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Impianti di resistori stabilizzanti

Indice

Sommario

Le sempre maggiori sfide del processo di decarbonizzazione hanno portato all'introduzione sulla Rete di Trasmissione Nazionale degli innovativi impianti di resistori stabilizzanti.

L'articolo descrive le principali caratteristiche e scopi di questi impianti ed e' un riassunto di un contributo al seminario AEIT "SVILUPPO DELLE PROPOSTE IMPIANTISTICHE NELLE RETI AAT E AT", tenuto a Firenze nell'Ottobre 2023.

Premessa

Una metafora efficace per descrivere i cambiamenti in corso nei grandi sistemi interconnessi di trasmissione dell'energia elettrica è quella del treno e dell'auto sportiva. Storicamente, il comportamento di un grande sistema elettrico interconnesso era comparabile a quello di un grande treno merci, marciante a velocità pressoché costante su percorsi pressoché a livello, per la conduzione del quale erano sufficienti piccole regolazioni continue, volte a compensare piccoli dislivelli o variazioni di attrito.

Con la progressiva penetrazione delle fonti di energia rinnovabili, di natura non programmabile e connesse a livelli di tensione più bassi della rete, per tramite inverter, il comportamento del sistema elettrico tenderà ad assomigliare invece a quello di un'automobile sportiva, guidata su un percorso ricco di curve, con frequenti cambi di direzione e di pendenza (variazioni nella generazione delle fonti rinnovabili) e con una "massa" sempre inferiore per via della progressiva dismissione dei grandi gruppi di generazione termoelettrici.

In questo contesto, gli impianti di resistori stabilizzanti svolgono entrambi i ruoli di "ammortizzatori" e "freni" per abilitare una guida in sicurezza, anche in queste nuove condizioni più "sportive" del sistema elettrico. L'articolo descrive le principali caratteristiche e scopi degli impianti di resistori stabilizzanti ed è un riassunto di un contributo già presentato, assieme al collega ing. Gianluigi Gemelli, al seminario AEIT «SVILUPPO DELLE PROPOSTE IMPIANTISTICHE NELLE RETI AAT E AT», tenuto a Firenze nell'Ottobre 2023.

Riferimenti

Gemelli G., Palone F. , "La soluzione innovativa dei resistori stabilizzanti" Seminario AEIT «SVILUPPO DELLE PROPOSTE IMPIANTISTICHE NELLE RETI AAT E AT», FIRENZE, 27 OTTOBRE 2023

Introduzione: le motivazioni

Gli obiettivi di decarbonizzazione del sistema elettrico prevedono l'installazione di decine di GW di impianti di produzione da risorse rinnovabili (eolico, fotovoltaico), localizzati in parte rilevante nel centro-sud dell'Italia e nelle isole maggiori. A tale penetrazione delle fonti rinnovabili corrisponde una progressiva dismissione degli impianti termoelettrici convenzionali; questi ultimi hanno per decenni garantito capacita di regolazione della potenza attiva (grazie alla loro modulabilità e programmabilità), della tensione e la stabilizzazione delle pendolazioni elettromeccaniche (grazie ai loro grandi generatori sincroni).Una delle conseguenze di questa transizione è la progressiva riduzione della potenza regolante di frequenza e dell'inerzia del sistema. Infatti, l'aumento della generazione "inverter-based" comporta una riduzione della risposta inerziale del sistema elettrico e conseguentemente della stabilità di frequenza, a fronte di brusche variazioni del carico; risposta ad oggi fornita invece dai generatori sincroni e relative turbine meccanicamente accoppiate, che sfruttano l'energia immagazzinata nelle masse rotanti. Per far fronte a queste problematiche, si è avviato un programma di installazione di strumenti per il supporto alla rete, quali:

  • reattori in derivazione
  • STATCOMs
  • Compensatori Sincroni con volano
  • Impianti di Resistori Stabilizzanti

