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Documento PDF - Università degli Studi di Padova

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1. Tabella 5 7 Flussi di potenza a regime Ricordando che in prima battuta si sono disattivate tutte le logiche di controllo locali per osservare un caso di riferimento relativo al sistema allo stato naturale 107 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 08 0 048 MW 0 04 0 02 0 00 2 8 0 3 2 3 4 9 TA s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 58 Dinamica del generatore dopo il distacco dalla rete principale in esportazione di reattivo Oj 0 381 kV 0 375 nn 0 250 0 125 0 000 0 125 i 2 8 0 3 2 3 4 9 7 4 s 10 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 59 Profilo di frequenza dopo l evento con la rete i esportazione di reattivo 108 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate In questo modo si ottenuto un termine di paragone utile per valutare l impatto delle logiche di controllo Riportiamo l andamento di tensione e frequenza in modo da poter poi confrontare l evoluzione di queste grandezze col
2. Figura 3 19 Interfaccia per l inserimento di soglie e parametri di regolazione per la limitazione della potenza attiva Figura 3 20 Interfaccia per l inserimento della funzione matematica descrittiva della caratteristica scelta 42 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Purtroppo per far risaltare sufficientemente bene nello stesso grafico sia il comportamento del generatore in erogazione di potenza attiva sia l andamento della frequenza e le relative soglie stato necessario esprimere la frequenza in per unit Si vede quindi come al crescere della frequenza quando questa supera la soglia delle 1 006 p u 50 3 Hz viene abilitato il segnale di Lock in evidenziato in fucsia La caratteristica implementata fornisce quindi il riferimento che viene seguito dalla macchina in erogazione di potenza attiva Ad un certo istante anche se non semplice leggerlo dal grafico la frequenza raggiunge il suo massimo e comincia a ridiscendere Tale istante evidenziato dal segnale Isteresi il che comporta che il riferimento fornito in ingresso al regolatore PID non sia pi calcolato sulla caratteristica in funzione della frequenza ma sia invece fisso e pari al valore di potenza attiva erogata all istante di abilitazione del segnale di Isteresi Vediamo in figura 3 21 ora come si comporta il controllo in ri
3. ES i l I I I I I I I I I l l I I I I I I I I 50 30 p I I I l I I l I I I I l I I 000 Hz l I I I I 49 90 a L 2 6 1 3 0 1 15 2 9 s 4 2 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz Figura 5 68 Profilo di frequenza caso paradigmatico 115 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Ancora una volta l intervento della protezione 81 per intervenuta sovrafrequenza Dalle prove effettuate si visto che lo sbilanciamento di potenza reattiva ha una certa influenza sul sistema che per secondaria rispetto all effetto della potenza attiva Infatti l intervento avviene sempre a seguito della protezione 81 5 5 1 Logica P f f Si attiva ora anche il controllo nell erogazione di potenza attiva Db 3 323 3ts _ As ol cel SSD cl lui I i 0 070 MW 0 06 0 04 0 02 0 00 I I I I I 0 02 n n I n I A 2 6 1 3 0 1 15 2 9 s 42 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 69 Dinamica del generatore con attiva la logica di limitazione della potenza attiva In questo caso le protezioni intervengono dopo un tempo molto lungo pari a oltre 2 secondi Si configurata una situazione potenzialmente pericolosa
4. PLL_Sbarra_Singen Frequenza misurata Generatore Misura potenza attiva P_f Riferimento potenza attiva P_f Isteresi P_f Segnale di lock in Figura 5 13 Dettaglio sull azione della logica di limitazione della potenza attiva Si evince che le protezioni rilevano il guasto in maniera efficace Anzi il Lock in a livello logico occorre ma quando il generatore gi stato distaccato dalla rete e solo perch la misura della frequenza viene effettuata ai morsetti del generatore causando quindi una rilevazione faziosa il generatore non sta alimentando niente ma non spento quindi virtualmente la sua frequenza ai morsetti tende all infinito Dalla figura 5 14 seguente abbiamo la conferma che ad intervenire stata la protezione 27 59 per minima tensione Riportiamo anche l andamento della tensione alla sbarra BT 69 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 0 30 n i n 3 0 0 4 2 2 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 81_Generatore sincrono Figura 5 14 Istanti di intervento delle protezioni 0 500 0 375 0 250 4 8 7 4 s 10 0 r 0 125 0 000 gt 0 125 1 I 3 0 0 4 2 2 Sbarra_BT 0 4kV Line to Line Voltage Magnitude in kV 4 8 TA s 1
5. UNIVERSIT DEGLI STUDI DI PADOVA Dipartimento di Ingegneria Industriale Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Elettrica TESI DI LAUREA MAGISTRALE Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e reti di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate RELATORE Prof Roberto Turri LAUREANDA Matteo Novella ANNO ACCADEMICO 2014 2015 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Sommario Questo lavoro di tesi ha come obiettivo lo studio delle interazioni tra generatori sincroni per bassa tensione e rete di distribuzione in alcuni casi specifici definiti dalla norma italiana CEI 0 21 intitolata Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica In particolare si voluto studiare l effetto dell applicazione ai generatori sincroni alcune prescrizioni che allo stato attuale sono previste solo per generatori statici sebbene la norma stessa specifichi che prescrizioni simili sono allo studio anche per generatori rotanti Le prescrizioni adottate nello specifico trattano la fornitura di servizi di rete da una parte con una gestione della pot
6. stata sottoposta a diverse simulazioni all interno dell ambiente Power Factory Le simulazioni sono state effettuate in funzione della quota di produzione relativa alla generazione distribuita in modo da vagliare diversi scenari relativamente allo sbilanciamento dei flussi di potenza External Grid bsg Sbarra_MT 20kV 8 Trasformatore MT BT 0 4 MVA 20 0 4 kV Dyn11 Sbarra_BT 0 4kV Linea_04 0 25 km Linea_03 0 25 km Linea_02 0 25 km Linea_01 0 25 km V V V Generatore Carico_03 Carico_02 Carico_01 Figura 11 Topologia della rete utilizzata per le simulazioni dinamiche Per ogni scenario si proceduto innanzi tutto con una simulazione di distacco dalla rete MT senza che sul generatore rotante fosse applicata alcuna logica di regolazione per verificare il comportamento che si avrebbe in condizioni normali al fine di ottenere un set di risultati di controllo con il quale paragonare i risultati ottenuti applicando le varie logiche Successivamente si proceduto con i test relativi all implementazione dei vari modelli evidenziando eventuali criticit utili per comprendere in quali occasioni l implementazione di tali logiche di controllo risulta utile ai fini della sicurezza nell erogazione del servizio elettrico e in quali viceversa risulta dannosa 57 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole ind
7. 0 500 0 125 2 1 0 9 0 3 1 6 2 8 s 4 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Terminale_Lontano Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 84 Profili di tensione nello scenario di quasi bilanciamento Le protezioni intervengono correttamente come nel caso precedente in tempi leggermente pi lunghi Il caso presentato sicuramente critico ma pu essere gestito utilizzando la caratteristica di droop pi funzionale Nelle simulazioni presentate fino ad adesso si gi implicitamente esposto il caso di sovraccarico di potenza reattiva come logica conseguenza del modo di operare pi comune per una unit produttiva Successivamente quindi sar presentato solo il caso di sovragenerazione di potenza reattiva mantenendo intanto i livelli precedenti per quanto riguarda la produzione di potenza attiva portandosi quindi in una condizione in cui la rete sta esportando sia potenza attiva che potenza reattiva 132 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Infine si ridurr il livello di generazione distribuita per esaminare anche il caso pi frequente in cui la GD non copre interamente il fabbisogno della rete locale 5 7 3 Sovragenerazione di potenza attiva e reattiva Presentiamo la situazione del parco di generatori Per le simulazioni presentate di seguito si tornato ad implementare
8. Apertura 81 Inverter_Lontano Figura 5 82 Operativit protezioni controllo di reattivo con caratteristica di droop alternativa L accorgimento sembra efficace Da un dettaglio si scopre anche che adesso sono prima le protezioni di minima tensione ad intervenire e quindi quelle di frequenza In ogni caso il comportamento della rete ora accettabile garantendo la sicurezza dell esercizio Si riporta il profilo di tensione alle due sbarre in figura 5 83 130 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 500 _ r 2222p_ A S e 3 l l l l l l I I I l l I I I I I I I l l l I I I I 0 375 CROSTERSnza 58k OT asa ii i Z i I I I l l l 06 kV I I I I I I I I 0 250 f P lt p 244 t 1 0 125 0 000 kV I I 0 125 2 1 0 9 0 4 1 6 2 8 s 4 1 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Terminale_Lontano Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 83 Profilo di tensione alle due sbarre Si intende ora fare un ulteriore test riducendo la produzione di uno dei generatori per fare in modo che lo sbilanciamento tra i flussi di potenza sia molto molto basso per quanto riguarda la potenza reattiva Sara mantenuta attiva la logica di regolazion
9. Qui di seguito si voluto verificare il funzionamento della regolazione con un test fatto ad hoc nel software DIgSILENT PowerFacory Un generico generatore stato equipaggiato col regolatore descritto in precedenza in questo caso stata scelta la curva caratteristica di tipo a Ai morsetti del generatore stata imposto un profilo di tensione arbitrariamente definito dall utente e quindi misurando la potenza attiva e reattiva erogate si verificato che il complesso generatore regolatore funzionasse nel modo atteso Si scelto di fissare la soglia di tensione a 1 05 p u mentre il generatore sta erogando 50 kW Nel grafico in figura 3 7 si pu apprezzare come il generatore eroghi a cos unitario fino a che la tensione resta al di sotto del livello scelto dopo di che si verifica il Lock in il cui istante evidenziato in fucsia In questo istante il riferimento cambia e si pu apprezzare in verde come il regolatore fornisca un cos da inseguire calcolato istante per istante sulla potenza attiva erogata in quel preciso momento Si nota come il riferimento sia oscillante il che normale perch le oscillazioni che si verificano nella tensione influenzano anche la potenza attiva erogata La macchina regola la sua eccitazione per seguire il riferimento il che avviene nel giro di pochi secondi Nei grafici successivi si pu apprezzare come dopo il transitorio dovuto alla transizione del riferimento e all inizio della regolazion
10. Vedrana Department of Electromechanical Engineering University of Osijek Synchronous Generator Modeling Using Matlab 2008 140
11. che dopo il distacco dalla rete la frequenza alla sbarra BT presenta un brusco aumento che si traduce in un aumento nell assorbimento dei carichi per quanto riguarda la parte dipendente dalla frequenza Parallelamente si verifica una riduzione di tensione che influisce anch essa in modo correlato Il risultato che l adeguamento delle potenze erogate dal generatore ha l andamento mostrato in figura 5 30 il tutto fino a quando la protezione di massima frequenza distacca il generatore Si pu affermare che nello scenario presentato la richiesta di potenza diminuisce nei primi istanti del transitorio in funzione della diminuzione di tensione dovuta al deficit di potenza reattiva dopo il distacco come mostrato nell immagine seguente 0 30 0 00 0 60 2 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 31 Tensione alla sbarra BT dopo l apertura dell interruttore in surplus di potenza attiva 86 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Successivamente in parte per l intervento nell erogazione di potenza reattiva capacitiva da parte del generatore che comunque tende a diminuire in parte per l andamento della frequenza alla sbarra BT che tende ad aumentare molto velocemente l assorbimento dei carichi ha una brusca diminuzione
12. essendo il sistema in deficit il generatore l unico che pu fornire la potenza richiesta dai carichi Notiamo che l intervento delle protezioni avviene con gli stessi tempi se non pi rapidamente Ma che effetto ha avuto la logica di diminuzione della potenza attiva Vediamola nel dettaglio in questo grafico che riporta l andamento della frequenza misurata ai morsetti del generatore raffrontandola con le soglie impostate per l attivazione del Lock in Ricordiamo che il sistema comincia a diminuire il riferimento quando la frequenza supera i 50 3 Hz per arrivare a zero se quando la frequenza raggiunge i 51 5 Hz Inoltre si voluto evidenziare anche il segnale correlato all attivazione della condizione di isteresi che nella simulazione in oggetto non occorre mai in quanto per le caratteristiche della prova la frequenza non ritorna mai sotto la soglia dei 51 5 Hz 160 x 0 000 st 87 s__ ee _ si D S X 9 000 s I I I I I I I I I I I I I I I I I I 120 _ st aozica __ H 1 145 pu 4 I I 1 000 7 Y 1 050 I j 1050 Y 1 006 I I I I I I I I I I 0 80 H H 3i I I I I I I I I I I I I I I I sl VaR DI si ea Resa Ca Sane nni I I I I l l I 0 000 L I 4 m 9 00 I I I H I I I I i I I I I I I 0 40 A A A i A A A I A A A I A A A L A sta i 3 0 0 4 2 2 4 8 TA s 10 0
13. potrebbe essere un protocollo di comunicazione tra la cabina secondaria e gli impianti GD ad essa sottesi con la funzione di disattivare le logiche di controllo se il flusso di potenza in cabina secondaria presenta la tendenza ad attestarsi all equilibrio Si ritiene di specificare che in casi particolari come quello descritto poco sopra la condizione della rete ad essere pericolosa in se e tale criticit va affrontata considerando l uso di sistemi di protezione pi sofisticati di quelli previsti per i generatori connessi alle reti di distribuzione 138 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 7 Bibliografia e N Jenkind G Strubac and J Ekanayakr Distributed Generation United Kingdom Institution of Engineering and Technology 2010 e CEI CEI 0 21 Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica rev 2 Dicembre 2012 e CEI CEI 0 16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica rev 3 Dicembre 2012 e CESI Ricerca di sistema Controllo della rete MT per il funzionamento in isola accidentale o intenzionale 2005 e Terna Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita per l anno 2012 2012 e GSE Rapporto
14. prodotta reattiva richiesta dai prodotta carichi nominale 185 kW O kVAR 130 kW 40 kW 68 kVAR Tabella 5 16 Flussi di potenza a regime Quindi si riportano i risultati Caso base Come si vede nel grafico presentato successivamente tutte le protezioni sono entrate in funzione nel tempo di qualche decimo di secondo come ci si aspetta che sia Non ci si dilunga su questo caso in quanto rappresenta una condizione di funzionamento standard che ci serve solo a scopo di confronto 128 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 0 30 1 2000 0 9000 1 2 0 4 0 4 1 2 Apertura 27 59_ Generatore sincrono Apertura 27 59_Inverter Apertura 81_Generatore sincrono Apertura 81_Inverter Apertura 27 59 Generatore_Lontano Apertura 27 59 Inverter_Lontano Apertura 81 Generatore_Lontano Apertura 81 Inverter_Lontano Figura 5 80 Operativit protezioni caso base Regolazioni attivate 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 s 0 2000 0 0000 1 2000 Apertura Apertura Apertura Apertura Apertura Apertura Apertura Apertura t 4 H 4 4 0 6 1 6 3 7 27 59_Generatore sincrono 27 59_Inverter 81_Generatore sincrono 81_Inverter 27 59 Generatore_Lontano 27 59 Inver
15. regolazione del fattore di potenza abbia inizio Come si vede nel grafico successivo ci non accade X 0 276s T 0 375 H 4 p 0 000 0 000 kV 0 125 3 0 0 4 22 4 8 7 4 s 10 0 Sbarra_BT 0 4kV Line to Line Voltage Magnitude in kV Q_V Segnale di lock in Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 20 Dettaglio sul profilo di tensione e sull erogazione di potenza reattiva da parte del generatore La tensione diminuisce abbastanza velocemente quando occorre il distacco dalla rete principale causando l intervento delle protezioni di minima tensione che sganciano definitivamente il generatore in 0 276 secondi come si evince dal grafico successivo 75 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 30 0 00 0 30 3 0 0 4 2 2 4 8 7 4 s 10 0 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 81_Generatore sincrono Figura 5 21 Segnali rappresentativi della categoria di protezione che interviene e del tempo di apertura L assorbimento dei carichi presenta l andamento noto del quale omettiamo la rappresentazione grafica In questa situazione il regolatore quindi non interviene neppure e sicuramente non influisce nelle normali operazioni di rilevamento del guasto Ricordiamo che qualora la re
16. 305 288 264 Quadrature axis synchronous 180 167 157 145 Direct axis transient 24 0 22 2 21 0 19 3 Direct axis subtransient i 5 11 8 10 9 10 3 9 5 Quadrature axis subtransient 13 2 12 2 11 5 10 6 12 6 11 6 11 0 10 1 I At dt 28 22 TIME CONSTANTS s Open circuit Transient Subtransient Armature MECHANICAL CHARACTERISTICS D end bearing Lubrication 6215 2RS C3 Prelubricated N end bearing Lubrication 6311 2RS C3 Prelubricated Overspeed r p m Inertia J kgm2 Refer to B34 construction 0 924 Weight kg Method of cooling Cooling air required m3 s 50 60 Hz 0 31 0 39 Degree of protection IP23 B2 SAE IM B34 CW OTHER DATA Phase resistance Q 20 C Star series 0 045 Overloads 10 for 1 hour every 12 hours 3 phase short circuit sustained current 300 3 In with auxiliary winding Voltage regulation accuracy 0 5 In steady state condition Radio interference EN 55011 Class B Group 1 Wave form THF lt 2 Total harmonic content lt 2 At no load Figura 4 2 Scheda tecnica relativa al generatore utilizzato Protezioni Le protezioni sono una componente importante della rete utilizzata per i test in quanto saranno i componenti tramite i quali effettivamente verificheremo se in alcune situazioni ci sar la possibilit dell instaurarsi di fenomeni di isola indesiderata 49 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione
17. 95 cosp max dipende dalla potenza complessiva installata 0 95 fino a 6 kW 0 90 oltre 6 kW Figura 3 2 Curve caratteristiche standard cos f P 25 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate AI fine di ottenere un comportamento omogeneo di tutti i generatore l allegato E stabilisce criteri univoci per la determinazione delle curve caratteristiche In particolare la curva di tipo a definita dall interpolazione dei 3 punti A P 0 2Pn cos p 1 e B P 0 5 Pn cos p 1 e C P Pn COS COS max Dove con cos max si intende 0 95 induttivo per macchine fino a 6 kW e 0 9 induttivo per le taglie superiori La curva caratteristica standard di tipo b definita dai punti e C P Ph COS p COS max e D P 0 05 Ph cOS COS max Il distributore pu prescrivere curve caratteristiche diverse da quelle suggerite in base alla rete al carico ed alla potenza immessa Nella figura 3 2 riportato a titolo di esempio una variante della curva di tipo a che consiste in una modifica del livello di potenza attiva in cui inizia la regolazione in assorbimento di potenza reattiva Entrambe le modalit sono abilitate in funzione di una tensione di Lock in ad esempio pari a 1 05 Vn il cui valore comunicato dal distributore nel regolamento d esercizio Il valore di Lock in deve essere regolabile tra 0 9 Vn e Vn co
18. Mvar cosfi_P Segnale di lock in Figura 5 19 Dinamica del generatore dopo l apertura dell interruttore in cabina Nel grafico presentato sopra sono apprezzabili gli andamenti delle potenze ed riportato anche il segnale che correlato con il Lock in della regolazione Tale evento non accade mai i quanto il controllo del fattore di potenza si abilita solo al verificarsi di alcune condizioni Per prima cosa il generatore deve produrre una certa potenza attiva in per unit cio rispetto alla sua taglia 74 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate La normativa prevede per la curva che si scelto di implementare nel regolatore una soglia di 0 5 p u Nel caso in esame tale soglia risulta molto alta e se si impostasse il generatore per produrre tale potenza vista la configurazione della rete di test lo sbilanciamento tra i flussi di potenza risulterebbe del tutto sfalsato Si quindi scelto di impostare una soglia molto bassa pari a 0 05 p u peraltro prevista dalla norma come sorta di funzione a regolazione continua che garantisce ai fini pratici l abilitazione della regolazione in modo esclusivamente dipendente dalla tensione La tensione nel punto di misura cio ai morsetti del generatore deve superare a sua volta una certa soglia che qui impostata a 1 05 p u rispetto alla tensione nominale affinch la
19. al sostegno dell isola devono avere determinati requisiti e Capacit produttiva sufficiente a sostenere l assorbimento dei carichi e Un sistema di coordinamento con la rete MT per indentificare la condizione di isola e Un sistema per la sincronizzazione della porzione della rete in isola con la rete elettrica principale per la riconnessione e Un sistema di regolazione primaria e secondaria Quest ultimo punto particolarmente importante in quanto non essendoci pi il sincronismo con la rete deve esserci un impianto di produzione facente parte dell isola deputato a svolgere la funzione di master cio a fungere da riferimento per l intera isola mentre gli altri impianti devono funzionare da slave Ci deve essere quindi un coordinamento tra tutti gli impianti presenti nella porzione di rete di interesse Inoltre non detto che nella rete siano presenti impianti di dimensione tale da garantire un effettiva capacit regolante La formazione di isole intenzionali quindi possibile solo in porzioni di rete appositamente predisposte 2 1 2 Isola indesiderata Una volta esposto il concetto di isola intenzionale risulta immediatamente pi chiaro cosa si intende per isola indesiderata Rappresenta una condizione di funzionamento in primo luogo non voluta ed in secondo luogo potenzialmente pericolosa Istintivamente non chiaro perch il fenomeno sia dannoso in quanto verrebbe da pensare che se una certa porzione di rete dov
20. aoranc e a e a ine ana ALE 15 1 2 2 Sistemi di protezione secondo CEI 0 21 iii 16 2 Il problemadell isola indesiderata ii 19 2 1 Generalit sul concetto di iSOla i 19 2 1 1 Isola intenzionale a aerei ile aaa 19 2 1 2 Isola indesiderat s s n lalla naro 21 2 1 3 Isola temporanea iiu O alal lana 22 3 Partecipazione delle unit GD alla fornitura di servizi di rete 23 3 1 Partecipazione delle unit GD al controllo di tensione 23 3 1 1 Requisiti dei generatori impianti immissione di potenza reattiva 23 3 2 Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una caratteristica aE AEE E A hell RL RARI 25 3 2 1 Modalit di funzionamento della regolazione automatica di potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard cos f P ii 26 3 2 2 Implementazione nel software di simulazione ii 27 3 3 Erogazione assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva caratteristica 0 fMii rca iaia 32 3 3 1 Modalit di funzionamento della regolazione automatica di potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard Q f V ii 33 3 3 2 Implementazione nel software di simulazione i 34 3 4 Limitazione della potenza attiva delle unit GD 38 3 4 1 Limitazione della potenza attiva in presenza di transitori sulla rete
21. connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Anche in questo caso i dati rilevanti sono quelli fino al momento dell intervento delle protezioni in quanto successivamente la sbarra sulla quale viene fatta la misura ad esempio di frequenza risulta completamente disalimentata situazione non gestita dal software di simulazione che mantiene quindi i valori ottenuti all ultima iterazione valida A completamento dell analisi presentiamo i dati relativi all assorbimento di potenza attiva e reattiva dei carichi dai quali si pu verificare come l andamento nell erogazione di potenza attiva e reattiva del generatore sia conseguente all andamento nell assorbimento dei carichi 40 00 Ye i I I i I I I I I I I 30 00 sro _ d I I I I I I I I 20 00 H 4 4 H r tt nun I I I I I I I I I I I I I l I I I 10 00 ee I I I I I j I I i coco i 0 00 299 p u I I I I l I I I I I I l I i I 10 00 3 0 0 4 z5 4 8 7 4 s 10 0 Cub_2 PQ Mea carico 1 P Carico 1 kW Cub_2 PQ Mea carico 1 Q Carico 1 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 2 P Carico 2 kW Cub_2 PQ Mea Carico 2 Q Carico 2 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 3 P Carico 3 kW Cub_2 PQ Mea Carico 3 Q Carico 3 kVar Figura 14 Assorbimento dei carichi a seguito dell apertura dell interruttore in c
