capitolo 1 - Dipartimento di Ingegneria Industriale

UNIVERSITA’ DEGLI STUDI DI PADOVA
Facoltà di Ingegneria
Corso di Laurea in Ingegneria Elettrotecnica
TESI DI LAUREA
LA TRASMISSIONE HVDC: STATO
DELL’ARTE E PROSPETTIVE DI SVILUPPO
Relatore:
Prof. Giancarlo Pesavento
Dipartimento di ingegneria elettrica
Laureando:
ANNO ACCADEMICO 2007-2008
1
Carlo Pavan
2
A mia Moglie
3
4
INDICE
INTRODUZIONE .................................................................................................. 9
CAPITOLO 1 ....................................................................................................... 11
STORIA ............................................................................................................... 11
L’epoca “dell’Elettrico” iniziò in corrente continua. ......................................... 11
L’avvento dei tiristori ......................................................................................... 20
CAPITOLO 2 ....................................................................................................... 29
HVDC versus HVAC ........................................................................................... 29
Confronto economico per la trasmissione .............................................................. 30
limitate perdite di potenza .................................................................................. 32
investimenti economici contenuti, rispetto l’ HVAC, nelle lunghe distanze ..... 33
Tripolare: modulazione di corrente .................................................................... 34
Confronto tecnico per la trasmissione .................................................................... 34
interconnessioni asincrone ................................................................................. 34
limitare le correnti di corto circuito ................................................................... 35
stabilità ............................................................................................................... 35
Sincronizzazione dei dispositivi di protezione................................................... 35
trasmissione ibrida ............................................................................................. 36
accoppiamento elastico, controllo del flusso di potenza .................................... 36
skin effect ........................................................................................................... 36
effetto corona ..................................................................................................... 37
lunghi attraversamenti sottomarini ..................................................................... 37
Linee in cavo in terraferma ................................................................................ 38
impatto ambientale ............................................................................................. 38
CAPITOLO 3 ....................................................................................................... 41
HVDC oggi .......................................................................................................... 41
Tipologie di trasmissione ....................................................................................... 41
monopolare......................................................................................................... 41
Bipolare .............................................................................................................. 42
Classic HVDC ........................................................................................................ 43
Tecniche di raddrizzamento ............................................................................... 43
Convertitore (CSCs), Current Source Converters ............................................. 43
Convertitore (CCCs) Capacitors Commutated Converters ............................... 45
Layout della stazione HVDC Classic..................................................................... 46
le principali caratteristiche di questa tecnologia sono: ...................................... 48
regolazione della tensione e della corrente elettrica (potenza) lato DC ............. 48
HVDC a commutazione forzata ............................................................................. 50
Necessità ............................................................................................................ 50
HVDC a commutazione forzata ......................................................................... 50
Layout della stazione HVDC Light ................................................................... 52
Regolazione della potenza.................................................................................. 53
CAPITOLO 4 ....................................................................................................... 55
Sviluppo della trasmissione in continua: l’UHVDC (Ultra HVDC) .................... 55
Premessa............................................................................................................. 56
Analisi economica .............................................................................................. 56
5
Configurazione delle linee di trasmissione ............................................................ 58
La continuità di servizio ..................................................................................... 59
Considerazioni sulla progettazione delle linee di trasmissione.............................. 62
Effetto Corona .................................................................................................... 62
prestazioni dell’isolamento in aria ..................................................................... 63
Prestazioni degli isolatori ................................................................................... 63
Considerazioni di progettazione......................................................................... 64
Necessità di ulteriori studi di ricerca .................................................................. 64
Importanti temi di ricerca per sistemi HVDC a 800 kV ........................................ 65
Il trasformatore elettrico del convertitore .......................................................... 65
Aumento della potenza sostenuta dai tiristori .................................................... 65
Isolamento esterno ............................................................................................. 66
Elettrodi .............................................................................................................. 67
upgrade ............................................................................................................... 67
Prospettive di mercato per la tecnologia a 800 kV HVDC ................................ 69
CONCLUSIONI..................................................................................................... 70
Bibliografia .......................................................................................................... 71
6
Sommario
7
8
INTRODUZIONE
La produzione e la distribuzione dell’energia elettrica in corrente continua ha
preceduto quella in corrente alternata quando, ai primordi dello sviluppo degli
impianti elettrici, si trattava di distribuire nei singoli centri di consumo l’energia
prodotta localmente da centrali termiche. In seguito, l’accresciuto bisogno di energia,
la necessità di utilizzare risorse idrauliche lontane dai centri di consumo, con il
conseguente aumento delle distanze di trasmissione, hanno determinato l’utilizzo
della corrente alternata.
