Controllo convertitore VSC

4.12.1 controllo della potenza attiva e della frequenza

Il convertitore a commutazione forzata entra in funzione nel momento in cui compare la necessità di riportare in servizio la rete che, a causa di gravi perturbazioni, non è più attiva. Per quanto il convertitore possieda una logica di controllo completa, date le condizioni in cui si trova la rete, verrà utilizzata la modalità specificatamente studiata per il funzionamento in circostanze anomale.

Il modello complessivo per il controllo è osservabile nella figura seguente:

Per quanto il sistema in esame sia fondamentalmente di tipo LCC-HVDC in condizioni usuali, i VSC possono essere utilizzati per i servizi ausiliari di rete come già accennato. Per tale motivo, anche se non utilizzato in questo lavoro, i controllori dei VSC possiedono una logica di funzionamento per i le condizioni di normale operatività.

In generale, un sistema VSC HVDC collegato con la rete AC, in circostanze di funzionamento stabili persegue il servizio di regolazione primaria e insegue il riferimento di potenza attiva 𝑃 selezionato dall’operatore di sistema (ad esempio impostato per logiche commerciali). Rispetto ad un generatore sincrono il convertitore VSC ha notevoli vantaggi per quanto riguarda il comportamento dinamico. L’assenza di inerzia meccanica

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permette di posizionare il fasore della tensione del convertitore quasi istantaneamente. Quindi il VSC HVDC può modificare il transito di potenza attiva con una dinamica più rapida della macchina sincrona. Si ottiene anche in condizioni critiche come quelle che ci si trova a simulare, un rapido controllo della frequenza e della potenza, lasciando le grandezze elettriche sotto regolazione all’interno dei range stabiliti.

Il controllo deve permettere le seguenti funzioni durante la condizione di isola:

 Assicurare la regolazione primaria per la rete in riaccensione

 Assicurare la regolazione di tensione (misurata al lato rete del trasformatore di stazione)

 Assicurare il mantenimento della frequenza tra 49,9 e 50,1 Hz e seguire il riferimento di potenza imposto dall’operatore di sistema.

L’unità di generazione e il convertitore reagiscono agli errori di frequenza, e compiono la regolazione primaria di frequenza in base allo statismo imposto dal controllore. Nei gruppi termoelettrici il convertitore agisce modificando l’ammettenza della valvola di turbina; il controllo del VSC modifica l’angolo di posizionamento del fasore della tensione prodotta dal convertitore. Si tiene a precisare quanto già specificato, ovvero che nel caso di rete in riaccensione il generatore deve regolare il meno possibile, in modo da seguire la rampa di presa di carico impostata senza correre il rischio di uscire da condizioni di funzionamento stabili e provocare variazioni delle condizioni di caldaia. Lo statismo s per un gruppo termoelettrico è definito come segue.

𝑠 =𝑓 − 𝑓(𝑃 )

𝑓 (4.20)

𝑓 = 𝑓𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑧𝑎 𝑎 𝑣𝑢𝑜𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑒

𝑓(𝑃 ) = 𝑓𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑧𝑎 𝑐ℎ𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑡𝑡𝑒 𝑙 𝑒𝑟𝑜𝑔𝑎𝑧𝑖𝑜𝑛𝑒 𝑑𝑒𝑙𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑧𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙𝑒 𝑓 = 𝑓𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑧𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

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Controllo di potenza attiva attraverso lo Statismo f-P in droop

Figura 48. Modello a blocchi Simulink del controllo frequenza-potenza droop del convertitore VSC. Le equazioni implementate per il controllo droop della frequenza sono le seguenti:

𝑓 = 𝑓 − 𝑠 𝑃 (4.21) 𝑓 = 𝑓 + 𝑠 𝑃 (4.22) 𝑓 = 𝑓 − 𝑠 (𝑃 − 𝑃 ) (4.23)  𝑓 corrisponde alla frequenza del convertitore VSC (l’integrale di tale valore nel tempo restituisce la posizione angolare del fasore della tensione prodotta dal convertitore)

 𝑓 corrisponde alla tensione di rete misurata al lato rete del trasformatore della stazione di conversione.

