Processing techniques for metrological improvement of low-cost smart meter hardware solution for IEC 61000-4-7 Class I harmonics measurements

The work investigates the feasibility of harmonic analysis implementation on smart meter microcontroller devices, according to IEC 61000-4-30 Class A and IEC 61000-4-7 Class I requirements. The final aim was to evaluate to what extent Class I harmonic analysis can be integrated into existing low-cost hardware platforms for smart metering, which normally have limited hardware features, especially concerning the ADC and the possibility of varying the sampling frequency with high resolution, according to the power system signal frequency. An extended experimental characterization is carried out on a case study device, aimed at analyzing its performances in terms of both measurement accuracy and computational burden. To increase metrological ADC behavior and decrease computational costs, sampling strategies and optimized interpolation algorithm have been implemented and tested verifying the feasibility of harmonic analysis implementation on smart meter microcontroller devices, according to IEC 61000-4-30 Class A and IEC 61000-4-7 Class I requirements

STUDIO, PROGETTAZIONE E REALIZZAZIONE DI SISTEMI DI MISURA, DI CONTROLLO E DI COMUNICAZIONE DEDICATI ALLE SMART GRIDS

L’attività di ricerca descritta nella presente tesi di dottorato si inquadra nell’ambito dello sviluppo di nuove tecnologie e sistemi di misura di tipo distribuito per la gestione delle smart grids, il miglioramento dei livelli di power quality e l’integrazione della generazione distribuita (GD) e dei sistemi di accumulo (SA) da fonti di energia rinnovabili nelle reti di distribuzione. In particolare, la crescente presenza di GD nelle reti a media e bassa tensione (MT/BT) crea possibili criticità per la protezione e l’automazione della rete, la qualità del servizio, la regolazione di tensione, etc. Nello specifico nascono diverse problematiche quali variazioni di tensione e di frequenza, problemi di power quality e aumento dei disturbi in rete (quali ad esempio la distorsione armonica), nonché la possibilità di inversione dei flussi di energia e problematiche di sicurezza, quali ad esempio quelle relative al fenomeno dell’islanding. Per far fronte a tali problematiche e permettere l’incremento e l’integrazione sostenibile e sicura della generazione distribuita, un ruolo importante spetta ai sistemi di monitoraggio, automazione, e protezione delle reti di distribuzione. In tal senso, è necessario sviluppare nuove modalità di gestione delle reti, attraverso l’impiego di avanzate tecnologie di misura e comunicazione che, partendo dalle tipiche funzioni dello smart metering (telelettura dei consumi energetici, scambio di informazioni tra consumatori, distributori e produttori, ecc.), e attraverso un’opportuna infrastruttura di comunicazione, possano consentire l’implementazione di nuove funzioni di gestione, monitoraggio, protezione e controllo delle smart grids e la piena integrazione della GD nelle reti elettriche. Ciò significa far riferimento ad un'infrastruttura o strato ICT (Information and Communication Technology) affiancato alla rete elettrica che metta in comunicazione i “punti di produzione” dislocati in rete con il Distributore, in modo tale da consentire il controllo remoto della GD e dei SA e realizzare una gestione efficiente e sicura delle reti di distribuzione nelle diverse possibili condizioni di esercizio. L’attività di ricerca, proprio in riferimento a quanto precedentemente