Controllo del sistema in tempo reale
L’obiettivo principale del controllo in tempo reale del sistema
elettrico è quello di assicurare, istante per istante, la copertura
del fabbisogno, ottemperando ai requisiti predefiniti di sicurezza
e qualità del servizio.
Attività svolte in tempo reale:
• La stima dell’attuale punto di funzionamento del sistema
(stima dello stato)
• La verifica di sicurezza del punto di lavoro stimato
• L’eventuale adozione di azioni correttive (sui set point
dei regolatori, sull’assetto di rete, attivazione della riserva terziaria,
piani di difesa e di riaccensione, …)
Sicurezza di funzionamento (security)
Capacità del sistema di reagire a disturbi e guasti, mantenendosi integro
e limitando l‘estensione e la durata di eventuali disalimentazioni.
Supposta l’adeguatezza previsionale del sistema a coprire il carico, la sicurezza di
funzionamento è il risultato dell’applicazione di misure volte a rendere il sistema
robusto nei confronti di eventi anomali:
• allocazione di opportune ridondanze/riserve sia sul sistema di produzione
che di trasmissione
• predisposizione di un opportuno sistema (automatico/manuale) di salvaguardia
del sistema: dal controllo ordinario (regolazione e protezione) a quello d’emergenza
(piano di difesa).
La sicurezza statica è verificata tramite:
• verifica delle prestazioni richieste a ciascun componente, mediante simulazioni
di load flow, a sistema integro (“sicurezza N”) o già compromesso (N-1, …)
• calcoli di corto circuito (le protezioni sono in grado di aprire le Icc?)
La sicurezza dinamica è verificata essenzialmente mediante verifiche di range,
basandosi su simulazioni dinamiche già svolte off-line.
Note sui calcoli di Load Flow
In genere, per velocizzare i calcoli da svolgere in tempo reale, si utilizzano coefficienti di
sensitivity (o “di riporto”) per valutare direttamente l’effetto di eventi specifici:
shk ,i
∆p
= hk
∆pi
Variazione di flusso di potenza sull’elemento che collega i nodi h e k,
per effetto di una variazione della potenza iniettata nel nodo i.
Tale coefficiente serve per valutare rapidamente l’effetto della perdita di
generatori o quello di variazioni di carico (inattese o a seguito di load
shedding).
Dipende dalla matrice di load flow (inalterata per effetto degli eventi
citati).
α hk ,rs
p' − p
= hk hk
prs
Variazione di flusso di potenza sull’elemento che collega i nodi h e k,
per effetto dell’annullamento della potenza prs che transitava sull’elemento
che collega i nodi r e s.
Tale coefficiente serve per valutare rapidamente l’effetto della perdita di un
elemento longitudinale della rete (linea o trasformatore).
E’ valutabile dalla matrice di load flow, opportunamente alterata a seconda
dell’ evento considerato.
Inseguimento
del carico
- rispetto dei limiti operativi di trasmissione e generazione
STATO NORMALE SICURO
- frequenza di rete e potenze di scambio
con i sistemi confinanti all’interno dei normali range
Lo stato rimarrebbe normale
anche in caso di fuori servizio
di un qualsiasi componente del sistema
disturbo
difesa
ripristino
STATO DI ALLERTA
STATO
NON NORMALE
- violazione di uno o più limiti operativi di trasmissione
o generazione
(vincoli di sicurezza
e/o qualità violati)
E/O
- frequenza di rete e/o potenze di scambio
al di fuori dei normali range
E/O
- previsione di mancato rispetto del bilanciamento di rete
ripristino
difesa
STATO DI EMERGENZA
-Necessità di effettuare azioni immediate sul sistema
per evitare un black-out.
