SEMINARIO Sviluppo della produzione di energia da fonti rinnovabili ed impatto sul sistema elettrico

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1 SEMINARIO Sviluppo della produzione di energia da fonti rinnovabili ed impatto sul sistema elettrico Strategia di controllo di generatori e di un parco eolico per contribuire alla regolazione della frequenza Stefano Massucco Università di Genova stefano.massucco@unige.it Scuola Politecnica - Villa Cambiaso, Salone Piano Nobile Genova, 3 novembre 2017

2 Introduzione La strategia europea per uno sviluppo energetico sostenibile richiede sistemi elettrici più efficienti e competitivi, in grado di garantire: Il soddisfacimento dei bisogni energetici La sicurezza della fornitura Il rispetto dell ambiente La riduzione delle emissioni di gas climalteranti L introduzione delle nuove tecnologie

3 Generazione Distribuita Obiettivi europei raggiungibili grazie alla diffusione della Generazione Distribuita Basata sulla diffusione di impianti elettrici alimentati da fonti energetiche rinnovabili (FER), quali eolico e fotovoltaico. Intermittenti Non programmabili Trascurabile emissione di gas climalteranti

4 di cosa ha bisogno la Rete Elettrica?? Adequacy: la generazione deve essere adeguata a soddisfare la domanda. Security: la fornitura dell energia alle utenze deve essere sempre garantita.

5 Requisiti Minimi VS Servizi alla Rete Requisiti minimi richiesti agli impianti di generazione, e servizi aggiuntivi che questi possono fornire al sistema elettrico.

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7 Andamento della potenza installata da rinnovabili in Italia dal 2008 al 2016 La nuova potenza installata nel corso del 2016 è stata di 778 MW, di circa 112 MW inferiore a quella installata nello stesso periodo del 2015 (-12%), ma superiore di 78 MW di quella installata nel In questo l andamento delle installazioni in Italia appare in linea con quanto osservabile a livello globale. Complessivamente la potenza installata da rinnovabili è pari a circa 51 GW (circa 34 GW se si esclude l idroelettrico) impianti rinnovabili in Italia, 51 GW (43 % della potenza complessiva), di cui circa 9000 eolico e fotovoltaico (98,7% degli impianti rinnovabili).

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9 Il nuovo scenario della rete elettrica Nelle reti elettriche con una penetrazione significativa di impianti eolici e fotovoltaici: I moderni generatori eolici a velocità variabile possono contribuire all inerzia del sistema; L inerzia del sistema diminuisce all aumentare del numero di impianti rinnovabili connessi alla rete, per la conseguente disconnessione di generatori sincroni tradizionali; Disturbi nel sistema elettrico causano escursioni più veloci della frequenza; Aumenta il rischio di load shedding dovuto a situazioni di sotto frequenza e il rischio di interruzioni in cascata.

10 Differenze tra Generatore Sincrono e Turbina Eolica Power Il generatore sincrono ha due variabili di controllo, la turbina eolica solo una, e la sua risposta inerziale non è intrinseca ma necessita di un azione di controllo.

11 Flessibilità delle fonti di Generazione a confronto Power L impianto eolico è la fonte di generazione più flessibile in termini di velocità di risposta e limiti tecnici di funzionamento

12 Partecipazione degli impianti eolici alla Regolazione Veloce della Frequenza Vantaggi: Gli impianti eolici sono in grado di variare il loro Set-Point di potenza molto velocemente; Rapida regolazione a scendere. Difficoltà: Orizzonte di previsione della velocità del vento; Regolazione a salire normalmente costosa. Conclusioni: Necessità di sviluppare un mercato per i servizi ancillari che operi vicino al tempo reale; Necessità di dividere il controllo della frequenza in due mercati, uno per la riserva a salire e uno per quella a scendere.

