Finita Presentazione Luce Sul Blackout(1)

“Luce sul blackout” di F. Cancarini, R. Sansoni, A. Marzari

La produzione delle centrali italiane pur sufficiente a coprire il fabbisogno di energia della nazione, non viene sfruttata appieno perché è più conveniente acquistarla all’estero.

Questo è possibile perché la rete elettrica italiana è interconnessa con la rete europea.


Interconnessione tra la rete italiana e quella europea


La notte del 28 settembre 2003 la caduta di un albero sulla linea Airolo-Mettlen, fatto apparentemente poco rilevante, ha causato una concatenazione di avvenimenti che hanno portato prima alla separazione del sistema elettrico italiano dal resto della rete europea e successivamente al blackout.


3.25:25 Airolo-Mettlen(740 MW). Il Canton Ticino è separato

dalla rete svizzera

3.25:33 Soverzene-Lienz (309 MW).

3.25:33 Rondissone-Albertville (841+682 MW):

Separazione di I e F

3.25:28 Avise-Riddes(281 MW) e Riddes-Valpelline (299 MW)

3.25:33 Le Broc Carros- Camporosso (248 MW)

3.25:32 Albertville-La Coche (F). Instabilità

rapida di tensione

3.25:34 Redipuglia-Divaccia (646 MW): L’Italia rimane connessa solo

attraverso un collegamento 132 kV in modo asincrono

3.26:30 Separazione completata


IL distacco dalla rete europea e la perdita dell’importazione,

L’inadeguatezza della modifica del programma di scambio richiesta dall’operatore elvetico,

Una serie di inattesi malfunzionamenti del piano di difesa della rete e degli impianti di produzione,

hanno determinato uno squilibrio fra la potenza richiesta e quella generata con conseguente interruzione totale della fornitura di energia agli utenti.


Il progetto ha l’obbiettivo di riprodurre e simulare l’andamento di alcune grandezze elettriche, con

particolare attenzione alla frequenza, della rete italiana negli istanti immediatamente successivi alla separazione

completa dal resto d’Europa.


Allo scopo si è costruito un modello matematico che raggruppa i vari componenti del sistema e precisamente

si sono studiati in sequenza:

- Il regolatore di frequenza dei gruppi di generazione

- Il comportamento della singola macchina in regolazione primaria di frequenza

- Il piano di difesa della rete italiana

I modelli dei gruppi idroelettrici e termoelettrici sono infine stati assemblati all’interno del programma “Matlab” per

studiare il comportamento dinamico dell’intera rete italiana


Il gruppo macchina, costituito da una turbina accoppiata ad un alternatore permette di trasformare energia primaria, normalmente termica o idrica, in energia

elettrica.


La grandezza fondamentale analizzata dal nostro sistema è la frequenza, legata alla velocità di rotazione del generatore dalla relazione Pn = 60f.

50Hz è il valore nominale della frequenza per la rete europea. Questa condizione si ha quando la coppia motrice (dipendente dalla quantità di fluido immesso in turbina) eguaglia la coppia resistente (dipendente dalla richiesta del carico).

Qualsiasi azione che modifichi la condizione sopra citata comporta un regime transitorio durante il quale la frequenza si discosta dal valore nominale e al termine del quale la condizione di equilibrio deve essere

ripristinata. In condizioni normali, il problema si risolve modificando

la quantità di fluido immesso in turbina.


Il regolatore è un dispositivo che fa variare, in caso di regime transitorio, la portata del fluido motore alla turbina con lo scopo di ripristinare la velocità nominale (regolazione primaria).


Il regolatore è stato da noi modellizzato con un sistema retroazionato.

-K1/s (blocco integratore). K1 lega la variazione di portata di fluido con la conseguente variazione di potenza erogata e di frequenza.

Il blocco di retroazione K2 riporta al nodo di confronto l’informazione della variazione della portata del fluido

Il nodo C confronta la variazione relativa di frequenza Df* con l’informazione del blocco di retroazione


Lo schema precedente è convertibile agevolmente nel più schematico blocco:

T1 è la costante di tempo del regolatore pari al rapporto 1/ (K1· K2 ) :

-Impianti termoelettrici 10 s

-Impianti idroelettrici 6 s

G1 legato allo statismo S (sensibilità alle variazioni di frequenza), alla potenza generata e alla frequenza nominale dalla relazione G1 = Pg / (S · fn). Valori tipici per lo statismo sono :

-5-8% per impianti termoelettrici

-2-5% per impianti idroelettrici

Poiché si può ritenere la potenza generata Pg proporzionale solamente all’apertura del distributore del fluido della turbina, è valida l’equivalenza Dpg* = DA* .


