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Valutazione del rischio di esercizio del sistema elettrico, considerando l’aleatorietà della produzione eolica e soluzioni di controllo per le reti HVDC multiterminali

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Valutazione del rischio di esercizio del sistema elettrico, considerando l’aleatorietà della produzione eolica e soluzioni di controllo per le reti HVDC multiterminali

Il rapporto presenta (1) metodi analitici di Probabilistic Load Flow (PLF), per reti AC e per reti DC, per valutare l’impatto delle aleatorietà sull’esercizio del sistema elettrico; a tal fine introduce modelli degli errori di previsione della generazione eolica e del carico. (2) Successivamente presenta modelli statici e dinamici di reti HVDC multiterminali con relativi controlli, finalizzati a valutazioni di stabilità del sistema elettrico.

Il rapporto presenta (I) metodologie e strumenti per valutare il rischio di esercizio in presenza di aleatorietà in rete e (II) innovative soluzioni di controllo per reti multi-terminali in corrente continua per l’integrazione della produzione eolica offshore. Con l’obiettivo di valutare l’impatto delle aleatorietà delle iniezioni di potenza sull’esercizio del sistema elettrico, la Parte I presenta anzitutto dei modelli delle incertezze previsionali sugli assorbimenti di potenza dei carichi di rete e sulle produzioni da parte degli impianti eolici. In effetti, l’errore diprevisione della produzione di un impianto eolico dipende da molti fattori tra cui l’orizzonte temporale di previsione, ma anche l’area geografica occupata dall’impianto eolico e il numero di turbine eoliche che costituiscono l’impianto. Inoltre, produzioni eoliche correlate presentano errori di previsioni a lorovolta correlati. L’incertezza previsionale sugli assorbimenti dei carichi è influenzata da diversi fattori tra cui l’effetto stagionale e l’ora del giorno, nonchè l’estensione geografica dell’aggregato di carichi oggetto della previsione. Una volta modellate le incertezze previsionali legate ai carichi ed alle produzioni eoliche si presentano alcuni metodi di soluzione analitica del load flow probabilistico per reti AC, per ottenere la distribuzione di probabilità delle tensioni ai nodi (in modulo e fase) e dei flussi di potenza nei rami (attiva e reattiva) della rete. Tali distribuzioni consentono di valutare i rischi di collasso e di congestione a fronte di iniezioni incerte. I metodi di tipo analitico presentati, basati sullalinearizzazione delle equazioni di load flow e sugli sviluppi in serie di Gram-Charlier e sulle funzioni di Von Mises, sono confrontati con il benchmark della simulazione Montecarlo. Uno dei suddetti metodi analitici è applicato per valutare (in termini probabilistici) il rischio di congestione della rete AAT siciliana in presenza di incertezze sui carichi e sulle produzioni eoliche, e per verificare come tale rischio sia influenzato da fattori quali l’estensione geografica su cui si distribuiscono i generatori eolici. Si propone quindi un metodo analitico per la soluzione del load flow probabilistico per le future reti multi-terminali in corrente continua (HVDC): tale metodo esegue la linearizzazione delle equazioni nonlineari in tensione e potenza della rete DC e combina le proprietà dei cumulanti con l’espansione in serie di Gram-Charlier per trovare le distribuzioni di probabilità delle tensioni e dei flussi di potenza sulle linee DC. Gli input stocastici di tale problema sono le iniezioni di potenza degli impianti eolici offshore: a tal proposito sono state considerate due tipi di distribuzioni è lognormale e gamma è adatte nel caso in cui i range di potenza prodotta siano distanti dal valore nominale degli impianti. Il confronto con il metodo Montecarlo conferma l’ottima aderenza tra il metodo analitico e il benchmark. La Parte II presenta gli sviluppi legati alla modellistica statica e dinamica dei sistemi di controllo di reti multi-terminali HVDC nella prospettiva dell’integrazione di impianti eolici offshore nelle reti AC. Per laparte statica, è presentato il modello di load flow con limitazione in corrente per i convertitori VSC interfacciati con la rete AC continentale (GS-VSC). Sono illustrati i risultati dell’analisi estensiva di load flow sulla rete ad H (già descritta in rapporti RdS precedenti) in presenza di tale limitazione in corrente sui GS-VSC. Gli sviluppi della modellistica dinamica dei sistemi di controllo di reti HVDC riguardano in particolare due strategie alternative di limitazione di corrente sui GS-VSC, un modello basato sulle trasformate di Park per i VSC che raccolgono la potenza degli impianti eolici offshore, nonchè un modello di rete DC in configurazione bipolare. Sono quindi presentati e discussi diversi risultati delle simulazioni di guasti sia sulle reti AC (offshore e onshore) sia sulla rete DC (guasti poloterrae polo-polo), al fine di evidenziare l’effetto dei diversi controlli implementati sulle performance dinamiche della rete AC/DC. In base alle simulazioni condotte, risulta opportuno attribuire ai GS-VSC una strategia di limitazione della corrente che dia priorità all’evacuazione della potenza attiva in modo da limitare le sovratensioni sul lato DC. Inoltre i risultati mettono in evidenza alcuni problemi di sicurezza di esercizio che richiedono un maggior coordinamento dei sistemi di controllo e protezione del sistema complessivo, nonchè un adeguamento dei criteri per la valutazione della sicurezza delle reti miste AC/DC.

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