 𝑠 è lo statismo del convertitore VSC, ovvero la pendenza della caratteristica frequenza potenza del convertitore. Nel caso del nostro VSC lo è impostato a 0,02 p.u.

 𝑃 è la potenza fluente dal convertitore verso la rete in riaccensione

 𝑃 è la potenza impostata dall’operatore di sistema. Data la condizione di rete in riaccensione la potenza imposta dall’operatore di sistema è nulla

 𝑓 è l’intercetta della caratteristica sull’asse delle ordinate e rappresenta la frequenza dove la potenza attiva è nulla. Essa viene variata al modificarsi della

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potenza erogata dal convertitore in maniera da mantenere la frequenza il più vicino possibile alla frequenza di riferimento.

Nel caso in cui la rete si trovi in condizioni di funzionamento in isola all’equazione precedente si aggiunge 𝑓 calcolata attraverso l’uso dell’integratore locale di frequenza (effetto identificato nella successiva formula da 𝑘 𝑠) e di un guadagno proporzionale puro 𝑘 :

𝑓_ = 𝑘 +

𝑘

𝑠 𝑓 − 𝑓 (4.24) Con la seguente integrazione nel caso di funzionamento in isola si ottiene la seguente funzione:

𝑓 = 𝑓 + 𝑠 𝑃 + 𝑓 (4.25)

𝑓 = 𝑓 − 𝑠 (𝑃 − 𝑃 ) + (𝑘 +𝑘

𝑠)(𝑓 − 𝑓 ) (4.26) Il riferimento di potenza viene impostato a zero nel caso in cui la rete si trovi in condizioni di funzionamento in isola e nel caso in cui non si abbia una potenza impostata da scambiare (vincoli commerciali).

𝑓 = 𝑓 + 𝑠 𝑃 + 𝑓 (4.27)

Il controllo in isola è moderato da una banda morta di ±0.1 Hz che fa sì che l’ingresso in funzione del controllo di 𝑓 si abbia solo nel momento in cui la frequenza esca dalla fascia compresa tra i 49,9 e i 50,1 Hz. L’attuazione di tale logica si rende necessaria in caso di condizioni non ottimali. Tali condizioni si ritrovano proprio nel funzionamento in isola elettrica. In isola è infatti controproducente attuare un controllo troppo ristretto di frequenza dato che non sono presenti regolatori centralizzati e la frequenza di funzionamento varia da area ad area. Data la ridotta energia regolante del sistema e la debolezza intrinseca della rete in isola controlli troppo ristretti di frequenza potrebbero portare a comportamenti instabili o oscillatori pericolosi. Un controllo di frequenza di tipo secondario si rende comunque necessario, in modo che all’atto di parallelo tra macchine sincrone o convertitori le velocità rotazionali relative non siano troppo distanti

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tra loro in maniera da non riscontrare repentini transitori di equilibramento delle grandezze elettriche e meccaniche.

La frequenza del regolatore f viene integrata per ottenere istante per istante la posizione del fasore della tensione che deve essere prodotta dal convertitore per dar luogo al necessario flusso di potenza.

Figura 49. Caratteristica droop per la regolazione di frequenza

I punti nei quali si raggiungono la massima potenza attiva che può fluire nel sistema sono +𝑃 /-𝑃 (data la reversibilità del convertitore): sono modificabili in accordo con i servizi richiesti; in questa tesi sono stati scelti a ±0,9 p.u.. La scelta non è casuale, la potenza attiva massima non unitaria permette di far erogare al convertitore anche una certa quantità di potenza reattiva senza arrivare alla saturazione.