Questi ultimi in particolare, hanno il principale scopo di stabilizzare la rete ed evitare la presenza di oscillazioni angolari e di frequenza del sistema elettrico dell'Italia centro-meridionale, in condizioni di alta penetrazione di risorse rinnovabili.

piano di installazione di dispositivi di regolazione nella RTN; nota: al momento della pubblicazione sul blog, alcuni impianti riportati come "in costruzione" risultano già in servizio

piano di installazione di dispositivi di regolazione nella RTN; nota: al momento della pubblicazione sul blog, alcuni impianti riportati come "in costruzione" risultano già in servizio

Oscillazioni di rete

Il fenomeno delle oscillazioni di rete sta assumendo importanza crescente nella rete magliata europea. Per chi fosse interessato ad approfondire, riporto qui il link al sito dell'ENTSO-E, l'associazione dei gestori di rete europei, relativo ad uno di questi eventi.

https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/SOC%20documents/Regional_Groups_Continental_Europe/OSCILLATION_REPORT_SPD.pdf


Le oscillazioni di rete, in linea di massima sono originate da pendolazioni elettromeccaniche tra due sezioni di un sistema elettrico che compaiono quando i generatori su un estremo della rete oscillano in opposizione ai generatori dell'altro estremo. Si verifica quindi un trasferimento periodico di energia lungo una o più linee. In sistemi ben smorzati, le oscillazioni si riducono in pochi secondi, altrimenti possono portare ad instabilità. Lo studio della stabilità per piccoli segnali (applicata al modello linearizzato del sistema elettrico attorno al suo punto di equilibrio) è detta analisi modali e permette di determinare:

  • quanti modi oscillatori inter-area caratterizzano il sistema
  • frequenza e smorzamento dei modi oscillatori
rappresentazione equivalente massa - molla del sistema elettrico europeo per il modo di oscillazione est-centro-ovest

rappresentazione equivalente massa - molla del sistema elettrico europeo per il modo di oscillazione est-centro-ovest

caratterizzazione dei modi principali di oscillazione del sistema elettrico europeo

caratterizzazione dei modi principali di oscillazione del sistema elettrico europeo

L'analisi degli eventi consente di concludere che la combinazione e la coincidenza di circostanze avverse può portare a oscillazioni inter-area non smorzate sul sistema interconnesso. I principali fattori da considerare sono:

  • il carico: può contribuire significativamente alla stabilizzazione e allo smorzamento del comportamento oscillatorio;
  • l’angolo di carico tra le diverse parti del sistema: elevate differenze di angolo favoriscono l’insorgenza di fenomeni oscillatori;
  • il percorso e la direzione del flusso di potenza attraverso il sistema ENTSO-E.

I PSS (Power System Stabilizer) contribuiscono a incrementare lo smorzamento, ma il loro effetto è ridotto quando le differenze dell'angolo di carico nel sistema sono elevate. È necessario introdurre ulteriori contromisure come dispositivi di smorzamento innovativi installati nella rete, al fine di ridurre al minimo le conseguenze delle oscillazioni inter-area:

  • Coordinamento logiche POD (Power Oscillation Damping) mediante Wide Area Damping Control (WADC).
  • Thyristor Controlled Braking Resistor (TCBR)

Tipicamente, fino al recente passato, il ruolo della mitigazione e stabilizzazione delle variazioni di frequenza nei sistemi elettrici era svolto dai governor e dai regolatori di tensione degli alternatori, mediante variazioni di potenza attiva e reattiva. Tuttavia, con la progressiva penetrazione delle fonti rinnovabili il numero di centrali termoelettriche in servizio tende a diminuire,riducendo la capacità del sistema elettrico di stabilizzare le variazioni di frequenza.