22. del generatore dopo il distacco dalla rete principale Il comportamento buono nel senso che il generatore viene distaccato in tempi brevi ad opera della protezione di tensione Osservando il grafico seguente che offre un maggiore dettaglio sulla potenza attiva e la sua modulazione notiamo che l assetto scelto garantisce un funzionamento molto pi pulito anche della logica di limitazione della potenza attiva che agisce efficacemente senza entrare in una modalit di funzionamento indesiderata del tipo bang bang Rende anzi particolarmente apprezzabile come la modulazione della potenza evidenziata dal riferimento verde chiaro segua la frequenza fino al distacco che accompagnato dal raggiungimento della soglia per la quale anche il riferimento diventa nullo 100 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 160 _K5 00008 0 40 1Re 0 00 0 40 1 9 0 2 1 6 3 3 5 1 s 6 8 Generatore Potenza attiva generatore P_f Riferimento potenza attiva P_f Segnale di isteresi P_f Segnale di lock in PLL_Sbarra_Singen Frequenza ai morsetti Figura 5 50 Dettaglio sull erogazione di potenza attiva e sul funzionamento della caratteristica P f f Si pu affermare che nel caso particolare in cui una porzione di rete si trova a dover esportare potenza prodotta dalla ge
23. di trasmissione iiia a iaa a aii idea iii 38 3 4 2 Modalit di funzionamento della logica di limitazione della potenza attiva 38 3 4 3 Implementazione nel software di simulazione ii 40 4 Configurazione dell ambiente di simulazione ii 45 4 1 Introduzione ta sra alech ii 45 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 6 7 4 2 Caratterizzazione degli elementi di rete 46 Simulazioni dinamiche c agonia e Lia ahi 57 5 1 Introduzione riti aaa 57 5 1 1 Influenza dei flussi di potenza sui parametri di rete 58 5 2 Sovraccarico di potenza attiva ii 62 5 2 1 Logica P t f st4 Wie LIE NEGLI GENERA 67 5 2 2 Logica O E ATA EEEE EE A E iL 72 5 2 3 Logicatcosol P uurna E E aio 74 5 3 Sovragenerazione di potenza attiVa 84 5 3 1 Losta PE aI tiranni sale nen 88 5 3 2 Logica Q fMo delia lalla iaia 92 5 3 3 Logica cog iP oarra AI Aa A AE EA ET IAO 100 5 4 Sovraccarico di potenza reattiva 106 5 4 1 Fogica P tf f ma carola elle a 110 5 4 2 Logica Q f V ccr ii ebbe aa lione era 111 5 4 3 Logica Cos p t P ts cieli 112 5 5 Sovragenerazione di potenza attiva e potenza reattiva 114 5 5 1 Logica P f f aco ae A nia an alii 116 5 5 2 Logiche Q f V e COS p f P i 119 5 6 Est
24. di isola indesiderata si possono verificare diversi scenari a seconda della situazione dei flussi di potenza prima del distacco Per capire perch questa condizione di funzionamento da evitare utile prima esporre il concetto di isola intenzionale 2 1 1 Isola intenzionale Si parla di isola intenzionale quando una porzione di rete BT che resta isolata dal sistema elettrico globale resta in tensione ma con l accortezza di mantenere i parametri di rete tensione e frequenza ai valori nominali Un isola intenzionale pu anche funzionare in modo permanentemente isolato dalla rete principale come nel caso di aree rurali con poche utenze alimentate da piccoli impianti in loco ad esempio malghe e alpeggi Si configurano quindi due modalit in linea di massima di funzionamento dell isola intenzionale Piccole utenze rurali geograficamente remote per le quali i concetti di Power Quality hanno valenza relativa e reti di dimensione e composizione arbitraria che per varie ragioni possono o devono funzionare in isola come ad esempio distretti industriali con lavorazioni particolarmente pregiate strutture sanitarie grandi navi da crociera eccetera 19 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Il secondo caso quello di interesse e impiego notevolmente maggiori presenta considerevoli complicazioni in quanto non sufficiente c
25. f qa Quindi in sostanza in una rete le variazioni di potenza attiva interessano la frequenza mentre le variazioni di potenza reattiva influenzano la tensione Si possono utilizzare dei generatori sincroni in completa erogazione di reattivo al solo fine di controllo della tensione 60 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Vediamo alcune situazioni che si possono verificare distinguendo i seguenti casi e Sovraccarico di potenza attiva Pioad gt Pep in questa condizione la potenza assorbita dai carichi maggiore della potenza prodotta dai generatori distribuiti cio la rete sta importando potenza attiva A seguito di un distacco la formazione di un isola praticamente impossibile Si assiste ad una progressiva diminuzione della frequenza che comporta l intervento delle protezioni di minima frequenza e Sovraccarico di potenza reattiva Qioad gt Qep in questa condizione la potenza reattiva assorbita dai carichi maggiore di quella erogata dai generatori Tale situazione frequente in quanto i generatori GD non essendo deputati normalmente al controllo della tensione possono funzionare spesso a fattore di potenza unitario Un deficit di potenza reattiva viene principalmente bilanciato da un aumento di produzione di reattivo dai generatori portando ad una riduzione di tensione ma a seconda della consistenza del d
26. fattore di potenza 112 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Per la verit tale controllo ha un effetto pi pesante nella riduzione della potenza reattiva erogata nei primi istanti La soglia di attivazione per la logica di controllo del fattore di potenza infatti pari a 1 05 p u al contrario della logica Q f V che si attiva a 1 08 p u Naturalmente come gi detto la caratteristica entro certi limiti modificabile si potrebbe quindi pensare di attivare un tipo di logica a regolazione continua Tuttavia non se ne vede il motivo avendo gi verificato i requisiti di sicurezza nell esercizio Vediamo un dettaglio del transitorio di tensione ottenuto in quest ultima simulazione 0 389 kV Figura 5 65 Transitorio di tensione al momento del distacco 113 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 5 Sovragenerazione di potenza attiva e potenza reattiva Come ultima categoria di simulazioni si vuole esaminare il caso in cui la rete stia esportando sia potenza attiva che potenza reattiva Si avranno quindi i seguenti sbilanciamenti tra flussi di potenza Potenza attiva Potenza Fattore di AP AQ prodotta reattiva potenza prodotta 70 kW 20 kVAR 18 78 KW 7 9 KVAR T
27. in impianti di potenza complessiva fino a 3 KW purch in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo compreso tra cos 0 98 in assorbimento di reattivo e cos 0 98 in erogazione di reattivo e Inverter in impianti di potenza complessiva superiore a 3 kW e fino a 6 kW purch in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cos lt 0 95 in assorbimento e cos w 0 95 in erogazione di reattivo f Inverter in impianti di potenza complessiva superiore a 6 kW purch in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cos 0 90 in assorbimento di reattivo e cos lt 0 90 in erogazione di reattivo 23 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Nella figura seguente sono esplicitate una capability triangolare ed una rettangolare valide per impianti di potenza superiore a 6 kW P P cosp 0 9 q assorbimento induttivo Coso 0 9 erogazione capacitivo Capability rettangolare Per ogni P Ph Q 0 4843 Pn E OLIOLLICLI ia Selena C Q asi e 009 n OC ER RR dee tate KS ks 2A 3 o Capability triangolare Per ogni P P Q 0 4843 P s 2se90 38 lt gt lt gt 2S e no IS L 9a e 2S 9 a KA RSS te S
28. potenza che stata abilitata in questa prova nelle pagine seguenti sono riportati nei grafici con gli usuali parametri di rete i risultati ottenuti Si ricorda che si sta studiando uno scenario che prevede degli sbilanciamenti ridotti pur mantenendo il verso dei flussi di potenza esposto all inizio della trattazione Il comportamento praticamente identico a quello riscontrato con gli sbilanciamenti molto pi ampi confermando la bont di questo tipo di regolazione per gli scenari descritti Non si riportano gli andamenti delle principali grandezze di rete in quanto si pu fare riferimento ai grafici esposti in precedenza 104 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 000 s 50 00 47 00 s 1 3 4 2 7 1 quency in Hz 1 6 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Fre 4 4 f V Figura 5 55 Dinamica della frequenza alla sbarra BT con la logica Q i I I l I I I l I 4 I I l l I I I I I 4 I I l I I I I l l I l I I l I I I I l I I l I I I I I 8 3 s 6 0 T l I l I I I l I l l I l I I I I I l I I I I l I l l I I l I I I I l I l l I I I I I 3 7 1 4 0 010 Mva X 0 2808 ____ 0 000 Mvar 0 9 Generatore Positive Sequence Active Power in MW 0 08 0 06 0 04 0 02 0 00 0 02 3 2 Genera
29. prima dell apertura della protezione di massima frequenza ERA X 0 202s______ 51 80 H 4 h 50 80 1 L 50 30 H pi ai te SE eran 1 49 80 2 0 1 0 0 1 LR 22 s 3 3 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz Figura 5 32 Frequenza alla sbarra BT dopo l apertura dell interruttore in surplus di potenza attiva Nel grafico precedente stato riportato l andamento della frequenza alla sbarra BT L intervento delle protezioni occorre per raggiunta massima frequenza dopo circa 0 202 secondi dall evento Useremo questo scenario dove ricordiamo non stata abilitata alcuna logica come paradigma al fine di confrontare il comportamento dei casi studiati con la situazione di riferimento 87 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 3 1 Logica P f f In questa simulazione il generatore stato equipaggiato con la logica di limitazione nell erogazione di potenza attiva in funzione della frequenza Il sistema nelle stesse condizioni inziali presentate precedentemente con lo stesso sbilanciamento tra i flussi di potenza quindi in eccedenza di produzione Come gi accennato precedentemente i regolatori sono in molte situazioni disegnati p
30. statistico 2012 Impianti a fonti rinnovabili 2013 e Cao Yuan Ma Jin Research PID Parameters Optimization of Synchronous Generator Excitation Control System 2010 e IvanJadric Dusan Borojevic Martin Jadic Modeling and Control of a Synchronous Generator with an Active DC Load 2000 e A C Lopes A C Nascimento J P A Vieira M V A Nunes U H Bezerra Reactive Power Control of Direct Drive Synchronous Wind Generators to Enhance the Low Voltage Ride Through Capability IREP 2010 139 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate e R Brundlinger Benoit Bletterie Unintentional islanding in distribution grids with a high penetration of inverter based DG Probability for islanding and protection methods 2011 e R Caldon M Coppo R Sgarbossa L Sgarbossa R Turri Department of Industrial Engineering University of Padova Risk of unintentional islanding in LV distribution networks with inverter based DGs 2013 e Marelli Motori MEC 100 Sistema digitale di regolazione modello matematico 2009 e Riccardo Sgarbossa Tesi di laurea magistrale Universit degli studi di Padova Modello di sistemi di protezione e procedure di selezione automatica del tronco di guasto per reti di distribuzione attive 2012 e Manuale Tecnico del software DIgSILENT PowerFactory ver 14 1 e Spoljaric Zeljko Miklosevic amp Jerkovic
31. tale da evidenziare problemi connessi alla fedelt dei sistemi di misura in casi particolari Non il nostro interesse in questo studio si sono mantenuti i parametri standard cercando di fare in modo che i sistemi di misura influenzassero la rete il meno possibile Ad esempio per i TV si tenuto un rapporto di trasformazione di 1 1 Riportiamo a titolo di esempio le interfacce di configurazione di tali strumenti Generation Adequacy Tie Open Point Opt Description Basic Data LoadFow VDE IEC Shot Circut Complete Shot Circut Harmonics l Optimization State Estimator Reliability ANSI Short Circut 1EC61363 RMS Simulaton EMT Smulation TT A stable integration algorithm Controller Gain ho integration Gain Bo Upper frequency limit Lower frequency limit Figura 4 9 Interfaccia di configurazione di un PLL 2 Rete_BT Temminal_SYN 2 Rete_BT Generatore Ratio VAN Additional Secondary Windings Figura 4 10 Interfaccia di configurazione per un TV di macchina 55 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 56 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 Simulazioni dinamiche 5 1 Introduzione La porzione di rete modellizzata della quale richiamiamo sotto lo schema unifilare
32. 0 0 Figura 5 15 Dinamica della tensione dopo l apertura dell interruttore in cabina 70 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Si verifica che in questo particolare scenario l implementazione della logica di controllo in esame non influisce sulla sicurezza dell esercizio Ricordiamo che tali logiche sono sviluppate per funzionare in modalit grid connected e qui si vuole verificare se l interazione con il normale esercizio di rete pu indurre situazioni critiche In questo caso le protezioni rilevano correttamente il guasto e agiscono di conseguenza Questo perch con gli sbilanciamenti tra i flussi di potenza presenti la limitazione della potenza attiva non interviene affatto o pi correttamente interviene dopo le protezioni stesse rendendosi ininfluente Si pu affermare che il sistema di protezione standard conle relative tarature adeguato Ovviamente valgono tutte le limitazioni esposte precedentemente riguardo l ambiente di simulazione Riportiamo nell immagine seguente per completezza e per giustificare l andamento nell erogazione di potenza da parte dei generatori l assorbimento dei carichi fino al momento del distacco 40 00 3 0 0 4 2 2 4 8 TA s 10 0 Cub_2 PQ Mea carico 1 P Carico 1 KW Cub_2 PQ Mea carico 1 Q Carico 1 kVar _Cub_2 PQ Mea Carico 2 P Carico 2 k
33. 00002 s Guadagno asse q 0 01 Costante di tempo asse q 0 002 s Tabella 5 9 Parametri del controllo di corrente integrato nell inverter PWM Entrambi gli inverter presenti nella rete sono stati configurati con le medesime caratteristiche Entrambi gli inverter inoltre presentano integrati i modelli DSL che implementano le logiche di limitazione della potenza attiva e controllo del fattore di potenza Tali modelli non sono stati realizzati nel lavoro presente ma sono stati creati da alcuni dottorandi per uno studio correlato riguardante l applicazione della normativa CEI 0 21 che ricordiamo allo stato attuale prescrive tali logiche solo per generatori statici La logica di funzionamento che sta alla base di tali controlli naturalmente la stessa esposta nei capitoli precedenti Generatore sincrono Il secondo generatore del tutto identico al primo Ovviamente saranno variate le potenze generate Carico II carico aggiuntivo si intende rappresentativo di un utenza domestica di una certa estensione quindi stato scelto un tipo di carico residenziale con una potenza abbastanza importante rappresentativa di un contesto di qualche decina di case Potenza richiesta 60 kW Fattore di potenza 0 92 123 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Linea La linea che collega la sbarra aggiuntiva in cavo con le s
34. 3 P Carico 3 kW Cub_2 PQ Mea Carico 3 Q Carico 3 kVar Figura 5 75 Assorbimento dei carichi con abilitata la logica di controllo del fattore di potenza 120 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Il sistema finisce addirittura stabilmente in isola ma si nota dall andamento delle potenza che l intervento in questo caso quello del tipo bang bang che oltre a causare situazioni di esercizio pericolose comporta anche un funzionamento assolutamente poco adeguato e potenzialmente dannoso per le apparecchiature Tale comportamento indesiderato infatti evidenziato anche dal profilo di assorbimento dei carichi 121 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 6 Estensione dell ambiente di simulazione In questa sezione si proceder con delle altre simulazioni espandendo per l estensione e la complessit della rete utilizzata per i test che stata modellizzata per assomigliare maggiormente ad una condizione che sarebbe possibile trovare nella realt In particolare si voluto includere nello schema anche dei generatori statici degli inverter PWM che risultano attualmente la tecnologia maggiormente utilizzata e quindi pi facile da trovare in una situazione di rete reale per interfacciare le unit
35. 6 06 ha avviato l integrazione dei propri archivi con i database del GSE al fine di condividere i dati relativi agli impianti che accedono ai regimi incentivanti Laddove non specificato per potenza e per potenza installata si intende la potenza efficiente lorda dell impianto o della sezione di generazione Per potenza efficiente di un impianto di generazione si intende la massima potenza elettrica ottenibile per una durata di funzionamento sufficientemente lunga supponendo tutte le parti dell impianto interamente in efficienza e nelle condizioni ottimali di portata e di salto nel caso degli impianti idroelettrici e di disponibilit di combustibile e di acqua di raffreddamento nel caso di impianti termoelettrici La potenza efficiente lorda se riferita ai morsetti dei generatori elettrici dell impianto o netta se riferita all uscita dello stesso dedotta cio della potenza dei servizi ausiliari dell impianto e delle perdite nei trasformatori di centrale Laddove non specificato per produzione si intende la produzione lorda dell impianto o della sezione Essa la quantit di energia elettrica prodotta e misurabile ai morsetti dei generatori elettrici Nel caso in cui la misura dell energia elettrica prodotta sia effettuata all uscita dell impianto deducendo cio la quantit di energia destinata ai servizi ausiliari della produzione servizi ausiliari di centrale e perdite nei trasformatori di centrale si parla d
36. Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Carichi La modellizzazione dei carichi un argomento abbastanza complicato in quanto il tipo di carico pu influenzare il comportamento della rete anche in modo profondo soprattutto se si tratta di carichi non lineari come avviene nella maggior parte dei casi Nel caso in esame si scelto di adottare dei modelli di carico sufficientemente completi trascurando un analisi puntuale delle interazioni carico generatore e preferendo un approccio macroscopico che salvaguardia l attendibilit dei risultati Il tipo di carico utilizzato presente in DIgSILENT e si basa sul seguente modello e_aP e_bp e e_cP P scale r aP bP z 1 aP bP Vi Vo Vo _aQ Q e_b 0 hd 1 a0 b0 Vo J f e_cQ Q scale 0 aQ v Vj 3 Vo J Equazione 4 1 Modello matematico dei carichi La potenza nominale del carico si specifica tramite interfaccia e corrisponde ai parametri Po per la attiva e Qo per la reattiva Tramite i coefficienti si pu impostare il comportamento del carico ma in ogni caso valgono i vincoli 1 aP bP cP e similmente 1 aQ bQ cQ Dato che nelle simulazioni fatte si sempre scelto di impostare cP e cQ pari a uno l equazione si semplifica notevolmente Tramite la scelta degli esponenti inoltre possibile definire quanto ampi
37. Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 46 Dinamica del generatore con attivate le caratteristiche di limitazione della potenza attiva e di controllo della potenza reattiva curva caratteristica di tipo b La situazione pare presentarsi migliore Questa volta l intervento delle protezioni c anche se avviene in un tempo molto lungo di oltre 5 secondi Il risultato importante perch fornisce un indicazione di come comportarsi se lo scenario presentato dovesse verificarsi nella realt La scelta di una curva caratteristica di tipo b d maggiori garanzie di intervento L analisi dell andamento della tensione conferma che con la caratteristica secondaria i parametri di rete presentano meno instabilit In ogni caso il problema non stato risolto il generatore resta infatti connesso per alcuni secondi dando origine a tutti gli effetti ad un isola temporanea Si riporta per completezza anche l assorbimento dei carichi 98 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 500 H re iT 0 399 kV 0 375 l pn 0 250 H 4 H 4 0 125 I 0 000 0 125 1 9 0 5 2 8 5 2 7 6 s 10 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 47 Profil
38. I I I 120 E ER 14 EEE S I I Y 1 050 ZO g lo a T Y 1 006 l l I I I 0 80 l Faai I I I I I I 0 40 H jet H 4 I I I I 0 00 zen i I I I I I I I 0 40 A A I A A f A A i i i i i i i 2 6 1 3 0 1 15 2 9 s 4 2 Generatore Potenza attiva generatore P_f Riferimento potenza attiva P_f Segnale di isteresi P_f Segnale di lock in PLL_Sbarra_Singen Frequenza ai morsetti Figura 5 70 Potenza attiva erogata dal generatore e dettaglio sulla logica di limitazione della potenza attiva Il livello di erogazione raggiunto al momento del blocco per non di molto inferiore al fabbisogno della rete ragion per cui il transitorio verso la soglia di attivazione della protezione per minima frequenza piuttosto lento 117 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 52 00 51 00 50 00 49 00 48 00 X 2 329S an AA sy l l I l l I l l J i I I I l l I I 4 i l I l l l l J I I l I l I I 4 i I l I I l i I a I I 47 00 w 0 1 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz s 4 2 Figura 5 71 Transitorio di frequenza nei primi istanti dopo il distacco Per migliorare le prestazioni si pu pensare di modificare lo statismo del controllo portandolo al 2 Ci comporta che la curva di droop associata al controllo s
39. W Cub_2 PQ Mea Carico 2 Q Carico 2 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 3 P Carico 3 KW Cub_2 PQ Mea Carico 3 Q Carico 3 kVar Figura 5 16 Assorbimento dei carichi a seguito dell evento 71 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 2 2 Logica Q f V x In questa simulazione il generatore stato equipaggiato con la logica di limitazione nell erogazione di potenza reattiva in funzione della tensione ai morsetti Il sistema nelle stesse condizioni inziali presentate precedentemente con lo stesso sbilanciamento tra i flussi di potenza Eventuali differenze nelle situazioni inziali sono dovute alla tecnica di simulazione Per rendere operative tali logiche si scritto un modello in codice DSL il cui cuore un regolatore di tipo PID che agisce sulla tensione di eccitazione della macchina Tale modello DSL controlla quindi in toto l erogazione di potenza reattiva e agli atti pratici anche quando il sistema all interno dei range di funzionamento nominali Lock in disabilitato il controllo avviene sempre attraverso il regolatore PID Questo vuol dire che il comportamento del generatore sempre influenzato dalle costanti di tempo dell anello di controllo che non sono studiate per ottimizzare il funzionamento in steady state Inoltre occorre specificare che nel sistema ricreato nell ambiente di s
40. a e Riferimenti operativi 18 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 2 Il problema dell isola indesiderata 2 1 Generalit sul concetto di isola Un fenomeno di isola pu occorrere quando una porzione di rete attiva si trova ad essere isolata elettricamente dalla rete elettrica principale e le protezioni delle unit DG presenti non rilevando la condizione di isola originatasi continuano ad alimentare i carichi locali con serio pericolo per cose e persone La formazione di un isola pu essere dovuta ad una variet di cause che hanno come conseguenza l apertura dell interruttore in cabina come un guasto sulla rete di alta o media tensione disturbi nella forma d onda della tensione o ancora eventi intenzionali ad esempio per la manutenzione Le norme italiane CEI 016 e CEI 0 21 recentemente rilasciate prescrivono le regole tecniche di connessione per gli utenti attivi in media tensione e bassa tensione rispettivamente e contengono degli accorgimenti da applicare agli inverter per limitare il rischio che si formi un isola indesiderata In questo capitolo si vuole verificare se tali accorgimenti in particolare gli allegati E ed F della CEI 0 21 sono efficaci se adottati oltre che per gli inverter anche per i generatori sincroni che si trovano nelle stesse condizioni di connessione Qualora si formi un fenomeno