descritto e come meglio sarà spiegato nel Capitolo 1, ha avuto l’obiettivo di proporre soluzioni innovative al fine di creare un'infrastruttura di misura e comunicazione intelligente, in grado di gestire le informazioni riguardanti le misure delle grandezze della rete MT e BT, e sulla base di queste, consentire l’implementazione delle opportune azioni di controllo della rete. In questo scenario la scelta della tecnologia di comunicazione ha un ruolo fondamentale, e data la sua capillarità non può prescindere dal considerare i relativi costi di gestione da parte del Distributore. Proprio per questo, si è concentrata l’attenzione sulla tecnologia PowerLine Communication. Più in dettaglio, la ricerca ha riguardato lo sviluppo di sistemi innovativi di misura, controllo e comunicazione per le smart grids, con particolare riferimento a: 1. dispositivi innovativi ad intelligenza distribuita per la realizzazione di una smart grid (sistemi di protezione, automazione e comunicazione con l’utente attivo e il Distributore, dispositivi di misura, sistemi di comunicazione, etc. ); 2. sistemi di telecomunicazione che consentano lo scambio di misure tra i diversi dispositivi installati nella rete, con particolare riferimento alla power line communication; 3. integrazione delle soluzioni di cui sopra per la realizzazione di sistemi di misura distribuiti e tecniche innovative per il monitoraggio, la telegestione, la protezione delle reti e della power quality. In riferimento al primo punto della ricerca, la fase di sviluppo di dispositivi innovativi si è concentrata sulla possibilità di adattare soluzioni a basso costo quali quelle originariamente destinate ad applicazioni in ambito smart metering. Nello specifico sono state considerate tre schede di sviluppo, l’STEVAL IPP001V2, l’EVALKIT STCOMET10-1 e l’EVALKIT ST8500 accomunate dall’integrazione a bordo di un transceiver PLC per le comunicazioni in rete BT. Queste tre schede di sviluppo, prodotte principalmente per applicazioni smart metering basate su tecnologia di comunicazione PLC, sono dettagliatamente descritte nel Capitolo 2 ove, in particolare, ne viene giustificata la scelta mettendo anche in risalto le varie peculiarità che sono affini alle particolari applicazioni oggetto di studio. Per le suddette schede, nel lavoro di tesi sono stati sviluppati nuovi firmware per l’implementazione delle funzioni di misura e comunicazione descritte nei Capitoli 3 e 4. Per quanto riguarda il secondo punto, è stato studiato un sistema di comunicazione power line sulla rete di media tensione mediante l’utilizzo di un innovativo prototipo di accoppiatore basato sull’impiego del divisore capacitivo del VDS (Voltage Detecting System) e di opportune schede di interfaccia, e se ne è verificata la fattibilità, permettendo così di escludere l’utilizzo di accoppiatori dedicati abbassando notevolmente i costi. In particolare, come descritto nel Capitolo 3, l’innovativo sistema di accoppiamento sfrutta la presa del dispositivo di presenza rete del VDS evitando così modifiche del quadro MT della cabina secondaria e annullando anche i problemi legati all’interruzione del servizio per le operazioni di installazione. Inoltre, realizzando una comunicazione PLC tramite l’iniezione di segnale sulla rete MT, il trasferimento di informazioni non necessità più l’utilizzo di tecnologie di comunicazione GSM e Wireless che sono un onere dal punto di vista economico del Distributore. In particolare, l’attività condotta ha riguardato lo sviluppo delle schede di interfaccia per