La necessità di trasmettere potenze sempre più elevate su distanze sempre
crescenti, ha reso necessaria la costruzione di un sistema sempre più complesso di
reti di collegamento tra aree di produzione e aree di consumo. I problemi tecnici ed
economici sollevati dalla creazione di questo sistema complesso di reti, hanno
riportato l’interesse nuovamente sulla trasmissione in corrente continua anche per
distanze notevoli. A favore di quest’ultima, hanno anche contribuito inizialmente i
buoni risultati di esercizio dei convertitori a vapore di mercurio con controllo di
griglia; l’avvento di quelli a tiristori, ha favorito lo sviluppo della tecnologia e lo
sviluppo di sistemi HVDC (High Voltage Direct Current)
9
10
CAPITOLO 1
STORIA
L’epoca “dell’Elettrico” iniziò in
corrente continua.
Iniziò con Thomas Alva Edison che a
29 anni stabilì nel 1876 la sede del suo
laboratorio di ricerca a Menlo Park nel New
Jersey. Una dinamo apparve nel 1879 e una
lampada ad incandescenza nel corso dello
stesso anno, mentre il 1882 vide l'alba
dell’energia elettrica commerciale intesa
come produzione, trasporto e utilizzazione
dell’energia elettrica fornendo attraverso 30
km di linea in cavo a 110 volt in corrente
continua (DC) illuminazione al quartiere
finanziario di Pearl Street in Manhattan New
York City USA. (figura 1.1). La centrale di
produzione contava di sei grosse dinamo di
100 kW ciascuna in grado di illuminare 1200
lampadine.
Fig. 1.1
Scorcio di Pearl Street Station
Subito dopo seguì il “dibattito" Edison versus Westinghouse sulla sicurezza
fra corrente continua e corrente alternata con largo interesse su quale tecnologia
fosse più “umana” ad essere adottata nella sedia elettrica come pena capitale. Edison
fu il fautore per l’utilizzazione della corrente continua ma durò poco. Più tardi
George Westinghouse, Nikola Tesla e altri evidenziarono i vantaggi della corrente
alternata nelle macchine elettriche come i trasformatori e i motori a induzione, come
noto vinse “la guerra delle correnti” la corrente alternata che, come generazione,
trasmissione e utilizzazione resta ancora oggi in posizione dominante1.
Qualche anno dopo (1884) Edison fu nominato vicepresidente del AIEE
(American Institute of Electrical Engineers) oggi IEEE (Institute of Electrical and
Electronics Engineers).
Oggi ci sono 16 collegamenti operativi o in fase di costruzione negli Stati
Uniti, 21 nel Nord America (Figura 1.2). Vi sono inoltre numerosi collegamenti in
tutta la Scandinavia, Giappone, Australia, Brasile, Sud Africa, India, Cina, e più di
100 in tutto il mondo e molti altri sono in programma soprattutto in India e Cina
(figura 1.3).
1The Savage Tale of the First Standards War. Book AC/DC 2006
11
La corrente continua
è da molti considerata il
mezzo preferito per la
distribuzione di energia
elettrica ma tuttavia, la
facilità di trasformare la
corrente alternata da un
livello di tensione ad un
altro ha fatto sì che
quest’ultima sia stata scelta
come tecnologia per la
trasmissione
e
la
distribuzione dell’energia
elettrica, anche se l'impiego
finale di energia elettrica è
spesso in forma di corrente
continua, come ad esempio Fig. 1.2 Sistemi HVDC in nord America
nei computer, monitor,
telefonini e per l’elettronica in genere.
La maggior parte dei primi tentativi di trasformare la corrente continua da una
tensione elettrica a valori più alti o più bassi mediante l’utilizzo di motore-dinamo in
asse non sono certamente pratici, pertanto si sono cercati altri metodi statici
spingendosi verso l’elettronica di potenza ed utilizzando dispositivi al plasma.
Tuttavia, la costruzione delle necessarie apparecchiature per la conversione
dell’energia è stata difficile perché i dispositivi non potevano sopportare alte tensioni
fra anodo e catodo durante la commutazione. Scienziati come Erwin Otto Marx negli
anni venti in Germania, hanno lavorato ai raddrizzatori ad arco ad alta pressione
mentre lo svedese August Uno Lamm
nel 1929 si è applicato a quelli ad arco a
bassa pressione a vapori di mercurio,
realizzando un tipo di valvola che
divenne industrialmente realizzabile solo
dopo aver risolto diversi problemi un
decennio più tardi.