41. a punti di prelievo e Reti di distribuzione nell ambito dello stabilimento e del mantenimento delle connessioni tra reti di distribuzione La CEI 0 21 tratta tutti gli aspetti tecnici relativi alla connessione in bassa tensione degli utenti tra i quali e Caratteristiche delle reti BT dei distributori e Criteri perla scelta del punto di connessione e Schemi di connessione alla rete e Regole tecniche di connessione per gli utenti attivi e Disposizioni per la compatibilit elettromagnetica e Sistemi di misura dell energia elettrica Ai fini dell argomento trattato in questa tesi risulta utile approfondire le prescrizioni fornite dalla norma in merito ai sistemi di protezione 15 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 2 2 Sistemi di protezione secondo CEI 0 21 In questa sezione della norma viene descritto il sistema di protezione che gli utenti attivi devono adottare per interfacciarsi alla rete BT Sistema di protezione generale Il sistema di protezione generale deve essere quello adottato per gli utenti passivi riportato schematicamente di seguito Dispositivo della Rete Dispositivo della Rete del Distributore N del Distributore DE i i H Sbarra BT di L Sbarra BT di i Cabina secondaria i Cabina secondaria Rete del Distributore Rete del Distributore H Soscnazonegasanenazza A i
42. a sar la risposta del carico ad una variazione di tensione in termini di assorbimento di potenza attiva e reattiva il che legato al tipo di carico rappresentato residenziale industriale agricolo Nel nostro caso l unico esponente significativo quello legato al terzo termine vediamo i valori scelti Potenza Fattore di e_cP e_cQ nominale potenza nominale Carico 1 30 kW 0 95 1 3 2 7 Carico 2 10 kW 0 92 1 49 5 55 Carico 3 10 kW 0 9 1 39 5 88 Tabella 4 3 Parametri caratteristici dei carichi Inoltre ogni carico impostato per avere un comportamento in parte statico ed in parte dinamico In particolare tutti i carichi utilizzati richiedono per il 40 la potenza nominale in qualsiasi condizione di funzionamento e per il 60 la richiesta di potenza funzione della tensione secondo le equazioni esposte precedentemente 47 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Generatore Il modello del generatore la parte pi rilevante della rete Ovviamente nel software sono inclusi vari modelli di generatore che risultano completi ed efficienti Si scelto di utilizzare il modello Synchronous Generator che si basa sulle seguenti equazioni Equazioni elettriche di statore i d ug F i Ya ny dt dy u r i HNV 01 di si Un ri t Yo dt n Equazio
43. abella 5 Flussi di potenza a regime Iniziamo come al solito presentando il caso paradigmatico in cui non sono attivate logiche di regolazione 0 08 X 0 X 0 381s 0 06 ozo MW 0 059 MW 0 04 0 02 0 02 n a Generatore Generatore 1 3 0 1 Positive Sequence Active Power in MW Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 66 Dinamica del generatore caso paradigmatico i 4 2 Come ci si aspetta il sistema dopo l evento di distacco apre in tempi brevi il generatore Nei grafici successivi si mostra come anche in questo caso la tensione ha un rapido incremento che comunque presenta dinamiche pi lente del transitorio di frequenza 114 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 500 H 0 375 0 250 0 125 0 000 0 125 2 6 1 3 0 1 1 5 2 9 s 4 2 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 67 Profilo di tensione caso paradigmatico 51 90 H irta Ri __ 51 735 Hz l ii I I I I I I l I 51 50 L I I l I Il l l I l l I I I l I I I I I I l 51 10 i p 1 l l I I I I I I I I I l l I I l I I l I I 50 70 J
44. abina 5 2 1 Logica P f f In questa simulazione il generatore stato equipaggiato con la logica di limitazione nell erogazione di potenza attiva in funzione della frequenza Il sistema nelle stesse condizioni inziali presentate precedentemente con lo stesso sbilanciamento tra i flussi di potenza Eventuali differenze nelle situazioni inziali sono dovute alla tecnica di simulazione Per rendere operative tali logiche si scritto un modello in codice DSL il cuore un regolatore di tipo PID che agisce sulla potenza immessa in turbina Tale modello DSL controllo quindi in toto il comportamento del generatore e agli atti pratici anche quando il sistema lavora all interno dei range di funzionamento nominali Lock in disabilitato il controllo avviene 67 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate sempre attraverso il regolatore PID Ad esempio si pu osservare come impostando una certa potenza da produrre per ricreare una situazione tipo antecedente al distacco della rete solo il riferimento fornito in ingresso che cambia essendo fisso invece che calcolato in tempo reale Questo vuol dire che il comportamento del generatore sempre influenzato dalle costanti di tempo dell anello di controllo che non sono studiate per ottimizzare il funzionamento in steady state Come gi accennato precedentemente i regolatori son
45. ad una tensione concatenata BT Il sistema di protezione di interfaccia deve essere realizzato tramite e Un dispositivo dedicato rel di protezione per impianti di produzione con potenza superiore a 6 kW e Un dispositivo integrato nell apparato di conversione statica oppure un dispositivo dedicato rel di protezione per impianti di produzione con potenza fino a 6 KW Regolazioni del sistema di protezione di interfaccia Le regolazioni del SPI sono riportate nella seguente tabella Tempo di intervento tempo intercorrente tra l istante di inizio Protezione Somia nl izi i intervento della condizione anomala rilevata dalla protezione e l emissione del comando di scatto Massima tensione 59 S1 misura a media mobile 1 10 Vn lt 3s su 10 min in accordo a CEI EN 61000 4 30 p T Massima tensione 59 S2 1 15 Vn 0 2 s Minima tensione 27 51 0 85 Vn 0 4 s Minima tensione 27 52 0 4 Vn 0 2 s Massima frequenza 81 gt S1 0 50 5 Hz 0 1s Minima frequenza 81 lt S1 0 49 5 Hz 0 1s Massima frequenza 81 gt S2 0 51 5 Hz 0 1soppure1s Minima frequenza 81 lt 5S2 0 47 5 Hz 0 1soppure4s Soglia abilitata solo con segnale esterno alvalore alto e con comando locale alto Nel caso di generatori tradizionali il valore indicato per il tempo di intervento deve essere adottato quando la potenza complessiva superiore a 6 kW mentre per potenze inferiori pu essere facoltativamente utilizz
46. afico sotto delta E gt 0 delta E 0 gt NI delta E lt 0 M R gt N2 Figura 12 Rette a M costante nel piano PQ per una rete chiusa su un carico Se ai morsetti inserito un carico che assorbe la potenza N P1 jQ dando luogo ad una AE gt 0 possibile ricondursi a lavorare con una AE arbitraria derivando agli stessi morsetti un ulteriore carico Q puramente reattivo tale che la potenza complessivamente impegnata risulti N2 P1 jO1 jQ1 P1 jQ2 59 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Dal diagramma circolare della potenza in arrivo si nota che una riduzione di potenza attiva AP comporta una grande variazione dell angolo di rete 9 ma una piccola variazione nell ampiezza della caduta di tensione delta Q delta P Figura 5 513 Diagramma circolare della potenza in arrivo Una variazione di potenza reattiva AQ invece influisce molto di pi sulla caduta di tensione piuttosto che sull angolo Ipotizziamo il bipolo completamente induttivo Vediamo le relazioni tra potenza attiva e reattiva Ricordando che l equazione che esprime la potenza in arrivo nel caso della rete in esame Pa Vp Va sin 0 x vpva0 x gt f pa qa Va Vp cos X va X Vp cos d va va x Vp va va x Av va x gt qa v x Av va gt AV Va Qa Ncc gt Av
47. anno lo stesso andamento se ne omette quindi la rappresentazione grafica 5 4 2 Logica Q f V Si studia ora il comportamento abilitando la logica di controllo della potenza reattiva sempre in contemporanea alla caratteristica P f f 0 08 X X 0 444s i l i X _9 0005 _ 0 06 d sa j 0 048 MW 0 04 1 0 030 MW 0 025 Mvar l 002 L t 0 019 Mvar i I l l I I i 0 00 H l I T I l l 0 02 l l i 2 8 0 3 23 4 9 7 4 s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 63 Dinamica del generatore in esportazione di reattivo con attivate la logica di limitazione della potenza attiva e quella di controllo della potenza reattiva Il comportamento lo stesso anche in questo caso Si vuole esaminare meglio la situazione Essendo in esportazione di reattivo ci si aspetta che il sistema al momento del distacco presenti un rilevante aumento di tensione ma ci non accade Se si osserva il transitorio si nota che effettivamente la tensione ha la tendenza ad aumentare ma non lo fa abbastanza velocemente da raggiungere valori critici tali da far attivare il controllo prima dell intervento delle protezioni 111 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate All
48. arametri nominali Il problema che in questo caso il sistema potrebbe interferire abbondantemente con la rete interessata ed ad esempio in caso di guasto a seconda delle condizioni il generatore potrebbe trovarsi nelle condizioni di sostenere la tensione di rete alimentando quindi il guasto 78 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Vediamo nella simulazione seguente come si comporta il sistema evidenziando eventuali problemi per la sicurezza dell esercizio Sottolineiamo che anche in questo caso si mantenuta attiva la logica di limitazione di potenza attiva al fine di controllarne meglio l erogazione Inoltre naturale intendere come un eventuale generatore rotante connesso in BT che implementi le logiche descritte sar equipaggiato con entrambe ovvero da una parte la limitazione della potenza attiva dall altra il controllo della potenza reattiva o del fattore di potenza 0 90 pdl ll 0 00 0 000 Mvar 2 7 1 1 0 4 2 0 3 6 s 5 2 Sbarra_BT 0 4kV Line to Line Voltage Magnitude in kV Q_V Segnale di lock in Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 24 Dettaglio sul profilo di tensione e sull erogazione di potenza reattiva da parte del generatore Si notano subito alcune differenza rispetto al caso precedente Intanto come natural
49. ato event under gt 0 5 open gt 0 5 name AperturaSwitch tensione dtime Trit un event over gt 0 5 open gt 0 5 name AperturaSwitch tensione dtime Trit_ ove Equazione 4 7 Codice DSL che comanda l apertura dell interruttore Name Confronto Model Definition w ax min_tens 27 59 Confronto TT Out of Service IT Astable integration algorithm Soglia_sottotensione Export to Clipboard Figura 4 4 Interfaccia per l inserimento di soglie di taratura 52 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Name Model Definition v s Max min_tens 27 59 Apertura I A stable integration algorithm Figura 4 5 Interfaccia per l inserimento dei ritardi Minima massima frequenza 81 Vediamo ora lo schema per la protezione di frequenza che sar molto simile a quello esposto precedentemente PLL Confronto 1 Apertura ElmPhi ElmDsi ElmDsl Figura 4 6 Schema a blocchi del livello pi esterno per la protezione di minima massima frequenza AI posto di esserci un TV c un PLL che si occupa di fornire in uscita il valore delle frequenza corrispondente al punto della rete in cui installato 53 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate A questo punto i b
50. ato un tempo di intervento senza ritardo intenzionale Soglia obbligatoria per i soli generatori statici con potenza complessiva installata superiore a 6 kW Per valori di tensione al di sotto di 0 2 Vn la protezione di massima minima frequenza si deve inibire Si veda in proposito quanto riportato nel testo che segue la Figura 15 Tabella 1 4 Regolazione di default del Sistema di Protezione d Interfaccia Le soglie di intervento ed i tempi di intervento devono essere modificabili a richiesta del distributore pertanto il SPI dovr essere programmato di default con le soglie ed i tempi di intervento previsti dalla Tabella 1 4 ma deve essere sempre possibile modificare soglie e tempi di intervento con gradini di ampiezza fornita dalla norma per ogni categoria di protezione 17 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate x Il distributore prevede un regolamento di esercizio la cui stipula immediatamente precedente alla connessione alla rete di distribuzione contenente almeno e Condizioni generali del collegamento dell utente e Verifiche preliminari alla connessione ed alla messa in esercizio e Modalit di esercizio del collegamento dell utente e Verifiche e manutenzione in esercizio e Eventuali modalit di esercizio transitorie del collegamento dell utente e Disposizioni operative per la sicurezza elettric
51. atto pratico il generatore viene subito staccato per l intervento della protezione di minima frequenza La frequenza infatti non essendo influenzata dalla potenza reattiva almeno in prima approssimazione ha una decrescita molto rapida in quanto ricordiamo essere in deficit di potenza attiva Il risultato che praticamente nella situazione in cui la quota di generazione distribuita nella rete locale contenuta rispetto alle esigenze dei carichi il distacco della rete garantito dalla protezione 81 Sar quindi molto difficile che vengano a crearsi pericolose situazioni di potenziale isola 5 4 3 Logica cos g f P Per completezza si riportano anche i risultati ottenuti con questo tipo di controllo sebbene come dimostra la figura seguente e come logico aspettarsi il comportamento analogo Ob p lt Di X X 0444s _ Suna ul LA E _X 000 s I A I I I I i i l I I I duc tot creste io TARRA POSEE E RS RAAE SLA SERRE E li 0 048 MW I I 0 04 77777 7 7 7 I I I 0 030 MW 0 025 Mvar 74 PRE E I 3 0 019 Mvar f I I 0 00 I F l I n 0 02 1 i 2 8 0 3 2 3 4 9 TA s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 64 Dinamica del generatore in esportazione di reattivo con attivate la logica di limitazione della potenza attiva e quella di controllo del
52. carichi in sovragenerazione di potenza attiva dopo il distacco 5 3 2 Logica Q f V In questa simulazione il generatore stato equipaggiato con la logica di limitazione nell erogazione di potenza reattiva in funzione della tensione ai morsetti Il sistema nelle stesse condizioni inziali presentate precedentemente con lo stesso sbilanciamento tra i flussi di potenza Eventuali differenze nelle situazioni inziali sono dovute alla tecnica di simulazione Per rendere operative tali logiche si scritto un modello in codice DSL il cui cuore un regolatore di tipo PID che agisce sulla tensione di eccitazione della macchina Tale modello DSL controlla quindi in toto l erogazione di potenza reattiva e agli atti pratici anche quando il sistema all interno dei range di funzionamento nominali Lock in disabilitato il controllo avviene sempre attraverso il regolatore PID Questo vuol dire che il comportamento del generatore sempre influenzato dalle costanti di tempo dell anello di controllo che non sono studiate per ottimizzare il funzionamento in steady state 92 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Inoltre occorre specificare che nel sistema ricreato nell ambiente di simulazione non considerato il contributo dell eccitatrice in quanto non indispensabile per studiare la stabilit e viene trascurato anche ne
53. caso originale nell ottica di verificare l efficacia delle protezioni che agiscono proprio in base a queste grandezze 5ij00i a x a 0 000 s44s _____ 50 00 pres cla 49 00 J_ Ll_ ______ anobii nnnna scescsosstososcosailscossscsssbesstoesaati 47 020 Hz 47 00 4 2 2 e2 2 e e re e ee e e e e eere ere l l l l I l I l I I I I l I l l I I I I l l I l l I l l I I l l I l I 46 00 2 8 0 3 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz N w 4 9 7 4 s 10 0 Figura 5 60 Profilo di frequenza dopo l evento di distacco con la rete in esportazione di reattivo Si nota subito come al momento del distacco la rete si trovi in una situazione di particolare instabilit infatti essendo in esportazione di potenza reattiva di tipo capacitivo quindi quando si trova isolata si verifica un brusco innalzamento della tensione al quale il generatore risponde riducendo la propria produzione di reattivo Figura 5 61 Dettaglio sul transitorio di tensione al momento del distacco dalla rete principale 109 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Occorre sottolineare che negli istanti nell intorno del distacco il software di simulazione non affidabile nella rappresentazione della realt Un dettaglio sulla dinamica in figura 5 61 pu essere esplica
54. cedura utilizzata per implementare le logiche di controllo che saranno utilizzate all interno del software di simulazione utilizzato per lo studio cio DIgSILENT PowerFactory Verr ora descritto lo schema di funzionamento su cui si basa il modello DSL del controllo Di seguito presentato lo schema a blocchi del livello pi esterno del modello detto anche composite model che ci dice come interagiscono tra loro i componenti che formano il sistema In questo caso il composite formato da due blocchi uno rappresentativo del generatore e uno rappresentativo del sistema di controllo che contiene al suo interno la logica da implementare Si tratta quindi da una parte di un blocco che rappresenta un qualcosa di materiale generatore dall altra qualcosa di puramente logico regolatore Si tiene a precisare che non una rappresentazione fedelissima della realt in quanto anche alla parte logica corrisponde qualcosa di fisico come minimo un PLC e un convertitore per il circuito di campo ma questi aspetti possono essere trascurati per quanto riguarda gli argomenti trattati in questo studio Regolatore ElmDsi Generatore ElmSym Figura 3 3 Schema a blocchi del composite model per la caratteristica cos f P AI blocco generatore collegato appunto un generatore per bassa tensione il cui modello matematico ed i parametri saranno caratterizzati successivamente Per il momento ci si vuole
55. concentrare sull oggetto chiamato Regolatore Il livello pi interno del blocco Regolatore seppure possa essere espresso come un sistema di equazioni in linguaggio DSL viene presentato come un altro schema a blocchi pi complesso rappresentante della logica che si vuole implementare 27 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Risulta utile evidenziare quali siano le entrate e le uscite di tale schema Ingressi e 0 gt potenza attiva erogata p u e 1 gt tensione ai morsetti di uscita del generatore p u e 2 gt potenza attiva erogata MW e 3 gt potenza reattiva erogata MVAR Uscite e 0 gt tensione di alimentazione del circuito di campo del generatore p u Ricordiamo che tali ingressi uscite costituiscono dei segnali logici che lo stesso software mette a disposizione nei suoi modelli Ad esempio dal generatore sar possibile prelevare un segnale rappresentativo della potenza attiva erogata in per unit o in MW o entrambi come viene fatto qui senza che sia necessario modellizzare dei particolari dispositivi di misura Similmente il segnale di uscita un segnale logico non una tensione Quando tale segnale viene ricevuto in ingresso dal modello del generatore questo compie un approssimazione in quanto nella realt dovrebbe esserci un convertitore che alimenta la macchina in tensione prendendo come ri
56. coprire il fabbisogno dei carichi Da una prima simulazione effettuata senza simulare l apertura dell interruttore in cabina otteniamo i dati sperimentali relativi alla generazione locale e allo sbilanciamento tra i flussi di potenza Le misure dello sbilanciamento sono state effettuate direttamente dall ambiente di simulazione con uno strumento integrato sebbene nella realt ci non sia possibile un accorgimento che ragionevolmente ha importanza secondaria Pi importante invece specificare come la misura sia stata effettuata alla sbarra di bassa tensione che corrisponde al punto immediatamente a valle della cabina di trasformazione MT BT Ricordiamo infatti che nel modello della rete utilizzato il trafo risulta direttamente connesso alla sbarra Altres utile specificare che per tale misura si adottata la convenzione dei generatori in altre parola una AP o una AQ positive sono indicative di un deficit della rete locale e corrispondono quindi ad una importazione di potenza dalla rete di media tensione e viceversa se tali grandezze fossero negative Potenza attiva Potenza Fattore di AP AQ prodotta reattiva potenza prodotta 30 kW O kVAR 1 20 432 kW 19 095 kVAR Tabella 5 1 Flussi di potenza a regime Come abbiamo detto i carichi sono non lineari quindi il loro assorbimento varia al variare dell ampiezza della tensione e della frequenza di rete Non ragionevolmente semplice predire il c
57. corrisponde all assorbimento dei carichi in quell istante Si nota anche che il generatore produce potenza reattiva portandosi quindi ad un funzionamento a fattore di potenza non unitario Ci accade perch una volta che la porzione 85 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate di rete interessata stata distaccata dalla rete principale il generatore si trova a produrre in un sistema isolato che richiede meno potenza di quella immessa nel sistema stesso importante sottolineare come nei risultati presentati l adeguamento del generatore alle nuove condizioni di produzione sembri istantaneo In realt non cos in quanto non immaginabile un adeguamento di potenza in pochi millesimi di secondo Ci si verifica perch in questo studio interessa l analisi della stabilit del sistema ed stato fatto utilizzando il modello di simulazione RMS fornito dall ambiente Power Factory che trascura appositamente i transitori elettromagnetici Continuiamo quindi ad analizzare il comportamento del generatore Dopo l istante iniziale la produzione di potenza sia attiva che reattiva diminuisce fino all istante in cui intervengono le protezioni che distaccano il generatore Come abbiamo ricordato pi volte il carichi sono dinamici quindi il loro assorbimento funzione di tensione e frequenza di alimentazione La conseguenza
58. ctive Power in Mvar Figura 5 7 Dinamica del generatore dopo l apertura dell interruttore in cabina Osservando i risultati si nota come negli istanti dopo l apertura sia la potenza attiva che la potenza reattiva subiscono un transitorio Prima dell evento il generatore produce 30 kW a fattore di potenza unitario AI distacco della rete la produzione del generatore cambia bruscamente portandosi a circa 50 kW che corrisponde all assorbimento dei carichi in quell istante Si nota anche che il generatore produce potenza reattiva portandosi quindi ad un funzionamento a fattore di potenza non unitario Ci accade perch una volta che la porzione di rete interessata stata distaccata dalla rete principale resta solo il generatore a garantire la fornitura di potenza attiva e reattiva che deve adeguarsi all assorbimento del carico importante sottolineare come nei risultati presentati l adeguamento del generatore alle nuove condizioni di produzione sembri istantaneo In realt non cos in quanto non immaginabile un adeguamento di potenza in pochi millesimi di secondo Ci si verifica perch in questo studio interessa l analisi della stabilit del sistema ed stato fatto utilizzando il modello di simulazione RMS fornito dall ambiente Power Factory che trascura appositamente i transitori elettromagnetici Uno studio degli istanti relativi al transitorio durante l apertura dello switch potrebbe essere fatto utilizza
59. di formazione di isole indesiderate 3 4 3 Implementazione nel software di simulazione La struttura generale analoga a quella degli altri regolatori riportiamo in questo caso anche lo schema del composite pi esterno Vediamo che questa volta i blocchi sono 3 e uno rappresenta un PLL che viene usato per misurare la frequenza La misura della frequenza che viene fatta in media mobile su cinque periodi di rete riveste particolare importanza in quanto il tipo di controllo in oggetto richiede anche che la potenza attiva non sia erogata solamente in funzione della frequenza in condizione di regolazione attivata ma prescrive anche una certa isteresi Se dopo un transitorio di sovrafrequenza questa ridiscende il regolatore non deve adeguare il riferimento di potenza attiva al valore calcolato sulla caratteristica ma deve fornire il valore minimo raggiunto nel transitorio Ci vuol dire che ha particolare importanza determinare in modo preciso quando la derivata della frequenza cambia segno e tale comportamento dovr abilitare un segnale che innesca l isteresi Vediamo comunque lo schema generale PLL ElmPhi Regolatore Generatore ElmDsl ElmSym Figura 3 17 Schema a blocchi del composite model per la caratteristica P f f 40 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate esT hi ik fe
