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Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi
Del Territorio e delle Costruzioni
Corso di Laurea Magistrale in
Ingegneria Elettrica
ANALISI DELLE TECNOLOGIE INNOVATIVE PER
INCREMENTARE LA CAPABILITY DEGLI IMPIANTI
CONVENZIONALI PER LA FORNITURA DI SERVIZI DI
REGOLAZIONE DELLA TENSIONE E LA GESTIONE DI
POTENZA REATTIVA.
Relatori: Candidato:
Prof. Ing. Stefano Barsali Lorenzo Donatini
Ing. Giacomo Petretto
3
Indice
Indice delle figure ... 5
Introduzione ... 8
CAPITOLO 1 ... 10
Analisi delle tecnologie per la regolazione della potenza reattiva negli impianti convenzionali di potenza.. 10
1.1- Servizi ancillari previsti nella fornitura di elettricità ... 10
Figura 2: Diagramma vettoriale delle tensioni. ... 11
1.2- Regolazione della tensione: primaria, secondaria e terziaria. ... 14
1.3- Il sistema di controllo della tensione a struttura gerarchica. ... 16
1.4- Regolazione della tensione attraverso la variazione dell’eccitazione del generatore ... 18
1.5-Curva di Capability delle macchine sincrone nelle centrali. ... 19
1.6- Regolazione della tensione tramite Compensatori Sincroni. ... 21
1.7- Regolazione della tensione tramite batterie di condensatori. ... 22
1.8- Regolazione della tensione tramite reattori shunt. ... 23
1.9- Tecnologie FACTS per la regolazione della tensione e della potenza reattiva. ... 24
1.10- Dispositivi elettronici di potenza impiegati nelle FACTS. ... 27
1.11- Classificazione delle tecnologie FACTS. ... 29
CAPITOLO 2 ... 30
Confronto tra le tecnologie FACTS in termini di costi, prestazioni e livelli di diffusione. ... 30
2.1- Introduzione. ... 30
2.2- Gli SVC... 31
2.3- Gli STATCOM. ... 34
2.4- I TCSC. ... 40
2.5- Confronto dei costi di investimento. ... 42
2.6- Confronto del livello di diffusione e dell’impatto in termini di occupazione superficiale. ... 43
CAPITOLO 3 ... 44
Limiti di funzionamento degli alternatori degli impianti convenzionali di produzione. ... 44
3.1- Introduzione. ... 44
3.2- Limite termico di statore. ... 46
3.3- Limite termico di rotore ( o in sovra-eccitazione). ... 47
3.4-Limite in sotto-eccitazione. ... 48
3.5- Vincoli sulla potenza attiva. ... 49
3.6- Carta di funzionamento (Curva di Capability). ... 50
3.7- Costruzione della Curva di Capability per un alternatore da 370 MVA. ... 51
4
Modalità di integrazione tra impianti convenzionali e nuove tecnologie FACTS. ... 54
4.1-Introduzione. ... 54
4.2- Caso di alternatore sincrono con SVC. ... 55
4.3- Analisi dinamica della risposta del generatore sincrono a un gradino di carico. ... 57
4.4-Tempi di risposta dell’SVC a un gradino di carico... 60
4.5- Tempi di risposta dello STATCOM a un gradino di carico. ... 63
4.6- Caratteristiche statiche dello STATCOM e delle relative reti. ... 66
4.7- Confronto tra le caratteristiche statiche del Sincrono e dello STATCOM. ... 68
4.8- Analisi della possibile soluzione di funzionamento coordinato tra Sincrono e FACTS . ... 69
CAPITOLO 5 ... 71
Valutazione delle perdite del sincrono e dei FACTS ... 71
5.1- Campo di lavoro rispetto alla potenza reattiva dell’alternatore sincrono. ... 71
5.2- Valutazione delle perdite dell’alternatore sincrono. ... 72
5.3- Valutazione delle perdite dei FACTS. ... 76
5.4- Confronto delle perdite relative al sincrono e ai FACTS. ... 78
CAPITOLO 6 ... 80
Modello dell’impianto integrato. ... 80
6.1- Descrizione del modello generale dell’impianto ... 80
6.2- Descrizione dei modelli di controllo della tensione. ... 82
6.3- Descrizione del modello di controllo della frequenza. ... 84
CAPITOLO 7 ... 85
Simulazione dinamica dell’integrazione del Sincrono con i dispositivi FACTS per il controllo della tensione e della potenza reattiva. ... 85
7.1 - Definizione dei dati del modello di simulazione. ... 85
7.2- Simulazione della risposta dinamica del sistema integrato su Matlab-Simulink, rispetto a una variazione di carico reattivo di tipo induttivo. ... 88
7.3- Simulazione della risposta dinamica del sistema rispetto a variazioni di carico reattivo induttivo e capacitivo ... 92
CAPITOLO 8 ... 94
Scenario di funzionamento di un sistema di generazione, coordinato con lo STATCOM, per il controllo della potenza reattiva. ... 94
8.1- Scenario di funzionamento dell’impianto termoelettrico, coordinato con lo STATCOM nell’arco di una giornata tipica. ... 94
8.2- Valutazione del costo del servizio di regolazione della potenza reattiva. ... 97
Conclusioni ... 99
Bibliografia... 101
5
Indice delle figure
Figura 1: Schema elettrico della rete che alimenta il carico. ... 11
Figura 2: Diagramma vettoriale delle tensioni. ... 11
Figura 3: Schema di controllo di centrale in regolazione secondaria. ... 16
Figura 4: Schema della regolazione della tensione V ai morsetti del generatore tramite il controllo dell’eccitazione. ... 18
Figura 5: Curva di Capability di una macchina sincrona. ... 19
Figura 6: Schema di collegamento in parallelo dei FACTS con l'alternatore sincrono della centrale. ... 24
Figura 7: Struttura a giunzioni dell'SCR, costruzione equivalente a transistori e simbolo elettrico. 27 Figura 8: Simbolo elettrico dell'IGBT. ... 28
Figura 9: Circuito degli SVC (Schema della Siemens). ... 31
Figura 10: Schema di principio di un reattore controllato a tiristori (SVC). ... 32
Figura 11: Forme d’onda della tensione e della corrente degli SVC, al variare dell’angolo 𝛼. ... 32
Figura 12: Caratteristiche statiche tensione-potenza reattiva di un SVC... 33
Figura 13: Schema circuitale degli STATCOM. ... 34
Figura 14: Schema circuitale relativo a una fase degli STATCOM. ... 35
Figura 15: Forma d'onda della 𝐕𝐏𝐍... 35
Figura 16: Caratteristica statica tensione-corrente di uno STATCOM... 36
Figura 17: Circuito degli STATCOM, a sei impulsi. ... 37
Figura 18: Forme d'onda di 𝐄𝒂𝒏 e 𝐯𝒂. ... 38
Figura 19: Configurazione circuitale dei TCSC. ... 40
Figura 20: Circuito equivalente dei TCSC. ... 40
Figura 21: Funzionamento capacitivo dei TCSC. ... 41
Figura 22: Limite termico rotorico per due valori di corrente di eccitazione massima, in assenza di saturazioni magnetiche [1]. ... 47
Figura 23: Limite in sotto-eccitazione [7]... 48
Figura 24: Curva di Capability dell'alternatore sincrono per una data tensione ai morsetti. ... 50
Figura 25: Curva di Capability dell’alternatore da 370 MVA (grandezze in pu). ... 53
Figura 26: Curva di Capability dell’alternatore da 370 MVA (grandezze in MW e Mvar). ... 53
Figura 27: Curva di Capability dell’alternatore sincrono, integrato con l’SVC da 100 Mvar. ... 55
Figura 28: Confronto tra le Curve di Capability delle due soluzioni. ... 56
Figura 29: Schema a blocchi su Simulink per valutare la risposta dell’alternatore. ... 58
Figura 30: Andamenti delle potenze attiva e reattiva del sincrono (in p.u.) nel tempo, in risposta a un gradino di carico... 58
Figura 31: Andamento della tensione del sincrono (in p.u.) nel tempo, in risposta a un gradino di carico. ... 59
Figura 32: Schema a blocchi del sistema di controllo dell’SVC. ... 60
Figura 33: Schema a blocchi su Simulink dell’SVC, per la valutazione del tempo di risposta ... 61
6
Figura 35: Andamento della potenza reattiva della rete (in Mvar) nel tempo. ... 61
Figura 36: Andamento della tensione dell'SVC (in p.u.) nel tempo ... 62
Figura 37: Schema a blocchi su Simulink dello STATCOM, per la valutazione del tempo di risposta ... 63
Figura 38: Andamento della potenza reattiva dello STATCOM (in p.u.) nel tempo. ... 64
Figura 39: Andamento temporale della potenza reattiva della rete (in Mvar). ... 64
Figura 40: Andamento della tensione dello STATCOM (in p.u.) nel tempo. ... 64
Figura 41: Caratteristiche statiche V-Q relative a una rete con Pcc=1000 MVA. ... 66
Figura 42: Caratteristiche statiche V-Q relative a una rete con Pcc=10000 MVA. ... 67
