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Pisa – 22 maggio 2013

Sistemi di accumulo elettrochimico per la cessione programmata alla retedell'energia da fonti rinnovabili e per i servizi di potenza

Sezione Toscana e Umbria Nord

Sistema di controllo dello scambio di potenza tra accumulo e rete

Stefano BarsaliDipartimento di Ingegneria dell’Energia dei Sistemi

del Territorio e delle Costruzionibarsali@dsea.unipi.it

Sistemi di accumulo elettrochimico per la cessione programmata alla retedell'energia da fonti rinnovabili e per i servizi di potenza – Pisa – 22 maggio 2013Stefano Barsali: Sistema di controllo dello scambio di potenza tra accumulo e rete

Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi,del Territorio e delle Costruzioni - DESTEC

Struttura dei sistemi elettrici• Produzione in impianti di taglia elevata

– Economia di scala– Elevati rendimenti

– Riduzione dell’impatto ambientale

• Trasmissione su reti in altissima tensione– Struttura magliata e interconnessa

– Sistemi predisposti per ospitare produzione

• Distribuzione con reti locali– Struttura radiale

– Flussi unidirezionali verso utenti passivi

Efficienza

Contenimento del prezzo

Sicurezza della fornitura

Qualità del vettore elettrico

Str

uttu

ra v

ertic

alm

ente

inte

grat

a

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• L’energia elettrica non è praticamente accumulabile• Produzione e carico devono essere costantemente in

equilibrio in ogni sistema elettrico, di qualunque dimensione• Le reti elettriche possono costituire un limite ai flussi• I margini di scostamento dall’equilibrio sono minimi• 10% di squilibrio porta a 2.5Hz di deviazione in 5 secondi• I sistemi di regolazione devono essere sufficientemente

pronti

Energia elettrica e sistema elettrico

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Se l’equilibrio non viene mantenuto…

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Ruoli e funzioni attuali

Mantenimento equilibrioRegolazioneRiserva

Adeguamento topologiaRiduzione perditeQualitàRiserva di reteAccesso

Reti

Produzione UtenzaFonti

primarie

Accumulocombustibilee serbatoi idraulici

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Equilibrio tra generatori e carichi10 Luglio 2012

15 Agosto 2012

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Fluttuazioni fonti rinnovabili

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Fluttuazioni rapide dovute alla macchinainterazione torre-pala negli aerogeneratori

ω=ωω

ω=ω= ∫∫

πff

T

f

Ptdt

PdttPE

2sinsin

0

2

0

T = 1 sPf = 0.15 p.u.

Pn = 1 MW

E ≈ 50 kJ ≈ 15 WhEc ≈ 3 MJE/Ec < 2%

Fonte: T.Ackermann “Wind power in power systems”

Energie minime compensabili con l’accumulo intrinseco dato dall’inerzia delle macchine

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Fluttuazioni della sorgente eolica

ω=ωω

ω=ω= ∫∫

πff

T

f

Ptdt

PdttPE

2sinsin

0

2

0

T = 1 minPf = 250 kW

Pn = 1 MW

E ≈ 5 MJ ≈ 1.5 kWhEc ≈ 3 MJE/Ec > 100%

Fluttuazioni non prevedibili.Energie piccole facilmente ottenibili integrando sistemi di accumulo a bordo delle macchine

Fonte: T.Ackermann “Wind power in power systems”

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Fluttuazioni della sorgente eolica

Sulle frequenze intermedie non ci sono fluttuazioni rilevanti

Prevedibili, ma errori di previsione coinvolgono un numero elevato di generatori e una quota notevole di potenza

Fonte: T.Ackermann “Wind power in power systems”

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Anche se la previsione fosse esatta…

Manca la capacità di regolazioneL’inerzia del sistema è ridotta

Manca un adeguato contributo alle correnti di corto circuito della rete

Gli impianti sono spesso connessi a reti di distribuzione

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ΩΩΩΩm

ΩΩΩΩrifcontr. attuat. inerzia

C

Pg

rete

++

-

-

Regolatore di frequenza nei sistemi elettrici “tradizionali”

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P’gP

f’

fn

f

C’n Cn=Pg,n

Risposta di un gruppo rotante ad una variazione di carico

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f

Ptgfn

f’

PCn’ Cn

Errore a regime e regolazione secondaria

Una volta raggiunto l’equilibrio permane uno scostamento della frequenza dal valore nominale

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f

Ptgfn

f’

PCn’ Cn

Errore a regime e regolazione secondaria

Il dispacciatore centrale invia alle unità segnali opportuni per modificare le caratteristiche di ciascun gruppo in modo che la caratteristica complessiva intersechi quella del carico ad un valore di frequenza pari a quello nominale (50Hz)

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49.85

49.9

49.95

50

50.05

50.1

50.15

2 3 : 3 0 : 0 00 :3 0 : 0 0

1 : 3 0 : 0 0

2 :3 0 : 0 0

3 : 3 0 : 0 0

4 : 3 0 : 0 0

5 : 3 0 : 0 0

6 : 3 0 : 0 0

7 : 3 0 : 0 0

8 :3 0 : 0 0

9 : 3 0 : 0 0

1 0 : 3 0 : 0 01 1 :3 0 : 0 0

Hz

49.85

49.9

49.95

50

50.05

50.1

50.15

1 1 :3 0

1 2 :3 0

1 3 :3 0

1 4 :3 0

1 5 :3 0

1 6 :3 0

1 7 :3 0

1 8 :3 0

1 9 :3 0

2 0 :3 0

2 1 :3 0

2 2 :3 0

2 3 :3 0

Hz

La frequenza in 24 ore

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Come si possono far partecipare i sistemi diaccumulo alla regolazione di rete

