INTERAZIONE GENERATORI - RETI DI DISTRIBUZIONE

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1 Torna al programma INTERAZIONE GENERATORI - RETI DI DISTRIBUZIONE Roberto Caldon

2 Generazione Distribuita: motivi di una possibile diffusione convenienza energetica derivante dalla cogenerazione; necessità di integrare le capacità di trasporto della rete; possibilità di sfruttare risorse energetiche disperse altrimenti non utilizzabili; presenza di incentivazioni.

3 Impatto sulle modalità operative, sul controllo e sulla stabilità del sistema In particolare: Sui livelli di corrente di cortocircuito e la necessità di adeguare le modalità di intervento delle protezioni; Sul mantenimento dei profili di tensione al variare dei flussi immessi in rete (regolazione della tensione); Sulla possibilità di formazione di isole indesiderate ( islanding ); Sulla presenza di transitori elettromeccanici e possibili fenomeni di instabilità dinamica.

4 Conseguenti interventi richiesti sulla rete di distribuzione Complessità di intervento Nuove strutture di rete (a petalo, magliata, microgrids, ) Allacciamento alla rete attuale Adeguamento delle Protezioni Realizzazione di nuove Cabine Primarie Grado Penetrazione=P GD / P carico

5 Confronto Costi / Benefici della GD Costi di intervento sul S.E. Valore economico Benefici della GD

6 Interfaccia DG - Rete Tecnologia dei motori primi turbine idrauliche motori alternativi, turbine a gas, turbine a vapore, turbine eoliche, motori Stirling, microturbine, sistemi fotovoltaici, celle a combustibile Tipo di connessione del Generatore Diretta (di macchine rotanti: sincroni, asincroni) Tramite Convertitore

7 Controllo previsto sui generatori Generatori destinati alla connessione su Linee di I Categoria: - Macchine rotanti di tipo asincrono (non autoeccitate); - Convertitori statici (funzionanti a f.d.p.=1). (con controllo P) Generatori destinati alla connessione su Linee di II Categoria: - Macchine rotanti di tipo trifase : Asincrono Sincrono - Convertitori statici trifase (con possibilità di controllo P/Q) (con controllo P ed eventuale rifasamento) (con regolatore di tensione e controllo P/Q)

8 Controllo coordinato di più GD (Virtual Power Plant) Controllo

9 Virtual Power Plant: Possibilità di ottimizzare : Scambio con reti esterne P sc Generazione elettrica Pg h Produzione termica Hg h Cogenerazione Hc h In funzione del: Carico termico Hdh Carico elettrico Pdh min f n = {( C h= 1 2 0h + C1h Pg h + C2h Pg h ) + ( B1h Hg h ) + ( Bc1h Hch )} + psc Psc η ( Pd + n n el Pg h + Hch ) + Psc = k = 1 ηth k = 1 h P perdite n k= 1 n h + Hch ) k= 1 ( Hg Hd + h H perdite

10 Controllo della rete di distribuzione Azioni di controllo : quelle azioni volte ad attenuare i disturbi interni ed esterni che possono modificare il punto di funzionamento desiderato. Sono previste pertanto azioni nell ambito: della frequenza: (contenimento dei transitori elettromeccanici) della tensione: (regolazione dei livelli di tensione ai nodi di rete).

11 Interazione della rete con la dinamica elettromeccanica dei Generatori macchine leggere (inerzie basse H < 1s): P acc. = P mecc. P elect. 2H P = ωn n 2 δ 2 t => rapidi movimenti del rotore a fronte di squilibri tra Pmecc e Pelettrica b) Piccole costanti di tempo (T d0) (=> minore potenza erogabile => Pacc magg.) c) elevate resistenze di statore (=> riduzione della potenza di smorzamento) (effetto benefico solo per guasti vicino ai morsetti).

12 Ridotti tempi critici di estinzione dei guasti ovvero il tempo massimo di estinzione del guasto che non compromette la stabilità del parallelo si riduce in relazione all inerzia H: t cr = 4δ ω cr 0 H p acc.

13 Effetti delle perturbazioni di tensione in termini di coppia accelerante sul rotore: C a P P Ω meccanica elettrica = Coppia Accelerante [p.u.] [s] (caso di guasto vicino )

14 Effetti delle perturbazioni di tensione in termini di coppia accelerante sul rotore: C a P P Ω meccanica elettrica = Coppia Accelerante [p.u.] [s] (caso di guasto lontano )

15 Richiusura fuori sincronismo di isole indesiderate Angolo di fase dell'isola Angolo di fase della rete Gradi [ ] [s] Sfasamento tra la tensione di rete e della GD rimasta in isola

16 Richiusura fuori sincronismo di isole indesiderate 1.20 Coppia Accelerante [p.u.] [s] Coppia accelerante a seguito della richiusura fuori sincronismo

17 Nella prospettiva di nuove tecnologie GD connesse tramite inverter controllato in P/Q In presenza di severe perturbazioni non sembrano sussistere problemi di aumento dei livelli della corrente di guasto e di first swing instability dei generatori. ->segue

18 Nella prospettiva di nuove tecnologie GD connesse tramite inverter controllato in P/Q

19 Regolazione della tensione sulla rete MT Attualmente avviene in genere : attraverso l inserzione/disinserzione dei banchi di condensatori connessi alla sbarra comune MT; agendo sul Variatore sotto carico del trasformatore di Cabina Primaria (che, come ben noto, comporta un azione di ridistribuzione della potenza reattiva). Si può pensare a questo fine di utilizzare la GD? ->segue

20 Regolazione della tensione sulla rete MT Attualmente avviene in genere : attraverso l inserzione/disinserzione dei banchi di condensatori connessi alla sbarra comune MT; agendo sul Variatore sotto carico del trasformatore di Cabina Primaria (che, come ben noto, comporta un azione di ridistribuzione della potenza reattiva). Difficile implementare, in fase di programmazione, una strategia di regolazione comunque valida!

