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Conferenza Sezione AEIT di Bologna 3 giugno 2004
Strumenti e nuove esigenze per il ripristino del servizio del sistema
elettrico dopo black-out
C.A. NucciUniversità di Bologna
Dipartimento di Ingegneria Elettrica
Sommario
Introduzione
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Principali problemi di natura tecnica
Il piano di riaccensione del sistemaitaliano: stato attuale e nuove esigenze
Considerazioni conclusive
Sommario
Introduzione
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Principali problemi di natura tecnica
Il piano di riaccensione del sistemaitaliano: stato attuale e nuove esigenze
Considerazioni conclusive
Introduzione
Il problema di ripristino del servizio dopo un black-out è un problema tradizionale dei sistemi elettrici.
Un certo rischio di un disservizio più o meno ampio del sistema èsempre presente
necessità di predisporre piani di ripristino del servizio affidabili e rapidi
atti a coordinare le azioni dei diversi operatori coinvolti nel processo in questione.
IntroduzioneLiberalizzazione del mercato dell’energia elettrica diversa gestione dei sistemi elettrici rispetto alle modalità per le quali sono stati progettati;
ora portati a funzionare per piùtempo in condizioni prossime al limite delle loro capacità.
esigenza di sempre più efficienti sistemi di difesa contro i black-out, e di predisporre piani di ripristino del servizio (minimizzando tempi ed energia non fornita)
Introduzione
Di importanza cruciale, dopo un black-out che coinvolge parte della rete di trasmissione, è il riavvio dei grandi gruppi termoelettrici, reso possibile dal riavvio iniziale ed autonomo di gruppi predisposti, denominati di prima riaccensione o di ‘black-start’.
Durante questa fase, questi ultimi si trovano ad operare su isole del rete di trasmissione, di limitata estensione e soggette a variazioni significative dei valori di frequenza e tensione.
Introduzione
Difficoltà di effettuare prove di riavvio direttamente sugli impianti, (peraltro estremamente costose) i piani di ripristino del servizio richiedono un esteso lavoro di messa a punto, in parte eseguito mediante opportuni simulatori numerici del comportamento dinamico degli impianti di produzione e della rete in fase di riaccensione.
Oltre a tali strumenti “tradizionali”, ne sono stati proposti altri, basati su tecniche informatiche più innovative (sistemi esperti), come ausilio per le attività di ripristino del servizio da parte degli operatori dei gestori delle reti di trasmissione (ad es. Cigré-38.06.041993, Barsali et al. 2001).
Introduzione
Sommario
Introduzione
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Principali problemi di natura tecnica
Il piano di riaccensione del sistemaitaliano: stato attuale e nuove esigenze
Considerazioni conclusive
Obiettivo fornire il più rapidamente la possibile maggiore quantità di energia mantenendo la sicurezza del sistema;
Sono coinvolte:
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
- gestione dei carichi, - regolazione della frequenza, - regolazione della tensione, - analisi della stabilità, - gestione delle manovre sugli interruttori per la formazione
dei percorsi di rialimentazione e le sincronizzazioni fra le diverse aree.
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Il problema è di grande importanza ed oggetto di studio da numerosi anni:
1986 è stato costituito un gruppo di lavoro dell’ IEEE per definire lo stato dell’arte nel campo delle procedure adottate dalle compagnie elettriche per il ripristino del servizio dopo eventi di black-out (IEEE 1987a e b).
In ambito Cigré, è stata predisposta una inchiesta internazionale avente lo scopo di verificare le maggiori necessità delle compagnie elettriche per la predisposizione di più efficienti piani di riaccensione (CIGRE-38.02.02 1993).
Si possono distinguere due differenti approcci (Adibi e Fink 1994):
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
“Build-Down”“Build-Down”
è ripristinato il servizio della rete di trasmissione prima di aver provveduto ad effettuare il parallelo della maggior parte dei generatori;
“Build-Up”“Build-Up”si ha il ripristino autonomo del servizio in sottoparti del sistema che poi vengono opportunamente interconnesse
La rete di trasmissione viene rialimentata mediante le interconnessioni con sistemi in servizio e mediante impianti di ‘black start’.
Maggiori difficoltà: alti valori di potenza reattiva in gioco ( ST).
Adatto se il sistema interessato dal disservizio è di limitate dimensioni, (linee di modesta lunghezza), e quando si dispone di numerose interconnessioni con sistemi elettrici contigui e di un adeguato numero di centrali di prima riaccensione.
Include le seguenti fasi:
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
a) riconoscimento dello stato del sistema, ossia dell’estensione della parte interessata dal disservizio e dello stato delle centrali;
b) ripristino servizio linee della rete di trasmissione, evitando l’insorgenza di st; c) fornitura della necessaria potenza di avvio alle centrali che non hanno capacità
di riavvio autonomo; d) messa in parallelo dei gruppi; e) completo ripristino del servizio con l’alimentazione dei carichi.