60. di generazione distribuita pi diffuse fotovoltaico ed eolico con la rete 5 6 1 Schema unifilare Di seguito si illustra lo schema della rete Si nota che si preso la rete test trattata precedentemente procedendo con l aggiunta di alcuni rami l introduzione degli inverter e la variazione dell assorbimento dei carichi External Grid Sbarta_MT 20kV Trasformatore MT BT 0 4 MVA 20 0 4 kV Dyn11 Sbarra_BT 0 4kV Linea_04 Linea_03 Linea_02 Linea 01 Urwa AC Shio Urea essa V Vv Generatore Carico_03 Carico_02 HR Carico_01 Inverter_PWM Sorgente_DC Generatore_Loffitamco_Lontari Inverter_PWM_Lontano Sorgente_DC_Lontano Figura 5 76 Schema unifilare della rete estesa 122 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Esponiamo in modo sintetico le caratteristiche degli elementi aggiuntivi Inverter PWM In PowerFactory possibile inserire dei modelli presenti nativamente nelle librerie del programma e configurarli con i parametri specifici scelti dall utente Vediamo quindi le informazioni salienti Tensione lato DC 0 8 kV fornita da una sorgente ideale di tensione Tensione lato AC 0 4 kV Potenza nominale 0 4 MVA Modulazione PWM Controllo di corrente integrato Guadagno asse d 0 045 Costante di tempo assed 0
61. di isole indesiderate Nel software PowerFactory sono disponibili un ampia gamma di protezioni direttamente implementabili come ad esempio e Fusibili e Protezioni magnetotermiche e Frequenza e Direzionali e Distanziometriche e Frequenza e sotto tensioni a step e Protezioni standard IEC e Modelli di protezioni di alcuni produttori noti Tuttavia la gestione delle protezioni fatta dal programma piuttosto macchinosa e indirizzata ad un ottica di gestione dei flussi di potenza In particolare si cercato di automatizzare molto la gestione delle protezioni lasciando poca configurabilit all utente Per lo studio fatto in questo lavoro infatti si richiede un sistema di protezione molto semplice e soprattutto facilmente configurabile al fine di valutare l efficacia di valori e soglie di taratura prescritte dalla normativa CEI 0 21 Quindi i sistemi di protezione sono stati modellizzati ex novo come descritto di seguito Nell ambito del software utilizzato tutti gli elementi costituenti la topologia delle rete sono collegati ai nodi della rete stessa tramite un oggetto virtuale chiamato cubicle Tali cubicle costituiscono una sorta di indice della topologia della rete stessa Ogni cubicle prevede la presenza di uno o pi interruttori normalmente chiusi In condizioni di funzionamento normali la presenza di uno switch viene completamente trascurata dal programma ma qualora intervenga una protezione sia che rientri tra quelle disponibil
62. do anche che i carichi sono dinamici l assorbimento di questi varia consentendo una permanenza pi lunga in isola 0 08 X 3 187s 0 06 0 04 I 0 025 Mvar 0 02 0 000 Mvar 0 02 2 6 19 0 1 1 5 2 9 s 4 2 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 73 Dinamica del generatore dopo il distacco con abilitate le logiche P f f e Q f V Nel secondo caso si attivata la logica di regolazione del fattore di potenza 119 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 08 0 06 0 04 0 02 0 00 I I 0 02 2 6 1 3 0 1 1 5 2 9 s 4 2 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 74 Dinamica del generatore dopo il distacco con abilitate le logiche P f f e cos f P 40 00 H cette teeso 3000 _ __ ___ 20 00 1 10 00 l 0 00 10 00 1 1 L 1 1 2 6 1 3 Cub_2 PQ Mea carico 1 P Carico 1 kW Cub_2 PQ Mea carico 1 Q Carico 1 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 2 P Carico 2 kW Cub_2 PQ Mea Carico 2 Q Carico 2 kVar Cub_2 PQ Mea Carico
63. e Magnitude in kV Q_V Segnale di lock in Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 29 Dettaglio sul profilo di tensione e sull erogazione di potenza reattiva da parte del generatore con la curva caratteristica di tipo b 82 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Nel primo caso non ci sono miglioramenti addirittura si instaura un isola permanente Non accettabile nemmeno la seconda soluzione Anzi un analisi pi accurata anche degli altri parametri di rete dimostra che la regolazione bang bang che si effettua oltre ad essere pericolosa anche dannosa in quanto causa l instabilit dell intero sistema Le conclusioni che si possono trarre sono le seguenti per quanto riguarda la situazione in cui una rete in sospetto rischio di andare a originare un isola indesiderata si trovi in deficit di potenza la sicurezza nell erogazione del servizio dipende dagli sbilanciamenti pi che dai comportamenti delle logiche di controllo in se Si trova infatti che pur lasciando il generatore libero da qualsiasi logica di limitazione o controllo della potenza nell ultimo scenario presentato il guasto non viene correttamente rilevato dimostrando quindi la stretta correlazione con gli sbilanciamenti Le situazioni di rischio sono quelle a margine di un pareggio tra flussi di potenza 83 Analisi del
64. e essendo la regolazione continua il segnale di Lock in viene abilitato fin da subito Si vede che la tensione della rete diminuisce pi lentamente rispetto al caso precedente infatti mantenuta dal generatore che eroga potenza reattiva L intervento delle protezioni per minima tensione avviene in tempi circa doppi rispetto al caso precedente ma comunque ragionevoli quindi si pu affermare come in questo particolare caso non ci sia pericolo Tuttavia occorre osservare come il comportamento della rete in questo caso dipenda dall entit dei flussi di potenza Se lo sbilanciamento elevato probabile che la tensione collassi in ogni modo anche se con tempi diversi anche perch la potenza richiesta al generatore potrebbe superare i limiti di capability 79 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate x Cosa succede invece se lo sbilanciamento tra i flussi di potenza non cos rilevante Supponiamo che la rete sia ancora in deficit ma con sbilanciamenti molto minori in particolare AP 6 22 KW AQ 4 50 KVAR Tabella 5 3 Nuovo bilancio tra flussi di potenza In questo caso ci aspettiamo naturalmente una diminuzione della tensione pi contenuta Nel grafico riportato sotto sono presentati i risultati che non sono confortanti Vediamo come la tensione resti praticamente costante dopo aver trovato un pun
65. e del fattore di potenza rivelatasi pi efficace quando la rete in esportazione La condizione di quasi equilibrio almeno per quanto riguarda la potenza attiva pu essere verosimilmente molto pericolosa Si immagini ad esempio che non ci sia nessun flusso di potenza al nodo rappresentato dalla cabina Se l interruttore di cabina dovesse intervenire scollegando la rete dalla rete principale idealmente non ci sarebbe alcuna perturbazione nei parametri di rete che potrebbe influenzarne il comportamento in modo da sollecitare le protezioni Anzi si pu dire che la rete gi da prima era in uno stato di isola in quanto si era portata naturalmente ad un punto di lavoro equivalente alla situazione di isola Di seguito i nuovi dati di produzione Generatori Generatore Potenza attiva Potenza reattiva Sincrono 40 kW O kVAR Sincrono 2 45 kW O kVAR Inverter 40 kW O kVAR Inverter 2 30 kW O kVAR Tabella 5 17 Situazione del parco di generazione 131 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Sbilanciamenti Potenza attiva Potenza Potenza AP AQ prodotta reattiva richiesta dai prodotta carichi nominale 155 kW O kVAR 130 kW 7 4 KW 68 kVAR Tabella 5 18 Flussi di potenza a regime Riportiamo direttamente gli andamenti della tensione in figura 5 84 X X 0 157 s107 s F
66. e il fattore di potenza si attesti stabilmente al valore di 0 965 In particolare il secondo grafico mostra l erogazione di potenza attiva e reattiva in MW e MVAR offrendo la possibilit di verificare che il risultato ottenuto combaci infatti si trova che cos arctan 0 005 0 051 0 97 30 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 30 1 20 0 80 i 3 0 0 4 2 2 4 8 74 s 10 0 Synchronous Machine Tensione ai morsetti cosfi_P Riferimento cos_fi cosfi_P Misura cos_fi Figura 3 7 Regolazione del fattore di potenza a seguito di un transitorio di sovratensione 0 100 ia DREI PERSE sio 9 000 s i l l l l l l l l l l l l l l l l l l l I I l l l 0 075 n e I l l l l l l l l I l l I l i I __0 051MWj 0 050 m 5 p tt He I i I l I l l l l l l l l l l l 0 025 n I l l I I I I I I I I I l I 0 000 4 ssb oora 0 005 Mvar I I I I I I l l l l l l I I i I 0 025 3 0 0 4 2 2 4 8 7 4 s 10 0 Synchronous Machine Reactive Power in Mvar Synchronous Machine Positive Sequence Active Power in MW Figura 3 8 Erogazione di potenza attiva e reattiva in modalit regolante 31 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi
67. e la caratteristica di droop per la potenza reattiva attua una sorta di regolazione che mantiene il sistema energizzato 134 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Come gi esposto un accorgimento efficace consiste nell utilizzare il controllo del fattore di potenza invece del controllo sulla potenza reattiva in qualunque situazione in cui la rete sotto esame sia in condizione di esportazione o quando gli sbilanciamenti presunti sono molto piccoli e quindi problematici 135 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 8 Riassunto dei risultati ottenuti Si presenta a questo punto un riassunto dei risultati ottenuti dalle simulazioni effettuate risultati sono presentati in forma aggregata in modo da fornire uno sguardo d insieme relativo al problema trattato Scenario Caratteristiche Risultato ottenuto Note implementate Importazione di P f f potenza attiva Q f V Importazione di P f f potenza attiva Cos f P Esportazione di P f f Si instaura un potenza attiva Q f V regime di isola Instabilit dei parametri di rete Esportazione di P f f potenza attiva Cos f P Flusso di potenza P f f Si instaura un isola attiva quasi bilancia
68. eficit non certo che si raggiungano le soglie di intervento delle protezioni e Sovra generazione di potenza attiva Pioad lt Pep la porzione di rete interessata sta esportando potenza attiva Si tratta di una situazione critica in quanto probabile la formazione di un isola Un eventuale distacco comporterebbe un surplus di potenza attiva con un transitorio di sovra frequenza che a sua volta induce i regolatori a diminuire il livello di produzione dei generatori In particolari condizioni la frequenza di rete nel transitorio non supera mai i valori di massima minima frequenza quindi le protezioni non aprono e Sovra generazione di potenza reattiva Qioad lt Qep la porzione di rete di interesse sta esportando potenza reattiva A seguito di un distacco si assiste ad un innalzamento della tensione situazione poco frequente ma pericolosa in quanto se la differenza di reattiva non troppo grande i regolatori locali sono in grado di diminuire la produzione di reattivo contenendo il transitorio all interno delle soglie di non intervento 61 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 2 Sovraccarico di potenza attiva Questa condizione di funzionamento si ritiene essere la pi comune in quanto ipotizza che la generazione distribuita su una data porzione di rete sia si rilevante ma comunque largamente insufficiente a
69. ensione dell ambiente di simulazione i 122 5 6 1 Schema unifilare acari iaia lalla 122 5 7 Simulazioni feriale Ara lille degl aS 124 5 7 1 Sovraccarico di potenza attiVa i 125 5 7 2 Sovragenerazione di potenza attiva 128 5 7 3 Sovragenerazione di potenza attiva e reattiva ui 133 5 8 Riassunto dei risultati ottenuti ii 136 Conclusioni a ara a aliene 137 Bibliografia ua i RI ai ia ar TREE 139 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Alla mia famiglia con grandissima riconoscenza Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 Generazione Distribuita 1 1 Generalit sulla Generazione distribuita Da una decina d anni sull onda della recente e prorompente espansione della generazione da fonti rinnovabili non tradizionali ha iniziato a diffondersi il concetto di generazione distribuita Tale termine spesso viene utilizzato in modo approssimativo per indicare piuttosto genericamente gli impianti di generazione che si basano su fonti rinnovabili a bassa densit energetica tipicamente fotovoltaico ed
70. ente attivo equipaggiato con un generatore rotante sincrono Ovviamente si tratta di un modello semplificato oltre ad essere molto pi complesse ad esempio molto raro che porzioni di rete BT non siano contro alimentate nella realt Tuttavia per le finalit di interesse in questo lavoro tale approssimazione risulta sufficiente a investigare le interazioni tra generatore e rete in condizioni particolari che dipendono limitatamente dalla struttura della rete Vediamo quindi come strutturata la rete di prova External Grid EI Sbarra_MT 20kV Trasformatore MT BT i 0 4 MVA 20 0 4 kV Dyn11 Sbarra_BT 0 4kV Linea_04 0 25 km Linea_03 0 25 km Linea_02 0 25 km Linea_01 0 25 km y V V Generatore Carico_03 Carico_02 Carico_01 Figura 4 1 Schema unifilare della rete usata per le simulazioni 45 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 4 2 Caratterizzazione degli elementi di rete External grid Come suggerisce il nome questo elemento rappresenta genericamente una rete si tratta di un elemento disponibile in modo nativo nel software Nel caso scelto si impostata la rete esterna come slack il che significa che essa si comporta come una rete ideale con potenza di cortocircuito infinita Scambia potenza attiva e reattiva in qualsiasi volume senza introdurre perturbazioni e mantiene la sua ten
71. enza reattiva Allegato E dall altra con una limitazione nell erogazione di potenza attiva Allegato F In primo luogo si proceduto realizzando i modelli logici per il controllo del generatore e verificandone il funzionamento in modalit grid connected In secondo luogo si indagato l effetto di tali logiche di controllo in regime di guasto Nello specifico si posto particolare attenzione all influenza che tali logiche hanno sui principali parametri della rete in esame al fine di verificare se le protezioni degli impianti GD mantengono la loro efficienza nel rilevare correttamente il regime di guasto evitando la formazione di isole indesiderate Gran parte del lavoro di modellizzazione e di simulazione stato eseguito all interno dell ambiente fornito dal software DIgSILENT PowerFactory utilizzato nella versione 14 1 3 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Indice 1 Generazione Distrib it s rerea onsena adia taiala idii aaea 9 1 1 Generalit sulla Generazione distribuita iii 9 1 1 1 Analisi dei dati della generazione distribuita e della piccola generazione 10 1 2 Norma italiana CEl 0 21 iula aa a i a a 15 1 2 1 Generalit
72. eolico In realt con generazione distribuita si intende oltre ci una filosofia di gestione del sistema elettrico in antitesi con la tradizionale struttura dell impresa monopolista verticalmente integrata retaggio della regolamentazione pre liberalizzazioni soprattutto dal punto di vista commerciale e tecnico normativo Una prima definizione organica del concetto di generazione distribuita stata fatta in Italia nel 2006 da parte dell AEEG con la direttiva 106 06 Attualmente sono valide le seguenti definizioni e Generazione Distribuita GD insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MVA Pi in dettaglio vengono altres definiti e Impianti di piccola generazione impianto per la produzione di energia elettrica anche in assetto cogenerativo con capacit di generazione non superiore a 1 MW e Impianto di microgenerazione impianto per la produzione di energia elettrica anche in assetto cogenerativo con capacit massima inferiore a 50 kWe Pi recentemente una direttiva europea 2009 72 CE ha definito la generazione distribuita come l insieme degli impianti di generazione connessi alla rete di distribuzione indipendentemente quindi dalla potenza nominale dell impianto Nel prosieguo di questo elaborato si ritiene fare riferimento alla direttiva 2009 72 CE anche al fine di presentare dei dati armonizzati col sistema elettrico degli altri paesi europei salvo riportare dati con
73. er inseguire in modo dolce un certo riferimento in altre parole il tempo di reazione del sistema non sempre veloce L implementazione di queste logiche scritte in codice DSL implica che il generatore sia sempre influenzato dalle costanti di tempo dell anello di controllo La simulazione stata fatta partire diversi secondi prima del distacco in modo che le grandezze di interesse avessero il tempo di stabilizzarsi sui valori di regime dopo l inevitabile transitorio iniziale in quanto tali valori ad esempio potenza attiva prodotta non corrispondono alle condizioni iniziali ma devono essere raggiunti attraverso il meccanismo di regolazione derivante dall implementazione del controllo PID Vediamo quindi l andamento nell erogazione di potenza attiva da parte del generatore X 0 000 s T 0 80 0 40 0 00 0 40 0 8 Generatore Potenza attiva generatore P_f Riferimento potenza attiva P_f Segnale di isteresi P_f Segnale di lock in PLL_Sbarra_Singen Frequenza ai morsetti Figura 5 32 Dettaglio sulla dinamica del generatore e della logica di limitazione della potenza attiva 88 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Allo scopo di commentare meglio i risultati ed il comportamento della logica risulta utile riportare pi in dettaglio l andamento della frequenza nel grafico precedente rappr
74. er il controllo della potenza reattiva controllo del fattore di potenza consigliabile L esportazione di potenza reattiva in se pu essere problematica perch implica che nella rete ci sia abbastanza produzione di reattivo da sostenere a tensione ma in primo luogo lo sbilanciamento di potenza attiva a dover essere sotto controllo Di fatto sono intervenute solo le protezioni delle macchine interfacciate alla sbarra pi lontana Si creata una situazione di isola temporanea che per non presenta parametri di rete soddisfacenti 1 20 T 1 2000 I I I I I I 0 90 L 0 9000 l I I l I l 0 60 T 0 6000 t I I I 0 30 0 2000 I l I I I I l 0 00 0 0000 0 30 2 7 0 6 1 6 3 7 5 9 s 8 0 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 27 59_Inverter Apertura 81_Generatore sincrono Apertura 81_Inverter Apertura 27 59 Generatore_Lontano Apertura 27 59 Inverter_Lontano Apertura 81 Generatore_Lontano Apertura 81 Inverter_Lontano Figura 5 85 Operativit protezioni regolazioni attivate Configurando il sistema perch si metta in importazione di potenza attiva ma in esportazione di potenza reattiva il comportamento che si ottiene molto simile Di fatto le macchine connesse alla sbarra pi lontana subiscono il distacco per l intervenuta minima tensione ma il sistema nel suo complesso continua a rimanere in tensione in virt del fatto ch
75. esentativa della frequenza misurata ai morsetti qui rappresentativa della frequenza misurata alla sbarra BT 52 30 ALI 000s __________ pe X ra DEET TER Il I I l l I I I I I I I I I I Il I I I I I I l I I I l I I Il I I I I I I 51 80 __ a 7 77 II DT li Il I I I l I I I I Il I I I I Il I I I I I I I I I I I I I I Il I I I l l l I I I I I I I 51 30 E e toesea T i I I I I I I I I I Il I I I l Il I I I I I I I I Il I I I I I I I I I I I l I I 50 80 p Lo din nantoncicani L p J Il I I I I 50 617 Hz J I I Il I I I I Il I I l l I I I I I i i i i 50 30 t I I 50 000 Hz I I I 49 80 0 8 0 0 0 8 16 2 5 s 3 3 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz Figura 5 33 Dettaglio del transitorio di frequenza al momento del distacco Come ci si aspettava subito dopo l evento di distacco la frequenza alla sbarra aumenta trovandosi la rete isolata in eccedenza di generazione Quando la frequenza raggiunge la soglia dei 50 3 Hz interviene la logica di limitazione della potenza attiva Si dimostra che tale intervento avviene in tempi molto brevi non apprezzabili nel grafico Presentiamo quindi un dettaglio dei primi istanti in figura 5 34 Figura 5 34 Transitorio di frequenza dettaglio maggiore 89 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete d
76. esiderate 5 1 1 Influenza dei flussi di potenza sui parametri di rete Per illustrare come dipendono tensione e frequenza di rete dai flussi di potenza attiva e reattiva consideriamo una rete molto semplificata ed immaginiamo che non alimenti nessun carico sia cio a vuoto Tale rete pu essere nella forma monofase equivalente rappresentata dal seguente schema Z R jX Figura 5 2 Schema monofase equivalente di una rete a vuoto Dove l impedenza Z rappresenta quella della linea Chiudiamo ora la rete su un carico rappresentato da un impedenza Y In questo caso sul carico non si trova la tensione Ev ma una diversa dovuta alla caduta di tensione da vuoto a carico Vediamo la situazione nello schema sotto Z R jX Figura 5 3 Schema monofase equivalente di una rete chiusa su un carico 58 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate A carico quindi si trova che E1 Ey AE Dove AE R I cos p XI sin g Quindi 3 E1 AE 3 E AE AE R 3 E4 I cos X 3 E1 I sin g 3 Ev AE AE M RP XQ M crescente con AE fintanto che vale AE lt 0 5 Ey condizione generalmente verificata Assumendo la tensione costante sul carico Cio AE costante l equazione M costante rappresenta nel piano PQ una retta che taglia l asse Q nel punto M X e con coefficiente angolare pari a R X come si vede nel gr
77. esse rimanere isolata dalla rete principale ad esempio per l apertura dell interruttore in cabina eventuali unit di generazione distribuita rappresentino un elemento favorevole quanto meno dal punto di vista certamente importante di garantire la continuit del servizio Vediamo perch non cos L isola indesiderata viene evitata per i seguenti motivi e Impossibilit di garantire alle utenze andamenti di tensione e frequenza all interno degli intervalli di variazione ammessi a livello normativo o contrattuale in quanto gli impianti locali di produzione non sono attualmente direttamente controllabili dal gestore della rete di distribuzione se non per operazioni di distacco forzato Le possibili ampie escursioni delle grandezze elettriche a causa di un impossibilit di controllo di frequenza e tensione all interno dell isola potrebbero danneggiare pesantemente gli apparati agganciati e i componenti della rete stessa 21 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate e fenomeno dell isola indesiderata potrebbe interferire con le normali procedure di ripristino del servizio Tali procedure avviate a seguito di un guasto siano esse automatiche o manuali potrebbero fallire o generare comportamenti anomali nella rete Ad esempio la richiusura dell interruttore di linea posto in cabina su un isola sostenuta da GD pu
78. ete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 13 5 0 8 19 4 6 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 27 59_Inverter Apertura 81_Generatore sincrono Apertura 81_Inverter Apertura 27 59 Generatore_Lontano Apertura 27 59 Inverter_Lontano Apertura 81 Generatore_Lontano Apertura 81 Inverter_Lontano Figura 5 77 Operativit protezioni caso base Regolazioni attivate 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 3 5 0 8 1 9 4 6 73 s 10 0 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 27 59_Inverter Apertura 81_Generatore sincrono Apertura 81_Inverter Apertura 27 59 Generatore_Lontano Apertura 27 59 Inverter_Lontano Apertura 81 Generatore_Lontano Apertura 81 Inverter_Lontano Figura 5 78 Operativit protezioni regolazioni attivate 126 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Con la configurazione presentata la rete ha reagito in modo sicuro Tutte le unit produttive sono state scollegate Nel grafico successivo presentato il profilo di tensione alle due sbarre Si evidenziato l istante in cui stato disconnesso l ultimo dei due generatori connessi ad ogni sbarra Il profilo interessante permette di apprezzare come l inverter si sia disconnesso prima del generatore sincrono e come in genere le protezi
79. etto relativamente nuovo in quanto la gestione della rete elettrica tradizionalmente ha sempre seguito la filosofia dell impresa verticalmente integrata che prevede una netta separazione anche geografica tra grossi centri di produzione e carichi Fino ad alcuni anni fa erano pochi i generatori presenti sulla rete di distribuzione e potevano essere gestiti come dei carichi negativi ma a causa della prorompente espansione della GD occorsa di recente oggi sono chiamati a compiere anche un servizio di rete 3 1 1 Requisiti dei generatori impianti immissione di potenza reattiva Secondo la normativa il funzionamento in parallelo alla rete BT del distributore consentito agli impianti di produzione trifase e o monofase realizzati con una o pi delle seguenti tipologie a Macchina rotante asincrona non autoeccitata fino a 6 kW macchina rotante sincrona fino a 6 kW purch funzionino con fattore di potenza istantaneo non inferiore a cos 0 9 in assorbimento di reattivo b Macchina rotante sincrona di potenza superiore a 6 kW purch in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cos 0 98 in assorbimento e cos w 0 9 in erogazione di reattivo c Macchina rotante asincrona non autoeccitata di potenza superiore a 6 kW purch in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo compreso tra cos lt 0 95 in assorbimento di reattivo e cos w 0 95 in erogazione di reattivo d Inverter
