Controllo del sistema in tempo reale

Dimensione: px

Iniziare la visualizzazioe della pagina:

Download "Controllo del sistema in tempo reale"

Pietro Blasi
8 anni fa
Visualizzazioni

1 Controllo del sistema in tempo reale L obiettivo principale del controllo in tempo reale del sistema elettrico è quello di assicurare, istante per istante, la copertura del fabbisogno, ottemperando ai requisiti predefiniti di sicurezza e qualità del servizio. Attività svolte in tempo reale: La stima dell attuale punto di funzionamento del sistema (stima dellostato) La verifica di sicurezza del punto di lavoro stimato L eventuale adozione di azioni correttive (sui set point dei regolatori, sull assetto di rete, attivazione della riserva terziaria, piani di difesa e di riaccensione, )

Attività svolte in tempo reale: La stima dell attuale punto di funzionamento del sistema (stima dellostato) La verifica di sicurezza del punto di

2 Sicurezza di funzionamento (security) Capacità del sistema di reagire a disturbi e guasti, mantenendosi integro e limitando l estensione e la durata di eventuali disalimentazioni. Supposta l adeguatezza previsionale del sistema a coprire il carico, la sicurezza di funzionamento è il risultato dell applicazione di misure volte a rendere il sistema robusto nei confronti di eventi anomali: allocazione di opportune ridondanze/riserve sia sul sistema di produzione che di trasmissione predisposizione di un opportuno sistema (automatico/manuale) di salvaguardia del sistema: dal controllo ordinario (regolazione e protezione) a quello d emergenza (piano di difesa). La sicurezza statica è verificata tramite: verifica delle prestazioni richieste a ciascun componente, mediante simulazioni di load flow, a sistema integro ( sicurezza N ) o già compromesso (N-1, ) calcoli di corto circuito (le protezioni sono in grado di aprire le I cc?) La sicurezza dinamica è verificata essenzialmente mediante verifiche di range, basandosi su simulazioni dinamiche già svolte off-line.

eventi anomali: allocazione di opportune ridondanze/riserve sia sul sistema di produzione che di trasmissione predisposizione di un opportuno sistema (automatico/manuale) di salvaguardia del sistema:

3 Note sui calcoli di Load Flow In genere, per velocizzare i calcoli da svolgere in tempo reale, si utilizzano coefficienti di sensitivity (o di riporto ) per valutare direttamente l effetto di eventi specifici: s hk, i = p p hk i Variazione di flusso di potenza sull elemento che collega i nodi h e k, per effetto di una variazione della potenza iniettata nel nodo i. Tale coefficiente serve per valutare rapidamente l effetto della perdita di generatori o quello di variazioni di carico (inattese o a seguito di load shedding). Dipende dalla matrice di load flow (inalterata per effetto degli eventi citati). α hk, rs p hk p = ' p rs hk Variazione di flusso di potenza sull elemento che collega i nodi h e k, per effetto dell annullamento della potenza p rs che transitava sull elemento che collega i nodi r e s. Tale coefficiente serve per valutare rapidamente l effetto della perdita di un elemento longitudinale della rete (linea o trasformatore). E valutabile dalla matrice di load flow, opportunamente alterata a seconda dell evento considerato.

Tale coefficiente serve per valutare rapidamente l effetto della perdita di generatori o quello di variazioni di carico (inattese o a seguito di load shedding).

4 Poteri dell Operatore di Sistema Subordinati al mercato Straordinari ed accentrati STATO DI ALLERTA - violazione di uno o più limiti operativi di trasmissione o generazione E/O - frequenza di rete e/o potenze di scambio al di fuori dei normali range E/O Si qualifica così lo stato di funzionamento del sistema: - previsione di mancato rispetto del bilanciamento di rete disturbo STATO NORMALE (rispetto dei vincoli di sicurezza e qualità) - rispetto dei limiti operativi di trasmissione e generazione - frequenza di rete e potenze di scambio con i sistemi confinanti all interno dei normali range - rispetto previsionale del bilanciamento di rete disturbo difesa difesa STATO DI EMERGENZA STATO NORMALE SICURO Lo stato rimarrebbe normale anche in caso di fuori servizio di un qualsiasi componente del sistema ripristino -Necessità di effettuare azioni immediate sul sistema per evitare un black-out. -Intervento automatico delle protezioni del piano di difesa disturbo STATO NON NORMALE (vincoli di sicurezza e/o qualità violati) ripristino BLACK OUT Inseguimento del carico Soddisfare la domanda secondo l equilibrio di mercato con qualità e sicurezza Obiettivi di esercizio Ritornare allo stato normale evitando o limitando il black out Social & Business Continuity

(rispetto dei vincoli di sicurezza e qualità) - rispetto dei limiti operativi di trasmissione e generazione - frequenza di rete e potenze di scambio con i sistemi confinanti all interno dei normali

