Analisi del comportamento dinamico delle centrali idroelettriche

Analisi del comportamento dinamico delle centrali
idroelettriche.
Autori:
A. Manunza - Studio M2EC, Paderno Dugnano (MI)
A. Maccioni - a2a, Impianti Idroelettrici, Grosio (SO)
Sommario
1
INTRODUZIONE............................................................................................................ 1
2
CASO DI STUDIO........................................................................................................... 2
2.1
2.2
3
MODELLO AL CALCOLATORE ................................................................................. 3
3.1
3.1.1
3.1.2
3.2
3.3
3.4
3.5
4
CONDIZIONE INIZIALE ................................................................................................ 6
RISULTATI DELLA SIMULAZIONE ................................................................................. 8
PROPOSTE DI CAMBIAMENTO ................................................................................. 9
5.1
6
CENTRALI IDROELETTRICHE ....................................................................................... 3
Centrale di Grosio................................................................................................ 3
Centrale di Premadio ........................................................................................... 4
SISTEMA ELETTRICO .................................................................................................. 4
REGOLATORI DI FREQUENZA ...................................................................................... 5
REGOLATORI DI TENSIONE ......................................................................................... 6
RELÈ DI FREQUENZA .................................................................................................. 6
RICOSTRUZIONE DEL TRANSITORIO ..................................................................... 6
4.1
4.2
5
DESCRIZIONE DEL SISTEMA ELETTRICO ....................................................................... 2
DISTURBO ................................................................................................................. 2
RISULTATI DELLA SIMULAZIONE................................................................................. 9
CONCLUSIONI............................................................................................................. 10
1 Introduzione
Lo studio del comportamento dinamico di un sistema elettrico ed in
particolare di una centrale idroelettrica appartiene alla famiglia degli studi
dei sistemi elettrici di potenza. Questi studi possono essere suddivisi in
due grandi aree: gli studi statici e gli studi dinamici.
Alla prima area appartengono studi come il calcolo di load flow, di corto
circuito e di analisi armonica. Ossia studi che permettono di congelare il
1
sistema in esame in un preciso istante ed in una precisa condizione e di
evidenziarne le grandezze elettriche.
Viceversa gli studi dinamici permettono di studiare l’andamento nel tempo
di tutte le grandezze elettriche e meccaniche, idrauliche in questo caso,
durante un transitorio dovuto ad un perturbazione. Esistono vari tipi di
transitori che vengono classificati indicativamente secondo la loro natura
dai più lenti, come i transitori elettromeccanici, ai più veloci, quali i
transitori elettromagnetici dovuti all’apertura di interruttori a vuoto.
Gli studi dinamici, evidenzia ndo il comportamento di un sistema elettrico
durante un transitorio, permettono di verificare il dimensionamento dei
componenti in condizioni critiche, pianificare opportune contromisure,
simulare strategie e verificarne la validità.
Si propone in questa sede lo studio dinamico del passaggio in isola di una
porzione della rete italiana.
2 Caso di studio
2.1 Descrizione del sistema elettrico
Il parco di generazione dell’alta Valtellina, appartenente alla A2A S.p.A., è
composto da un numero elevato di centrali idroelettriche di varia taglia.
Queste producono una potenza totale di circa 700 MW a fronte di un
consumo locale di circa 65 MW. Il sovrappiù di potenza è esportato dalla
Valtellina tramite due linee a 220 kV in doppia terna, che dopo aver
percorso la Val Camonica e la Val Seriana, giungono nei pressi della città
di Milano dove alimentano una rete ad anello, collegata a sua volta alla
rete Terna.
2.2 Disturbo
Le attività di manutenzione delle linee AT vengono svolte solitamente nel
periodo estivo su una doppia terna per volta: in queste condizioni la
produzione è collegata al suo carico principale tramite un’unica linea che
può essere soggetta a fulminazione proprio nel periodo estivo. Nell’estate
del 2007, durante le opere di manutenzione di una linea, l’altra è stata
colpita da un fulmine che ha portato all’intervento delle protezioni di
guasto a terra ed alla conseguente apertura degli interruttori di linea. Il
parco di generazione si è trovato istantaneamente separato dal suo carico
principale, con un forte eccesso di produzione rispetto al consumo locale.