80. eve essere regolato automaticamente dall impianto entro 10 s 3 3 1 Modalit di funzionamento della regolazione automatica di potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard Q f V 1 Alsuperamento dei punti di lavoro definiti come segue o V gt VisoppureV lt Vi perla figura 3 9a o V gt Vx oppureV lt V per la figura 3 9b L impianto verifica se la potenza attiva erogata superiore al valore di soglia di Lock in ad esempio pari a 0 2 Pn 2 Se la verifica positiva viene attivata la regolazione di reattivo secondo il profilo riportato in figura altrimenti la macchina continua ad erogare a fattore di potenza unitario fino a che la potenza attiva erogata rimane al di sotto del valore di Lock in 3 La condizione di regolazione attivata viene rimossa esclusivamente quando o La potenza attiva erogata scende stabilmente sotto il 5 di Pn valore di Lock out di potenza indipendentemente dalla tensione rilevata ai morsetti o La tensione misurata all interno del range definito da Vis e Vi 33 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 3 3 2 Implementazione nel software di simulazione Il composite pi esterno ha la stessa struttura mostrata precedentemente nel senso che pu essere rappresentata come un blocco che contiene la logica del regolatore che agisce su un altro blocco che contiene il modello del gene
81. ferimento il segnale logico sopracitato Vediamo quindi lo schema a blocchi del Regolatore o Lock_in soglia tensio 1 1 Kis Kd_cosfi Cosfi_rif_nr cosfi_nr esT Tfilt_out Figura 3 4 Modello matematico del blocco regolatore per la caratteristica cos f P 28 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Il funzionamento il seguente in ingresso si ricevono le misure della potenza attiva in per unit rispetto alla nominale e della tensione rilevata ai morsetti che in questo caso resa disponibile direttamente nel modello del generatore ma idealmente si pu pensare ricavata da un TV Nello schema a blocchi tali segnali incontrano un elemento che corrisponde ad un ritardo che pu essere impostabile tramite interfaccia e il cui utilizzo pu essere fatto a scopo funzionale oppure per simulare uno strumento di misura Il blocco Lock in ha il compito di verificare che la potenza attiva che sta erogando il generatore sia maggiore di quella richiesta per abilitare eventualmente la regolazione di reattivo Verificata la condizione sulla potenza lo stesso blocco ha il compito di verificare se la tensione rilevata ai morsetti supera la soglia di Lock in di tensione Se anche questa verifica positiva il segnale di Lock in in uscita viene portato allo stato logico 1 causand
82. ferimento potenza reattiva Synchronous Machine Misura potenza reattiva Synchronous Machine Tensione ai morsetti Figura 3 14 Regolazione della potenza reattiva in un transitorio di sotto tensione 37 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 3 4 Limitazione della potenza attiva delle unit GD 3 4 1 Limitazione della potenza attiva in presenza di transitori sulla rete di trasmissione L Allegato F alla norma CEI 0 21 contiene le logiche di controllo locali nonch i segnali di regolazione da remoto necessari alla limitazione dell erogazione di potenza attiva da parte delle unit GD La limitazione in logica locale essendo alternativa alla disconnessione dalla rete deve essere attivabile dall utente attivo e qualora attivata pu operare secondo una funzione scelta dal costruttore pur di non prevedere gradini nell erogazione della potenza attiva 3 4 2 Modalit di funzionamento della logica di limitazione della potenza attiva In presenza di transitori di frequenza sulla rete di trasmissione l immissione di potenza attiva sar regolata secondo la legge di controllo di seguito riportata Nel range di frequenza compreso tra 47 5 Hz e 50 3 Hz gli impianti di produzione devono erogare il massimo della potenza attiva da essi producibile Vengono fornite delle definizioni e Pima potenza attiva erogata all i
83. giche P f f e Q f V Il generatore viene comunque staccato dalla rete prima che possa essere abilitata qualsiasi logica di regolazione rendendo di fatto non sensibile la sua presenza Si vuole sottolineare che anche se nel grafico il segnale che abilita la limitazione della potenza attiva risulta attivarsi poco dopo il distacco ci come gi detto non rappresenta una situazione reale ma correlato al fatto che la misura della frequenza effettuata ai morsetti del generatore sui quali la frequenza tende ad andare velocemente all infinito una volta che non c pi nessun carico agganciato ovviamente solo a livello di simulazione Si conferma che l esercizio con le logiche presentate qualora la situazione sia di deficit nei flussi di potenza pu avvenire in sicurezza in quanto questi non influenzano il normale protocollo di rilevamento del guasto presente come standard sulle apparecchiature Si vogliono ora presentare alcuni approfondimenti In particolare ci si vuole focalizzare sulla logica di controllo dell erogazione di potenza reattiva Ricordiamo la caratteristica sulla quale calcolato il riferimento di potenza da fornire in ingresso al regolatore PID 77 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Vii 0 92 Va Vai 0 9 Va Figura 5 23 Curva di droop associata alla logica Q f V Dato che tale ca
84. he interviene bens la 81 come si vede in figura 5 41 Pi sotto viene riportato anche l andamento della frequenza 93 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 90 0 60 0 30 0 00 0 30 3 3 1 5 0 4 22 4 0 s 5 8 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 81_Generatore sincrono Figura 5 41 Istanti di intervento delle protezioni 52 30 52 010 Hz 51 80 51 30 H me 50 80 50 30 49 80 3 3 1 5 0 4 22 4 0 s 5 8 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz Figura 5 42 Dinamica della frequenza alla sbarra 94 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Per completezza riportiamo l erogazione del generatore con evidenziato il momento del distacco 0 06 0 04 0 00 3 3 1 5 0 4 22 4 0 s 5 8 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 43 Dinamica del generatore dopo il distacco dalla rete principale Quindi il funzionamento in sicurezza garantito Osservando i risultati collezionati fino ad adesso per questo scenario di sbilanciamento notiamo una cosa interessante
85. he gli impianti di produzione rimangano connessi Generalmente infatti un isola pur se alimentata si porter a funzionare ad un livello di tensione diverso da quello nominale della rete ed a una frequenza diversa Il mantenimento dei parametri di rete all interno degli standard richiesti non banale ma essenziale considerando che al giorno d oggi i carichi sono sempre pi sensibili ai disturbi Si deve poter controllare in modo completo la Power Quality in termini di e Buchi di tensione e Interruzioni di tensione e Variazioni del modulo della tensione e Sovratensioni e Distorsioni armoniche e Squilibritra le fasi e Variazioni di frequenza Figura 2 1 Alpeggio in quota funzionante in isola Tutto dipende dal bilancio dei flussi di potenza tra generazione e carichi nell isola Inoltre nella maggior parte dei casi i carichi sono dinamici e quindi variano il proprio assorbimento in funzione della tensione e della frequenza stesse le quali vengono a loro volta influenzate dalle variazioni di assorbimento dei carichi Considerando oltre a ci la variabilit della curva di domanda non possibile o irragionevolmente complicato conoscere il comportamento di una porzione di rete una volta che sia passata in isola 20 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Risulta allora evidente che i generatori deputati
86. i distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Premesso che la cattura di taluni dettagli nelle immagini non sempre semplice cerchiamo di spiegare i risultati In rosso rappresentata la frequenza che dopo il distacco ha un incremento decisamente rapido che la porta a superare la soglia di attivazione del Lock in in pochi istanti Raggiunto questo punto come evidenziato dal segnale ocra il generatore inizia a ridurre la potenza attiva immessa in rete causando un arresto nell incremento della frequenza Questa parte del transitorio non viene vista come una riduzione di frequenza vera e propria per la quale sarebbe stato chiamato in causa il segnale di blocco in quanto per tali operazioni la misura della frequenza viene effettuata in media mobile su cinque periodi di rete Tornando alla figura 5 32 pi in dettaglio in figura 5 35 si pu apprezzare in verde chiaro il riferimento di potenza fornito al generatore notando come questo cali bruscamente per contrastare l escursione negli istanti iniziali per poi ricrescere leggermente quando la frequenza si attesta sulla soglia di attivazione dei 50 3 Hz Figura 5 35 Dettaglio relativo alla potenza attiva erogata verde scuro e riferimento fornito dalla caratteristica verde chiaro Il tutto fino a quando la tensione ai morsetti del generatore non comporta l intervento della protezione di minima tensione il che avviene in tempi abbastanza lunghi pari
87. i in libreria sia che sia stata creata dall utente essa agisce sull interruttore del cubicle corrispondente all oggetto cui stata equipaggiata Nel nostro caso quindi le protezioni sono dei modelli DSL classici che agiscono su questi switch Minima massima tensione 27 59 Riportiamo lo schema a blocchi del composite pi esterno 0 co Emb 0 1 2Confronto m0 1 Apertura 3 ElmDsl ElmDsl em i Figura 4 3 Schema a blocchi del livello pi esterno per la protezione di minima massima tensione 50 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate x x Come si vede composto da tre blocchi principali AI primo blocco associato un trasformatore di tensione un TV che deve essere installato in corrispondenza del punto di misura Di questo elemento ci occuperemo pi avanti Notiamo solo le numerose uscite presenti che corrispondono a tutte e tre le tensioni di fase in parte reale e immaginaria Queste tensioni vengono fornite in ingresso al blocco confronto che rappresenta il blocco pi importante Questo blocco esegue varie operazioni che riporteremo puntualmente ancorch si voglia sottolineare che tale blocco stato scritto unicamente in codice DSL non esiste quindi una rappresentazione grafica della logica di intervento ma qualora necessario si riporteranno parti di c
88. i produzione netta La produzione netta suddivisa tra produzione consumata in loco e produzione immessa in rete Vediamo i dati relativi alla GD e GD 10 MVA per l anno 2012 GD Potenza efficiente lorda 30 374 MW Produzione lorda 57 1TWh Percentuale sull intera produzione 19 1 nazionale GD 10 MVA Potenza efficiente lorda 23 507 MW Produzione lorda 39 7 TWh Percentuale sull intera produzione 13 3 nazionale Tabella 1 1 Dati relativi alla consistenza della GD sul territorio italiano anno 2012 10 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Appare evidente la differenza tra i dati afferenti alla GD e quelli afferenti alla GD 10 MVA Nella prima definizione infatti rientrano infatti tutti gli impianti connessi alla rete di distribuzione anche quelli con potenza maggiore di 10 MVA Si evince quindi che sulla rete di distribuzione sono presenti impianti di generazione di dimensioni relativamente rilevanti per una potenza installata di almeno 6 867 MW considerando che nella definizione di GD 10 MVA rientrano anche piccoli impianti connessi per alla rete di trasmissione Questi dati evidenziano come la quantit e l impatto degli impianti di generazione nella rete di distribuzione non sono pi trascurabili ma meritano di essere studiati per verificare come incidano sulla q
89. ia elettrica consumata in loco e la quota immessa in rete m Energia consumata in loco mEnergia immessa in rete m Consumi dei servizi ausiliari Totale 38 37 TWh Totale 17 04 TWh Totale 1 47 TWh Totale 0 21 TWh 100 2 9 90 70 60 50 40 30 20 10 0 Rinnovabili Non rinnovabili Rifiuti solidi urbani Ibridi Figura 1 3 Ripartizione della produzione lorda da GD tra energia immessa in rete ed energia consumata in loco Parallelamente si possono considerare gli impianti classificati per il livello di tensione cui sono connessi E AT ME 0 1 m AAT 92 0 0 3 BT 94 7 Totale 485 836 sezioni Figura 1 4 Ripartizione per livello di tensione di connessione del numero di sezioni di impianti di produzione in GD 13 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Come evidenziato dall Autorit appare evidente che all interno della GD rientrino impianti connessi alle reti di distribuzione anche di potenza superiore a 10 MVA la cui produzione elettrica ben superiore a quella necessaria per il solo soddisfacimento dei fabbisogni delle realt industriali presso cui sono installati Si nota altres che il 94 7 degli impianti di GD risultano connessi in bassa tensione 14 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di forma
90. ia pi ripida consentendo una riduzione della potenza attiva erogata pi rapida e pronta 0 08 cuns I 0 070 MW l l l a 0 06 0 04 0 02 0 02 s 1 3 0 1 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 72 Dinamica del generatore statismo al 2 118 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Tale azione non efficace perch il comportamento del sistema risulta molto simile Di fatto il generatore viene staccato pochi millesimi di secondo prima Si configura quindi i questo scenario una possibile situazione di rischio 5 5 2 Logiche Q f V e cos w f P Avendo osservato come nello scenario presentato pi che altro lo sbilanciamento afferente alla potenza attiva e il comportamento della logica di limitazione di questa che influenza la dinamica del sistema riportiamo per completezza brevemente i risultati ottenuti abilitando i controlli relativi alla potenza reattiva Nel primo caso si attiva la logica di regolazione della potenza reattiva Il comportamento del sistema non cambia di molto si nota che il generatore viene distaccato circa un secondo pi tardi peggiorando quindi le prestazioni L intervento del controllo di tensione infatti aiuta a stabilizzare i parametri di rete Ricordan
91. iamo la situazione della generazione e dell assorbimento Generatori Generatore Potenza attiva Potenza reattiva Sincrono 30 kW O kVAR Sincrono 2 30 kW O kVAR Inverter 25 kW O kVAR Inverter 2 15 kW O kVAR Tabella 5 11 Situazione del parco di produzione Carichi Carico Potenza attiva Fattore di potenza Carico 1 30 kW 0 95 Carico 2 50 kW 0 92 Carico 3 10 kW 0 9 Carico Lontano 40 kW 0 92 Tabella 5 12 Potenza nominale dei carichi Sbilanciamenti Potenza attiva Potenza Potenza AP AQ prodotta reattiva richiesta dai prodotta carichi nominale 100 kW O kVAR 130 kW 36 kW 62 kVAR Tabella 5 13 Flussi di potenza a regime Quindi si riportano i risultati Caso base Il grafico piuttosto confuso ma il dato importante che dopo al massimo alcuni decimi di secondo dal evento di guasto tutti i generatori sono scollegati Si sottolinea che interessa molto di pi verificare che l apertura avvenga che studiarne i motivi Ad esempio per due generatori diversi connessi alla stessa sbarra pu verificarsi prima il distacco di uno per supponiamo minima frequenza che di solito tarata per reagire prima e dopo dell altro che magari connesso con una linea leggermente pi lunga alcuni decimi di secondo dopo per minima tensione facilitata dal distacco del primo 125 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e r
92. ica di regolazione del fattore di potenza 1 9 0 2 1 6 3 3 5 1 s 6 8 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz Figura 5 52 Profilo di frequenza con la logica di regolazione del fattore di potenza 102 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Si vuole ora esplorare la possibilit che lo sbilanciamento tra i flussi di potenza pur mantenendo lo stesso verso presentato in questo scenario sia in valore assoluto molto meno rilevante In particolare supponiamo che la rete stia ancora esportando potenza attiva ma che sia ad un livello di produzione appena sufficiente a coprire i carichi locali Ci si trover quindi nella seguente condizione AP 4 05 kW AQ 19 5 KVAR Tabella 5 5 Nuovi flussi di potenza Si vuole testare il sistema in due condizioni mantenendo sempre abilitato il controllo della potenza attiva e abilitando in contemporanea prima il controllo della potenza reattiva con la caratteristica Q f V e quindi con il controllo del fattore di potenza Ecco il comportamento del sistema nel primo caso 0 08 0 06 0 04 Lt casi arc 0 02 0 00 0 02 1 9 0 2 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar 1 6 3 3 5 Figura 5 53 Dinamica del generatore con la l
93. iciale 11 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Solare 31 1 E Biomasse Biogas e Bioliquidi 11 9 m Eolica 6 5 0j 0 0 m Fonti non rinnovabili Totale 57 08 TWh 31 3 Figura 1 1 Classificazione degli impianti GD per fonte Solare 45 5 m Biomasse Biogas e Bioliquidi 14 6 m Fonti non rinnovabili n Feni mi Geoteimica 16 2 Totale 39 74 TWh 0 0 Figura 1 2 Classificazione degli impianti GD 10 MVA per fonte Non esiste una classificazione precisa per tecnologia produttiva utilizzata del tipo di impianti installati ma dai dati presentati ragionevole supporre che per quanto riguarda la GD circa la met degli impianti sia interfacciata alla rete tramite inverter sicuramente tutti quelli alimentati da fonte solare e presumibilmente eolica 12 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Per la parte di impianti alimentati da fonti non rinnovabili e idriche invece ragionevole supporre che l interfacciamento con la rete avvenga con macchine rotanti oggetto di questa tesi AI fine di valutare l impatto che hanno gli impianti di generazione distribuita sulla rete di distribuzione utile riportare sempre secondo i dati AEEG la ripartizione tra la quota dell energ
94. ii I PdC i i E _ Dispositivo i i Generale H DGL i Parte di impianti non abilitata i i al funzionamento in isola i i Dispositivo i Dispositivo i di Interfaccia di Interfaccia i Eventuale parte di impianto 5 Abilitata al funzionamento in 3 5 isola carichi privilegiati E i g S c a 3 i F Dispositivo i i di Generatore i i Eventuale sistema FA i rt Eventuale i di conversione i L H Dispositivo i GENERATORE i i ret 3 PT NO Figura 1 5 Rappresentazione schematica delle configurazioni di sistemi di produzione in parallelo alla rete del distributore Sistema di protezione di interfaccia Il sistema di protezione di interfaccio SPI agisce sul DDI Dispositivo di interfaccia che l organo addetto al distacco dell utente dalla rete Prevede le seguenti funzioni e Protezione di massima minima frequenza e Protezione di massima minima tensione e Capacit di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN 61850 finalizzati a o Presenza rete dati per abilitazione soglie di frequenza o Comando ditele scatto 16 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Per i sistemi trifase le protezioni e Di massima minima tensione devono avere in ingresso grandezze proporzionali alle tre tensioni BT concatenate e Di massima minima frequenza devono avere in ingresso grandezze proporzionali almeno
95. imulazione non considerato il contributo dell eccitatrice in quanto non indispensabile per studiare la stabilit e viene trascurato anche nell oggetto relativo al generatore sincrono presente nelle librerie del programma Tale simulazione quindi necessariamente un approssimazione infatti come se il regolatore PID agisse direttamente sulla tensione di eccitazione mentre nella realt dovrebbe essere presente almeno un eccitatrice come ad esempio un convertitore statico Il contributo dell eccitatrice pu essere considerato facendo leva sui ritardi intenzionali che la struttura del regolatore permette di inserire sebbene non sia rilevante per lo studio in oggetto Tali ritardi servono principalmente a regolare la costante di tempo del sistema per ottenere il migliore compromesso tra prestazione nel funzionamento grid connected e sicurezza nell erogazione del servizio infatti come gi accennato precedentemente i regolatori sono in molte situazioni disegnati per inseguire in modo dolce un certo riferimento in altre parole il tempo di reazione del sistema non sempre veloce e non sempre desiderabile che sia cos Si vuole introdurre una piccola chiave di lettura valida in generale per i risultati riportati In molti casi sono presenti delle anomalie ad esempio il fatto che al momento del distacco la generazione si adegui istantaneamente alle richieste dei carichi L anomalia sempre riconducibile al tipo di s
96. imulazione scelta La simulazione RMS non considera i transitori elettromagnetici quindi dopo il distacco come se il sistema ricalcolasse le condizioni iniziali conformemente alla nuova condizione topologica Si deduce che tale comportamento riconducibile ai limiti di simulazione del programma o meglio per ottenere una rappresentazione realistica occorrerebbe che negli istanti nell intorno del momento del distacco la simulazione fosse EMT Vediamo cosa accade in questa situazione riportando l andamento delle principali grandezze di rete nel corso della simulazione Come ci si aspetta i risultati sono confortanti La dinamica nell erogazione del generatore molto simile a quella presentata in precedenza Ci si limita quindi a tensione e frequenza 72 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 52 00 51 00 50 00 49 00 48 00 47 00 3 0 Sbarra_BT 0 4kvV Electrical Frequency in Hz Figura 5 17 Dinamica della frequenza alla sbarra BT 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 Sbarra_BT 0 4KV Line to Line Voltage Magnitude in KV Q_V Segnale di lock in Figura 5 18 Dinamica della tensione alla sbarra BT dopo l apertura in cabina Abilitazione del segnale di Lock in 73 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazio
97. in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 3 3 Erogazione assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva caratteristica Q f V In aggiunta a quanto visto in precedenza gli impianti di potenza superiore a 6 kW devono consentire anche la erogazione assorbimento di potenza reattiva secondo funzioni di regolazione il logica locale basate sul valore della tensione ai morsetti di uscita secondo una curva caratteristica Q f V Questo tipo di regolazione tale da richiedere potenzialmente che l impianto si posizioni in un punto di lavoro esterno alla capability triangolare e invece compreso nella capability rettangolare L erogazione assorbimento di potenza reattiva si intende convenzionalmente finalizzata alla prestazione de parte dell utente di un servizio di rete che deve essere prestato in modo automatico secondo una logica di controllo locale secondo una funzione della tensione rilevata ai morsetti del generatore come mostrato nella figura i Qmax Qm in Vii Vai IT Va Vi 0 92 V X Va 0 9 Vn Q Figura a Figura b Figura 3 9 Curve caratteristiche standard Q f V Tali curve sono definite univocamente dai seguenti parametri tenuto conto che i valori Vmin Vmax sono definiti in funzione delle soglie di taratura delle protezioni di massima minima tensione In particolare la normativa richiede che sia Vmin 227 51 valore di default 0 9 Vn e Vmax lt 59 S1
98. in quanto per un certo tempo il sistema rimane in isola Ad intervenire sempre la protezione 81 ma lo fa in un tempo troppo lungo Nel caso in esame il sistema al momento del distacco dalla rete principale presenta un escursione di frequenza che comporta l attivazione del Lock in per la logica di limitazione della potenza attiva 116 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Nel grafico presentato di seguito in figura 5 70 si possono apprezzare in ocra il segnale di Lock in che indica come il controllo intervenga negli istanti immediatamente successivi all evento Dopo alcuni decimi di secondo si nota un secondo segnale correlato a questo controllo evidenziato in blu x Tale segnale indica che stata attivata l isteresi il che significa che il controllo ha efficacemente ridotto l erogazione di potenza per contenere la sovrafrequenza e ad un certo istante stato rilevato un cambio di segno nella derivata della frequenza che ha iniziato a diminuire Il controllo ha quindi bloccato l erogazione di potenza al valore minimo raggiunto Tale azione ha comportato che da quell istante in poi il sistema si trovato in deficit di potenza attiva e di conseguenza la frequenza ha iniziato a scendere 1 60 __ __ aste ara ai mr TT uni 71 I I I I I I I I I I I