Build Down
Suddivisione del sistema in sottosistemi, ognuno dei quali è ripristinato singolarmente mediante le unità di riavvio autonomo.
Solo successivamente i sottosistemi stabili sono interconnessi fra loro.
Adatto quando il disservizio coinvolge un sistema di grande dimensioni senza la possibilità di ricorrere alle interconnessioni con altri sistemi non interessati dal black-out.
Comprende le seguenti fasi:
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Build Up
a) determinazione dello stato del sistema, come per la procedura precedente;
b) sezionamento dei sottosistemi in modo tale che ciascuno sia dotato di gruppi con capacità di riavvio autonomo e di gruppi termoelettrici che necessitano l’ausilio della rete per la messa in servizio;
Suddivisione del sistema in sottosistemi, ognuno dei quali è ripristinato singolarmente mediante le unità di riavvio autonomo.
Solo successivamente i sottosistemi stabili sono interconnessi fra loro.
Adatto quando il disservizio coinvolge un sistema di grande dimensioni senza la possibilità di ricorrere alle interconnessioni con altri sistemi non interessati dal black-out.
Comprende le seguenti fasi (Cont):
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Build Up
c) riavvio delle grandi unità di produzione termoelettrica a partire dai gruppi di prima riaccensione attraverso percorsi nella rete detti direttrici di riaccensione, entro i tempi massimi previsti per il parallelo dei gruppi chehanno effettuato con successo la manovra di rifiuto di carico, e quindi si trovano in funzione sull’isola di carico costituita dai propri servizi ausiliari, o per il riavvio cosiddetto “a caldo”;
Suddivisione del sistema in sottosistemi, ognuno dei quali è ripristinato singolarmente mediante le unità di riavvio autonomo.
Solo successivamente i sottosistemi stabili sono interconnessi fra loro.
Adatto quando il disservizio coinvolge un sistema di grande dimensioni senza la possibilità di ricorrere alle interconnessioni con altri sistemi non interessati dal black-out.
Comprende le seguenti fasi (Cont):
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
d) all’interno di ogni sottosistema, sincronizzazione ed interconnessione dei gruppi di generazione appartenenti al sottosistema, quando hanno raggiunto almeno il livello di produzione minimo;
e) interconnessione fra i diversi sottosistemi, con la rialimentazione parziale del carico per aumentare la stabilità;
f) riavvio dei rimanenti impianti di produzione, ripristino delle interconnessioni e rialimentazione di tutto il carico della rete.
Build Up
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
La manovra di Rifiuto di carico (‘Load Rejection’)
Viene effettuata all’insorgere del black-out ed ha lo scopo di mantenere in servizio il gruppo termoelettrico disconnesso dalla rete alla potenza ridotta corrispondente al carico costituito dalle utenze elettriche dei servizi ausiliari di centrale.
Non appena le condizioni della rete lo consentano la centrale potràessere riconnessa alla rete stessa, riducendo fortemente i tempi necessari per la ripresa del servizio.
Il funzionamento dei grandi gruppi termoelettrici a vapore in isola sul proprio carico interno è particolarmente critico e necessita di soluzioni tecniche specifiche.
Non è possibile per un GTE funzionare in condizioni di __ per più di 20-30’. Interverrebbero la protezioni di turbina, che obbligherebbero ad una procedura di avviamento più lunga (alcune ore).
Sommario
Introduzione
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Principali problemi di natura tecnica
Il piano di riaccensione del sistemaitaliano: stato attuale e nuove esigenze
Considerazioni conclusive
Principali problemi di natura tecnica
Oltre a quelli specifici riguardanti i sistemi di telecomunicazione, di monitoraggio e allarmi, i principali problemi di natura tecnica legati al processo di ripristino del servizio riguardano i punti seguenti:
- equilibrio fra potenza prodotta e richiesta, mediante il controllo automatico della frequenza di rete;
- regolazione delle tensioni nei nodi della rete;- gestione delle manovre degli interruttori;- adeguamento del funzionamento dei sistemi di protezione;- addestramento degli operatori.
Principali problemi di natura tecnicaRegolazione della potenza attiva e della frequenza
Le unità di produzione che presentano maggiori problemi sono quelle termoelettriche a vapore, sia convenzionali sia nucleari.
Richiedono, per il riavvio, tempi e potenze considerevoli, dipendenti oltre che dal tipo di centrale, anche dal tempo di arresto.
scelta più opportuna delle unità di riavvio autonomo per poter effettuare la riconnessione dei grandi gruppi termoelettrici, con particolare riguardo a quelli che hanno effettuato con successo la manovra di rifiuto di carico.
In genere gruppi idroelettrici o turbine a gas. Per le centrali nucleari si usano gruppi di emergenza, diesel o turbogas collocati all’interno della centrale stessa.
