Strumenti e nuove esigenze per il ripristino del servizio del … · 2012-04-20 · di generazione appartenenti al sottosistema, ... mediante il controllo automatico della frequenza

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





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.

IntroduzioneIntroduzione

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





Obiettivo fornire il più rapidamente la possibile maggiore quantità di energia mantenendo la sicurezza del sistema;

Sono coinvolte:


- 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.


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):


“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:


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:


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;




Comprende le seguenti fasi (Cont):


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”;




Comprende le seguenti fasi (Cont):


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 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






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



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


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 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





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.


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.


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.


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;


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


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.


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


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



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.



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).



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).



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 problema affrontato da CESI e Università di Bologna

Il problema affrontato da CESI e Università di Bologna


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)

Rossano-CalabroStation

320 MW SteamSectionswith UP boyler

Repowered by120 MW Gas Turbines

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 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 simulatore

man machine interface


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

GTSPPIl controllo

addizionalenella fasedi riavvio

Il 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.

Pick-up of a 30 MW load(after other four loads of less than 15 MW) The simulator

SPP alone

Pick-up of a 30 MW load

SPP and GT synchronized The simulator

Power plant ramping

SPP and GT synchronizedThe simulator

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


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






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.


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)



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)


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)


16:40 -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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Strumenti e nuove esigenze per il ripristino del servizio del … · 2012-04-20 · di generazione appartenenti al sottosistema, ... mediante il controllo automatico della frequenza