Modello del sistema elettrico

Per eseguire analisi di sensitività sull’affidabilità delle operazioni giornaliere compiute su un vasto sistema elettrico, è necessario sviluppare un complesso modello matematico, prendendo in considerazione un ampio numero di parametri e variabili come, per esempio, le regole di dispacciamento durante le situazioni di emergenza e contingenza, la quantità di carico distacca- bile, i margini di riserva secondaria e terziaria, i massimi flussi ammessi sui rami di trasmissione, la gestione dei gruppi di pompaggio con i propri serbatoi, i risultati del mercato dei servizi per la gestione dei margini di riserva, eccetera. La modellazione degli attori che compongono e regolano il sistema elettrico può essere classificata come segue nei prossimi paragrafi.

La simulazione della rete, come uno degli elementi fondamenti del sistema elettrico, necessita della formulazione delle seguenti ipotesi:

i. tutti i fenomeni dinamici fra un passo e l’altro sono trascurati, e le operazioni di ge-

stione che si eseguono entro il quarto d’ora sono eseguite simultaneamente al passo precedente.

ii. sono trascurati i flussi di potenza reattiva, poiché il sistema elettrico di trasmissione e

sub-trasmissione è sempre esercito a cos(φ) > 0.95. Tale semplificazione è svolta ridu- cendo il valore massimo di potenza transitabile sulle linee di trasmissione e sui trasformatori di potenza;

iii. la differenza degli angoli di fase delle tensioni ai capi delle linee e dei trasformatori

può essere considerata piccola, quindi può essere ritenuta valida la seguente semplifi- cazione trigonometrica:

( )

iv. le tensioni nodali sono prossime al loro valore nominale, e quindi pari al valore unita- rio se espresse in p.u.:

1 p.u.

i j nom

V ≅V ≅V ⇒ 3-7

v. sono trascurate le perdite di rete: tale quantità di potenza persa, per effetto dissipativo

sulle linee e sui trasformatori, è mediamente contenuta entro il 3% del carico totale di sistema. Una soluzione a questa semplificazione consiste nell’aumentare, proprio di ta- le valore percentuale, il carico previsionale in sede di determinazione dello Unit Commitment e dispacciamento;

vi. i nodi di sistema rappresentano le stazioni elettriche primarie, e sono considerati solo

come punti di arrivo e partenza di linee. In tale analisi sono trascurati i disservizi inter- ni, e i tassi di guasto degli interruttori e dei sezionatori sono inglobati in quelli delle relative linee e trasformatori.

vii. poiché i moduli delle tensioni nodali, espressi in p.u., sono uguali in tutta la rete e si

trascurano le perdite, i trasformatori elevatori dei gruppi di generazione possono essere inglobati nei gruppi stessi, in quanto ininfluenti per la determinazione dei flussi di po- tenza attiva.

In sistema elettrico, comprensivo della rete, può essere suddiviso nei seguenti elementi, ognuno dei quali con le proprie ipotesi di funzionamento.

3.3.1

Aree

Le aree di sistema servono a poter raggruppare un insieme di nodi che hanno in comune un determinato insieme di caratteristiche come, per esempio, la posizione geografica. La loro presenza non compromette la bontà della simulazione del sistema stesso, ma in fase di analisi di post-processing, le aree consentono di mettere in risalto eventuali andamenti omotetici fra i nodi che compongono la stessa area. La loro modellazione è compiuta definendo semplicemente i nomi delle aree stesse.

3.3.2

Nodi

I nodi, alla luce delle ipotesi sopra citate, rappresentano i punti di connessione per le linee di trasmissione e per i trasformatori di potenza da una parte, e dall’altra i carichi (che possono essere rappresentati come valore di potenza transitante verso sezioni di rete a tensioni inferiori), e i gruppi di generazione. La loro modellazione è compiuta definendo la seguente lista di caratteristiche:

i. nome del nodo;

ii. area di appartenenza;

iii. latitudine e longitudine;

iv. tensione nominale.

Risulta ovvio che, ai fini stretti della simulazione, è necessario conoscere soltanto i nomi di ogni nodo. Le altre caratteriste risultano necessarie soltanto in fase di post-process dei risultati.

3.3.3

Rami

Il termine ramo si riferisce indistintamente sia alle linee di trasmissione, che ai trasformatori di potenza di stazione, poiché ai fini della simulazione il funzionamento di entrambi può essere considerato equivalente. Per ognuno di essi il modello equivalente è rappresentato dal doppio bipolo a π, con la sola reattanza longitudinale, perché si ipotizza che il valore del rapporto fra la resistenza e la reattanza di sequenza diretta sia minore di uno (ipotesi valida solo per i compo- nenti delle sezioni di rete ad alta ed altissima tensione). Analogamente, poiché sono considerati solo i flussi di potenza attiva, gli elementi trasversali sono trascurati.

Figura 3-2 Modello equivalente di ramo

La modellazione è effettuata definendo la seguente lista di caratteristiche:

i. nome del ramo;

ii. nome del nodo di partenza;

iii. nome del nodo di arrivo;

iv. modulo della reattanza longitudinale espressa in p.u.;

v. lunghezza (uguale a valor nullo se un trasformatore, diversa da zero se una linea)

espressa in [km];

vi. potenza nominale espressa in [MW]: rappresenta il valor massimo di flusso di potenza,

sopportabile per un tempo indeterminato dal ramo. Può essere aggiunto a tale parame- tro un secondo valore, riferito a condizioni climatiche particolari;

vii. potenza massima al quarto d’ora, espressa in [MW]: tale valore rappresenta la massima

potenza supportabile per quindici minuti dal ramo. Può essere aggiunto a tale parame- tro un secondo valore, riferito a condizioni climatiche particolari.

Figura 3-3 Flussi ammessi sui rami

Dal punto di vista affidabilistico, i rami sono considerati elementi a due stati: quello di funzio- namento, in cui la linea è disponibile al trasporto della potenza nominale (per un tempo indefinito) e di emergenza (per un quarto d’ora), e quello di non funzionamento, in cui la linea per manutenzione programmata o per rottura è indisponibile al trasporto della potenza. Le

1

ij ij

y

j

x

= −

i j |Pramo| Pnom Pmax 0 Massimo 15' Tempo indeterminato Zona proibita

manutenzioni sono dei fuori servizio programmati e quindi la loro durata è nota a livello previsionale. Nel caso di guasto il tempo di riparazione non è noto a priori, ma è trattato in termini probabilistici con una distribuzione di probabilità uniforme, con il proprio MTTR. La modellazione probabilistica dei rami è definita con:

i. tempo medio di rottura (MTTF) espresso in [h];

ii. tempo medio di riparazione (MTTR) espresso in [h];

iii. eventuale indisponibilità programmata del ramo, per manutenzione o altro, durante

l’intera (o parte) della durata della simulazione.

3.3.4

Serbatoi Idrici

I serbatoi idroelettrici stabiliscono il vincolo integrale alla disponibilità di generazione dei gruppi idroelettrici e di pompaggio. I vincoli strutturali sono espressi dal valor massimo (limite di sfioro), e valor minimo (limite di svuotamento). Il funzionamento del serbatoio è rappresen- tato dal suo livello energetico di accumulo, ed è espresso in MWh. La modellazione è effettuata definendo la seguente lista di caratteristiche:

i. livello energetico a inizio simulazione, espresso in [MWh];

ii. livello energetico massimo, espresso in [MWh];

iii. livello energetico minimo, espresso in [MWh].

Nel documento Sviluppo di tecniche innovative per la simulazione della gestione di grandi sistemi elettrici (pagine 34-37)