Frequency control in systems with high penetration of renewable energy sources : storage apparatus contribution

In the modern electric systems, a constantly increasing share of electric energy is produced by Renewable Energy Sources. Due to new policies and international agreements, whose intent is to preserve the environment end to cut the greenhouse gas emissions all over the world, a great number of traditional fully dispatchable traditional generating. To cover the demand once satisfied by the old generators, installations such as wind and photovoltaic farms are spreading in the more advanced countries. But, unlike the traditional generating units, these type of generators, at the current technologic State of the Art, are still not able to provide the same Network Services of the traditional units. Between these services, the Frequency Containment Process is the one investigated in this work. To overcome the problem of the lack of Frequency Control in systems with high penetration by Renewable Energy Sources, one of the more promising technology seems nowadays represented by the Battery Energy Storage Systems. This work aims to evaluate the effective contribution of a proper control of Battery Energy Storage Systems to the Frequency Containment Process. To carry out a study with a high level of detail this dissertation considers the main dynamical issues that appear on an isolated electric system. The work consists in simulations performed on the Irish Power System with the support of software tools owned by the Italian Transmission System Operator (TERNA) and specifically designed to recreate the dynamical response of a Power System. The simulations performed have shown that the Battery Energy Storage Systems can effectively improve the quality of the frequency during the usual operation and significantly increase the reliability of the Transmission Systems in case of contingencies. Moreover, this study show that, when real-like sizing values for the Battery Energy Storage are considered, the Frequency Containment Process is easily achieved whit just a limited requirement on the energy sizing of the batteries. These results let assume a further exploiting of the Battery Energy Storage Systems for a multi service operation, providing also the Frequency Restoration Process.

Estratto in lingua Italiana Nei moderni sistemi elettrici per l’energia, si sta assistendo sempre più alla diffusione delle cosiddette fonti di energetiche rinnovabili. Questa diffusione, anche se più marcata nelle regioni più industrializzate come Stati Uniti ed Europa Occidentale, ha trovato grandi consensi anche nelle “nuove” economie, solitamente identificate con i cosiddetti BRICS (acronimo identificativo per Brasile, Russia, India, Cina e Sud Africa) arrivando quindi ad una dimensione globale. Il primo slancio a questo trend globale può essere fatto risalire agli accordi di Kyoto del 1997, che contemplavano l’abbattimento delle emissioni di diossido di carbonio nell’atmosfera. Il settore energetico, seguito subito dopo da quello dei trasporti, è risultato direttamente interessato questi accordi. Basti pensare, che gran parte della produzione di energia elettrica in tutto il mondo si basa ancora in maniera considerevole su cicli di combustione di idrocarburi, con conseguente rilascio in atmosfera di CO 2 (considerato il principale gas responsabile dell’effetto serra globale).Tuttavia la vera svolta nel settore energetico, almeno per quanto riguarda l’Europa è arrivata solo grazie al rilascio, da parte della Commissione Europea, di una serie di direttive vincolanti per i paesi membri noto come Pacchetto Ambiente – Clima – Energia. L’insieme di norme prevede, per ogni stato membro, l’abbattimento del 20 % delle emissioni inquinanti e la produzione di almeno il 20 % del proprio fabbisogno energetico da fonti di energia rinnovabili entro l’orizzonte temporale del 2020 (da cui il spesso ci si riferisce a questo insieme di misure con il nome “Pacchetto 20/20/20”). Grazie a queste norme, il sistema elettrico europeo si è completamente rinnovato, arrivando in alcuni casi di eccellenza, come Italia e Germania, a basare ben oltre il 30 % del proprio fabbisogno elettrico sul solare fotovoltaico. Dal punto di vista della produzione eolica, invece, sono stati i paesi del Nord Europa a fare i progressi maggiori, arrivando in alcuni casi, come in Irlanda, a