21 Revisione dell attuale metodo di regolazione di tensione In corrispondenza ad una sensibile penetrazione della GD, l attuale metodo di regolazione della tensione dovrebbe essere rivisto e richiederebbe lo sviluppo di sistemi di regolazione più sofisticati. Esaminiamo alcune proposte

22 Proposta di controllo della tensione su una rete di distribuzione radiale con GD Linea 1 Rete AT Stazione AT/MT Linea 2 GD1 MT Linea 3 Coordinamento delle produzioni reattive dei Generatori Dispersi per il mantenimento della tensione entro una fascia di tolleranza

23 Algoritmo di regolazione Obiettivo: riportare la V ai nodi di riferimento entro la fascia di variazione ammessa V K = V K,limite - V K Variabili di Controllo: P i =0 i, Q i 0 i=2 (N g +1) Q B V * = Equazioni di Load Flow (metodo di Newton- Raphson) = n 2 n 2 n 2 n 2 Q Q P P B A C D V V θ θ M M M M J -1 Se per qualche nodo di riferimento la tensione esce dai limiti impostati, si attiva l algoritmo di regolazione delle reattive dei generatori V B Q = 1 ) ( * Se le reattive assegnate ad ogni generatore sono compatibili con le rispettive curve di capability, allora la soluzione trovata è accettabile

24 Algoritmo di regolazione Volendo anche minimizzare le perdite del sistema si può risolvere il seguente problema di minimo vincolato min P L V = B* Q = min ( A* Q + 1 Q 2 T D* Q) Necessità di continui calcoli di load flow: In ogni caso inadeguatezza per applicazioni on-line

25 Proposta di Controllori a Rete Neurale Linea 1 Possibili strutture di controllo P 1, Q 1 Q gi Rete AT AT/MT Linea 2 I) Controllore unico centralizzato V P 2, Q 2 Q gi ai GD CONTROLLORE UNICO Linea 3 Q gi P 3, Q 3

26 Proposta di Controllori a Rete Neurale Linea 1 Possibili strutture di controllo P 1, Q 1 C 1 Q gi Rete AT AT/MT Linea 2 II) Controllori dedicati distribuiti su ogni linea V P 2, Q 2 C 2 Q gi Linea 3 P 3, Q 3 C 1 Q gi

27 Controllo della potenza reattiva in un sistema a microgrid Rete AT C 1 Gen3 Gen1 Gen4 C 2 Gen2 Gen5 Gen6 Gen7 MT Gen8 C 3

28 Il controllo di isole autonome Problemi complessi da risolvere, in particolare: Per la regolazione di frequenza si deve disporre di un sistema di controllo che consenta il riequilibrio istantaneo tra carico e generazione disponibile (Controllo del carico o della generazione) Si deve affrontare il problema delle richiusure e in generale del parallelo tra la rete e l isola in corrispondenza di scambi con la cabina primaria. Si deve pensare ad una modalità di regolazione della tensione basata sulle disponibilità locali di potenza reattiva.

29 Proposta di ottimizzazione del controllo reattivo in condizione di mercato libero dei servizi Regolazione Complessiva GD Metodo basato sui costi della potenza reattiva OLTC Batterie condensatori di rifasamento

30 Funzione obiettivo Costo della Q prodotta dai GD Costo della Q importata dalla rete AT = Pp PL + C gen Qgen + Ccond Qcond f + C QAT Q AT Costo delle perdite attive Costo della Q prodotta dai banchi di condensatori

31 Valore della potenza reattiva generata P Limite inferiore di eccitazione P NOM Limite di Turbina Limite d armatura Regione I: QMin Q QLim1 la generazione/assorbimento di potenza reattiva avviene senza comportare una variazione della potenza attiva generata. P LIM2 Limite di campo Q Regione II: QLim1 Q QLim2 lo scambio di potenza reattiva con la rete comporta necessariamente una diminuzione della potenza attiva generata Q MIN Q LIM1 Q LIM2 Q MAX Curva di capability semplificata di un Generatore sincrono

32 Valore della potenza reattiva generata C Q [ ] Q LIM1 Q LIM2 Q MAX Q Remunerazione attesa dalla GD per produzione di potenza reattiva

33 Algoritmo di ottimizzazione min [ f = p P L + C gen Q gen + C cond Q cond +CAT QAT ] V min i V i V max i i=1:n Q min k Q k Q max k k=1:n g Q min j Q cond j Q max j j=1:n c tap min m tap max dove : n : Ng : Nc : numero complessivo dei nodi numero dei generatori numero dei banchi di condensatori

34 Applicazione dell algoritmo di ottimizzazione 1 Richieste del carico [p.u] ore

35 Applicazione dell algoritmo di ottimizzazione [Mvar] 10 5 GD Reactive Power Capacitor Reactive Power Tap position [p.u.]

36 Applicazione dell algoritmo di ottimizzazione Tensione di nod o [p.u.] Fascia di variazione consentita hours

37 Torna al programma Possibile futuro controllo di rete Flussi energetici : elettrici, termici Rete AT Distrib. D.G. Soggetti di controllo: Gestore Rete AT: (dispacc., servizi aux.) Distributore: (dispacc. flussi eletrici e termici, regolazione di tensione) V.P.P.: (ottimizzazione generazione) Carichi comunicazioni V.P.P.