Principali problemi di natura tecnicaRegolazione della potenza attiva e della frequenza
Le unità di riavvio autonomo devono avere le seguenti caratteristiche:- avviamento rapido e completamente autonomo- significativa potenza concentrata su poche unità- possibilità di erogare P (e Q) in regime di sovra e
sottoeccitazione con buona regolazione della tensione necessarie alla rialimentazione delle direttrici di riaccensione e delle utenze, compresi i servizi ausiliari dei gruppi a vapore;
- possibilità di regolare la frequenza in regime di rete separata, in particolare regolare la frequenza (e la tensione) delle direttrici durante la fase di rampa di carico dei gruppi termoelettrici connessi nuovamente alla rete.
Il problema complesso dato il comportamento dei carichi quando rialimentati dopo una interruzione più o meno lunga.
I carichi (zavorra) infatti presentano un picco iniziale di potenza che può essere diverse volte superiore alla richiesta a regime, a causa del contemporaneo riavvio delle utenze.
Entità di tali picchi difficilmente prevedibile
può provocare improvvisi cali di frequenza, che richiedono sia un’adeguata riserva di potenza ripartita fra i gruppi in parallelo sulla direttrice di riaccensione sia appositi sistemi di regolazione.
occorre ricorrere, anche in questa fase, a distacchi automaticidel carico.
Regolazione della potenza attiva e della frequenza
Principali problemi di natura tecnica
Principali problemi di natura tecnica
48 MW
13 MW
5 s
300 s
1,7 s
Regolazione della potenza attiva e della frequenza
Si hanno comunemente sovratensioni (ST)
- sostenute alla frequenza di rete,
- dovute ai transitori di manovra degli interruttori o a
- fenomeni di risonanza di armoniche della frequenza di rete.
ST SOST prevenibili mediante studi di ripartizione ottima del carico, ed in particolare della potenza reattiva richiesta, fra i gruppi in parallelo importante la determinazione dei limiti di capacità dei generatori (alti valori di Q necessari alla rialimentazione di lunghe linee di trasmissione e dei motori elettrici che azionano i servizi ausiliari delle grandi centrali termoelettriche).
Ai sistemi d'eccitazione dei gruppi di riaccensione si richiedono inoltre ampi margini di sovraccaricabilità in tempi brevi, per far fronte alle elevate cadute di tensione che si manifestano allo spunto ai motori elettrici di grossa taglia tipici di alcuni ausiliari delle centrali a vapore.
Regolazione della tensione e della potenza reattiva
Principali problemi di natura tecnica
Si possono individuare due diverse strategie
I) apertura di tutti gli interruttori nel momento di identificazione del black-out,
II) aprire solo alcuni interruttori appositamente scelti
Numerosi sono gli studi intrapresi per determinare la scelta della piùopportuna configurazione dei percorsi di riaccensione. I metodi piùrecentemente proposti si basano in genere sull’applicazione di tecniche di intelligenza artificiale.
Gestione degli interruttori
Principali problemi di natura tecnica
Principali problemi di natura tecnicaSistemi di protezione e di controllo del carico
La variazione continua della configurazione del sistema durante la fase di riavvio e le sue particolari condizioni operative possono provocare l’intervento indesiderato di alcune protezioni.
In letteratura sono analizzati i ritardi legati a ciò e sono proposti alcuni provvedimenti correttivi ad es. apposite protezioni che consentono di isolare parti del sistema in cui si raggiunge il bilanciamento fra P generata e richiesta.
Particolarmente importanti sono le tecniche che consentono il contenimento dell’angolo di fase fra due sottosistemi da interconnettere ridurre l’entità delle fluttuazioni di potenza scambiata fra le due reti all’atto della chiusura degli interruttori per la interconnessione evitare l’insorgere di fenomeni di instabilità.
Principali problemi di natura tecnicaAddestramento degli operatori
Sia del gestore della rete sia di tutti gli impianti di produzione dell’energia coinvolti nel processo di riaccensione è essenziale.
Gli operatori si trovano infatti ad affrontare situazioni impreviste che si verificano molto raramente e mai con modalità identiche.
Non possono quindi fare affidamento sulla propria esperienza diretta e si trovano a dover prendere rapidamente le decisioni più opportune in condizioni di grande incertezza e confusione.
fondamentale l’addestramento del personale mediante opportuni simulatori in tempo reale che consentano di presentare agli operatori tipici scenari di emergenza e di ripristino del servizio.
(sono stati proposte anche soluzioni in cui l’istruttore è sostituito da sist. esperti)
Sommario
Introduzione
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Principali problemi di natura tecnica
Il piano di riaccensione del sistemaitaliano: stato attuale e nuove esigenze
Considerazioni conclusive
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
L'ENEL si è dotato, fin dalla sua costituzione, di un piano di riaccensione, con lo scopo di far fronte allo spegnimento di tutto il sistema elettrico nazionale, ripristinandone il servizio nel minor tempo possibile.