Caratteristiche stabilizzanti intrinseche dei generatori sincroni

Caratteristiche stabilizzanti intrinseche dei generatori sincroni

Caratteristiche stabilizzanti derivanti dal controllo dei generatori sincroni

Caratteristiche stabilizzanti derivanti dal controllo dei generatori sincroni

Le soluzioni convenzionali: il contributo stabilizzante delle macchine sincrone

In un sistema che comprende n macchine rotanti per una potenza apparente complessiva pari a Atot, la derivata nel tempo della frequenza, RoCoF (Rate of Change of Frequency), è inversamente proporzionale alla costante di inerzia complessiva del sistema Htot. Dette Pg [W] e Pc [W] rispettivamente le potenze attive dei generatori e del carico, si ha:

Bilancio della potenza attiva in una rete di trasmissione

Bilancio della potenza attiva in una rete di trasmissione

Se l’inerzia diminuisce, le escursioni in frequenza aumentano​. Le possibili conseguenze sono:

  • Scatto intempestivo delle protezioni (es. anti-islanding) dei generatori​
  • Attivazione logiche di load-shedding​.
costanti di tempo tipiche dei diversi impianti di generazione

costanti di tempo tipiche dei diversi impianti di generazione

Inoltre, le macchine sincrone forniscono una azione stabilizzante grazie alle gabbie rotoriche di smorzamento. Esse sono gabbie realizzate nei rotori dei generatori sincroni e sono costituite da sbarre conduttrici chiuse agli estremi in corto circuito

  • Gli avvolgimenti sono investiti dal campo magnetico variabile soltanto in assenza di sincronismo, i.e. ωe ≠ ωm.
  • Si ha quindi una generazione di f.e.m. e di coppia che si oppongono alla perdita di sincronismo.
  • Esse sono ininfluenti a regime, in quanto sia lo scorrimento che le tensioni indotte e le correnti sono nulle.

Le gabbie di smorzamento garantiscono anche la richiusura delle correnti di sequenza inversa della rete, in particolar modo in condizioni di guasti dissimmetrici (tipicamente, guasti monofasi a terra).

Vi sono problematiche legate allo scambio termico degli avvolgimenti rotorici, quali incremento delle temperature associato alla presenza degli avvolgimenti smorzatori. Tali problematiche sono debitamente tenute in conto in sede di progetto delle macchine rotanti.

Esempio di gabbia di smorzamento di una macchina a poli salienti

Esempio di gabbia di smorzamento di una macchina a poli salienti

Oltre alle sopracitate caratteristiche intrinsecamente stabilizzanti dei generatori sincroni, questi ultimi contribuiscono in modo attivo allo smorzamento delle pendolazioni grazie ad opportuni schemi di controllo dell'eccitazione: si tratta dei PSS (Power Systems Stabilizers). Il loro principio dio funzionamento è la generazione, mediante la modulazione della corrente di eccitazione di un alternatore, di una coppia elettromagnetica all’albero tale da smorzare le oscillazioni sub-sincrone nel range 0,1÷3 Hz. L'obiettivo del controllo è quindi creare una coppia di smorzamento in fase con le oscillazioni del rotore.

esempio di uno schema avanzato di sistema PSS (tipo IEEE 4B)

esempio di uno schema avanzato di sistema PSS (tipo IEEE 4B)

Applicazioni "tipiche" di resistori di stabilizzazione nei sistemi elettrici

I resistori di frenatura sono dispositivi in grado di contribuire alla stabilità del sistema elettrico. Semplificando il sistema elettromeccanico con una funzione del secondo ordine, l’introduzione di resistenze contribuisce a incrementare lo smorzamento della risposta, fino ad arrivare ad una risposta aperiodica. L’applicazione di resistenze di smorzamento nei sistemi di trasmissione in altissima tensione non è di recente applicazione e risale aprima degli anni 90’. In prossimità di alcune centrali elettriche è possibile trovare la presenza di resistori connessi in derivazione, denominati resistori di frenatura, per la protezione delle macchine rotanti dalle sollecitazioni meccaniche (ossia dalle forti coppie all'albero) derivanti da pendolazioni della frequenza.

