Cerca nel sito per parola chiave

rapporti - Deliverable

Indicatori sintetici di stabilità per il controllo in linea del sistema elettrico nel contesto dell¿accesso liberalizzato alla rete di trasmissione

rapporti - Deliverable

Indicatori sintetici di stabilità per il controllo in linea del sistema elettrico nel contesto dell¿accesso liberalizzato alla rete di trasmissione

La liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica comporta una sostanziale riorganizzazione dell’industria del settore che evolve da una struttura verticalmente integrata verso una separazione delle attivita’ di produzione, trasmissione e distribuzione per le quali l’energia perde le tradizionali prerogative di “servizio” per assumere le specificita’ di “prodotto”, piu’ consone in un’ottica di mercato. Il nuovo assetto rende piu’ complessa la gestione del sistema di trasmissione in quanto comporta una molteplicita’ di attori e di scenari operativi, talvolta imprevedibili, che devono essere sostenuti nel rispetto di criteri di affidabilita’, qualita’ e sicurezza in un contesto di vincoli ambientali che non privilegia certamente potenziamenti strutturali con la realizzazione di nuove linee forzando il sistema ad essere esercito con minori margini operativi. Gli obiettivi prefissati vanno quindi perseguiti con l’impiego di nuove tecnologie, nei settori dell’elettronica di potenza (ad esempio i FACTS), dell’elaborazione di informazione e delle comunicazioni, che consentono l’implementazione di piu’ sofisticate filosofie di protezione e controllo. L’aspetto centrale nella conduzione di un sistema elettrico risiede nella possibilita’ di ottimizzarne lo sfruttamento contrastando con efficacia gli effetti di contingenze dovute sia ad impreviste disfunzioni o guasti sia a significativi scollamenti dell’assetto reale rispetto a quello previsionale sempre piu’ aleatorio per l’impatto delle nuove dinamiche di mercato. Le risorse a disposizione del gestore di rete per operare in sicurezza il sistema elettrico sono le protezioni ed i controlli agenti sui componenti di rete. Le protezioni sono principalmente rivolte alla salvaguardia dei dispositivi protetti con azione locale e non sempre rimuovono gli effetti della perturbazione: anzi, l’intervento di una protezione, talvolta intempestivo, nonche’ il ciclo automatico operativo, possono essere l’origine di una sequenza di eventi in cascata che causa la degradazione di estese aree di rete. E’ invece compito dei controlli attivare dei provvedimenti di ripristino tesi a riportare il sistema in un nuovo stato di funzionamento, superando criticita’ di ordine statico e dinamico. Le azioni di controllo possono altresi’ assumere connotazione economica non solo in quanto mirano a minimizzare l’impatto delle contingenze sul sistema mantenendolo il piu’ possibile operativo, ma anche perche’ molti controlli ricadono nella sfera dei servizi ancillari per i quali e’ prefigurabile la presenza di un mercato separato od integrato con quello primario dell’energia elettrica. L’attivita’ svolta si inquadra nella tematica del controllo in linea del sistema elettrico di trasmissione in AT focalizzando alcuni aspetti nel contesto di un quadro generale, che offre diverse opzioni di potenziale interesse applicativo, delineato con riferimento allo schema sintetico riportato in figura. In particolare sono individuabili due filosofie operative che possono peraltro confluire in un sistema integrato di controllo. La linea di controllo continuo vuol significare l’attivita’ di regolazione sia per fronteggiare la normale dinamica del sistema al fine di mantenere costante la frequenza ed un profilo ottimale di tensione, sia per contrastare gli effetti di contingenze anche severe sfruttando la rapidita’ di risposta di dispositivi specifici, quali i FACTS. L’alternativa consiste nell’affidarsi ad azioni di tipo discreto, ad esempio distacchi di carico o generazione, attivate in modo coordinato con ottica di sistema come temporizzazione, entita’ e localizzazione da criteri selettivi perfezionati da studi di simulazione. In ogni caso l’interesse e’ rivolto a problematiche associate ad interventi correttivi, ossia, considerando, al di la’ dell’evento, anche la risposta del sistema nella fase decisionale.