Negli anni ’70, furono da un lato apportate modifiche ad alcune centrali del parco al fine di rendere disponibili capacità di riavvio autonomo, svincolandosi da fonti di alimentazione estere, e dall’altro vennero messe a punto procedure specifiche per il riavvio del sistema inseguito a black-out.
Al fine di verificare la rapidità e l’efficacia di tali procedure furono pianificati test periodici della adeguatezza di esse (Mariani et al. 1984, Delfino et al. 1996, Sforna e Bertanza 2002).
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenzeRisultato definizione di un piano di riaccensione che prevedeva che tutti gli elementi del sistema elettrico interessati dal black-out (centrali, stazioni, cabine primarie, linee) fossero senza tensione, tutti gli utenti fossero disalimentati, e che le comunicazioni telefoniche fra i centri operativi e di controllo dell'ENEL fossero fortemente compromesse.
E’ opinione comune che l’efficacia di tale piano si basasse in gran parte sulla esperienza degli operatori (Salvati et al. 2004).
Sino al black-out del settembre scorso, peraltro, il Piano di Riaccensione Nazionale, nel suo complesso, non aveva mai avuto modo di essere impiegato, mentre era stato più volte utilizzato parzialmente. Peraltro, le recenti riorganizzazioni hanno comportato una riduzione dei punti di controllo del sistema (Salvati et al. 2004) su cui faceva affidamento il piano di riaccensione ENEL.
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Fasi del piano
a) riconoscimento del black-out e sua estensione;b) predisposizione delle direttrici di riaccensione;c) interconnessione fra le direttrici, con graduale
ripristino della magliatura della rete AAT;d) messa in servizio dei restanti gruppi generatori e
rialimentazione graduale dell'utenza con rimagliatura di tutta la rete AT.
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
a) Riconoscimento del black-out e sua estensioneSi utilizzano i seguenti indicatori:- annullamento della tensione sui principali nodi;- collasso della frequenza - ampie variazioni dei valori di potenza erogata dai gruppi di generazione.I centri di controllo degli impianti, detti posti di teleconduzione, sono in grado di rilevare l'insorgere delle condizioni di black-out, secondo almeno uno dei criteri enunciati, sulla parte della rete di trasmissione di propria competenza.In questa fase occorre già scegliere la strategia più opportuna di applicazione del piano di riaccensione: ad esempio, in caso di black-out parziale, si deve decidere se è possibile riaccendere il sistema elettrico in spegnimento dalla porzione di rete non interessata dal disservizio, ovvero se è il caso di attivare direttrici di riaccensione autonome all’interno dell’area interessata dal black-out.
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
b) Predisposizione delle direttrici di riaccensione
Una volta attuata la riaccensione dei gruppi di black-start
lancio tensione sulle linee che compongono le direttrici di riaccensione con le centrali termoelettriche regolando V e f, (la rete minima che costituisce una direttrice è formata da poche linee di trasmissione e stazioni a 400 kV, telecondotte con maggiore affidabilità)
avendo cura di alimentare, nel contempo i carichi zavorra ( rapido ripristino del servizio su di una pur limitata porzione di territorio, e si stabilizza la tensione sulle direttrici.
necessità di tempi rapidi (20-30’), dato che i gruppi termoelettrici in rifiuto di carico non sono in grado di funzionare a lungo in isola sul limitato carico costituito dai propri ausiliari;
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
c) Interconnessione fra direttrici e ripristino magliatura di rete
- le direttrici sono attive,
- i gruppi termoelettrici incrementano costantemente la produzione, sia attraverso il trasferimento del carico dalle centrali di black-startsia mediante la rialimentazione di altri carichi zavorra per collocare la produzione disponibile.
- Si procede inoltre alla rimagliatura della rete di trasmissione attraverso opportune operazioni di parallelo fra le direttrici. Questa èuna fase estremamente critica, a motivo dell'elevato numero di manovre richieste e della delicatezza della regolazione dei gruppi a vapore, che mal sopportano cospicue variazioni di carico nel corso della rampa fino al raggiungimento del cosiddetto minimo tecnico.
In questa fase
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
d) Rialimentazione dell'utenza
Nell'ultima fase
- le direttrici sono fra loro in parallelo, e si estende notevolmente l'area in cui è stato ripristinato il servizio.
- Le centrali a vapore continuano ad incrementare la propria produzione,
- e vengono riavviati i restanti gruppi generatori. - Intanto si procede nelle manovre di riconnessione alla rete ancora
senza tensione ed a ripristinare l'alimentazione ove ancora manchi.
