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Risposta transitoria della frequenza di rete: impatto della penetrazione di generazione rinnovabile non programmabile e del contributo inerziale di sistemi di accumulo elettrochimico per il sistema elettrico della Sardegna

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Risposta transitoria della frequenza di rete: impatto della penetrazione di generazione rinnovabile non programmabile e del contributo inerziale di sistemi di accumulo elettrochimico per il sistema elettrico della Sardegna

Il rapporto analizza le criticità, dovute alla penetrazione di generazione rinnovabile non programmabile, per la stabilità di frequenza in scenari della rete della Sardegna al 2020, e valuta, come possibili contromisure, il supporto inerziale e di regolazione primaria da parte di sistemi di accumulo di tipo elettrochimico e il supporto di regolazione primaria da parte di carichi termici controllabili.

Il rapporto analizza le criticità e le possibili contromisure da adottare per garantire la sicurezza di esercizio di sistemi elettrici caratterizzati da elevata penetrazione di Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP), con riferimento alla stabilità di frequenza in regime perturbato (grandi perturbazioni).
In particolare, nella prima parte (Parte I) l’analisi è focalizzata sulla risposta transitoria di Sistemi di Accumulo (SdA) elettrochimico impiegati per fornire un supporto alla regolazione primaria di frequenza e all’inerzia globale del sistema (c. d. dispositivo “power intensive”, come ipotizzato dal gestore di rete Ternanei due progetti pilota in corso di realizzazione in Sardegna e Sicilia); nella seconda parte (Parte II), invece, l’attenzione è posta sul carico, un componente dinamico in grado di contribuire alla regolazione di frequenza (c. d. Demand Side Response System Frequency Control definito nell’ENTSO-E Network Code on Demand Connection) attraverso una opportuna modulazione della potenza prelevata dalla rete (carico flessibile). La valutazione del contributo alla stabilità di frequenza fornito dalle due tipologie di contromisura è effettuatasimulando il funzionamento rispettivamente di una batteria a litio-ione e di un carico regolabile dotato di inerzia termica (es. frigorifero, boiler).
Le simulazioni sono state condotte su un modello dinamico, di previsione al 2020, del sistema elettrico della Sardegna, modello sviluppato in ambiente DigSILENT Power Factory nel corso della precedente attività RdS.
L’abilitazione alla regolazione di frequenza di un sistema di accumulo è ottenuta inserendo un opportuno regolatore proporzionale che modula la potenza in uscita in funzione dell’errore di frequenza rilevato in rete. La funzione di emulazione dell’inerzia sintetica, invece, è descritta in termini di una legge di controllo che modula la potenza in uscita del SdA in funzione della derivata prima di frequenza. Le simulazioni, condotte con una batteria costituita da 4 moduli da 5 MW/MWh ciascuno, mostrano che l’effetto dei SdA in sola regolazione primaria (ossia senza il contributo di inerzia sintetica), specialmente in caso di sovraccaricabilità transitoria, è già significativo in sistemi elettrici di dimensioni contenute. L’aggiunta del supporto inerziale migliora ulteriormente la risposta, anche se per rendere efficace tale contributo serve una sovraccaricabilità transitoria superiore rispetto a quella evidenziata nel caso della sola regolazione primaria.
I risultati ottenuti mostrano l’effettiva potenzialità dell’uso dei SdA a supporto della sicurezza dei sistemi elettrici. Per quanto riguarda, in particolare, il contributo all’inerzia sintetica, tuttavia, occorre evidenziare alcuni problemi di realizzazione pratica: non solo il sovradimensionamento necessario per fornire tale servizio incide sui costi costruttivi dei dispositivi, e conseguentemente sui costi di investimento, ma vi sono anche criticità implementative dei controllori, dovute ai possibili disturbi sulla forma d’onda della tensione e, quindi, sulla misura della derivata di frequenza.
Per quanto riguarda il contributo alla regolazione di frequenza da parte di carichi termostatici flessibili, è stato considerato un modello dinamico, sviluppato nel precedente piano annuale di RdS, di due tipi di carichi domestici: i frigoriferi ed i boiler. È stata adottata la strategia di controllo Demand Side Response SystemFrequency Control proposta da ENTSO-E, supponendo di poter modificare dinamicamente le soglie di attivazione/disattivazione del termostato di ciascun dispositivo in funzione del valore attuale dell’errore di frequenza, oltre che della temperatura di setpoint impostata. Per valutare l’efficacia del controllo, nelcontesto della rete previsionale sarda si è simulato un insieme sufficientemente numeroso di frigoriferi e di boiler, con parametri fisici dai valori stocastici, e sono stati assunti alcuni indici di prestazione per la regolazione primaria e specifiche di regolazione secondaria, in accordo a regole stabilite in ambito ENTSOE.
Per valutare la sensibilità dei risultati alle diverse condizioni di temperatura ambientale, sono stati considerati due scenari, uno primaverile ed uno autunnale, per ciascuno dei quali sono state simulate la perdita di un gruppo di generazione convenzionale, con conseguente diminuzione della frequenza, e la perdita di un collegamento HVDC in export, con conseguente aumento della frequenza. Il controllo è stato implementato in diverse configurazioni, definite da diversi valori di sensibilità del carico alla frequenza e di tempi di reset (ossia tempi di ritardo massimo di disattivazione del controllo) dei termostati. Dai risultati emerge l’efficacia del contributo del carico alla regolazione primaria: ad esempio, per eventi di sovra-frequenza, il carico è in grado di fornire un contributo che, rispetto al caso di assenza di controllo, riduce sensibilmente la deviazione massima della frequenza e i tempi di rientro della frequenza entro la banda morta del controllo. In tutti i casi considerati, nonostante l’inevitabile recupero richiesto dai carichi dopo il contributo in regolazione primaria, non si sono verificate violazioni delle specifiche di regolazione secondaria. Occorre infine osservare che la risposta dei carichi flessibili è strettamente legata al numero di dispositivi accesi (e quindi alla potenza resa disponibile per la regolazione). Per questo, il contributo di regolazione per i transitori di sovrafrequenza è superiore a quello in sottofrequenza, particolarmente nel caso dello scenario primaverile, in cui la potenza consumata dai carichi inizialmente accesi (in cui i boiler giocano un ruolo più rilevante) è inferiore.

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