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Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi,
del Territorio e delle Costruzioni
Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Elettrica
Integrazione dei sistemi HVDC nella
rete elettrica italiana
Candidato: Relatori:
Francesco Monopoli Prof.Ing. Stefano Barsali Prof.Ing. Paolo Pelacchi Ing. Fabio Bassi
P.E. Roberto Gnudi
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Sommario
Introduzione ... 6
1 Introduzione delle tecnologie HVDC... 7
1.1 Trasmissione HVDC vs HVAC ... 7
1.2 Caratteristiche delle tecnologie HVDC ... 8
1.3 Configurazioni operative HVDC ... 9
1.3.1 Trasmissione punto a punto monopolare ... 9
1.3.2 Trasmissione punto a punto bipolare ... 10
1.3.3 Collegamento back-to-back ... 11
1.3.4 Configurazione multiterminale ... 11
1.4 Gli interruttori dei sistemi VSC-HVDC ... 12
2. Le due tecnologie disponibili: HVDC-CSC e HVDC-VSC ... 14
2.1 La tecnologia HVDC-CSC ... 14
2.2 Il sistema di controllo HVDC-CSC ... 16
2.3 La tecnologia HVDC-VSC ... 19
2.4 Il sistema di controllo HVDC-VSC ... 21
2.5 Analisi della capability dei sistemi HVDC-VSC ... 24
2.6 Stato dell’arte sistemi HVDC in Italia ... 26
2.6.1 Impianto SA.PE.I. ... 26
2.6.2 Impianto SACOI ... 27
3. Specifiche e descrizione della rete ... 29
3.1 Descrizione della rete ... 29
3.1.1 Rete elettrica italiana lato continente ... 30
RETE ELETTRICA ITALIANA 400 kV ... 31
3.1.2 Rete elettrica italiana lato Sardegna ... 32
4. Introduzione analitica e strumento di calcolo utilizzato ... 34
4.1 Modellazione del sistema HVDC-VSC in MATACDC ... 34
4.1.1 Convertitori ... 34
4.1.2 Perdite nelle stazioni di conversione HVDC ... 35
4.1.3 Power flow DC ... 35
4.2 Strategie di controllo convertitori lato AC e DC in MATACDC ... 37
4.3 Algoritmo sequenziale usato nel programma MATACDC ... 38
4.4 Limiti del convertitore ... 39
5. Descrizione delle logiche di implementazione della rete ... 40
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5.2 Linee elettriche 400-230-150 kV della rete complessiva e Autotrasformatori ... 41
5.3 Parco di generazione idro-termoelettrico ... 43
5.3.1 Curva di Capability Generatori ... 43
5.4 Carichi ... 44
5.5 Elementi Shunt ... 45
5.6 Collegamenti HVDC SAPEI e SACOI ... 46
5.6.1 Collegamento e Stazioni di Conversione HVDC-CSC SACOI ... 46
5.6.2 Collegamento e Stazioni di Conversione HVDC-CSC SAPEI ... 47
5.6.3 Collegamento e Stazioni di Conversione HVDC-VSC SACOI ... 47
COLLEGAMENTI HVDC SACOI E SAPEI ... 48
5.7 Impianti eolici e fotovoltaici ... 49
6. Casi analizzati per la rete elettrica italiana ... 50
6.1 Logiche di gestione dei dispositivi installati per i diversi scenari analizzati ... 50
6.1.1 Rete elettrica italiana lato continente ... 50
6.1.2 Rete elettrica italiana lato Sardegna ... 50
6.2 Caso 0: scenario di riferimento... 52
6.2.1 Caso 0 lato continente ... 52
6.2.2 Caso 0 lato Sardegna ... 53
6.3 Caso 1: scenario di alto carico ... 56
6.3.1 Caso 1.1: scenario di alto carico ... 57
6.3.2 Caso 1.2: regolazione di tensione mediante i gruppi in giri ... 59
6.3.3 Caso 1.3: regolazione di tensione mediante sistema SACOI VSC ... 61
6.3.4 Caso 1.4: regolazione di tensione mediante sistema SACOI VSC e gruppi in giri ... 63
6.3.5 Caso 1.5: aumento di produzione da fonti rinnovabili non programmabili ... 65
6.3.6 Caso 1.6: regolazione di tensione mediante sistemi VSC di SACOI e fonti rinnovabili non programmabili ... 68
6.3.7 Caso 1.7: riduzione export verso la Corsica e inserzione banchi di rifasamento ... 72
6.4 Caso 2: scenario di basso carico e elevata produzione da generazione fotovoltaica distribuita sul sistema MT ... 75
6.4.1 Caso 2.1: scenario di basso carico e elevata produzione da generazione fotovoltaica distribuita sul sistema MT ... 76
6.4.2 Caso 2.2: regolazione di tensione mediante i gruppi in giri ... 78
6.4.3 Caso 2.3: regolazione di tensione mediante il sistema SACOI VSC ... 80
6.4.4 Caso 2.4: regolazione di tensione mediante il sistema SACOI VSC e gruppi in giri ... 82
6.4.5 Caso 2.5: regolazione di tensione tramite i sistemi VSC di SACOI e fonti rinnovabili non programmabili ... 84
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6.4.6 Caso 2.6: scenario di basso carico e elevata produzione da fonti rinnovabili non programmabili
sui sistemi AT e MT ... 87
6.4.7 Caso 2.7: regolazione di tensione mediante i sistemi VSC di SACOI e fonti rinnovabili non programmabili ... 89
6.5 Sintesi risultati delle simulazioni ... 92
7. Conclusioni ... 94
8. Bibliografia ... 95
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Introduzione
La tecnologia HVDC ha iniziato a svilupparsi principalmente grazie all’impiego di sistemi con convertitori a corrente impressa HVDC-CSC. La soluzione CSC per la trasmissione in corrente continua ad alta tensione ha portato all’installazione di svariati sistemi presenti in tutto il mondo, Italia compresa. La soluzione CSC presenta due inconvenienti principali, il primo è che il
convertitore, per funzionare, necessita di assorbire potenza reattiva dalla rete AC al quale è collegato; il secondo è l’impossibilit{ di alimentazione di isole di carico, in quanto ai fini del corretto funzionamento del convertitore, di fatto a commutazione naturale, necessita della presenza di una rete attiva che garantisca l’inversione della tensione lato AC per l’accensione e spegnimento delle valvole.
La tecnologia basata sull’impiego di convertitori a tensione impressa (VSC), dotati di celle di commutazione completamente controllabili sia in accensione sia in spegnimento, ha portato profondi cambiamenti nella realizzazione dei sistemi HVDC. Con lo sviluppo delle valvole IGBT sono diventati disponibili componenti con frequenza di commutazione sempre più elevata e con maggiore capability in potenza, i quali hanno portato alla realizzazione di sistemi di trasmissione che permettono il transito di potenze dell’ordine delle centinaia di MVA. La tecnologia VSC di fatto si è proposta come alternativa alla soluzione CSC; infatti essa permette il controllo completo ed indipendente sia della potenza attiva sia della potenza reattiva a ciascun terminale connesso alla rete AC (lavorando quindi su tutti e quattro i quadranti del piano P-Q). Inoltre, i sistemi HVDC-VSC possono funzionare sia su rete interconnessa sia su isola di carico. Il sistema di trasmissione HVDC-VSC è una soluzione che si adatta non solo al trasporto di energia elettrica a lunga distanza, ma risulta essere utile anche per interfacciare i sistemi di produzione da fonti rinnovabile con la rete principale. Ad esempio gli impianti delle wind farm offshore. Inoltre, i sistemi HVDC grazie alla loro flessibilità di utilizzo, possono essere impiegati anche come strumenti in grado di rafforzare la rete AC in punti strategici, in modo da aumentarne l’affidabilit{ e migliorare la gestione del sistema elettrico nel suo complesso.
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1 Introduzione delle tecnologie HVDC
I sistemi HVDC (High Voltage Direct Current) sono ormai integrati nella struttura della rete italiana (caratterizzata principalmente da sistemi di trasmissione AC), realizzando in questo modo sistemi elettrici ibridi AC-DC. Ne sono un esempio i due collegamenti sottomarini tra Sardegna e Italia SACOI e SAPEI successivamente descritti e inseriti nelle simulazioni.
1.1 Trasmissione HVDC vs HVAC
L’evoluzione del sistema elettrico di alimentazione si è basata principalmente sullo sfruttamento delle tecnologie di trasmissione AC, che hanno offerto le migliori prospettive di sviluppo:
generazione di campi magnetici rotanti nei motori elettrici, uso di trasformatori per aumentare i livelli di tensione per la trasmissione ad alta potenza, facile realizzazione di interruttori AC rispetto a quelli DC grazie al naturale passaggio per lo zero della corrente (due volte per ciclo). Tutti questi vantaggi hanno portato allo sviluppo del vettore elettrico trifase AC e monofase AC.