In figura 49 (sopra) è osservabile la caratteristica frequenza potenza del convertitore. La linea nera orizzontale rappresenta la frequenza di rete (frete). Nel grafico è stata tracciata costante a 1 p.u., che equivale alla caratteristica di una rete prevalente ideale (frequenza ferma a 50 Hz al variare dei flussi di potenza). L’intercetta della caratteristica sull’asse delle ordinate 𝑓 rappresenta la frequenza dove la potenza attiva è nulla.

La frequenza di una rete prevalente è costante a 1 p.u., quindi cambiando il valore di 𝑓 , la caratteristica dello statismo verrà traslata in parallelo rispetto a sé, e verrà definito un

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nuovo punto di incrocio con la linea nera della frequenza di rete (punto B o C). Quindi sarà scambiata tra convertitore e rete una certa potenza attiva.

Nel caso della figura sopra descrivente la caratteristica di statismo si ha che la potenza attiva di riferimento è settata a 0,4 p.u., quindi il sistema automaticamente cambia il punto di intersezione con l’asse delle ordinate in 𝑓 (A) come nella caratteristica rossa.

Con riferimento allo schema di controllo già visto, la posizione angolare 𝜗 (𝑡) del fasore 𝑉 è calcolata da 𝑓 .

𝜗 (𝑡) = 2𝜋 𝑓 𝑑𝑡 (4.28) T4g

Nel controllo è implementata la forma secondo Laplace, ovvero:

𝜃 (𝑠) =2𝜋 𝑓 (𝑠)

𝑠 (4.29)

Nell’esempio mostrato in figura, il valore di 𝑓 (A) in funzione di scambiare, con il sistema interconnesso con una rete prevalente, la potenza attiva di 𝑃 = 0.5 p.u.

𝑓 (𝐴) = 𝑓 + 𝑠 𝑃 = 1 + 0,02 × 0,04 = 1,008 𝑝. 𝑢. (4.30)

Corrispondente in unità di misura internazionali a 50,04 Hz 4.12.2 Controllo della potenza reattiva e della tensione

Il controllo della tensione lato AC del trasformatore (𝑉 )è perseguito indipendentemente dal controllo della potenza attiva 𝑃 . Questa ipotesi è valida per le caratteristiche tecniche del sistema VSC-HVDC, e sotto certe condizioni di lavoro, P e Q sono debolmente connessi tra loro. La potenza reattiva è gestita con un anello di controllo sull’intensità della tensione 𝑉 , come mostrato nello schema. L’input del regolatore PI nel caso di funzionamento in isola è l’errore tra 𝑉 e la tensione lato rete del trasformatore di conversione 𝑉 . Nel caso di funzionamento normale sicuro il convertitore opera invece controllando la potenza reattiva scambiata, ovvero annullando l’errore tra 𝑄 e il valore

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di riferimento 𝑄 , impostato dall’operatore di sistema in accordo con i requisiti operativi del collegamento.

La capability del sistema VSC-HVDC è limitata dalla potenza nominale apparente del sistema 𝑆 =350MVA. Il controllo è eseguito in modo di favorire il transito della potenza attiva 𝑃 piuttosto che della potenza reattiva 𝑄 . Quindi, il limite sulla potenza reattiva 𝑄 viene calcolato dalla potenza nominale apparente e dal valore istantaneo della potenza attiva 𝑃 .

𝑄 = 𝑆 − 𝑃 = 1 − 𝑃 _{. .}= 0.436 𝑝. 𝑢. (4.31)

Con riferimento a quanto appena definito, è sempre possibile garantire un transito minimo di potenza reattiva poiché in condizioni ordinarie 𝑃 è 0,9 p.u., quindi si ottiene il risultato sopra descritto.

L’errore tra il riferimento della potenza reattiva e 𝑄 è inviato a un regolatore PI il quale opera sulla ampiezza della tensione del convertitore |𝑉 |. I parametri del regolatore sono stati scelti in modo da assicurare una risposta dinamica rapida. L’uscita del regolatore di tensione è limitata, così da evitare valori eccessivi, di |𝑉 |. La limitazione è eseguita con una saturazione in output, inoltre il regolatore PI è dotato di una struttura anti wind-up. Il modo di controllare il convertitore dipende fortemente dalla condizione in cui si trova la rete.