basare oltre il 45 % della propria produzione elettrica sull’energia del vento. Questi successi hanno quindi spinto la Commissione Europea ad alzare gli obbiettivi su orizzonti temporali futuri, fino al 2050. Ed è in questo scenario che si inserisce il presente lavoro di tesi, volto ad analizzare alcune delle problematiche che possono manifestarsi in presenza di un’elevata penetrazione da fonti energetiche rinnovabili. Difatti, la “corsa alle rinnovabili”, avvenuta negli ultimi anni, non è stata adeguatamente affiancata da un’evoluzione adeguata dell’impianto normativo atto a regolare il corretto funzionamento del sistema elettrico. Facendo infatti fede al codice di rete ENTSO-E ( l’ente Europeo che riunisce tutti gli Operatori dei Sistemi di Trasmissione), gli impianti da energia rinnovabile risultano ad oggi come dei carichi di valore negativo, iniettanti quindi potenza nel sistema elettrico ma derogati dal fornire la stragrande maggioranza dei cosiddetti Servizi di Rete. La mancanza di un adeguato impianto normativo, durante la rapida diffusione di questi impianti, ha fatto si che in un primo momento la logica di mercato (grazie ai cospicui incentivi per l’installazione di impianti rinnovabili messi a disposizione da alcuni governi) prevalesse rispetto ad una accurata analisi dell’impatto di questi impianti sulla sicurezza e affidabilità dei Sistemi Elettrici per L’energia. Solamente lo scorso anno ENTSO-E ha normato nei suoi codici di rete alcuni dei servizi che i moduli rinnovabili devono essere in grado di fornire. In particolare, quei paesi facenti parte di ENTSO-E, caratterizzati da grandi penetrazioni di generazione rinnovabile, che si trovano ad operare su sistemi isolati (come il Gruppo Regionale dell’Irlanda), hanno dinnanzi l’arduo compito di assicurare, con una limitata quantità di risorse, la stessa qualità ed affidabilità del servizio una volta garantita da unità di generazione completamente dispacciabili. In particolare, le due risorse di rete più intaccate sono state la riserva rotante (inerzia) e la riserva primaria di potenza. La stragrande maggioranza delle nuove fonti rinnovabili sono infatti costitute da moduli fotovoltaici (quindi un sistema di generazione statico) oppure da moduli eolici. Pur sfruttando differenti processi fisici per la generazione di energia elettrica, entrambe queste fonti hanno la peculiarità di essere interfacciate con il sistema elettrico per mezzo di convertitori statici. che disaccoppiano la frequenza lato rete da un’eventuale risposta inerziale del generatore. Per quanto riguarda la generazione fotovoltaica è ovvio che essa non presenta alcun tipo di risposta inerziale; per quanto riguarda i generatori eolici invece, la loro velocità di rotazione viene solitamente disaccoppiata dalla frequenza elettrica della rete per permettere di inseguire al meglio le variazioni di velocità del vento. Indipendentemente da generazione eolica o fotovoltaica quindi, il risultato è lo stesso: l’ assenza di una risposta inerziale lato rete. Allo stesso modo, la dipendenza delle sopracitate fonti energetiche rinnovabili da fenomeni stocastici quali sono le condizioni metereologiche, ha fatto si che le tecniche di controllo solitamente impiegate tendano a massimizzare la produzione istante per istante, non lasciando alcuni tipo di margine a salire. Questa regolazione, detta di Maximum Power Point Tracking, se da un lato permette quindi uno sfruttamento ottimale dell’energia disponibile, dall’altro azzera di fatto ogni possibile tipo di riserva di potenza. E’ da tenere inoltre presente che, se si volesse controllare la produzione dei moduli rinnovabili con una tecnica diversa dal Maximum Power Point Tracking al fine di lasciare un margine di riserva a salire, questa riserva avrebbe sempre e comunque un carattere fortemente stocastico. L’assenza di riserva rotante e riserva primaria dovuta a forti penetrazioni da fonti rinnovabili risulta, inoltre, amplificata nei sistemi isolati dove, nel caso di una contingenza, la rete non può fare affidamento sul sostegno di un sistema esterno “di potenza prevalente” (come può essere invece considerata, entro certi limiti, la rete continentale Europea). In questi sistemi, una delle soluzioni più promettenti in grado di assolvere una funzione di “inerzia” ed in grado di fornire riserva primaria di potenza sembra essere rappresentata dai moderni sistemi