Durante una sperimentazione condotta a Milano dal PoliGrid nella notte tra l’8 e il 9 settembre, gli inverter degli impianti fotovoltaici del sito hanno fornito alla rete di Unareti 500 kVAr induttivi di regolazione della potenza reattiva. Filippo Bovera, ricercatore del PoliMI e referente PoliGrid, Maurizio Delfanti, professore del PoliMI, e Andrea Scrocca, ricercatore del PoliMI, spiegano a pv magazine Italia come è stato ottenuto il risultato e cosa serve per replicarlo su larga scala.
Qual è il risultato ottenuto e in quali condizioni?
Nella notte tra l’8 e il 9 settembre, PoliGrid, il laboratorio a cielo aperto del Politecnico di Milano, ha fornito alla rete di distribuzione di Milano un servizio di regolazione della potenza reattiva nell’ambito del progetto pilota MindFlex di Unareti.
Il servizio prevedeva un’attivazione di 500 kVAr induttivi per quattro ore consecutive, dall’1:00 alle 5:00, ed è stato erogato utilizzando esclusivamente gli inverter degli impianti fotovoltaici installati presso la PoliGrid.
La corretta erogazione del servizio è stata verificata confrontando la potenza reattiva effettivamente scambiata al punto di connessione con la rete con una baseline, rappresentativa del comportamento che PoliGrid avrebbe avuto in assenza dell’attivazione e calcolata sulla base del comportamento medio registrato nei giorni precedenti.
La sperimentazione costituisce una delle attività condotte nell’ambito del progetto SIMBIOsi finanziato dal MASE e partecipato, oltre che da Politecnico di Milano, anche da A2A, Leap, Loccioni e Terna.
Perché è rilevante?
L’aspetto particolarmente interessante è proprio l’utilizzo notturno degli inverter fotovoltaici. Durante queste ore, infatti, gli inverter non sono impegnati nella conversione della potenza attiva prodotta dai moduli, ma la loro capacità può essere sfruttata per fornire servizi di regolazione della potenza reattiva alla rete.
Nel nostro caso, questo ha permesso di valorizzare asset già installati a fronte di costi di erogazione molto contenuti, legati principalmente alle perdite e all’usura degli inverter, generando al tempo stesso un beneficio economico per il Politecnico. Il servizio era stato infatti approvvigionato da Unareti attraverso il mercato del progetto pilota MindFlex, che prevede una remunerazione per la disponibilità, espressa in €/kVAr/h, riconosciuta per la finestra di disponibilità contrattualizzata, in questo caso la fascia F3 (dalle 23:00 alle 7:00 nei giorni feriali).
Più in generale, la sperimentazione mostra come le risorse distribuite, spesso considerate una fonte di nuove complessità per la gestione delle reti elettriche, possano diventare esse stesse parte della soluzione. Se opportunamente controllati e coordinati, gli inverter già presenti nelle reti di distribuzione possono mettere a disposizione capacità utile per la regolazione della tensione e della potenza reattiva, migliorando la qualità del servizio e contribuendo potenzialmente a ridurre le perdite di rete e, di conseguenza, i costi complessivi del sistema.
Quali sono a oggi i limiti nel poterlo replicare su larga scala?
Dal punto di vista strettamente tecnologico, la capacità degli inverter fotovoltaici di regolare la potenza reattiva non rappresenta di per sé una novità né un ostacolo particolarmente rilevante. La sfida per una diffusione su larga scala riguarda piuttosto la possibilità di abilitare queste funzionalità e di renderle controllabili, aggregabili e soprattutto valorizzabili sia dagli utenti finali che dal sistema elettrico.
Dal lato del fornitore di flessibilità, servono infrastrutture di comunicazione affidabili e sistemi di monitoraggio e controllo in grado di coordinare un numero potenzialmente elevato di risorse. Parallelamente, sono necessari meccanismi di mercato e regole tecniche chiare, che consentano ai DSO di remunerare questi servizi dove risultano effettivamente utili, nonché sistemi che permettano al distributore di automatizzarne il dispacciamento in funzione delle esigenze della rete. Ancora oggi mancano dei segnali economici che inducano i corretti investimenti da parte degli operatori e dei distributori.
Questo servizio ha infatti una natura fortemente locale: il valore della regolazione della potenza reattiva dipende dalla posizione della risorsa all’interno della rete. Non è quindi sufficiente disporre complessivamente di un’elevata capacità negli inverter: è necessario poterla attivare nel momento e nei punti della rete in cui il DSO ne ha effettivamente bisogno.
Può spiegare come avete ottenuto la regolazione della potenza reattiva di 500 kVAr dall’1 alle 5?
La regolazione è stata ottenuta coordinando gli inverter fotovoltaici di PoliGrid attraverso LePo, l’Energy Management System sviluppato dal Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano dal gruppo di ricerca del Prof. Delfanti, in collaborazione con LEAP.
Grazie a una pipeline di strumenti per la previsione e l’ottimizzazione di sistemi multi-energia, l’EMS determina i comandi necessari per ottenere al punto di connessione con la rete la variazione di potenza reattiva richiesta dal servizio. I setpoint vengono quindi gestiti dall’architettura di Optimo IoT, che ospita e implementa l’EMS LePo, e li trasmette ai sistemi di controllo degli impianti fotovoltaici, fino ai singoli inverter.
Un elemento importante della sperimentazione è stato rendere possibile questa catena di controllo anche durante le ore notturne, configurando opportunamente i sistemi di gestione degli inverter affinché rimanessero disponibili per la regolazione della potenza reattiva anche in assenza di produzione attiva, cioè della fonte solare.
Durante l’attivazione, il sistema ha monitorato lo scambio di potenza reattiva al POD e modulato i setpoint degli inverter per fornire i 500 kVAr richiesti rispetto alla baseline. Non si tratta quindi semplicemente di impostare gli inverter a un valore fisso di 500 kVAr: il controllo deve tenere conto anche dello scambio di potenza reattiva che il campus avrebbe avuto naturalmente in assenza del servizio. Inoltre, tutte le altre risorse energetiche devono essere monitorate per comprendere che impatto sta avendo il servizio sul resto della rete energetica: nel caso di regolazione reattiva, tale impatto è molto contenuto, mentre è rilevante quando è richiesta una regolazione di potenza attiva.
Con quali inverter e quali moduli avete ottenuto il risultato?
Gli impianti coinvolti utilizzano inverter Huawei SUN2000, gestiti tramite Huawei SmartLogger3000. La comunicazione con gli SmartLogger e l’integrazione con l’Energy Management System sono rese possibili attraverso l’infrastruttura di Optimo IoT, coadiuvata da dispositivi ComAp.
Per quanto riguarda i moduli fotovoltaici, durante questa specifica attivazione notturna la loro tecnologia non è un elemento determinante per il risultato: non essendoci produzione solare, infatti, il servizio è stato fornito sfruttando la capacità degli inverter di regolare la potenza reattiva.
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