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rapporti - Deliverable

Valutazioni sulla stabilità di frequenza e sui requisiti di potenza di cortocircuito nel sistema elettrico della Sardegna per i nuovi scenari di sviluppo di rete, tenendo conto di funzioni di controllo innovative

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Valutazioni sulla stabilità di frequenza e sui requisiti di potenza di cortocircuito nel sistema elettrico della Sardegna per i nuovi scenari di sviluppo di rete, tenendo conto di funzioni di controllo innovative

Si presentano sviluppi dedicati (1) all’ottimizzazione di servizi di regolazione ultra-veloce di frequenza tenendo conto dei ritardi, incertezze di misura e non linearità; (2) alla valutazione dell’impatto di regolazioni veloci a salire da parte dell’eolico; (3) alla stima dei livelli di potenza di cortocircuito nella rete sarda. Sono mostrati risultati su uno scenario al 2030 del sistema elettrico della Sardegna, rappresentato con un modello mono-sbarra.

La diffusione della generazione rinnovabile non programmabile pone sfide per l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico, fra cui la riduzione dell’inerzia, dei margini di regolazione di frequenza e della potenza di cortocircuito. Valutazioni di adeguatezza di questi parametri sono particolarmente necessarie per il sistema sardo, fortemente interessato dalla transizione energetica. Nel documento sono presentati tre filoni di attività.

Il primo sviluppo riguarda la procedura “SeTA” (SErvizi innovativi: Tuning Automatico) per la stima delle quantità minime di possibili nuovi servizi di regolazione primaria veloce ed inerzia sintetica, necessarie per ottenere risposte accettabili della frequenza in caso di sbilanciamenti: la procedura è stata fatta evolvere per tenere conto di ritardi, incertezze di misura e caratteristiche non lineari dei controllori.

L’applicazione a uno scenario sardo 2030 ha dimostrato che la regolazione primaria veloce è fondamentale in situazioni di basso o di elevato export verso il continente. I quattro compensatori sincroni considerati (4×250 MVA), unitamente all’impianto di Sarroch si sono dimostrati sufficienti a garantire adeguata inerzia. In caso di indisponibilità dei compensatori, l’inerzia sintetica con ritardo d’implementazione inferiore a 100 ms si è dimostrata in grado di limitare adeguatamente il gradiente di frequenza.

Il secondo sviluppo consiste nella messa a punto di modelli di regolazione di frequenza a salire da parte della generazione eolica, basati sulla cessione momentanea di parte dell’energia cinetica accumulata. Le simulazioni di transitori in sotto-frequenza in una condizione d’esercizio della rete sarda al 2030 hanno dimostrato un’alta sensibilità della risposta del sistema rispetto alla taratura dei parametri di questa regolazione innovativa.

Il terzo sviluppo consiste nell’elaborazione di una funzione per la stima dei livelli di potenza di cortocircuito, basata su un calcolo statico che consente di tenere conto del basso contributo alle correnti di cortocircuito da parte della generazione connessa attraverso elettronica di potenza. Essendo esteso a 8760 ore annue, la funzione pone le basi per valutazioni d’adeguatezza delle risorse di PCC necessarie in particolar modo per la stabilità d’esercizio dei collegamenti in corrente continua HVDC verso il continente. L’applicazione a uno scenario sardo 2030 ha evidenziato l’efficacia dell’installazione di tre nuovi compensatori sincroni (3×250 MVA) previsti sull’isola dal piano di sviluppo della rete.

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