connettere i transceiver PLC di cui al punto precedente alla rete di media tensione attraverso il VDS. Nel Capitolo 3 sono altresì riportate le prove eseguite e i risultati ottenuti sia in laboratorio che i campo, i quali dimostrano la fattibilità del sistema di comunicazione PLC proposto sulla rete MT. I test sono stati eseguiti, presso il laboratorio di Misure Elettriche ed Elettroniche del DEIM, e, per le prove sperimentali in campo, presso le reti MT dell’Isola di Favignana e di Ustica. Nello specifico il sistema di comunicazione proposto è stato testato su diverse configurazione di rete MT e per diverse frequenze centrali nella banda CENELEC e fino a 200kHz. Per quanto riguarda la terza parte dell’attività di ricerca, si è proposta l’architettura di un sistema di misura distribuito basato sulla comunicazione PLC su reti MT/BT e sull’utilizzo delle già citate piattaforme hardware di misura low cost presentate nel Capitolo 2. Come descritto nel Capitolo 4, la fattibilità di tale architettura è stata verificata attraverso diversi test di comunicazione condotti in campo sulla rete MT/BT dell’Isola di Favignana. Inoltre, sulle suddette schede di sviluppo EVALKIT STCOMET10-1 e EVALKIT ST8500, già dotate delle funzioni di metering tipiche dei classici smart meter, sono state sviluppate, implementate e testate sperimentalmente ulteriori funzionalità quali l’esecuzione di misure di Power Quality e l’analisi qualitativa del canale di comunicazione sulla rete BT, realizzando così dei prototipi di innovative smart meter, integrabili nell’architettura di misura proposta. L’attività di ricerca testè descritta e condotta nell’ambito del dottorato di ricerca costituisce il follow-up di alcune attività svolte dall’ing. Guaiana nell’ambito di precedenti collaborazioni tra il DEIM, l’INM-CNR (precedentemente denominato ISSIA) e l’STMicroelectronics. In particolare, l’ing. Guaiana prima dell’inizio del dottorato ha collaborato con il DEIM e l’INM-CNR nell’ambito di una borsa di studio (borse di studio post-lauream dal titolo “Studio teorico applicativo per lo sviluppo di dispositivi a microprocessore di interfaccia e di misura per applicazioni su smart grid”, nell'ambito del Progetto “Serpico – Sviluppo E Realizzazione di Prototipi di Inverter per impianti fotovoltaici a Concentrazione”-PO-FESR Sicilia 2007/2013). Durante tale attività era stata studiata una prima soluzione prototipale per un dispositivo di interfaccia per generazione distribuita. Tale attività ha costituito il punto di partenza per lo sviluppo dei dispositivi oggetto della tesi di dottorato. Le attività del dottorato sono state condotte in collaborazione con l’INM-CNR e la STMicroelectronics, in particolare nell’ambito di un contratto di ricerca finanziato da STMicroelectronics (“Smart grid”-Research contract STMicroelectronics S.r.l. – DEIM (rif. ST#2016-2206 PO Number 4000494849/Date 25.08.2017) e della convenzione operativa tra il DEIM ed l’INM-CNR aventi come oggetto lo studio di nuove infrastrutture informatiche per le smart grid. La stretta collaborazione con STMicroelectronics, inoltre, ha permesso di realizzare parte dell’ultima fase delle attività di ricerca presso un proprio sito durante i sei mesi del periodo di ricerca all’estero previsto dal corso di dottorato. Nello specifico lo sviluppo, l’implementazione e le prove sperimentali della funzionalità dell’analisi qualitativa del canale descritti nel Capitolo 4 sono stati realizzati presso i laboratori del sito dell’azienda STMicrolectronics (Grand Ouest) di Rennes, in Francia