Un gruppo di generazione è caratterizzato da una propria inerzia che influisce sui tempi di risposta alla regolazione in caso di una perturbazione.

La coppia motrice infatti deve sopperire alla coppia resistente e alla coppia di inerzia definibile dalla relazione Cj = J · (dω / dt ).

Macchine di elevata potenza, e conseguenti ingenti masse rotanti avranno inerzie considerevoli e quindi tempi di risposta più alti rispetto a macchine di minore potenza.


Quanto precedentemente detto è riassumibile nel seguente schema a blocchi:

Il tempo di avviamento Ta è dato dal rapporto ( J ·ω0 ) / C0; Valori tipici sono: per gruppi a vapore circa 8s e per gruppi idrici circa 6 s.

La potenza regolante in ingresso (Dpr) è legata alla variazione di frequenza relativa (Df*)


Tutti gli elementi fino a qui analizzati si traducono nello schema a blocchi che segue:

Il termine relativo DQ0* che può essere positivo o negativo, rappresenta la variazione del carico (perturbazione) che attiva la regolazione primaria. Il segno negativo di DQ0* indica un aumento di carico che comporta un valore di Df negativo; al segno positivo invece corrisponde una diminuzione del carico e un conseguente aumento di frequenza.

Il termine G2 del blocco di retroazione, favorevole alla stabilità di funzionamento del sistema, rappresenta l’energia autoregolante del carico. Per metterci nelle condizioni di funzionamento più sfavorevoli, non lo abbiamo considerato.


La seguente figura rappresenta lo schema di principio di una rete in regolazione primaria dal quale siamo partiti per modellizzare la reale rete elettrica italiana:

•I blocchi del tipo [-G / (1+sT) ] rappresentano i regolatori di frequenza dei gruppi regolanti della rete

•Nel nodo sommatore B convergono le variazioni delle potenze dei gruppi in regolazione; il risultato sarà la variazione di potenza regolante totale

•Nel nodo C convergono le variazioni di potenza comandate dai regolatori e di potenza generata dai gruppi non regolanti; in uscita dal nodo si ha la variazione di potenza generata totale

•Il blocco [ 1/ ( 1+Tae s ) ] rappresenta l’inerzia equivalente di tutta la rete. Tae è il tempo di avviamento equivalente (definito meglio in seguito)


• Nel nodo D convergono le variazioni di potenza generata totale, potenza del carico e energia autoregolante del carico (che però non sarà, come già detto, considerata). La somma è la potenza accelerante DPr*.

Considerazioni iniziali:

Tutte le potenze coinvolte sono state riferite alla potenza importata dall’estero al momento della separazione della rete italiana, che era pari a 6700 MW. Ciò determina la presenza dei blocchi “moltiplicatori” indicati nello schema con la sigla “rel”:

In alcuni casi essi non compaiono esplicitamente nello schema complessivo perché inclusi nei blocchi corrispondenti a sottosistemi (come ad esempio il blocco del distacco “generatori non regolanti”).

Le centrali sono state suddivise in due gruppi: quelle regolanti, che partecipano alla regolazione primaria e quelle non regolanti. Abbiamo tenuto conto di queste ultime soltanto per quanto riguarda il loro eventuale distacco intempestivo.

La potenza regolante di una centrale non è infinita ma limitata ad un valore massimo. Per questo motivo sono stati creati appositi blocchi limitatori.

Nella simulazione, abbiamo comandato gli eventi di distacco di carichi o generazioni in funzione o dell’istante nel tempo o del valore della frequenza utilizzando appositi blocchi logici.

La decisione, basata sui dati a nostra disposizione, è stata presa caso per caso.

E’ stato quindi possibile assemblare le singole parti in un modello generale di principio di una rete elettrica in

regolazione primaria.

Esso è stato riferito all’intera rete elettrica italiana.Il modello complessivo è stato suddiviso in sottosistemi al

fine di renderlo agevolmente comprensibile.

