Integrating GIS-based PV potential estimation and quasi-dynamic simulations to analyze hosting capacity in Lipari's MV distribution grid

This thesis investigates the operational limits and the main mitigation levers for integrating high shares of photovoltaic generation in an islanded weak-grid context, using the medium-voltage (MV) distribution network of Lipari as a real, data-driven case study. The work develops a reproducible methodology that combines year-long hourly quasi-dynamic simulations (8760 operating points) in DIgSILENT PowerFactory, Python-based automation for scenario generation and post-processing, graph-based network representation for topology-aware interpretation, and a geospatial PV potential assessment in QGIS to link rooftop resource availability to candidate electrical connection points. The methodological framework integrates a nodal hosting-capacity campaign under a single-generator paradigm (one PV system at a time installed and progressively increased at a selected MV busbar), a comparison with GIS-derived rooftop PV potential aggregated at secondary-substation level, and multi-node analyses under both deterministic and stochastic (Monte Carlo) deployment assumptions to account for distributed generation roll-out uncertainty. Results show that, in the Lipari MV network, thermal line limits frequently become binding before voltage limits, especially at moderate penetration levels and along recurrent flow corridors. Voltage issues remain important, however, at a small but persistent set of electrically weak nodes, most notably S. Salvatore and Capistello Serbatoi, which consistently emerge as critical across all analysis layers. The thesis also confirms that Volt–Var control improves voltage robustness by reducing nodal sensitivity and increasing stiffness, but may increase current magnitude and worsen thermal loading in an R-dominant network (high R/X), thereby highlighting a relevant trade-off between voltage support and thermal margins. The GIS-based PV potential assessment (approximately 30.3 MVA, distributed across 79 secondary substations), combined with nodal hosting-capacity results, enables the identification of PV–grid mismatches and provides a practical screening tool to detect where local PV availability is likely to saturate network capability first. Overall, the thesis demonstrates that high-PV integration in islanded microgrids such as Lipari must be evaluated through a combined voltage-and-thermal perspective, supported by topology-aware indicators (electrical distance, R/X ratio, and stiffness). Reaching penetration levels close to the full rooftop potential is unlikely to be feasible through inverter control alone, and instead requires targeted grid reinforcement and/or active export management focused on recurrent bottleneck corridors. The most relevant future developments include a more realistic MV/LV allocation of PV installations, sub-hourly simulations, coordinated control strategies (Volt–Var / Volt–Watt), and the integration of battery energy storage systems.

Questa tesi analizza i limiti operativi e le principali leve di mitigazione per l’integrazione di elevate quote di generazione fotovoltaica in un contesto insulare a rete debole, assumendo come caso di studio reale la rete di distribuzione in media tensione (MT) dell’isola di Lipari. Il lavoro propone una metodologia riproducibile che integra simulazioni quasi-dinamiche annuali orarie (8760 punti di funzionamento) in DIgSILENT PowerFactory, automazione in Python per la generazione degli scenari e il post-processing, rappresentazione della rete tramite grafi per un’interpretazione topologica dei risultati, e una stima geospaziale del potenziale fotovoltaico tramite QGIS per collegare la disponibilità di risorsa sui tetti ai possibili punti di connessione elettrica. L’approccio metodologico combina una campagna di hosting capacity nodale in configurazione a singolo generatore (un impianto FV alla volta installato e incrementato su una sbarra MT selezionata), un confronto con il potenziale FV territoriale aggregato per cabina secondaria, e un’analisi multi-nodo sia deterministica sia stocastica (Monte Carlo) per rappresentare l’incertezza nella diffusione della generazione distribuita. I risultati mostrano che, nella rete MT di Lipari, i limiti termici delle linee emergono frequentemente prima dei limiti di tensione, soprattutto a penetrazioni moderate e in presenza di corridoi di flusso ricorrenti. Le criticità di tensione rimangono tuttavia rilevanti in un insieme limitato ma persistente di nodi elettricamente deboli, in particolare S. Salvatore e Capistello Serbatoi, che risultano critici in modo sistematico in tutte le analisi. L’analisi conferma inoltre che il controllo Volt–Var migliora la robustezza di tensione (riducendo la sensibilità nodale e aumentando la stiffness), ma può aumentare la corrente circolante e aggravare il caricamento termico in una rete a prevalenza resistiva (R/X elevato), evidenziando quindi un compromesso tra supporto di tensione e margine termico. La stima GIS del potenziale FV (circa 30,3 MVA, distribuiti su 79 cabine secondarie) e il confronto con la hosting capacity nodale consentono di individuare disallineamenti PV–grid e di identificare precocemente le aree dove il potenziale locale tende a saturare la capacità di rete. Complessivamente, la tesi mostra che l’integrazione di elevate quote di FV in microreti insulari come Lipari richiede una valutazione congiunta di vincoli di tensione e termici, supportata da indicatori topologici (distanza elettrica, rapporto R/X, stiffness), e che il raggiungimento di livelli di penetrazione prossimi al pieno potenziale richiede non solo strategie di controllo degli inverter, ma anche rinforzi mirati della rete e/o gestione attiva delle immissioni. Tra gli sviluppi futuri più rilevanti si segnalano una modellazione più realistica della ripartizione MT/BT delle installazioni FV, simulazioni a risoluzione temporale sub-oraria, strategie di controllo coordinate (Volt–Var / Volt–Watt) e l’integrazione di sistemi di accumulo.