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La modalità di attivazione di quello che può essere considerato il funzionamento in isola del controllore è osservabile nella figura 51. La frequenza di rete è il discriminante che identifica la condizione di rete in isola. Quando la frequenza esce dai valori limite impostati di 49,7 e 50,3 Hz il sistema risulta isolato e la logica di controllo del convertitore si adegua alle necessità.

Il flip flop si resetta nel momento in cui viene dato il comando di reset alla rete. Come si può vedere nel caso in esame il reset viene dato quando ormai la simulazione è terminata (1000 secondi).

Ci si trova quindi sempre nelle condizioni d’isola del sistema elettrico in oggetto. Nel momento in cui si ritorna alle condizioni di normale operatività della rete elettrica, il convertitore si porta ad erogare la potenza impostata dall’operatore di sistema. La regolazione primaria di frequenza resta comunque attiva.

Dal momento in cui esco dalla condizione di isola e la centrale termoelettrica ha compiuto la presa di carico a rampa, non solo il convertitore ma anche il generatore dovrebbe cambiare la logica di controllo. L’HVDC dovrebbe riaccendere il convertitore LCC e passare ad una logica di controllo “di mercato”, mentre il generatore eroga la potenza impostata attraverso un corretto segnale di riferimento e tornare a compiere in prima persona i compiti assegnatili in base agli accordi di scambio commerciali.

Figura 51. Schema Simulink della logica per la determinazione della funzionalità in isola del controllo VSC

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5 Simulazione

Sequenza operazioni

La riaccensione di un sistema elettrico o di una parte di esso è una operazione complessa che richiede un’ottima programmazione per raggiungere l’obbiettivo in un tempo rapido, limitando il più possibile l’energia non fornita.

La serie di operazioni da compiere è studiata nel dettaglio dagli operatori di sistema e deve essere compiuta con la massima aderenza alle direttive.

In questo frangente la rete è debole e particolarmente sensibile alle perturbazioni, perciò ogni manovra non corretta può portare oltre che ritardi nella riaccensione anche la possibilità di ricadere in un nuovo fuori servizio.

I tempi di riaccensione e le manovre di rete da compiere non possono prescindere dallo stato in cui si trova il sistema a seguito della perturbazione.

La capacità di limitare il blackout ad una sola parte della rete complessiva e il compimento della manovra del Load Rejection da parte delle centrali termoelettriche, sono le condizioni che permettono una rapida riaccensione e una limitata quantità di energia non fornita.

Nella realtà la procedura di riaccensione della rete richiede come minimo, nelle condizioni più favorevoli, alcune ore per espletare tutte le operazioni. La simulazione invece data l’impossibilità e l’inutilità di simulare le lunghe pause di assestamento è stata compiuta complessivamente in un lasso di tempo di 120 secondi.

Nella simulazione di riaccensione in esame si ipotizza che il sistema sia completamente fuori servizio, compreso il generatore sincrono di zona anche se nella simulazione gira a velocità nominale alimentando un piccolo carico da 5 MW.

Nella realtà gli ausiliari e il gruppo sono rialimentati a seguito della messa in rete della pompa di acqua alimento di caldaia. Nella simulazione la pompa, modellata come un asincrono ad inserzione diretta attraverso trasformatore AT/MT, viene attivata per ultima, mentre dovrebbe essere il primo ausiliario riattivato. Si ricorda che il principale obbiettivo del lavoro è verificare la capacità del convertitore di sostenere la riaccensione e di farsi carico della regolazione di frequenza.

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La corretta simulazione della messa in servizio dei vari componenti di centrale resta comunque fuori dallo scopo di questo lavoro, in quanto ininfluente per valutare le capacità di riaccensione della rete da parte del convertitore.