Per i suoi sforzi, tuttavia, il Dr
Lamm ha avuto diversi riconoscimenti,
ma fra tutti, il più importante, è quello di
essere considerato il padre della
trasmissione dell’energia in alta tensione
in corrente continua. “
Risalgono agli anni trenta i primi
sforzi nella ricerca sulla tecnologia
HVDC e concentrati soprattutto sul
convertitore; inizialmente in Svezia ma
Fig.1.3 Potenza installata dei sistemi HVDC
successivamente in Germania, Russia,
nel mondo
Svizzera, Francia e Stati Uniti.
12
Significativa è la presentazione all’AIEE Winter General Meeting, New York, del
1963 con tema “Trasmissione in alta tensione in corrente continua 1932 – 1962 2 “
dove si sono sviluppati i seguenti temi:





Sviluppo della teoria relativa ai convertitori statici AC/DC e DC/AC
Economia dei sistemi di trasmissione in DC, calcolo della lunghezza
discriminante le due tecnologie.
Tecniche di conversione
Sviluppi del convertitore a valvole per la realizzazione di sistemi
HVDC
Effetto Corona, isolamento e transitori nelle linee elettriche in DC
Vi sono anche documenti sulla fattibilità e sperimentazione tecnologica con la
costruzione di linee come ad esempio:
1936
20 MW, 125 kV, 442 km tra Moutiers e Lyon, Francia
1939
0,5 MW, 50 kV, 22 km di linea da Zurigo a Wettingen,
Svizzera
1942
60 MW, a ± 200 kV tra Elbe (Dessau) e Berlino in Germania
per 100 km ma smantellata dai Russi alla fine della seconda
guerra mondiale per rimontarla tra Mosca e Kashira nel 1951;
in figura 4 un gruppo di valvole del 1942 a Berlino.
1946
13 MW, 33 kV, impianto di prova della BBC a Biaschine,
Germania
Dopo la fine della seconda guerra
mondiale la necessità di energia elettrica
aumentò notevolmente. Si sono sfruttate le
centrali idroelettriche, alle quali erano
collegate lunghe linee di trasmissione in
quanto le risorse idriche sono in genere
nelle regioni montane mentre lo sviluppo
industriale è vicino ai grossi centri abitati
magari in pianura. Ad esempio in Svezia
le risorse idroelettriche sono situate nel
nord mentre la regione industriale al sud,
ma la topologia è simile negli altri stati.
Comunque, l’interesse per l’HVDC
è rimasto e l'accento è stato posto sui
seguenti argomenti:
Fig. 1.4 Berlino, 1942. Gruppo di valvole
a vapori di Mercurio
2 HVDC Trasmission:yesterday and today, By Willis Long and Stig Nilsson, IEEE power & energy
magazine marzo-aprile 2007
13




sistemi di trasmissione in corrente continua in linee aeree e in cavo
studio sul ritorno via terra
test in laboratorio
dimostrazioni di fattibilità.
1945 in Svezia la locale agenzia statale per l’energia elettrica (più tardi
nominata Vattenfall) e la ASEA (nel 1988 fusa con la svizzera BBC Brown, Boveri
& Cie per dare alla luce la ABB acronimo di Asea Brown Boveri di Baden in
Svizzera) costruirono una linea test di 50 km tra Trollhättan e Mellerud in Svezia che
fornì esperienza e risultati per sviluppare la tecnologia del convertitore.
1950 portò importanti sviluppi alla tecnologia HVDC perché probabilmente
sembrava essere commercialmente appetibile. La stessa letteratura di quei tempi
ripercorre quanto si era scritto negli anni 30 ma in modo più approfondito. Nuovi
argomenti e soprattutto la simulazione con l’utilizzo di sistemi di modellazione aiutò
molto la progettazione e la ricerca.
Ci si rese conto che i costi per i
sistemi HVDC sarebbero stati molto più
elevati di quelli dei sistemi i corrente
alternata ad eccezione dei costi legati
alla
trasmissione
via
cavo,
indispensabile per i collegamenti
sottomarini, a causa dell’elevato
impegno di potenza reattiva che aumenta
con la lunghezza della linea.
Un'altra applicazione favorevole
al trasporto in corrente continua si
manifesta quando la tratta è molto lunga
e si vuole alleviare il problema di
regolazione e stabilità difficile da
mantenere in lunghissime linee in
corrente alternata, problema che si è Fig. 1.5 Uno Lamm che osserva un gruppo di
valvole convertitrici per per l’sola di Gotland
presentato in Russia dove la vastità e la
dispersione dei centri popolati lontani
dalle centrali di produzione rende difficile tecnicamente ed economicamente
l’utilizzo delle linee in corrente alternata. L’opzione possibile è stata l’HVDC per la
trasmissione di grandi potenze per grandi distanze con linee aeree.