di accumulo e stoccaggio elettrochimico dell’energia. Ad oggi la stragrande maggioranze di questi sistemi viene impiegata per fornire alimentazione ai servizi ausiliari di cabina o di centrale oppure abbinata alle precedentemente citate fonti di energia rinnovabile per livellare la produzione. In questo lavoro invece, gli impianti di accumulo sono stati pensati appositamente per fornire Servizi di Rete su sistemi isolati. In particolare è stata selezionata come campione di prova la rete di trasmissione Irlandese riferita all’anno 2011. Grazie alle sue caratteristiche topologiche infatti, che comprendono la totale assenza di connessioni con altri sistemi elettrici e un’elevata penetrazione da fonte eolica, la rete Irlandese del 2011 risulta essere un modello ideale di sistema elettrico isolato. Inoltre, l’elevata produzione eolica (ad oggi circa il 45 % della totale energia elettrica prodotta sull’isola) permette di sperimentare in tale contesto le problematiche riguardanti la riserva rotante e la riserva primaria che potrebbero manifestarsi in scala molto più ampia sul futuro sistema elettrico europeo. Il presente studio ha quindi visto, grazie alla collaborazione di CESI ed all’utilizzo del software SICRE (Simulatore del Comportamento Dinamico delle Reti Elettriche) di TERNA, lo svolgimento di più studi previsionali sulla rete di trasmissione Irlandese, installando dei Sistemi di Accumulo dell’Energia. La scelta dei nodi elettrici in sui porre i sistemi di accumulo è stata fatta basandosi sulla topologia del sistema Irlandese, cercando di selezionare i nodi con la più alta potenza di cortocircuito, di distribuire i sistemi di accumulo in maniera più uniforme possibile sulla rete, arrivando così ad identificare 9 stazioni. Lo studio è stato poi suddiviso in due principali filoni di indagine: Risposta Dinamica alle Piccole Perturbazioni e Risposta Dinamica alle Grandi Perturbazioni. Nell’ambito della Risposta Dinamica alle Piccole Perturbazioni, si è replicato sulla rete elettrica Irlandese l’elevata oscillazione di frequenza presente sulla rete ( , mentre sulla rete continentale Europea il valore è limitato tra i e i ). Tale oscillazione è dovuta principalmente all’elevata penetrazione da generazione eolica. Il ridotto numero di masse rotanti connesse in modo sincrono alla rete infatti, non riesce ad attenuare il disturbo causato dall’aleatorietà della generazione eolica e dalle oscillazioni del carico. Utilizzando questo scenario di partenza è stata attivata la regolazione primaria di frequenza sia sui gruppi tradizionali che sui sistemi di accumulo dell’energia precedentemente implementati. Le prove in questo caso sono state svolte in modo parametrico per taglia e statismo di regolazione degli accumuli, avendo precedentemente tarato i parametri del convertitore per ottenere la risposta più rapida possibile nei limiti di stabilità. Queste prove hanno evidenziato la bontà dei sistemi di accumulo nel realizzare un tipo di servizio che è stato identificato con il termine “Pre- Primaria”. Nel caso con statismo più elevato (0.2 %) difatti i sistemi di accumulo hanno risposto con tempi nell’ordine del secondo, offrendo un servizio sicuramente più rapido della usuale Riserva di Regolazione Primaria. L’intervento rapido, l’effettivo smorzamento delle variazioni di frequenza, di fatto collocano questo tipo di servizio molto più vicino alla risposta fornita dall’inerzia dei generatori tradizionali piuttosto che non ad una vera e propria Riserva Primaria. Nel caso della Risposta Dinamica alle Grandi Perturbazioni si è invece voluto specificatamente studiare l’efficacia del servizio di Riserva Primaria offerto dai sistemi di accumulo (quindi su tempistiche decisamente più lunghe rispetto al caso Piccole Perturbazioni) pur mantenendo lo stesso tipo di controllo. Si è quindi simulato un incidente di riferimento per la rete Irlandese (corrispondente alla perdita della più grosso impianto di generazione tradizionale presente sull’isola). Da tali prove è emersa la capacità dei sistemi di accumulo dell’energia di fornire un servizio di regolazione di frequenza molto, scaricando in tal modo i generatori tradizionali, che subiscono quindi stress meccanici e oscillazioni rotoriche molto minori rispetto ad un caso senza sistemi di accumulo. Nelle situazioni seguite, infatti, dovendo fornire un servizio puramente in potenza, non è stato