schema di principio per l

schema di principio per l'applicazione di resistori di frenatura in una centrale di tipo convenzionale

esempio di effetto stabilizzante dei resistori di frenatura, applicati nel caso sopra citato

esempio di effetto stabilizzante dei resistori di frenatura, applicati nel caso sopra citato

Giappone - linea 275 kV Owase Trunk

Un'applicazione di questo tipo abbastanza nota in ambito internazionale è quella sulla linea 275 kV Owase Trunk, in Giappone. Negli anni 70’ furono installati dei resistori di frenatura su questa linea di 141 km, che collegava dei gruppi di generazione a dei centri di carico; per migliorare la stabilità transitoria dell’elettrodotto, in particolar modo a seguito di guasti di linea, furono investigate due possibili contromisure:

  • Installazione di condensatori serie (Series Capacitor – SrC).
  • Installazione di resistori di smorzamento (System Damping Resistor – SDR).

Le analisi condotte hanno evidenziato che entrambi i sistemi consentono di mitigare l’oscillazione dell’angolo di fase del generatore a seguito di un guasto in linea. I resistori rappresentavano la soluzione più economica, con minore occupazione e semplicità di manutenzione.

USA - Diga Chief Jopseph

Un'altra storica applicazione di resistori di frenatura è quella, negli Stati Uniti d'America, nella diga di Chief Joseph. Al fine di incrementare la stabilità del sistema elettrico, la Bonneville Power Administration (BPA) ha installato 1400 MW di resistori di frenatura presso la diga di Chief Joseph. Detti resistori di frenatura sono stati realizzati impiegando conduttori in configurazione verticale sostenuti da tralicci di linee di trasmissione opportunamente modificati. L’impianto è dimensionato per un funzionamento transitorio di poche centinaia di ms, sufficienti quindi a completare un ciclo di richiusura rapida della linea di trasmissione. La soluzione adottata da BPA prevede l’utilizzo di interruttori per la parzializzazione dei resistori da connettere al sistema di trasmissione. Si tratta pertanto di un sistema molto semplice e poco modulabile per la gestione dei resistori, adatto all'impiego in congiunzione con grandissimi poli concentrati di produzione (ad esempio, la centrale idroelettrica in oggetto di Chief Joseph ha una potenza di oltre 2'600 MW).

resistenze di frenatura nella diga di Chief Joseph

resistenze di frenatura nella diga di Chief Joseph

Cina - Impianto Zhangbei

Ci sono tuttavia all'estero anche impianti di resistori stabilizzanti molto recenti, all'interno di progetti di notevole interesse ingegneristico. Questo è, ad esempio, il caso dell'impianto HVDC Zhangbei, in Cina. L’impianto HVDC Zhangbei (2019) è un grande progetto HVDC prototipale, di tipo multi-terminale, nel quale State Grid of China ha testato diverse innovative soluzioni. Tra queste, spicca un sistema di frenatura dinamico, con resistenze controllate tramite tiristori, collegati sul livello di tensione 69 kV. L’impianto di resistenze è installato all’estremità di partenza (raddrizzatore) del collegamento ed è dimensionato per un funzionamento transitorio. Esso è chiamato a dissipare la potenza generata dagli impianti rinnovabili (fotovoltaico ed eolico), collegati all'estremo di partenza del collegamento, in caso di guasto sulla linea aerea HVDC. Infatti, in caso di indisponibilità transitoria dell'impianto di trasmissione HVDC, il surplus di potenza attiva degli impianti rinnovabili avrebbe un impatto fortemente negative sul sistema elettrico di partenza, caratterizzato da una enorme penetrazione di fonti rinnovabili inverter-based (si tratta di zone pressoché desertiche, in cui è notevole l'installazione di fonti rinnovabili di energia, trasportate tramite collegamenti HVDC verso i centri di carico).Ciascun modulo dell'impianto resistori del collegamento Zhangbei ha una potenza di 750 MW circa.