5 Disturbi iniziali: I principali eventi che possono far degradare il funzionamento del sistema elettrico verso uno stato diverso da quello Normale e Sicuro, con tempistiche variabili dal centinaio di millisecondi a qualche minuto, possono essere molto schematicamente ricondotti a: Errata previsione del carico Se consistente a livello zonale o nazionale, va ricondotta in genere all incertezza meteorologica o a eventi sociali anomali (scioperi, eventi TV, festività, ). Indisponibilità improvvisa (parziale o totale) di importanti unità di generazione Guasto del componente, scatto di protezioni attivate da sovraccarico, corto circuito, Perdita improvvisa di importanti componenti di rete Scatto di protezioni attivate da sovraccarico, corto circuito, fulminazione, Si noti che: le prime due tipologie di evento alterano direttamente sia l equilibrio fra potenza prodotta e generata che i flussi di potenza sugli elementi di rete (prima e dopo la regolazione di f). la terza tipologia d evento non altera direttamente l equilibrio fra produzione e carichi, bensì i flussi di potenza sui rimanenti elementi di rete.

meteorologica o a eventi sociali anomali (scioperi, eventi TV, festività, ).

6 Possibili evoluzioni in assenza di opportune azioni correttive/di emergenza: Alterazione dell equilibrio fra potenza prodotta e generata variazione della frequenza, eventualmente fino al collasso di frequenza (abbassamento di f al di sotto della soglia di distacco automatico dei generatori, in Italia a 47.5 Hz) Alterazione dei flussi di potenza sugli elementi di rete sovraccarico di componenti fino al distacco per intervento dei relé di massima corrente, cascading, separazione in aree (islanding) con rischio di collasso di frequenza nelle aree deficitarie (v. blackout Italia 2003) alterazione dei profili di tensione, con eventuale abbassamento fino al collasso di V.

5 Hz) Alterazione dei flussi di potenza sugli elementi di rete sovraccarico di componenti fino al distacco per intervento dei relé di massima corrente, cascading,

7 Azioni correttive/di emergenza: Dipendono ovviamente dall evento e quindi dai tempi che si hanno a disposizione per agire: Fenomeni ad evoluzione rapida richiedono interventi automatici Fenomeni ad evoluzione più lenta possono essere gestiti in maniera manuale Fenomeni previsti per i giorni successivi consentono interventi programmati (attivazione del PESSE). La prima linea di difesa (stato normale; stato di allerta) E costituita, a livello preventivo, dalla programmazione di uno stato di funzionamento normale e sicuro. E supportata in tempo reale, durante il normale esercizio: - dai sistemi di regolazione automatica di f e V. Le violazioni del bilancio di potenza attiva sono compensate dalle regolazioni primaria di frequenza e secondaria frequenza/potenza. I livelli di tensione richiesti sono mantenuti dalle regolazione primaria di tensione e da quella secondaria di area - azioni di ripristino delle bande di regolazione secondaria (regolazione III di f e di V), modifica del set point di potenza di scambio con l estero sul regolatore secondario di frequenza, modifica dell assetto di rete.

La prima linea di difesa (stato normale; stato di allerta) E costituita, a livello preventivo, dalla programmazione di uno stato di funzionamento normale e sicuro.

8 La seconda linea di difesa (stato di allerta) La seconda linea di difesa è costituita dal sistema automatico di protezione, che ha il compito di escludere dal servizio in modo rapido, selettivo ed affidabile, gli elementi guasti prima che questi siano causa di incidenti o influenzino negativamente lo stato di funzionamento del sistema elettrico. Lo stesso sistema automatico deve rapidamente riconnettere gli elementi a seguito di guasti che si sono auto-estinti (o sconnessi per scatto intempestivo), prima che si inneschino fenomeni di cascading. L ISO stabilisce i criteri di protezione e le strategie di taratura degli apparati. La terza e quarta linea di difesa (stato di emergenza) Rientrano nel cosiddetto Piano di Difesa. Hanno rispettivamente lo scopo di: prevenire separazioni dal sistema europeo evitare il collasso di frequenza e/o di tensione, a rete ormai isolata; riportarsi rapidamente al parallelo La quinta linea di difesa (stato di brownout o di blackout) Attivazione del Piano di Riaccensione, per contenere l Energia Non Fornita.

Lo stesso sistema automatico deve rapidamente riconnettere gli elementi a seguito di guasti che si sono auto-estinti (o sconnessi per scatto intempestivo), prima che si inneschino fenomeni di

Documenti analoghi

MODALITA DI UTILIZZO DEL TELEDISTACCO APPLICATO AD IMPIANTI DI PRODUZIONE DA FONTE EOLICA

MODALITA DI UTILIZZO DEL TELEDISTACCO APPLICATO AD IMPIANTI DI PRODUZIONE DA FONTE EOLICA 2 INDICE 1. PREMESSA... 3 2. SCOPO... 4 3. UTILIZZO DEL TELEDISTACCO DA ATTUARE IN MODALITA LENTA. 4 3.1 PROCEDURA