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Start-up and synchronisationof thermal unit
Black-startof hydro power stations
Hydro Power Station
HV Network
AuxiliariesSystems
Thermoelectricpower station
Restoration lines
HV Network
Thermoelectric power station
Ballastloads
• ballast loads• Thermoelectric power
station auxiliaries
c) + d)b)
Re-energisation of the network
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenzeIn una struttura verticalmente integrata la gestione centralizzatadegli impianti di produzione, trasmissione, e distribuzione consente,per certi aspetti, una più agevole effettuazione di manovre
GENERATION
TRASMISSION
DISTRIBUTION
CUSTOMER
Utility C Generator BGenerator AGenerator C Generator D
Generator E
Utility B
Utility A
In una struttura deregolamentata come quella di libero mercatomolto più complicata èl’effettuazione di manovre sugli impianti di terzi
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Sviluppi futuri e nuove esigenze
Struttura verticalmente integrata Mercato libero
Diviene importante l’impiego di tutte le centrali che hanno caratteristiche di riavvio autonomo (‘black start’)
Diviene importante l’impiego di tutte le centrali che hanno caratteristiche di riavvio autonomo (‘black start’)
Impiego dei gruppi idroelettrici con capacità di riavvio autonomo
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Sviluppi futuri e nuove esigenze
Le centrali geotermoelettriche sono caratterizzate da cicli a vapore semplici che possono funzionare con grande affidabilitàe disponibilità. Tali impianti sono progettati e gestiti per la copertura della base del profilo di carico e non forniscono, normalmente, servizi ausiliari per il servizio di trasmissione.
Tuttavia studi recenti (Ceraolo et al. 1995) mostrano la possibilitàche, mediante l’aiuto di un opportuno sistema di compensazione delle fluttuazioni di potenza e di alimentazione di alcuni servizi elettrici della centrale, tali impianti possano, in casi di emergenza, essere mantenuti in servizio e utilizzati perfornire il servizio di riavvio a vicini gruppi termoelettrici a vapore.
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Sviluppi futuri e nuove esigenze
Gli alti costi di prolungati periodi di blocco, possono giustificare l’installazione di opportuni sistemi per assicurare la possibilitàad impianti di produzione a ciclo combinato, anche di cogenerazione, di potersi disconnettere dalla rete in caso di emergenza e successivamente di poter fornire il servizio di prima riaccensione alla rete stessa, come descritto, ad esempio, in (Silingardi et al. 1997, Bagnasco et al. 1998).
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Sviluppi futuri e nuove esigenze
Possibile contributo dei gruppi termoelettrici con caldaia ad attraversamento forzato UP?
Sono stati fatti studi in passato (Mariani et al, 1984): apparentemente, anche se la manovra di rifiuto di carico viene eseguita con successo occorre il contributo di altri gruppi.
Negi anni scorsi l’ENEL ha ripotenziato diversi gruppi a vapore da 320MW con caldaia UP ad attraversamento forzato ciclo combinato.
Turbina a gas (GT) da 120MW e scambiatore che utilizza i gas di scarico e sostituisce parte dei riscaldatori acqua alimento ad AP (Anzano, Guagliardi, Pastorino, Pretolani, & Ruscio, 1990).
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Sviluppi futuri e nuove esigenze
L’impianto ripotenziato èprovvisto di una valvola di bypass che può essere usata per deviare i gas di scarico della turbina dallo scambiatore, rendendo le due sezioni (VAP e GAS) indipendenti.
to atmosphereby-pass
120 MW Gas turbine
320 MW Once-Through Steam power plant
compressor
GT
CC
synchronousgenerator
HP
MP
CondenserUP boiler
Rh
Sh1
Ecoregener
heat exch.
Sh2synchronousgenerator
La presenza della valvola di by-pass e della sezione a gas giustifica lo studio affrontato da CESI e Uni Bo: verificare se un tale impianto possiede caratteristiche di BSU .
La presenza della valvola di by-pass e della sezione a gas giustifica lo studio affrontato da CESI e Uni Bo: verificare se un tale impianto possiede caratteristiche di BSU .
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Il problema affrontato da CESI e Università di Bologna
Il problema affrontato da CESI e Università di Bologna
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Possibilità di utilizzare il GT di ripotenziamento per eseguire il black start di un gruppo a UP a vapore senza alimentare gli ausilari dalla rete.
Ciò consentirebbe di:1. Risparimare tempo se la manovra di LR fallisce
2. ed evitare l’alimentazione dei SA del gruppo a vapore dalla rete (operazione complessa).
3. Rendere possibile l’alimentazione di altre centrali mediante il gruppo GT/VAP, fornendo un contributo sostanziale al riavvio del sistema (come vedremo)
Steam turbine
UP boiler with start-up circuit
Steam section control system
GTsynchronous
generator
Gasturbine
SPP load demandGT load demand
SPPsynchronous
generator
Electrical auxiliaries system and
external network
SPP
Load scheduler
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Il simulatore
CESI has developed a real time simulation environment.
Its core consists of:• an efficient and reliable implicit solver of large sets of algebraic-differential
equations, • CAD-like user-friendly tools for building and managing models • a large library of mathematical models in the field of energy production processes.
A run-time executive enables to run together the various parts and the MMI.