Figura 43: Caratteristiche statiche del Sincrono e dello STATCOM. ... 68
Figura 44: Diagrammi di ripartizione dei contributi del sincrono e dei FACTS (STATCOM). ... 69
Figura 45: Nuovi diagrammi di ripartizione dei contributi del sincrono e dei FACTS (STATCOM). ... 70
Figura 46: Diagramma vettoriale dell’alternatore sincrono per il calcolo di E, al variare della corrente erogata (e quindi del 𝐜𝐨𝐬𝝋). ... 73
Figura 47: Curve ƞ = 𝐟(𝐏) e 𝐏𝐩 = 𝐟 (𝐏) dell’alternatore sincrono. ... 74
Figura 48: Curve di rendimento dell'alternatore, per diversi valori del 𝐜𝐨𝐬𝝋. ... 75
Figura 49: Andamento delle perdite dell’SVC in funzione della potenza reattiva per due diverse configurazioni. ... 76
Figura 50: Configurazioni dell’SVC: (a): TCR+FC; (b): 2 TSCs+TCR+2 FC. ... 76
Figura 51: Curve delle perdite dell’alternatore sincrono, per diversi valori di potenza attiva e delle perdite dell’SVC. ... 78
Figura 52: Andamenti delle perdite differenziali dell’alternatore sincrono e dell’SVC. ... 79
Figura 53: Schema funzionale dell’impianto integrato di studio. ... 80
Figura 54: Schema a blocchi del RAT. ... 82
Figura 55: Schema a blocchi del sistema di controllo dello STATCOM. ... 83
Figura 56: Schema a blocchi del Regolatore di Frequenza (RF). ... 84
Figura 57: Schema a blocchi su Simulink dell'integrazione del Sincrono con lo STATCOM. ... 88
Figura 58: Andamento della potenza reattiva totale richiesta dai carichi. ... 89
Figura 59: Andamenti delle potenze attiva e reattiva del sincrono (in p.u.) nel sistema integrato. ... 90
Figura 60: Andamento della potenza reattiva dello STATCOM (in p.u.) nel sistema integrato. ... 90
Figura 61: Andamento della tensione sulla rete A.T (in p.u.). ... 91
Figura 62: Schema a blocchi della nuova simulazione. ... 92
Figura 63: Andamento della potenza reattiva del carico. ... 93
Figura 64: Andamento della potenza reattiva del sincrono (in p.u.). ... 93
Figura 65: Andamento della potenza reattiva dello STATCOM (in p.u.). ... 93
Figura 66: Andamento della tensione sulla rete A.T (in p.u.). ... 93
Figura 67: Andamento giornaliero delle potenze attive e reattive relative al Sincrono e allo STATCOM... 95
Figura 68: Andamento delle perdite giornaliere. ... 96
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Indice delle tabelle
Tabella 1: Caratteristiche dei vari dispositivi FACTS. ... 30
Tabella 2: Valori dei costi di investimento dei FACTS [6]. ... 42
Tabella 3: Occupazione della superficie di alcuni dispositivi FACTS selezionati [6]. ... 43
Tabella 4: Limiti di potenza reattiva dell’alternatore sincrono per diverse condizioni di carico. ... 71
Tabella 5: Dati di targa relativi all’alternatore sincrono. ... 85
Tabella 6: Dati di targa relativi al trasformatore elevatore dell’alternatore. ... 86
Tabella 7: Dati di targa relativi alla linea di trasmissione a 380 kV. ... 86
Tabella 8: Valori dei guadagni e delle costanti di tempo dei regolatori di tensione. ... 86
Tabella 9: Valori del guadagno e delle costanti di tempo del regolatore di frequenza. ... 87
Tabella 10: Valori relativi ai limiti di funzionamento e ai tempi di risposta dei dispositivi. ... 87
Tabella 11: Andamento del PUN per i primi 10 mesi del 2017. ... 97
Tabella 12: Sintesi annua della potenza reattiva gestita dal Sincrono e dallo STATCOM e dei relativi costi. ... 98
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Introduzione
La regolazione di tensione in un sistema elettrico serve per mantenere, in tutti i nodi della rete, il valore efficace della tensione a valori non molto discosti da quelli nominali e compatibili con le esigenze di buon funzionamento dei carichi e dei componenti del sistema. Dunque il sistema di regolazione deve operare affinché, a fronte di variazioni del carico e della configurazione della rete, il valore della tensione sia compreso all’interno del range, definito dalle normative. In condizioni normali di funzionamento, la tensione è variabile, ma con una oscillazione limitata rispetto al valore nominale. Può accadere che all’interno della rete di trasmissione siano presenti delle situazioni, nelle quali il sistema di regolazione delle tensioni di rete non è in grado di raggiungere una condizione stabile, con valori di tensione accettabili.
Negli ultimi anni, il sistema elettrico nazionale ha subito delle importanti trasformazioni, sia dal punto di vista del parco di generazione, che dell’organizzazione complessiva del sistema elettrico, che hanno influenzato la sua gestione, e di conseguenza la regolazione della tensione. In particolare la prima causa che ha portato a questa trasformazione del sistema elettrico è la crescita esponenziale dello sfruttamento delle fonti di energia rinnovabili non programmabili (FRNP), alternative a quelle tradizionali, come eolico e fotovoltaico, in termini di potenza installata e di producibilità. Un’altra causa è data dalla crisi economico-finanziaria, che ha portato a una notevole riduzione dei consumi, soprattutto quelli relativi alle utenze industriali, a partire dal 2008.
In Italia, si sta diffondendo la cosiddetta Generazione Distribuita (G.D.) in M.T.-b.t., cioè impianti di generazione di piccola e media taglia (fino a 1 MW), localizzati vicino ai carichi, che hanno portato a un cambiamento dei flussi di potenza transitanti nelle linee di trasmissione. Rispetto a prima, oggi con la G.D. la potenza assorbita dai carichi non transita del tutto nelle reti di trasmissione di altissima e alta tensione (A.A.T. e A.T.), ma si ha una parziale compensazione tra generazione e carico che avviene a livello di rete di distribuzione. Questo fenomeno ha come conseguenza che le linee a 230 e 400 kV (linee A.T. e A.A.T.), progettate per trasportare grandi flussi di potenza, funzionano a una potenza minore di quella caratteristica. In più, un’altra conseguenza dovuta alla crescita delle FRNP è la riduzione della produzione di elettricità dispacciabile nel Mercato Elettrico. Nelle zone, dove è molto diffusa la G.D., si possono avere problemi di sovratensioni; infatti la potenza reattiva, che deve essere assorbita per riportare i valori di tensione entro il range stabilito, può essere rilevante.
L’obiettivo della tesi è quello di analizzare e identificare dapprima le tecniche tradizionali di controllo della tensione e della potenza reattiva sulla rete, facendo riferimento ai componenti che
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prendono parte alla regolazione, come i generatori sincroni oppure i condensatori e i compensatori in grado di generare o assorbire la potenza reattiva necessaria. Successivamente, vengono studiate le tecnologie innovative (FACTS: Flexible AC Trasmission System) integrabili a livello degli impianti di produzione convenzionali per migliorarne le prestazioni in termini di regolazione di tensione e di fornitura di potenza reattiva sulla rete di trasmissione. Queste tecnologie vengono poi analizzate e confrontate tra loro in termini di prestazioni, costi di investimento e di esercizio, livello di diffusione, caratteristiche e aspetti ambientali.
La seconda parte della tesi si propone di mappare le varie tecnologie analizzate, definendo le Capability, le quantità di potenza reattiva che esse possono gestire, le prestazioni, le perdite e i tempi di risposta a un gradino di potenza reattiva Q richiesto sulla rete. Queste caratteristiche dei FACTS vengono poi confrontate con quelle del sincrono convenzionale, in modo da individuare la strategia di coordinamento delle due risorse per ogni condizione operativa.
Infine viene simulato un caso d’uso di un sistema, modellato in ambiente Matlab-Simulink, per due configurazioni.
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CAPITOLO 1
Analisi delle tecnologie per la regolazione della potenza reattiva negli impianti
convenzionali di potenza.
