Smart grids operation : an optimal sensor placement criteria state estimation oriented

The development of electric energy production from renewable energy sources, characterized by small and medium plants connected at distribution networks, transform “passive” networks into “active” networks, or networks with power flows towards substations and, more often, towards national transmission grid. In order to support the operation of distribution networks, nowadays more complex because of Distributed Generation, Enel Distribuzione S.p.A. installed in all their Operative Centre the DMS system (Distribution Management System), which allows to have real-time network state-estimation. The estimation of the status of an electric system is generally more accurate if real-time measurement are available along the network. The target of this thesis work, developed in collaboration with Enel Distribuzione S.p.A., is to define an optimal sensor placement criteria into distribution networks in order to improve the state-estimation calculation, currently based on historical load profiles and real-time measures from the primary substations. To achieve the target, using the sensitivity theory, an optimization algorithm has been developed in MATLAB which, from networks’ parameters, determine the minimum number and suggested positioning of measurement sensors. In all analysed networks, the results highlights the necessity to have real-time data of MV customers or MV/LV substations which host a high amount of power production from renewable energy sources (wind and photovoltaic) and/or a high variation of power usage during the day.

La crescita della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, caratterizzata da impianti di piccola e media taglia allacciati alle reti di distribuzione, ha trasformato le reti “passive” in reti “attive”, ovvero con la presenza di flussi di potenza in risalita verso le cabine di trasformazione e, sempre più spesso, verso la rete di trasmissione nazionale. Al fine di supportare l’esercizio delle reti di distribuzione, oggi più complesso proprio a causa della presenza della Generazione Distribuita, Enel Distribuzione S.p.A. ha installato in tutti i propri Centri Operativi il sistema DMS (Distribution Management System), che permette di conoscere la stima dello stato della rete in tempo reale. La stima dello stato di un sistema elettrico di potenza migliora, in generale, se lungo la rete sono disponibili misure in tempo reale. Scopo del presente lavoro di tesi, sviluppato in collaborazione con Enel Distribuzione S.p.A., è la definizione di un criterio di posizionamento di strumenti di misura nelle reti di distribuzione che permetta di migliorare la stima dello stato della rete attualmente basata per la maggior parte sulle curve di carico storiche e di misure al solo livello di Cabina Primaria. A tal fine, sfruttando la teoria della sensitivity, è stato sviluppato un algoritmo di ottimizzazione in MATLAB che, a partire dai parametri di rete in ingresso, determina in quali nodi della rete è consigliabile installare gli strumenti di misura, minimizzandone il numero, in modo da sostenere l’economia dell’infrastruttura. In tutte le reti analizzate, si è evidenziata la necessità di monitorare in tempo reale prioritariamente utenti MT o cabine di trasformazione MT/BT interessate da una elevata presenza di impianti di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, eolica e fotovoltaica e/o da una elevata variabilità di prelievo durante le ore della giornata.