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Il simulatore
man machine interface
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Il simulatore: gli ausiliari elettrici
The model of the electrical system of the station is conceived to reproduce the slow electromechanical transient phenomena.The auxiliaries of the gas section are simply represented by a static load model fed by its relevantgenerator through transformer GT-AT; those of the steam section are modelled with greater detail.
Rossano Calabropower station
Laino
MontecorvinoTusciano
Rotonda
380 kV
380 kV
250 MVA 400 MVA
380 kV
220 kV
220 kV
100 MVA100 MVA
400 MVA
SPPGT
150 kVnetwork
121.2 km
126.5 km6.7 km
73.6 km 73.6 km
3 km
30MW
30MW
30MW
30MW
20MW
30MW
30MW
30MW
30MW
250 MVA
Il simulatore: la rete ad alta tensione (380/220 kV)
Il simulatore: la rete a 150 kV
RossanoCalabro
power station
5 MW
15 MW
15 MW
Scanzano
Nova Siri
Cirò
Crotone
15 MW
Acri
10 MW 30 MW 30 MW
Cosenza Cosenza Feroleto30 km 45 km 10 km 50 km
40 km
50 km
60 km
60 km
5 MW
Il simulatore: il TG ed i circuiti di controllo
Speed governor
• The temperature control is not represented and it is approxim by reducing the maximum fuel limit.
• The fuel valve positioner has two different actuation speed.
• Valve position 22% balance between gas turbine and compressor power
GT load
programmer
1
2
11+sT
sT1+sT
KsT1
1/droop
1+sT1
1+sT1
1+sT1
1sT
1
+
+
+
+
+
-
-
-
Frequency local integrator
Speedgovernor
GT loaddemand
Max acc.
P
cdfG
l l1
d1
d
d
f1
mech
Acceleration sensitive governor
ff n
0.1 0.3
1
d
Fuel valvepositioner
Fuel system Turbine
Compressordischarge
0,25 0,22 1
1
GT
FLI(0.3 Hz)
TG = 0.05 s speed governor time constantTVAL = 15 s valve time constant (opening)Tf = 0.1 s fuel system time constantTcd = 0.2 s compressor time constantKd = 10Td = 0.1 s accel. control transfer function ceff.Td1 = 1 sTl = 10 s FLI transfer function coeff.Tl1 = 4 s
The model of the 120MW GT of Rossano Calabro reproduces essentially speed and load regulation, fuel feeding combustor and air compressiondynamics
When the FLI is not operating, the set point of the speed governoris modified by the gas turbine loaddemand, through a load programmer.
GT modelvalidation
Comparison of calculated and measured values of active power and frequency following a load rejection of 110MW:
Top: field tests carriedout on November 11, 1996 at a GT section of the Montalto di Castro power station;
Bottom: simulationresults
The simulator
Il simulatore: il circuito di avviamento del gruppo a vapore
controls at 60 bar the steam pressure inside the flash tank by dischargingthe steam in excess tothe condenser
assures the control of the steam temperature at the reheater outletduring start-up
controls the boiler pressureat 170 bar or at a lower value if
the FT pdexceeds 14 bar
closed during SU and opened when load> 110MW (and 207 closed) no return
• Thermal balance equations are not represented: load connections generate ∆Tmax=5-10 C
• Feedwater flow rate proportional to fuel flow rate at eachload
• Steam production proportional to feedwater flow rate; time constant greater at diminishing loads
• Neglected F.T. drainings (but oil was increased byprogram at low load)
• Mass accumulation has been considered in: SH1, FT, SH2
During the black-start-up manoeuvre, the most important phenomena involving boiler dynamics are those concerning frequency variations. In the start-up phase, frequency regulation mainly concernshigh-pressure turbine steam admission valves (HP valves), while the intercept valve is keptcompletely open.The simplified models of the steam section and the values of their parameters have been inferredfrom the comparison with the more detailed models of a simulator developed at the ENEL researchlaboratory.
