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3 Gestione del sistema

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Academic year: 2021

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Gestione del sistema

3.1 Generalità

Al fine di valutare correttamente la mancata produzione che da origine alla ENF, occorre simulare il funzionamento del sistema su tre distinti livelli temporali:

• Programmazione di medio periodo. E’ svolta fuori linea, su base annuale e con discretizzazione settimanale; comprende la stesura del piano di manutenzione ordinaria dei gruppi e l’ottimizzazione dell’utilizzo delle risorse idriche.

• Programmazione di breve periodo. Per il parco termoelettrico, si effettua all’inizio di ogni giornata, per ciascuna ora del giorno successivo; per i gruppi idroelettrici a serbatoio e di pompaggio, viene svolta ogni domenica per ciascuna ora della settimana seguente.

• Gestione del Sistema in tempo reale, in condizioni normali e in emergenza. Si considera una discretizzazione temporale oraria.

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STESURA DEL PIANO DI

MANUTENZIONE ORDINARIA

OTTIMIZZAZIONE DELL’UTILIZZO DELLE RISORSE IDRICHE

j = 1 PROGRAMMAZIONE PREVISIONALE DELLA PRODUZIONE per il giorno j+1 PROGRAMMAZIONE PREVISIONALE DELLA PRODUZIONE per il giorno j+1 h = 0

GESTIONE DEL SISTEMA nell’ora h del giorno j

h = 23 j =365 Fine dell’anno h = h + 1 j = j + 1 no si no si

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3.2 Programmazione di medio periodo

3.2.1 Stesura del piano di manutenzione ordinaria dei gruppi

La stesura del piano di manutenzione ordinaria dei generatori è stata eseguita secondo il criterio del rischio, ovvero uniformando nel corso delle varie settimane la probabilità di non far fronte al carico; in altri termini, si è cercato di rendere il rischio costante e minore possibile, compatibilmente con la potenza installata, il carico e la durata dei cicli di manutenzione.

Tale modo di procedere presuppone:

• una probabilità di guasti accidentali uniforme sui vari impianti

• uno stesso costo, durante tutto l’anno, del danno provocato all’utenza da una mancata fornitura di energia.

Operativamente, la condizione di rischio costante viene tradotta in una di margine settimanale di potenza disponibile1 costante; si tratta di una semplificazione comunemente accettata e sperimentalmente valida, ma è comunque opportuno considerarne i limiti:

• non si considera che, a pari margine, il rischio dipende dal numero e dalla pezzatura dei gruppi

• non si tiene conto della diversa affidabilità dei vari impianti.

1 Il margine settimanale di potenza disponibile è la differenza fra la potenza non messa in manutenzione e la punta di carico settimanale.

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3.3 Programmazione previsionale di breve periodo

In questa fase si decide quanti e quali generatori occorre mettere in servizio per coprire il carico; nel caso dei gruppi termoelettrici, tale programmazione si effettua per il giorno X+1 alle ore 00.00 del giorno X; per i gruppi a serbatoio e di pompaggio, alle ore 00.00 della domenica per tutta la settimana seguente

3.3.1 Previsione del carico

Si assume il carico standard (fissato fuori linea in maniera deterministica) e gli si applicano i fattori giornalieri e il coefficiente di destagionalizzazione. Risulta così noto il carico utente per le 168 ore della settimana successiva.

3.3.2 Copertura del fabbisogno

( )

(

( ) ( )

)

( )

(pompaggi idraulico) (pompaggi idraulico) (regolazione ondaria) Stabilita n pompaggi utenze ondaria e regolazion i dispacciat gruppi n idraulico pompaggi R P P C P P ≥ ∆ + − • ≥ ∆ − + •

+ + + + sec . sec . .

• La somma delle potenze erogate dai gruppi di pompaggio più la somma delle potenze nominali dei gruppi dispacciati meno i gradini ∆ di regolazione secondaria devono coprire il carico totale, formato da utenza, pompaggi e l’idraulico previsto.

• La somma delle potenze nominali dei gruppi di pompaggio disponibili, meno la somma delle potenze da essi erogate, più la somma dei gradini ∆ di regolazione secondaria dei gruppi dispacciati devono coprire la riserva prestabilita.

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3.3.3 Gestione dei gruppi di pompaggio

I gruppi di pompaggio effettuano due distinti servizi:

• servizio di trasferimento di energia

• servizio di potenza

Questo significa che si produce di giorno per partecipare alla copertura del carico e si ripompa di notte a spese della potenza fornita dai gruppi termici di base, assicurando però in ogni caso una certa disponibilità di acqua per far fronte ai deficit di potenza del sistema in caso di emergenza.