Modello complessivo

Sottosistema “regolazione primaria”. I regolatori delle centrali di maggior potenza (tutte termoelettriche) distaccatesi intempestivamente sono singolarmente indicati; quelli delle altre centrali sono raggruppati in un unico blocco denominato “eq.regolanti”.Il valore di G1 è stato calcolato: utilizzando i dati noti delle potenze generate, in funzione della potenza complessiva per le “eq.regolanti”, considerando uno statismo di 0,08. La costante di tempo dei regolatori vale 10 s per le centrali termoelettriche e 6.2 s per le “eq. Regolanti” (per modellizzare la presenza anche di gruppi idroelettrici).

Sezione di generazione

Sezione di generazioneBlocchi di esclusione dei

regolatori primari.

Durante la perturbazione, si sono avuti distacchi intempestivi di centrali elettriche.

Questi blocchi ne consentono la simulazione escludendo i regolatori primari secondo una sequenza temporale evinta dai documenti disponibili.


Blocchi limitatori dell’energia regolante

Limitano il valore dell’energia regolante in funzione delle caratteristiche della centrale a cui si riferiscono. Il blocco non compare per “Montalto-Trino-Livorno” perché considerato inutile a causa del subitaneo distacco dal servizio di questi gruppi regolanti.



•Sottosistema “distacco generatori regolanti”.

Il sottosistema effettua la somma delle variazioni dovute ai distacchi dei gruppi in regolazione primaria. L’uscita dal servizio di una centrale determina il totale distacco della stessa ( potenza programmata + potenza regolante).



Sottosistema “distacco generatori non regolanti e MT”.

Il blocco è di composizione complessa in quanto sono presenti:

i generatori di media tensione, per i quali l’istante del distacco è sconosciuto, sono stati suddivisi in due blocchi: il primo si sconnette alla frequenza di 49.7Hz, come da Norme tecniche. Il secondo blocco è stato separato ad un istante successivo

le centrali non regolanti sono presenti nominalmente nel caso di potenza significativa, mentre quelle di minor importanza sono raggruppate in due blocchi. Il loro distacco avviene secondo una sequenza temporale.



Complesso del carico

Import

Rappresenta il deficit iniziale di potenza verificatosi all’istante della separazione dall’estero (6700 MW). Il blocco, è rappresentato come un carico che all’istante t = 2 s viene a gravare sulla rete elettrica italiana funzionante in “isola”.

Blocco “aumento carico per aumento tensione”

Il blocco tiene conto del fatto che il carico è funzione della tensione e questa aumenta durante il transitorio.


Complesso del caricoIl distacco delle centrali idroelettriche di

pompaggio, che sfruttano l’energia notturna eccedente al fine di riportare l’acqua negli invasi, fa parte delle strategie messe in atto per contrastare l’insorgenza di un blackout.Nella nostra simulazione abbiamo escluso le centrali di pompaggio in funzione del tempo, altre in base al valore della frequenza, secondo i dati disponibili

Distacco pompaggi in funzione del tempo.

Il blocco rappresenta due gruppi la cui uscita dal servizio avviene in successione.


Complesso del caricoDistacco pompaggi in

funzione della frequenza.

L’esclusione di alcune centrali di pompaggio è avvenuta comparando la frequenza di rete al valore di riferimento per il distacco. Ciò è stato possibile perché siamo in possesso di dati precisi.

Complesso del carico

Sottosistema “distacco carichi utenze “.

L’alleggerimento del carico è una parte codificata del piano di difesa della rete: i carichi sono stati suddivisi su 11 gradini per un valore complessivo di 4000 MW escludibili a tempo secondo i valori suggeriti dal piano di difesa. Naturalmente sono state escluse per prime le utenze meno importanti.

Inerzia equivalente

Inerzia equivalente:

Il blocco rappresenta l’inerzia media equivalente di tutti i gruppi di generazione, compresi anche quelli non regolanti. Il Tae è il risultato di una media pesata fra le costanti di tempo delle centrali termoelettriche ed idroelettriche presenti nella rete, tenendo conto anche delle rispettive potenze generate. Il semplice calcolo qui riportato :

( PTidroe x Taeidroe + PTtermoe x Taetermoe ) / PT = 9.7 sec

evidenzia che il Tae assume un valore molto vicino a 10 sec come era nelle aspettative, visto il contributo estremamente rilevante della potenza generata dalle centrali termoelettriche rispetto alle idroelettriche.


Il risultato della simulazione è l’andamento della frequenza durante il transitorio determinato dal Blackout.

