Optimal Grid Connection Capacity of a Hybrid Renewable Microgrid: An Energy Management and Economic Optimisation Model
Questo articolo presenta un modello di gestione dell'energia e di ottimizzazione economica per determinare la capacità ottimale di connessione alla rete per una microrete ibrida rinnovabile, riducendo con successo il suo costo livellato del 2,8% attraverso vari scenari di carico mediante un algoritmo basato sulla priorità che bilancia i costi di importazione, della generazione di backup e dell'accumulo.
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Immaginate un piccolo quartiere autosufficiente che genera la propria elettricità grazie al sole e al vento, accumula l'energia in eccesso in una gigantesca batteria e tiene un gruppo elettrogeno a gas in standby per le giornate nuvolose e calme. Questa è una microrete. In passato, gli ingegneri progettavano questi sistemi ipotizzando quanto potere avrebbero potuto prelevare dalla rete elettrica principale o quanto avrebbero potuto inviare indietro. Spesso dimensionavano il collegamento alla rete principale basandosi su una stima del caso peggiore, il che significava pagare per un cavo grande ed costoso che rimaneva per lo più inutilizzato. Ma i mercati elettrici stanno cambiando. I prezzi per l'acquisto e la vendita di energia fluttuano ogni ora, e il costo per mantenere attivo un collegamento è una bolletta fissa che deve essere pagata indipendentemente da quanta elettricità scorra effettivamente. La domanda che i ricercatori si pongono ora è semplice ma difficile: qual è la dimensione esatta di quel collegamento alla rete principale che mantiene l'intero sistema funzionante al costo più basso, senza lasciare nessuno al buio?
Un team di ricercatori dall'Ucraina ha costruito un modello informatico per rispondere a questa domanda per un tipo specifico di microrete ibrida. Non si sono limitati a guardare quanta energia potevano produrre i pannelli solari o le turbine eoliche; hanno creato una simulazione economica dettagliata che pesa ogni possibile costo contro ogni possibile beneficio. Il loro sistema include un impianto solare da sessanta kilowatt, una turbina eolica da venti kilowatt, un generatore a gas di backup da quaranta kilowatt e un sistema a batteria capace di immagazzinare duecento kilowattora di energia. Il modello tiene conto anche di una realtà cruciale: non tutti gli utenti elettrici sono uguali. Alcuni carichi, come gli ospedali o i sistemi di sicurezza, sono critici e non devono mai perdere l'alimentazione, mentre altri, come l'illuminazione stradale o il riscaldamento degli uffici, possono essere interrotti se necessario. I ricercatori hanno assegnato una penale finanziaria a qualsiasi carenza di potenza, rendendo il costo di un blackout un numero reale nella loro equazione, proprio come il prezzo del carburante.
Il cuore del loro lavoro è un nuovo modo di decidere da dove ottenere l'elettricità quando il sole non splende e il vento non soffia. Invece di accendere ciecamente il generatore a gas di backup, il modello confronta il costo del carburante necessario per farlo funzionare con il prezzo attuale dell'acquisto di elettricità dalla rete principale. Se il prezzo della rete è inferiore al costo del gas, il sistema acquista energia. Se il gas è più economico, il generatore entra in funzione. Questa decisione avviene ogni ora, reagendo al mercato mutevole. Il modello esegue poi migliaia di simulazioni, testando diverse dimensioni per il collegamento alla rete principale, che vanno da un sottile filo a un cavo massiccio capace di gestire la massima potenza che il sistema potrebbe mai esportare. Per ogni dimensione, calcola il costo giornaliero totale, che include il prezzo del carburante, l'usura della batteria, le tariffe per il collegamento stesso e le penali per qualsiasi energia che non sia stata possibile consegnare ai clienti.
I risultati di queste simulazioni rivelano un modello chiaro. Man mano che la domanda totale di elettricità nella microrete aumenta, anche la dimensione ottimale del collegamento alla rete principale cresce, ma non in linea retta. Per un carico piccolo di quaranta kilowatt, la dimensione del collegamento più economica è sorprendentemente piccola, poco meno di diciotto kilowatt. Quando il carico cresce a duecento kilowatt, la dimensione ottimale del collegamento sale a centosettanta kilowatt, che è la massima potenza che il sistema può fisicamente esportare. Tuttavia, il beneficio finanziario nel trovare questa dimensione perfetta diminuisce man mano che il sistema diventa più grande. Per lo scenario del carico più piccolo, l'ottimizzazione della dimensione del collegamento ha ridotto il costo giornaliero totale di quasi il tre per cento. Per i carichi più grandi, i risparmi sono diventati minori, scendendo a meno dell'uno per cento, perché il sistema era già costretto a utilizzare un collegamento ampio per soddisfare l'elevata domanda.
Fondamentalmente, lo studio ha rilevato che se il carico cresce troppo — specificamente a duecentoquaranta kilowatt — il sistema incontra un muro invalicabile. Anche con il collegamento più grande possibile, la potenza disponibile da solare, eolico, batteria e generatore non può soddisfare la domanda. In questo scenario, il modello mostra che il sistema fallirebbe inevitabilmente a fornire sessantaquattro kilowattora di elettricità al giorno, attivando le penali finanziarie per la perdita di potenza. Ciò indica un limite a quanto il sistema possa crescere senza aggiungere ulteriore generazione o stoccaggio. I ricercatori hanno inoltre notato un limite nel loro attuale modello: la batteria è gestita da una regola semplice che la riempie quando c'è energia in eccesso e la svuota quando c'è una carenza, senza guardare avanti per vedere se i prezzi dell'elettricità scenderanno più tardi nella giornata. Ciò significa che la batteria potrebbe non essere utilizzata in modo efficiente come potrebbe se il sistema potesse prevedere il prezzo futuro dell'energia.
In definitiva, questo lavoro fornisce uno strumento pratico per ingegneri e pianificatori. Dimostra che trattare il collegamento alla rete principale come una variabile flessibile, piuttosto che come un presupposto fisso, può portare a risparmi reali. Bilanciando il prezzo dell'energia importata con il costo della generazione locale e dello stoccaggio, e tenendo conto del costo reale delle interruzioni di corrente, il modello trova il "punto di equilibrio" per la dimensione del collegamento. Questo approccio assicura che la microrete rimanga affidabile per i suoi utenti più critici pur evitando lo spreco di pagare per un collegamento troppo grande rispetto alle sue reali necessità. Lo studio conferma che, sebbene i risparmi possano sembrare piccoli in termini percentuali, essi rappresentano un uso più efficiente delle risorse, dimostrando che anche in un sistema complesso di cavi, batterie e generatori, il giusto calcolo economico può fare una differenza misurabile.
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