L’evoluzione dei convertitori statici, con lo sviluppo dei primi tiristori al silicio, ha portato alla nascita dei primi sistemi di trasmissione HVDC (il primo sistema HVDC-CSC di 100 kV venne installato in Svezia tra l’isola Gotland e la terraferma svedese nel 1954).
È possibile confrontare le soluzioni HVDC e HVAC sotto molteplici aspetti:
- a parità di potenza di transito, la soluzione HVDC offre costi superiori rispetto al caso HVAC, a causa dei costi delle stazioni di conversione e dei vari dispositivi su entrambi i lati del circuito (es. filtri);
- I costi dei collegamenti di trasmissione (in cavo e aerea) e i costi di manutenzione sono inferiori nel caso DC;
Figura 1: Confronto tra i costi di investimento di una linea aerea AC ed una HVDC
In figura 1 è possibile individuare una lunghezza in cui la tecnologia HVDC offre meno costi della tecnologia HVAC. Tale distanza è detta “Distanza di break-even” e dipende fortemente dal tipo di analisi effettuata (ad esempio per un collegamento sottomarino la Distanza di break-even è di circa 50 km).
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1.2 Caratteristiche delle tecnologie HVDC
Precedentemente è stata fatta una breve analisi tecnico-economica tra HVDC e HVAC nel caso in cui fosse possibile, dal punto di vista tecnico, realizzare entrambi. In molte soluzioni, invece, la scelta è vincolata alla soluzione HVDC in quanto o è l’unica tecnologia fattibile, oppure ci sono alcune condizioni che permettono di sfruttare le caratteristiche di tali sistemi al fine di migliorare la rete.
Alcune di queste caratteristiche per i sistemi HVDC sono le seguenti:
- Possibilità di trasmissione su lunghe distanze, in quanto queste tecnologie non presentano i problemi di stabilità delle linee aeree AC ;
- Capacità di interconnessione di sistemi elettrici asincroni, in questo caso è l’unica soluzione possibile (di solito si realizzano collegamenti point-to-point);
- Fattibilità dei collegamenti dei cavi a lunga distanza, perché con i cavi AC è necessario, anche per lunghezze di 50 km, realizzare compensazioni delle perdite di reattivo. Ad esempio è l’unica soluzione per i cavi sottomarini, o in alcuni casi terrestri a causa di vincoli ambientali; - Miglioramento della stabilità del sistema elettrico, i sistemi HVDC-VSC permettono di
gestire i flussi di potenza attiva e reattiva l’uno indipendentemente dall’altro (caratteristica legata alla possibilità di ottenere lato AC una tensione controllabile in modulo e fase legati rispettivamente, nel caso di sistemi HVAC, ai flussi di reattivo e attivo), oltre ad offrire vantaggi per la stabilità del sistema (ad esempio con i sistemi HVDC-VSC è possibile smorzare le
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1.3 Configurazioni operative HVDC
1.3.1 Trasmissione punto a punto monopolareLa maggior parte dei sistemi di trasmissione HVDC, monopolari o bipolari, sono trasmissioni punto a punto che utilizzano linee aeree o cavi sottomarini o una combinazione delle due. Diverse delle trasmissioni via cavo sono monopolari (fig.2) con un solo conduttore tra le stazioni di conversione e l’utilizzo del mare come percorso di ritorno della corrente come mostrato in figura 2. I vantaggi risiedono in costi e perdite ridotte al minimo dovute al singolo conduttore, lo svantaggio è una limitata ridondanza.
Figura 2: Trasmissione punto-punto monopolare
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1.3.2 Trasmissione punto a punto bipolare
La maggior parte dei collegamenti punto a punto realizzati oggi sono però bipolari (fig.4) vale a dire che usano due conduttori di polarità opposta (uno positivo e uno negativo). Una trasmissione bipolare è di fatto un doppio circuito di trasmissione, dal momento che un polo può continuare a trasmettere energia anche quando l'altro polo è fuori servizio (es. collegamento SAPEI Italia-Sardegna).
Figura 4: Trasmissione punto-punto bipolare
11 1.3.3 Collegamento back-to-back
Il collegamento back-to-back è normalmente usato per creare un’interconnessione asincrona tra due reti AC (fig.6). Negli impianti back-to-back sia il raddrizzatore che l'inverter si trovano nella stessa stazione di conversione e sono normalmente utilizzati in modo da creare una
interconnessione asincrona tra due reti AC, che potrebbero avere anche diverse frequenze. Una stazione back-to-back è normalmente più semplice di una stazione di conversione per un progetto di trasmissione. Quindi il livello di tensione continua delle linee aeree o dei cavi normalmente è inferiore a 150 kV.
Figura 6: Collegamento back-to-back 1.3.4 Configurazione multiterminale
Un sistema multiterminale è un tipo di collegamento con più di due stazioni di conversione e per questo più complesso rispetto ad un normale sistema di trasmissione punto a punto, sia come controllo che come esigenze di comunicazione tra le stazioni come mostrato nella figura 7. Di questi sistemi al giorno d’oggi ne esistono pochi in giro per il mondo (es. collegamento SACOI Italia-Sardegna) per il problema rappresentato dalle protezioni della rete multiterminale, ma rappresenta una sfida futura per poter interconnettere i vari collegamenti punto-punto già esistenti e creare così una grande rete in continua con notevoli vantaggi per l’intero sistema elettrico.
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1.4 Gli interruttori dei sistemi VSC-HVDC
Il problema dell’interruzione dei circuiti nel caso di sistemi in corrente continua è sicuramente il più gravoso. Visto il crescente utilizzo di sistemi HVDC soprattutto per le interconnessioni, quindi con alti valori di tensione e corrente, molte aziende hanno sviluppato sistemi adatti a controllare archi inestinguibili per il naturale passaggio di corrente. Per quanto riguarda i sistemi VSC-HVDC se da un lato risultano particolarmente vantaggiosi perchè sono gli unici adatti a creare reti multiterminale, dall’altro lato risultano essere particolarmente complessi da controllare e difendere nel caso di interruzioni del circuito, in quanto le situazioni di corto circuito sono molto più difficili da estinguere rispetto non solo ai normali sistemi AC, nei quali viene sfruttato il naturale passaggio per lo zero, ma anche rispetto ai più comuni HVDC a corrente impressa. Nei sistemi VSC, infatti, il diodo antiparallelo integrato nel modulo IGBT agisce come un raddrizzatore non controllato anche se l’IGBT è spento (raddrizzatore rovesciato), pertanto la difesa dal corto circuito è rappresentata solo dall’interruttore lato AC. In aggiunta a ciò va segnalato come il basso valore dell’induttanza dal lato DC del sistema VSC crei valori di corrente considerevolmente alti. Ad ogni modo i produttori stanno sperimentando con successo alcuni tipi di interruttori che rispecchiano le seguenti caratteristiche:
- Creare un attraversamento per lo zero della corrente di guasto; - Tempi di intervento rapidissimi;
- Minime perdite per conduzione;
- Prevenzione di eccessive sovratensioni;
- Durate minime dell’arco DC dopo la separazione dei contatti; - Bassa manutenzione;
Ad oggi gli interruttori per HVDC si riducono a due tipologie: - Oscillatori
- A sorgente di tensione
Nel primo caso la corrente da interrompere viene fatta scorrere in un circuito LC parallelo unito ad un normale interruttore AC, che fa oscillare in maniera graduale il valore della corrente e si sfrutta il passaggio per lo zero per estinguere l’arco. Una volta che i contatti aprono, la resistenza negativa caratteristica dell’arco (inversamente proporzionale alla corrente), crea un’oscillazione che cresce fino a diventare maggiore della corrente DC e si estingue. Il metodo a sorgente di tensione, invece, consiste nell’inserire in serie alla corrente di guasto un generatore di tensione e ha tipicamente tempi di intervento più rapidi. Se la sorgente di tensione è maggiore, in ampiezza, rispetto alla tensione di alimentazione e collegata con polarità opposta, la corrente sarà forzata a raggiungere lo zero ed interrotta. Quest’ultimo metodo lavora bene con tensioni relativamente basse e in particolare veniva e viene tutt’ora usato per le tensioni di 3kV DC della trazione ferroviaria.
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Tuttavia entrambi i metodi risultano impraticabili per tensioni dell’ordine delle centinaia di kV principalmente per le forti perdite a cui vanno incontro. L’azienda Alstom è venuta incontro a queste problematiche con la realizzazione dell’interruttore DC denominato Grid Hybrid DC circuit breaker, sviluppato nel centro di ricerca dell’azienda a Villeurbanne in Francia nell’ambito di un progetto Europeo (figura 8).