-Intervento automatico delle protezioni del piano di difesa
disturbo
disturbo
BLACK
OUT
Soddisfare
la domanda
secondo l’equilibrio
di mercato con
qualità e sicurezza
Obiettivi di esercizio
Subordinati
al mercato
STATO NORMALE
(rispetto dei vincoli di sicurezza e qualità)
- rispetto previsionale del bilanciamento di rete
Straordinari
ed accentrati
Poteri dell’Operatore di Sistema
Si qualifica così lo stato di funzionamento del sistema:
Ritornare allo stato
normale evitando
o limitando
il black out
Social
&
Business
Continuity
Disturbi iniziali:
I principali eventi che possono far degradare il funzionamento del sistema elettrico
verso uno stato diverso da quello “Normale e Sicuro”, con tempistiche variabili dal centinaio
di millisecondi a qualche minuto, possono essere molto schematicamente ricondotti a:
• Errata previsione del carico
Se consistente a livello zonale o nazionale, va ricondotta in genere all’incertezza meteorologica o a eventi sociali
anomali (scioperi, eventi TV, festività,…).
• Indisponibilità improvvisa (parziale o totale) di importanti unità di generazione
Guasto del componente, scatto di protezioni attivate da sovraccarico, corto circuito, …
• Perdita improvvisa di importanti componenti di rete
Scatto di protezioni attivate da sovraccarico, corto circuito, fulminazione, …
Si noti che:
• le prime due tipologie di evento alterano direttamente sia l’equilibrio fra potenza prodotta
e generata che i flussi di potenza sugli elementi di rete (prima e dopo la regolazione di f).
• la terza tipologia d’evento non altera direttamente l’equilibrio fra produzione e carichi,
bensì i flussi di potenza sui rimanenti elementi di rete.
Possibili evoluzioni in assenza di opportune azioni correttive/di emergenza:
Alterazione dell’equilibrio fra potenza prodotta e generata
• variazione della frequenza, eventualmente fino al collasso di frequenza (abbassamento di f
al di sotto della soglia di distacco automatico dei generatori, in Italia a 47.5 Hz)
Alterazione dei flussi di potenza sugli elementi di rete
• sovraccarico di componenti fino al distacco per intervento dei relé di massima corrente,
cascading, separazione in aree (islanding) con rischio di collasso di frequenza nelle aree
deficitarie (v. blackout Italia 2003)
• alterazione dei profili di tensione, con eventuale abbassamento fino al collasso di V.
Azioni correttive/di emergenza:
Dipendono ovviamente dall’evento e quindi dai tempi che si hanno a
disposizione per agire:
• Fenomeni ad evoluzione rapida richiedono interventi automatici
• Fenomeni ad evoluzione più lenta possono essere gestiti in maniera manuale
• Fenomeni previsti per i giorni successivi consentono interventi programmati
(attivazione del PESSE).
La prima linea di difesa (stato normale; stato di allerta)
E’ costituita, a livello preventivo, dalla programmazione di uno stato di
funzionamento normale e sicuro.
E’ supportata in tempo reale, durante il normale esercizio:
- dai sistemi di regolazione automatica di f e V. Le violazioni del bilancio
di potenza attiva sono compensate dalle regolazioni primaria di frequenza e
secondaria frequenza/Potenza. I livelli di tensione richiesti sono mantenuti dalle
regolazione primaria di tensione e da quella secondaria di area
- azioni di ripristino delle bande di regolazione secondaria (regolazione III di
f e di V), modifica del set point di potenza di scambio con l’estero
sul regolatore secondario di frequenza, modifica dell’assetto di rete.
La seconda linea di difesa (stato di allerta)
La seconda linea di difesa è costituita dal sistema automatico di protezione,
che ha il compito di escludere dal servizio in modo rapido, selettivo ed affidabile,
gli elementi guasti prima che questi siano causa di incidenti o influenzino
negativamente lo stato di funzionamento del sistema elettrico.
Lo stesso sistema automatico deve rapidamente riconnettere gli elementi a seguito
di guasti che si sono auto-estinti (o sconnessi per scatto intempestivo), prima che
si inneschino fenomeni di cascading.
L’ISO stabilisce i criteri di protezione e le strategie di taratura degli apparati.
La terza e quarta linea di difesa (stato di emergenza)
Rientrano nel cosiddetto Piano di Difesa.
Hanno rispettivamente lo scopo di:
• prevenire separazioni dal sistema europeo
• evitare il collasso di frequenza e/o di tensione, a rete ormai isolata;
riportarsi rapidamente al parallelo
La quinta linea di difesa (stato di brownout o di blackout)
Attivazione del Piano di Riaccensione, per contenere l’Energia Non Fornita.