Il simulatore: ipotesi per il gruppo a vapore
Il simulatore: la caldaia UP
1+sT1
sT
1sT
1sT
1+s1
1+0.5s1
k
k
k
k
205 noreturnvalve
k
boiler superheater 1
superheater 2
270 valve position
240 valve position
1
207 valveposition
Main steampressure
Fuel(steam
equivalent) b sh1
flash -tankpressure
200 valve steamflow rate
HP steam flowrate
SPP loaddemand
+ +
- -
-
+
+
++
-
+
- -
+
+
+
-
-+
ft
sh2
270
240
207
1+sTs
flash-tank
Relief valve
Relief valve
Steam flow rate toflash tank
1
195.5 204
1
182 190.4
Qft
Qsh1
x
sh2 presssurelosses
dd
sh1 outputpressure
flash into theboiler
Qsh2
Tb boiler time constantTsh1 = 7,5 s superheater 1 time constantTsh2 = 2,8 s superheater 2 time constantTft = 3 s flash tank time constant
Start-up circuit
SH2SH1
boiler
Il simulatore: la turbina a vapore ed il circuito di controllo
ff n
1
21-y
11+sT
11-ysT
1sTΠ
+ +
+
+ +
+-Π+
--
-CH
HP steamchest
270 valve flowflow
RH
reheater
COFlp
HP control valvepositioner
intercept valvepositioner
y
crossover
Fhp
Impulse stagepressure regulator
Main steampressure
mechanicallosses function
Pmech
EHC loadreference
-
Tpr = 0,1 s pressure reg. time const.Tcv = 0,8 s control valve time const.TCH = 0,15 s HP chest time const.TRH = 11 s RH time const.TCO = 0,4 s crossover time const.y constant (prh,nom./pch,nom)Fhp = 0,4 fraction of total power generatedFlp = 0,6 by HP and LP sections
Qlp
Qhp
pCH
pRH
40%
60%
RH
Intercept
Admission
Steam chest
Il simulatore: il controllo del circuito di avviamento
fuel adjustment
SPP loaddemand
fuel programme
Fuel(steam equivalent)
+
-
+
+
+ + +
+-
1/droop
synchronisationadjustment
active power output
EHC loadreference
bias
0.1(1+1/10s)
80 MW
2.36
kg/s
kg/s
2.36
8.06
110 MW
-∆f
SPP model validation
The simulator
15MW load pick-up: Top: Field test carried out on September 26, 1980 at a steam section of the Rossano power plant; Bottom: simulation results.
Frequency control is one of the most critical problems during a power system restoration avoid that load energisation transients cause a significant frequency degradation such to involve generators protectionsintervention. In case the GT and SPP perform contemporarily the restoration manoeuvre, the two relevant frequency regulators must be suitably coordinated.
TG: greater time constantbetween fuel and power
The power is immediatelyavailable
SPP smaller time contantbetween θamm and power
Great “inertia” betweenfuel and steam production
Il controlloaddizionale
nella fasedi riavvio
Using GT to take load rapidly and bring to zero the frequency error (FLI)
When frequency and boiler pressure are correct, unload GT in favor of SPP so that GT preserves enough margin for subsequent loadconnections
Using GT to take load rapidly and bring to zero the frequency error (FLI)
When frequency and boiler pressure are correct, unload GT in favor of SPP so that GT preserves enough margin for subsequent loadconnectionsIl simulatore
SPP and GT load programmers elaborate operator requests, transformingthem in ramps with a given gradient (3MW/min for SPP, 9MW/min for GT).
The primary frequency regulation is a droop speed (proportional) control a secondary frequency regulation is needed in order to compensate the steady-state frequency error frequency local integrator (FLI).
The single FLI device is associated to the GT section because, at very lowloads, its dynamics provides a faster and more reliable response than the SPP one. When the local frequency error exceeds a given threshold, the FLI supersedes the GT load programmer and remains active, until the frequency error is adequately near to zero.
In order to operate the GT in the part-load range during the wholerestoration manoeuvre, so to allow an efficient action of the primaryfrequency governor and of the FLI the load request is progressivelytransfered from the GT section to the SPP one.
Role of the simulated load scheduler to modify the amount of power produced by the two machines, by increasing the SPP output whilecontemporarily decreasing the GT output, so to maintain constant the total required power.
Pick-up of a 30 MW loadThe simulatorSimulations
The simulations here presented are aimed
• at assessing the load following capability of the steam section during the frequency transient causedby ballast-loads connection,
• at outlining the effective contribution of the GT unitduring a black-start-up manoeuvre, and
• at showing the crucial role played by the loadscheduler.
Pick-up of a 30 MW loadThe simulator
SPP alone
The very critical condition for the steam turbine is when the HP valve is fully open and the steam pressure is coming down so the mechanical power decreases. The mechanical torque balance is negative the frequency drops rapidly causing turbine trip.
Frequencyand
SPP outputs
GT outputs
At every ballast-loadpick-up this procedure isrepeated, but the delayin which the steampressure returns to a good value isdiminishing, due to the faster response of the boiler.
Control valve position
andFT pressure
Il piano di riaccensione del sistema italiano: stato attuale e nuove esigenze
Sviluppi futuri e nuove esigenzeIn (Barsali et al. 2001) è presentato un prototipo di sistema esperto concepito all’Università di Genova sia per addestramento sia per essere di ausilio agli operatori nel prendere le decisioni più opportune durante il processo di ripristino del sistema.
Per l’addestramento, il sistema esperto è guidato dai dati provenienti da un simulatore in tempo reale che riproduce il comportamento dinamico del sistema elettrico in fase di riaccensione.
Nel caso di utilizzo come guida degli operatori, il sistema si propone di valutare i margini di stabilità nelle diverse fasi del processo di riaccensione, al fine di scegliere le successive manovre più opportune.