Dalla fine degli anni quaranta fino alla metà degli anni sessanta la storia della
dell’HVDC (Russia a parte) è davvero la storia di ASEA poiché non vi è stato nessun
altro fornitore di valvole convertitrici AC/DC e viceversa.
L’interesse per la tecnologia HVDC è stato così grande che una speciale
rivista chiamata Direct Current fu lanciata in Inghilterra all’inizio di giugno 1952. Il
fondatore e primo editore è stato J.H.M.Sykes, mentre la trasmissione HVDC è stato
il principale interesse, la rivista affrontata anche la trazione, a bassa tensione DC
generazione e utilizzazione, ricerca e sviluppo. La rivista continua per circa 15 anni
fino alla prematura scomparsa di Sykes. Nel ’69 riappare Direct Current per alcuni
anni curata dall’Università di Manchester.
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Il primo ordine commerciale per un sistema HVDC è stato dato da Vattenfall
ad ASEA per una linea di collegamento di per 20 MW, 100 kV in cavo sottomarino
tra l'isola di Gotland nel mar Baltico e la penisola Svedese nel 1950.
1954
Dopo
quattro anni di ricerca
e sperimentazione la
linea viene messa in
servizio. La stazione
di conversione era
composta da due
gruppi di conversione
ciascuno di 50 kV
collegati in serie,
composto
di
sei
valvole ciascuna con
gli anodi in parallelo
capaci di 100 A per
produrre i 200 A Fig. 1.6 i tre gruppi convertitori di Gotland 1, due a mercurio e in
necessari
in
DC primo piano quello a tiristori
valvole che sono state
essenziali per il successo del primo collegamento HVDC (figura 1.5)
Nell’isola di Gotland la distribuzione avviene in corrente alternata e necessita
pertanto di una stazione di conversione DC /
AC (INVERTER) da 30 MVA che, per
ragioni tecniche, è stata connessa a quella di
raddrizzamento nella terraferma a 96 km
mediante ponti radio per controllarla in
remoto.
Il collegamento HVDC di Gotland ha
subito negli anni modifiche sperimentali; con
l’avvento del tiristore nel 1957 si sono
presentate nuove opportunità, tuttavia, solo nel
1968 un nuovo gruppo a tiristori raffreddato
ad aria è stato installato in serie a quelli a
mercurio, ed è stata la prima volta che le
valvole a tiristori sono state utilizzate in una
linea HVDC commerciale. Questo sviluppo ha
permesso di innalzare la tensione a 150 kV e
la sua capacità di trasmissione a 30 MW. 3
(figura 1.6)
Lo sviluppo della tecnologia a tiristori
continuò negli anni settanta e ottanta Fig. 1.7 Raddrizzatore a tiristori
semplificando le stazioni di conversione. Di presso Västervik, Gotland 2
seconda generazione, gruppi a tiristori sospesi
raffreddati ad acqua (figura 1.7) sono stati sviluppati nella centrale di raddrizzamento
3 Sian Green, Power Engineering International July, 2004
15
e utilizzati in un nuovo collegamento HVDC alla terraferma per il quale è stato steso
un nuovo cavo sottomarino per coprire la tratta di 96 km, mentre altri 7 km di linea
aerea in HVDC sono stai necessari per collegare via terra Västervik (AC a 130 kV) a
Ygne (AC a 70 kV) realizzando così il nuovo link HVDC chiamato Gotland 2 a
150 kV e 130 MW (figura 1.8). Commissionato nel 1983 è stato il primo nel mondo
per funzionalità completamente ridondante a controllo digitale con sistema di
protezione composto da interruttori blindati con isolamento in gas (GIS).
Gotland 1 e Gotland 2 sono gestite
indipendentemente l'una dall'altra e insieme
possono soddisfare tutta la domanda dell’isola, ma
poco dopo, già dal 1985 l’isola di Gotland registrò
un fabbisogno di energia elettrica pari a 147 MW, e
si pensava che la domanda potesse aumentare
ulteriormente. Al fine di soddisfare questo aumento
di domanda, così come il miglioramento della
sicurezza degli approvvigionamenti per l'isola, è
stata presa la decisione di investire in un'altra nuova
linea HVDC.
Fig. 1.8 HVDC Gotland’s link
Gotland 3 commissionato nel 1987 lavora
con Gotland 2 per fornire energia all’isola, ma può anche funzionare in piena
indipendenza. Il totale della capacità di trasmissione è quindi pari a 260 MW (max.