Figura 8: Schematizzazione dell'interruttore Almost Grid Hybrid DC circuit e confronto tra i sistemi di interruzione AC e DC Le caratteristiche dell’interruttore sono:
- 120 kV di tensione nominale - 1500 A di corrente nominale
- Sovraccarico di corrente ad interruttore chiuso > 3 kA per 1 minuto - Corrente di corto-circuito di 7500 A
- Tolleranza del dielettrico a circuito aperto > 650 kV
In condizioni di lavoro nominali la corrente fluisce attraverso un’impedenza minore, che consiste in uno switch di scollegamento meccanico ultra veloce. I pochi IGBT in serie nel ramo in questione rendono le perdite estremamente contenute. Quando si richiede di interrompere una corrente, gli IGBT nel ramo a bassa impedenza si spengono, rendendo possibile la commutazione della corrente nel ramo ausiliario, anch’esso inizialmente a impedenza molto bassa. Questo ramo conduce la corrente di guasto per un periodo sufficiente ad azionare lo switch meccanico e ad aprirlo completamente e a questo punto l’impedenza aumenta nella connessione parallelo, forzando la corrente a 0. Nel sistema Alstom i rami ausiliari consistono in due rami ”time-delaying” (per tenere l’impedenza effettivamente bassa) ed un ”extinguishing branch”(per portare la corrente a 0), in entrambi i casi una serie di tiristori e condensatori.
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2. Le due tecnologie disponibili: HVDC-CSC e HVDC-VSC
Lo sviluppo della tecnologia HVDC e la sua diffusione, ha avuto luogo esclusivamente grazie ai sistemi basati sui convertitori a tiristori a corrente impressa (CSC). Questi sistemi si sono evoluti grazie alla crescita delle prestazioni delle valvole a tiristori, che hanno permesso trasmissioni di potenza oltre i 1000 MW. Allo stesso tempo sono stati migliorati anche i sistemi di controllo e gestione degli impianti.
2.1 La tecnologia HVDC-CSC
La tecnologia CSC (o LCC) utilizza convertitori a tiristori a corrente impressa, che sono idealmente caratterizzati da una corrente costante lato DC, mentre sul lato AC da una corrente alternata opportunamente filtrata.
Un tiristore, al fine di condurre, deve essere polarizzato direttamente, inoltre deve essere comandato mediante un segnale ritardato a seconda delle richieste di controllo. Il tiristore viene spento durante la polarizzazione inversa o quando la corrente tende ad invertirsi. Durante la fase di spegnimento, la corrente che scorre nel tiristore non si annulla istantaneamente; tale corrente continua a scorrere per un certo lasso di tempo detto “tempo di recupero di commutazione del circuito”: quindi si stabilisce una tensione inversa che deve essere mantenuta durante tutta la fase di disinnesco. Trascorso questo periodo, il dispositivo è in grado di bloccare la tensione diretta e non entrare prematuramente in conduzione. Pertanto, il sistema di controllo degli impulsi di gate introduce un ritardo minimo di 5-7° in modo da garantire la completa deionizzazione delle valvole prima dell’impulso successivo.
I tiristori possono sopportare tensioni continue di entrambe le polarità, ma la corrente può fluire in un solo verso. Pertanto l’inversione della potenza attiva viene effettuata tramite l’inversione della tensione DC. Il convertitore CSC funziona con un fattore di potenza di ritardo, quindi assorbe potenza reattiva dalla rete AC indipendentemente dal verso di quella attiva. Tale flusso di reattivo può arrivare fino al 50% del flusso di attivo, entro i limiti del convertitore rappresentabili sul piano P-Q. In alcuni casi possono essere presenti sistemi di rifasamento lato AC per produrre in loco il reattivo necessario per la conversione, senza impegnare troppo la rete AC. Questi
componenti sono fondamentalmente filtri armonici e condensatori, con possibilità di accensione o spegnimento in base alle necessità di reattivo assorbito dal convertitore.
Vediamo ora alcune delle caratteristiche principali del sistema HVDC-CSC, con particolare attenzione al layout dei componenti. Inoltre andremo ad introdurre brevemente le strategie di controllo e le prestazioni offerte da tali sistemi.
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Figura 9: Layout sistema CSC con configurazione a 12 impulsi e trasformatori di interfaccia Y-Y e Y-Δ Il componente principale è sicuramente il convertitore CSC, realizzato solitamente nella
configurazione a 6 impulsi di gate per ognuno dei tiristori del ponte e trasformatore di interfaccia. Al fine di ridurre i termini armonici della corrente di linea è possibile sfruttare soluzioni con 12, 18 o 24 impulsi, ma con complicazioni di controllo. In figura 9 è rappresentata la configurazione più utilizzata a 12 impulsi con due trasformatori di interfaccia Y-Y e Y-Δ (entrambe le macchine hanno una vcc=10-12% per limitare le correnti di c.to c.to lato AC).
I 6 impulsi di ognuno dei due convertitori sono collegati in serie lato DC, e in parallelo lato AC dal momento che si sommano le correnti is1 e is2 lato AC, mentre sul lato DC si sommano le tensioni vd1 e vd2 di ogni ponte.
Poiché l’ampiezza delle armoniche della corrente lato AC diminuisce all’aumentare dell’ordine del convertitore, i convertitori a 12 impulsi presentano uno spettro di corrente con armoniche di grandezza inferiore, concentrate a frequenze maggiori e quindi molto più facili da filtrare rispetto al caso a 6 impulsi. L’ampiezza delle tensioni e delle armoniche di corrente cambia con “l’angolo operativo α”(vedi dopo), mentre il loro ordine armonico è sempre lo stesso.
I tiristori dei convertitori CSC possono raggiungere prestazioni di sopportazione della tensione di oltre 10 kV e possono essere attraversati da correnti oltre i 4 kA. Il progetto dei sistemi HVDC-CSC, che raggiunge potenze di centinaia di MW, si basa sulla realizzazione di una struttura modulare. Ciascun modulo ha molte valvole collegate in serie o in parallelo, in accordo con la tensione e la corrente a cui sar{ soggetto. L’elemento modulare, da un punto di vista macroscopico, è come un singolo tiristore ad alta potenza. Per conseguire tale situazione, deve essere garantita l’accensione simultanea di tutti i tiristori del modulo, per evitare distribuzioni irregolari di tensione tra le valvole.
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2.2 Il sistema di controllo HVDC-CSC
Precedentemente è stato introdotto il problema dell’assorbimento di reattivo del convertitore. Tale potenza reattiva è necessaria per il funzionamento del convertitore. Per convenzione il convertitore che opera con assorbimento di potenza attiva viene denominato raddrizzatore, viceversa invece inverter. Poiché il flusso di attivo può essere invertito, e quindi il comportamento su ogni lato, tale nomenclatura è puramente simbolica.
- Analizziamo in primis il caso di funzionamento da raddrizzatore (0≤α<π/2). La componente armonica fondamentale della corrente di linea “ias1”è ritardata rispetto alla tensione di fase “vas1” di un angolo “φ1” (angolo di sfasamento tra le componenti armoniche fondamentali vs1 e is1). Se indichiamo con α l’angolo di sfasamento effettivo tra i fasori della tensione vas e corrente ias, trascurando il contributo delle armoniche possiamo definire α=φ1. Inoltre, l’ampiezza di ias1 è legata alla corrente lato DC: Ias1=0.78Id. Quindi la potenza reattiva assorbita da ogni convertitore a 6 impulsi vale:
La potenza attiva che transita attraverso ogni convertitore a 6 impulsi è positiva quando scorre dal lato AC verso il lato DC:
Lo scopo del sistema è il trasferimento di potenza attiva. La potenza reattiva assorbita dal convertitore deve essere ridotta il più possibile, e lo stesso vale per Id, al fine di minimizzare le perdite sulla linea DC. Poiché la tensione di linea Vll è praticamente costante, dalle due equazioni precedenti, al fine di gestire i flussi di potenza del convertitore, l’unica variabile disponibile è “α” detto angolo operativo o di ritardo di innesco dei tiristori. Questo angolo, che minimizza Q e Id, deve essere molto piccolo (i requisiti pratici impongono α=10-20°) e viene impostato secondo un trade-off tra minimizzazione delle variabili suddette e garantire la corretta deionizzazone delle valvole tra un impulso di innesco di un tiristore e il successivo. Tale angolo viene detto “αmin”. - Nel caso di funzionamento da inverter (π/2≤α<π), si introduce “γ” detto angolo di
spegnimento dei tiristori:
Dove “u” è l’angolo di commutazione (angolo necessario per garantire la corretta deionizzazione delle valvole). Dopo “u” la corrente nei tiristori risulta essere sicuramente azzerata. Anche in questo caso, la corrente di fase risulta essere ritardata rispetto alla tensione di fase, quindi anche in modalità inverter la potenza reattiva viene assorbita dalla rete AC, ed è:
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Con una certa potenza reattiva in transito, l’angolo γ deve essere il più piccolo possibile per minimizzare Q e Id del convertitore.
I tiristori sono caratterizzati da un angolo minimo di spegnimento “γmin” che deve essere
garantito al fine di evitare un assorbimento di reattivo eccessivo ed una scorretta deionazzazione delle valvole.