Le sequenze di produzione e di pompaggio vengono definite settimana per settimana per mezzo di una procedura in linea che ottimizza la gestione dei gruppi idraulici e di pompaggio secondo criteri tecnico-economici.

3.3.4 Stesura del Piano di Produzione Previsionale

L’inserimento dei generatori nel piano di produzione previsionale avviene secondo le seguenti procedure:

• Si accede ai risultati della programmazione di medio periodo (svolta fuori linea), ovvero si considerano il piano di manutenzione ordinaria dei gruppi

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• Ogni domenica, in base alla prevista disponibilità dei gruppi termici, una procedura di ottimizzazione tecnico-economica on line determina per ciascuna ora della settimana successiva la potenza che deve essere erogata o assorbita da ciascun gruppo di pompaggio. Il lunedì si estrae poi l’effettivo apporto idrico della settimana che ha inizio, in base al suo valore medio (desunto dalle serie storiche e utilizzato anche per la programmazione fuori linea) e allo scarto corrispondente

• Unit Commitment: i gruppi termici dispacciati vengono messi in servizio secondo una lista di accesso alla produzione (messa a punto fuori linea sulla base dei costi specifici di produzione) concedendo loro la possibilità di produrre fino a Pn quando la riserva è già assicurata, e Pn- ∆ altrimenti la

loro potenza effettiva dipenderà poi dalla ripartizione a uguali costi incrementali della gestione oraria

• se nelle ore di minimo carico annuale (tipicamente quelle notturne dei fine settimana di agosto) la procedura che assicura la riserva ha messo in produzione un parco termico che anche al minimo tecnico fornisce una potenza superiore al carico, si segnala quale livello di riserva viene assicurato se si arresta lo unit commitment non appena la somma dei minimi tecnici supera il carico.

3.3.5 Modalità di inserimento in produzione dei gruppi termoelettrici

Lo stato di servizio di un generico gruppo termico j-esimo nella i-esima ora del giorno X+1 viene determinato analizzando quello nell’ora precedente, per cui si prospetta la seguente casistica:

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• Nell’ora i-1 il gruppo si trova in manutenzione ordinaria o straordinaria. Lo si conferma in tale stato anche per l’ora i, a patto che quest’ultima non sia proprio quella del previsto rientro in servizio del gruppo; in questo caso si utilizza la procedura precedentemente esposta per valutare se il carico dell’ora i è già stato coperto con i gruppi precedenti; in caso affermativo si pone il gruppo in riserva fredda, altrimenti se ne programma l’ingresso in produzione e la messa in avviamento nelle ore precedenti.

• Nell’ora i-1 il gruppo si trova nello stato di riserva fredda, cioè non produce da più di otto ore e quindi ha bisogno di una intera procedura di avviamento. Se il carico è già previsionalmente coperto, il gruppo rimane in riserva fredda anche per l’ora i, altrimenti se ne programma l’ingresso in produzione e la messa in avviamento nelle ore precedenti.

• Nell’ora i-1 il gruppo è in riserva semi-fredda, cioè sono passate meno di 8 ore dall’ultima sua produzione e quindi avrebbe eventualmente bisogno di una sola ora di avviamento. Se il carico è già previsionalmente coperto, il gruppo rimane in riserva semifredda (a meno che non abbiano termine proprio adesso le 8 ore, nel qual caso viene “degradato” a riserva fredda), altrimenti lo si programma in produzione per l’ora i e in avviamento per l’ora i-1.

• Nell’ora i-1 il gruppo è in produzione. Se il carico è già stato coperto, il gruppo viene messo in riserva semifredda per l’ora i, altrimenti lo si conferma in produzione anche per l’ora corrente.