320 MW). Gotland 1 viene messo fuori servizio.
Come spesso accade, le nuove tecnologie in genere richiedono un campione,
che in questo caso è stato Gotland ed è stato un successo dimostrando che chi per
primo è disposto al rischio saranno “i primi” ad utilizzare la nuova tecnologia prima
di altri.
Visto il successo di Gotland 1, la “fattibilità” verso i sistemi di trasmissione
in DC cresce e trova interesse per le connessioni tra Inghilterra e Francia, tra il Nord
e il Sud isole della Nuova Zelanda, in Norvegia per la Danimarca, in Canada e negli
Stati Uniti.
1957: si progetta un sistema HVDC per la trasmissione di potenza attraverso
la Manica 160 MW) a ± 100 kV di 64 km di cavo sottomarino tra l'Inghilterra e la
Francia. In questo caso si sono risolti dei problemi di ritorno di armoniche in linea
AC causate dalla presenza di una componente continua nella corrente magnetizzante
che portava in saturazione il nucleo del trasformatore a causa di una non perfetta
simmetria delle correnti positiva e negativa di linea DC. Questi problemi sono stati
studiati e risolti da Erik Persson, esperto di sistemi di ASEA e ha portato a nuovi
sviluppi sui sistemi di controllo.
1964 viene realizzata dal ministero elettrotecnico per l’industria sovietico una
linea di trasmissione colossale per quei tempi: 750 MW bipolare a ± 400 kV per
collegare i 473 Km tra Volgograd e Donbass.
1965 viene realizzato un sistema di trasmissione in HVDC per 600 MW a
±250 kV dalla centrale idroelettrica di Benmore a sud dell’isola di Nuova Zelanda
verso Nord attraverso lo stretto di Cook e fa uso, su entrambi i lati, di una lunga linea
aerea e un cavo sottomarino.
16
Nello stesso anno si realizza un sistema di trasmissione HVDC per 250 MW a
275 kV che utilizza 87 km di cavo sottomarino e 89 km di linea aerea tra Svezia e
Danimarca (Konti-Skan link) con tecnologia a valvole a vapori di mercurio. Più
tardi, nel 1992 il potenziamento con valvole a tiristori 135 kV e 1.050 A
(raffreddamento ad aria) per esterno.
Un altro sistema a Sakuma per 300 MW a 125 kV ma questa volta si tratta di
un back to back, che scambia energia tra le due parti del Giappone gestite alle
frequenze di rete a 50 e 60 Hz.
1967 L’ASEA non poteva essere l’unico fornitore di tecnologia HVDC e
pertanto, in seguito ad accordi di licenza, estese collaborazione con la General
Electric Società degli Stati Uniti d’America e l’ English Electric (ora parte di Areva)
e ed è proprio quest’ultima che si aggiudica la costruzione della linea di
interconnessione tra Italia - Corsica – Sardegna denominata SACOI, fra l’impianto
statico di Suvereto (LI) e quello di Licciana in Corsica di nuovo con quello di
Codrongianos in Sardegna, composta di tre tratte aeree e due in cavo di cui il tratto
più lungo è quello tra l’Italia –Corsica 103 km è in grado di scambiare una potenza
fino a 200 MW (oggi ampliata a 300 MW a ±200 kV. Una singolarità di questa linea
è il “multiterminal systems” in grado di scambiare energia tra più stazioni
convertitrici a inverter. Poiché l’energia prodotta mediamente dalla Sardegna
eguaglia il fabbisogno energetico dell’isola non vi sono margini del diagramma di
carico. Quindi per dare stabilità al sistema elettrico, nel 2006 è entrato in servizio il
sistema noto come SARCO (collegamento SARdegna-COrsica) realizzato in cavo
sottomarino in AC in alta tensione. La crescita
economica della Sardegna e della Corsica hanno
promosso il progetto SAPEI più avanti trattato in queste
pagine.
Negli anni settanta l’innovazione tecnica dei
Calcolatori elettronici è notevole e spinge alla
costruzione di metodi matematici che aiutano
notevolmente la progettazione e la modellazione delle
linee elettriche.
1970 Viene realizzato l’ultimo progetto con
valvole a vapori di mercurio in joint-venture con Asea e
General Electric: il Pacific Intertie (PDCI: Pacific
Direct Current Intertie) figura 1.9. Un elettrodotto di
1.440 MW, a ±400 kV), tra Celilo (figura 1.10) presso
il fiume Columbia in Oregon sede di grandi centrali
idroelettriche e Sylmar (figura 1.11) Los Angeles in
California USA per una lunghezza di 1362 km.