1.1- Servizi ancillari previsti nella fornitura di elettricità
I Servizi Ancillari (S.A.) sono servizi richiesti agli impianti convenzionali dal gestore del sistema elettrico dell’energia, per poter gestire in sicurezza il sistema elettrico e per garantire, allo stesso tempo, un adeguato livello di qualità del servizio.
Tra i più importanti S.A., si hanno:
Riserva statica e bilanciamento.
Regolazione primaria e secondaria della frequenza e della potenza di interscambio.
Regolazione primaria e secondaria della tensione.
Riavviamento della rete.
Questo lavoro si concentra in particolare sulla regolazione di tensione.
La Regolazione della tensione [1] [2] è l’insieme delle attività necessarie per contenere entro certi limiti prefissati le fluttuazioni di tensione in tutte le stazioni (nodi) della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN), in particolare nei nodi di collegamento con utenti (produttori, distributori, utilizzatori finali). Il problema del mantenimento della tensione entro limiti sufficientemente stretti è assai complesso, in quanto le variazioni di tensione risentono dei disturbi (variazioni di carico e di struttura del sistema) e delle azioni di controllo sulle varie sorgenti di potenza reattiva (es. macchine sincrone, condensatori, reattori, variatori sotto carico), applicate in varie parti del sistema elettrico. Le tensioni nei nodi della rete di produzione e trasmissione sono determinate essenzialmente dalle potenze reattive Q immesse in rete dai generatori, dalle potenze reattive assorbite dai carichi e dai transiti di potenza reattiva sulle linee e sugli altri elementi che compongono il sistema di trasmissione (es. trasformatori). Quindi la gestione delle tensioni in un sistema elettrico è legata alla ripartizione delle potenze reattive per far fronte alle richieste del carico e alle perdite complessive sulle linee, dovute alle reattanze induttive e capacitive. Le perdite reattive possono variare o perché cambia il carico o perché cambia la struttura della rete, ad esempio per indisponibilità dei gruppi di produzione, delle linee e dei trasformatori, a seguito di guasti [1], [2].
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Il sistema elettrico visto dai morsetti di un carico può essere modellato mediante l’equivalente di Thevenin attraverso lo schema elettrico di figura 1 [3]:
Figura 1: Schema elettrico della rete che alimenta il carico.
L’ipotesi è che il sistema sia lineare; dalla figura 1 si vede che la rete, alimentante l’utenza (P,Q), viene modellata mediante l’equivalente di Thevenin, con il generatore E pari alla tensione a vuoto e l’impedenza serie di cortocircuito 𝑍𝐶𝐶 = 𝑅 + 𝑗𝑋. E’ interessante osservare il diagramma vettoriale delle tensioni [3]:
Figura 2: Diagramma vettoriale delle tensioni.
Si calcola la variazione di tensione ΔV mediante la seguente equazione approssimata ricavabile dal diagramma:
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L’equazione è valida, ipotizzando che a regime l’angolo Ѳ tra le tensioni E e V sia piccolo. Tale assunzione è assicurata dalla necessità di garantire la stabilità del sistema a seguito di perturbazioni. Il modulo di V diventa:
‖𝑉‖ = 𝐸 −𝑅𝑉𝐼 cos 𝜑 + 𝑋𝑉𝐼 sin 𝜑
𝑉 = 𝐸 −
𝑅𝑃 + 𝑋𝑄 𝑉
Scrivendo l’espressione in p.u. alle variazioni, considerando come basi la potenza nominale e la tensione nominale dell’utenza, nell’ipotesi che resistenza e reattanza siano costanti, si trova:
𝛥𝑣 = 𝛥𝑒 − (𝑟𝛥𝑝 + 𝑥𝛥𝑞)
Se si ipotizza di riferirsi ad un sistema in alta tensione in cui 𝑟 ≪ 𝑥 e p è dello stesso ordine di grandezza della q, alla fine si ha:
𝛥𝑣 ≅ 𝛥𝑒 − 𝑥𝛥𝑞
Dunque in una rete prevalentemente reattiva ( es: in A.T.), esiste un forte legame tra i flussi di potenza reattiva Q e le variazioni di tensione [3].
Se, al contrario, si ipotizza di essere in reti in bassa tensione e in alcune di media, dove la componente resistiva è consistente rispetto a quella reattiva, l’effetto della potenza reattiva rispetto alla variazione della tensione, è minimo e quindi non è possibile effettuare la regolazione di tensione mediante questo effetto.
L’adeguamento delle potenze reattive sulle reti di alta e media tensione alle esigenze della rete e del carico ha quindi l’obiettivo di mantenere, a regime permanente, le variazioni della tensione nei vari nodi entro limiti opportuni e predefiniti dal gestore della rete e dalla normativa, che sono del 5% del valore nominale nei nodi di carico:
0.95 𝑝. 𝑢. < 𝑣 < 1.05 𝑝. 𝑢.
Per i nodi di generazione A.T., si possono tollerare anche variazioni più ampie, (0.9𝑝. 𝑢. < 𝑣 < 1.1 𝑝. 𝑢.), con il vincolo di non superare mai la tensione massima ammissibile [5], [8].
I mezzi di controllo tradizionali e disponibili per la regolazione delle tensioni di una rete, sono i seguenti [1], [2]:
Controllo della tensione di eccitazione (𝑉𝑒𝑐𝑐) dei generatori sincroni tramite i regolatori di tensione delle centrali.
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Controllo della Vecc dei compensatori sincroni (o rotanti) tramite i propri regolatori di tensione.
Inserzione o disinserzione di componenti statici, come batterie di condensatori o reattori shunt, che assorbono o erogano potenza reattiva.
Utilizzo di Compensatori Statici (SVC).
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1.2- Regolazione della tensione: primaria, secondaria e terziaria.
I mezzi di controllo tradizionali, precedentemente introdotti, possono essere di tipo locale o di tipo
centralizzato. La regolazione della tensione si articola su tre livelli [8]:
Regolazione primaria di tensione: è il livello più basso di regolazione, di tipo locale, effettuata tramite i regolatori della tensione ai morsetti dei gruppi tradizionali di generazione (sensibili alla tensione ai morsetti della macchina).
Il valore 𝑉𝑟𝑖𝑓 di riferimento di tensione viene fornito dal Regolatore della Potenza Reattiva del Gruppo, sulla base della ripartizione della potenza reattiva fatta dal Regolatore Regionale di Tensione nella regolazione secondaria.
Regolazione secondaria di tensione: è la regolazione centralizzata ad aree della tensione di alcuni nodi della rete particolarmente importanti (‘nodi pilota’), che determinano in modo sostanziale la tensione di parecchi altri nodi.
Viene effettuata da un Regolatore Regionale di Tensione (RRT), installato presso una delle sedi del Gestore, che controlla più nodi pilota ed alcune centrali e stazioni vicine a ciascuno di essi.
Per quanto riguarda le stazioni, il RRT potrà esercitare il controllo su dispositivi presenti all’interno di queste, come variatori sotto carico, banchi di condensatori di rifasamento, reattanze di compensazione trasversale, SVC.
Facendo riferimento invece alle centrali, il RRT ripartisce il carico reattivo sulle singole centrali in proporzione alla massima potenza reattiva erogabile (o assorbibile) da ciascuna; per fare questo, il RRT trasmette alle centrali controllate un opportuno livello 𝑄𝑟𝑖𝑓 di potenza reattiva di riferimento.
Ogni centrale presenta un Sistema Autonomo per la Regolazione della Tensione e della Potenza Reattiva (SART). Esso ha il compito di far erogare o assorbire a ciascun gruppo di produzione una percentuale di potenza reattiva pari alla 𝑄𝑟𝑖𝑓 ricevuta dal RRT.
Regolazione terziaria di tensione: è la regolazione centralizzata di tensione che viene elaborata in sede previsionale, effettuata dal Regolatore Nazionale di Tensione (RNT), installato presso la sede centrale del GRTN. Il RNT ha la funzione di stabilire, per un certo arco di tempo (ad esempio un giorno) i valori dei riferimenti di tensione dei nodi pilota e la ripartizione delle potenze reattive fra le varie sorgenti. I riferimenti di tensione verranno poi
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trasmessi ai vari RRT, che li attueranno in funzione delle condizioni operative del sistema elettrico.
Per effettuare queste operazioni, i RRT hanno l’obiettivo di ottimizzare una funzione obiettivo che, agendo sulla produzione di potenza reattiva, minimizzi le perdite di trasmissione sulla rete e massimizzi il margine di reattivo disponibile.
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1.3- Il sistema di controllo della tensione a struttura gerarchica.
Facendo riferimento alle reti di trasmissione in A.T. e A.A.T., il problema del controllo delle tensioni è legato a due caratteristiche fondamentali del sistema [3]:
Sicurezza del sistema elettrico: per migliorare la stabilità della tensione e per ridurre le sollecitazioni di tensione dei macchinari e degli impianti.