Risposta Controllo Azione Attivazione Continuo Protezione Intervento Evento SISTEMA (temp./intemp.) Criteri Correttivi Risposta ELETTRICO Controllo Contingenza Discreto Azione Perturbaz. Criteri Preventivi Stato Controllo in linea di un sistema elettrico Il controllo preventivo agisce in assenza di perturbazione con lo scopo di modificare un assetto operativo che avrebbe problemi di sicurezza al verificarsi di specifiche contingenze credibili. Studi di simulazione fuori linea possono individuare criticita’ rispetto alle quali attivare provvedimenti per recuperare margini di sicurezza. La molteplicita’ degli scenari derivanti dalla liberalizzazione dell’accesso alla rete di trasmissione tende oggi a privilegiare una valutazione in linea della sicurezza della condizione di lavoro, acquisita con tecniche di stima dello stato, non solo per confronto con situazioni codificate ma elaborando, nel contesto di uno screening di contingenze, margini ed indici significativi per decidere l’attivazione dell’azione preventiva. Questo modo di procedere utilizza simulazioni e richiede una buona rapidita’ di implementazione dei criteri decisionali al fine di poter esplorare ciclicamente un insieme consistente di contingenze in tempi ridotti; peraltro, una siffatta tecnica mantiene l’aderenza con le condizioni attuali di lavoro che, a pari perturbazione, possono essere determinanti sul successivo comportamento. L’impatto di contingenze severe rende necessarie anche azioni correttive, operanti in presenza e/o a seguito di perturbazione; l’attivazione di tali azioni e’ articolata in due fasi, predisposizione ed attuazione. La prima richiede l’identificazione della misura che andra’ intrapresa fra diverse proponibili (load shedding, generation tripping, island separation) e puo’ essere assistita da studi di simulazione fuori linea, focalizzati ad una tipologia di scenari e screening di contingenze che preparano un quadro decisionale di riferimento. Naturalmente, la fattibilita’ di questa analisi con procedure in linea, in assenza di contingenza, consentirebbe una correlazione con l’assetto operativo attuale, decisamente variabile nel contesto dell’accesso liberalizzato, che puo’ essere determinante, come gia’ evidenziato, sul comportamento perturbato del sistema. L’attuazione della misura correttiva e’ poi stimolata dalla rilevazione, locale o remota, dell’evento, come tale od indirettamente per effetto dell’intervento di una protezione, con un consenso prodotto dal quadro decisionale di riferimento. Con il progresso delle tecnologie informatiche e lo sviluppo delle telecomunicazioni, che consentono di acquisire con affidabilita’ anche misure remote sul sistema, si tende ad avvalersi sempre piu’ di controlli digitali avanzati con azioni correttive intelligenti asservite, cioe’, non solo all’evento ma anche a contributi di risposta del sistema. Si tratta, evidentemente, di un obiettivo impegnativo perche’ e’ necessario consolidare un criterio decisionale con estrema rapidita’ in quanto alcuni fenomeni di instabilita’, quali quelli d’angolo, hanno tempi d’evoluzione molto ridotti. Il valore aggiunto di questa impostazione e’ misurabile in termini di miglioramento della disponibilita’ del sistema nel senso di esercirlo con margini ridotti grazie alle potenzialita’ in termini di selettivita’ e tempestivita’ di intervento delle azioni di salvaguardia che potranno essere intraprese in caso di necessita’. Si possono individuare due possibili linee di sviluppo. La prima si riconduce ancora all’impiego di procedure di simulazione con modellizzazioni equivalenti semplici e selettive stimolate, in ingresso, dallo stato attuale pre-contingenza, dalla contingenza e dalla topologia di rete post-contingenza. Queste tecniche, seppure parzialmente orientate alla tipologia di rete cui sono applicate, sembrano tanto piu’ promettenti

quanto piu’ si riesce ad anticipare l’istante di termine della simulazione compatibilmente con l’affidabilita’ dell’indicatore che ne deriva. L’alternativa, e’ quella di non basarsi su un modello fenomenologico del sistema per valutare le grandezze di interesse, ma bensi’ di riferirsi a procedure di identificazione della risposta, eventualmente anche su basi statistiche o con l’impiego di reti neurali, fondate essenzialmente su insiemi di misure locali e remote rispetto alla posizione del centro di controllo. Con una siffatta impostazione occorre acquisire tutte quelle variabili di sistema piu’ strettamente correlate con i fenomeni che si devono evidenziare, quali, ad esempio, le misure di fasori che consentono correlazioni fra comportamenti non locali del sistema; quindi l’insieme di misura deve essere esaustivo rispetto a tutta l’area del sistema elettrico che puo’ presentare instabilita’, cio’ richiedendo di avvalersi di sofisticate tecnologie di telecomunicazione per la sincronizzazione e trasmissione dei dati in parte anche codificati da aspetti normativi [1.1]. L’attivita’ svolta si inquadra nel panorama sinteticamente delineato focalizzando, in particolare, la ricerca e la validazione, con tecniche di simulazione, di indicatori decisionali dell’evoluzione dinamica del sistema elettrico, per alcuni ambiti applicativi di interesse, di potenziale impiego per il coordinamento di controlli avanzati in linea operanti in tempo reale.

Progetti

Commenti