La sequenza di operazioni che vengono svolte durante la simulazione è la seguente:  A t=0 è avviato il terminale inviante dell’HVDC (convertitore LCC) e la linea DC

di lunghezza 100 km è energizzata. Questa è la procedura standard anche quando l’HVDC viene utilizzato per interconnettere le reti quando sono entrambe attive.  A t=2 secondi viene attivato il convertitore lato rete in riaccensione. In questo

momento le operazioni avvengono senza fornire potenza al carico e il convertitore VCS di sostegno genera una tensione AC controllata.

 A t=4 secondi viene collegato il primo carico da 8,4 MW e 33,6 Mvar al terminale della sottostazione ricevente. Tale carico riceve quindi energia attraverso la linea DC. Un valore così elevato di carico reattivo serve per limitare gli effetti della potenza reattiva che verrà prodotta a seguito della energizzazione della linea in alternata lunga 100 km.

 A t=8 secondi viene energizzata la rete AC lunga 100 km.

 A t=11 secondi viene collegato un carico di 40 MW e 20 Mvar situato alla fine della linea AC. Tale carico rappresenta i carichi locali necessari come carichi zavorra e permette di valutare le capacità del convertitore VSC. In aggiunta al carico appena descritto è collegato, sempre attraverso lo stesso interruttore ma con l’interposizione di un trasformatore AT/MT, un carico da 10 MW che rappresenta i primi carichi di centrale

 A t=15 secondi viene collegata alla rete la pompa acqua alimento di centrale e alimentata tramite l’HVDC. Nella procedura reale, tutti gli ausiliari necessari alla riaccensione della centrale dovrebbero essere riaccesi uno dopo l’altro dopo che è stata avviata la pompa acqua alimento della centrale. Questo non è stato considerato, in quanto l’inserzione a gradino del carico da 40MW e 20 Mvar a t=15 secondi è certamente un transitorio più forte rispetto agli altri carichi ausiliari di centrale. Solo la pompa acqua alimento è stata simulata separatamente dagli altri carichi ausiliari di centrale, e questa è solitamente il motore asincrono più grosso della centrale e che viene inserito direttamente senza l’uso di apparecchi come driver. Possiamo quindi immaginare che la centrale viene avviata durante la fase che trascorre tra l’inserzione del carico da 40 MW e l’avviamento

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dell’asincrono a inserzione diretta. Complessivamente quindi i carichi di centrale sono stimati in una 60 MW e 20 Mvar. A livello di modello per la simulazione il generatore è disponibile dall’inizio al parallelo con la rete, alimentando un piccolo carico.

 A t=20 viene dato il comando di parallelo e l’interruttore si chiude nel momento in cui si ha il primo istane utile pari a t=20,111 secondi

 Una volta compiuto il parallelo tra generatore e HVDC viene richiesta al generatore di vapore una rampa di presa di carico. Ciò viene attuato al fine di riequilibrare il carico gravante sul convertitore VSC, che avendo una potenza di progetto limitata non può sostenere una ripresa di carico senza il sostegno attivo del generatore. La rampa di presa di carico è del 1% al secondo. Ovviamente i tempi di simulazione sono ridotti rispetto ai tempi necessari nella realtà per le manovre di parallelo e per la rampa del generatore.

 A t=42,5 secondi, t=65 secondi e t=87,5 secondi vengono inseriti in rete tre carichi. Il primo carico assorbe 42MW e 17,5 Mvar; gli altri due carichi a ssorbono 35 MW e 17,5 Mvar.

Finito il transitorio di riaccensione e ristabilita la condizione sicura di funzionamento della zona dovrebbe farsi il passaggio da convertitore VSC di sostegno a convertitore LCC per il normale funzionamento e la ripresa degli scambi imposti dalla programmazione. Questo switch da un convertitore all’altro che prevede il graduale spegnimento dell’uno e la riaccensione dell’altro non prevede grosse criticità nel momento in cui il generatore sincrono di zona sia arrivato a una condizione stabile di funzionamento.