Questo sovrappiù di potenza si è convertito in potenza accelerante delle
masse rotanti, la frequenza dell’isola di rete è velocemente salita finché
non sono intervenute le protezioni di sovra-frequenza che hanno portato al
distacco di tutti i gruppi di generazione, con conseguente black out della
zona.
Il modello al calcolatore ha permesso di riprodurre l’accaduto con buona
approssimazione, come si vedrà dai diagrammi e dalla sequenza eventi.
Inoltre ha permesso di verificare le contromisure proposte dagli autori. Si
vedrà come sia possibile gestire anche questa forte perturbazione,
mantenendo la continuità di servizio ed accettando un breve transitorio. Il
sistema sarà poi in grado di effettuare velocemente il parallelo alla rete
nazionale e riprendere la piena produzione .
2
3 Modello al calcolatore
Il sistema in esame è stato semplificato per poterlo riprodurre al
calcolatore. Qui di seguito sono riportate le descrizioni dei principali
componenti.
3.1 Centrali idroelettriche
Sono state riprodotte nel dettaglio soltanto le centrali maggiori, ossia
quelle di Grosio e Premadio. Inoltre sono stati aggiunti due generatori
equivalenti, uno presso la sottostazione di Grosotto, che rappresenta la
restante generazione della zona, ed uno presso quella di Tavazzano,
equivalente alla rete nazionale.
3.1.1 Centrale di Grosio
È composta da quattro gruppi di generazione, ognuno dei quali è costituito
da una turbina Pelton ad asse verticale e da un generatore sincrono da
115 MVA.
Le turbine sfruttano un salto di circa 598 m ed una portata totale di 86.7
m3/s, per una potenza teorica totale di circa 509 MW. Ovviamente le
turbine producono una potenza inferiore a causa del loro rendimento e di
tutte le perdite idrauliche. Infatti in condizione di regime e tenendo una
banda per la riserva rotante primaria, le turbine dei gruppi 1, 2 e 3
sviluppano all’albero una potenza di circa 102 MW, mentre la turbina del
gruppo 4 sviluppa circa 108 MW. La differenza di rendimento tra il gruppo
4 e gli altri è dovuta al fatto che quello è equipaggiato con componenti di
nuova generazione.
Il sistema idraulico della centrale può essere sinteticamente rappresentato
come nella seguente figura 3-1.
Q2
A2
L1
L3
A1
A3
Q1
Q8
A4
Q3
G4
Q4
Q7
G3
L4
Q6
G2
Q5
L5
G1
H0
H1
H2
H4
H5 H3 H6
H7
H8
Fig. 3-1. Sistema idraulico di Grosio.
La diga di accumulo giornaliero di Valgrosina è collegata ad un complesso
sistema di pozzi piezometrici tramite una galleria, lunga circa 3000 m. Da
essa si dipartono due condotte forzate gemelle, lunghe circa 930 m, che a
3
loro volta si diramano in due brevi condotte ognuna e che vanno ad
alimentare le turbine.
3.1.2 Centrale di Premadio
È composta da tre gruppi di generazione, ognuno dei quali è costituito da
due turbine Pelton ad asse orizzontale e da un generatore sincrono da 95
MVA.
Le turbine sfruttano un salto di circa 672 m, quando l’invaso nella diga di
Cancano è al suo livello massimo, ed una portata totale di 39 m 3/s, per
una potenza teorica totale di circa 257 MW. In condizione di regime e
tenendo una banda per la riserva rotante primaria, ogni turbina sviluppa
all’albero circa 74 MW.
Il sistema idraulico della centrale può essere sinteticamente rappresentato
come nella seguente figura 3-2.
A2
L1
Q1a
Q2
A1a
L6
A1b
Q1b
A6
A2
Q6
Q2
G3
L2
Q5
Q4
G2
L4
H0
H1a
H1b
H3
H2
G1
H4
H5
H6
Fig. 3-2. Sistema idraulico di Premadio.
Dalla diga di Cancano partono due gallerie parallele, che giungono fino al
pozzo piezometrico dopo un percorso lungo circa 3600 m. Dal pozzo e
dopo le valvole a farfalla, partono due condotte forzate lunghe circa 900
m, una dedicata al gruppo 3 e l’altra relativa ai gruppi 1 e 2.
3.2 Sistema Elettrico
Lo schema elettrico unifilare semplificato è riprodotto nella figura 4-1, dove
sono riportati anche i risultati del calcolo di load flow.
