Scenario proposto per la valutazione

Lo scenario ipotizzato nel presente lavoro rappresenta due reti elettriche esercite in corrente alternata interconnesse unicamente attraverso un collegamento HVDC. Tale collegamento già esistente presenta i terminali due stazioni elettriche di conversione equipaggiate con convertitori di tipo LCC. Lo scenario che viene preso in esame può essere ricondotto al collegamento il GRITA che mette in comunicazione l’Italia (stazione

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di conversione di Galatina) con la Grecia (stazione di conversione di Arachthos). Il collegamento è un classico LCC di 100 km a tensione (±250𝑘𝑉) e da 350 MW di potenza.

Figura 24. Schema unifilare dello scenario utilizzato in simulazione

In funzionamento normale il collegamento permette di scambiare la potenza attiva e reattiva stabilite a livello commerciale secondo gli accordi di mercato. La capacità nominale di dimensionamento del collegamento è 350 MVA e il livello di tensione in continua è di 500 kV. La rete che vedrà al suo interno materializzarsi la condizione di blackout, è collegata al proprio terminale HVDC attraverso una line in alternata ipotizzata lunga 100 km, che connette li generatore stesso.

In condizioni normali il sistema di controllo delle due stazioni non fa altro che garantire il flusso di potenza impostato attraverso l’elettrodotto, e regolare la tensione del Bus DC mantenendola il più possibile vicino ai valori nominali. La logica di funzionamento è già stata descritta nei paragrafi del secondo capitolo.

L’adeguamento della struttura per fornire all’HVDC la funzionalità di black start viene attuato aggiungendo a ciascuna delle due stazioni un convertitore di tipo a commutazione forzata. Il convertitore è dimensionato per una potenza inferiore rispetto a quella nominale dell’impianto, ovvero 84 MVA. Il convertitore VSC può attuare importanti compiti ausiliari per la rete durante il funzionamento normale del collegamento HVDC, quale il sostegno della tensione attraverso l’erogazione di reattivo (o il suo assorbimento) data la sua capacità di controllo indipendente di potenza attiva e reattiva. Tale compito permette

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al convertitore ausiliario di avere una sua funzionalità anche all’infuori delle condizioni di disservizio, che si presentano solitamente molto di rado.

Nel caso si verifichi un evento che porta al blackout una rete il terminale LCC collegato ad essa vedendo la tensione annullarsi non riesce più a compiere le commutazioni. Viene perciò attivato il convertitore VSC della sola stazione che vede il guasto. Nella stazione all’altro terminale qualora il VSC fosse già attivo per contingenze di rete, continua ad ottemperare ai suoi compiti normalmente. Attraverso la potenza fornita dal collegamento HVDC il VSC inizia la sequenza di accensione di rete. Data la limitata capability del convertitore esso dovrà rapidamente raggiungere gli ausiliari di centrale e riattivare rapidamente il gruppo termoelettrico. La struttura del controllo del convertitore VSC sarà di tipo droop sia per la regolazione della frequenza che per la regolazione della tensione. Per la tensione sarà utilizzato un controllore PID che porterà ad annullare l’errore di tensione tra il riferimento dato dalla caratteristica V/Q e la tensione misurata sul secondario della stazione di conversione (lato rete alternata). La regolazione di frequenza invece vedrà l’utilizzo di un integratore locale di frequenza in modo da annullare l’errore a regime e una banda di insensibilità di ±0,1 Hz a cavallo del valore di riferimento (50 Hz). È riportato in figura 25 uno schema riassuntivo del controllo attuato; si rimanda al capitolo successivo per l’approfondimento sulla logica di controllo.

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Particolarmente gravosa risulta l’alimentazione dei carichi ausiliari di centrale, per i motivi che sono stati illustrati nel paragrafo (3.1) e che riguardano essenzialmente la natura stessa dei macchinari da avviare.

Una volta avvenuto il parallelo tra il gruppo termoelettrico di zona e il convertitore, al primo verrà dato il comando di aumentare la potenza seguendo una rampa predefinita di carico, il convertitore invece dovrà provvedere durante la rampa alla regolazione di frequenza della rete, in modo che il generatore modifichi il meno possibile suoi piani di presa di carico.

Il tipo di impianto preso come bersaglio dalla direttrice di riaccensione dell’HVDC è un tradizionale termoelettrico a vapore da 320 MW. Nonostante tale tipologia di gruppo risulta poco sfruttata all’interno dei nostri confini, i suoi ausiliari presentano caratteristiche simili a quelle riscontrabili in altri tipi di impianto, perciò i test superati dal convertitore per la riaccensione del gruppo si possono estendere agli atri tipi di centrali senza la perdita di generalità. Lo scopo è proprio quello di verificare le capacità del VSC nel sostegno alla riaccensione, e non quella di analizzare nel dettaglio la corretta procedura di avviamento di una centrale.

Per quello che riguarda la rete sana, essa non risentirà delle perturbazioni avvenute sull’altra rete e che ha portato all’evento di blackout. Non entrerà in funzione il convertitore VSC ma rimarrà attivo quello a commutazione naturale, funzionante da raddrizzatore (quindi inviante potenza verso il collegamento HVDC) indipendentemente dal funzionamento assunto prima del guasto. La modalità di controllo rimarrà invariata (ovvero ad angolo di ritardo d’accensione delle valvole minimo). In questa configurazione la differenza di funzionamento rispetto a un ponte a diodi è minima, soprattutto considerando che in questa fase non si avranno inversioni di flussi di potenza lungo la linea DC. Per non appesantire il modello è stato quindi scelto di utilizzare al posto di un convertitore a tiristori uno a diodi. Ciò è possibile in quanto è nostro interesse una analisi per le grandezze d’interesse per i sistemi elettrici per l’energia.

La potenza massima transitate nel collegamento è ridotta rispetto alla capacità nominale e quindi si ottengono sollecitazioni ridotte in termini di corrente sui componenti di stazione.

La verifica di quanto esposto sopra è stata svolta attraverso il programma simulativo Simulink di Matlab (Matworks). I vari componenti sono stati modellizzati attraverso i blocchi presenti nella libreria Simscape di detto programma. Tali blocchi sono

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opportunamente dedicati alla simulazione per i sistemi elettrici di potenza e risultano particolarmente calzanti per gli obbietti della tesi.

Per quello che concerne la simulazione vera e propria si concentrerà quindi su riuscire a ottenere una potenza di dimensionamento del convertitore il più ridotto possibile (ciò comporterebbe all’atto pratico un notevole risparmio di costi) mantenendo la capacità di riaccensione e la possibilità di rendere stabile la frequenza rete AC in riaccensione. La descrizione dettagliata del modello utilizzato e della procedura simulativa verrà esplicitata nei due capitoli seguenti.

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