Sistema di controllo dello scambio di potenza tra accumulo e rete

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Isabella Giglio
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1 Sezione Toscana e Umbria Nord Pisa 22 maggio 2013 dell'energia da fonti rinnovabili e per i servizi di potenza Sistema di controllo dello scambio di potenza tra accumulo e rete Stefano Barsali Dipartimento di Ingegneria dell Energia dei Sistemi del Territorio e delle Costruzioni barsali@dsea.unipi.it

di potenza tra accumulo e rete Stefano Barsali Dipartimento di Ingegneria

2 Struttura dei sistemi elettrici Efficienza Contenimento del prezzo Sicurezza della fornitura Qualità del vettore elettrico Produzione in impianti di taglia elevata Economia di scala Elevati rendimenti Riduzione dell impatto ambientale Trasmissione su reti in altissima tensione Struttura magliata e interconnessa Sistemi predisposti per ospitare produzione Distribuzione con reti locali Struttura radiale Flussi unidirezionali verso utenti passivi Struttura verticalmente integrata

ambientale Trasmissione su reti in altissima tensione Struttura magliata e interconnessa Sistemi predisposti per

3 Energia elettrica e sistema elettrico L energia elettrica non è praticamente accumulabile Produzione e carico devono essere costantemente in equilibrio in ogni sistema elettrico, di qualunque dimensione Le reti elettriche possono costituire un limite ai flussi I margini di scostamento dall equilibrio sono minimi 10% di squilibrio porta a 2.5Hz di deviazione in 5 secondi I sistemi di regolazione devono essere sufficientemente pronti

elettriche possono costituire un limite ai flussi I margini di scostamento dall equilibrio sono minimi 10%

4 Se l equilibrio non viene mantenuto

5 Ruoli e funzioni attuali Accumulo combustibile e serbatoi idraulici Fonti primarie Produzione Reti Adeguamento topologia Riduzione perdite Qualità Riserva di rete Accesso Utenza Mantenimento equilibrio Regolazione Riserva

Adeguamento topologia Riduzione perdite Qualità Riserva

6 Dipartimento di Ingegneria dell Energia, dei Sistemi, Equilibrio tra generatori e carichi 10 Luglio Agosto 2012

7 Fluttuazioni fonti rinnovabili

8 Fluttuazioni rapide dovute alla macchina interazione torre-pala negli aerogeneratori Energie minime compensabili con l accumulo intrinseco dato dall inerzia delle macchine T 2 π Pf E = Pf sin ωtdt = ω sin ωtdωt = 0 0 Fonte: T.Ackermann Wind power in power systems 2P ω f T = 1 s P f = 0.15 p.u. P n = 1 MW E 50 kj 15 Wh E c 3 MJ E/E c < 2%

macchine T 2 π Pf E = Pf sin ωtdt = ω sin ωtdωt = 0 0 Fonte: T.

9 Fluttuazioni della sorgente eolica Fluttuazioni non prevedibili. Energie piccole facilmente ottenibili integrando sistemi di accumulo a bordo delle macchine T 2 π Pf E = Pf sin ωtdt = ω sin ωtdωt = Fonte: T.Ackermann 0 Wind power 0 in power systems 2P ω f T = 1 min P f = 250 kw P n = 1 MW E 5 MJ 1.5 kwh E c 3 MJ E/E c > 100%

delle macchine T 2 π Pf E = Pf sin ωtdt = ω sin ωtdωt = Fonte: T.

10 Fluttuazioni della sorgente eolica Sulle frequenze intermedie non ci sono fluttuazioni rilevanti Prevedibili, ma errori di previsione coinvolgono un numero elevato di generatori e una quota notevole di potenza Fonte: T.Ackermann Wind power in power systems

previsione coinvolgono un numero elevato di generatori e una

11 Anche se la previsione fosse esatta Manca la capacità di regolazione L inerzia del sistema è ridotta Manca un adeguato contributo alle correnti di corto circuito della rete Gli impianti sono spesso connessi a reti di distribuzione

adeguato contributo alle correnti di corto circuito della

12 Regolatore di frequenza nei sistemi elettrici tradizionali rete C Ω rif - contr. attuat. + inerzia + - P g Ω m

13 Risposta di un gruppo rotante ad una variazione di carico f f f n C P P n g C n =P g,n

14 Errore a regime e regolazione secondaria f f f n P tg C n C n P Una volta raggiunto l equilibrio permane uno scostamento della frequenza dal valore nominale

15 Errore a regime e regolazione secondaria f f f n P tg C n C n P Il dispacciatore centrale invia alle unità segnali opportuni per modificare le caratteristiche di ciascun gruppo in modo che la caratteristica complessiva intersechi quella del carico ad un valore di frequenza pari a quello nominale (50Hz)

caratteristiche di ciascun gruppo in modo che la caratteristica complessiva

16 50.15 La frequenza in 24 ore H z 50 H z :3 0 : : 3 0 : : 3 0 : :3 0 : : 3 0 : : 3 0 : : 3 0 : : 3 0 : : 3 0 : :3 0 : : 3 0 : :3 0 : : 3 0 : : : : : : : : : : : : : : 3 0