Measurement uncertainty impact on simplified load flow analysis in MV smart grids

This work is focused on the measurement uncertainty impact on load flow analysis in medium voltage (MV) distribution networks. In more detail, the paper presents the uncertainty evaluation of a simplified load flow algorithm, which is based on the load power measurements at each secondary substation and one voltage measurement at the slack bus (i.e. the voltage at the MV bus bars of the primary substation). To reduce the costs of the monitoring system, the load flow algorithm makes use of LV load power measurements for all the substations except those of MV users, where MV transducers are usually already installed. The uncertainties on the algorithm input quantities (load powers and slack bus voltage) are calculated, considering the actual values of the loads power factors and currents and the accuracy specifications of the measurement instruments installed in the distribution network. Starting from the input quantities uncertainties, the power flows uncertainties are obtained applying the Monte Carlo analysis. The analysis is carried out on a real test system, i.e. the distribution network of Favignana Island. The compatibility is also shown between the algorithm power flow estimations and the power measurements

Uncertainty evaluation in load flow analysis: real MV distribution networks case studies

This work investigates the measurement uncertainty impact on load flow analysis in medium voltage (MV) distribution networks. The considered algorithm is a simplified load flow algorithm (LFA), developed by authors, which is based on the load power measurements at each secondary substation and one voltage measurement at the slack bus (i.e. the voltage at the MV bus bars of the primary substation). In the viewpoint of a real implementation, to reduce monitoring system costs, the LFA makes use of low voltage (LV) load power measurements for all the substations except those of MV users, where MV transducers are usually already installed. The uncertainties on LFA input quantities (load powers and slack bus voltage) are calculated, considering actual values of loads powers and currents and the accuracy specifications of measurement instruments installed in distribution network. Starting from this, power flows uncertainties are obtained applying a Monte Carlo analysis. The analysis has been carried out for real case studies; i.e. the distribution networks of Favignana and Ustica Islands. The following results refer to the Favignana case

Experimental investigation on PLC signal crossing of power transformers

In this work the use of PLC in MV-LV networks is investigated, by means of experimental tests in the case of a two-ways MV/LV communication between two secondary substations. The two substations are connected by a MV overhead power line. Moreover each substation has a by-pass connection at MV bus-bars and a MV/LV power transformer. A ST7580 transceiver is used to inject the communication signal. The transceiver is embedded in a new interface device developed by the authors. In the paper the communication issues are introduced and some experimental tests are presented and discussed. Such tests have been carried out in the presence of voltage net, i.e. 24 kV, with the aim to verify the possibility of power transformer crossing

Smart Interface Devices for Distributed Generation in Smart Grids: the Case of Islanding

With the increasing presence of distributed generators (DGs), the implementation of a smart sensors and actuators network in distribution grids has become crucial for different monitoring, management and protection functionalities. For DGs monitoring and control, sensors and actuators are usually embedded in so-called interface devices (IDs) or interface protection systems (IPSs). Existing IDs lack in communication interfaces both to the electrical energy Distribution System Operators (DSOs) and to the DGs inverter. In this framework, the authors have developed a new ID solution and a proper communication architecture, which allow implementing new smart functionalities based on the interaction with the DSO, such as remote control of DG power production or islanding detection. As regards this last aspect, a new islanding algorithm is proposed, based on both local measurements and communications with DSO. The effectiveness of the proposed solution is shown on the real case study of Ustica Island’s distribution network

A New Solution for Low-Voltage Distributed Generation Interface Protection System

In this paper, a new solution is proposed for the remote monitoring and control of distributed generators (DGs) and energy storage systems (ESSs) connected to low-voltage distribution networks. The proposed system fulfills the in-force standard requirements for the connection of DGs to the utility grid. Moreover, it allows implementing some enhanced functions for the remote control of inverters of DGs and ESSs, not only in terms of disconnection but also in terms of voltage regulation and power shuttering. The proposed solution is based on a new interface protection system and a dedicated secondary substation concentrator, which allows the communication between the distributed system operator and the inverters of DGs or ESSs. The proposed system was tested on field in the electrical network of the island of Ustica. An experimental characterization was carried out to find the best communication conditions, i.e., the frequency band with the lowest noise and attenuation, considering the signal amplitude and signal-to-noise ratio constraints, as well as the desired transmission data rate and transfer time

A New Low Cost Coupling System for Power Line Communication on Medium Voltage Smart Grids

This paper proposes and verifies the performance of an innovative and low cost coupling system for power line communication (PLC) on medium voltage (MV) smart grids. The coupling system makes use of the capacitive divider of the voltage detecting systems (VDSs) to inject and receive the PLC signal. VDS are usually already installed in the MV switchboards of the major electrical manufacturer all over the world according to IEC 61243-5. VDS are used to detect the presence of the mains voltage to guarantee personnel safety. An interface circuit has been developed to be connected between the PLC transceiver and the VDS socket. In this way, the PLC signal can be coupled to the MV network without installing a dedicated MV coupler, thus avoiding the related costs of the coupler, the installation, and the temporary service interruption. The innovative device is able to couple digitally modulated narrowband PLC signals with modulation rate up to 19.2 kbit/s. In this paper, first a description of the proposed solution is reported. Second, its communication performance has been tested in laboratory. Finally, different tests have been carried out in two MV smart grid real installations under normal operation, i.e., in the presence of the mains voltage