Advanced Control of Power Converters for Efficient Use of Distributed Energy Resources in Future Smart Microgrids

This work proposes a vision on the growing scenario of Smart Grids, where a pervasive introduction of distributed generators and innovative power management schemes forces a deep review of the power distribution network establishment. Despite a potentially general value of the proposed approach, the analysis is focused on low voltage microgrids as the most flexible and open architectures to demonstrate the feasibility of the network renewal. In recent years, distribution network has experienced a massive introduction of Distributed Generators (DGs). So far, this has been done based on a hierarchical government of the network, where utilities set regulations and keep control of the connections from the top of the structure. The final user has a passive role in the management, even participating to generation, owning a DG unit. This is basically due to historical reasons: the distribution architecture has been built starting from a centralized controller driven paradigm, and all the updates have been done in the same direction. This approach has been valid until the electrical generation was supplied by a limited number of large plants: huge amounts of power with all the related control challenges, but static generation infrastructure. The upcoming scenario is instead a generation that is strongly decentralized toward distributed energy resources. At the same time, development of Information and Communication Technologies (ICT) is constantly rising. The combination of these two phenomena has the potential to change completely the power distribution system, both in the architecture and in the roles of players in the energy market. From an architectural point of view, distributed generation units could become a combination of renewable sources such as solar, wind, small hydro turbines, fuel cells etc. and traditional sources like gas or diesel generators required for supply continuity of sensible loads. Coupled to the primary energy sources, Energy Storage (ES) can be used to introduce a degree of freedom in energy management: large storage units like batteries or flywheels can absorb the excess of generation, to provide energy during peak demand times, or perform more complex optimizations. Small energy sources, like super capacitors, can be used to improve power quality during transients such as voltage sags or frequency variation transients. These generation and storage units shall be equipped 6 6 with an intelligent digital controller able to measure all the required local variables and perform local control of power converters and also capable to communicate in a bidirectional way, for example via Power Line Communication, with other generators. The power topology of these conversion units can be generally represented as a first conversion stage, dependent on the kind of energy source, and a second stage that is a current controlled inverter. Such devices are named “Energy Gateways” (EG) and represent the basic elements of future Smart Grids in the vision presented in this work. To limit the system complexity, a microgrid is considered: the microgrid is connected to the main low voltage distribution network and presents a number of distributed generators, all equipped with EG. In the proposed approach control of the micro grid is distributed, without centralized controllers: the microgrid internal behaviour can be optimized, as well as the microgrid behaviour seen by the main grid, based on EG to EG communication and control architecture. Considered the degrees of freedom of the resulting system, different optimizations could be performed. In more details, the optimization considered in this work is the distribution loss minimization and it is obtained by properly controlling converters active and reactive power references in a distributed way. In particular, the normal overrating of power converters opens the possibility of injecting distributed reactive power, that can be locally delivered to the loads, reducing the absorption from the main grid and the consequent losses and voltage drops. Also the active power can be partially controlled, depending on the availability of energy storage or controllable generation units. Different techniques have been proposed: stand-alone Energy Gateways with power references control based on local measurement only, without need for communication, or distributed solution where each EG communicates with the surrounding EGs, computes its optimum local power reference and leaves the control to another EG with a Token Ring logic: iterating the local optimization, the system converges to a global optimum of the loss. The optimization is a constrained optimization, depending on power availability, limited by converters power ratings and by distributed generators and storages, and the effects of these constraints are taken into account in the distributed optimization analysis. The analysis have been performed first analytically and then by simulation, developing a specific set of Matlab scripts that gives a flexible tool to define and test every microgrid and its generators and loads, over which the distributed control algorithms have been developed. Some of the major limits of these techniques have been addressed, among them the need for transmission of synchrophasor with tight real-time requirements. At the end, a sub-optimum controller is proposed, expecting to overcome the over mentioned limits that will be developed in the continuation of this research activity. Abstract 7 7 In parallel to this first topic, a second more specific problem has been investigated, representing another aspect of the Smart Grid paradigm. As part of a visiting period with the PEMC (Power Electronics Machines and Control) group at the University of Nottingham, the combination of a STATCOM with energy storage and an engine powered synchronous generator has been studied to smooth the frequency variations during sudden load changes. This represents one of the applications of limited energy storage with high dynamic capabilities, like supercapacitors and is of interest both as retrofit of existing synchronous generators, that could experience disconnection problems in a more dynamic environment represented by the Smart Grid, and as a way of ensuring power quality in a microgrid fed by a backup generator. The first application requires a radical increase in the power size of the system, while the second one is more centred on Smart microgrids: independently on the control approach, a microgrid has to be designed to support islanded operation, i.e. to be able to feed loads even when disconnected from the main power network, and one of the options for this backup supply of the microgrid is the use of synchronous generators as emergency voltage sources, typically with diesel engines as prime movers. This second scenario has been considered and studied and an innovative control technique has been proposed able to ride through step changes in the load demand without changes in the prime mover speed and therefore without large changes in the voltage frequency. This has been achieved through fast active power injection from the energy storage as soon as the load transient is detected. From a qualitative point of view, the new load power demand is supported by the storage until the synchronous generator prime mover overcomes the related transient. This technique has been investigated in simulation and validated in a 10kVA experimental setup, representing a simple isolated microgrid with a single generator and resistive loads, confirming the effectiveness of the proposal.