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Ottimizzazione della potenza che in ciascuna ora della settimana seguente devono produrre i singoli gruppi di pompaggio e il parco idraulico a serbatoio nel suo complesso Il giorno j+1

è un lunedì ?

no

si

Inizio del giorno j

Determinazione del carico nelle 24 ore del giorno j+1

Programmazione previsionale dei gruppi termoelettrici per il giorno j+1:

h = 0

Si considerano i gruppi termolettrici disponibili nell’ora h del giorno j+1

Si mette in produzione il k-esimo gruppo della lista k = 1 Il carico è coperto e la riserva assicurata ? no k = k + 1 h = 23 ? si h = h +1 FINE

Si considerano i livelli dei serbatoi,

l’ottimizzazione effettuata fuori linea per l’idraulico a serbatoio e gli apporti idrici deterministici della settimana seguente

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3.4 Funzionamento del Sistema in condizioni normali

All’inizio dell’ora k-esima, sono noti:

• la programmazione previsionale, messa a punto un giorno prima e poi aggiornata via via a seguito dei guasti avvenuti nelle ore precedenti

• il carico

• le complessive produzioni idroelettrica e termica.

Si mettono in funzione i gruppi di pompaggio, secondo quanto stabilito dal piano di produzione previsionale.

Si esegue una ripartizione a uguali costi incrementali della quota di carico che deve essere coperta con il parco termico dispacciato, considerando per ciascuna unità il limite superiore di potenza stabilito dalla programmazione previsionale.

Si applica la procedura di Montecarlo per determinare l’effettivo stato di ciascun gruppo di pompaggio e termico previsti in produzione.

Se non si verificano guasti viene confermata la programmazione previsionale, altrimenti si attiva la procedura di emergenza.

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Inizio dell’ora

Ripartizione del carico idraulico fra i vari gruppi a serbatoio disponibili

Ripartizione a del carico termico

fra i vari gruppi previsti in produzione dallo Unit Commitment, secondo il criterio degli Uguali Costi Incrementali

Estrazione Montecarlo per valutare l’effettivo stato dei gruppi idroelettrici a serbatoio previsti in produzione. Sostituzione della potenza non più disponibile nelle ore successive

Estrazione Montecarlo per valutare l’effettivo stato dei gruppi di pompaggio previsti in servizio. Conseguente revisione del Piano di Produzione Previsionale

Estrazione Montecarlo per valutare l’effettivo stato dei gruppi termici previsti in produzione.

Sostituzione della potenza non più disponibile nelle ore successive

Il carico è coperto per l’ora corrente ?

no

si

Avvio della procedura di emergenza per la copertura del deficit di potenza dovuto ai guasti verificatisi nell’ora corrente

Il deficit è stato coperto ? si

Distacco parziale del carico e conteggio della corrispondente

Energia Non Fornita no

Conteggio delle energie erogate e dei livelli dei bacini a fine ora

Fine dell’ora

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3.5 Funzionamento in emergenza

Il funzionamento in condizioni di emergenza si sviluppa in due fasi:

• La potenza che non è più disponibile viene sostituita con quella di modulazione dei gruppi confermati in produzione e, in caso di necessità, da un adeguato numero di gruppi di punta

• Viene modificato il piano di programmazione previsionale per le ore successive.

3.5.1 Fuori servizio di gruppi idraulici

Per ogni unità che si guasta, si calcola probabilisticamente il tempo di riparazione e la si pone in manutenzione straordinaria per le ore corrispondenti; la potenza che ogni gruppo avrebbe dovuto produrre nell’ora corrente va a sommarsi al deficit cui deve far fronte la procedura di emergenza.

Successivamente, si controlla che, nonostante i guasti, sia ancora disponibile nelle ore successive una potenza idraulica sufficiente a coprire il carico e ad assicurare la riserva; se ciò non si verifica, si ricorre al parco termico rivedendone la programmazione previsionale.

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3.5.2 Fuori servizio di gruppi di pompaggio

Per ogni unità che si guasta, si calcola probabilisticamente il tempo di riparazione e la si pone in manutenzione straordinaria per le ore corrispondenti.

La potenza che i gruppi di pompaggio andati fuori servizio stavano erogando o assorbendo va a costituire rispettivamente un incremento o una diminuzione del deficit di potenza per l’ora corrente.

Si controlla poi il piano di produzione previsionale di tali gruppi per le ore successive:

• Nel caso in cui fosse prevista un’attività di produzione, occorre provvedere alla messa in servizio di una corrispondente potenza termica

• Nel caso in cui fosse previsto il ripompaggio, si avvia tale procedura per eventuali gruppi fermi disponibili, oppure si procede ad un ridispacciamento del parco termico

3.5.3 Fuori servizio di gruppi termici

Per ogni unità che si guasta:

1. Si calcola probabilisticamente il tempo di riparazione e quindi l’ora di rientro in servizio; la si pone in manutenzione straordinaria nel piano di produzione previsionale

2. Si scorre il piano di produzione previsionale delle ore successive e quando il gruppo guasto è previsto in produzione lo si sostituisce con altre unità termiche dispacciate, mediante anticipi di avviamento e/o ritardi di fermate

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Si prevede che i gruppi termici abbiano una maggiore probabilità di guasto nelle ore di avviamento, durante le quali si ipotizza una densità di probabilità di guasto uniforme; complessivamente, si valuta che si guasti un gruppo ogni 5 unità termiche sottoposte ad un’intera procedura di avviamento.