La centrale di Premadio è riportata in basso a sinistra, mentre quella di
Grosio è in basso a destra. Dalle due centrali, che risultano interconnesse,
partono le due linee in doppia terna. La prima linea arriva direttamente alla
stazione Ricevitrice Sud di Milano, la seconda arriva alla Ricevitrice Nord,
passando dalla stazione di Verderio. È poi rappresentato l’anello in AT che
alimenta la città di Milano, comprendente la sottostazione di Cassano ed è
collegato alla rete Terna tramite la stazione di Tavazzano.
4
3.3 Regolatori di frequenza
Il modello matematico dei regolatori di frequenza non può prescindere dal
comportamento dinamico del circuito idraulico. Sono state considerate le
equazioni differenziali che governano ogni suo componente, sono state
trasformate secondo Laplace, convertite in funzioni di trasferimento ed
opportunamente combinate per ricostruire l’intero sistema.
Le gallerie e le condotte forzate sono state rappresentate col modello
semplificato della colonna d’acqua non elastica. Inoltre sono state
trascurate le non-linearità dei distributori, mentre sono stati considerati le
perdite distribuite, i limiti di velocità dei distributori, le non-linearità dei
rendimenti delle turbine.
La seguente figura 3-3 riporta lo schema del circuito idraulico di Premadio.
Si possono notare i modelli dinamici delle gallerie, del pozzo e delle
condotte forzate, i distributori delle spine, i tegoli deviatori. Siccome il
circuito idraulico è unico per tutte le turbine, non è possibile pensare di
simulare un gruppo di generazione indipendentemente dagli altri.
Per ogni turbina poi sono presenti il regolatore di velocità con statismo del
4% e la possibilità di passaggio in regolazione isocrona.
Galleria
x
_
+
H0
f
p
Pozzo
_
_
+
kG
s
+
_
kc
s
Condotta
Principale 12
x
fp
_
+
k cps
_
+
_
+
GRUPPO 1
0.015
+
+
_
1
P mis
Tegolo
vmax
k teg
v min
1
s
x
0
_ isocrono
Pref
+
1/P
f ref
+
1/R
n
kp
_
f mis
_
+
+
ki
s
1/50
kv
1+sT v
vmax
+
_
+
kdistr
v min
a
1
s
b
a
b
1
_
+
x
+
_
0
1
kc
s
x
Distributore
x
Pb
+
fp
Pnl
Rendimento
Turbina
Condotta Derivata
per PR1
Regolatore di velocità
Pm
_
0
x
GRUPPO 2
0.015
Tegolo
+
+
_
1
P mis
_
Pref
+
f ref
+
n
1
s
kp
_
f mis
v min
isocrono
1/P
_
vmax
k teg
x
0
+
+
1/R
ki
s
1/50
kv
1+sT v
vmax
+
_
+
kdistr
v min
a
1
s
b
a
b
1
_
+
x
+
_
0
1
kc
s
x
Distributore
x
Pb
+
fp
Pnl
Rendimento
Turbina
Condotta Derivata
per PR2
Regolatore di velocità
Pm
_
0
x
GRUPPO 3
0.015
+
+
_
1
P mis
_
+
f ref
+
n
1/50
1
s
kp
_
f mis
v min
isocrono
1/P
_
vmax
k teg
x
0
Pref
Tegolo
1/R
+
+
ki
s
kv
1+sT v
vmax
+
_
kdistr
v min
a
1
s
a
b
1
_
x
0
+
+
_
1
kc
s
x
Distributore
x
0
x
+
Regolatore di velocità
b
fp
Condotta
per PR3
Pb
+
Pm
_
Pnl
Rendimento
Turbina
Fig. 3-3. Regolatore di frequenza di Premadio.
5
Durante la simulazione dinamica possono anche essere studiati gli
andamenti nel tempo delle pressioni e delle portate nei punti più
significativi del sistema.
3.4 Regolatori di tensione
Per ogni generatore è stato utilizzato il modello di regolatore DC1A
indicato dalla normativa IEEE Std 421.5-2005. La figura 3-4 riporta lo
schema a blocchi.
Benché questo regolatore sia molto semplice, si è dimostrato molto
efficace. Inoltre poiché lo studio si concentra maggiormente sul transitorio
di frequenza, non è stato necessario rappresentare i regolatori di tensione
con modelli molto sofisticati.
Fig. 3-4. Regolatore di tensione.