3 0 : 0 0 7 : 3 0 : 0 0 8 :3 0 : 0 0 9 : 3 0 : 0 0 1 1 :3 0 : 0 0 1 0 : 3 0 : 0 0 1 2 : 3 0 1 3 : 3 0 1

17 Come si possono far partecipare i sistemi di accumulo alla regolazione di rete

18 Sistemi di controllo inverter Logiche usuali: Funzionamento in parallelo controllo in modulo e fase della tensione rispetto alla rete (controllo PQ) controllo in corrente (modulo e fase rispetto alla rete) Funzionamento in isola controllo in ampiezza e frequenza della tensione Necessità di modificare il controllo in funzione della condizione di funzionamento (segnale di commutazione) Necessità di coordinare il funzionamento di più inverter in parallelo su un isola Comunicazione tra macchine, e tra macchine e interfaccia

frequenza della tensione Necessità di modificare il controllo in funzione della condizione di funzionamento (segnale di

19 Sistemi di controllo inverter Logica ideale per svolgere servizi di rete: Deve agire solo sulla base di misure locali Deve operare in parallelo alla rete, in parallelo ad altri dispositivi simili ed in isola Non deve influenzare le protezioni di rete, né essere danneggiato o influenzato dalle richiusure automatiche delle protezioni di rete Non deve essere necessario riconoscere se il sistema stia funzionando in isola o in parallelo alla rete

influenzare le protezioni di rete, né essere danneggiato o influenzato dalle richiusure automatiche delle

20 Logica controllore con statismo Frequenza di rete Tensione ai morsetti Riferimento di frequenza Riferimento di tensione f V f ref V ref P ref Riferimento P Riferimento Q Inverter con controllo di potenza Q ref P inv Q inv Potenza attiva erogata Potenza reattiva erogata Inverter con cotrollo di ampiezza e frequenza della tensione segnali di rete programma di gestione Controllo con statismo Stima SOC SOC riferimenti Controllo Inverter impulsi misure dalla batteria Rete Inverter sbarra in CC Batteria

Potenza reattiva erogata Inverter con cotrollo di ampiezza e frequenza della tensione segnali di rete programma di gestione

21 Accumulo Misure dai morsetti dell inverter P Q V I ϑ V f V R + _ P P max Lim I Q frequenza Dipartimento di Ingegneria dell Energia, dei Sistemi, I DC V DC E ϑ E Generatore degli impulsi di accensione Architettura controllore impulsi I inv E, ϑ E I inv Controllo di massima corrente Filtro on/off P, Q, I Tensione V, ϑ V Al controllo delle valvole Misure dai morsetti dell inverter Controllo Pmin frequenza f 0 f 1 f 2 P 1 Controllo con statismo Controllo Pmax Potenza attiva Controllo Qmin V ref Tensione riferimento V ref0 Q Controllo Qmax Potenza reattiva ( t ) V m ( t ) sin f ( t ) E = π dt dc 2

22 Esempio su rete MT - schema

23 Esempio su rete MT risultati simulazioni Potenze SWVC Potenze RETE P [kw] Q [kvar] tempo [s] P [kw] 1000 Q [kvar] Isola Parallelo Mod. rif. V Mod. rif. f tempo [s] frequenza [Hz] tempo [s]

24 Esempio su rete BT - schema Prime source Prime source + _ + _ Inverter 1 Inverter 2 Grid equivalent Filter Filter Grid switch 1 Eq. loads 2 Shedding relay Inverters: Pn=85kW Imax=1.5p.u. Ip max=2.2 p.u. Voltage droop: 5% Frequency droop: 2% V r0 =1p.u f =1.015 f = Loads: P1=140kW Q1=60kvar P2=300kW Q2=150kvar Grid: Pcc=10MVA S. Barsali, D.Poli, Innovative techniques to control inverter interfaced distributed generators International conference on electricity distribution, CIRED 2003, Barcelona, Spain, May 12-15, 2003

25 Esempio su rete BT risultati simulazioni Real power [p.u.] Fault begins Load shedding 3 2 Current rms [p.u.] Load shedding Fault clearing Automatic reclosure Resynchr. Fault clearing Automatic reclosure Time [s] Fault begins Resynchr. Time [s] Reactive power [p.u.] Fault begins Load shedding Bus voltage rms [p.u.] Fault begins Load shedding Resynchr. 0.4 Fault clearing Automatic reclosure Fault clearing Automatic reclosure Time [s] Time [s] S. Barsali, D.Poli, Innovative techniques to control inverter interfaced distributed generators International conference on electricity distribution, CIRED 2003, Barcelona, Spain, May 12-15, 2003

26 Funzionamento inverter EEI -20 kw 50.1 Hz s 200

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