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Sistemi di controllo inverterLogiche usuali:

• Funzionamento in parallelo– controllo in modulo e fase della tensione rispetto alla rete (controllo PQ)– controllo in corrente (modulo e fase rispetto alla rete)

• Funzionamento in isola– controllo in ampiezza e frequenza della tensione

• Necessità di modificare il controllo in funzione della condizione di funzionamento (segnale di commutazione)

• Necessità di coordinare il funzionamento di più inverter in parallelo su un’isola

• Comunicazione tra macchine, e tra macchine e interfaccia

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Sistemi di controllo inverterLogica ideale per svolgere servizi di rete:

• Deve agire solo sulla base di misure locali• Deve operare in parallelo alla rete, in parallelo ad altri

dispositivi simili ed in isola• Non deve influenzare le protezioni di rete, né essere

danneggiato o influenzato dalle richiusure automatiche delle protezioni di rete

• Non deve essere necessario riconoscere se il sistema stia funzionando in isola o in parallelo alla rete

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Logica controllore con statismo

Riferimento Q

Tensione ai morsetti

Q ref

V

Riferimento P

Frequenza di rete

P ref

f

Inverter con controllo di potenza Potenza reattiva erogata

Riferimento di tensione

Q inv

V

Potenza attiva erogata

Riferimento di frequenza

P inv

f

Inverter con cotrollo di ampiezza e frequenza della tensione

ref ref

Inverter

Batteria

ControlloInverter

impulsi riferimenti Controllo con

statismo

Stima SOC

segnali di rete

SOC

misure dalla batteria

sbarra in CC

Rete

programma di gestione

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Architettura controllore

+ _

Mis

ure

dai m

orse

tti d

ell’

inve

rter

Accumulo Filtro V, ϑ V

P, Q, I I inv I DC

V DC E, ϑ E

P

f

Q

V

P max

Lim I

P

Q

V

I

ϑ V

R

impulsi

Controllo di massima corrente

Al c

ontr

ollo

de

lle v

alvo

le

I inv

on/off

E

ϑ E

Gen

erat

ore

degl

i im

puls

i di a

ccen

sion

e

frequenza Tensione

Mis

ure

dai m

orse

tti d

ell’

inve

rte

r

f

0

Potenza attiva

f 1

1

P

Controllo Pmax

f

2

Controllo con statismo

Potenza reattiva

V

ref

Q

V ref0

frequenza Tensione riferimento

Controllo Qmax

Controllo Pmin

Controllo Qmin

( ) ( ) ( )∫ π= dttftmVtE dc 2sin

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Esempio su rete MT - schema

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Esempio su rete MT – risultati simulazioni

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5-250

0

250

500

750

1000

tempo [s]

Pot

enze

SW

VC

P [kW]Q [kVar]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5-250

0

250

500

750

1000

1250

tempo [s]

Pot

enze

RE

TE

P [kW]Q [kVar]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 548.5

49

49.5

50

50.5

tempo [s]

freq

uenz

a [H

z]

IsolaParallelo

Mod. rif. V

Mod. rif. f

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Esempio su rete BT - schema

Grid equivalent Grid

switch

Eq. loads

Shedding relay

1 Filter

Inverter 1

+ _

Prime source

Filter

Inverter 2

+ _

Prime source 2

Inverters: Pn=85kW Imax=1.5p.u. Ip max=2.2 p.u. Voltage droop: 5% Frequency droop: 2% V =1p.u f =1.015 f =1.02 Loads: P1=140kW Q1=60kvar P2=300kW Q2=150kvar Grid: Pcc=10MVA

r0 01 02

S. Barsali, D.Poli, “Innovative techniques to control inverter interfaced distributed generators”International conference on electricity distribution, CIRED 2003, Barcelona, Spain, May 12-15, 2003

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Esempio su rete BT – risultati simulazioni

0.0 0.5 1.0 1.5 -1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

Time [s]

Real power [p.u.] Fault begins

Fault clearing

Load shedding

Automatic reclosure Resynchr.

0.0 0.5 1.0 1.5 -1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

Time [s]

Reactive power [p.u.]

Fault begins

Fault clearing

Load shedding

Automatic reclosure

Resynchr.

0.0 0.5 1.0 1.5 0

1

2

3

Time [s]

Current rms [p.u.]

Fault begins

Fault clearing

Load shedding

Automatic reclosure

Resynchr.

0.0 0.5 1.0 1.5 0.0

0.4

0.8

1.2

Time [s]

Bus voltage rms [p.u.]

Fault begins

Fault clearing

Load shedding

Automatic reclosure

S. Barsali, D.Poli, “Innovative techniques to control inverter interfaced distributed generators”International conference on electricity distribution, CIRED 2003, Barcelona, Spain, May 12-15, 2003

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Funzionamento inverter EEI

0 50 100 150 200s-40

-30

-20

kW

49.9

50.0

50.1

Hz