Figura 10: Caratteristiche esterne del convertitore a commutazione naturale sul piano Vd-Id nel caso di funzionamento da
raddrizzatore e inverter
In figura 10 e 11 sono riportate sul piano Vd-Id le caratteristiche esterne del convertitore nel caso di funzionamento da raddrizzatore e inverter. Il sistema di controllo HVDC-CSC opera per
mantenere costante la corrente e la tensione sul lato DC. Tale sistema di controllo imposta le caratteristiche sul piano Vd-Id (fig.11):
Figura 11: Caratteristiche statiche del sistema di controllo convertitore CSC. CFA=αmin, CEA=γmin, CC=corrente costante,
CV=tensione costante
NB: le linee continue e tratteggiate rappresentano le due caratteristiche dei convertitori nelle due situazioni ribaltate raddrizzatore-inverter e inverter-raddrizzatore.
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Il controllo dell’angolo di spegnimento γ è necessario al fine di evitare errori di commutazione sul funzionamento da inverter e quindi porta a definire il valore minimo suddetto: tale funzionamento consiste appunto nel variare α tra [π/2,π] in modo da mantenere γ=γmin al variare di Id (es. se Id aumenta, aumenta , quindi per mantenere γ costante si riduce α, e viceversa).
Al fine di garantire un adeguato margine di stabilit{ (ΔI) del sistema di controllo, la corrente (nel funzionamento CC) dell’inverter è minore di quella del raddrizzatore. Il punto A (fig.11)
rappresenta il punto di lavoro a regime del sistema: solitamente il raddrizzatore lavora con regolazione della corrente DC (CC), mentre l’inverter lavora per mantenere costante la tensione lato DC (CV) o con controllo di γ (CEA) impostato su γmin (per ottenere Qmin). Il controllo della corrente richiesto deve avere una risposta veloce rispetto al controllo di tensione (più lento), per evitare l’interazione dei due controllori (mettendo in pericolo la stabilit{). L’operatore può impostare la potenza attiva in transito nel collegamento ad uno solo dei due terminali (sul convertitore che opera da raddrizzatore) ponendolo in modalità di controllo a corrente costante (CC). L’inversione di potenza attiva viene eseguita attraverso l’inversione della tensione lato DC: ciò si traduce in un ribaltamento delle caratteristiche secondo le linee tratteggiate, dove il nuovo punto di lavoro è B (scambio ruolo convertitori). La direzione della corrente prima e dopo l’inversione non è cambiata.
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2.3 La tecnologia HVDC-VSC
La tecnologia VSC utilizza convertitori a tensione impressa, che hanno iniziato a diffondersi precedentemente nel campo degli azionamenti delle macchine a induzione. Questi convertitori utilizzano dispositivi statici, che possono essere controllati sia in apertura che in chiusura come i GTO. Queste valvole hanno molti problemi di gestione dei circuiti ausiliari di snubber (sistemi di controllo e protezione GTO). L’evoluzione dei dispositivi statici ha portato alla realizzazione delle valvole IGBT. Queste valvole possono essere utilizzate in soluzioni ad alta potenza grazie alle loro caratteristiche, senza incorrere nei problemi di comando dei GTO. Lo stato attuale dell’arte offre dispositivi IGBT con tensioni di 1.7 kV e corrente 2400 A, oppure con tensioni di 6 kV e corrente di 750 A. i dispositivi IGBT sono caratterizzati da 3 terminali: collettore, base e gate.
La valvola IGBT conduce attraverso l’applicazione al suo gate di un segnale di bassa energia, ed è in grado di passare allo stato di interdizione in un qualsiasi momento , attraverso l’applicazione di un ulteriore segnale al suo gate. Tuttavia questi dispositivi possono sopportare ai loro terminali solo tensioni in un verso, quindi l’IGBT necessita di un diodo antiparallelo, per evitare l’inversione di tensione. Il diodo offre un percorso di richiusura per le correnti quando l’IGBT è in stato di interdizione. L’IGBT e diodo antiparallelo compongono la cella di commutazione elementare, che caratterizza il convertitore VSC. Tale convertitore è quindi in grado di operare su tutti e 4 i quadranti del piano P-Q. ai morsetti AC del convertitore è possibile controllare sia potenza attiva che reattiva indipendentemente l’una dall’altra (grazie alla tensione AC controllabile in modulo e fase). Pertanto il VSC è in grado di assorbire/erogare potenza reattiva (attraverso il modulo della tensione AC) e permette il transito di potenza attiva su entrambe le direzioni (attraverso la fase della tensione AC), ovviamente entro la sua capability.
Il componente principale del sistema HVDC-VSC è il convertitore, realizzato con la configurazione a tensione impressa VSC. Tale convertitore può presentare diverse layout. La disposizione più semplice è con 2 livelli di tensione e quindi 6 celle di commutazione (ognuna realizzata con IGBT e diodo antiparallelo per consentire l’inversione della corrente anche quando l’IGBT è interdetto fig.12).
Figura 12: Layout sistema VSC con modulazione PWM
Questa soluzione è adatta quando le richieste di potenza sono limitate, perché ogni cella di
commutazione viene sottoposta a met{ della tensione DC. Allo stato attuale dell’arte, la tecnologia degli IGBT fornisce dispositivi con tensioni fino a 6 kV. Se la tensione DC sale, bisogna aumentare il numero di celle di commutazione in serie.
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Il sistema di gestione del modulo diventa complicato, in quanto bisogna assicurare la simultanea commutazione di tutte le celle che la compongono con una frequenza di commutazione dell’ordine delle decine di kHz. La figura sottostante mostra la tensione Vac lato AC generata con modulazione PWM: essa varia a gradino tra Vd e –Vd ed è troppo lontana dalla forma d’onda sinusoidale, quindi devono essere installati dispositivi filtranti. Per evitare gli inconvenienti delle strutture a 2 livelli, si realizzano i convertitori multilivello: le strutture multilivello (a N livelli) presentano 2N
condensatori lato DC, al fine di rendere disponibili 2N+1 livelli (incluso lo zero) e quindi ogni singola cella di commutazione viene sottoposta ad una tensione 2N+1 volte inferiore alla tensione totale DC del modulo complessivo. Anche la tensione di uscita lato AC avrà 2N+1 livelli, quindi la forma d’onda migliora. Allo stesso tempo migliora anche il sistema di filtraggio che sar{ realizzato con dispositivi più piccoli, sintonizzati sulle armoniche con frequenze superiori dell’ordine N del convertitore.
Figura 13: confronto fra le forme d’onda delle tensioni di linea AC di diverse tipologie di convertitori VSC con un numero di livelli
pari a 2, 3 e N generico
In figura 13 è riportato un confronto fra le forme d’onda delle tensioni di linea AC di diverse topologie di convertitori VSC con un numero di livelli pari a 2, 3 e N generico. Avendo a che fare con convertitori di grossa potenza, si minimizzano le perdite di commutazione sfruttando la tipologia costruttiva multilivello nella quale si realizza la commutazione in sequenza delle singole N celle di commutazione connesse in serie, che compongono il modulo, con una frequenza di commutazione molto bassa (intorno ai 50 Hz) rispetto a quella del PWM dell’ordine dei kHz. Il risultato della strategia di controllo multilivello consiste nella commutazione in sequenza delle celle in serie, rendendo il profilo delle tensioni a gradino come quello in figura 13-c: ogni volta che una singola cella della serie si attiva la tensione Vac passa al gradino successivo degli N disponibili.
21
2.4 Il sistema di controllo HVDC-VSC
Il sistema HVDC-VSC può produrre ai suoi terminali una tensione alternata controllata in
ampiezza, fase e frequenza, definendo così un dispositivo in grado di operare sui 4 quadranti del piano P-Q, entro i suoi limiti fisici.
Tale sistema può essere paragonato ad una macchina sincrona priva di inerzia o ad un sistema in cui è possibile gestire la tensione di rete e la potenza attiva con dinamiche istantanee. La differenza principale tra una macchina sincrona e il sistema HVDC è l’assenza di parti rotanti all’interno dell’HVDC.
La potenza attiva e reattiva scambiate possono essere studiate con il modello semplificato in fig.14, dove per semplicità la resistenza del reattore di fase è nulla (Rc=0) ed il sistema di filtraggio armonico a f=50 Hz ha effetti puramente capacitivi.
Figura 14: modello semplificato stazione di conversione VSC Dove:
̅ =fasore della prima armonica della tensione ai terminali AC del convertitore ̅ =fasore della tensione di rete valutata ai capi del filtro
̅ =fasore della prima armonica della corrente erogata dal convertitore La caduta di tensione sul reattore vale:
La corrente che scorre nel reattore vale:
22 Sostituendo le equazioni precedenti :
Sostituisco i fasori nella notazione esponenziale
Separando parte reale e immaginaria, ottengo le relazioni di scambio di potenza P e Q:
Entrambe le potenze hanno i versi positivi quando vanno dal convertitore verso la rete AC. I rapporti precedenti hanno ̅ come riferimento per il calcolo degli angoli. L’angolo δ è la differenza angolare tra le fasi di ̅ e ̅ .