99. in questo caso a 2 58 secondi Anche in questa situazione si instaurata una condizione di isola temporanea non accettabile Nel grafico successivo sono mostrati ordine e tempi di intervento 90 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 0 2 11 2 5 3 8 5 2 s 6 5 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 81_Generatore sincrono Figura 5 36 Istanti di intervento delle protezioni dopol evento di distacco Per completezza riportiamo l andamento della tensione alla sbarra BT X X 0 202s X 2 580 s n peme a me 0 90 h 9 014 Myar Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 37 Tensione alla sbarra BT dopo il distacco 91 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate E l assorbimento dei carichi X 0 000s 40 00 30 00 20 00 10 00 0 00 10 00 3 8 1 5 0 8 3 1 5 5 s 7 8 Cub_2 PQ Mea carico 1 P Carico 1 kW Cub_2 PQ Mea carico 1 Q Carico 1 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 2 P Carico 2 kW Cub_2 PQ Mea Carico 2 Q Carico 2 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 3 P Carico 3 kW Cub_2 PQ Mea Carico 3 Q Carico 3 kVar Figura 5 38 Assorbimento dei
100. ina Ricordiamo che in questo caso non stata implementata nessuna delle logiche di controllo sviluppate al fine di ottenere un caso esempio di riferimento col quale confrontare i dati successivi L evento di apertura stato impostato per occorrere all istante t 0 della simulazione Nel grafico sottostante in figura 5 7 vediamo l andamento della potenza attiva e reattiva erogate dal generatore che ricordiamo parte da una situazione iniziale in cui sta producendo 30 kW a fattore di potenza unitario 63 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 08 _____________KF 0 000s n e a Di Gt i i i i ad i ce i a Hi T a S a a a a T X macs I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I 0 06 lessc oncnsata crcconsesssa occesscscnna 4 I I I I I I I l I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I 0 04 uri dle busca 4 I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I 0 02 Lostrcecsssosze ES EE E Lecceacsl asa j I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I 0 00 i i i I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I l I I l l i I I I I i 0 000 Mvar 0 000 Mvar j t j I H l I I I l I I 0 02 i 3 0 0 4 22 4 8 TA s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Rea
101. indesiderata si vuole introdurre un ulteriore concetto di una certa importanza Pu accadere che una porzione di rete nelle condizioni esposte precedentemente dia origine ad un isola ma che questa non permanga stabilmente Quindi la rete in questo caso non resterebbe stabilmente energizzata in quanto le protezioni di macchina interverrebbero dopo un certo tempo Un isola temporanea costituisce un fenomeno comunque indesiderato perch occorre in una porzione di rete che si richiede venga de energizzata immediatamente Nelle simulazioni eseguite pi avanti in questo studio l isola temporanea ricorre spesso Non essendoci una definizione ufficiale che caratterizza il fenomeno si arbitrariamente inteso che qualora la rete sia completamente de energizzata in un tempo superiore ad un secondo deve considerarsi in isola temporanea Risulta superfluo dire che si tratta anche in questo caso di una condizione di funzionamento non corretto formando di fatto un caso specifico che rientra come problematiche e gestione nel caso dell isola indesiderata 22 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 3 Partecipazione delle unit GD alla fornitura di servizi di rete 3 1 Partecipazione delle unit GD al controllo di tensione In questo capitolo si parla di controllo della tensione da parte delle unit di generazione distribuita Tale conc
102. infatti quando stata attivata la limitazione della potenza attiva la disconnessione del generatore avvenuta per l intervento delle protezioni di tensione mentre quando stata attivata la regolazione di reattivo la disconnessione stata garantita dalle protezioni di frequenza Si vuole ora provare ad attivare entrambe le logiche di controllo rimanendo nelle stesse condizioni di sbilanciamento per verificare in che modo interagiscono Tale operazione stata svolta anche precedentemente e trova conferme per quanto riguarda la sua utilit Risulta inoltre utile ricordare che come gi specificato il controllo in toto del generatore garantito dai modelli DSL a esso applicati comporta anche che non siano attivi componenti del generatore stesso quali AVR Automatic Voltage Regolator e PSS Power System Stabilizer che di default sono inclusi nel modello del generatore fornito dal programma di simulazione Tali componenti risultano utili soprattutto quando si vogliono studiare i flussi di potenza di una rete o effettuare analisi di sistema ma nel caso pi specifico osservato possono condurre il generatore ad un comportamento non voluto dall utente 95 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Vediamo quindi come si comporta il sistema con il completo equipaggiamento per la limitazione della potenza attiva ed il controllo di reatt
103. ivo in funzione combinata d0gj DESSES ARA 9202 3 s PENES EEEE I I I I I I 0 070 MW I I I I I I I I l I I I I 0 06 Jks EEEE p __ f I I I I I I I I I I 0 044 MW l I I I I 0 04 dup e J I I I I I I I I l I I I I I I I I I i 0 02 0 014 Mvar l I I I I l I l l l I I I I y l I 0 00 A00 Mar nil ceilonasi tuslzszi I I I I I l I l I I I I I I I I I I I I I I I 0 02 3 3 1 5 0 4 22 40 s 5 8 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 44 Dinamica del generatore con attivate le caratteristiche di limitazione della potenza attiva e di controllo della potenza reattiva Come risulta evidente in questa condizione il generatore continua indefinitamente a produrre Le protezioni non riescono a rilevare il guasto e ci si trova in una condizione di criticit In pratica accade che l azione contemporanea della logica P f f attui una sorta di regolazione bang bang che mantiene la frequenza all interno dei range prestabiliti x Tale comportamento oltre ad essere pericoloso non accettabile per due motivi oltre all evidente formazione dell isola al generatore si richiede un comportamento in erogazione di reattiva che gli pu risultare dannoso se fosse eseguito nella realt e non nella simulazione Il sistema reso ins
104. le interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 3 Sovragenerazione di potenza attiva Questa condizione di funzionamento non particolarmente frequente in quanto ipotizza che la generazione distribuita su una data porzione di rete sia largamente sufficiente ed anzi eccedente a coprire il fabbisogno dei carichi Le situazioni reali dove ci avviene sono limitate e si riducono a reti appositamente create per collegare impianti di generazione rinnovabili i quali di solito lavorano in media tensione e a piccole reti rurali dove l assorbimento cos limitato che una ragionevole densit di impianti gi sufficiente ad alimentari i carichi almeno per la maggior parte della durata di funzionamento Da una prima simulazione effettuata senza simulare l apertura dell interruttore in cabina otteniamo i dati sperimentali relativi alla generazione locale e allo sbilanciamento tra i flussi di potenza Le misure dello sbilanciamento sono state effettuate direttamente dall ambiente di simulazione con uno strumento integrato sebbene nella realt ci non sia possibile un approssimazione che ragionevolmente ha importanza secondaria Pi importante invece specificare come la misura sia stata effettuata alla sbarra di bassa tensione che corrisponde al punto immediatamente a valle della cabina di trasformazione MT BT Ricordiamo infatti che nel modell
105. ll oggetto relativo al generatore sincrono presente nelle librerie del programma Il contributo dell eccitatrice pu essere considerato facendo leva sui ritardi intenzionali che la struttura del regolatore permette di inserire sebbene non sia rilevante per lo studio in oggetto Tali ritardi servono principalmente a regolare la costante di tempo del sistema per ottenere il migliore compromesso tra prestazione nel funzionamento grid connected e sicurezza nell erogazione del servizio infatti come gi accennato precedentemente i regolatori sono in molte situazioni disegnati per inseguire in modo dolce un certo riferimento Vediamo cosa accade in questa situazione riportando l andamento delle principali grandezze di rete nel corso della simulazione 0 90 l I I l I I I I 0 60 H 4 H 4 l I l l l I l l I T I I l l I I l I I 0 30 pancene a ssasseestezt d I I I I I I I I I I I I I I I I I i i 0 00 000 kV i i i I I j I I I I l I I I I I I I I I l I I I I l 0 30 i ale see iii teso iis Nba mirino 1 I I I I I I I I I I I l I I I I I I I 0 60 3 3 1 5 0 4 2 2 4 0 s 5 8 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 40 Dinamica della tensione alla sbarra BT II comportamento abbastanza prevedibile la tensione collassa ma non la 27 59 c
106. llo delle protezioni viene fatta ai morsetti del generatore e l azione di apertura comporta solo il distacco del generatore senza prevedere procedure per il suo spegnimento in quanto a noi interessa il comportamento dal punto di vista della rete BT Quindi il software vede il generatore come ancora in funzione e non essendo collegato ad alcun carico ai morsetti sempre a livello di simulazione la frequenza aumenta fino a far intervenire anche la protezione 81 Tali dati sono da ignorare Ricaviamo quindi l informazione che ci indica come le protezioni di macchina siano intervenute dopo un tempo pari a 0 587 secondi dal guasto Confronteremo questa informazione con i risultati raccolti successivamente Vediamo nei grafici successivi l andamento di tensione e frequenza alla sbarra di bassa tensione 65 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 323 kV CX _0 390 s x s 5 8 4 0 2 2 0 4 ge Magnitude in kV 1 5 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Volta 3 3 Figura 5 9 Dinamica della tensione alla sbarra BT 48 488 Hz 0 000 390 s all I I I l I Ke 50 30 48 30 s 5 8 0 4 Da 4 0 quency in Hz 1 5 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Fre 3 3 Figura 5 10 Dinamica della frequenza alla sbarra BT 66 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni
107. locchi confronto e apertura sono del tutto simili a quelli esposti precedentemente il funzionamento identico Riportiamo le interfacce di inserimento dei parametro per evidenziare soglie e ritardi Name confronto o Model Definition dels Max min freq Confronto TT Out of Service Astable integration algorithm Figura 4 7 Interfaccia per l inserimento dei parametri del blocco confronto nella protezione di frequenza Figura 4 8 Interfaccia per l inserimento dei parametri del blocco apertura della protezione di frequenza 54 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Strumenti di misura Sulla rete test sono stati installati diversi strumenti di misura che non appaiono sullo schema unifilare Tali strumenti sono trasformatori di tensione e corrente e dei PLL Sono tutti strumenti resi disponibili nativamente dal software e praticamente non richiedono configurazione Basta indicare nell apposita interfaccia in che punto della rete si vuole effettuare la misura Tuttavia questi strumenti permettono anche un certo grado di realismo nella loro modellizzazione software Ad esempio possibile impostare un ritardo nella misura o decidere di amplificare il segnale impostando un guadagno maggiore La scelta di questi parametri influenza la risposta in frequenza del componente e pu essere fatta in modo
108. n intervalli di 0 01 3 2 1 Modalit di funzionamento della regolazione automatica di potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard cos g f P 1 Al superamento del punto di lavoro P P 0 5 curva a o P Pn 0 05 curva b si verifica se la tensione ai morsetti del generatore supera la soglia di Lock in 2 Se la verifica positiva viene attivata la regolazione di reattivo secondo il profilo scelto entro 10 s Se la verifica negativa l impianto continua a erogare a fattore di potenza unitario 3 La condizione di regolazione attivata viene rimossa esclusivamente quando a La potenza attiva erogata rientra sotto il 50 della nominale ovvero sotto il 5 della nominale a seconda della curva scelta indipendentemente dalla tensione rilevata ai morsetti b La tensione rientra sotto il valore di Lock out di tensione ad esempio pari a Vn Il controllo della potenza reattiva comporta una maggiore dissipazione nella rete di bassa tensione Come visto precedentemente tale dissipazione pu essere ridotta attivando la regolazione solo al superamento di un certo livello critico di tensione e solo se sta erogando potenza attiva ad un livello tale da incidere significativamente sulla rete 26 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 3 2 2 Implementazione nel software di simulazione Viene di seguito esposta la pro
109. n tempi in genere inferiori ad 1s e comunque non superiori a 2 s La precisione di misurazione della frequenza deve essere di almeno 10 mHz In caso di successiva ridiscesa della frequenza si dovr limitare la potenza erogata al valore minimo raggiunto durante il transitorio di sovrafrequenza fino a che la frequenza non si attesti stabilmente nella banda di 50 0 1 Hz per un tempo minimo continuativo di 300 secondi isteresi Trascorsi i 300 secondi si potr riportare il limite della potenza erogabile al valore memorizzato in precedenza Pimax secondo una rampa lineare con pendenza di 0 2 Pimax al minuto e comunque non inferiore a 0 05 Pnom al minuto Una volta raggiunto il limite della potenza erogata prima del transitorio qualora la potenza disponibile dalla sorgente primaria sia superiore a Pimax si potr adeguare l erogazione al nuovo livello di potenza disponibile con il gradiente massimo di 0 2 Pn al minuto Il grafico seguente riassuntivo Esempio 1 O Pmin 0 Pimax 25 Pnom P Proml nom adiente massimo gradiente massimo 20 Prom Min Salt 2 0 5 10 t15 20 25 t min reset_derating Ti Tima 5min Tz P 3 45 min 5 min T3 Tima 15 min Figura 3 16 Ripristino dell erogazione di potenza a valle di un transitorio di sovrafrequenza 39 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit
110. ndo una tecnica di simulazione progettata per evidenziare questo tipo di fenomeni detta EMT Electro magnetic Transients ma come abbiamo detto le finalit di queste simulazioni sono diverse Continuiamo quindi ad analizzare il comportamento del generatore Dopo l istante iniziale la produzione di potenza sia attiva che reattiva diminuisce fino all istante in cui intervengono le protezioni che distaccano il generatore 64 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Come abbiamo ricordato pi volte il carichi sono dinamici quindi il loro assorbimento funzione di tensione e frequenza di alimentazione la conseguenza che dopo il distacco dalla rete essendoci una diminuzione della tensione alla sbarra e un transitorio di frequenza l assorbimento tende in questo caso a diminuire fino all intervento delle protezioni L istante in cui il generatore distaccato pu essere evidenziato nel grafico seguente che riporta l andamento dei segnali logici abilitanti l apertura dell interruttore 1 20 0 90 0 60 0 30 0 00 3 8 1 5 0 8 3 1 5 5 s 7 8 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 81_Generatore sincrono Figura 5 8 Istanti di intervento delle protezioni 27 59 e 81 Naturalmente la protezione che interviene la 27 59 ma specifichiamo che la misura della grandezze nel mode
111. ne 4 2 Equazioni elettriche di statore Equazioni elettriche di rotore asse d EE u ri pEr dt a cai 0 rpip Yp dt Equazione 4 3 Equazioni elettriche di rotore per l asse d Equazioni elettriche di rotore asse q dyo o dt 0 Sigg Equazione 4 4 Equazioni elettriche di rotore per l asse q Si ricorda che oltre a scegliere il modello matematico occorre anche caratterizzarlo con dei parametri sufficientemente realistici che indichino esattamente il tipo di macchina In questo caso si scelto di caratterizzare il generatore con i parametri di un generatore realmente esistente prodotto dall azienda Marelli Motori di cui riportiamo la scheda tecnica Tutti i parametri sono stati fedelmente inseriti nel software al fine di ottenere una simulazione che rispecchiasse il pi possibile il comportamento reale della macchina in esame 48 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate s THREE PHASE SYNCRONOUS GENERATOR MarelliGenerators MJB 225 LA4 4 poles CONTINUOUS DUTY 50 Hz 1500 rpm 60 Hz 1800 rpm AMBIENT TEMPERATURE TEMPERATURE RISE INSULATION CLASS POWER FACTOR Winding code Mo WINDING DATA Number ofleads 12 Winding pitch 2 3 som eok rusnntze 190 200 208 220 190 208 220 230 240 102 106 106 106 110 118 122 126 126 91 9 92 2 92 6 92 7 93 8 93 4 330
112. ne di isole indesiderate Il profilo della tensione e della frequenza quello atteso almeno fino all istante di intervento delle protezioni dopo 0 607 secondi dall evento un tempo che garantisce la sicurezza del servizio 5 2 3 Logica cos f P Il questa simulazione il generatore stato equipaggiato con la logica di regolazione del fattore di potenza in erogazione in funzione del livello di potenza attiva Il sistema nelle condizioni iniziali gi presentate in particolare per quanto riguarda lo sbilanciamento tra flussi di potenza Osserviamo i risultati ottenuti intanto per quanta riguarda le potenze attiva e reattiva erogate dal generatore X _0 000s X 9 000 s 0 08 il aaa Pe a oa iaia rn I I l l l l l I I l I I l I l I I I l l I l I I l l I I I I I l O DRr are E E aaa PROTESTE E 1 l l I I I I I l I I I I I I I l l I I I 0 04 44 CR res 7555 rina d I I l I I I 0 030 MW i I I l I I l l l l i 0 02 4 4 1 2222222 siae inizi Fisica gio ina luizicioizicion siagioni i I I I I I I I I I I I I I I I I I l I 0 00 0 000 Mvar I l 1_ 0 000 Mvar I I i I I I l I l I I l l l l l I l I l 0 02 3 0 0 4 2 2 4 8 74 s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in
113. nerazione distribuita consigliabile adottare congiuntamente alla logica di limitazione della potenza attiva la logica di controllo di reattivo basata sul fattore di potenza piuttosto che quella in funzione della tensione Il funzionamento della logica di controllo del cos g pi semplice ed interagisce bene con l altra Lo svantaggio se cos si pu chiamare consiste nel fatto che tale logica pensata solo per consentire l erogazione di potenza reattiva quindi l immissione in rete di potenza reattiva induttiva allo scopo di controllare la tensione Tale controllo quindi non potr mai intervenire nel caso vi sia un abbassamento di tensione anche in modalit grid connected peggiorando le prestazione di controllo dei parametri di rete ai fini della Power Quality Si ricorda tuttavia che l adozione di questo particolare tipo di controllo prevista dalla normativa per macchine di potenza molto ridotta che verosimilmente avrebbero un impatto difficilmente rilevabile sulla rete Di seguito per completezza riportiamo gli andamenti di tensione e frequenza nell ultimo caso studiato 101 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 0 375 0 000 0 125 1 9 0 2 16 3 3 5 1 s 6 8 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 51 Profilo di tensione con la log
114. nteresse Successivamente si sono svolte delle simulazioni utilizzando la stessa rete ma con alcuni elementi aggiuntivi allo scopo di introdurre un maggiore realismo nelle prove In particolare si sono introdotti elementi quali cadute di tensioni importanti dovute all estensione delle linee carichi pi severi pi di un generatore La presenza di pi di un generatore sulla rete ha consentito di verificarne il comportamento quando sono costretti ad interagire tra loro Particolare attenzione in questo senso stata posta all introduzione dei convertitori statici che rappresentano oggi la maggior parte degli impianti di generazione distribuita I risultati ottenuti dalle varie prove effettate portano alla conclusione che le logiche adottate nella maggior parte dei casi ovvero nelle situazioni di esercizio pi frequenti non inficiano la sicurezza nella fornitura del servizio Si visto che preferibile utilizzare la logica di controllo della potenza reattiva piuttosto che quella di regolazione de fattore di potenza in quanto garantisce prestazioni in genere migliori Nel caso particolare in cui la rete sia fortemente attiva e i flussi di potenza siano quasi bilanciati invece preferibile la seconda La situazione pi critica rilevata riguarda una rete in esportazione di potenza attiva nel qual caso probabile l instaurarsi di un isola in caso di distacco dalla rete principale Una possibile soluzione per ovviare a queste criticit
115. o della rete utilizzato il trafo risulta direttamente connesso alla sbarra Altres utile specificare che per tale misura si adottata la convenzione dei generatori in altre parola una AP o una AQ positive sono indicative di un deficit della rete locale e corrispondono quindi ad una importazione di potenza dalla rete di media tensione e viceversa se tali grandezze fossero negative Potenza attiva Potenza Fattore di AP AQ prodotta reattiva potenza prodotta 70 kW O kVAR 1 18 46 kW 19 5 kVAR Tabella 5 4 Flussi di potenza a regime Come abbiamo detto i carichi sono non lineari quindi il loro assorbimento varia al variare dell ampiezza della tensione e della frequenza di rete Non ragionevolmente semplice predire il comportamento dei carichi quindi in qualit di ausilio allo studio degli sbilanciamenti nei flussi di potenza riportiamo anche l assorbimento dei carichi in tutta la durata della simulazione In condizioni di funzionamento normali cio con i parametri di rete ai valori nominali i carichi presentano anch essi un assorbimento di potenza nominale come gi esposto precedentemente Nella prossima simulazione sar evidenziato come si comporta il sistema a seguito di un distacco dalla rete che supponiamo possa avvenire ad esempio a causa di un guasto sulla rete MT che comporta l apertura dell interruttore in cabina 84 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connes
116. o di tensione curva di tipo b in regolazione di reattivo 0 00 1 9 0 5 2 8 5 2 7 6 s 10 C Cub_2 PQ Mea carico 1 P Carico 1 kW Cub_2 PQ Mea carico 1 Q Carico 1 kVar _ Cub_2 PQ Mea Carico 2 P Carico 2 kW Cub_2 PQ Mea Carico 2 Q Carico 2 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 3 P Carico 3 kW Cub_2 PQ Mea Carico 3 Q Carico 3 kVar Figura 5 48 Assorbimento dei carichi curva di tipo b in regolazione di reattivo 99 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 3 3 Logica cos f P Il questa simulazione il generatore stato equipaggiato con la logica di regolazione del fattore di potenza in erogazione in funzione del livello di potenza attiva Il sistema nelle condizioni iniziali gi presentate in particolare per quanto riguarda lo sbilanciamento tra flussi di potenza Osserviamo i risultati ottenuti intanto per quanta riguarda le potenze attiva e reattiva erogate dal generatore Si ritenuto di mantenere comunque attiva la logica P f f per ragioni abbondantemente esposte precedentemente lin X X 02828 _____ ERI RETTORI ATTO cei 0 00 0 02 1 9 0 2 16 3 3 5 1 s 6 8 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 49 Dinamica
117. o in molte situazioni disegnati per inseguire in modo dolce un certo riferimento in altre parole il tempo di reazione del sistema non sempre veloce e non sempre desiderabile che sia cos La simulazione stata fatta partire diversi secondi prima del distacco in modo che le grandezze di interesse avessero il tempo di stabilizzarsi sui valori di regime dopo l inevitabile transitorio iniziale in quanto tali valori ad esempio potenza attiva prodotta non corrispondono alle condizioni iniziali ma devono essere raggiunti attraverso il meccanismo di regolazione derivante dall implementazione del controllo PID Vediamo quindi l andamento nell erogazione di potenza attiva e reattiva da parte del generatore in figura 5 12 X X 04785 0 08 _X 90005 _ 0 06 0 04 0 02 0 00 0 000 Mvar 0 02 i 1 i ii 3 0 0 4 22 48 7 4 s 10 0 Generatore Reactive Power in Mvar Generatore Positive Sequence Active Power in MW Figura 5 12 Dinamica del generatore dopo l apertura dell interruttore in cabina Nel grafico si voluto evidenziare in fucsia l istante in cui si aprono le protezioni Si osserva come il comportamento sia molto simile al caso precedente 68 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Anche qui dopo il distacco c un transitorio che evidenzia come
