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Costabeber, Alessandro (2012) Advanced Control of Power Converters for Efficient Use of
Distributed Energy Resources in Future Smart Microgrids.
[Tesi di dottorato]

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Abstract (inglese)

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
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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.
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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.

Abstract (italiano)

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,
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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.
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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.

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Tipo di EPrint:Tesi di dottorato
Relatore:Buso, Simone
Correlatore:Tenti, Paolo - Mattavelli, Paolo
Dottorato (corsi e scuole):Ciclo 24 > Scuole 24 > INGEGNERIA DELL'INFORMAZIONE > SCIENZA E TECNOLOGIA DELL'INFORMAZIONE
Data di deposito della tesi:26 Gennaio 2012
Anno di Pubblicazione:26 Gennaio 2012
Parole chiave (italiano / inglese):Smart Microgrids, distributed control, loss minimization, frequency support, STATCOM, Energy Storage
Settori scientifico-disciplinari MIUR:Area 09 - Ingegneria industriale e dell'informazione > ING-INF/01 Elettronica
Struttura di riferimento:Dipartimenti > Dipartimento di Ingegneria dell'Informazione
Codice ID:4526
Depositato il:31 Ott 2012 14:02
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