Questo lavoro ha l’obiettivo di analizzare alcuni aspetti del nuovo scenario delle Smart Grid, dove la vasta introduzione di generazione distribuita e di tecniche innovative di gestione dell’energia sta forzando una profonda revisione dell’attuale rete di distribuzione. Nonostante i temi affrontati abbiano validità generale, l’analisi presentata si concentra sulle microreti in bassa tensione. Questo perché la bassa tensione, a maggior ragione se limitata a una specifica area identificata da una microrete, è l’architettura più flessibile ed aperta all’introduzione di soluzioni innovative. Recentemente, la rete di distribuzione ha visto l’introduzione di un gran numero di generatori distribuiti, introduzione finora basata su una rigida struttura gerarchica all’interno della rete, dove i gestori mantengono il completo controllo sull’installazione e sulla gestione degli impianti. Questo è legato soprattutto a ragioni storiche: la rete di distribuzione si basa su un paradigma di controllo centralizzato, dove i flussi di potenza sono unidirezionali. La generazione avviene in un numero limitato di centrali e la potenza viene distribuita ai carichi, in un’architettura rigida e totalmente controllata. Lo scenario emergente delle Smart Grid propone invece una generazione fortemente decentralizzata, basata su un gran numero di sorgenti di energia distribuite, anche di potenza medio bassa. Allo stesso tempo, il settore dell’ICT (Information and Communication Technology) è in continua crescita. La combinazione di generazione distribuita e ICT ha la potenzialità di cambiare completamente il sistema di distribuzione dell’energia, sia da un punto di vista architetturale che del ruolo delle parti nel mercato dell’energia. Da una prospettiva architetturale, la generazione distribuita potrebbe evolvere verso una soluzione ibrida tra sorgenti rinnovabili quali fotovoltaico, eolico, celle a combustibile ed idroelettrico e fonti tradizionali a combustione, quali turbine a gas e generatori diesel, queste ultime in grado di garantire continuità di alimentazione ai carichi più sensibili in qualsiasi condizione. Inoltre, un accumulo energetico (Energy Storage, ES) può essere usato per introdurre un grado di libertà aggiuntivo nella gestione dell’energia: batterie o flywheels possono assorbire la generazione in eccesso, per fornire energia durante i picchi di carico. Accumuli energetici di ridotta capacità, 10 10 quali i supercondensatori, possono invece aumentare la qualità della potenza fornita ai carichi, essendo in grado di rispondere velocemente a transitori della microrete, quali variazioni di frequenza e buchi di tensione. Queste unità di generazione ed accumulo devono essere interfacciate alla rete attraverso un convertitore di potenza, equipaggiato con un controllore digitale in grado di misurare e controllare variabili locali per il corretto funzionamento del convertitore stesso, ma anche in grado di comunicare in modo bidirezionale con altri controllori, ad esempio attraverso PLC (Power Line Communication). La struttura di conversione risultante è stata definita in questo lavoro “Energy Gateway”, (EG), e rappresenta l’elemento portante delle future Smart microgrids nella visione proposta da questo lavoro. Per limitare la complessità del sistema, l’analisi proposta è focalizzata sulle microreti: una microrete è connessa alla rete di distribuzione tradizionale a bassa tensione, e presenta al suo interno un certo numero di generatori distribuiti, tutti equipaggiati con EG. Nell’approccio proposto, il controllo della microrete è distribuito, senza la presenza di un controllore centrale che gestisce tutte le sorgenti di energia. Il comportamento interno della microrete può così essere gestito da interazioni tra le diverse sorgenti, allo scopo di mostrare