13 La risposta inerziale e la risposta in frequenza La risposta inerziale Ogni squilibrio tra generazione e fabbisogno provoca una deviazione della frequenza dal suo valore nominale. I regolatori di velocità delle unità di produzione agiscono automaticamente in modo da ristabilire l equilibrio. L entità e la rapidità della risposta del sistema elettrico nei primi istanti successivi all evento dipendono dal valore dell inerzia della rete. Le variazioni della frequenza in questi istanti possono raggiungere valori elevati. La risposta in frequenza

14 Regolazione Primaria della Frequenza La regolazione primaria della frequenza agisce in seguito ad una deviazione della frequenza dal suo valore nominale, e ristabilisce l equilibrio tra generazione e fabbisogno. Il servizio, obbligatorio per le unità di generazione tradizionali con potenza superiore ai 10 MW, non è per ora richiesto agli impianti rinnovabili. La regolazione della frequenza prevede poi due ulteriori fasi, la regolazione secondaria e terziaria.

15 Orizzonte temporale La risposta inerziale e le tre fasi di regolazione della frequenza si distinguono per l orizzonte temporale in cui operano:

16 Diminuzione della frequenza dovuta al distacco di una unità di generazione. Il minimo della frequenza è un valore critico per l affidabilità del sistema!

17 Generazione eolica L energia eolica è una fonte rinnovabile che sfrutta l energia cinetica del vento. L aerogeneratore trasforma l energia cinetica in energia meccanica di rotazione, e un generatore produce energia elettrica.

18 Inerzia di un impianto eolico Un impianto eolico adeguatamente controllato, può fornire alla rete il valore di inerzia desiderato. La costante di inerzia del sistema: 5! = '34 $ %,' ( * ) /2- %,' * / 0,1 Dove: $ %,' = costante d inerzia dell i-esimo generatore sincrono ( ) = velocità angolare nominale del sistema - %,' = numero di poli dell i-esimo generatore / 0,1 = energia cinetica effettiva disponibile della j-esima turbina eolica 6 7 = potenza nominale del sistema Il valore dell energia cinetica disponibile della turbina eolica / 0,1 risulta nullo in assenza di regolazione.

19 Controllo della turbina eolica Il controllore di una turbina eolica deve garantire in ogni condizione di funzionamento la massima potenza estraibile. L algoritmo di Maximum Power Tracking identifica la velocità di rotazione del rotore corrispondente alla massima potenza estraibile, per ogni velocità del vento, che risulta essere: 9 :;< = 1 2 >?@* A ; B ' C Fig.1 Potenza estraibile da una turbina eolica al variare della velocità del rotore. Dove A ; rappresenta il coefficiente di potenza e B ' la velocità del vento.

20 Caratteristica meccanica ed Inerzia virtuale La caratteristica meccanica di un impianto eolico ) = $ E'F ( % G( % - 0 * GH Dove - 0 sono le coppie polari del generatore eolico e ( % la velocità nominale dei generatori sincroni. Il valore dell inerzia virtuale può essere mantenuto costante, scelto un adeguato valore di l. $ E'F = l ( J K ( % $ 0 l = ( J ( % Dove ( JK rappresenta la velocità della turbina prima del disturbo.

21 Strategia di controllo dell inerzia virtuale Il valore dell inerzia virtuale può essere regolato implementando un anello di controllo supplementare integrato al controllore MPT, che modifica il riferimento di potenza da esso generato. MPT Controllore lato rete $ E'F

22 Simulazioni: variazioni di potenza Per un valore di Mnon nullo, viene modificato il riferimento di potenza in ingresso al convertitore. La variazione risulta maggiore per valori più elevati del gradino di carico applicato. Fig.2 Riferimento di potenza in ingresso al convertitore di potenza lato rete.

23 Simulazioni: variazioni di frequenza Le oscillazioni e la variazione di frequenza nei primi istanti successivi allo sbilanciamento di potenza risultano diminuite. Fig.3 Variazione della frequenza di rete in seguito ad un gradino di carico di 3MW.