Il valore della frequenza si evince dallo studio del blocco sotto riportato.

Gli oscilloscopi inseriti nello schema complessivo visualizzano l’andamento di alcuni parametri importanti per il sistema (visualizzati nei grafici seguenti).


•Il grafico rappresenta l’andamento della frequenza in funzione del tempo. Sono da evidenziare:

-un primo intervallo di tempo 2-39 s nel quale si ha una ripida discesa inizialmente corrispondente a 1 Hz/s, causata dal deficit iniziale e da una serie di distacchi di centrali.

- un secondo intervallo di tempo 40-130 s caratterizzato da un appiattimento della curva ( in riduzione della frequenza) come conseguenza di distacchi di carico.


46,0

46,5

47,0

47,5

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

03:2

5:30

03:2

5:40

03:2

5:50

03:2

6:00

03:2

6:10

03:2

6:20

03:2

6:30

03:2

6:40

03:2

6:50

03:2

7:00

03:2

7:10

03:2

7:20

03:2

7:30

03:2

7:40

03:2

7:50

03:2

8:00

Time

f [H

z]

-0,5

-0,4

-0,3

-0,2

-0,1

0,0

0,1

df/

dt

[Hz/

s]

Monfalcone=-327MWEntracque+S.Massenza+S.Fiorano+Presenzano=2159

Montalto+Trino+Livorno=-677MWBargi+Roncovalgrande+Anapo=1157

Edolo=538

La Spezia=-622 MW

P.Tolle=-496 MW

TVDN=-502 MW

P.Tolle=-400 MW Trino=-105 MW

Trino=-105 MW

ISAB=-180 MW

Nel grafico sovrastante è riportato l’andamento reale della frequenza registrata nella stazione di Musignano (linea blu) e della sua derivata (linea rossa). Sono presenti inoltre le indicazioni dei tempi degli istanti di distacco delle maggiori centrali di produzione, che hanno determinato l’insorgenza del blackout.


Potenza totale generata (disponibile). La curva ha sempre valore negativo ad evidenziare i distacchi intempestivi di alcune centrali di produzione. Quando la pendenza è nulla, non si verificano eventi. Le variazioni negative corrispondono ad un distacco di centrale, le variazioni positive evidenti nella prima parte del grafico sono dovute all’intervento della regolazione.

Distacco dei carichi.Si osserva la perturbazione iniziale di grande entità. I gradini negativi corrispondono agli alleggerimenti di carico del piano di difesa. Quelli positivi schematizzano a gradino gli aumenti di carico conseguenti all’incremento del valore della tensione, aumenti che a rigore dovrebbero essere modellizzati in modo continuo


Potenza totale regolante.L’incremento di potenza evidente nella prima parte del grafico è dovuto all’intervento della regolazione che nel prosecuzione del transitorio ha sempre diminuito la sua efficacia a causa dei distacchi sequenziali delle centrali regolanti, nonché di una diminuzione non voluta dovuta a malfunzionamenti dei sistemi di regolazione

Distacco delle centrali regolanti.La logica da noi seguita nello schema a blocchi fa corrispondere segno positivo al distacco di una centrale regolante. Ciò premesso, ad ogni gradino corrisponde l’uscita dal servizio di una singola centrale.


Il grafico ha solo lo scopo di indicare che la potenza gestita da un regolatore non può assumere valori infiniti ma è limitata ad un valore massimo scelto in funzione delle caratteristiche delle singole centrali.


La comparazione dell’andamento della frequenza risultante dalla nostra simulazione con quella reale registrata nella stazione di Musignano evidenzia la sostanziale correttezza del modello costruito e la bontà delle scelte di distacco effettuate.

Il modello inoltre si presta per ulteriori studi e simulazioni che tendono a verificare la possibilità di evitare eventi analoghi coordinando in modo diverso i vari interventi e le strategie di difesa.


Si ringraziano gli studenti: Si ringraziano gli studenti: Davide De Giacomi e Davide Stabile 5^A,

Gianluca Foccoli 5^AL ,e il webmaster Alin Savin 5^V .

I docenti: I docenti: Ing. Alberto Berizzi - Politecnico di Milano;

Ing. Edoardo Donini Dott. Mariuccia Dolci

-Itis e liceo scient. Tecn. B.Castelli

Finita Presentazione Luce Sul Blackout(1)

Technology

Transcript of Finita Presentazione Luce Sul Blackout(1)