corrente Continua
• Richiesta di energia elettrica su base annua è pari a 5.063,5 kWhe
• Richiesta su base mensile compresa tra 53,2 kWhe (Novembre) e
554,5 kWhe (Agosto)

Inoltre, a valle delle simulazioni effettuate sono stati calcolati, il bilancio energetico fra energia prodotta e consumata, e i seguenti
indicatori:
• Risparmio energetico conseguito rispetto al sistema di riferimento
• Load cover factor (γload) → Quanto la generazione locale corrisponda alla domanda locale di energia durante un intervallo di
tempo specifico
• No grid interaction probability (PE=0) → Tempo relativo in cui l'energia scambiata tra l’edificio e la rete è uguale a zero
Sistema 2 (DC)
Domanda di
energia [kWh]
Energia prodotta
[kWh] γload[%] PE=0 [%]
Risparmio
energetico [%]
Caso di riferimento 5290,16 0 0 0 0
ESS=0 kWh 5063,46 5099,44 50 21 4
ESS=2,4 kWh 5063,46 5099,44 61 47 4
ESS=4,8 kWh 5063,46 5099,44 71 62 4
ESS=7,2 kWh 5063,46 5099,44 79 72 4
ESS=9,6 kWh 5063,46 5099,44 85 81 4
ESS=12kWh 5063,46 5099,44 87 84 4
ESS=14,4 kWh 5063,46 5099,44 88 85 4
ESS=16,8 kWh 5063,46 5099,44 88 86 4
Il Sistema 2 (DC) consente un risparmio energetico
rispetto al caso di riferimento pari al 4%, dovuto al fatto
che i dispositivi nativamente funzionanti in DC non sono
più alimentati in corrente alternata
Il Sistema 2 (DC) mostra sempre degli indicatori di
corrispondenza tra carico e generazione e di interazione
con la rete migliori rispetto a quelli del Sistema 1 (AC).
Indicatori di flessibilità

Per l’analisi economica sono stati tenuti in considerazione i seguenti costi e ricavi:
• Costo di investimento iniziale (ftv, 290€/kWh; accumulo 450€/kWh; inverter 1050€/corpo; rete cc 1250€/corpo
• Costo di manutenzione ordinaria (50€/kWh/anno) e straordinaria (sostituzione storage)
• Costi dovuti all’energia prelevata dalla rete
• Ricavi dovuti all’energia immessa in rete
• Ricavi dovuti alle detrazioni fiscali
• Costo evitato dovuto all’energia elettrica
AC DC
Confronto tra il valore attuale netto dell’investimento dei due
sistemi investigati considerando nell’analisi sia i ricavi dovuti
all’energia immessa in rete sia i ricavi dovuti alle detrazioni fiscali
Se si confrontano i due sistemi a parità di capacità nominale
del sistema di accumulo, il Sistema 2 (DC) mostra il valore
attuale netto dell’investimento migliore di quello del Sistema
1 (AC) solo nel caso in cui i consumi in DC > 16%
DC 32%
Sgravi fiscali

WP2: SVILUPPO DI SISTEMI DI DIAGNOSI E MISURA PER
RETI DI DISTRIBUZIONE IN CORRENTE CONTINUA
Strategia di gestione
Monitoraggio sia della
produzione che del
consumo di energia elettrica
Rete di sensori/analizzatori che inviano
le grandezze misurate a strumenti di
raccolta e gestione dei dati
Scopo principale → Raccogliere informazioni fondamentali al fine di pianificare interventi di efficientamento e
miglioramento nei consumi in ambito civile, commerciale o industriale.

La scelta del sistema di trasmissione dati influisce sull’affidabilità e sicurezza del sistema di telecontrollo.
Aspetti da valutare
• la copertura dell’area e l’affidabilità della trasmissione
• la quantità di informazioni da trasmettere;
• la possibilità di trasmettere informazioni in modo bidirezionale;
• i costi di gestione, di manutenzione e di installazione;
• la frequenza della trasmissione;
• la licenza delle frequenze di trasmissione.
Azioni da svolgere
• Distribution Automation (DA) → Controllo operativo dell’impianto o della rete elettrica
• Active Demand Control (ADC) → Controllo e programmazione della domanda energetica
• Advanced Meter Reading (AMR) → Misura dei flussi energetici reali e calcolo per la contabilizzazione

Sistema di controllo implementato
Per il controllo da remoto e l’accesso ai dati del server
modbus è stato sviluppato un sistema basato su piattaforma
Telegram costituito da:
• Server modbus TCP tramite gateway Seneca
• Applicazione "ponte" tra bot Telegram e server modbus in
esecuzione su PC laptop con scheda di rete wifi per
connessione a internet
Wireless
5G

WP3: DIMOSTRAZIONE IN AMBIENTE DA LABORATORIO
DI UNA MICRO-RETE INNOVATIVA A SCALA EDILIZIA
Successivamente alla verifica in laboratorio (CNR ITAE), il dimostratore realizzato è stato installato presso il
sito sperimentale di Cagliari ed ivi testato per verificarne la funzionalità.
Verifica del funzionamento dell’inverter in termini di:
• Controllo dei flussi di potenza elettrica attraverso l’interfaccia con la rete elettrica e la sezione in DC,
• Possibilità di ricevere informazioni dal BMS della batteria selezionata
• Limitazione degli stessi flussi in caso di eccessiva scarica della batteria
Hydrogen ready

Predisposizione alimentazione
in DC dei carichi
(frigorifero, luci, televisore)
Impianto fotovoltaico
che alimenta il dimostratore