Rete Superstite
Costruzione tramite contornamento grafico dei componenti della rete elettrica
Circuito equivalente di Thévenin ad ogni nodo
Calcolo della potenza di corto circuito a ogni nodo di confine
Aggiornamento della classificadelle risorse presenti
sul network
Sommario
Introduzione
La ripresa del servizio: obiettivi e mezzi per raggiungerla
Principali problemi di natura tecnica
Il piano di riaccensione del sistemaitaliano: stato attuale e nuove esigenze
Considerazioni conclusive
Considerazioni conclusive
necessaria la definizione di regole precise per la suddivisione dei compiti e l’assegnazione delle responsabilità fra i diversi partecipanti.
I mercati liberalizzati e competitivi dell’energia elettrica recentemente introdotti in Italia e in altri paesi sono caratterizzati dalla presenza di numerose società di produzione e di distribuzione, nonché di gestori della rete e dei servizi di trasmissione.
Mentre forme contrattuali affidabili sono state definite per regolare i rapporti fra le società di distribuzione e gli utenti finali, maggiore attenzione deve essere posta nella regolamentazione dei compiti delle società di produzione soprattutto per quel che riguarda i cosiddetti servizi ausiliari di sistema, sia in condizioni normali sia in condizioni di emergenza o di ripristino del servizio dopo un evento di black-out.
Considerazioni conclusive
La molteplicità dei centri decisionali e la non uniformità degli obiettivi aumentano il rischio che il sistema elettrico si trovi a funzionare in condizioni di emergenza
occorre aumentare l’affidabilità e la rapidità dei piani di riaccensione
- incrementando il numero e le tipologie di centrali in grado di avviarsi in modo autonomo
- e aumentando la flessibilità delle procedure anche mediante l’utilizzo di sistemi informatici innovativi di ausilio degli operatori.
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Ora Descrizione (L’intero servizio è ripristinato alle ore 23:00)
03:42 • Inizio delle procedure di ripristino delle interconnessione del sistema italiano con il sistema UCTE• Ripristino del servizio della linea 380 kV Soazza – Sils (CH )
03:47 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Airolo – Ponte (CH - I)
03:48 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Pallanzeno – Serra (CH - I)
04:05 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Le Broc-Carros - Menton - Camporosso (F - I)
04:21 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Divaca - Padriciano - Divacia (SI -I)
04:37 • Ripristino del servizio della linea 380 kV Soazza - Bulciago (CH - I)
04:52 • Ripristino del servizio della linea 380 kV Divaca - Redipuglia (SI - I)
05:17 • Ripristino del servizio della linea 380 kV Albertville - Rondissone 1 (F - I)
05:30 • Ripristino del servizio della linea 380 kV Lavorgo - Musignano (CH - I)
06:00 • Livello di potenza in importazione dell’estero: 2100 MW
06:27 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Gorduno - Mese (CH - I)
06:18 • Ripristino del servizio della linea 380 kV Villarodin - Venaus (F - I)
06:48 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Robbia - Sondrio (CH - I)
07:00 • Livello di potenza in importazione dell’estero: 3490 MW
08:00 • Livello di potenza in importazione dell’estero: 3800 MW
08:05 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Riddes - Vallpelline (CH - I)
08:23 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Lienz – Soverzene (A - I)
08:48 • Ripristino del servizio della linea 220 kV Riddes - Avise (CH - I)
09:00 • Livello di potenza in importazione dell’estero: 4440 MW
10:00 • Livello di potenza in importazione dell’estero: 5620 MW• Attivazione procedure di distacco carico di utenze interrompibili con e senza preavviso da parte degli operatori dei centri di controllo di MI, TO e VZ.
11:00 • Dalle 11:00 alle 17:00 ELES (gestore della rete slovena) rende disponibile al GRTN una riserva di potenza di 50 MWh/h
12:45 • Ripristino del servizio della linea 380 kV Albertville - Rondissone 2 (F -I)
16:00 • Livello di potenza in importazione dell’estero: 6545 MW
16:40 -23:52
• Attivazione procedure di distacco del carico, per un massimo di 60 MW, di utenze interrompibili con e senza preavviso da parte degli operatori dei centri di controllo dell’Italia centro-meridionale, anche a causa degli alti flussi di potenza nella sezione a nord di Firenze.
16:48 • Alimentazione delle sbarre della stazione 380 kV di Brindisi Cerano.
16:50 • Accordo con il gestore greco per l’importazione di 500 MW fino alle ore 7:00 del 29 settembre 2003.
17:10 -23:52
• Attivazione di procedure di distacco del carico, per un massimo di 47 MW, di utenze interrompibili con e senza preavviso da parte degli operatori del centri di controllo in Toscana, anche a causa degli alti flussi di potenza nella sezione a nord di Firenze.
17:30 • Ripristino della interconnessione con la Sicilia mediante la riattivazione della linea Sorgente - Corriolo.
21:40 • Richiesta di alimentazione degli utenti in Sicilia.
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