La percentuale di generazione di energia solare ed eolica è in aumento, grazie anche alle soluzioni innovative che stanno emergendo in questo campo. Tuttavia, la potenza generata è spesso influenzata dalle condizioni meteorologiche che causano problemi di stabilità per la rete, specialmente quando si verificano in tempi rapidi cambiamenti su larga scala della domanda. I sistemi di micro-rete tradizionalmente discussi oggi utilizzano sistemi di accumulo e di controllo della potenza ad alta capacità per controllare il livellamento di potenza dell’uscita e compensare la domanda di potenza di picco.
La produzione di energia di un impianto eolico o fotovoltaico è variabile e incerta perché la velocità del vento o la radiazione solare sono, per loro stessa natura, variabili nel tempo. La variabilità e l’incertezza della generazione è presente in tutte le scale temporali, da secondo a secondo, minuto per minuto, ora per ora, giorno per giorno, mese per mese e anno dopo anno. Anche la domanda di energia elettrica, d’altra parte, è variabile in tutte le scale temporali appena illustrate.
Le reti elettriche gestiscono la variabilità e l’incertezza combinate gestendo la domanda netta della rete (= domanda – produzione di energia rinnovabile), che è soddisfatta da generatori di tipo convenzionale (combinazione di generatori di carico di base e generatori che inseguono il carico). Su base secondo per secondo o inferiore, la variazione e l’incertezza della domanda nella rete è gestita dall’inerzia della rete, che è fornita tradizionalmente da generatori sincroni convenzionali.
Con una maggiore penetrazione del vento e del sole (entrambi non forniscono inerzia alla rete), l’inerzia della rete cala, il che può causare problemi di stabilità. Un accumulo di energia veloce e agente in maniera bidirezionale può stabilizzare la rete stoccando e rilasciando energia entro pochi microsecondi; i tipi di dispositivi di accumulo di energia che presentano queste funzionalità comprendono le batterie elettrochimiche (ad es. quelle agli ioni di litio), i volani ed i condensatori.
Su base minuto per minuto, la variazione e l’incertezza della domanda netta viene gestita dai generatori che seguono il carico, che percepiscono l’aumento o la diminuzione della frequenza per determinare la potenza erogata tramite un sistema di controllo e regolazione. Quando il tasso di cambiamento nella produzione di energia rinnovabile è grande, il tasso di variazione della domanda netta potrebbe diventare più grande della potenza aggiuntiva fornita dai generatori che inseguono il carico.
Le batterie elettrochimiche possono supportare la rete con una risposta minuto per minuto. Su tempi scala di un’ora o più lunghi, batterie elettrochimiche, stoccaggio tramite pompaggio idroelettrico, e lo stoccaggio di energia ad aria compressa può immagazzinare e fornire energia per periodi più lunghi. Dunque, sistemi come le batterie ad azione rapida possono rispondere a un “tasso di rampa” positiva di generazione di energia rinnovabile assorbendo energia e alla velocità di rampa negativa restituendola.
L’elevato tasso di rampa positivo e negativo di un grande impianto fotovoltaico.
Il “tasso di rampa”, che una delle incertezze delle energie rinnovabili tradizionali, è definito come un aumento o diminuzione della potenza in un periodo definito. Anche se previsioni accurate della generazione oraria di energia rinnovabile sono disponibili, la conoscenza del tasso di rampa – che è il più alto tasso di variazione della produzione di energia durante l’ora – è importante perché governa la quantità di accumulo necessario per la gestione della rampa delle energie rinnovabili.
Per conciliare le differenze momentanee tra generazione e domanda causate dalle fluttuazioni della generazione e della domanda è utilizzata la regolazione. I generatori tradizionali forniscono questo servizio modificando la potenza in uscita, il che può causare notevole usura. I dispositivi di accumulo dell’energia sono invece ideali per la regolazione perché possono fornire una velocità di rampa veloce in risposta all’errore di controllo dell’area o alla generazione automatica di segnali di controllo.