L’uso di tiristori consente una modulazione fine e rapida (rispetto ad esempio a semplici interruttori elettromeccanici, come nel caso della diga di chief Joseph) della potenza assorbita dai resistori, compatibile con l'aleatorietà della generazione (e quindi del surplus di potenza), ma comporta per contro il ricorso a filtri per l'assorbimento delle armoniche generate ed il supporto reattivo.

impianto HVDC Zhangbei; l

impianto HVDC Zhangbei; l'area occupata dal sistema di resistori di stabilizzazione è evidenziata in rosso

USA - Impianto SunZia

Un'applicazione molto simile a quella in Cina sarà a breve installata negli Stati Uniti d'America, per il supporto del collegamento HVDC SunZia. Il progetto SunZia prevede una lunga linea in corrente continua, della potenza di 3'000 MW per trasmettere l'energia prodotta nel Nuovo Messico dal parco eolico della Pattern Energy per circa 900 km fino all'Arizona. Anche in questo caso i resistori stabilizzanti, della potenza di 2 x 1'500 MW (!), garantiranno la dissipazione del surplus di potenza attiva generata dall'impianto eolico in caso di interruzione del collegamento HVDC, minimizzando l'impatto sul sistema elettrico situato alla partenza della linea e caratterizzato da una fortissima penetrazione di fonti rinnovabili. L'impianto di resistori è quindi dimensionato per un funzionamento transitorio. Anche in questo caso, i resistori sono collegati sul livello di tensione 69 kV e controllati / parzializzati per mezzo di resistori.

schema di principio dell

schema di principio dell'impianto SunZia


Soluzioni tecnologiche per la modulazione della potenza assorbita dai resistori stabilizzanti

Impianti di resistori stabilizzanti o di frenatura sono già stati installati all'estero, con sistemi di modulazione della potenza assorbita in parte condizionata dall'evoluzione tecnologica ed in parte mirata alla gestione puntuale di grandi impianti di generazione o di trasmissione. Tali casi si discostano, in parte, dai fattori di scala della rete di trasmissione nazionale, caratterizzata sempre più da una pluralità di impianti di generazione distribuita sul territorio. In primo luogo quindi si è optato per l'installazione di impianti di taglia relativamente contenuta (40 MW ciascuno), distribuiti nelle stazioni elettriche del centro-sud, del sud Italia e della Sicilia, tenendo conto del contributo allo smorzamento delle pendolazioni di rete

Si è quindi resa necessaria una attenta analisi delle possibili soluzioni di realizzazione e, sopratutto, di modulazione della potenza assorbita.

Per la modulazione del carico sono state investigate tre possibili soluzioni tecnologiche:

  • Parzializzazione mediante contattori: controllo non molto rapido, costi contenuti, non presenta problemi armonici, ma non consente un controllo sufficientemente dinamico per lo smorzamento delle oscillazioni sub-sincrone;
  • Modulazione mediante controllo di fase con valvole a tiristori: controllo fine e molto rapido, immissione di armoniche nella rete di trasmissione (limitata in caso di una configurazione a 12 impulsi);
  • Modulazione con convertitori AC/AC o AC/DC: convertitore a tensione impressa di tipo AFE (Active Front End) a tre livelli con topologia neutral point clamping, interfacciato con la rete. I terminali DC sono connessi a un convertitore DC/DC o a un inverter DC/AC per l’alimentazione controllata dei resistori. Il convertitore multilivello consente la modulazione controllata della potenza reattiva in sotto e sovra eccitazione (funzionamento da STATCOM) per la regolazione della tensione di rete.