Interessante la scelta di questa tecnologia per il
trasporto di grandi quantità di energia da nord a sud Fig.1.9 Pacific Intertie Link.
durante l’estate e localmente nel nord durante l’inverno Oregon-Nevada-California
mantenendo quasi inalterato l’apporto di energia dalle
17
centrali idroelettriche del nord con la possibilità di scambio di energia rende questa
linea un sistema di trasmissione ridondante che agisce come un ammortizzatore tra il
Nord-Ovest e il Sud-Ovest aumentando la stabilità e l’affidabilità della rete. 4
Sono state utilizzate in
ciascuna stazione convertitrice 6
valvole ciascuna capace di 1800 A
a 133 kV e divise in due gruppi in
serie fra di loro in modo di ottenere
i ±400 kV. Uno dei problemi
tecnici che si sono incontrati è stata
la protezione dei convertitori da
sovratensioni provenienti dal lato
(molto lungo) HVDC del sistema
in quanto quelli che si utilizzavano
per le linee AC non erano adeguati
in quanto incapaci di interrompere
correnti transitorie (causata dalla
sovratensione ) e sostenute dalla
Fig. 1.10 Stazione di conversione presso Celilo
corrente di linea stessa.
Un primato che spetta a
questo sistema di trasmissione è
che per la prima volta si è
utilizzato un sistema di calcolatori
a multiprocessor con un sistema
operativo multitasking per il
controllo
delle
stazioni
e
sottostazioni in tempo reale, ed è
stato un grande passo in avanti in
quanto è stata la prima volta che si
sono sposate le tecnologie di alta
tensione con quella digitale
programmabile. Un calcolatore
posto in ogni stazione e
Fig. 1.11 Stazione di conversione presso Symlar
sottostazione comunicava con gli
altri con un collegamento a
microonde attraverso la stessa linea automatizzando operazioni di avvio, di arresto e
di carico sollevando gli operatori di effettuare molte decisioni complesse. Anche
alcune delle funzioni di protezione delle linee e il coordinamento delle protezioni
sono state gestite via software. Questo divenne il modello per i successivi sviluppi
basati su sistemi di controllo per il monitoraggio e la protezione dei sistemi elettrici;
è anche un esempio di come la ricerca nelle tecnologie HVDC ha sviluppato
strumenti utili all’industria in generale.
Negli anni successivi il sistema è stato più volte aggiornato anche a causa di
un terremoto nel 1972, ma anziché sostituire i vari componenti si è scelto di
incrementare la capacità di trasmissione della linea con nuove apparecchiature
(figura 1.12) verso la fine degli anni ’80.
4 IEEE power & energy magazine, by Wayne Litzemberger e Peter Lipsmarzo-aprile 2007
18
Fig.1.12 Configurazione delle stazioni di Celilo e Sylmar alla fine degli anni ottanta
Solo nel 2003 nella stazione di Celilo e nel 2004 in quella di Sylmar sono
state sostituite le vecchie valvole a vapori di mercurio che hanno lavorato per circa
35 anni, il doppio delle più ottimistiche aspettative (figura 1.13).
Fig.1.13 Configurazione odierna delle stazioni di Celilo e Sylmar
19
Interessante osservare che questo elettrodotto è anche usato come
potentissima antenna per le bassissime frequenze (ELF : Extremely Low Frequency).
Oggi il Pacific Intertie è capace di 3.100 MW, a ±500 kV con 3.100 A. 5
L’avvento dei tiristori
Verso la fine degli anni settanta molti fattori hanno contribuito a sviluppare la
tecnologia a tiristori che in poco tempo ha soppiantato completamente le valvole a
mercurio; uno di questi è stato il forte impegno del consorzio tedesco nel sviluppare
un’alternativa alle valvole a mercurio, ormai diventate ingombranti e obsolete, ed è
stato quando ASEA ha dovuto ritirarsi dal progetto Cahora-Bassa per la
trasmissione, su lunga distanza (1.360 km) di energia dal Mozambico al Sudafrica, in
quanto la società aveva violato le leggi sull’esportazione svedese. Il consorzio AEG,
BBC, e Siemens sviluppò il progetto di una linea bipolare per il trasporto della
potenza di 1920 MW a ±533 kV impiegando modelli alternativi a quelli utilizzati
fino ad allora esclusivi di ASEA. Grandi furono gli investimenti per istituire
laboratori di prova e i frutti non si fecero attendere troppo, la tecnologia a tiristore
offrì una valida alternativa al monopolio di ASEA per le valvole a mercurio. Il colpo
di coda lo diede proprio la propensione dell’arco a reinnescarsi e la continua
revisione periodica delle attrezzature da eseguirsi in particolari strutture con
personale altamente qualificato ed è proprio questa la voce di costo economico che
ha forzato la ricerca alternativa.