Figura 15: rappresentazione fasoriale del controllo P-Q nei sistemi HVDC-VSC
Quando δ assume un valore positivo, o ̅ è in anticipo su ̅ . La potenza attiva è positiva, viceversa se ̅ anticipa ̅ (δ negativo). Il controllo di Q viene eseguito con la modifica
23
dell’ampiezza di ̅ . Se | ̅ | | ̅ | si assorbe Q dalla rete AC, viceversa se | ̅ | | ̅ |. Queste considerazioni su Q sono state fatte per piccoli valori di δ =±10° (figura 15).
Le conclusioni precedenti hanno alcune semplificazioni, che hanno portato a prendere in
considerazione il controllo disaccoppiato di potenze, ma come mostrato prima la P dipende anche dalle tensioni, come anche la Q dipende da δ, quindi le due grandezze sono collegate l’una con l’altra. Sia P che Q dipendono da δ, , e X, per cui se la reattanza del reattore di fase è costante e la tensione | ̅ | (di rete), allora è possibile valutare le variazioni di P e Q in funzione di δ e :
Tali termini vanno valutati in condizione di equilibrio. Solo per valori piccoli di δ (=±10°) è possibile
trascurare i termini non diagonali della matrice Jacobiana rispetto a quelli diagonali (es. per δ=45° essi sono tutti e 4 uguali).
In figura 16 è rappresentato il sistema di controllo HVDC-VSC sul piano P-Q, e per ogni quadrante sono indicati i segni di P e Q. Le due potenze sono positive quando sono fornite dal sistema HVDC alla rete AC.
Figura 16: sistema di controllo
HVDC-VSC sul piano P-Q con indicazione dei segni di P e Q su
ogni quadrante
Il sistema HVDC-VSC è in grado di fornire potenza reattiva ai propri
terminali
indipendentemente dal valore di P. il flusso di P sulla linea di trasmissione DC non può essere
impostato
contemporaneamente su entrambi i terminali di sistema, perché dentro il collegamento i flussi di potenza devono essere equilibrati; questo equilibrio coinvolge anche le perdite di potenza.
24
2.5 Analisi della capability dei sistemi HVDC-VSC
La capability dei sistemi HVDC-VSC è limitata da 3 fattori, che causano le riduzioni della zona operativa del sistema nel piano P-Q.
Il primo limite rappresenta la massima corrente che può scorrere all’interno di ogni modulo di commutazione (ogni modulo è fatto da più celle connesse in serie o in parallelo). Sul piano P-Q, se la tensione di rete Uf è costante, è possibile rappresentare tale restrizione con un cerchio, con centro nell’origine e raggio pari alla potenza apparente massima:
Il secondo limite è imposto dal limitatore della tensione Uc del convertitore. La tensione Uc dipende dalla tensione DC, dalla tipologia del convertitore e dal tipo di controllo. Dalla semplice equazione trigonometrica:
Sul piano P-Q tale equazione rappresenta un cerchio di centro C=[0, ] e raggio
Con Uc=Ucmax o Ucmin.
Su tale curva possono essere localizzate alcune correlazioni con la curva di capability delle macchine sincrone. Le affinità teoriche con la macchina sincrona sono:
- La tensione DC massima con la corrente massima di eccitazione del rotore; - La corrente massima dell’IGBT con la massima corrente di statore;
- La massima corrente continua sulla linea DC (quindi la potenza se la tensione DC è costante) con la massima potenza fornita dal motore primo connesso al generatore sincrono.
Un aspetto che non cambia la il grafico di capability, ma comunque rappresenta una caratteristica chiave per la quale differiscono le due soluzioni, è la minore inerzia termica dei dispositivi statici del convertitore rispetto agli avvolgimenti statorici; pertanto le sovracorrenti devono essere limitate il prima possibile.
25
Il terzo limite è la massima corrente DC, che definisce il valore massimo di potenza attiva che può transitare sulla linea di trasmissione DC.
L’intersezione dei tre vincoli sul piano P-Q definisce la curva di capability del sistema HVDC-VSC come mostrato in figura 17.
26
2.6 Stato dell’arte sistemi HVDC in Italia
2.6.1 Impianto SA.PE.I.Tale progetto riguarda l’elettrodotto ad alta tensione in corrente continua (HVDC) che collega il sistema elettrico della Sardegna (Fiume Santo) con la penisola italiana (Latina). Un sistema caratterizzato da: 1000 MW di potenza nominale, l’equivalente di quanto utilizzato da una città di due milioni di abitanti, 500 kV di tensione nominale (bipolare), la più alta mai raggiunta nei sistemi di trasmissione in esercizio in Italia. L’opera rappresenta un importante passo avanti verso la “magliatura” delle reti, in una prospettiva internazionale. Proprio per la sua posizione, l’Italia si presta infatti ottimamente per diventare il centro di una rete estesa che spazia dall’Africa settentrionale ai Balcani e al centro Europa.
Le due stazioni di conversione sono composte principalmente dai convertitori, i relativi trasformatori di conversione, gli apparati a 500 kV in corrente continua, i componenti per il filtraggio delle armoniche a 380 kV in corrente alternata, le apparecchiature in corrente alternata per la connessione alla rete nazionale e i vari impianti ausiliari. I dispositivi elettromeccanici ed elettronici installati, di fondamentale importanza per l’operativit{ dell’impianto sono: interruttori, trasformatori di misura, batterie di condensatori, scaricatori di sovratensione, isolatori passanti e, soprattutto, trasformatori di conversione e valvole a tiristori a reazione dodecafase (12 impulsi). Il SAPEI impiega una tecnologia HVDC-CSC. La tecnologia HVDC è utilizzata per la trasmissione di energia elettrica su lunghe distanze, oltre che per l’interconnessione di reti elettriche appartenenti a Paesi diversi. Il collegamento SAPEI è in ordine di tempo il terzo sistema di interconnessione che permette alla rete peninsulare italiana l’interscambio di energia elettrica con altre reti – nazionali e internazionali - tramite tecnologia HVDC. L’hanno preceduto, in Italia, il SACOI - in esercizio dal 1966 - e la connessione Italia-Grecia, sistema HVDC con convertitori a tiristori in funzione dal 2002. Grazie ai convertitori bidirezionali, il flusso di potenza viene totalmente controllato in termini sia di verso, sia di ampiezza. Le tecnologie di protezione e controllo elettronico permettono una regolazione accurata di tutti i parametri elettrici. A fronte di una qualsiasi anomalia sul sistema elettrico dell’isola o del continente, è possibile interrompere la normale attività di import-export e contribuire al soccorso della porzione di rete coinvolta. La Sardegna può attivamente partecipare alla regolazione dei flussi di potenza su scala nazionale.
27
2.6.2 Impianto SACOI
A dicembre del 1966 venne attivata per la prima volta la linea elettrica che collega la Sardegna alla Toscana passando attraverso la Corsica. La linea, che entrò in servizio commerciale l’anno
seguente, era lunga 413 km (121 in cavo sottomarino e 292 km in linea aerea), e da 50 anni ancora oggi rappresenta un ponte elettrico dall’isola al continente. La necessit{ di costruire una linea così imponente negli anni 60 era per esportare dalla Sardegna all’Italia la produzione di energia idro-termoelettrica, in eccesso per i fabbisogni dell’isola. Il progetto prevedeva la costruzione di una stazione di conversione in corrente alternata/corrente continua a Codrongianos collegata
attraverso linee aeree e in cavo marino con la stazione di conversione gemella in Toscana, presso il sito di San Dalmazio (PI). Per la costruzione delle stazioni vennero utilizzate delle valvole a vapori di mercurio, considerate la tecnologia d’eccellenza del momento. Il collegamento SACOI per l’epoca della sua entrata in servizio risultò essere il più lungo al mondo per i cavi di potenza.
Figura 19: collegamento SACOI biterminale prima del 1987
Fino al 1987 il SACOI era biterminale, ovvero era utilizzato esclusivamente per trasmettere energia dalla Sardegna alla Toscana, utilizzando la Corsica come ponte fisico per questo trasporto. In seguito, venne realizzato un terminale di conversione a Lucciana presso Bastia, che permetteva alla Corsica di usufruire di parte dell'energia transitante sul collegamento. Il SACOI diventò così il primo collegamento ad alta tensione in corrente continua triterminale al mondo, assumendo la denominazione di SACOI1.
28
Dopo si decise di procedere al rifacimento delle stazioni di conversione nate negli anni 60. L’esigenza di trasferirsi sulla rete a 400 kV, permise il “pensionamento” dei primi terminali e la realizzazioni di due nuove stazioni, una sempre a Codrongianos e l’altra spostata a Suvereto in provincia di Livorno. Il nuovo collegamento (SACOI 2) entrato in servizio nel 1992 e ad oggi funzionante, utilizza gli stessi collegamenti (linee aeree e cavi) dal 1966. Il SACOI 2 continua a garantire la gestione in sicurezza delle reti sarda e corsa contribuendo in particolare alla
regolazione di frequenza delle reti delle due isole. Per la Sardegna, in particolare, contribuisce in unione con l’altro collegamento SAPEI (che da Fiume Santo arriva a Latina) a garantire la
riaccensione della rete in caso di blackout e alla gestione economicamente più vantaggiosa degli scambi energetici con il continente.
