3 Procedure di simulazione del sistema elettrico

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Procedure di simulazione del sistema elettrico

3.1 Ipotesi semplificative adottate nello sviluppo del modello

Si riassumono di seguito le ipotesi semplificative adottate nello sviluppo del modello:

• si considera solamente la potenza attiva;

• si considera soltanto il regime statico: la simulazione è condotta considerando solo stati sequenziali di condizioni statiche e la regolazione primaria è trascurata; • l’orizzonte temporale è il giorno;

• l’intervallo di tempo elementare è il quarto d’ora;

• i piani di produzione dei gruppi sono noti dal mercato MGP;

• la lista di merito per il dispacciamento dei gruppi, utilizzata per la risoluzione delle congestioni o per azioni di bilanciamento, è nota dal mercato MSD ex_ante; • è possibile, inoltre, usare il distacco di carico come metodo di risoluzione di

congestioni o emergenze;

• tutti gli eventi che in un sistema reale possono avvenire in qualsiasi istante, come il fuori servizio di un gruppo, il fuori servizio di una linea o la variazione inattesa del carico, sono anticipati all’inizio del quarto d’ora;

• le condizioni delle linee sono valutate con il metodo del load flow in continua, utilizzando la matrice di sensitivity;

• i gruppi idroelettrici e di pompaggio sono considerati gruppi di riserva terziaria “veloce” in quanto riescono ad entrare in produzione nel quarto d’ora corrente; • i gruppi termoelettrici possono modificare la loro produzione per la riserva

terziaria, compatibilmente con la propria rampa di regolazione a scendere o a salire.

3.2 Esercizio del sistema

Per ogni giorno di simulazione vengono caricati i dati di funzionamento giornaliero previsionale del sistema ed è costruita la matrice di sensitivity; tale matrice viene aggiornata durante il giorno in esame all’interno di un quarto d’ora solo a seguito di un cambiamento di stato di una linea, infatti il guasto o il ripristino determinano una variazione della topologia

individuare i possibili fuori servizio di gruppi o di linee oppure la variazione di carico rispetto a quella previsionale.

Caricamento dati strutturali del sistema

d = 0

Diagramma 1: ESERCIZIO DEL SISTEMA

(d = giorno simulato =1..1000)

Caricamento dati del funzionamento giornaliero previsionale del sistema (1₎

(1₎

Dispacciamento previsionale gruppi Stato linee previsionale

Carico previsto Livello bacini

Programma giornaliero della potenza importata

q = 0 (q = 1/4 d'ora = 0..95)

Definizione stato effettivo del sistema (diag.3 )

Calcolo dei flussi delle linee (critiche) di interconnessione tra le zone rilevanti; valutazione dello stato delle stesse

Deficit(3) ≥ 50MW ?

NO

q = 95 ? Memorizzazione risultati giornalieri e medi

d = 100 ? Fine d= d+1 q= q+1 NO SI SI

Definizione della matrice dei coefficienti di sensibilità (diag.2)

(3₎

Deficit=∆P=Carico-Prod_riprog-Import; Prod_riprog=P_prev_tot+margineIII_selezionato

NO

SI ∃ linee che superano il

lim. max a regime?

SI NO Funzionamento in condizioni di contingenza Funzionamento in condizioni normali

Diagramma 2: DEFINIZIONE DELLA MATRICE DEI COEFFICIENTI DI SENSITIVITY

Inversione della matrice delle suscettanze [C] = [-BL]-1(2)

Ingresso

Uscita

(1)

[BL] matrice ridotta delle suscettanze

longitudinali della rete, in valori relativi, ordineN-1 dove N= numero di nodi

della rete dove:

Definizione della matrice delle suscettanze (1₎

(2)

[∆θ]=[C][∆p] dove:

[∆θ] = vettore degli angoli

[∆p] = vettore potenza attiva iniettata per ogni nodo

Definizione delle matrice delle sensibilità (3)

(3) dove:

Definizione dello stato delle linee interzonali hk hk k hk hh x b x b =−_∑ 1; = 1

[

][

]

Ingresso

Uscita Estrazione carico effettivo (Nodo/Area)

Estrazione guasti gruppi in produzione o avviamento

Riattivazione carico distaccato

Diagramma 3: DEFINIZIONE STATO EFFETIVO DEL SISTEMA

Estrazione guasti linee superiori ai 15 minuti

Richiusura linee a fine guasto e linee aperte per sovraccarico in q-1

La configurazione di rete è cambiata

?(1)

Definizione della matrice dei coefficienti di sensibilità (diag.2)

(1)

nel caso in cui una linea passi dallo stato

"normale" o "sotto condizione" in un altro

stato qualsiasi o vicervarsa, è previsto all'interno del quarto d'ora in esame una ridefinizione della matrice delle sensitivity dal momento in cui è presente una variazione della configurazione del sistema, che porta sicuramente ad un cambiamento dei flussi sulle linee e alla influenza dovuta alle varie iniezioni di potenza nei vari nodi.

SI

3.2.1 Esercizio in condizioni normali

Se nel quarto d’ora non si è avuta alcuna contingenza, l’esercizio del sistema viene attuato secondo il programma previsionale e la simulazione può proseguire al quarto d’ora successivo. In caso contrario l’esercizio del sistema viene attuato secondo particolari procedure descritte nel seguito.

3.2.2 Esercizio in condizioni di contingenza

Nella realtà la presenza di un qualsiasi guasto viene affrontata facendo uso della riserva primaria; poiché nel programma di simulazione implementato il tempo di riferimento è il quarto d’ora, gli effetti della regolazione primaria sono trascurati e si considerano direttamente le operazioni necessarie per la regolazione secondaria. Tale regolazione viene attuata nel software MC2 mediante un certo numero di UP in grado di fornire tale servizio e di ristabilire, quindi, gli scambi import/export con l’estero ai valori nominali. Per quanto riguarda la regolazione terziaria, invece, si fa riferimento alla lista di merito ottenuta dal mercato MSD ex_ante e si simulano le operazioni che il TSO dovrebbe compiere per ricostituire la riserva secondaria al minimo costo. Nel caso in cui la contingency sia talmente grave da non consentire che si ristabilisca l’equilibrio tra immissioni e prelievi, oppure sia presente una congestione non risolvibile, è possibile ricorrere alla sospensione del funzionamento delle UP in pompaggio oppure al distacco di carico.

3.2.3

Le procedure di dispacciamento si differenziano in due tipi:

• caso di non emergenza quando nel quarto d’ora successivo a quello in cui è accaduta la contingenza viene ricostituito il margine di riserva secondaria. Le UP vengono selezionate dalla lista di merito indipendentemente dalla loro tipologia, tenendo conto dei vincoli tecnici. Si parla in questo caso di riserva terziaria “lenta”.

• caso di emergenza (ad esempio per la congestione o il fuori servizio di una linea) quando è necessario risolvere tale situazione all’interno del quarto d’ora in cui si è presentata la contingenza stessa. In questo caso, pur seguendo la lista di merito, devono essere selezionate quelle UP in grado di fornire immediatamente riserva terziaria (gruppi idroelettrici o di pompaggio). Si parla

allora di riserva terziaria “veloce”. Una volta risolta l’emergenza, nei quarti d’ora successivi si compie il dispacciamento come in condizioni standard. Come già precedentemente affermato, il TSO deve svolgere tutte queste operazioni al minimo costo, compatibilmente con i vincoli tecnici delle linee e con i vincoli tecnici delle UP, come ad esempio rampe di regolazione a scendere e a salire e tempi di avviamento.