Qualità del servizio elettrico: per mantenere le tensioni di rete nell’intorno dei valori previsti e per ridurre le ampiezze e la durata dei transitori di tensione.
Per perseguire gli obiettivi di sicurezza e qualità, il GSE ha realizzato un sistema di controllo della tensione a struttura gerarchica, che ha l’obiettivo di regolare la tensione dei Nodi Pilota della rete di trasmissione [8].
I livelli, in cui fisicamente il sistema di controllo è organizzato, sono quattro: 1) Regolatori Automatici di Tensione (RAT).
2) Regolatori di Centrale (SART).
3) Regolatori Regionali di Tensione (RRT). 4) Regolatore Nazionale di Tensione (RNT).
A livello di centrale di produzione la logica suddetta viene implementata seguendo lo schema riportato in figura.
Figura 3: Schema di controllo di centrale in regolazione secondaria.
Il SART è costituito dal Regolatore di Tensione di Sbarra (RTS) e dal Regolatore di Potenza Reattiva di Gruppo (RPRG).
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L’RTS, sulla base dello sbilanciamento della tensione di sbarra (𝑉𝑠) rispetto al riferimento (𝑉𝑠𝑟𝑖𝑓) fornisce il riferimento di potenza reattiva (𝑞𝑟𝑖𝑓) che il gruppo deve inseguire. L’RPRG, in base
all’errore tra 𝑞𝑟𝑖𝑓 e la potenza reattiva misurata (𝑞) fornisce al RAT il riferimento per la regolazione
della tensione ai morsetti dell’alternatore dell’impianto di generazione.
Il RAT attua la Regolazione Primaria di Tensione del gruppo attraverso il controllo diretto dei sistemi di eccitazione dell’alternatore, agendo con costanti di tempo che dipendono dalle caratteristiche dei sistemi di eccitazione di ogni singolo gruppo [8].
Il presente lavoro si concentra sulla regolazione di tensione a livello di singolo gruppo mediante il RAT, come delimitato in figura.
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1.4- Regolazione della tensione attraverso la variazione dell’eccitazione del generatore
Come già detto in precedenza, uno dei vari mezzi di controllo tradizionali per la regolazione della tensione si basa sul controllo della tensione (corrente) di eccitazione 𝑽𝒆𝒄𝒄 del generatore
sincrono tramite il regolatore di tensione 𝑽 ai morsetti.
Lo schema generale della regolazione è rappresentato in figura 4. Ai fini dell’analisi, si fa riferimento al caso di una centrale, avente un trasformatore di reattanza 𝑋𝑇, che alimenti un carico tramite una linea di reattanza 𝑋𝐿, come in figura 4 [2]:
Figura 4: Schema della regolazione della tensione V ai morsetti del generatore tramite il controllo dell’eccitazione.
E’ presente l’alternatore dell’impianto, avente un trasformatore elevatore di reattanza 𝑋𝑇, alimentate un carico tramite una linea di reattanza 𝑋𝐿. Il regolatore, sulla base dell’errore tra la tensione di riferimento 𝑉𝑟𝑖𝑓 e la tensione ai morsetti 𝑉, agisce sull’eccitazione della macchina 𝑉𝑒𝑐𝑐 tramite un attuatore.
Si considera che la linea di trasmissione, attraverso cui il generatore alimenta il carico, sia lunga; è possibile, a partire dalla misura di tensione e di corrente in partenza alla linea (e quindi in prossimità del generatore), stimare la tensione ad un’opportuna distanza (es. a metà linea) e utilizzare tale valore come ‘set point’ di un sistema di regolazione. In tal caso la regolazione della tensione delle macchine consente di ridurre ulteriormente l’impedenza equivalente del sistema.
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1.5-Curva di Capability delle macchine sincrone nelle centrali.
La Curva di Capability delle macchine sincrone (detta anche Curva dei limiti di impiego) fornisce, sul piano p-q, i punti in cui queste possono lavorare a regime.
Figura 5: Curva di Capability di una macchina sincrona.
La Curva di figura 6 fornisce, dunque, le coppie di valori p-q in per unit (p.u.) della potenza apparente nominale Sn, che la macchina può erogare in condizioni di regime.
I limiti rappresentati nella curva sono i seguenti:
Limite di potenza attiva della turbina.
Limite termico di statore.
Limite termico di rotore ( o in sovra-eccitazione).
Limite in sotto-eccitazione.
Minimo tecnico del gruppo.
Il limite di turbina e il minimo tecnico dipendono dalle caratteristiche del motore primo, a cui il generatore è collegato, mentre gli altri limiti sono legati alla struttura dell’alternatore.
Il limite di statore è di tipo termico, poiché in tali punti la macchina sta funzionando alla corrente statorica nominale.
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Invece i limiti, che riducono la capacità della macchina di partecipare alla regolazione di tensione, sono quelli di sovra-eccitazione e sotto-eccitazione; il limite di sovra-eccitazione è quello di rotore, infatti in queste condizioni le tensioni e le correnti presenti nel rotore sono elevate e si possono avere problemi di tipo termico che ne limitano il funzionamento [1]. Il limite in sotto-eccitazione non è invece legato alle correnti di rotore, ma alle correnti parassite che producono riscaldamenti locali eccessivi sulle testate della macchina, con possibili problemi di stabilità.
Come si vede dalla figura 6, il valore di potenza reattiva, che la macchina può assorbire o erogare, dipende dalla potenza attiva, che viene fornita in quel determinato istante.
Più avanti, nel capitolo 3, viene spiegato come costruire la Curva di Capability dell’alternatore sincrono e vengono ricavate le relazioni che definiscono numericamente i limiti di funzionamento per un tipico alternatore da 370 MVA .
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1.6- Regolazione della tensione tramite Compensatori Sincroni.
La variazione dell’eccitazione dei generatori delle centrali non è l’unico mezzo per regolare le tensioni in una rete. All’interno di un sistema elettrico, vi possono essere altre sorgenti di potenza reattiva. Ad esempio esistono Compensatori Sincroni (detti anche Compensatori Rotanti), che sono macchine sincrone che non forniscono potenza attiva alla rete e, a regime permanente, non sono accoppiati né a turbine, né cedono potenza meccanica ad utilizzatori. La potenza attiva, che serve per far fronte alle perdite elettromagnetiche e meccaniche, viene assorbita dalla rete. Praticamente i Compensatori Sincroni sono come dei motori sincroni funzionanti a vuoto, nei quali le perdite di potenza attiva sono piccole; a regime, la corrente di statore è in quadratura rispetto alla tensione. Essi possono sia erogare, che assorbire potenza reattiva, tramite la regolazione della tensione (o corrente) di eccitazione 𝑣𝑓.
Noti i seguenti dati:
𝑣: tensione ai morsetti della macchina
𝑖: corrente circolante nella macchina
𝑣𝑓: tensione di eccitazione della macchina
𝑥𝑑: reattanza di asse diretto della macchina
𝑞: potenza reattiva della macchina, vale la relazione:
𝑞 = 𝑣 ∗ 𝑖 = 𝑣 ∗𝑣𝑓− 𝑣
𝑥𝑑 Se il compensatore eroga potenza reattiva in rete, allora:
𝑞 > 0 e 𝑣𝑓 = 𝑣 + 𝑥𝑑𝑖 > 𝑣 funzionamento in sovra-eccitazione. Se il compensatore assorbe potenza reattiva dalla rete, allora:
𝑞 < 0 e 𝑣𝑓 = 𝑣 − 𝑥𝑑𝑖 < 𝑣 funzionamento in sotto-eccitazione.
La variazione di potenza reattiva viene ottenuta variando l’eccitazione della macchina, tramite un regolatore di tensione, come nel caso dei generatori.
I Compensatori Sincroni sono dunque, come i generatori, delle sorgenti ideali per la produzione o l’assorbimento di potenza reattiva 𝑞; il loro difetto è dato dal fatto che sono macchine costose e quindi possono essere implementate solo in alcuni nodi pilota della rete di trasmissione, dove il loro utilizzo può risultare economicamente più conveniente [2].
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1.7- Regolazione della tensione tramite batterie di condensatori.
Nelle reti di trasmissione vengono usate batterie di condensatori in derivazione per erogare potenza reattiva, riducendo il transito di potenza reattiva sulle linee e anche le cadute di tensione.
La potenza reattiva erogata da queste batterie è data da:
𝑄𝑐 = 3𝛺𝐶𝑉2 , nell’ipotesi di avere un collegamento a triangolo delle capacità.