È in programma la sostituzione del vecchio sistema SACOI con introduzione della tecnologia HVDC-VSC per i tre terminali di Codro, Lucciana e Suvereto.
29
3. Specifiche e descrizione della rete
I possibili vantaggi dell’applicazione di reti HVDC a tensione impressa (VSC), all’interno di reti AC esistenti, sono molteplici: migliore gestione dei flussi di potenza nella rete, migliore qualità del vettore tensione e effetti positivi in termini economici sulla rete. Nel seguente elaborato si darà particolare attenzione ad alcune tecniche adatte a raggiungere una migliore condizione di
equilibrio e sicurezza statica. Si confronterà pertanto la rete elettrica AC con e senza l’inserimento di nuovi sistemi HVDC-VSC, focalizzando l’analisi sugli eventuali vantaggi in termini di :
- Tensione ai nodi della rete: entro i range previsti dal gestore di rete (0,9-1,1 p.u.); - Potenza transitante nelle linee della rete;
- Risposta della rete a situazioni di sovraccarico per effetto della presenza/assenza di generazione da fonti rinnovabili;
Nelle simulazioni si confronteranno i risultati sia in scenari standard e sia in situazioni di
variazione delle condizioni di esercizio. Per effettuare tali valutazioni saranno proposti e descritti opportuni modelli ed un criterio per la gestione del sistema per far fronte ai vari scenari critici volutamente forzati.
In particolare lo studio si concentrerà sul confronto tra i due sistemi SACOI HVDC-CSC con il sistema HVDC-VSC, in sostituzione al precedente, a parità di potenza dei due sistemi. Verrà verificata l’effettiva convenienza di sostituzione in termini di rinforzo di rete: miglioramento del profilo delle tensioni e migliore gestione dei flussi di potenza. Si ipotizzeranno scenari forzati rispetto alle condizioni di partenza riguardo: situazioni di alto e basso carico con lo scopo di sovraccaricare la rete, riduzione/aumento di produzione da fonti rinnovabili non programmabili, che comportano una inversione dei flussi di potenza sulla rete sarda, con conseguente variazione di import/export sui sistemi di trasmissione HVDC.
Si valuterà inoltre la possibilità di sfruttare i sistemi VSC di interfacciamento alla rete degli impianti di generazione eolica e fotovoltaica attualmente installati, dove le norme lo consentono, ovvero il loro contributo in termini di supporto delle tensioni sui nodi più critici della rete.
3.1 Descrizione della rete
In questa sezione verrà fatta una breve descrizione del sistema in studio indicandone le problematiche che possono essere risolte con i sistemi HVDC in coordinamento con altre tecnologie già installate e le logiche di gestione di tali dispositivi. La rete presa sotto esame in questo elaborato consiste nel sistema elettrico italiano a 400 kV lato continente e il sistema elettrico completo a 400-230-150 kV lato Sardegna.
30
3.1.1 Rete elettrica italiana lato continente
Gli elementi presi in considerazione lato continente riguardano le stazioni AAT 400 kV di centrale, smistamento e sezionamento della rete elettrica italiana con tutte le linee a 400 kV attualmente installate, comprese le linee di interconnessione con Francia, Svizzera e Slovenia e i collegamenti HVDC Italia-Sardegna (figura 21). Il parco di generazione idro-termoelettrico italiano inserito nella rete riguarda tutte le centrali che si interfacciano direttamente al sistema 400 kV attraverso un trasformatore elevatore; il resto dei gruppi non viene considerato per motivi di semplicità di calcolo e viene visto come saldo in termini di P e Q degli ATR che interconnettono il sistema a livelli di tensione più bassi come il 230 e 132 kV. In sintesi la rete implementata lato continente consiste nel solo sistema a 400 kV italiano senza l’inserimento di autotrasformatori di
interconnessione ai nodi del sistema con livelli di tensione più bassa, considerando solo i flussi di potenza transitanti attraverso gli ATR come aggregati di carico visti lato 400kV.
Di seguito è riportata una tabella che riassume brevemente lo scenario di partenza lato continente considerato, ricostruito a partire da un load flow fornito dal gestore di rete:
Tabella 1
Nodi a 400 kV 160
Linee AC a 400 kV 231
Gruppi idroelettrici 8
Gruppi termoelettrici 97
Capacità totale di generazione gruppi idroelettrici in
giri 556,9 MVAr 912,5 MW
Capacità totale di generazione gruppi termoelettrici in
giri 26299 MVAr 24417,4 MW
Carico totale visto sui nodi lato 400 kV (compreso il
saldo import/export SACOI e SAPEI) 22120,8 MW 2271,9 MVAr Potenza totale iniettata dai gruppi idroelettrici in giri 573,3 MW
-0,7 MVAr Potenza totale iniettata dai gruppi termoelettrici in giri 18098,2 MW
-861,9 MVAr Potenza totale di import dall’estero 4150,8 MW
-306,3 MVAr
31
RETE ELETTRICA ITALIANA 400 kV
32
3.1.2 Rete elettrica italiana lato Sardegna
Gli elementi presi in considerazione lato Sardegna riguardano le stazioni a 400-230-150 kV di centrale, smistamento e sezionamento della rete elettrica sarda comprese tutte le linee a 400-230-150 kV attualmente installate, i collegamenti HVDC Italia-Sardegna e la linea di interconnessione a 150 kV con la Corsica . Il parco di generazione idro-termoelettrico sardo inserito nella rete
riguarda tutte le centrali che si interfacciano direttamente al sistema a 400-230-150 kV tramite un trasformatore elevatore, compresi compensatori sincroni e parchi di generazione eolica e
fotovoltaica che si interfacciano direttamente al sistema 230-150 kV (figura 22). In sintesi la rete implementata lato Sardegna consiste nel sistema completo 400-230-150 kV con l’inserimento degli autotrasformatori di interconnessione dei nodi 400/230, 400/150 e 230/150 kV, mentre per i trasformatori AT/MT verranno solo considerati i flussi di potenza transitanti attraverso tali elementi come aggregati di carico visti lato 400-230-150 kV.
Di seguito è riportata la tabella 2 che riassume brevemente lo scenario di partenza lato Sardegna considerato, ricostruito a partire da un load flow fornito dal gestore di rete:
Tabella 2
Nodi a 400 kV 7 Linee AC a 400 kV 8 Nodi a 230 kV 16 Linee AC a 230 kV 20 Nodi a 150 kV 128 Linee AC a 150 kV 146 ATR 400/230 kV 6 ATR 400/150 kV 9 ATR 230/150 kV 9 Gruppi idroelettrici 23 Gruppi termoelettrici 22 Compensatori sincroni 2Capacità totale di generazione gruppi idroelettrici in
giri 339,4 Mvar 572,9 MW
Capacità totale di generazione gruppi termoelettrici in
giri (compresi i compensatori sincroni) 2427,3 Mvar 2332,6 MW Carico totale visto sui nodi lato 400-230-150 kV
(compreso il saldo import/export SACOI e SAPEI) 373,7 Mvar 957,8 MW Potenza totale iniettata dai gruppi idroelettrici in giri -5,4 MW
-56 Mvar Potenza totale iniettata dai gruppi termoelettrici in giri 826,4 MW
10,4 Mvar Potenza totale iniettata dal parco di generazione
eolico sardo 21,7 Mvar 154 MW
Potenza totale iniettata dal parco di generazione
fotovoltaico sardo 26,8 MW 3,8 Mvar Potenza totale di export verso la Corsica 86,4 MW -5,4 Mvar
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RETE ELETTRICA SARDEGNA 400-230-150 kV
34
4. Introduzione analitica e strumento di calcolo utilizzato
In questa sezione verrà introdotto un ultimo modello steady-state multiterminale (MTDC) con convertitori a tensione a impressa (VSC) ad alta tensione.
L’approccio utilizzato dal modello è stato pensato in modo tale da includere più reti AC/DC con topologie arbitrarie. Le reti DC possono interconnettersi a più sistemi AC asincroni (es. impianti eolici connessi alla rete) a frequenze diverse. Le equazioni utilizzate per i convertitori sono
derivate nel formato più generale possibile. Si introdurrà un modello matematico che comprende i limiti dei convertitori e vedere come questi limiti cambiano le equazioni quando vengono omessi trasformatori o filtri.
4.1 Modellazione del sistema HVDC-VSC in MATACDC
Gli elementi di nostro interesse per la modellazione del sistema saranno i convertitori (lato AC e lato DC), l’eventuale presenza dei filtri e la modellazione delle perdite del sistema, oltre al load flow in DC.
4.1.1 Convertitori
La stazione di conversione può essere rappresentata schematicamente come in figura 23 vista dal lato AC.