Sistema a modulazione di fase (tiristori)

Una prima soluzione investigata prevedeva l’utilizzo di valvole a tiristori per la modulazione della potenza attiva assorbita dai resistori. La soluzione consisteva nell’utilizzo di 10 unità trifase di resistori da 4 MW, alimentate da un armadio convertitore con valvole a tiristori, con due possibili strategie di modulazione:

  • La modulazione continua ed omogenea dei 10 banchi resistori comporta un assorbimento di potenza reattiva fino a 20 Mvar.
  • La modulazione parzializzata, invece, consente di mantenere l’assorbimento di potenza reattiva inferiore a 4 Mvar. La modulazione parzializzata consente inoltre di mitigare il THD di corrente, in quanto solo 1/10 delle resistenze è controllato mediante parzializzazione della forma d’onda e gli altri 9/10 sono o completamente spenti o completamente in conduzione.
schema di principio per un  impianto da 40 MW di resistori stabilizzanti con controllo a tiristori

schema di principio per un impianto da 40 MW di resistori stabilizzanti con controllo a tiristori

Sistema con convertitori AC/AC o AC/DC

Per fronteggiare la crescita tendenziale delle tensioni di rete per i mutati scenari di rete, è stata scelta una soluzione in grado di modulare in modo indipendente potenza attiva (smorzamento delle pendolazioni) e potenza reattiva (regolazione della tensione). Il sistema presenta una configurazione modulare costituita da 4 armadi convertitori da 10 MW.

Il trasformatore elevatore 150 kV/3,05 kV da 44 MVA presenta una maggiore complessità, rispetto ai trasformatori tradizionali impiegati nella RTN, per la presenza di quattro avvolgimenti secondari:

  • Ciascun avvolgimento secondario presenta una potenza nominale di 11 MVA.
  • L’accoppiamento induttivo tra gli avvolgimenti secondari avvolti nella stessa colonna dovrà essere pressoché nullo, al fine di minimizzare l’interazione tra i sistemi di controllo dei quattro armadi convertitori.
  • L’impedenza di cortocircuito del trasformatore è pari al 15,5%.
Schema di principio degli impianti di resistori stabilizzanti con convertitori AFE

Schema di principio degli impianti di resistori stabilizzanti con convertitori AFE

In ciascun armadio convertitore è prevista la presenza di due stadi di conversione:

  • Il primo stadio di conversione è sempre costituito da un convertitore a tensione impressa di tipo AFE (Active Front End) a tre livelli con topologia NPC (Neutral Point Clamped). Questa topologia di convertitore consente al sistema di funzionare da STATCOM (regolazione di potenza reattiva).
  • Il secondo stadio di conversione può essere costituito:
    • da un inverter con semiconduttori a commutazione forzata (es. IGBT) per alimentare/modulare i resistori in corrente alternata (3 kV);
    • un chopper con semiconduttori a commutazione forzata per alimentare/modulare i resistori in corrente continua (5 kV).

Per consentire il flusso bidirezionale di corrente nel convertitore, le valvole a semiconduttore presentano un diodo connesso in antiparallelo. I condensatori del bus DC consentono di mantenere costante la tensione ai morsetti del convertitore AC/DC o del chopper, al fine di consentire la modulazione della potenza attiva assorbita dal banco di resistori sotteso ai convertitori e di garantire il disaccoppiamento dei controlli dei convertitori con riguardo alla tensione DC.

rappresentazione schematica di un armadio convertitore per i resistori stabilizzanti

rappresentazione schematica di un armadio convertitore per i resistori stabilizzanti

Per ottenere una potenza attiva complessiva pari a 40 MW, l’impianto sarà equipaggiato con 24 resistori monofase con potenza unitaria pari a 1,67 MW. Le resistenze sono realizzate in acciaio inossidabile, che garantisce una minore variazione di resistività con la temperatura, fino al valore di esercizio di oltre 400°C. Il raffreddamento di ciascuna unità monofase resistiva è ottenuto mediante un sistema di ventilazione forzata con motori asincroni trifase a gabbia di scoiattolo. I resistori sono dimensionati per funzionare in modo continuativo esclusivamente con sistema di raffreddamento acceso.