Con:
𝑉: modulo della tensione concatenata. 𝐶: capacità di una fase.
Ω: pulsazione elettrica della rete.
Si vede che la potenza reattiva erogata dalle batterie di condensatori dipende solo dalla tensione applicata 𝑉. La 𝑄𝑐 aumenta all’aumentare del quadrato della tensione applicata e viceversa; l’effetto
è duale rispetto a quello delle macchine (o compensatori) sincrone, dove se la tensione 𝑣 aumenta, la potenza reattiva erogata 𝑞 viene ridotta.
Il valore di 𝑄𝑐 può essere variato inserendo, o disinserendo, un certo numero di elementi della batteria tramite appositi dispositivi di manovra [2].
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1.8- Regolazione della tensione tramite reattori shunt.
Quando si è in presenza di linee di trasmissione in A.T. molto lunghe, si installano reattori in derivazione alla rete per compensare la potenza reattiva prodotta dalle capacità delle linee in condizioni di bassi carichi (o a vuoto).
Di solito i reattori o reattanze shunt o reattanze di compensazione trasversale non sono distribuiti in modo uniforme lungo le linee come le capacità da compensare, ma si trovano in una o in entrambe le stazioni di estremità della linea stessa.
La potenza reattiva assorbita da questi reattori, è data da: 𝑄 =3𝑉2
𝛺𝐿, nell’ipotesi di avere un collegamento a triangolo degli induttori.
Con:
𝑉: modulo della tensione concatenata. 𝐿: induttanza di una fase.
Ω: pulsazione elettrica della rete.
Rispetto alle batterie di condensatori, i reattori hanno un’azione stabilizzante della tensione, infatti all’aumentare della tensione, dovuto alla diminuzione del carico, essi assorbono una potenza reattiva proporzionale al quadrato della tensione V.
La potenza totale di un reattore è suddivisa in una parte costante e in un’altra di cui si può fare una regolazione più fine tramite dei commutatori; questo permette di variare la potenza in base alle necessità. E’ da ricordare che i reattori sono, come i condensatori, elementi passivi e quindi non sono adatti alla regolazione rapida della tensione [2].
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1.9- Tecnologie FACTS per la regolazione della tensione e della potenza reattiva.
Oltre ai mezzi di controllo tradizionali e disponibili per la regolazione di tensione, ne esistono altri più moderni. Queste tecnologie sono i cosiddetti FACTS (Flexible Alternating Current
Trasmission System), ovvero sistemi di trasmissione in corrente alternata (A.C.), basati
sull’elettronica di potenza, che permettono di incrementare la controllabilità e la capacità di trasferimento della potenza alla rete, migliorando la qualità e l’efficienza della fornitura [6]. Normalmente questi dispositivi sono posizionati sulla rete o in vicinanza dei carichi più variabili per controllare la loro tensione.
In questo lavoro, si vuole invece provare il funzionamento di questi dispositivi in maniera diversa, ovvero affiancati agli impianti convenzionali di produzione dell’energia elettrica per migliorarne le prestazioni in termini di fornitura di potenza reattiva 𝑄 e quindi in termini di regolazione della tensione 𝑉 sulla rete di trasmissione.
In pratica si valuta possibilità di inserire in derivazione (cioè in parallelo) agli impianti convenzionali di produzione (e quindi agli alternatori sincroni) queste nuove tecnologie (aventi un proprio trasformatore elevatore) allo scopo di incrementare la Curva di Capability degli stessi e migliorarne i tempi di risposta e le prestazioni, come si può visualizzare nello schema della figura seguente:
Figura 6: Schema di collegamento in parallelo dei FACTS con l'alternatore sincrono della centrale. Si tratta di apparati completamente statici, che possono generare o assorbire potenza reattiva di valore variabile con grande rapidità e di conseguenza possono effettuare, a differenza dei condensatori statici e dei reattori, una vera e propria regolazione della tensione, come i compensatori sincroni e i generatori tradizionali. Nella letteratura inglese, essi sono noti come Static
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Var Systems e trovano impiego essenzialmente nel caso di linee di trasmissione molto lunghe e ad
altissima tensione (A.A.T.), come mezzo di sostegno della tensione per consentire appunto la trasmissione a grandissima distanza sia in condizioni di regime permanente, sia in condizioni perturbate [2].
In pratica, i FACTS riescono a controllare più velocemente mediante dispositivi dell’elettronica di potenza a commutazione ( tiristori, IGBT, GTO), uno (o più) parametri che influenzano il sistema di trasmissione, come:
le impedenze serie e parallelo (shunt) delle linee 𝑍𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎
l’ampiezza (modulo) della tensione nodale della rete |𝑉1| in condizioni di carico diverse
la differenza angolare di fase tra le tensioni dei nodi |𝑉1| e |𝑉2|
lo smorzamento delle oscillazioni di potenza alle varie frequenze al di sotto della massima frequenza di lavoro.
la corrente di linea 𝐼𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎
Gli schemi e le configurazioni circuitali di questi dispositivi sono basati sulla combinazione di componenti tradizionali dei sistemi elettrici di potenza (es: trasformatori, reattori, interruttori e condensatori) con quelli elettronici di potenza (es: varie tipologie di transistori e tiristori). Negli ultimi anni, ad esempio, i tiristori si sono così evoluti da essere utilizzati in applicazioni di alta potenza (fino ai migliaia di MW).
I vantaggi, portati dallo sviluppo dei FACTS, sono i seguenti:
velocità e flessibilità
potenziamento della capacità di trasmissione di potenza oltre ai limiti di impiego (Curva di Capability).
controllo più rapido del flusso di potenza attiva 𝑃 e reattiva 𝑄, a lunghe distanze, con riduzioni delle oscillazioni di potenza sul sistema
miglioramento della stabilità transitoria
stabilità e controllo della tensione
minore usura e minori costi di manutenzione rispetto ai tradizionali dispositivi meccanici; quindi un più basso numero di guasti sulla linea.
Per quanto riguarda il secondo punto, si può dire che, a seconda del tipo di dispositivo selezionato,
del livello di tensione specifico e delle condizioni locali, si può raggiungere un miglioramento della capacità di trasmissione di potenza fino al 40÷50%, mediante l’installazione dei FACTS, in quanto è possibile estendere il campo di gestione della potenza reattiva rispetto alla capacità del sincrono. Un altro beneficio portato dai FACTS è quello ambientale, infatti essi permettono di distribuire l’energia elettrica più economicamente attraverso un migliore utilizzo delle installazioni esistenti,
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riducendo il bisogno di nuove linee di trasmissione, che porterebbero a un impatto negativo sull’ambiente. Infatti sfruttando questi dispositivi, si ottiene una ripartizione più uniforme della potenza reattiva, compensando fenomeni di instabilità e migliorando lo sfruttamento della linea. Esistono comunque alcuni inconvenienti dei FACTS, ovvero:
complessità.
costi, che sono superiori a quelli dei dispositivi elettromeccanici.
Per lo più, gli inconvenienti sono dati dai costi, che hanno rallentato un inserimento più diffuso dei dispositivi FACTS nei sistemi di trasmissione di potenza.
E’ importante dire che la tecnologia ha aperto nuove opportunità per controllare la potenza e incrementare la capacità di utilizzo delle linee in opera, di quelle di nuova realizzazione e di quelle in fase di ammodernamento.
Comunque, poiché tutti i controllori FACTS sono applicazioni di tecnologia simile, la loro distribuzione può beneficiare di economie di scala legate al volume di produzione. Il costo di questi dispositivi è diminuito e questo ha comportato lo sviluppo sempre più diffuso dell’elettronica di potenza, portando a un aumento dei risparmi grazie all’economia di scala. Inoltre la crescente consapevolezza degli operatori del sistema rispetto ai potenziali vantaggi dei dispositivi FACTS contribuisce all’ulteriore sviluppo futuro di queste tecnologie [6], [7].
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1.10- Dispositivi elettronici di potenza impiegati nelle FACTS.
I dispositivi elettronici di potenza impiegati nelle tecnologie FACTS sono vari; si hanno:
i tiristori o SCR ( Silicon Controlled Rectifier), ovvero dispositivi a semiconduttore, equivalenti ai diodi, con la differenza che la conduzione avviene solo dopo l’applicazione di un opportuno segnale di innesco di corrente sul terzo terminale, il gate G. Il segnale di innesco deve superare un valore di corrente minimo, che dipende dalla tipologia di tiristore e dalla tensione anodo-catodo (A-K). Da un punto di vista costruttivo, i tiristori sono formati da due strati di semiconduttori p-n-p-n, con l’anodo collegato allo strato p esterno, il catodo allo strato n opposto e il gate al p intermedio:
Figura 7: Struttura a giunzioni dell'SCR, costruzione equivalente a transistori e simbolo elettrico.
