2. LE VERIFICHE RICHIESTE
2.1 QUADRO NORMATIVO
Al fine di ottenere i permessi necessari alla connessione di un nuovo impianto di produzione di energia da fonti rinnovabili al sistema di trasmissione peruviano, il comitato per le operazioni economiche sul sistema di interconnessione richiede il completamento di uno studio di pre-operatività, come espresso nel documento [3] e come riportato nella norma per le concessioni elettriche N°29178 emanata dallo ministero per l’energia e le miniere del Perù [10]. Lo studio di pre-operatività, per essere successivamente approvato dagli organi supervisori competenti (si legga OSINERGMIN) deve essere portato a termine seguendo le linee guida contenute in un documento redatto dal COES-SINAC [11].
In questo documento viene specificato che lo studio di pre-operatività dovrà essere composto da tre parti: le prime due di carattere descrittivo, consistenti in una sintesi delle caratteristiche generali del progetto e delle modalità di connessione alla rete di trasmissione, e la terza di carattere tecnico, denominata estudios elèctricos, che ha lo scopo di dimostrare che la centrale in esame non sia causa di effetti negativi sul sistema di trasmissione una volta che vi sia stata connessa e sia stata resa operativa. A sua volta la parte relativa agli studi elettrici si dovrà basare principalmente su tre tipologie di simulazione differenti, ed in particolare su:
- l’analisi dei flussi di potenza;
- il calcolo delle correnti di cortocircuito; - l’analisi della stabilità transitoria;
Questi studi dovranno essere realizzati facendo riferimento all’anno di entrata in funzione della centrale e dovranno considerare diverse configurazioni della rete corrispondenti a differenti scenari per quanto riguarda la produzione e la domanda energetica. I risultati delle simulazioni dovranno soddisfare i requisiti minimi riportati per ciascuna categoria di analisi nei paragrafi che seguono. Come già accennato, gli studi esposti in questo elaborato non sono sostitutivi dell’analisi di pre-operatività vera e propria, ma ne seguono per quanto possibile i criteri di sviluppo e di accettabilità.
Capitolo II° - Le verifiche richieste
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2.2 CRITERI PER L’ANALISI DEI FLUSSI DI POTENZA
Per ciascuno degli scenari di produzione e di domanda, dovrà essere portata a termine l’analisi dei flussi di potenza sia sulla rete in condizioni normali che sulla rete in condizioni di emergenza (nel caso di contingenza semplice, N-1). Di seguito sono riportati i vincoli sulle grandezze elettriche che dovranno essere verificati dai risultati del load flow:
- Rete in condizioni normali: la tensione dovrà mantenersi ad un livello compreso tra ±5% della tensione nominale per ciascuna sbarra nella zona di influenza della nuova centrale; non si ammettono sovraccarichi per quanto riguarda le linee e i trasformatori nell’area di influenza, pertanto il loro grado di carico non dovrà in nessun caso superare il 100% della potenza nominale;
- Rete in condizioni di emergenza: la tensione sulle sbarre della zona di influenza della nuova centrale dovrà mantenersi ad un livello compreso tra 0.9 p.u. e 1.05 p.u.; in questo caso è ammesso un leggero sovraccarico delle linee e dei trasformatori che non dovrà in nessun caso superare il 120% della potenza nominale.
Se la potenza immessa dalla nuova centrale dovesse dar luogo a congestioni in rete sarà compito di chi richiede la concessione (si legga ENERSUR-GDF SUEZ) proporre dei metodi correttivi per porvi rimedio.
Nel presente elaborato sono stati presi in considerazione tutti i casi specificati dalla norma per quanto riguarda i flussi di potenza; inoltre questa fase è stata completata con una ulteriore analisi, non richiesta dallo studio di pre-operatività ma utile all’azienda presso la quale è stato svolto il tirocinio: sono stati calcolati i flussi di potenza dal lato della centrale (invece che dal lato della rete) in diverse modalità di regolazione dei generatori, al fine di verificare che i livelli di tensione sulle sbarre interne all’impianto rimanessero entro soglie accettabili e che i componenti dell’impianto non risultassero mai sovraccarichi. Infine si è indagato sulla possibilità di installare una terna di cavi in meno (rispetto alle cinque terne in parallelo originariamente previste) sulla linea MT che collega i generatori ai trasformatori elevatori della centrale.
2.3 CRITERI PER IL CALCOLO DELLE CORRENTI DI
GUASTO
Lo studio di pre-operatività richiede di calcolare, per ciascuno degli scenari considerati, le correnti di cortocircuito trifase, bifase a terra e monofase a terra nelle sbarre di centrale e nelle sbarre ad essa vicine. I risultati ottenuti dovranno essere coerenti con le grandezze
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medie messe in gioco nella rete di trasmissione dai cortocircuiti per i vari livelli di tensione, e serviranno, oltre ovviamente ad un dimensionamento di massima delle protezioni da installare nell’impianto, per individuare lo scenario più gravoso da riprodurre poi nelle simulazioni dinamiche. In questo elaborato sono state calcolate le sole correnti di cortocircuito trifase, necessarie alle valutazioni preventive che precedono lo svolgimento dell’analisi della stabilità transitoria della centrale.
2.4 CRITERI PER L’ANALISI DELLA STABILITA’
TRANSITORIA
Per quanto riguarda le simulazioni dinamiche, lo studio di pre-operatività richiede di valutare l’effetto sulla stabilità transitoria dei generatori di centrale quando si verifichino i seguenti eventi:
- cortocircuiti sulle sbarre di centrale e sulle sbarre limitrofe, con intervento delle protezioni dopo un tempo tipico di 100 ms;
- cortocircuiti nei collegamenti di trasmissione vicini alla centrale con relativo intervento delle protezioni dopo un tempo critico di 100 ms. Le protezioni dovranno far aprire sia la linea guasta che le linee ad essa vicine, e dovranno simulare una richiusura di successo dopo il tempo morto tipico per le reti AT di 500 ms.
In entrambe le simulazioni si dovrà fare in modo che durante i guasti la centrale rimanga connessa alla rete, in maniera tale da poter valutare l’evoluzione temporale delle grandezze elettriche dei suoi generatori negli istanti più critici della simulazione. Inoltre è richiesto il distacco di tutte le apparecchiature rilevanti per il controllo della tensione nell’area di influenza della centrale, in modo da porsi in una situazione cautelativa nei riguardi della stabilità.
Gli obiettivi principali di questo studio sono essenzialmente due: il primo è quello di confrontare la stabilità transitoria di prima oscillazione con i tempi di intervento delle protezioni: in altri termini si deve effettuare una stima del tempo critico di estinzione del guasto che determina la perdita di passo dei generatori della nuova centrale, e verificare che sia in ogni caso superiore a 100 ms; il secondo obiettivo invece è quello di verificare che durante gli eventi simulati siano sempre rispettati i seguenti vincoli operativi:
- nessuno dei generatori del SEIN deve perdere il sincronismo con la rete; - non devono verificarsi escursioni transitorie di tensione maggiori del
20% della tensione nominale su ciascuna sbarra del sistema;
- devono essere identificate le sovratensioni transitorie di più del 10% della tensione nominale di ciascuna sbarra che permangano per più di 2 secondi.