La General Electric (GE), con ampio know-how sui semiconduttori, alla fine
del 1970 si propose come un valido fornitore di tecnologia HVDC per sistemi con
convertitori a tiristori. L’aspetto singolare di questa “rivoluzione tecnologica” è stato
l’abbandono da parte di ASEA della tecnologia a mercurio per sviluppare, su licenza
della GE, il tiristore, e anche qui ASEA emerge come leader del convertitore allo
stato solido con tecnologia a tiristore. Nel 1970 arriva a 10 MW (Gotland 2).
Tuttavia nel 1972 la GE, nel collegamento back-to-back ad Eel River (Canada) si
spinge fino a 320 MW a 2x80 kV
5 Bonneville Power Administration, DOE/BP-3655 Ottobre 2005
20
In questa epoca dell’HVDC grazie alla diminuzione dei costi ed alla costante
crescita di domanda di energia, sono molti gli impianti che si costruiscono. Di una
certa importanza fra il 1975 e il 1985 si ricordano i progetti in tabella 1.16
Tab.1.1 Principali progetti HVDC fra il 1975 e il 1985
Progetto
anno
Cahora-Bassa
1975
località
Sudafrica
Potenza
massima [MW]
HVDC [kV]
Linea
[km]
1920
±533
1456
275 oggi 500
±250
240
Mozambico
Skagerrak
1976
Norway
Danimarca
Shin-Shinano
1977
Giappone
300
125
Square Butte
1977
USA
500
±250
749
CU
1979
USA
1000
±400
701
Kokkaido
1979
Giappone
150 oggi 600
125 ora ±250
167
Nelson River
1979
Canada
900 ora 2000
±464 ora ±500
890
Vyborg
1981
Russia,
355 ora 1620
±85
Honshu
Finlandia
Zhou Shan
1982
Cina
50
100
42
Inga-Shaba
1983
Zaire
560
±500
1700
Poste
1984
Canada USA
1000
145
Chateauguay
1986 Viene messo in servizio il sistema di trasmissione denominato
Intermountain per alimentare la città di Los Angeles da una grossa centrale
nell’Utah (USA) dove sono state seguite le più rigorose specifiche sull’affidabilità e
sicurezza (oggi 1.920 MW a ±500 kV).per una lunghezza di 785 km. Infatti ciascun
polo è in grado di sopportare, per breve tempo, carichi fino al 50 % superiori ciò
garantisce una certa sicurezza elettrica nel caso che uno dei due conduttori vada fuori
servizio.7
6 HVDC PROJECTS LISTING EXISTING, IEEE Transmission and Distribution Committee by the
Working Group on HVDC and FACTS Bibliography and Records, May 2008
7
fonte dalla rete: www.abb.com, The intermontain HVDC trasmission, ultimo aggiornamento marzo
2008
21
1989 Diventa operativo Fenno-Skan (Finlandia-Svezia) il collegamento
sottomarino HVDC per la potenza di 500 MW a 400 kV della lunghezza record (ora
battuto) di 200 km
1990 Prende vita Il progetto Quebec-New England che comprende tre
terminali, ma opera principalmente per portare energia idroelettrica da James Bay in
Canada a Boston nel Massachusetts. Capace di 1.500 MW a ± 450 kV completato
nel 1992.
Viene messo in servizio a Vindhyachal (India) il primo trasformatore al
mondo appositamente realizzato per il sistema HVDC per una stazione da 2x250
MW.
1991 nel collegamento Konti-Skan 2 (Danimarca-Svezia) si introducono delle
interessanti innovazioni come il primo filtro attivo in corrente continua e nel 1993 il
primo filtro in alternata a controllo elettronico (ConTune)
1994 aumentano le distanze nei collegamenti
sottomarini, 260 km nel Baltic cable link: 600 MW
a 450 kV,per il cavo (figura 1.14) isolato in carta
impregnata che collega la Svezia alla Germania
1995 ancora innovazioni, Viene annunciato
lo sviluppo di stazioni di conversione commutate
con condensatori in serie (Capacitor Commutated
Converter).
1997 La necessità di trasportare energia
dalle centrali eoliche terrestri in continua e per brevi
distanze fa evolvere la tecnologia che cerca
strumenti più flessibili in grado di gestire la potenza Fig. 1.14 cavo sottomarino Baltic
reattiva in modo più semplice, la scelta cade sulla Cable link
tecnologia a IGBT (Insulated Gate Bipolar
Transistor) che lavorano bene per modeste potenze e moderati livelli di tensione. I
convertitori operano con la tecnica PWM (Pulse With Modulation) che rispetto alla
HVDC classica consente risparmi sui costi dei filtri e non vi è necessità di potenza
reattiva di compensazione dal momento che questi convertitori sono in grado di
generare autonomamente potenza attiva e reattiva. Fa il suo esordio l’HVDC LIGHT
così chiamata da ABB che per prima la sviluppò.