Nella struttura, si possono notare due BJT (Transistori Bipolari a Giunzione), collegati in retroazione; questo effetto permette l’innesco sul gate. La corrente di base del BJT n-p-n è regolata dal terminale di gate e questo può innescare il dispositivo, portando a un aumento della corrente del collettore e quindi a quello della corrente di base del BJT p-n-p, essendo collegati tra loro. Si instaura quindi un meccanismo di retroazione positiva tale da portare il tiristore allo stato di conduzione. Il circuito di innesco degli SCR, fa in modo che si trovi in ritardo rispetto alla tensione anodo-catodo. Questo comporta un frazionamento della tensione raddrizzata (si ha il cosiddetto ‘Controllo di fase’). Per gestire potenze molto alte, si utilizzano due tiristori in antiparallelo, come vedremo negli SVC.
Negli STATCOM, sono presenti gli IGBT (Transistori Bipolari a Gate Isolato), dispositivi di potenza a semiconduttore, che hanno una velocità di commutazione abbastanza elevata e una capacità di gestire tensioni e correnti molto elevate. Il simbolo elettrico è il seguente:
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Figura 8: Simbolo elettrico dell'IGBT.
Se la tensione tra gate ed emettitore 𝑉𝑔𝑒 è nulla, allora la corrente entrante nel collettore 𝐼𝑐 e quella uscente dall’emettitore 𝐼𝑒 sono nulle: l’IGBT non conduce. Viceversa, se la tensione è sufficiente, allora le correnti sono diverse da zero: l’IGBT conduce.
La differenza fondamentale tra SCR e IGBT è nella commutazione. Gli SCR sono a commutazione naturale e necessitano dell’annullamento della corrente per spengersi. Gli IGBT sono a commutazione forzata.
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1.11- Classificazione delle tecnologie FACTS.
In generale, i dispositivi FACTS possono essere classificati in base alla loro connessione, cioè al modo in cui essi sono connessi al sistema elettrico; si hanno:
Controllori Shunt (Parallelo), più comuni, nei quali si trovano:
I. SVC (Static Var Compensator: Compensatori Statici di Potenza Reattiva) II. STATCOM (Compensatori Sincroni Statici)
Controllori Serie, nei quali si trovano:
I. TCSC (Condensatori Serie Controllati a Tiristori) II. SSSC (Condensatori Serie Sincroni Statici)
Controllori Combinati, nei quali si trovano:
I. TCPST (Trasformatori a Scorrimento di Fase Controllati a Tiristori) II. UPFC (Controllori Unificati di Flusso di Potenza)
I dispositivi FACTS possono essere classificati anche in base alla tecnologia elettronica di potenza utilizzata nei convertitori:
Controllori a tiristori: comprendono gli SVC, i TCSC e i TCPST.
Controllori basati su dispositivi a commutazione forzata che si comportano come sorgenti di tensione: comprendono dispositivi che presentano tecnologie più avanzate (es: tiristori GTO e IGBT), come gli STATCOM, gli SSSC e gli UPFC.
I controllori, basati su sorgenti di tensione, sono quelli più avanzati della famiglia dei FACTS, offrendo la possibilità di un più agevole e rapido controllo del flusso della potenza attiva e reattiva e dell’ampiezza della tensione nodale |𝑉1|, indipendentemente dalla corrente 𝐼𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎.
Tra questi, si trovano gli UPFC: essi sono i dispositivi più versatili e completi, ma anche i più costosi rispetto agli altri. Riescono a controllare in modo indipendente e simultaneo il flusso di potenza attiva, reattiva e l’ampiezza della tensione nodale [7].
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CAPITOLO 2
Confronto tra le tecnologie FACTS in termini di costi, prestazioni e livelli di diffusione. 2.1- Introduzione.
Le tecnologie innovative di regolazione della tensione (FACTS) si differenziano in base alle loro caratteristiche principali, come i rendimenti, i tempi di risposta, il range di potenza reattiva che possono fornire, il costo, le dimensioni, il tempo di vita. Dapprima si sono analizzati i due dispositivi più diffusi tra le tecnologie FACTS, ovvero gli SVC e gli STATCOM; successivamente si fa riferimento ai TCSC, anche se in questa tesi vengono presi in considerazione i primi due. In tabella 1 sono riportate sommariamente le caratteristiche dei FACTS, ottenibili dalla documentazione disponibile in letteratura [6].
SVC STATCOM TCSC UPFC
Range di potenza del
dispositivo (Mvar) 100÷850 100÷400 25÷600 100÷ 325
Tempi di risposta (msec) 30÷70 20 15÷20 -
Costi di investimento
(k€/Mvar) 30÷50 50÷75 35÷50 90÷130
Dimensioni (m2/Mvar) 5÷20 3÷5 3÷10 3÷20
Tendenza futura del
dispositivo Alte valutazioni Ulteriore sviluppo Ulteriore sviluppo -
Tempo di vita 40 anni 30 anni 30 anni 30 anni
Perdite del convertitore
(a pieno carico) 1÷1.5% 1÷2.5% 0.5÷1% 2÷3% Disponibilità >98% >98% >98% Livello di diffusione Europa (dall’Inghilterra alla Finlandia) Europa
Brasile, Cina, India (applicazioni più
recenti);
3 impianti nel mondo (due negli USA e uno in Corea
del Sud)
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2.2- Gli SVC
Gli SVC sono dispositivi più veloci rispetto agli alternatori sincroni tradizionali, infatti essi riescono a raggiungere tempi di risposta medi dell’ordine dei 30÷70 ms. Come abbiamo visto nella tabella 1, gli SVC possono essere utilizzati per attenuare le oscillazioni elettromeccaniche e per garantire la stabilità (e quindi il controllo) della tensione del sistema elettrico.
Gli SVC possono erogare o assorbire potenza reattiva di valore variabile con grande rapidità, a seconda dei valori di tensione, garantendone una regolazione, così come avviene nei Compensatori Sincroni. A differenza di quest’ultimi, gli SVC sono statici, cioè non hanno parti in movimento e quindi richiedono meno manutenzione.
I difetti degli SVC sono principalmente legati alle armoniche iniettate in rete, che però vengono minimizzate dai filtri presenti al loro interno e alle maggiori perdite rispetto agli alternatori sincroni tradizionali. In figura è presente il circuito elettrico degli SVC [4]:
Figura 9: Circuito degli SVC (Schema della Siemens).
Lo schema di base, utile per lo studio dei reattori controllati a tiristori (o SVC) è rappresentato in figura 10 [2], [6]. Legenda: 1. Trasformatore LV/HV (Bassa Tensione/Alta tensione). 2. Bus bar LV. 3. Controllore. 4. Reattore controllato a tiristori (TCR). 5. Condensatore commutato a tiristori (TSC). 6. Circuito di Filtro (FC).
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Figura 10: Schema di principio di un reattore controllato a tiristori (SVC).
La variazione della corrente 𝐼 tra un minimo e un massimo può essere interpretata come una variazione della suscettanza equivalente 𝐵𝑒𝑞 del reattore:
𝐵𝑚𝑖𝑛 < 𝐵𝑒𝑞< 𝐵𝑚𝑎𝑥
Gli SVC intercettano e annullano la corrente per una parte più o meno lunga del periodo, parzializzando così la potenza reattiva che sarebbe assorbita dalla reattanza induttiva.
In figura sono presenti le forme d’onda della tensione e della corrente assorbita dall’induttore al variare dell’angolo di accensione 𝛼 dei tiristori.
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Gli SVC hanno bisogno ovviamente di un sistema di regolazione dell’angolo di conduzione dei tiristori 𝛼 e quindi della potenza reattiva erogata o assorbita (Controllore in figura 9).
La forma d’onda delle correnti assorbite dai compensatori statici non è in generale sinusoidale e quindi è affetta da armoniche che devono essere opportunamente filtrate attraverso i Circuiti di Filtro (FC) presenti al loro interno. Il numero di filtri dipende dal circuito dell’SVC e dalle distorsioni armoniche presenti nel sistema. Inoltre il Circuito di Filtro (FC) non serve solo a tamponare le armoniche, ma alla frequenza fondamentale (50 Hz), ha un comportamento capacitivo e quindi costituisce la componente capacitiva di tutto l’SVC.
La caratteristica statica tensione- potenza reattiva 𝑉 = 𝑓(𝑄), è mostrata in figura 12. Il diagramma a) si riferisce al caso di assorbimento di potenza reattiva (𝑄 > 0); se si connette in parallelo al reattore un banco di condensatori di suscettanza 𝐵𝑐 costante, come indicato in figura 10, la caratteristica statica diventa la b), con erogazione di potenza reattiva (𝑄 < 0) [2], [6].