24 Partecipazione di un parco eolico alla Regolazione Primaria La tecnica di controllo consiste nello sfruttare l energia cinetica immagazzinata dalla rotazione delle turbine per fornire una temporanea variazione di potenza. Le centrali eoliche possono supportare la regolazione primaria di frequenza, modificando la potenza generata per contribuire a compensare gli squilibri di potenza in rete.

25 Implementazione del modello Il modello di un parco eolico da 40MW, composto da 20 turbine da 2 MW ciascuna, è stato implementato sulla piattaforma di DIgSILENT PowerFactory.

26 Strategia di supporto alla Regolazione Primaria In seguito ad una variazione della frequenza dal suo valore nominale, il valore ottimo della potenza in uscita dal controllore MPT 9 J,' addizionale PQ RST,U PT. O J,' è modificato da un segnale 9 F)V,' = 9 J,' O J,' + WQ RST,U WT Il segnale addizionale di potenza è regolato da un filtro passa alto, è proporzionale alla variazione di frequenza e al coefficiente di sensibilità alla frequenza X U. Δ9 F)V,' Z = Z[ ' Z + 20Z * ΔM Z

27 Coefficiente di sensibilità alla frequenza Il controllo implementato prevede l ottimizzazione del valore del coefficiente X U in ogni condizione di funzionamento. L utilizzo di una look-up table permette di individuarne il valore ottimo al variare della velocità del vento. Fig.4 Variazione della potenza richiesta ad un impianto eolico, per diversi valori di X U. Velocità del vento ] U [m/s] In questo modo si ottimizza il contributo di ogni singola turbina, nel rispetto dei limiti di velocità e potenza generabile. ^_

28 Simulazioni: variazioni di frequenza Sono stati analizzati tre scenari corrispondenti a tre diversi intervalli in cui risultano comprese le velocità del vento, costanti durante le simulazioni. In tutti gli scenari si osserva una diminuzione della variazione massima della frequenza di rete, rispetto al caso in cui il parco eolico non partecipi alla regolazione primaria. Fig.5 Variazione della frequenza rete nei tre diversi scenari considerati.

29 Simulazioni: variazioni di potenza Per fornire un contributo al controllo della frequenza, il parco eolico modifica la potenza da esso generata. In seguito ad una diminuzione della frequenza, è richiesto al generatore eolico un aumento della potenza generata, che causa una diminuzione della velocità di rotazione. In seguito, una diminuzione della potenza riporta la velocità al suo valore iniziale. Fig.5 Potenza generata da un impianto eolico e velocità di rotazione delle turbine in seguito ad una variazione di carico di 50MW.

30 Risultati Il contributo del parco eolico alle attività di regolazione primaria può essere valutato considerando la massima deviazione della frequenza dal suo valore nominale, la network power frequency characteristic `a, e la massima variazione di potenza nei diversi scenari considerati. lmn Scenario T bcd.efg [Hz] h i [MJ] Q jkj [MW] Senza Supporto Scenario 1: Velocità basse Scenario 2: Velocità medie Scenario 3: Velocità alte Il supporto del parco eolico permette una diminuzione della massima variazione di frequenza.

31 Conclusioni La sostituzione di grandi impianti convenzionali con impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili causa una diminuzione dell energia cinetica immagazzinata nel sistema, a danno della stabilità e della sicurezza di esercizio. Un valore stabile della costante d inerzia permette una più lenta e limitata variazione della frequenza, riducendone le oscillazioni. Il controllo è reso possibile modificando il riferimento di potenza in uscita dal controllore MPT, su cui è basato il controllo tradizionale. Il contributo attivo di un parco eolico alle attività di regolazione primaria della frequenza aiuta a limitare le deviazioni della frequenza dal suo valore nominale, assicurando una maggiore stabilità ed affidabilità della rete, e permette la diminuzione della riserva rotante che deve essere garantita dalle unità di generazione convenzionali, portando ad una riduzione dei costi di esercizio a vantaggio degli operatori di rete.