118. o le logiche di controllo da tutti i generatori per ottenere un caso paradigmatico da utilizzare come confronto Per ogni scenario si preferito riportare in modo sintetico i dati riguardanti l intervento o meno delle protezioni piuttosto che esporre in modo organico le dinamiche di potenza generata profilo di tensione e frequenza per ogni generatore e per ogni terminale Tali informazioni risultano infatti secondarie essendo lo scopo di questa sezione la verifica della sicurezza d esercizio in un caso pi simile alla realt In particolare la presenza di una linea di una certa lunghezza causa di cadute di tensione e la presenza di generatori statici equipaggiati con logiche che non sono state sviluppate in questo studio rappresentano una buona approssimazione di un caso reale Pur avendo lo stesso compito infatti potrebbero essere state sviluppate in maniera diversa diverse soglie o costanti di tempo permettendo di verificare che l equipaggiamento che l utente attivo A prodotto dall impresa 1 non interferisca con l equipaggiamento dell utente attivo B fornito dall impresa 2 Per ogni unit produttiva infatti le logiche sono attivate su base locale come richiesto dalla normativa e non comunicano tra di loro 124 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 7 1 Sovraccarico di potenza attiva Present
119. o lo switch del riferimento al valore fornito dalla caratteristica valore che viene fornito in ingresso ad un regolatore PID che agisce sulla tensione di eccitazione della macchina Il modello in realt non effettua una regolazione sul cos lt bens sul sin inquanto questo fornisce anche l indicazione sul segno della potenza reattiva L acquisizione del sin avviene tramite una misura della potenza attiva e reattiva da parte del blocco Misure e viene calcolato come sin g sin arctan Q P Il modello verifica continuamente la permanenza della condizione sulla potenza attiva erogata e confronta la tensione con il valore di Lock out per eventualmente disabilitare la regolazione qualora si verificassero le condizioni descritte precedentemente Di seguito vediamo le interfacce per caratterizzare il modello coi parametri scelti Name costi P Model Definition w ned Models 1 cosfi_P cosfi_P TT Out of Service I A stable integration algorithm 0 05 soglia_tensione_out 1 Figura 3 5 Interfaccia per l inserimento delle soglie di regolazione e dei parametri del regolatore cos lt f P 29 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Characteristics Figura 3 6 Interfaccia per l inserimento della funzione matematica della caratteristica scelta
120. oS e 0 te 3 0 Loox te x 40 ve o aee RRRS ste Figura 3 1 Curve di capability standard per impianti di potenza superiore a 6 kW Nei punti di funzionamento compresi tra la capability triangolare e quella rettangolare si assume convenzionalmente che l impianto eroghi assorba potenza reattiva ai fini di fornire un servizio di rete La normale condizione di funzionamento delle macchine prevede la sola iniezione di potenza attiva cos w unitario mentre il funzionamento con fattore di potenza diverso da 1 pu essere richiesto dal distributore qualora esigenze di esercizio lo richiedessero e deve essere realizzato con logiche e leggi di controllo sia locali che da remoto queste ultime solo per impianti con potenza complessiva superiore a 6 KW L allegato E contiene le logiche di controllo locali necessari alla partecipazione delle unit GD al controllo della tensione Attualmente le logiche descritte ed i valori indicati per la tensione e la potenza reattiva si riferiscono al funzionamento richiesto ai generatori statici Per i generatori tradizionali sono allo studio analoghe prescrizioni In questo elaborato si voluto comunque studiare il comportamento delle logiche descritte per i generatori statici anche applicate alle macchine rotanti 24 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 3 2 Er
121. odice particolarmente esplicative La prima operazione eseguita la conversione delle 3 tensioni in parti reale ed immaginaria in 3 tensioni di fase UA sqrt sar U2r A sqar U2i A UB sqrt sar U2r B sqr U2i B UC sqrt sar U2r C sar U2i C Equazione 4 5 Codice DSL per acquisire la misura di tensione Successivamente queste tre tensioni vengono confrontate con la soglia che deve essere stata precedentemente inserita tramite interfaccia Il confronto viene fatto in modo che se una delle tre tensioni di rete finisce fuori range un apposito segnale viene abilitato Inoltre perch ci avvenga la tensione deve restare nella zona di intervento per un certo tempo detto tempo di rilevamento anche questo impostabile da interfaccia Tale tempo rappresenta il ritardo che la protezione ha nel vedere il guasto e pu essere impostato arbitrariamente al valore pi efficace per garantire un intervento sicuro in caso di guasto ed evitare in altre situazioni interventi intempestivi La verifica sulla tensione viene fatta per due volte per la soglia inferiore e per la soglia superiore Se ad esempio si verifica una sovratensione e se questa persiste per un tempo almeno lungo quanto il tempo di rilevamento sar un segnale apposito corrispondente alla sovratensione ad abilitarsi viceversa se la condizione anomala corrisponde ad un calo di tensione Il codice che esegue tale verifica il seguente over spicdro UA gt Vmax or UB gt Vmax
122. ogazione automatica di potenza reattiva secondo una caratteristica cos w f P l assorbimento ed erogazione della potenza reattiva in questi casi finalizzato alla limitazione delle sovratensioni sottotensioni causate dal generatore stesso a seguito dell immissione di potenza attiva In questi casi il tipo e le soglie nominali della regolazione della potenza reattiva dipendono dalle caratteristiche di rete e possono quindi essere prescritti individualmente dal distributore purch all interno del limite di capability triangolare Soprattutto per gli impianti di piccola taglia utile tuttavia prevedere delle logiche di funzionamento locali integrate in un sistema di controllo dell impianto che consentano di limitare la tensione ai morsetti in uscita agendo in modo automatico su una curva di regolazione pre impostata e definita all interno della capability triangolare Secondo questo criterio gli impianti devono poter erogare potenza reattiva in logica locale secondo uno dei seguenti metodi e Secondo una curva caratteristica del fattore di potenza sulla potenza attiva curva a e Ad un fattore di potenza fisso ed impostabile fino al limite massimo di capability pari a 0 95 per impianti di potenza complessiva fino a 6 kW altrimenti fino a 0 9 curva b cosg 0 9 0 95 Variante della curva caratteristica tipo a Curva caratteristica tipo b 1 9 Nessuna regolazione coso 0 98 E ZE tipo a DI TTD tipo b 0 9 0
123. ogica Q f V 0 015 Mvar 1 s 6 8 La rete non resta in isola ma l intervento delle protezioni avviene dopo un tempo molto lungo 103 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Dall analisi dei dati si vede che ad intervenire la protezione di frequenza Questo risultato conferma che le criticit riscontrate precedentemente in questa situazione sono afferibili pi all entit dello sbilanciamento che al funzionamento dei controlli Si studiato anche il caso in cui per la stessa logica di controllo della potenza reattiva si utilizzi la curva di tipo b fornita dalla CEI 0 21 che in precedenza aveva dato risultati incoraggianti in situazioni del tipo trattato ottenendo risultati praticamente identici Vediamo nei grafici in figura 5 54 e 5 55 le evoluzioni di tensione e frequenza 0 399 kV 0 375 H 4 H 4 0 250 H H 4 4 I I i laa ______r_ y_y_twnsonfessss iapuneurucuiessurica nie p I 0 000 0 000 kV 0 125 4 4 1 6 1 3 4 2 Fa s 10 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 54 Tensione alla sbarra BT con la logica Q f V Per quanto riguarda la logica che controlla il fattore di
124. omportamento dei carichi quindi in qualit di ausilio allo studio degli sbilanciamenti nei flussi di potenza riportiamo anche l assorbimento dei carichi in tutta la durata della simulazione A titolo di esempio vediamo nella figura sotto come in condizioni di funzionamento normali cio con i parametri di rete ai valori nominali i carichi presentino anch essi un assorbimento di potenza nominale 62 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 30 00 3 0 0 4 De 4 8 7 4 s 10 0 Cub_2 PQ Mea carico 1 P Carico 1 kW Cub_2 PQ Mea carico 1 Q Carico 1 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 2 P Carico 2 kW _ Cub_2 PQ Mea Carico 2 Q Carico 2 kVar Cub_2 PQ Mea Carico 3 P Carico 3 kW Cub_2 PQ Mea Carico 3 Q Carico 3 kVar Figura 5 6 Assorbimento di potenza attiva e reattiva dei carichi in condizioni nominali Nella prossima simulazione sar evidenziato come si comporta il sistema a seguito di un distacco dalla rete che supponiamo possa avvenire ad esempio a causa di un guasto sulla rete MT che comporta l apertura dell interruttore in cabina Per quanto riguarda la rete BT oggetto dello studio attuale non prevista la sequenza di richiusura automatica in cabina secondaria L evento stato simulato quindi tramite il programma di simulazione come una semplice apertura dello switch in cab
125. oni delle macchine interfacciata alla sbarra posta idealmente a una certa distanza intervengano con un piccolo ritardo comunque accettabile Inoltre si nota come mentre per le utenze connesse alla sbarra principale l intervento stato per minima tensione e con tempi leggermente diversi per le altre l intervento stato per minima frequenza esattamente nello stesso tempo per entrambe le macchine 0 250 0 125 0 000 0 000 kV 0 125 1 2 0 4 0 4 12 2 1 s 2 9 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Terminale_Lontano Line Line Voltage Magnitude in kV Figura 5 79 Profili di tensione alle due sbarre della rete test 127 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 7 2 Sovragenerazione di potenza attiva Presentiamo la situazione della generazione e dell assorbimento Generatori Generatore Potenza attiva Potenza reattiva Sincrono 70 kW O kVAR Sincrono 2 45 kW O kVAR Inverter 40 kW O kVAR Inverter 2 30 kW O kVAR Tabella 5 14 Situazione del parco di produzione Carichi Carico Potenza attiva Fattore di potenza Carico 1 30 kW 0 95 Carico 2 50 kW 0 92 Carico 3 10 kW 0 9 Carico Lontano 40 kW 0 92 Tabella 5 15 Potenza nominale dei carichi Sbilanciamenti Potenza attiva Potenza Potenza AP AQ
126. or UC gt Vmax T rilevamento T_ rilevam under picdro UA lt Vmin or UB lt Vmin or UC lt Vmin T rilevamento T_rilevai open select over gt 0 5 or under gt 0 5 1 0 Equazione 4 6 Codice DSL per il confronto con le soglie impostate 51 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Tale porzione di codice attiva effettivamente anche il segnale che comanda l apertura Come si vede anche dallo schema a blocchi precedentemente esposto sono tre i segnali che escono dal blocco confronto in caso di intervento sempre una coppia di segnali che viene abilitata il segnale che comanda effettivamente l apertura e il segnale che comunica se si tratta di una sovratensione o una sotto tensione Il terzo e ultimo blocco ha una funzione puramente logica e serve ad agire sull interruttore designato qualora il segnale di apertura venisse abilitato Si sottolinea che tale blocco non modellizza qualcosa di reale ma puramente un ruolo funzionale a livello del software Tuttavia si voluto inserire in questa operazione delle caratteristiche che possono essere utili a rappresentare meglio il sistema reale in particolare si scelto di implementare un ritardo che rappresenta il tempo di apertura delle protezioni e un altro parametro che rappresenta un eventuale ritardo intenzionale il quale pu essere inserito oppure no Vediamo come realizz
127. per quanto riguarda il controllo di tensione la logica di regolazione della potenza reattiva Q f V Generatori Generatore Potenza attiva Potenza reattiva Sincrono 70 kW 20 kVAR Sincrono 2 45 kW 20 kVAR Inverter 40 kW 30 kVAR Inverter 2 30 kW 30 kVAR Tabella 5 19 Situazione del parco di generazione Carichi Carico Potenza attiva Fattore di potenza Carico 1 30 kW 0 95 Carico 2 50 kW 0 92 Carico 3 10 kW 0 9 Carico Lontano 40 kW 0 92 Tabella 5 20 Potenza nominale dei carichi Sbilanciamenti Potenza attiva Potenza Potenza AP AQ prodotta reattiva richiesta dai prodotta carichi nominale 185 kW 100 kVAR 130 kW 40 kW 33 kVAR Tabella 5 21 Flussi di potenza a regime Caso base Come ci aspetta le protezioni intervengono in qualche decimo di secondo Non si riportano risultati essendo di scarso interesse 133 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Regolazioni attivate La simulazione corrente si presenta ancora nella situazione di esportazione di potenza attiva oltre che reattiva e si configura quindi come critica Si sottolinea come sia pi lo sbilanciamento di potenza attiva ad essere problematico Le protezioni infatti intervengono a in un tempo molto lungo Come fatto precedentemente l utilizzo della caratteristica alternativa p
128. provocare la riapertura della linea stessa e il danneggiamento dei componenti qualora tale richiusura fosse eseguita fuori sincronismo o fuori fase e La formazione di un isola indesiderata potrebbe provocare un rischio per la sicurezza qualora si dovesse intervenire in linee che si ritengono fuori servizio ma che in realt continuano ad essere energizzate dalla generazione locale Le condizioni che possono portare alla disconnessione di una porzione di rete possono essere le seguenti e Intervento degli interruttori per guasti permanenti e Blackout della rete di trasmissione e Guasto al trasformatore in cabina primaria o secondaria e Disconnessione intenzionale per manutenzione e L isola pu verificarsi temporaneamente nell intervallo di tempo tra l apertura della protezione e la successiva richiusura automatica Per tutte queste ragioni opportuno che qualora venisse a mancare la rete tutti gli impianti connessi in BT si disconnettano Attualmente gli interruttori locali degli impianti possono essere asserviti all interruttore in cabina con sistemi di tele scatto ma si tratta di un sistema costoso ed eterogeneo in quanto il segnale viaggia su mezzi indipendenti dalla rete elettrica doppino telefonico Risulta pi utile uno studio dei generatori BT e delle relative protezioni affinch queste possano riconoscere lo stato di isola e quindi disconnetterli 2 1 3 Isola temporanea Una volta definito cosa si intende per isola
129. pu l P L a 1 080 see isa dae i I 0 90 aas e SE erica ess st I I I I I I I I I I I I 0 60 E E I I I i I i i I I i I i I i I 0 30 I i I I i I I i I I i l i I 0 00 zizi urli e __ 1 0 063 J I I i I su I I 3 0 0 4 2 2 4 8 TA s 10 0 Q_V Riferimento potenza reattiva Synchronous Machine Misura potenza reattiva Synchronous Machine Tensione ai morsetti Figura 3 13 Regolazione della potenza reattiva in un transitorio di sovratensione 36 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Vediamo in figura 3 14 cosa succede nel caso di un transitorio di sotto tensione ricordando che la caratteristica in oggetto consente anche l erogazione di potenza reattiva positiva rendendosi in ci assimilabile ad un condensatore In entrambi i casi quando la tensione rilevata supera le soglie impostate si verifica il Lock in che nei grafici evidenziato in fucsia e questo causa lo switch del riferimento al valore calcolato sulla caratteristica rappresentato in verde Si nota come la potenza reattiva effettivamente erogata dalla macchina dopo un ritardo di alcuni secondi segua il riferimento adeguandosi al valore prescritto 120 ____X Q000s_____ ____X 47838 __ X 9000s 0 30 3 0 0 4 2 2 4 8 74 s 10 0 Q_V Ri
130. q sT Tritt_pgt o obo iie array Pt Figura 3 18 Modello matematico del blocco regolatore per la caratteristica P f f Ricordiamo quali sono gli ingressi e le uscite dello schema a blocchi Ingressi e 0 gt frequenza alla sbarra del generatore Hz e 1 gt potenza attiva generata p u Uscite e 0 gt potenza meccanica in turbina L uscita in questo caso un segnale logico correlato alla potenza meccanica resa disponibile dal motore primo di qualunque tipo esso sia Nel modello adottato si supposto che il motore primo potesse fornire in modo indiscriminato i valori di potenza meccanica necessari alla regolazione Il blocco pi significativo il blocco Misure che ha il compito di misurare la potenza attiva verificare che la macchina stia erogando un volume tale da giustificare un eventuale intervento della regolazione misurare la frequenza alla sbarra del generatore in media mobile verificare l eventuale condizione di sovrafrequenza e abilitare disabilitare il segnale di Lock in Inoltre tale blocco verifica anche la derivata della frequenza per attivare eventualmente un altro segnale logico che abilita l isteresi Vediamo l interfaccia per settare soglie di regolazione e parametri 41 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate
131. ratore Non ci soffermeremo quindi oltre sul generatore vedendo invece la struttura del regolatore Richiamiamo nuovamente gli ingressi e le uscite Ingressi e 0 gt tensione ai morsetti di uscita del generatore p u e 1 gt potenza attiva erogata p u e 2 gt potenza reattiva erogata MVAR Uscite e 0 gt tensione di alimentazione del circuito di campo del generatore p u Vediamo lo schema a blocchi del regolatore essT Tfilt_in_tens essT Tfilt_out Figura 3 10 Modello matematico del blocco regolatore per la caratteristica Q f V 34 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate II modello DSL acquisisce tramite il blocco misure la potenza attiva erogata e tramite un TV idealmente collegato ai morsetti del generatore la tensione La prima verifica che viene fatta sulla potenza attiva che deve essere maggiore di una certa soglia perch si possa attivare la regolazione Lo stesso blocco procede col verificare che la tensione rilevata sia all interno di un range definibile tramite apposita interfaccia tramite la quale si impongono anche le caratteristiche Q f V desiderate Se la tensione all esterno di un certo range di funzionamento impostato e la potenza attiva erogata superiore al valore di soglia il segnale di Lock in viene abilitato Viene fornito in ingre
132. ratteristica serve a migliorare la qualit del servizio in condizione grid connected si potrebbe immaginare di modificare la caratteristica per incrementarne l efficacia salvo poi verificare che rispetti comunque i requisiti di sicurezza Una modifica che risulta immediata ed utile estendere il campo di regolazione Ad esempio immaginiamo che in una data porzione di rete la tensione scenda fino al livello di 0 95 p u rispetto alla tensione nominale la regolazione non interverrebbe e i parametri di rete sarebbero ancora nei limiti di funzionamento Il generatore che supponiamo stia funzionando a fattore di potenza unitario non erogherebbe alcuna potenza reattiva ma se lo facesse tale comportamento sarebbe utile a sostenere la tensione di rete ai fini di migliorare il servizio Immaginiamo quindi che la caratteristica utilizzata sia la seguente Vai Vii Vis Vas 0 9 Vn 0 92 Va gt 0 99 Va 1 08 Vh gt 1 01Vi 1Vn Tabella 5 2 Nuovi punti di lavoro per la caratteristica di droop Si realizza cos una sorta di regolazione continua della tensione Ai termini pratici accade che il generatore partecipa al controllo della tensione non attraverso un sistema classico basato sulla retroazione ma sulla base della stessa caratteristica modificata Invece di intervenire solo quando i parametri di rete si portano vicino ai valore critici si cerca di contribuire ad evitare situazioni al limite del funzionamento entro i p
133. riferimento alla normativa italiana qualora occorra evidenziare particolari specificit riguardanti il sistema elettrico italiano Sono quindi adottate le seguenti definizioni e Generazione Distribuita GD insieme degli impianti di generazione connessi al sistema di distribuzione e Piccola generazione PG insieme degli impianti per la produzione di energia elettrica anche in assetto cogenerativo con capacit di generazione non superiore a 1MW indipendentemente dal livello di tensione a cui sono connessi e Microgenerazione MG insieme degli impianti per la produzione di energia elettrica anche in assetto cogenerativo con capacit di generazione inferiore a 50 kWe un sottoinsieme della PG ma non strettamente un sottoinsieme della GD e GD 10 MVA Impianti di generazione distribuita secondo direttiva 106 06 AEEG Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 1 1 1 Analisi dei dati della generazione distribuita e della piccola generazione dati utilizzati per analizzare la diffusione e la penetrazione della GD e della PG nel territorio italiano sono forniti e in gran parte elaborati da Terna il cui Ufficio Statistiche inserito nel Sistema Statistico Nazionale Sistan cura la raccolta dei dati statistici del settore elettrico nazionale sulla base della normativa vigente A tal fine Terna in forza alla deliberazione n 10
134. sentare i risultati per quanto riguarda l andamento di tensione della simulazione appena fatta con due varianti e Utilizzando gli intervalli di regolazione definiti dalla norma eliminando quindi la regolazione continua e Utilizzando la curva di regolazione tipo b fornita anch essa dalla normativa CEI 0 21 e rappresentativa agli atti pratici di un controllo del tipo bang bang Riportiamo qui sotto la curva descrittiva di questa particolare caratteristica V i 0 92 Na k i 0 9 Ma Q Figura 5 27 Curva caratteristica tipo b per il controllo nell erogazione di potenza reattiva 81 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Di seguito la situazione con le soglie di intervento standard in modalit di regolazione continua Gijp 0 60 H aao j ETETE oli ey elia asia pi a eee ___ kb _ d 4 Lic piera N 2 5 0 0 25 5 0 7 5 s 10 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Q_V Segnale di lock in Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 28 Dettaglio sul profilo di tensione e sull erogazione di potenza reattiva da parte del generatore in modalit di regolazione continua Vediamo di seguito cosa accade utilizzando la caratteristica di tipo b 2 5 0 0 2 5 5 0 7 5 s 10 0 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltag
135. si in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Per quanto riguarda la rete BT oggetto dello studio attuale non prevista la sequenza di richiusura automatica in cabina secondaria L evento stato simulato quindi tramite il programma di simulazione come una semplice apertura dello switch in cabina Ricordiamo che in questo caso non stata implementata nessuna delle logiche di controllo sviluppate al fine di ottenere un caso esempio di riferimento col quale confrontare i dati successivi L evento di apertura stato impostato per occorrere all istante t O della simulazione Nel grafico seguente in figura 5 30 vediamo l andamento della potenza attiva e reattiva erogate dal generatore che ricordiamo parte da una situazione iniziale in cui sta producendo 70 kW a fattore di potenza unitario 0 08 0 06 0 04 0 02 0 00 0 02 2 3 1 0 0 4 LA 3 0 s 4 3 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 30 Produzione del generatore dopo l apertura dell interruttore in cabina Osservando i risultati si nota come negli istanti dopo l apertura sia la potenza attiva che la potenza reattiva subiscano un transitorio Prima dell evento il generatore produce 70 kW a fattore di potenza unitario AI distacco della rete la produzione del generatore cambia bruscamente portandosi a circa 50 kW che
136. sione fissa a 1 p u Tuttavia anche possibile modellizzare la rete con i parametri caratteristici di una rete di trasmissione qualora fosse necessario riprodurre un comportamento pi realistico Trasformatore MT BT Si tratta di un classico trasformatore per cabina primaria di cui riportiamo i dati di targa Potenza nominale 0 4 MVA Rapporto di conversione 20 0 4 kV Tipo di collegamento tra le fasi Dyn11 Tensione di corto circuito 6 Perdite a vuoto 1 65 kW Tabella 4 1 Dati di targa del trasformatore MT BT Linee Per semplicit per realizzare le linee che sono tutte in cavo si utilizzato lo stesso modello oltre che la stessa lunghezza per tutti i collegamenti Anche se nello schema unifilare non sembra il trasformatore viene immaginato come direttamente collegato alla sbarra di bassa tensione Le linee sono presenti solo tra la sbarra e i carichi e tra la sbarra e il generatore Vediamo quindi i parametri caratteristici del cavo che si utilizzato Designazione NA2XRY Tensione nominale 0 6 1 kV Conduttore Alluminio Isolante XLPE Guaina interna PVC Schermo Acciaio Guaina esterna PVC Resistenza chilometrica 0 164 Ohm km Reattanza chilometrica 0 069911 Ohm km Capacita chilometrica 0 3308 uF km Suscettanza chilometrica 185 354 uS km Lunghezza 0 25 km Tabella 4 2 Parametri caratteristici delle linee in cavo utilizzate 46