Figura 12: Caratteristiche statiche tensione-potenza reattiva di un SVC.
Nei grafici di figura 12, si assume che la potenza reattiva 𝑄 sia positiva, quando viene assorbita (e viceversa). La retta MN rappresenta la zona di normale funzionamento, in cui l’angolo di accensione varia tra il valore minimo e il massimo e quindi la potenza reattiva, assorbita o erogata dal compensatore si trova nell’intervallo tra 𝑄𝑚𝑖𝑛 e 𝑄𝑚𝑎𝑥; in questo range di regolazione la
tensione viene mantenuta tra i valori 𝑉𝑚𝑖𝑛 e 𝑉𝑚𝑎𝑥. Al di fuori di questo intervallo, il compensatore ha un comportamento da reattore puro o da condensatore puro.
Si può osservare che la pendenza del tratto rettilineo MN della caratteristica statica e la sua intersezione con l’asse delle ordinate 𝑉, cioè il valore 𝑉0 della tensione a potenza reattiva nulla, sono determinati regolando l’angolo di innesco dei tiristori e possono essere variati entro intervalli piuttosto ampi. Come caso particolare, si può dire che se la pendenza del tratto MN è nulla, 𝑉0 è
pari alla tensione nominale delle sbarre, cui è connesso il compensatore; quindi, a regime, sarà rigorosamente costante e pari al valore nominale [2].
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2.3- Gli STATCOM.
Rispetto agli SVC, gli STATCOM usano un convertitore a tensione impressa (VSC, Voltage Source Converter) al posto dei reattori e dei condensatori controllati a tiristori.
Lo schema circuitale degli STATCOM è dato in figura 13 [7]:
Figura 13: Schema circuitale degli STATCOM.
Il VSC utilizza i dispositivi elettronici di potenza per generare una tensione opportuna 𝑉2, a partire da una sorgente continua di tensione 𝑉𝑐 ,da inviare al trasformatore elevatore, che la converte nella
tensione 𝑉1 del sistema elettrico di potenza, mediante l’erogazione o l’assorbimento di potenza reattiva. In generale, la potenza reattiva è data dalla seguente espressione:
𝑄 =𝑉1(𝑉1− 𝑉2cos Ѳ) 𝑋
Non essendo presenti sorgenti di potenza lato convertitore (batterie o generatori), l’angolo Ѳ tra le due tensioni deve essere zero e quindi si ha:
𝑄 =𝑉1(𝑉1− 𝑉2) 𝑋
Considerando un funzionamento stazionario del dispositivo, se la tensione 𝑉1 del sistema è bassa rispetto a 𝑉2, lo STATCOM eroga potenza reattiva (funzionamento capacitivo Q<0), altrimenti
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Lo schema circuitale monofase degli STATCOM è rappresentato in figura 14 [7].
Figura 14: Schema circuitale relativo a una fase degli STATCOM.
Gli interruttori T1 e T2 (basati sulla tecnologia GTO o IGBT) hanno un periodo di conduzione di 180° ciascuno. I diodi D1 e D2, in antiparallelo rispetto a T1 e T2, permettono la conduzione della corrente in senso inverso. La forma d’onda della tensione tra i terminali P e N è mostrata in figura 15[7].
Figura 15: Forma d'onda della 𝐕𝐏𝐍. La 𝑉𝑃𝑁 è pari a
𝑉𝑑𝑐
2 quando l’interruttore T1 conduce (T2 è aperto) e a − 𝑉𝑑𝑐
2 quando T2 conduce (e
T1 è aperto). La componente fondamentale di 𝑉𝑃𝑁 è così ottenuta: 𝐸1 = √2 ח ∫ 𝑉𝑑𝑐 2 ח 0 sin ɵ𝑑ɵ =√2𝑉𝑑𝑐 ח
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Lo STATCOM può operare in due modi diversi:
Modalità di Regolazione della Tensione: il riferimento per il controllo è un dato valore di tensione che viene inseguito aumentando o riducendo la potenza reattiva scambiata
Modalità di Controllo della Potenza Reattiva: il riferimento del controllo è costituito da un valore di potenza reattiva scambiata che deve essere inseguito al variare della tensione di rete.
Quando lo STATCOM funziona nella prima modalità, segue la caratteristica statica tensione-corrente riportata in figura 16 [7].
Figura 16: Caratteristica statica tensione-corrente di uno STATCOM.
Fintanto che la corrente rimane entro i valori limiti minimi e massimi, la tensione viene regolata lungo il tratto BC. Se la corrente è negativa, abbiamo un funzionamento capacitivo degli STATCOM, mentre se accade il contrario, sarà di tipo induttivo. Si vede che i limiti di corrente capacitivi e induttivi sono simmetrici (±𝐼max ). La pendenza della caratteristica ha un valore compreso tra l’1% e il 4% della tensione. L’equazione che descrive la caratteristica è:
𝑉 = 𝑉𝑟𝑒𝑓+ 𝑋𝑠𝐼 dove:
V è la tensione di sequenza positiva (p.u.);
I è la corrente reattiva (pu/Pnom);
Xs è la reattanza equivalente che tiene conto della pendenza della caratteristica statica di regolazione (pu/Pnom);
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Pnom è la potenza nominale trifase del convertitore.
Il circuito completo trifase di uno STATCOM, basato sugli IGBT ad alta potenza, è quello mostrato in figura 17 [7].
Figura 17: Circuito degli STATCOM, a sei impulsi.
Questo circuito è caratterizzato da sei interruttori, costituiti da sei IGBT, con diodi connessi in antiparallelo, disposti a ponte di Graetz. L’analisi del circuito presuppone che ogni interruttore conduca per 180° solo una volta in un ciclo della tensione di alimentazione in modo da minimizzare le perdite di commutazione. Gli interruttori sono numerati in base alla sequenza in cui vengono accesi. In più gli interruttori collegati in serie in ogni ramo, funzionano in maniera complementare, per evitare il cortocircuito del condensatore C: ad esempio nella prima gamba, l’interruttore 4 può condurre, solo se l’ 1 è aperto (e viceversa).
La f.e.m. 𝐸𝑎𝑛 differisce dalla tensione stellata 𝑉𝑎 per le cadute di tensione sulle resistenze e reattanze di rete ed è quella mostrata in figura 18. Ovviamente quelle di 𝐸𝑏𝑛 e 𝐸𝑐𝑛 sono simili, ma sfasate di 120° l’una dall’altra. Facendo riferimento alla fase a, la forma d’onda di 𝐸𝑎𝑛 è quella in figura, dove è presente anche quella sinusoidale della tensione di alimentazione 𝑣𝑎 [7].
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Figura 18: Forme d'onda di 𝐄𝒂𝒏 e 𝐯𝒂.
Si dimostra che la componente fondamentale della tensione della 𝐸𝑎𝑛 è data dalla seguente formula:
𝐸𝑎1 = 0.45𝑉𝑑𝑐
In generale, l’h-esima armonica della 𝐸𝑎𝑛 è ottenuta come: 𝐸𝑎ℎ = 𝐸𝑎1 ℎ = 0.45𝑉𝑑𝑐 ℎ Con: ℎ = 6𝑘 ± 1 𝑘 = 1,2,3
Queste equazioni valgono, sotto le ipotesi di terna simmetrica delle tensioni (cioè tensioni puramente sinusoidali, sfasate di 120° tra loro) e di resistenza nulla (R=0).
Per una rete tipica a 50 Hz, i tempi di risposta di uno STATCOM sono dell’ordine dei 20 ms, molto più bassi di quelli degli SVC, pari a 30÷70 msec. I dispositivi elettronici di potenza presenti negli STATCOM sono gli IGBT, ovvero transistori bipolari a gate isolato, con in antiparallelo dei classici diodi, come visto in figura 19. Gli IGBT vengono utilizzati come interruttori nelle applicazioni ad alta potenza, infatti sono in grado di gestire tensioni e correnti molto elevate.
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Gli STATCOM hanno quindi i convertitori a tensione impressa al loro interno, che richiedono dispositivi a semiconduttore di potenza a commutazione forzata (gli IGBT), che hanno maggiori costi e perdite rispetto ai tiristori degli SVC. Di contro, gli STATCOM presentano molti vantaggi tecnici, come:
Risposta più veloce, indipendentemente dalle condizioni del sistema.
Richiedono meno spazio, in quanto i componenti passivi (come i reattori) sono eliminati.
Presentano prestazioni migliori degli SVC alle basse tensioni.