3.5 Relè di frequenza
Per poter simulare pienamente il comportamento dinamico del sistema in
esame, sono stati aggiunti anche i relè di frequenza di Premadio (81> PR),
di Grosio (81> GR) e di Grosotto (81> GRST), relativo quest’ultimo a tutti
gli altri gruppi di generazione della zona. Le tarature attualmente
implementate, uguali per tutti i generatori, sono le seguenti.
Soglia
81>_1
81>_2
Taratura (Hz)
50.3
52
Ritardo (s)
0.1
2
Azione
Reg. isocrona
Blocco Generatore
4 Ricostruzione del transitorio
È stata effettuata una prima simulazione per ricostruire quanto avvenuto
nell’estate del 2007. Il confronto tra i risultati della simulazione e le
registrazioni ha permesso di verificare la bontà del modello.
4.1 Condizione iniziale
La figura 4-1 riporta i risultati del calcolo di load flow relativo alla
situazione del sistema in esame prima del verificarsi della fulminazione e
della conseguente perdita dell’unica doppia terna AT in servizio (L4-L5).
La condizione calcolata riproduce molto bene la situazione reale.
6
Fig. 4-1. Schema elettrico unifilare del sistema in esame e risultati del load flow
iniziale.
7
P=-21.38 MW
Q=-7.03 Mvar
T6 PR
P=21.51 MW
Q=9.79 Mvar
Car T6PR
S=22.50 MVA
PF=0.950
ARRIVO T6 PR
24 kV
U=24.9 kV
GovTVZ
GR3 PR
P=-73.88 MW
Q=-16.08 Mvar
AVR3 PR
Gov PR
GR2 PR
P=-73.88 MW
Q=-16.08 Mvar
AVR2 PR
L11
f
81> PR
GR1 PR
P=-73.88 MW
Q=-16.08 Mvar
AVR1 PR
T5 PR
Car T5PR
S=22.50 MVA
PF=0.950
L13
GR4 GR
P=-107.86 MW
Q=-16.73 Mvar
AVR4 GR
f
AVR2 GR
L7
GR3 GR
P=-101.95 MW
Q=-10.37 Mvar
AVR3 GR
81> GRST
Eq GROSOTTO
P=-60.00 MW
Q=-15.00 Mvar
Car T5GR
S=22.50 MVA
PF=0.950
ARRIVO T5 GR
24 kV
U=24.7 kV
P=-21.38 MW
Q=-7.03 Mvar
T5 GR
P=21.61 MW
Q=9.62 Mvar
MM GR3 GR
16 kV
U=16.0 kV
f
GROSOTTO
220 kV
U=238.5 kV
GROSIO
220 kV
U=238.5 kV
GovGRST
P=-60.00 MW
Q=-15.10 Mvar
T3 GR
P=-101.50 MW
Q=3.20 Mvar
CAVO GR3 GR
P=101.50 MW
Q=-3.20 Mvar
MM GR2 GR
16 kV
U=16.0 kV
GR2 GR
P=-101.95 MW
Q=-10.37 Mvar
Gov-Grosio
GR1 GR
P=-101.95 MW
Q=-10.37 Mvar
AVR1 GR
MM GR1 GR
16 kV
U=16.0 kV
T2 GR
P=-101.50 MW
Q=3.20 Mvar
CAVO GR2 GR
P=101.50 MW
Q=-3.20 Mvar
81> GR
L5
P=313.65 MW
Q=6.17 Mvar
P=313.79 MW
Q=6.18 Mvar
L4
VERDERIO
220 kV
U=233.0 kV
P=-300.72 MW
Q=52.73 Mvar
P=-300.86 MW
Q=52.76 Mvar
RIC NORD
220 kV
U=233.3 kV
Car NORD
P=150.00 MW
Q=50.00 Mvar
P=601.59 MW
Q=-105.50 Mvar
T1 GR
P=-101.50 MW
Q=3.20 Mvar
CAVO GR1 GR
P=101.50 MW
Q=-3.20 Mvar
MM GR4 GR
16 kV
U=16.0 kV
T4 GR
P=-107.58 MW
Q=-2.23 Mvar
CAVO GR4 GR
P=107.58 MW
Q=2.23 Mvar
P=-177.03 MW
Q=-4.14 Mvar
CASSANO
220 kV
U=233.7 kV
L205
P=36.01 MW P=36.01 MW P=-596.00 MW
Q=-16.59 Mvar Q=-16.59 Mvar Q=131.02 Mvar