unità resistiva da 1.67 MW a 3 kV

unità resistiva da 1.67 MW a 3 kV

Capability degli impianti di resistori stabilizzanti

Come detto sopra, grazie all'impiego di convertitori AFE, gli impianti di resistori stabilizzanti saranno in grado di fornire anche servizi di regolazione della potenza reattiva. Per individuare la capability di funzionamento del sistema di smorzamento delle pendolazioni e regolazione della potenza reattiva sono stati considerati i seguenti vincoli di esercizio:

  • Massima corrente degli avvolgimenti del trasformatore.
  • Massima corrente del convertitore.
  • Massimo flusso del nucleo trasformatore
  • Massima tensione per l’isolamento del trasformatore lato MT (3,6 kV).
  • Massima tensione per l’isolamento del trasformatore lato AT (170 kV).
  • Minima tensione di esercizio del convertitore (0,85 pu della tensione nominale).
Curve di capability degli impianti di resistori stabilizzanti

Curve di capability degli impianti di resistori stabilizzanti


Funzioni di automazione

La conduzione in modalità Automatica (Locale o Remota) prevede l’emissione di comandi mediante richieste sintetiche di Stato Finale dell’impianto. A fronte di tali richieste le funzioni di automazione provvederanno alla esecuzione di sequenze di comandi elementari sulle apparecchiature e sui componenti necessari al raggiungimento dello stato finale richiesto. E' prevista l'inserzione automatica in emergenza della modalità RESISTORE ATTIVO in caso di superamento di una soglia di sovrafrequenza.

schema a blocchi delle modalità di esercizio

schema a blocchi delle modalità di esercizio

Modalità di regolazione

Sono previste due distinte modalità di regolazione, con una terza in fase di sviluppo, le cui funzionalità sono descritte nel seguito:

Resistore

L’impianto dovrà attuare una richiesta di potenza attiva assorbita, nel range 0÷40 MW, proveniente da set-point impostabile da HMI locale o da CCT (Centro di Controllo e Teleconduzione) oppure proveniente da profili orari di potenza memorizzati localmente, garantendo i servizi di:

  • Regolazione primaria di frequenza.
  • Regolazione secondaria (P-f), tramite l’acquisizione del «Livello di Regolazione» inviato dal Regolatore di Rete.
  • Regolazione integrale locale di frequenza (attiva quando non possibile la regolazione secondaria centralizzata).

STATCOM

Nel funzionamento da STATCOM l’impianto dovrà attuare, entro i limiti di capability previsti, le seguenti regolazioni:

  • Regolazione della Potenza Reattiva.
  • Regolazione della Tensione di sbarra AT. In ciascuna delle due modalità dovrà essere possibile operare mediante Set-Point impostabile sia da HMI locale che da CCT.

Mista

In fase di approfondimento con il fornitore la possibilità di attuare congiuntamente le regolazioni P/Q previa definizione di un opportuna priorità di generazione che renda univoca l’azione del regolatore qualora le richieste risultino incongruenti con i limiti di capability previsti.

Smorzamento dei fenomeni oscillatori in rete

Al fine di fornire un contributo allo smorzamento dei fenomeni oscillatori che si verificano nel sistema elettrico saranno previsti:

  • un dispositivo di Power Oscillation Damping (POD) integrato nel Sistema di Controllo dell’impianto resistori;
  • una interfaccia per il sistema remoto TERNA denominato Wide Area Damping control (WADC).

La funzione POD è una funzione di smorzamento esclusivamente locale, mentre la funzione WADC agisce a livello di area coordinando da centro remoto i vari impianti asserviti, al fine di effettuare un’azione smorzante coordinata delle oscillazioni in rete. Per questi motivi, esse sono tipicamente mutuamente esclusive.