necessario impiegare un dimensionamento in energia del sistema di accumulo. In una fase successiva si è valuta indagare la possibilità di mantenere l’erogazione di tale servizio per l’intervallo temporale prescritto dai codici di rete per la Riserva Primaria (15 min.). A tale fine si è quindi allargato l’orizzonte temporale delle analisi fino ai 20 min. Anche in questo caso i sistemi di accumulo hanno risposto in maniera soddisfacente. Come ulteriore prova si è poi attivata anche la Regolazione Secondaria di Frequenza - Potenza sui gruppi tradizionali, tali analisi hanno permesso la formulazione di alcune ipotesi su un futuro servizio di Regolazione di Frequenza – Potenza anche per i sistemi di accumulo e stoccaggio elettrochimico dell’energia. E’ infatti emerso che, come prevedibile nel caso di regolazione secondaria, all’entrare in funzione del Regolatore Centrale di Area per i gruppi tradizionali, i sistemi di accumulo diminuiscono la loro produzione in maniera marcata. In particolare, i risultati ottenuti, lasciano immaginare, in futuro, una possibile partecipazione dei sistemi di accumulo alla Regolazione Secondaria di Frequenza – Potenza. In tal senso, e solo esclusivamente in via ipotetica, è stato calcolato l’incremento percentuale che la partecipazione delle batterie porterebbe al valore di Riserva Secondaria e il corrispettivo Fattore di Partecipazione (ipotetico) alla regolazione. Nel caso più sfavorevole (batterie piccole), la semi-banda di Riserva Secondaria risultava incrementata del 40%, mentre nel caso di impianti più rilevanti tale valore arrivava addirittura al 180% del valore presente senza accumuli. Pur direttamente vincolati alla rete usata nella simulazione, questi valori danno comunque un’idea quantitativa del notevole aumento di affidabilità che i sistemi di accumulo potrebbero portare sui sistemi isolati. Unica controindicazione di questo tipo di regolazione è che, il Regolatore Centrale di Area, leggendo un errore più basso di frequenza (le batterie hanno infatti in un primo momento impedito il più grosso picco negativo) comandi una risposta più lenta in secondaria ai generatori tradizionali. Va inoltre tenuto presente, che, un eventuale servizio di Regolazione di Frequenza-Potenza richiederebbe il mantenimento dell’erogazione della Riserva Secondaria per un tempo di almeno 2 ore, come prescritto dai codici di rete Europei. Al fine di verificare cosa comporterebbe il fallimento da parte dei sistemi di accumulo dell’energia di questa procedura, si è proceduto con il quarto ed ultimo gruppo di prove riguardanti le Grandi Perturbazioni. Per forzare la scarica dei sistemi di accumulo entro tempistiche ragionevoli per il sistema di calcolo, si è simulato, in questo caso, un disservizio maggiore rispetto all’incidente di riferimento. Si è quindi potuto osservare come, alla scarica dei sistemi di accumulo, il sistema si trova a dover affrontare una seconda contingenza, tanto più grave quanto quella iniziale era stata contenuta. Inoltre va notato, come, in questo caso, il sistema si troverebbe in una situazione ben peggiore che non in quella dovuta ad una prima contingenza senza sistemi di accumulo, difatti, nonostante la regolazione delle batterie sia prevalente, i gruppi tradizionali non sono completamente scaricati dal servizio di Regolazione Primaria ne tantomeno da quello di Regolazione Secondaria, ma solamente più lenti ad andare a regime. Pertanto, alla perdita delle batterie il sistema non sarebbe comunque in grado di reagire in maniera efficace, avendo già speso anche parte della riserva dei gruppi tradizionali. Nel caso si volessero abilitare i sistemi di accumulo dell’energia alla regolazione di Frequenza- Potenza quindi, andrebbe predisposto un anello di retroazione al centro di controllo nazionale del TSO che monitori lo Stato di Carica delle batterie, con gli stessi passi discreti utilizzati dai Segnale di Livello del Regolatore Centrale di Area e che metta in atto manovre correttive prima della scarica completa. In ultima analisi va rimarcato come i sistemi di accumulo analizzati abbiano un rapporto Potenza/Energia di qualche unità, contro solitamente valori che spaziano da 0.1 a 0.8 degli impianti reali. Le analisi eseguite, in sintesi, lasciano quindi supporre una reale applicabilità dei sistemi di accumulo dell’energia anche per fornire un servizio di Regolazione di Frequenza – Potenza.