L12
P=-35.96 MWP=-35.96 MW
Q=13.20 MvarQ=13.20 Mvar
ARRIVO T5 PR
24 kV
U=24.9 kV
P=-21.38 MW
Q=-7.03 Mvar
MM GR1 PR
10 kV
U=10.0 kV
T1 PR
P=-73.69 MW
Q=-7.30 Mvar
CAVO GR1 PR
L2
P=21.51 MW
Q=9.79 Mvar
L3
P=35.96 MW P=35.96 MW
Q=-13.20 Mvar Q=-13.20 Mvar
P=73.69 MW
Q=7.30 Mvar
MM GR2 PR
10 kV
U=10.0 kV
T2 PR
P=-73.69 MW
Q=-7.30 Mvar
MM GR3 PR
10 kV
U=10.0 kV
T3 PR
P=-73.69 MW
Q=-7.30 Mvar
CAVO GR2 PR
CAVO GR3 PR
P=178.05 MW
Q=5.92 Mvar
L10
P=-35.89 MWP=-35.89 MW
Q=8.16 Mvar Q=8.16 Mvar
CAVO GN
P=-372.91 MW
Q=114.13 Mvar
GADIO
220 kV
U=233.4 kV
Car Gadio
P=100.00 MW
Q=34.00 Mvar
P=373.99 MW
Q=-147.84 Mvar
P=272.91 MW
Q=-148.13 Mvar
CAVO SO
CAVO OG
P=-172.26 MW
Q=132.47 Mvar
P=73.69 MW
Q=7.30 Mvar
L1
P=-272.56 MW
Q=129.05 Mvar
P=172.56 MW
Q=-163.05 Mvar
P=73.69 MW
Q=7.30 Mvar
PREMADIO
220 kV
U=240.1 kV
Eq Tavazzano
P=92.26 MW
Q=-204.05 Mvar
TAVAZZANO
220 kV
U=242.0 kV
P=-92.26 MW
Q=204.05 Mvar
L6
P=94.04 MW
Q=-198.78 Mvar
RIC SUD
220 kV
U=234.0 kV
Car SUD
P=150.00 MW
Q=50.00 Mvar
SS OVEST
220 kV
U=233.6 kV
Car OVEST
P=100.00 MW
Q=34.00 Mvar
4.2 Risultati della simulazione
Il disturbo che dà inizio al transitorio è la rapida e contemporanea apertura
delle linee L4 e L5 per t= 0.1 s. La sequenza eventi è la seguente:
Tempo
0.100
0.100
0.228
0.228
0.328
0.328
0.328
0.328
0.328
0.328
0.328
2.494
2.494
2.494
2.496
2.594
2.594
2.594
2.594
2.594
2.595
2.595
2.595
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Evento
L4 (86) - OUT at both ends
L5 (91) - OUT at both ends
81> GR (1808782) - trip stage 1
81> PR (1808789) - trip stage 1
IsoGR4 (1808765) - IN
IsoGR3 (1810785) - IN
IsoGR2 (1810869) - IN
IsoGR1 (1810827) - IN
IsoPR1 (1808700) - IN
IsoPR2 (1810625) - IN
IsoPR3 (1809904) - IN
81> GR (1808782) - trip stage 2
81> GR (1808782) - trip stage 3
81> GRST (1808796) - trip stage 2
81> PR (1808789) - trip stage 2
GR1 GR (351) - OUT
GR2 GR (383) - OUT
GR3 GR (415) - OUT
GR4 GR (293) - OUT
Eq GROSOTTO (615) - OUT
GR2 PR (195) - OUT
GR1 PR (224) - OUT
GR3 PR (250) - OUT
Dopo 228 ms dall’apertura delle
linee, si attiva la regolazione
isocrona di tutti i generatori.
Questa però non è in grado di
rallentare
la
crescita
della
frequenza. I tegoli deviatori si
muovono velocemente e per
t=1.2s la potenza erogata dai
generatori è nulla. Infatti si vede
come la frequenza tenda a
scendere. Ma questo non è
sufficiente per evitare l’intervento
della seconda soglia di frequenza
e per t=2.59s i generatori sono
tutti fuori servizio.
La figura 4-2 riporta i risultati della
simulazione.
Fig. 4-2. Risultati della simulazione del caso reale.