Sono state validate preliminarmente le seguenti funzioni di base:
• Regolazione della potenza erogata o prelevata alla sezione AC dell’inverter (rete elettrica)
• Regolazione della potenza erogata o prelevata alla sezione DC dell’inverter (carica e scarica della batteria)
• Soddisfacimento del carico elettrico in corrente continua in configurazione di isola (assenza di rete
elettrica);
• Inseguimento di un carico elettrico assegnato (sia in DC in AC, alternativamente)
• Regolazione della carica o scarica della batteria in presenza di una fonte energetica aggiuntiva alla sezione
DC
• Simulazione della comunicazione da parte di un’entità esterna (gestore della rete di distribuzione) per
l’assegnazione di set-point esterni per il supporto al servizio di dispacciamento
• Funzionalità del sistema di alimentazione di un carico a 24Vdc tramite un convertitore step-down 48Vdc-
24Vdc dal bus alimentato determinato dalla sezione DC dell’inverter e dalla batteria
• Monitoraggio del regolatore DC/DC attraverso un interfaccia web.

Sono quindi stati implementati i seguenti scenari di funzionamento:
• Controllo manuale
• Mantenimento
• Autoconsumo
• Sistema isolato (microgrid off-grid)
• Scambio di potenza con la rete secondo un profilo
programmato
• Scambio di potenza con la rete secondo una
richiesta esterna
• Scambio di potenza in modalità resiliente
Scenario 1: Autoconsumo

Funzionalità automatizzata. L’inverter alterna carica e scarica della batteria
entro due valori limiti di SoC, con la possibilità di impostare un tempo limite
per ciascuna fase.
Può essere utilizzato per il mantenimento delle batterie entro un range
controllato e limitato in caso di manutenzioni di impianto per lunghi periodi,
che altrimenti potrebbero determinare la scarica della batteria (a
prescindere dalle specifiche caratteristiche della tecnologia elettrochimica di
accumulo) qualora la stessa batteria venisse scollegata dall’inverter.
Controllo manuale E’ una configurazione utilizzata principalmente per il primo avvio del
sistema, la verifica delle funzionalità di base da parte di un operatore
tecnico e la ripartenza dopo l’eventuale manutenzione.
Mantenimento

Assenza collegamento alla rete elettrica (es: guasto in rete, manutenzione,
isola intenzionale). L’inverter genera la sinusoide verso l’eventuale carico in
AC utilizzando la capacità della batteria e il bus a 48Vdc resta alimentato
Autoconsumo L’inverter utilizza la capacità delle batterie per alimentare il carico a
compensazione (deficit o surplus) della produzione di energia
dall’impianto fotovoltaico. Il transito di potenza elettrica da/verso la rete
sarà (a meno di minime fluttuazioni dovute alla dinamica dei componenti
presenti) nullo.
Sistema isolato (microgrid off-grid)

Pur continuando ad alimentare il carico, l’inverter scambierà potenza con la
rete in base ad un segnale esterno che sarà accettato entro valori limite di
carica e scarica concordati (ad esempio contrattualmente) e leggibili in
tempo reale dall’entità esterna. Tale modalità abilita (una volta stabilita una
corrispondenza tra valore dell’energia e disponibilità di accumulo) la
funzione del mercato di breve termine (intragiornaliero)
Scambio di potenza con la rete secondo
un profilo programmato
L’inverter scambierà potenza in modo programmato con la rete,
continuando ad alimentare il carico tramite le batterie (es. di profilo
assegnato secondo un mercato del giorno prima). E’ possibile assegnare
una priorità di erogazione alla fonte fotovoltaica o alla rete elettrica per
la ricarica delle batterie (per esempio per l’esecuzione di profili di carico
assegnati da un entità esterna) e, analogamente, alla fonte fotovoltaica o
alle batterie per l’erogazione di potenza verso la rete.
Scambio di potenza con la rete secondo
una richiesta esterna

Scambio di potenza in modalità
resiliente
La disponibilità del sistema ad interagire con l’esterno è resa dipendente
da segnali di allerta con finalità di aggiungere caratteristiche di resilienza
all’impianto e alla rete elettrica.
Tramite segnali di allerta meteo il valore minimo SoC al di sopra del quale
è consentito lo scambio viene modificato in funzione dell’aumento della
probabilità che possa accadere una disconnessione accidentale dalla rete
elettrica o un guasto della stessa. In questo modo si preserva la durata
dell’alimentazione del carico interno e si agevola la stima delle necessità
di dispacciamento da parte dell’operatore di rete. Anche in questo caso, il
gestore della rete è informato della disponibilità limitata.

WP4 : DISSEMINAZIONE E VALORIZZAZIONE DEI RISULTATI
DEL PROGETTO
Ricadute del presente progetto R&S in termini di Innovazione
Idea di avere lo stesso tipo di sorgente richiesta dagli utenti, in modo da semplificare una gestione
"intelligente" dei carichi elettrici; ciò consentirà anche una miglioria sia sotto il profilo costruttivo sia sotto
quello energetico di tali utilizzatori con ricadute e benefici soprattutto dal punto di vista del servizio legato
alla qualità dell’energia.
Migliorare il sistema di gestione dell’approvvigionamento del cliente finale: con una riduzione del costo di
generazione/distribuzione del Kwh; per ottenere tale obiettivo si potranno effettuare delle politiche di
sviluppo e consolidamento del mercato inerente il comparto energetico e si effettuerà la riduzione dei costi
legati alla gestione e manutenzione della Rete Elettrica ed alla ottimizzazione dell’energia prodotta dalle
rinnovabili;

WP4 : DISSEMINAZIONE E VALORIZZAZIONE DEI RISULTATI
DEL PROGETTO

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