Conclusioni Cap. 8
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8 CONCLUSIONI
L’utilizzo di un approccio probabilistico al problema della valutazione dei margini di riserva operativa, ed in particolare l’utilizzo di un metodo Montecarlo, ha indicato particolari vantaggi a confronto del criterio N-1 per la valutazione della sicurezza dei grandi sistemi elettrici. La considerazione di singoli guasti ma soprattutto l’assenza di una stima dell’impatto economico sul sistema che hanno i margini selezionati di riserva operativa sono alcuni dei difetti di cui è affetto il criterio N-1 che lo rendono inadeguato per la valutazione della sicurezza dei sistemi liberalizzati. L’ormai storico black-out che colpì il sistema italiano nel 2003 è un chiaro esempio di come la perdita di più elementi, causati in quel particolare caso da due eventi distinti, possa essere di fondamentale importanza per la sicurezza del sistema; per quanto riguarda l’aspetto economico è evidente che in presenza mercato la valutazione delle riserva necessaria in considerazione dei costi che il gestore deve sostenere (che ricadono quindi sull’utente finale) per mantenere i margini di riserva definiti è di fondamentale importanza.
Dalle considerazioni appena fatte ne è derivata la necessità di sviluppare una tecnica che, utilizzando un approccio probabilistico, valuti l’influenza della quantità dei margini operativi sul livello di affidabilità del sistema, associando a tale quantità un costo. Lo sviluppo di un applicativo, al cui interno sono implementate le logiche di gestione in tempo reale del sistema elettrico, fornisce un valido strumento per la simulazione dei possibili scenari che il sistema in uno stesso giorno, nell’evoluzione degli eventi, può assumere.
In primo luogo le estrazioni degli eventi (fuori servizi, variazione di carico,etc..) sono effettuate indipendentemente le une dalle altre, variabile per variabile, da cui la possibilità all’interno dello stesso periodo rilevante del sopraggiungere di più eventi.
La simulazione dell’esercizio in linea del sistema e quindi la gestione dei margini di riserva per la risoluzione di emergenze implica inevitabilmente la considerazione dell’impatto economico della selezione di tali risorse; il sistema viene infatti esercito in base alle logiche di mercato che lo regolano.
L’utilizzo di un metodo Montecarlo di tipo sequenziale inoltre permette di tenere in considerazione la “storia” e quindi tenere traccia dell’evoluzione del sistema considerando tutti i vincoli tempo-dipendenti degli elementi, come ad esempio le rampe di gruppi; questa caratteristica garantisce un descrizione accurata delle logiche che regolano la gestione del sistema che il criterio N-1 non riesce a garantire. La valutazione per mezzo di un metodo
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124 probabilistico permette di avere una stima quantitativa della vulnerabilità del sistema.
Il dettaglio del sistema sin termini di modello di rete e il periodo rilevante considerato, permette di effettuare delle valutazione di notevole interesse. Sulla stima dell’adeguatezza dei margini di riserva permette:
• Identificare le parti del sistema elettrico (linee o aree) più critiche così come si identificano i quarti d’ora in cui si localizzano la maggior parte dei distacchi di carico o congestioni.
• Evidenziare dei giorni il cui comportamento risulta particolarmente critico ed analizzare proprio tali casi estremi per riuscire a comprendere quali logiche e quali eventi hanno portato il sistema in condizioni di funzionamento così critiche.
Per il dettaglio raggiunto inoltre i programma con le enormi potenzialità mostrate risulta interessante anche per quanto riguarda la messa a punto di nuove logiche di gestione del sistema elettrico, sia in condizioni normali che in emergenza.
Per quanto detto fin ora, l’utilizzo di tale metodo svolge una funzione integrativa nella valutazione dei margini di riserva operativa, risultati dai mercati nel rispetto del criterio N-1; una visione un po’ più generale del problema rivela la possibilità di utilizzare il metodo per una valutazione dei margini al fine di verificare l’eccessivo valore degli stessi con il conseguente impatto economico sul sistema. Il metodo quindi può essere utilizzato per confrontare l’affidabilità in termini quantitativi.
La diminuzione dei tempi di simulazione comporta il vantaggio di poter effettuare a parità di tempo un numero maggiore di giorni con il conseguente beneficio di affinare i risultati delle simulazioni dal momento che l’accuratezza diminuisce all’aumentare dei campioni considerati; a tale fine sono state sviluppate delle logiche, che , implementate e testate, hanno condotto ad una diminuzione considerevole dei tempi medi di calcolo per giorno simulato. Due casi studio sono stati implementati per la validazione della metodologia proposta. Il primo considera una rete test IEEE composta da un numero di nodi contenuto e suddivisa in tre aree connesse tra loro da linee di trasmissione, in cui l’accento è stato riposto sui problemi di interscambio di potenza tra aree dettati dai limiti di trasmissione delle linee. Le simulazioni infatti hanno rilevato lo stretto legame che il distacco di carico ha nei confronti dei limiti di potenza delle linee, evidenziando come il distacco di carico dipenda più dalla limitata capacità di trasmissione della rete che dall’adeguatezza del parco di generazione.
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125 Il secondo caso studio ha riguardato il sistema elettrico italiano nell’attuale configurazione di mercato; la rete è descritta da un numero elevato di nodi e le linee che sono state considerate per la verifica dei limiti di transito sono le linee che appartengono alle sezioni critiche del rete. Il sistema è stato simulato in tre configurazioni differenti relative a due giorni distinti, in particolare un giorno estivo di picco si riferisce ad una particolare configurazione della RTN in cui l’area “Sicilia” risulta separata (in isola) dal resto del sistema. Il primo caso studio si riferisce ad un giorno di picco estivo; il sistema analizzato ha dimostrato un ottimo livello di sicurezza ed il ricorso al distacco di carico è stato pressoché nullo. Si sono comunque evidenziati le logiche dei meccanismi di selezione della riserva e la loro influenza sul sistema. Per analizzare più in dettaglio il comportamento del sistema simulato in condizioni di emergenza e quindi stimare l’efficienza delle logiche di emergenza è il valore del flusso nominale delle linee di trasmissione è stato diminuito del 30%; è stato quindi preso in esame un giorno particolarmente ricco di eventi di guasto, all’interno del set dei giorni simulati. Infine nell’terzo caso è stato simulato il sistema elettrico in presenza di una parte di rete in isola; questo caso risulta essere molto utile per testare il funzionamento del programma in condizioni alquanto critiche, al fine di evidenziare l’adeguatezza delle procedure di emergenza a gestire eventi in tempo reale particolarmente critici. La simulazione del sistema in presenza di una parte di rete esercita in isola ha dimostrato la capacità dell’applicativo di poter gestire sistemi in presenza di più isole con le problematiche relative all’assenza di una connessione con l’estero che garantirebbe una riserva di potenza aggiuntiva nell’isola e dove la minor estensione del sistema ne influenza l’affidabilità.
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