al punto di connessione con la rete tradizionale un certo comportamento equivalente desiderato, oppure per ottimizzare il funzionamento della microrete secondo parametri prestabiliti. Entrando nel dettaglio, l’ottimizzazione considerata in questo lavoro è la minimizzazione delle perdite di distribuzione all’interno della microrete, ed è ottenuta controllando opportunamente i riferimenti di potenza attiva e reattiva dei convertitori con un approccio distribuito. In particolare, il normale sovradimensionamento dei convertitori permette di iniettare nella microrete potenza reattiva distribuita, che viene fornita ai carichi localmente. In questo modo si riduce l’assorbimento dalla rete di distribuzione principale, così riducendo perdite e cadute di tensione. Anche l’iniezione di potenza attiva può essere parzialmente controllata, a seconda della disponibilità di energia accumulata negli EG o di sorgenti di energia totalmente controllabili (i.e. gas turbines, diesel generators, fuel cells). Questo lavoro propone diverse soluzioni per minimizzare le perdite di distribuzione di una microrete: Energy Gateways con riferimenti di potenza controllati usando come informazioni solo variabili misurate localmente, senza nessuna comunicazione, oppure soluzioni distribuite dove gli Energy Gateways comunicano e ognuno di essi esegue una minimizzazione locale delle perdite, basandosi solo su informazioni ricevute dai generatori vicini. Iterando l’ottimizzazione locale, la microrete converge al minimo globale delle perdite di distribuzione. L’ottimizzazione è analizzata considerando i vincoli imposti dai limiti di dimensionamento dei convertitori degli Energy Gateways. L’analisi è stata sviluppata prima analiticamente e successivamente in simulazione, sviluppando un codice Matlab per definire la microrete e testare le diverse soluzioni di ottimizzazione distribuita. Abstract 11 11 In parallelo alla minimizzazione delle perdite è stato sviluppato anche un secondo argomento, che rappresenta un altro aspetto del paradigma delle Smart Grid. Durante il periodo all’estero speso presso il PEMC (Power Electronics Machines and Control) group all’università di Nottingham, è stata studiata la combinazione tra uno STATCOM con accumulo energetico e un generatore sincrono mosso da un motore diesel, allo scopo di minimizzare la variazione di frequenza del generatore, che si verifica durante variazioni a gradino del carico. L’applicazione è importante sia come adattamento di impianti di generazione esistenti, che potrebbero trovarsi in situazioni di criticità in una rete in cui si verificano frequenti variazioni di carico, e sia come tecnica con cui garantire stabilità in frequenza in una microrete alimentata da un singolo generatore diesel di backup in mancanza della rete principale. Questo secondo caso è stato investigato nel dettaglio, in quanto più orientato alle microreti: ogni microrete deve prevedere un backup energetico per garantire il funzionamento in isola, e il generatore diesel è una delle possibili soluzioni. In questo lavoro è stata proposta una tecnica di controllo innovativa, capace di superare transitori di carico con variazione trascurabile della frequenza generata. L’obiettivo è stato raggiunto grazie ad un’iniezione di potenza attiva attraverso lo STATCOM durante il transitorio di carico. Da un punto di vista qualitativo, lo STATCOM e il suo accumulo energetico sopperiscono al maggior o minor carico nell’intervallo di tempo necessario al motore diesel per aggiornare la sua potenza di uscita. La tecnica è stata prima testata in simulazione e successivamente validata su un prototipo sperimentale che ha ricreato una microrete elementare con generatore sincrono e STATCOM da 10kVA e carichi resistivi, confermando l’efficacia della soluzione proposta.