Schema di principio delle funzioni di smorzamento delle pendolazioni sub-sincrone

Schema di principio delle funzioni di smorzamento delle pendolazioni sub-sincrone

Conclusioni - Programmi di installazione

Ad oggi è prevista l'installazione di 1000 MW di impianti di resistori stabilizzanti, suddivisi in impianti da 40 MW ciascuno, con una localizzazione distribuita nel centro, nel Sud ed in Sicilia. Le prime installazioni sono già in corso al momento della scrittura del presente articolo. Pur trattandosi di una potenza complessiva paragonabile rispetto a quella di recenti progetti analoghi in Cina e negli Stati Uniti, il progetto in corso nella Rete Nazionale di Trasmissione si differenzia per una natura fortemente più distribuita, che rispecchia la differente struttura del parco di generazione da fonte rinnovabile italiano, caratterizzato da numerosi impianti di taglia medio-piccola piuttosto che da pochi impianti di grandissima taglia (difficilmente pensabili in Italia per l'orografia dei territori, la sostenibilità ambientale e l'accettabilità sui territori).

Un'altra sostanziale differenza è di tipo tecnologico: gli innovativi impianti di resistori stabilizzanti sono caratterizzati dall'impiego di convertitori a tensione impressa di tipo active-front-end che consentono il controllo simultaneo della potenza attiva assorbita e della potenza reattiva scambiata verso la rete di trasmissione. Ciò vuol dire che, anche quando le condizioni di rete sono tali da non richiedere l'intervento dei dispositivi di smorzamento delle pendolazioni, ossia nella maggioranza del tempo, gli impianti di resistori stabilizzanti possono fornire un utilissimo contributo in termini di regolazione di tensione / potenza reattiva, sopperendo in parte alla progressiva dismissione dei gruppi di generazione termoelettrici e dei loro generatori sincroni.

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Commenti e note

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di ,

Salve EnelGdP, hai ragione: i BESS possono integrare logiche di funzionamento per lo smorzamento delle oscillazioni inter-area. Nei progetti in cui ero stato coinvolto, realizzati già una decina di anni fa al Sud Italia (con batterie NaS), tale funzionalità era già presente. Penso sia anche richiesta in tutti i nuovi sistemi BESS. Sarebbe però economicamente ed energeticamente anti-efficiente prevedere dei sistemi BESS per la sola funzione di smorzamento delle pendolazioni e per la "frenatura", così come sarebbe economicamente anti-efficiente "bloccare" una parte rilevante della capability e dello stato di carica di impianti BESS per renderli disponibili in caso di necessità di attivazione della logica di smorzamento delle pendolazioni, limitando così le potenzialità dei BESS di fornire altri servizi. Per massimizzare il rendimento round-trip gli impianti BESS elettrochimici devono essere sfruttati in modo continuativo e non rimanere "in riserva". In un'ottica di funzionamento "in contingenza" degli impianti di smorzamento (ad esempio, per poche centinaia di ms durante un ciclo di richiusura automatica di linee AAT), le resistenze rappresentano la scelta ottimale, visti i consumi pressoché nulli dei sistemi ausiliari e i bassi costi di installazione, entrambi enormemente inferiori rispetto ai BESS. Questi ultimi, pur potendo svolgere la funzione di frenatura e smorzamento delle pendolazioni (posto che siano eserciti con sufficiente banda di regolazione e con stato di carica opportuno), dovrebbero essere utilizzati primariamente per altre funzioni di accumulo e regolazione.

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di ,

Ma tutti i BESS (Battery Energy Storage System) che stiamo installando per parecchi MW sulla rete a 130 e 240kV non dovrebbero avere integrata anche questa funzione? Sembra un paradosso dover "sprecare" energia rinnovabile con le resistenze, ma c'è poco da fare la rete deve restare in piedi.

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di ,

Molto interessante. Grazie Francesco per questo tuo bel contributo!

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