Model predictive control for a low voltage direct current stand-alone microgrid

Access to electricity in poor and developing countries is a fundamental factor that affects the populations’ living conditions in these territories, where until now, electricity services are not yet guaranteed for 860 million people. Giving the high costs of expanding the national distribution grid, a suitable alternative is represented by microgrids, small-scale electricity generation and distribution systems, based in the majority of cases on renewable energy sources. Considering the variability of these energy sources, the generation cannot be controlled. Therefore, it is necessary to introduce an Energy Storage System designed to store the energy produced and not used during the day to make it available in absence of generation. In the proposed working thesis, a microgrid is sized with a 6.0 kWp photovoltaic system directly connected to distribution network and an Energy Storage System connected with the network by means of a bidirectional DC-DC converter. The ESS results to be sized to guarantee two days of service autonomy starting from a nominal State of Charge. Inside the microgrid the different users are powered by means of DC-DC converters following which, the loads are divided according to a priority service definition in two different groups, with the possibility of being disconnected from the network by means of controllable switches. Given the limited energy availability due to island operation, it is necessary to introduce a control system designed to optimally manage the energy available in the network. For microgrids similar to the one introduced, control systems capable of managing the network have been extensively studied. However, these solutions result to be inefficient in guaranteeing continuity and quality of service comparable with the service provided to users supplied by centralized distribution networks. Therefore, a Predictive Control System is defined as the object of this thesis’ work, resulting in an advanced solution compared to traditional control systems. The important innovation introduced by the controller studied is the ability to manage the network’s energy resources by estimating the future evolution of the system. The predictive controller on the basis of the statistical data of irradiation, temperature and load profiles is able to estimate for each time instant, an optimization problem on a defined prediction horizon. The solution computed on the next day will then be appropriately implemented by acting directly on the operating mode of the photovoltaic system (MPPT or power curtailment) and changing the switches’ state if it is necessary to disconnect a specific load to guarantee grid stability. Taking advantage of the solution defined by the controller it will also be possible to optimally manage the storage system provided in the microgrid. Using MATLAB software, an algorithm was created in code form and it is used to verify the correct operation of the microgrid managed by the predictive controller. The controller itself was developed inside the software and linked with the solver GUROBI optimizer in order to compute the optimization problem used to calculate the state variables previsions of the microgrid. It was thus possible to simulate various scenarios and use them to demonstrate the correct controller operation and the relative optimal schedule of resources. By simulating the behavior over an entire day, considering the load curve variation over the year, the minimum and maximum irradiation, and temperatures annual forecasts, it was thus possible to verify the controller’s ability to guarantee the continuity of service for the entire village in standard operating conditions. Two scenarios are also simulated to verify the controller’s adaptability to unexpected events, the available irradiation profile perturbation, and the absence of photovoltaic generation. The initial idea for the thesis was a collaboration with the branch of BTicino Spa in Varese, nevertheless with the uncertainty on the future evolution of Covid-19 pandemic the collaboration was unfeasible moving the thesis’ work from an experimental application to control system research and simulation.

L’accesso all’energia elettrica nei paesi poveri e in via di sviluppo rappresenta un fattore fondamentale per il miglioramento delle condizioni di vita delle popolazioni di questi territori, dove ad oggi, il servizio elettrico non è ancora garantito per 860 milioni di persone. A causa degli elevati costi di estensione della rete elettrica nazionale, un’alternativa concreta è rappresentata dalla creazione di microreti, sistemi di generazione e distribuzione di energia elettrica in scala ridotta, basate principalmente su fonti di energia rinnovabile. Data la variabilità di tali fonti di energia, la generazione non risulta essere controllabile. Pertanto, è necessario introdurre un sistema di accumulo atto a conservare l’energia prodotta e non utilizzata per renderla disponibile durante i momenti di assenza di generazione. All’interno della tesi viene dimensionata una microrete composta da un impianto fotovoltaico da 6.0 kWp direttamente collegato alla rete di distribuzione e da un sistema di accumulo di energia connesso alla rete per mezzo di un convertitore bidirezionale DC-DC. Il sistema di accumulo è dimensionato per garantire due giorni di autonomia del servizio partendo da uno stato di carica nominale. All’interno della microrete le diverse utenze vengono alimentate per mezzo di convertitori DC-DC a seguito dei quali, i carichi vengono suddivisi in base alla priorità del servizio in due diversi gruppi, con la possibilità di essere scollegati dalla rete per mezzo di interruttori controllabili. Considerata la limitata disponibilità energetica dovuta al funzionamento in isola, risulta necessario introdurre un sistema di controllo delle risorse atto a gestire in maniera ottimale l’energia disponibile nella rete. Per microreti simili a quella introdotta, sono stati largamente studiati sistemi di controllo in grado di gestire la rete senza tuttavia garantire una continuità e qualità del servizio, paragonabile a quella sperimentata dagli utenti serviti dalle reti di distribuzione centralizzate. È pertanto stato oggetto di studio della tesi un sistema di controllo predittivo che risulta essere una soluzione avanzata rispetto ai tradizionali sistemi di controllo. L’importante novità introdotta dal controllore studiato consiste nella capacità di gestire le risorse energetiche della rete stimando la futura evoluzione del sistema. Il controllore predittivo sulla base dei dati statistici di irraggiamento, temperatura e profili dei carichi è in grado di risolvere per ogni istante di tempo considerato, un problema di ottimizzazione su un orizzonte di previsione definito. La soluzione calcolata per il giorno successivo sarà quindi opportunamente applicata agendo direttamente sulla modalità di funzionamento dell’impianto fotovoltaico (MPPT o riduzione di potenza) e modificando lo stato degli interruttori qualora ci sia la necessità di scollegare un carico per garantire la stabilità della rete. Tramite la soluzione definita dal controllore sarà inoltre possibile gestire in maniera ottimale il sistema di accumulo previsto nella microrete. Utilizzando il software MATLAB è stato creato un algoritmo in forma di codice in grado di simulare il funzionamento della microrete opportunamente dimensionata gestita mediante il controllore predittivo. Lo stesso controllore è stato sviluppato nel software e collegato con il risolutore GUROBI optimizer per poter risolvere il problema di ottimizzazione utilizzato per calcolare le previsioni energetiche della microrete. È stato così possibile simulare diversi scenari atti a dimostrare il corretto funzionamento del controllore e la relativa gestione ottimale delle risorse. Simulando il comportamento nell’arco di un’intera giornata, considerando la variazione della curva dei carichi nei diversi periodi dell’anno, le previsioni di irraggiamento e le temperature massime e minime annuali è stato così possibile dimostrate la capacità del controllore di garantire la continuità del servizio per l’intero villaggio in condizioni di funzionamento standard. Vengono inoltre presentate due simulazioni atte a dimostrare la capacità di adattamento del controllore ad eventi imprevisti: la perturbazione del profilo di irraggiamento disponibile e l’assenza di generazione fotovoltaica. L’idea iniziale della tesi prevedeva una collaborazione con la filiale di Varese dell’azienda Bticino Spa, tuttavia data l’incertezza sulla futura evoluzione della pandemia causata dal virus Covid-19, la collaborazione è risultata irrealizzabile, portando di fatto il lavoro della tesi da un’applicazione sperimentale a uno studio riguardante la ricerca e la simulazione dei sistemi di controllo.