Una volta riacceso il convertitore LCC secondo stesse modalità illustrate per il convertitore VSC, e impostata la corretta logica di controllo, si riparte con la procedura di parallelo con la centrale.

La procedura di commutazione da convertitore VSC per il sostegno alla riaccensione a LCC per il normale funzionamento esula dagli scopi del presente lavoro e non verrà quindi trattata.

Durante la prima fase della simulazione la potenza attiva e reattiva sono fornite al carico esclusivamente dal convertitore.

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Analisi risultati

Figura 52. Schema Simulink della sola rete AC fuori servizio

Il convertitore viene messo in funzionamento all’istante t=2 sec. A tale istante come si vede dalla figura 53 inizia l’erogazione di potenza verso la rete AC.

Figura 53. Potenza attiva erogata dal convertitore VSC. In rosso la potenza erogata (positiva se fluente dalla linea DC alla rete). In blu il set point di riferimento

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Figura 55. Potenza reattiva erogata dal Convertitore VSC (in rosso) e riferimento esterno imposto (in blu). La potenza reattiva risulta positiva quando erogata verso la rete AC

Figura 54. Tensioni di fase ai capi dell'interruttore di macchina. La figura si riferisce all’intervallo di tempo compreso tra la chiusura della linea AC e l’istante di parallelo con il generatore

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Le variazioni di frequenza cui si assiste nei primi istanti sono dovute all’inserzione di piccoli carichi e all’energizzazione della lunga linea. Agli abbassamenti di frequenza il convertitore reagisce molto velocemente, riportando in breve tempo la frequenza all’interno della banda d’insensibilità del convertitore. Oltre che sul diagramma della frequenza tali fenomeni si osservano anche in figura 53 (potenza attiva VSC) e in figura 55 (potenza reattiva VSC), in cui riscontrano dei rapidi incrementi di output di potenza determinati dalla rapidità di posizionamento del fasore della tensione del VSC. All’istante t=4 secondi si nota il notevole incremento di potenza reattiva richiesta dal carico zavorra inserito in rete. Dalla figura 57 si può osservare invece la rapida regolazione di tensione compiuta dal convertitore. Il target del controllo di tensione del convertitore VSC nel funzionamento in isola è quella di mantenere costante il modulo di questa ai capi del trasformatore di stazione ai morsetti della rete alternata in rialimentazione (figura 57). L’equilibrio di potenza reattiva tra carico e convertitore è quindi un riflesso della regolazione di tensione. Gli scostamenti più rilevanti tra riferimento e valore istantaneo misurato si verificano a seguito di variazioni repentine di potenza reattiva richiesta. Quanto sopra indicato viene avvalorato dall’evento che si verifica nell’istante t=8 s, ovvero l’energizzazione della lunga line AC. Si ha una notevole produzione di potenza reattiva da parte delle capacità distribuite della linea, i cui effetti si evidenziano in figura

Figura 56. Andamento temporale della frequenza di rete, misurata ai capi del trasformatore della stazione di conversione.

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22, figura 55 e figura 56. In figura 54 si osserva l’elevazione della tensione a fondo linea che super i 900 kV di picco e viene velocemente smorzate (pochi cicli di sinusoide) Tale evento si riflette anche ai capi del trasformatore di stazione (figura 57), la cu tensione raggiunge 1,36 p.u.(544 kV fase-fase) e viene poi abbassata rapidamente dal convertitore VSC, assorbendo l’eccesso di reattivo prodotto. L’aumento della potenza attiva transitante attraverso la linea AC permette di contenere la saturazione di reattivo.

Figura 57. Tensione ai capi rete AC del trasformatore di stazione (in rosso) e riferimento (in blu). In fine, in figura 55 si vede la rapida variazione della potenza reattiva erogata dal convertitore VSC. Da 0,4 p.u. positivi (quindi erogati) si passa ai -0.32 p.u. (quindi