137. sposta ad una condizione di sovrafrequenza 120 ___X5_Q0008X 1 301 s __X3 9000s _ 0 90 0 30 0 00 0 30 3 0 0 4 2 2 4 8 7 4 s 10 0 PLL_Sbarra_Singen Frequenza misurata Synchronous Machine Misura potenza attiva P_f Riferimento potenza attiva P_f Isteresi Figura 3 21 Limitazione della potenza attiva in transitorio di sovrafrequenza 43 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 44 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 4 Configurazione dell ambiente di simulazione 4 1 Introduzione Il lavoro svolto in questa tesi iniziato sulla base di uno studio analogo effettuato presso il dipartimento di ingegneria elettrica focalizzato per sui convertitori statici come per altro prescrive la norma CEl 0 21 Si ritenuto tuttavia interessante adottare criteri simili per i generatori rotanti sebbene attualmente non vi sia una normativa in proposito In questo capitolo si vogliono illustrare le simulazioni effettuate grazie al software DIgSILENT PowerFactory e descrivere il modello di rete utilizzato Si tratta della porzione BT di una rete di distribuzione radiale alimentata a sbalzo con tre utenti passivi che si presentano come dei carichi di vario tipo e un ut
138. sso ad un regolatore PID che agisce sulla tensione di eccitazione il riferimento di potenza reattiva calcolato istantaneamente in funzione della tensione Il generatore deve portarsi al punto di lavoro stabilito dalla caratteristica entro 10 s dall attivazione della regolazione Il blocco misure verifica anche che permangano le condizioni necessarie perch sia attivata la regolazione che verrebbe disattivata qualora suddette condizioni non sussistessero pi Di seguito l interfaccia per inserire tutti i parametri del modello quella analoga per inserire la funzione matematica descrittiva della caratteristica e come fatto precedentemente la risposta del regolatore simulando un transitorio di sovratensione in figura 3 13 Name QV Model Definition w User Defined Models 1 Q_V Q_V TT Out of Service I Astable integration algorithm PESI Bic soglia_potenza_lock_out Taglia s e Slololn o e alo g o Figura 3 11 Interfaccia per l inserimento delle soglie di regolazione e dei parametri del regolatore Q f V 35 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Figura 3 12 Interfaccia per l inserimento della funzione matematica della caratteristica scelta Lasi DI ada ol zli X 900s l 1 1100
139. stante di superamento della soglia di 50 3 Hz e Pimin potenza minima raggiunta durante il transitorio di sovrafrequenza definita univocamente dalla potenza Pimax erogata al superamento dei 50 3 Hz dallo statismo s impostato e dall entit della sovrafrequenza misurata rispetto ai 50 3 Hz e Phnom potenza nominale del sistema di generazione e Statismo s variazione di frequenza espressa come percentuale della frequenza nominale che produce una variazione di potenza pari al 100 della potenza istantanea Lo statismo s deve essere regolabile tra il 2 e il 5 con un valore di default pari al 2 4 corrispondente ad un gradiente di potenza pari all 83 3 Hz La soglia di attivazione deve essere regolabile tra 50 Hz e 52 Hz con un valore di default pari a 50 3 Hz AI superamento dei 50 3 Hz tutti gli impianti di produzione GD devono ridurre la potenza immessa Pimax secondo lo statismo s in funzione dello scarto di frequenza positivo secondo una curva caratteristica P f f come quella riportata a titolo di esempio in figura 3 15 38 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Pi Pi max 100 50 47 5 50 0 50 3 51 5 Figura 3 15 Curva di riduzione della potenza attiva in sovra frequenza La riduzione della potenza immessa in rete al valore definito dall entit della sovrafrequenza deve avvenire in modo lineare co
140. tabile dal punto di vista di tutti i parametri di rete Come si pu risolvere questa situazione di criticit Occorre modificare in parte le logiche per garantire che almeno una delle protezioni intervenga Procediamo quindi ad analizzare i vari casi 96 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Dal punto di vista della limitazione della potenza attiva non c molto da fare in quanto si pu agire 1 Sullo statismo 2 Sull isteresi Per quanto riguarda il grado di statismo che stato impostato al 2 4 come valore di default potrebbe essere utile ampliarne il campo portandolo al 5 in modo da diminuire la frequenza delle attivazioni del Lock in da parte di questo controllo garantire un evoluzione pi dolce dell erogazione della potenza reattiva Impostiamo quindi lo statismo al 5 e vediamo se ci sono risultati Dp ARRE ron hiifnraipitprri rico citpritphiazazni 0 014 Mvar l Li i I 0 000 Mvar H i t i i i I I I I I I I I 33 1 5 0 4 2 2 4 0 s 5 8 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 45 Dinamica del generatore con attivate le caratteristiche di limitazione della potenza attiva e di controllo della potenza reattiva statismo al 5 I risultati non sono incoraggianti in quanto si vede che la sit
141. tato la verifica dell operativit delle protezioni di macchina Si trattato quindi di verifiche effettuate sul funzionamento di componenti esclusivamente su base locale Tale affermazione vale anche per l operativit delle logiche di controllo descritte dalla normativa Il risultato di ogni test stato considerato positivo qualora dopo l evento di perdita di rete ovvero l apertura dell interruttore in cabina secondaria le protezioni di macchina abbiano provveduto a rilevare il guasto e disconnettere tutti i generatori dalla rete di bassa tensione Il risultato stato considerato negativo qualora un generatore rimanesse connesso e continuasse ad immettere in rete potenza dando origine ad un isola indesiderata oppure qualora l intervento delle protezioni sia stato tardivo consentendo di fatto svariati secondi di funzionamento in isola Le verifiche appena descritte sono state eseguite in prima approssimazione con una rete molto semplice che si potrebbe definire di prova Tale semplicit risultata utile per consentire una rapida variazione dei parametri di generazione ed assorbimento da una simulazione all altra ed inoltre ha offerto la possibilit di focalizzarsi sullo studio della 137 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate dinamica di erogazione del generatore rendendo pi facilmente osservabili i risultati di i
142. te a rischio di isola come in questo caso sia in deficit nei flussi di potenza la tensione una volta avvenuto il distacco dalla rete principale potr solo diminuire Se quindi la tensione stessa prima dell evento si trova all interno del range di valori nominali la regolazione del fattore di potenza non interverr mai Si ritiene corretto dire che la logica quindi accettabile in termini di sicurezza dell esercizio A questo punto avendo considerato precedentemente la logica di regolazione per limitare la potenza attiva congiuntamente a quella per regolare l erogazione di potenza reattiva si ritiene utile effettuare una simulazione anche per verificare come il controllo del fattore di potenza interagisce con la logica P f f Abilitiamo quindi entrambi i controlli e vediamo i risultati presentando intanto l andamento della tensione in figura 5 22 76 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate ibn ARIE silla e o 0 06 tu 1 SE E OE EEE S i 0 02 2 1 Ha i 0 00 0 000 ar 0 02 i 3 0 0 4 2 2 4 8 7 4 s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar cosfi_P Segnale di lock in fatore di potenza P_f Segnale di lock in potenza attiva Figura 5 22 Dinamica del generatore con abilitate le lo
143. ter_Lontano 81 Generatore_Lontano 81 Inverter_Lontano Figura 5 81 Operativit protezioni regolazioni attivate 129 5 9 s 0 0000 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Si ricorda che lo scenario presentato l esportazione di potenza attiva quello pi critico perch pu causare il funzionamento della logica di limitazione della potenza attiva alla stregua di un regolatore primario Se lo sbilanciamento non consistente i generatori possono portarsi ad un punto di lavoro adatto a sostenere la rete in isola Infatti in figura 5 81 sono evidenti dei problemi La rete resta in isola per almeno 5 secondi prima che i generatori inizino ad essere distaccati La situazione di criticit si presenta dove era attesa A questo punto si potrebbe pensare di introdurre qualche accorgimento per consentire un esercizio in sicurezza In prima battuta proviamo a utilizzare la logica di regolazione del fattore di potenza piuttosto che quella di controllo della potenza reattiva 1 20 1 2000 0 3000 0 90 0 60 0 30 0 2000 0 00 0 0000 0 30 2 7 0 6 1 6 3 7 5 9 s 8 0 Apertura 27 59_Generatore sincrono Apertura 27 59_Inverter Apertura 81_Generatore sincrono Apertura 81_Inverter Apertura 27 59 Generatore_Lontano Apertura 27 59 Inverter_Lontano Apertura 81 Generatore_Lontano
144. tesse caratteristiche di quelle esposte precedentemente La differenza la lunghezza pari a 5 km che comporta una caduta di tensione di una certa entit fattore che pu influenzare il rilevamento di condizioni di rete anomale allo scopo di verificare l efficacia delle protezioni in un contesto pi realistico 5 7 Simulazioni dinamiche Si proceder in questa sezione a esporre i risultati ottenuti da alcune simulazioni Si ritiene utile illustrare prima la metodologia utilizzata Si cercher di ricreare quattro scenari relativi a diverse situazioni di sbilanciamento tra i flussi di potenza attiva e reattiva misurati alla cabina secondaria Tutta la rete quindi verr vista come un grande carico equivalente salvo poi per ogni unit di produzione verificare l effettivo intervento delle specifiche protezioni di macchina allo scopo di garantire che in caso di perdita di rete tutti i generatori distribuiti vengano disconnessi Avendo stabilito che la sicurezza nell erogazione del servizio dipende fortemente dallo sbilanciamento tra flussi di potenza si cercher di presentare situazioni di quasi equilibrio quelle cio che si sono dimostrate pi critiche in modo da scoprire se il maggior realismo della rete ad esempio a causa delle maggiori perdite in linea comporta una sicurezza nell esercizio maggiore oppure minore Inoltre per ogni scenario presentato come di consueto si provveder a fornire un set di risultati ottenuto disattivand
145. tiva di seguito vediamo il caso opposto al variare dello sbilanciamento di potenza attiva Assorbimento di potenza reattiva La normativa prevede che gli impianti di generazione connessi alla rete di distribuzione abbiano fattore di potenza regolabile tra 0 9 In erogazione di reattivo 0 98 In assorbimento di reattivo Tabella 5 6 Fattori di potenza limite per i generatori secondo CEI 0 21 Mentre per gli impianti pi piccoli consentito arrivare a 0 9 anche in assorbimento Facendo un rapido calcolo sul generatore che abbiamo scelto come rappresentativo di una generazione distribuita possiamo ricavare che secondo la normativa essendo la taglia pari a 132 kVA la massima potenza reattiva erogabile sar di circa 11 KVAR che non sufficiente a coprire il fabbisogno dei carichi pari a circa 20 KVAR Tuttavia anche in virt del fatto che con il generatore scelto si vuole rappresentare una situazione potenzialmente pi ampia difficilmente ci sar un solo generatore e considerando la grande espansione degli impianti basati su inverter quindi la possibilit che ci siano altre sorgenti di reattivo si ritiene di non considerare questo vincolo Di seguito si espone quindi il comportamento della rete dopo il distacco avendola impostata per funzionare in steady state con gli sbilanciamenti seguenti Potenza attiva Potenza Fattore di AP AQ prodotta reattiva potenza prodotta 30 kW 20 kVAR 20 78 kW 7 9 KVAR
146. tivo In ogni caso l apertura avviene per il brusco calo di frequenza dovuto al deficit di potenza attiva 5 4 1 Logica P f f Di seguito si riportano i risultati relativi alla sola logica di limitazione della potenza attiva 0 08 _ _X X 04445 a _ a X 9 005 I I I I i I I I I I I I I I I 0 06 H 2 CSL PES EPOS Zaa e EEEE A EEE 0a Zea I 0 048 MW l I 0 04 I I I I Dop ll sane 0 019 Mvar 4 0 00 H 0 0 n 1 n I i L 2 8 0 3 23 4 9 TA s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 62 Dinamica del generatore in esportazione di reattivo con attivata la logica di limitazione della potenza attiva Si vede che rispetto al caso paradigmatico non ci sono differenze le protezioni interviene la 81 aprono esattamente nello stesso tempo Sebbene la logica di limitazione della potenza attiva sia stata attivata non se ne apprezza l effetto perch non interviene neppure 110 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Infatti nel transitorio dopo il distacco non sono presenti sovrafrequenze e quindi il sistema si comporta esattamente come prima essendo ancora in importazione di reattivo Intuitivamente anche le altre grandezze caratteristiche h
147. to Cos f P temporanea Sovraccarico di P f f potenza reattiva Q f V Sovraccarico di P f f Rispetto alla potenza reattiva Cos f P caratteristica Q f V meno versatilit in steady state ma influenza minore sulle protezioni di macchina Sovragenerazione di P f f Si instaura un isola potenza attiva e Q f V temporanea reattiva Sovragenerazione di P f f Si instaura un isola potenza attiva e Cos f P temporanea reattiva Instabilit dei parametri di rete Tabella 5 22 Riassunto schematico dei risultati ottenuti 136 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 6 Conclusioni In questo capitolo si vogliono tirare le somme sui risultati ottenuti ritornando in parte sugli argomenti trattati nei primi capitoli Lo scopo del presente lavoro si articola in varie direzioni In primo luogo si voluto offrire una panoramica sulla situazione della generazione distribuita a livello italiano integrandola con degli specifici criteri classificativi applicabili agli impianti In secondo luogo si voluto sviluppare un applicazione suggerita da una normativa di recente adozione da implementare su una particolare categoria di impianti per la generazione distribuita i generatori rotanti Tale categoria di impianti non celebre come i convertitori statici infatti delle applicazioni sviluppate non viene s
148. to di lavoro stabile continuando ad alimentare i carichi Nello stesso grafico rappresentata anche la potenza reattiva erogata dal generatore che dopo il segnale di Lock in inizia ad essere efficacemente regolata Solo grazie alla diminuzione peraltro lenta della frequenza si arriva al distacco del generatore ma dopo un tempo di quasi 3 secondi sicuramente inaccettabile x LL Co ID D v o w I I I I I I I I I I I _sszi I I I I I I I I I dl ad w ka x W Il 0 018 Mvar 2 7 1 1 0 4 2 0 3 6 s 5 2 Sbarra_BT 0 4kV Line Line Voltage Magnitude in kV Q_V Segnale di lock in Generatore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 25 Dettaglio sul profilo di tensione e sull erogazione di potenza reattiva da parte del generatore 80 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 52 00 51 00 50 00 49 00 48 00 47 00 27 4 4 0 4 2 0 3 6 s 5 2 Sbarra_BT 0 4kV Electrical Frequency in Hz Figura 5 26 Dinamica della frequenza dopo il distacco con i nuovi flussi di potenza Ma questo comportamento dipende veramente dal tipo di caratteristica scelta oppure esclusivamente da addebitare all entit degli sbilanciamenti A questo proposito si ritiene utile pre
149. tore Positive Sequence Reactive Power in Mvar Figura 5 56 Dinamica del generatore con la logica di controllo del fattore di potenza 105 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate 5 4 Sovraccarico di potenza reattiva Nelle prove effettuate sino ad ora il generatore stato quasi sempre impostato per erogare a fattore di potenza unitario situazione che rappresenta il caso pi comune La conseguenza che dal punto di vista della rete test osservata dal PCC si rendeva necessaria l importazione di potenza reattiva In altre parole come se l intera rete di bassa tensione in esame si comportasse come un grande carico induttivo Ci sono diversi motivi per cui un generatore dovrebbe erogare potenza reattiva solitamente per il controllo della tensione da parte di grandi gruppi Pi specificatamente nell ottica della distribuzione un piccolo impianto distribuito pu erogare potenza reattiva per almeno un paio di funzioni Tale possibilit prevista dalla normativa sebbene sia per ora vincolante solo per generatori statici La stessa normativa fornisce le seguenti curve di capability P P i COSp 0 erogazione capacitivo coso 0 9 assorbimento induttivo pi Capability rettangolare Per ogni P P Q 0 4843 Pa x K gt LY 3 amp 38 Pat R3 Capabili
150. trettamente prescritta l applicazione alle macchine rotanti ma anche nell ottica di sviluppi futuri si voluto andare in questa direzione In terzo luogo si verificato se i generatori rotanti equipaggiati con le logiche di funzionamento descritte presentano problemi nel funzionamento sotto l ottica molto specifica della sicurezza nell esercizio Le logiche implementate infatti hanno la caratteristica comune di adattare l erogazione di potenza attiva o reattiva del generatore in funzione dei parametri di rete ma questo modo di procedere implica la possibilit di modificare i parametri di rete stessi soprattutto in situazioni nelle quali una piccola porzione di rete in bassa tensione rimane isolata e molto pi dipendente nei suoi parametri fondamentali dal comportamento delle unit di generazione interfacciate con essa Sono state eseguite svariate simulazione all interno dell ambiente PowerFactory ognuna di esse calibrata in modo da esplorare una possibile specifica causa di criticit variando le condizioni di generazione e di assorbimento Si cercato di evidenziare le situazioni pi critiche focalizzandosi in particolare sulla gestione degli sbilanciamenti Analizzando la rete che si scelto come caso rappresentativo alla stregua di un carico equivalente si proceduto variando gli sbilanciamenti tra i flussi di potenza attiva e reattiva tra la rete stessa e la rete di media tensione Lo scopo di ogni simulazione s
151. ty triangolare Per ogni P Py Q 0 4843 P K lt gt Sa CI S 3 as CK DO 2605 SA RSS g2 Q e XA CESENA Presti QI Pr Figura 5 57 Curve di capability standard CEI 0 21 Accompagnata dai seguenti commenti gt Nei punti di funzionamento compresi entro la capability triangolare zona tratteggiata si assume convenzionalmente che l impianto eroghi assorba potenza reattiva con lo scopo di limitare la sovratensione sottotensioni causate dalla propria immissione di potenza attiva gt Nei punti di funzionamento compresi tra la capability triangolare e quella rettangolare si assume convenzionalmente che l impianto eroghi assorba potenza reattiva con lo scopo di fornire un servizio di rete 106 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate In particolare si specifica che il funzionamento con fattore di potenza diverso da 1 deve essere possibile sia con logiche le leggi di controllo locali che sono quelle esposte in questa tesi sia con logiche e leggi di controllo che prevedano segnali di controllo da remoto Si prevede in sostanza la possibilit che il generatore sia posto in condizione di erogare stabilmente potenza reattiva nel corso del suo normale ciclo di funzionamento Avendo gi esposto nei casi precedenti situazioni in cui la rete test si trovata in deficit di potenza reat
152. ualit del servizio di fornitura dell energia elettrica Nelle tabelle successive riportiamo pi in dettaglio i dati Numero dana Produzione lorda Produzione netta MWh STE MW UL Consumata in loco Immessa in rete Idroelettrici Biomasse biogas e bioliquidi 5 934 870 332 024 5 180 787 Rifiuti solidi urbani 1 469 926 226 974 1 136 271 Fonti non rinnovabili 17 036 617 6 460 273 10 084 785 Ibridi 205 907 100 956 95 050 Totale termoelettrici 24 647 320 7 120 227 16 496 893 Geotermoelettrici Bg5EElec sEN5 egero ev_ s Eolici 841 2 283 3 720 109 110 3 695 700 Fotovoltaici 478 277 15 682 17 763 756 15 312 939 2 248 086 TOTALE L 484 912 30 374 57 080 744 22 876 403 32 783 048 Tabella 1 2 Dettaglio relativo agli impianti classificati GD Produzione netta MWh Numero Produzione lorda impianti Consumata in loco Immessa in rete Idroelettrici Biomasse biogas e bioliquidi Rifiuti solidi urbani Fonti non rinnovabili __ 1100 179 602491 4041067 1793835 Ibridi Totale termoelettrici Geotermoelettrici o o A __ o Eolici Fotovoltaici TOTALE T_ 30742075 Tabella 1 3 Dettaglio relativo agli impianti classificati GD 10 MVA Risulta utile differenziare i dati sulla produzione lorda di energia elettrica con riferimento alle diverse fonti infatti tale studio ci permetter di trarre qualche ipotesi sulla natura degli impianti stessi pur in mancanza di un censimento uff
153. uazione non cambia la rete finisce ancora in isola Per quanto riguarda l isteresi modificarne il tempo di attivazione o la sua attivazione in toto non avrebbe comunque nessun effetto benefico anzi essendo la logica in oggetto progettata per contenere le sovrafrequenze sarebbe in linea generale addirittura dannoso Dal punto di vista del controllo del reattivo si pu fare qualcosa Implementando una caratteristica a regolazione continua l effetto sarebbe controproducente in quanto una condizione che in genere migliora il funzionamento grid connected ma che in modalit di isola pu portare ad un funzionamento di simile a un controllo della tensione favorendo il permanere della situazione anomala 97 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Pi incoraggiante l implementazione della curva caratteristica di tipo b Vediamo in figura 5 46 come si comporta la rete utilizzando questa caratteristica che essendo in pratica un controllo bang bang sulla potenza reattiva potrebbe portare la tensione a destabilizzarsi abbastanza da essere rilevata dalle protezioni 0 06 I 0 043 MW l I 0 04 I MR A A I IO IE l I 0 02 EE a aaa 0 00 cn a cl EPE EE EE 0 000 Mvar j 0 02 i 1 9 0 5 28 5 2 7 6 s 10 0 Generatore Positive Sequence Active Power in MW
154. valore di default 1 1 Vn e Va lt Vise Vas lt Vmax e Va gt Vie Vai gt Vmin e Qmin Qmax corrispondono ai limiti di capability rettangolare e comunque non devono essere inferiori in modulo a 0 4843 Pn 32 Analisi delle interazioni dinamiche tra generatori sincroni connessi in BT e rete di distribuzione Possibilit di formazione di isole indesiderate Nella figura la convenzione utilizzata per lo scambio di potenza reattiva quella dei generatori cio e Potenza reattiva positiva il generatore eroga potenza reattiva erogando una corrente in ritardo rispetto alla tensione e Potenza reattiva negativa il generatore assorbe potenza reattiva erogando una corrente in anticipo rispetto alla tensione Il distributore in base alla tipologia di rete al carico ed alla potenza immessa pu prescrivere curve caratteristiche diverse da quelle suggerite nella normativa purch riconducibili a quella riportata a titolo di esempio impostando i parametri Vai Vai Vis V2s secondo i criteri ed i limiti esposti L erogazione di reattivo in modalit automatica viene abilitata al superamento di un livello di potenza attiva minima valore di Lock in la cui entit viene comunicata dal distributore nel regolamento d esercizio Il valore di Lock in di potenza deve essere regolabile tra 0 1 Pn e Pn ad intervalli di 0 1 Pa Qualora venga attivata la regolazione secondo una curva caratteristicha Q f V ogni valore derivante dalla stessa d
155. zione di isole indesiderate 1 2 Norma italiana CEI 0 21 1 2 1 Generalit La norma si intitola Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica ed ha lo scopo di definire i criteri tecnici per la connessione degli Utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata fino ad 1 kV compreso Inoltre per gli Utenti Attivi deve e Definire l avviamento l esercizio ed il distacco dell impianto di produzione e Evitare che gli impianti di produzione possano funzionare in isola su porzioni di rete BT del distributore e Definire alcune prescrizioni relative agli impianti di produzione funzionanti in sevizio isolato sulla rete interna del produttore La norma fornisce altres le caratteristiche degli utenti e la loro classificazione secondo la quale gli utenti direttamente connessi alla rete BT sono soggetti esercenti e Impianti di utilizzazione dell energia cui corrispondono dal punto di vista della misura punti di prelievo e Impianti di produzione cui corrispondono dal punto di vista della misura punti di immissione anche qualora parte della potenza prodotta sia destinata al soddisfacimento di qualsiasi carico sotteso che abbia esclusivamente funzione ausiliaria rispetto al processo di produzione dell energia elettrica e Impianti di produzione e utilizzazione assimilati dal punto di vista della misura

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