8
5 Proposte di miglioramento
Dall’analisi dei risultati precedenti, si evidenziano i seguenti elementi:
1. Tutti i generatori di ogni centrale passano contemporaneamente
dalla regolazione con statismo (proporzionale) alla regolazione
isocrona (proporzionale + integrale). Questo può essere causa di
oscillazioni indesiderate in caso di altro tipo di disturbo. Si propone
che un solo generatore per centrale si porti in regolazione isocrona.
2. La soglia di frequenza a 52 Hz, ritardata di 2 s e che provoca il
blocco di generatore, è la stessa per tutti i gruppi. Si propone di
installare un apparato che, in funzione dei generatori in servizio,
renda quasi istantanea la soglia (0.1 s), provocando non il blocco
del generatore (86G), ma il rifiuto di carico (scatto 97G) di tutti i
gruppi in servizio tranne uno. In questo modo, con l’apertura
dell’interruttore AT e l’abbassamento del tegolo, si mantiene la
macchina ai giri pro nta ad entrare in parallelo immediatamente, in
quanto il problema non risiede nella macchina, ma nella rete.
3. Inoltre si propone che, per la sola macchina destinata a rimanere in
servizio tra le centrali di Grosio e Premadio (preferibilmente il
gruppo 4 di Grosio perché dotato di apparecchiature più moderne),
la soglia a 52 Hz sia posta a 54.5 Hz, ossia prima dell’intervento del
centrifugo meccanico e con un ritardo pressoché nullo, a
comandare lo scatto 97G della macchina.
5.1 Risultati della simulazione
Applicando le nuove proposte, è stata ripetuta la simulazione. Il disturbo
iniziale è sempre l’apertura delle linee L4 e L5 per t = 0.1s. La sequenza
eventi diventa la seguente:
Rispetto al caso precedente,
si possono notare alcune
differenze:
• Per t = 228 ms si attiva
la regolazione isocrona
di un gruppo a Grosio
ed uno a Premadio.
• Per t = 700 ms il solo
gruppo 4 di Grosio
rimane in servizio.
I diagrammi della figura 5-1
mostrano come la frequenza
raggiunga il valore massimo di 52.7 Hz ed in circa 10 s il transitorio sia
esaurito. Il transitorio di tensione vede un picco dovuto all’apertura delle
linee, una successiva leggera depressione dovuta alla perdita dei
generatori ed il ritorno ad un valore stabile ed accettabile dopo circa 5 s
dal disturbo.
I risultati dimostrano che l’applicazione delle proposte porta ad evitare il
black out, a mantenere alimentata la rete AT dell’alta Valtellina anche a
seguito di un fortissimo disturbo, lasciando i n servizio un gruppo di
produzione e tutti gli altri pronti a rientrare in parallelo.
Tempo
0.100
0.100
0.228
0.228
0.328
0.328
0.598
0.598
0.600
0.698
0.698
0.698
0.698
0.700
0.700
0.700
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Evento
L4 (86) - OUT at both ends
L5 (91) - OUT at both ends
81> Grosio (1811275) - trip stage 1
81> Premadio (1811268) - trip stage 1
IsoGR4 (1808765) - IN
IsoPR3 (1809904) - IN
81> Grosio (1811275) - trip stage 2
81> Grosotto (1811282) - trip stage 2
81> Premadio (1811268) - trip stage 2
GR1 GR (351) - OUT
GR2 GR (383) - OUT
GR3 GR (415) - OUT
Eq GROSOTTO (615) - OUT
GR2 PR (195) - OUT
GR1 PR (224) - OUT
GR3 PR (250) - OUT
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Fig. 5-1. Risultati della simulazione con implementazione delle proposte.
6 Conclusioni
Lo studio del comportamento dinamico delle centrali idroelettriche, la
simulazione tramite opportuni mezzi di calcolo e la successiva analisi dei
risultati permettono di evidenziare eventuali problematiche e di proporre
opportune strategie, mirate ad incrementare la continuità e la qualità del
servizio.
Si è presentato un caso realmente accaduto nella rete AT dell’alta
Valtellina. Il fenomeno è stato riprodotto al calcolatore e questo ha
permesso di evidenziare alcune problematiche nelle logiche di controllo.
Sono state avanzate alcune proposte, che sono state poi implementate al
calcolatore. Le successive simulazioni hanno dimostrato la validità di tali
proposte, la cui implementazione nella realtà dovrà essere però oggetto di
ulteriori e più approfondite analisi.
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