Figura 23: Modello schematico ed equivalente del convertitore VSC connesso alla rete-lato AC Il lato AC del convertitore rappresentato dalla figura consiste in una sorgente di tensione controllabile in modulo e fase ̅ = Uc˾ δc ed una reattanza di fase rappresentata da una
impedenza complessa ̅ = Rc + jXc. Il filtro è rappresentato da una suscettanza capacitiva Bf ed infine il trasformatore è rappresentato anch’esso da una impedenza complessa ̅ = Rtf + jXtf.
35
Le equazioni di potenza attiva e reattiva per il convertitore lato rete sono:
Sapendo che la potenza reattiva erogata dal filtro è data dall’equazione
Le equazioni di potenza attiva e reattiva al nodo AC del convertitore diventano
Nella quale saranno specificati i valori di Rtf, Xtf, Bf, Rc e Xc.
4.1.2 Perdite nelle stazioni di conversione HVDC
Ai fini dei calcoli la linea HVDC sarà modellata da una rete resistiva. Le perdite del sistema di conversione saranno calcolate in forma generalizzata, dipendenti in maniera quadratica dalla corrente Ic che interessa ogni singolo convertitore
con a, b e c coefficienti di perdita. Il coefficiente a è espresso in Watt, il coefficiente b è espresso in volt e il coefficiente c è espresso in Ohm, sono dati forniti a seconda che il convertitore sia in configurazione di raddrizzatore o di inverter e sono usati nell’algoritmo del load flow. 4.1.3 Power flow DC
In condizioni di regime, la rete DC può essere rappresentata come una rete resistiva con iniezioni di corrente e tensioni nei vari nodi. La corrente iniettata nel nodo i-esimo può essere scritta in funzione delle correnti che fluiscono negli altri n-1 nodi della rete.
Figura 24: Esempio di modellazione di una rete DC
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Combinando tutte le correnti iniettate nella rete DC con n nodi risulta
con il vettore corrente Idc dato da
Dove i primi k elementi sono dovuti ai convertitori attivi, mentre gli elementi nulli n-k sono dovuti o a fuori servizi dei convertitori oppure ai nodi DC senza una connessione con il sistema AC. Il vettore delle tensioni DC è pari a
mentre Ydc è la matrice dei nodi DC.
In questo modo è possibile scrivere le equazioni del load flow DC come segue
con p=1 per sistema monopolare o p=2 per sistema bipolare
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4.2 Strategie di controllo convertitori lato AC e DC in MATACDC
Per i sistemi VSC-HVDC con due terminali, la regolazione viene solitamente effettuata tramite il cosiddetto “master-slave control”, ovvero un terminale viene impostato a potenza costante e l’altro a tensione costante. Un altro utilizzo per il controllo di reti più complesse , nello specifico per i sistemi VSC multiterminali, è il controllo voltage-droop applicato a tutte le stazioni di conversione. In questo modo due o più terminali DC possono partecipare al controllo di tensione ripartendosi le potenze di load flow per il bilanciamento della rete in DC. Essendo un sistema multiterminale si ipotizza di avere a disposizione due valori di potenza e corrente per ognuno dei terminali del sistema VSC-HVDC : uno dal lato AC e l’altro al lato DC. Il controllo dei VSC può avvenire in 3 modi, a P costante, VDC costante oppure P-U droop control. Il controllo sui piani P-V è mostrato in fig.25 a, b e c:
Figura 25: Caratteristiche a regime convertitori lato DC (a), (b), (c) e lato AC (d), (e)
In maniera speculare, anche la potenza reattiva del convertitore sarà regolata o a Q costante o a tensione AC costante (fig.25 d, e). Il droop control regola la potenza attiva Pdc iniettata nella rete DC che dipende dal valore della tensione nei bus dc. Il droop control utilizza dei set-point di potenza e tensione, Pdc,0 e Udc,0, per creare la caratteristica del convertitore. Viene inoltre definita la pendenza della retta kdc (statismo sul piano P-Ud) e può anche essere inclusa una banda morta ∆Udc,0 simmetrica rispetto a Udc,0.
Naturalmente, essendo in condizioni di rete DC multiterminale, ogni convertitore avrà la sua caratteristica P,U. Riferendoci quindi ad un controllo droop voltage costante, senza banda morta, siamo nella condizione della figura 25.1.
Figura 25. 1: Droop control nel caso di potenza misurata lato AC (a) e potenza misurata lato DC (b)
Si può definire il DC voltage droop come la variazione di tensione alla variazione del 100% di potenza, concetto molto simile allo statismo per la regolazione primaria della frequenza in AC. In reti DC con piccole resistenze di linea, la tensione continua ai nodi sarà praticamente quella nominale. In molti casi pratici, la rete DC consiste in linee DC di resistenza più o meno significativa e questo denoter{ differenze sulle tensioni ai nodi DC.
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Per eliminare la differenza a regime tra la tensione desiderata e quella reale, bisogna assumere come noti i valori delle tensioni di riferimento a regime, ovvero
Nel caso in cui si utilizzi un controllo Udc−Pdc droop la potenza iniettata nel nodo i-esimo può essere scritta come
Tale equazione rappresenta la caratteristica statica riportata in figura c.
4.3 Algoritmo sequenziale usato nel programma MATACDC
Per il calcolo dei flussi di potenza di sistemi ibridi AC/DC, si può utilizzare un algoritmo unificato o sequenziale. Il software MATACDC utilizza l’algoritmo sequenziale (figura 26) nel quale vengono risolti separatamente i load flow dei sistemi AC e DC. Vengono stimati i parametri in DC, risolvendo prima le equazioni del sistema AC e successivamente viene impiegata la soluzione della rete AC per modificare i parametri DC. Queste iterazioni continuano fino a quando non viene raggiunta la convergenza e ad ogni iterazione i parametri DC sono riadattati per trovare una soluzione completa AC/DC. Nella descrizione matematica, le potenze dei convertitori lato alternata, sono considerate positive quando iniettate nella rete AC. Per convenienza, le potenze DC sono
considerate essere positive quando iniettate nel sistema DC. Nei risultati di MATACDC la direzione positiva di tutte le potenze attive risulta essere quella dalla rete in DC verso il sistema AC.
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4.4 Limiti del convertitore
Per garantire un funzionamento sicuro della stazione di conversione, il punto di lavoro statico deve essere situato all’interno del grafico della capability del convertitore (implementato in base alla trattazione nel paragrafo 2.5) descritto in figura 27. Le linee continue includono l’effetto dei filtri, le linee tratteggiate trascurano l’effetto dei filtri. Il cerchio forma i limiti di corrente del
convertitore, mentre gli archi rappresentano i limiti di tensione superiori ed inferiori del convertitore.
Figura 27: grafico di capability PQ in p.u. con rappresentazione dei limiti di corrente e tensione del convertitore in presenza e
assenza dei filtri.
Quando il punto di lavoro è situato fuori dai limiti del convertitore, il software MATACDC dà la priorità alla potenza attiva sopra quella reattiva per rientrare nei limiti. Possono verificarsi i seguenti casi:
- Quando il convertitore che controlla la potenza attiva è settato su un valore che si trova al di fuori dalla capability PQ, la potenza attiva è ridotta per rispettare il limite più stringente. - Quando il controllo volatge-droop (di statismo) della tensione continua del convertitore
raggiunge il limite max o min, il convertitore viene impostato su un valore di potenza attiva uguale al suo limite massimo.
- Quando il convertitore che controlla la potenza reattiva (nodo AC di tipo PQ) è settato su un valore che si trova fuori dalla capability PQ, la potenza reattiva è ridotta in modo da rispettare i limiti a condizione che non vengano superati i limiti di potenza attiva che è prioritaria come importanza rispetto alla potenza reattiva.
- Quando il convertitore che controlla la tensione lato AC (nodo AC di tipo PV) intercetta i limiti di potenza reattiva, il convertitore viene impostato su un valore di reattivo costante.
Analogamente al caso precedente il controllo di potenza attiva è prioritario quando i limiti sono superati.
I convertitori con controllo della tensione continua Udc=costante (DC slack) sono esclusi
dall’analisi, ma sono verificati alla fine del calcolo del load flow. È compito dell’utente ridefinire poi i set-point di tale convertitore quando i limiti vengono superati.
40
5. Descrizione delle logiche di implementazione della rete
In questa sezione verrà effettuata una descrizione della rete implementata nel programma MATACDC. In particolare verranno specificate le logiche di implementazione dei nodi della rete, parco di generazione idro-termoelettrico lato continente e lato Sardegna, parco autotrasformatori lato Sardegna e parco linee.
Il valore di potenza base scelto per la simulazione del load flow della rete è pari a 1000 MVA e il valore base delle tensioni è stato scelto pari alla potenza nominale delle sbarre AC delle singole stazioni AAT 400-230 kV e AT 150 kV.