La regolazione della frequenza e della potenza
La stabilità di tensione in una rete viene gestita iniettando o assorbendo la cosiddetta “potenza reattiva”. Tradizionalmente ciò viene fatto da generatori sincroni e con attrezzature speciali come i compensatori sincroni statici (un dispositivo per regolare la tensione mediante l’erogazione o l’assorbimento di potenza reattiva dalla rete). Gli inverter di unità di accumulo di energia possono iniettare istantaneamente dentro o assorbire dalla rete potenza reattiva per stabilizzare la tensione.
Per sincronizzare le risorse di generazione per il funzionamento della rete elettrica, la frequenza di corrente alternata (AC) deve essere mantenuta entro limiti di tolleranza stretti. Diversi metodi sono disponibili per la “regolazione della frequenza”, ed includono l’inerzia del generatore, l’aggiunta e la sottrazione di asset di generazione, la risposta dedicata alla domanda e l’accumulo di elettricità. Ognuno di questi metodi ha pro e contro e la loro implementazione richiede da un millisecondo a 20 minuti.
La regolazione della frequenza dovuta alla differenza fra la domanda e un’offerta variabile. Essa è ottenuta ad esempio aumentando o diminuendo l’attività di generazione elettrica.
Nella gestione del mercato aperto della rete, la regolazione della frequenza è ottenuta principalmente tramite aumento o diminuzione delle attività di generazione. Ciò richiede in genere minuti anziché secondi. L’accumulo di elettricità, invece, ha la capacità di svolgere il lavoro in millisecondi, e gli esperti suggeriscono che lo stoccaggio di energia elettrica in millisecondi dovrebbe avere un valore almeno doppio rispetto a quello delle attività di generazione che richiedono 20 minuti.
La velocità con cui la frequenza cambia dopo un disturbo – ad esempio la perdita di un generatore o di una linea di trasmissione – è direttamente proporzionale all’inerzia aggregata all’interno della rete in quell’istante. L’inerzia dei generatori sincroni quindi trasferisce istantaneamente energia dalla massa rotante del motore primo alla rete, riducendo lo squilibrio e stabilizzando la rete. Questi eventi richiedono una risposta rapida, cosa in cui i sistemi di accumulo eccellono.
D’altra parte, in una rete di energia elettrica, il cosiddetto “controllo automatico della generazione” (AGC) è un sistema necessario per regolare la potenza in uscita di più generatori in diverse centrali elettriche, in risposta alle variazioni del carico. Un sistema di accumulo dell’energia nell’ambito di un modello di rete interconnesso può portare a un efficiente design AGC. L’implementazione hardware di queste strategie avviene tramite controller normali o gestiti da algoritmi “intelligenti”.
I sistemi convenzionali di controllo della potenza della rete devono monitorare le variazioni di frequenza della corrente in tempo reale per evitare rischi dovuti a eccessive variazioni di potenza. La debolezza di tali sistemi deriva pertanto dalle risposte lente negli aggiustamenti di stabilità. L’utilizzo di sistemi di accumulo a batterie e del “controllo automatico di generazione” (AGC) migliora la stabilità della rete e può rispondere rapidamente ai comandi di regolazione della frequenza e della tensione.
Il vantaggio di questo metodo è la capacità di compensazione della potenza rapida e accurata, che può completare i comandi di regolazione del controllo automatico di generazione in meno di 1 secondo o anche entro il microsecondo. Questo servizio mantiene sicuro il funzionamento della rete. Nel 2013, gli Stati Uniti hanno permesso, con un’apposita regolamentazione, di applicare al mercato elettrico nell’area statunitense la regolazione della frequenza con l’immagazzinamento dell’energia.
Per sua natura, la regolazione della frequenza è un’applicazione dell’”accumulo di energia” ed aumenta la stabilità della rete. In genere, negli Stati Uniti lo stoccaggio dell’elettricità costa tra i 10 ed i 60 dollari per MWh. Ultimamente, perciò, sempre più aziende energetiche si dedicano allo sviluppo di grandi moduli di batterie, e finora i sistemi di accumulo di energia commerciali ufficialmente installati negli Stati Uniti per la regolazione della frequenza arrivano fino a 100 MW per quelli più grandi.
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