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Si accede alla lista dei gruppi idroelettrici a serbatoio previsti in produzione

Estrazione Montecarlo per il k-esimo gruppo della lista

Il gruppo risulta guasto ?

La potenza che il gruppo analizzato avrebbe dovuto produrre nell’ora corrente

va ad incrementare il deficit di potenza del sistema

Si calcola probabilisticamente il tempo di riparazione del gruppo e lo si pone in manutenzione straordinaria

nelle ore successive E’ l’ultimo gruppo della lista ? si no no k = k + 1 Si sono verificati dei guasti ?

Messa in sicurezza del sistema per le ore successive: si

h = ora corrente

Si accede al Piano di Produzione Previsionale dell’ora h

Il carico è coperto e la riserva assicurata ?

Si rivede lo Unit Commitment del parco termico per l’ora h, mettendo in produzione ulteriori

gruppi fino a coprire il carico e ad assicurare la riserva no h = 48 ? h = h +1 FINE si no si k = 1 no si

Figura 3.5.3.1 Valutazione dello stato di funzionamento dei gruppi idroelettrici a serbatoio e provvedimenti conseguenti

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Si accede alla lista dei gruppi di pompaggio previsti in produzione

Estrazione Montecarlo per il k-esimo gruppo della lista

Il gruppo risulta guasto ? E’ l’ultimo gruppo della lista ? si no no k = k + 1

Messa in sicurezza del sistema per le ore successive: Si accede alla Programmazione Previsionale del gruppo analizzato.

Nell’ora h il gruppo avrebbe

dovuto ... Si rivede lo Unit Commitment

del parco termico per l’ora h, mettendo in produzione ulteriori

gruppi fino a coprire il carico e ad assicurare la riserva h = h +1 FINE produrre k = 1 si pompare Si programma il ripompaggio di eventuali gruppi disponibili

oppure si abbassa la produzione termica h = 48 ? h = ora corrente si no

Provvedimenti per l’ora corrente:

Il gruppo era in fase di ... La potenza prodotta dal gruppo viene sommata al deficit orario

produzione pompaggio

La potenza prodotta dal gruppo viene sottratta al deficit orario

Figura 3.5.3.2 Valutazione dello stato di funzionamento dei gruppi di pompaggio e provvedimenti conseguenti

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3.5.4 Copertura del deficit di potenza per l’ora corrente

Per annullare il deficit di potenza causato dai guasti per l’ora corrente, si avvia la seguente sequenza di interventi in emergenza :

1. Si utilizza il gradino di regolazione secondaria dei gruppi termici dispacciati e si mettono a Pn i turbogas già in produzione.

2. Si interrompono i pompaggi.

3. Si portano a potenza nominale i gruppi idroelettrici che già stanno erogando.

4. Si mettono in servizio a potenza massima gli eventuali gruppi idroelettrici che il piano di programmazione prevedeva fermi ma che comunque sono in grado di produrre .

5. Si portano a potenza nominale i gruppi di pompaggio che già stanno erogando.

6. Si mettono in produzione a potenza massima i gruppi di pompaggio disponibili alla produzione (cioè non in manutenzione o con bacino vuoto).

7. Si mettono in produzione i gruppi turbogas (tavv < 1 h). Per tener conto del

fatto che i tempi di avviamento sono comunque non nulli, per ogni turbogas entrato in produzione si può conteggiare un primo quarto d’ora di energia non fornita.

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Nel caso in cui la procedura di emergenza non sia sufficiente a coprire il deficit di potenza per l’ora corrente, non resta che procedere ad un parziale distacco di carico.

Figura

Figura 3.1.1: Gestione dell'esercizio del sistema
Figura 3.3.5.1 Stesura del Piano di Produzione Previsionale
Figura 3.4.1 Gestione Oraria del Sistema
Figura 3.5.3.1 Valutazione dello stato di funzionamento dei gruppi idroelettrici a serbatoio e  provvedimenti conseguenti
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