5.1 Nodi della rete
In fig.28 Tabella B-1 sono elencate le informazioni principali implementate sul programma di simulazione delle stazioni a 400 kV lato continente e 400-230-150 kV lato Sardegna:
Figura 28: caratteristiche nodi della rete in MATACDC
In particolare ogni nodo necessit{ dell’informazione riferita alla tipologia di nodo (bus_type), ovvero la distinzione tra nodi di carico (PQ), nodi di generazione (PV), nodi di Slack (ref) e nodi di rete (isolated).
Inoltre per ognuno di essi va specificato il carico totale ad esso connesso (Pd,Qd), eventuali elementi shunt (Gs,Bs), le condizioni iniziali riguardanti le tensioni (Vm) e angoli (Va), la tensione di base (basekV) e le tensioni massime e minime ammissibili (Vmax,Vmin).
41
5.2 Linee elettriche 400-230-150 kV della rete complessiva e Autotrasformatori
In questa sezione verranno presentate le logiche di implementazione, utilizzate ai fini dellesimulazioni, per il parco linee a 400 kV lato continente, 400-230-150 kV lato Sardegna e gli ATR lato Sardegna.
Tutte le linee di trasmissione e trasformatori sono modellati con un modello standard a π (fig.29), con Zs(impedenza in serie) = Rs + jXs e Bc suscettanza della capacità totale di linea, in serie con un trasformatore di sfasamento ideale. Il trasformatore, il cui rapporto di trasformazione ha valore τ e sfasamento angolare θshift, si trova sull'estremità sinistra del ramo, come mostrato nella fig.29. I parametri rs, xs, bc, τ e θshift sono specificati direttamente nelle colonne della matrice di ramo. Le correnti if e it alle due estremità sono positive se entranti nel bipolo e possono essere espresse in termini della matrice delle ammettenza di ramo Ybr 2 × 2 e le rispettive tensioni ai terminali vf e vt:
Con l'elemento serie indicato nel modello a π con ys = 1 / zs, la matrice di ammettenza ramo può essere scritta
Figura 29: modello standard a π per linee e trasformatori in MATACDC
I quattro elementi della matrice del generico ramo i-esimo vengono indicate come segue:
Ognuna delle singole matrici del ramo i-esimo costituisce una parte della matrice delle ammettenze di rete complessiva Ybr.
NB: dal modello generale di doppio bipolo sopra introdotto, l’elemento che contraddistingue le linee dai trasformatori è essenzialmente il parametro τ. Il programma contraddistingue i due elementi di rete ponendo semplicemente τ=0 per le linee e τ diverso da 0 per i trasformatori.
42
In figura 30 è illustrata la tabella B-3 con le principali caratteristiche dei vari rami della rete inserite nel programma di simulazione.
Figura 30: Principali caratteristiche dei rami delle rete in MATACDC
NB: per quanto riguarda i trasformatori se τ=1 vuol dire che le tensioni nominali primaria e secondaria del trasformatore o autotrasformatore coincidono con quelle nominali scelte come valore base delle due reti a monte e a valle. Se τ 1 vuol dire che le tensioni nominale primaria e secondaria del trasformatore o autotrasformatore non coincidono con quelle nominali scelte come valore base delle due reti a monte e a valle. Con tale parametro è possibile simulare anche la presenza di eventuali “tap changer” (variatori di rapporto spire sotto carico) dei trasformatori.
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5.3 Parco di generazione idro-termoelettrico
I generatore vengono modellato come un'iniezione di potenza complessa nel nodo specifico (fig.31). Per il generatore i-esimo l'iniezione è
Figura 31: modello standard generatore in MATACDC
5.3.1 Curva di Capability Generatori
La formulazione AC del load flow include anche i vincoli fisici di iniezioni di potenza attiva e reattiva di ogni generatore, specificati semplicemente come limite inferiore e limite superiore di P (Pmin e Pmax) e Q (Qmin e Qmax). D'altronde, le curve di capability P-Q reali dei generatori coinvolgono solitamente alcuni trade-off tra capacit{ di erogazione di potenza attiva e reattiva (limite superiore in sovra e sottoeccitazione). Per approssimare tali vincoli fisici, il programma include la possibilità di aggiungere un limite superiore con due parti inclinate come illustrato nella figura, dove la parte ombreggiata rappresenta l'area di funzionamento fattibile per l'unità simulata. Le due parti inclinate sono costruite dalle linee passanti per le due coppie di punti definite dai sei parametri p1, qmin1, qmax1, p2, qmin2 e qmax2. Se questi sei parametri vengono specificati per ogni generatore, il programma costruisce automaticamente i vincoli aggiuntivi su p e q per quell’unità.
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In figura 33 è illustrata la Tabella B-2 con le principali caratteristiche dei vari generatori della rete inserite nel programma di simulazione.
Figura 33: principali caratteristiche dei generatori in MATACDC
5.4 Carichi
I carichi a potenza costante sono modellati come una quantità di potenza attiva e potenza reattiva assorbita presso un nodo (fig.34). Per il nodo i-esimo il carico è
Figura 34: modello carico a potenza costante in MATACDC
I carichi di ogni singolo nodo vengono implementati nella matrice dei nodi di rete (vedi par 5.1), con valori di Pd e Qd positive se assorbite dal carico.
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5.5 Elementi Shunt
Un elemento shunt collegato ad un nodo come un condensatore o un induttore è modellato tramite un'impedenza connessa al nodo e terra (fig.35). L'input dell'elemento shunt del nodo i-esimo è dato come in fig.35:
Figura 35: modello elementi shunt o carichi a impedenza costante in MATACDC
I parametri gsh e bsh sono gli equivalenti MW (consumati) e Mvar (iniettati) con un valore di tensione al nodo pari a quello nominale di 1,0 p.u. e l'angolo pari a zero.
Attraverso gli elementi shunt è possibile modellare i carichi a impedenza costante tenendo conto della dipendenza dalla tensione del nodo i-esimo a cui si connettono.
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5.6 Collegamenti HVDC SAPEI e SACOI
In questa sezione verranno specificate le logiche di implementazione dei due sistemi HVDC secondo la linee guida illustrate nel paragrafo 3.
5.6.1 Collegamento e Stazioni di Conversione HVDC-CSC SACOI
La logica di implementazione sul programma di simulazione del sistema si riferisce ad un
collegamento monopolare triterminale con convertitori CSC. In MATACDC tale sistema viene realizzato a partire dall’architettura VSC presente di default nel programma imponendo un vincolo sulla potenza reattiva assorbita di entrambi i terminali (sia sul raddrizzatore che sull’inverter) in funzione della potenza attiva transitante e dei valori di α e γ dei due convertitori. In questo modo, ai fini della simulazione, si ricrea l’effettivo comportamento a regime dei sistemi CSC. La potenza nominale dei convertitori è Pn=500MW per i terminali di Codro e Suvereto e Pn=100 MW per Lucciana (fig.36).
Figura 36: modello collegamento triterminale monopolare e stazione di conversione SACOI HVDC-CSC in MATACDC NB: la potenze nominali ipotizzata per tale sistema è diversa rispetto a quella del sistema attualmente installato. Tale scelta è stata effettuata per confrontare le due tipologie VSC e CSC a parità di potenza nominale e condizioni di esercizio.
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5.6.2 Collegamento e Stazioni di Conversione HVDC-CSC SAPEI
In analogia a quanto scritto nel paragrafo 5.6.1 si realizza il sistema HVDC-CSC del SAPEI. L’unica differenza rispetto al sistema precedente è la struttura bipolare point-to-point con una Pn=1000 MW dei convertitori per i terminali a F.Santo e Latina (fig.37).
Figura 37: modello collegamento punto-punto bipolare e stazione di conversione SAPEI HVDC-CSC in MATACDC
5.6.3 Collegamento e Stazioni di Conversione HVDC-VSC SACOI
La tipologia del sistema HVDC implementato in questo caso è bipolare triterminale con convertitori VSC. Nel modello di MATACDC tale sistema non necessita di alcun vincolo sulle potenze scambiate dai convertitori essendo una architettura già presente di default nel programma. Esso presenta tutti i vantaggi prima introdotti per i sistemi HVDC-VSC con la possibilità di controllo dei nodi AC a Q costante o Vac costante. La potenza nominale dei convertitori è Pn=500MW per i terminali di Codro e Suvereto e Pn=100 MW per Lucciana (fig.38).
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COLLEGAMENTI HVDC SACOI E SAPEI
Figura 39: Collegamenti HVDC Italia-Sardegna SACOI e SAPEI SACOI
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5.7 Impianti eolici e fotovoltaici
La logica di implementazione degli impianti eolici e fotovoltaici consiste:
- Un modello con generatore AC e doppio stadio di conversione AC/DC/AC per gli impianti eolici; - Un modello con generatore DC e singolo stadio di conversione DC/AC per gli impianti fotovoltaici. Per ogni singolo sistema VSC di interfacciamento alla rete dei suddetti impianti verrà implementata anche la rispettiva curva di capability per tenere conto dei limiti del convertitore (fig.39).