Se gli STATCOM devono compensare sia carichi capacitivi, che induttivi, non presentano condensatori; se invece i carichi, da compensare, sono prevalentemente induttivi, allora agli STATCOM possono essere aggiunti dei condensatori o dei gruppi LC.
Come detto prima, gli STATCOM si comportano meglio alle basse tensioni rispetto agli SVC. Ad esempio, se sulla rete avviene un abbassamento di tensione (‘buco di tensione’) del 50% della tensione nominale, un SVC fornisce solo il 25% delle sue prestazioni a tensione nominale, mentre uno STATCOM ne dà il 50%. Per questo, gli STATCOM funzionano meglio degli SVC quando ci sono forti abbassamenti di tensione e aiutano a prevenire situazioni rischiose per il mantenimento della funzionalità della rete.
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2.4- I TCSC.
Altre tecnologie FACTS presenti sul mercato sono i cosiddetti TCSC (Condensatori Serie Controllati a Tiristori); la configurazione circuitale dei TCSC è mostrata in figura 19 [7].
Figura 19: Configurazione circuitale dei TCSC.
Dalla figura, si osserva che i TCSC sono formati da dei reattori controllati a tiristori (TCR), in parallelo con una capacità fissata. Rispetto alle altre tecnologie, i TCSC presentano dei costi mediamente bassi e permettono la protezione del sistema dalle sovratensioni; inoltre sono utili per smorzare le oscillazioni di potenza, che si possono verificare in condizioni di sovratensioni o di guasti.
I TCSC sono dei dispositivi serie in grado di compensare le reattanze longitudinali induttive presenti sulla linea; la compensazione serie viene indicata come percentuale della reattanza induttiva complessiva della linea compensata. Ad esempio una compensazione serie del 20% si ottiene ponendo in serie alla linea una o più capacità che hanno una reattanza capacitiva 𝑋𝑐
complessiva pari al 20% della reattanza di linea 𝑋𝐿. Esistono anche i GCSC (Gate Controlled Serie Capacitor), ovvero condensatori serie simili ai TCSC, che si differenziano per la tecnologia elettronica utilizzata che prevede la presenza dei tiristori GTO, al posto di quelli tradizionali.
Il circuito equivalente dei TCSC, modellato come un condensatore in parallelo con un induttore variabile (TCR), è mostrato in figura 20 [7].
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Considerando le perdite trascurabili, la reattanza del TCSC è data dal parallelo tra Xc e XTCR:
𝑋𝑇𝐶𝑆𝐶 = −𝑗𝑋𝑐𝑋𝑇𝐶𝑅 𝑗(𝑋𝑇𝐶𝑅− 𝑋𝑐) =
−𝑗𝑋𝑐
(1 −𝑋𝑋𝐶
𝑇𝐶𝑅)
Per 𝑋𝐶 < 𝑋𝑇𝐶𝑅, la reattanza 𝑋𝑇𝐶𝑆𝐶 è capacitiva e la corrente 𝐼𝑇𝐶𝑅 è in controfase rispetto alla corrente di linea 𝐼𝐿, quindi si ha la configurazione di figura 21 [7].
Figura 21: Funzionamento capacitivo dei TCSC.
Il viceversa accade quando 𝑋𝐶 > 𝑋𝑇𝐶𝑅 cioè nel funzionamento in modalità induttiva del TCSC. I TCSC hanno tempi di risposta dell’ordine dei 15÷20 msec e sono utilizzati principalmente per incrementare la capacità di trasferimento di potenza sulle linee di trasmissione più critiche, infatti in questi casi il loro inserimento permette di ridurre le impedenze longitudinali delle linee e quindi le perdite, incrementando l’affidabilità del sistema elettrico.
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2.5- Confronto dei costi di investimento.
Per valutare la fattibilità dell’installazione delle tecnologie FACTS, è importante avere un quadro di riferimento chiaro, non solo legato alle caratteristiche e ai vantaggi forniti da ogni dispositivo specifico, ma anche ai relativi costi correlati.
Le spese per i sistemi di trasmissione sono dipendenti da diversi parametri, come il valore della potenza, la tensione di esercizio, i vincoli ambientali locali, le caratteristiche geografiche, i costi di manodopera, ecc. Grazie ai progressi tecnologici nell’industria, i costi si stanno riducendo, in particolare per quanto riguarda l’ambito dei componenti elettronici di potenza, che vengono prodotti in cascata.
Tipici valori di costo dei dispositivi FACTS sono riportati in tabella 2; si suppone che all’interno dei costi di investimento proposti, siano inclusi i costi per le attrezzature, quelli di progettazione, quelli di installazione e quelli di esercizio e manutenzione
Tabella 2: Valori dei costi di investimento dei FACTS [6].
I valori riportati in tabella si riferiscono al caso base; il limite inferiore (valore minimo) si riferisce ai paesi con bassi costi di manodopera, mentre il limite superiore (valore massimo) si riferisce a quelli con alti costi di manodopera (es: Francia, Germania e Paesi Bassi). I costi operativi sono invece legati alla manutenzione e alle perdite.
Componenti Livelli di tensione (KV)
Range di potenza (Mvar/MVA)
Range dei costi (k€/Mvar) SVC 400 100 ÷ 850 30 ÷ 80 STATCOM 400 100 ÷ 400 50 ÷75 TCSC 400 25 ÷ 600 35 ÷ 50
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2.6- Confronto del livello di diffusione e dell’impatto in termini di occupazione superficiale.
I sistemi FACTS, attualmente più diffusi sono rappresentati dagli SVC, presenti in Nord Europa a partire dall’Inghilterra fino ad arrivare alla Finlandia. Gli STATCOM sono le apparecchiature più diffuse dopo gli SVC in ambito europeo. I TCSC sono presenti principalmente nei paesi extraeuropei; le applicazioni più recenti si trovano in Brasile, in Cina e in India.
Gli UPFC sono stati applicati solamente in tre impianti nel mondo, in particolare tutti fuori dall’Europa (due negli Stati Uniti e uno in Corea del Sud) e hanno possibilità di diffondersi ulteriormente nel futuro.
I dispositivi FACTS hanno un impatto in termini di occupazione di superficie all’interno delle sottostazioni. I valori relativi alla occupazione di superficie sono compresi tra 3 e 20 m2 per Mvar installato, ma variano a seconda del tipo di dispositivo come mostrato in tabella 3.
Tabella 3: Occupazione della superficie di alcuni dispositivi FACTS selezionati [6]. Dispositivo Occupazione specifica di superficie
(m2/Mvar)
SVC 5 ÷ 20
STATCOM 3 ÷ 5
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CAPITOLO 3
Limiti di funzionamento degli alternatori degli impianti convenzionali di
produzione.
3.1- Introduzione.
L’obiettivo di questo lavoro è quello di integrare i dispositivi FACTS all’interno di un impianto termoelettrico convenzionale di produzione in modo da migliorarne le prestazioni in termini di gestione della potenza reattiva e di regolazione della tensione sulla rete di trasmissione.
I dispositivi FACTS possono svolgere diverse funzioni all’interno dell’impianto di produzione: permettono di potenziare la capacità di trasmissione di potenza dell’alternatore, superandone i limiti di impiego; hanno dei bassi tempi di risposta e quindi sono più veloci; riescono a stabilizzare e controllare in maniera più pronta la tensione del sistema, ripristinandola. Di contro, i FACTS hanno delle perdite superiori a quelle degli alternatori, che vengono valutate per diverse condizioni di carico sulla rete e di scambio di potenza reattiva.
A questo scopo, è necessario definire i limiti di funzionamento dell’alternatore in termini di potenza attiva e reattiva che possono essere gestite dall’impianto.
Nel funzionamento a regime permanente, esistono dei vincoli ben precisi riguardanti i valori che possono assumere la tensione ai morsetti e le potenze attiva e reattiva prodotte, per cui nel piano delle caratteristiche (q/v, pe/v) o in quello (q, pe) non tutti i punti corrispondono a condizioni di
funzionamento ammissibili. I limiti dei generatori dipendono dalle caratteristiche proprie della macchina.
Per quanto riguarda la tensione statorica v, essa deve essere compresa tra un minimo e un massimo, dati da [1]:
𝑣𝑚𝑖𝑛 < 𝑣 < 𝑣𝑚𝑎𝑥 con: 𝑣𝑚𝑖𝑛 = 0.90 ÷ 0.95 𝑝. 𝑢. e 𝑣𝑚𝑎𝑥 = 1.05 ÷ 1.10 𝑝. 𝑢.
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Oltre ai limiti legati alla tensione statorica v, gli altri sono:
Limite termico di statore.
Limite termico di rotore (o in sovra-eccitazione).
Limite in sotto-eccitazione.