1999 Il primo convertitore HVDC Light viene installato in Svezia presso
l’isola di Gotland, che dopo i progetti GOTLAND I, GOTLAND II e GOTLAND III
ancora una volta si erge come simbolo alla ingegneria elettrica più avanzata con il
quarto progetto: GOTLAND HVDC LIGHT di 50 MW via cavo sotterraneo che
collega la parte meridionale dell’isola con la città di Visby alla estremità nord
dell’isola
Molti sono i progetti che prendono il via negli ultimi anni del secolo quasi a
lanciare la tecnologia HVDC quasi come se volesse presentarsi come “unica”
22
tecnologia per la trasmissione e interconnessione di centrali elettriche, alcuni di
questo periodo sono indicate in Tabella 1.2
Tabella 1.2 Principali progetti HVDC fra il 1997 e il 1999
Progetto
anno
località
Potenza
massima [MW]
HVDC [kV]
Lunghezza
linea [km]
Haenam-Cheju
1997 Korea
300
±180
101
Chandrapur-
1998 India
1000
2x205
back to back
Chandrapur Back 1998 India
1500
±500
736
Ramagundum
to Back
Leyte-Luzon
1998 Filippine
440
350
456
Minami-
1999 Giappone
300
125
back to back
1999 India
500
205
back to back
Fukumitzu
Vizag
Il nuovo millennio si apre con un vero e proprio boom di richiesta energetica
da parte di quei paesi che sono in fortissima crescita economica come ad esempio
India e Cina pronti a fare grossi investimenti nella produzione e trasporto di energia
elettrica da grosse centrali idroelettriche e/o termoelettriche verso città e centri
industriali. E’ qui che L’HVDC ha trovato e trova oggi importanti applicazioni dove
un gran numero di sistemi di potenza a base di valvole a tiristori sono già stati
costruiti e molti sono previsti in istallazioni future. Un business tale da richiamare
l’attenzione dei maggiori produttori di questa tecnologia e ad interessare imprese che
prima non consideravano tale tecnologia di largo interesse. La forte domanda di
energia spinge a sistemi con tensione sempre più elevata e sono già in fase di
ideazione sistemi a 1MV e 10 GW.
Accanto al forte fabbisogno energetico vi è anche la necessità di semplificare,
diminuendo i costi, gli impianti che non necessitano di grandi potenze, quindi con
tensioni contenute. La ABB con Gotland HVDC LIGHT è pioniere di questa
tecnologia che si espande appunto perché riduce i costi dell’impianto
2000 Diventa operativo lo SwePol Link collegamento sottomarino di 254 km
tra la Svezia e la Polonia per 600 MW a ±450 kV.
Viene messa in servizio la prima stazione di conversione con condensatori in
serie presso Garabi in Brasile, 2x550 MW a ±70 kV back-to-back link.
Directlink in Australia è il secondo sistema HVDC Light per 3x60 MW a
±80 kV per 59 km
23
2001
Prende
vita
GRITA
per
l’interconnessione di Italia e Grecia, figura 1.15, il
primo di una serie di progetti voluti dalla rete
transeuropea (TEN) per sviluppare infrastrutture
all’interno dei paesi dell’unione europea. Il
sistema monopolare con ritorno via mare ha una
potenza massima di trasmissione nei due sensi
pari a 500 MW alla tensione di 400 kV
rappresentato nello schema sintetico di figura
1.16, mentre in figura 1.17 viene presentato lo
Fig. 1.15 GRITA Link
schema del collegamento del trasformatore a un
polo. L’elettrodotto ha una lunghezza di 316 km
che si dividono in tre tratte: da Galatina in Puglia
per 43 km di cavo interrato per proseguire 160 km di cavo sottomarino isolato in
carta impregnata ed infine 110 km in linea aerea fino ad Arachthos in Grecia. In
figura 11.8 si rappresenta la sezione del cavo sottomarino di 1250 mm2 di rame e in
figura 1.19 viene rappresentato lo schema di posa delle tre tratte. Interessante
osservare che la profondità di posa nel mare Adriatico raggiunge i 1000 m.8
Fig. 1.16 schema sintetico di
GRITA link
Fig. 1.17 schema collegamento
trasformatore - polo di GRITA
link
8 A.Giorni R.Rendina, G.Georgantzis, C.Marchiori, G.Pazienza, S.Corsi, C.Pinella, M.Pozzi,
K.G.Danielsson, H.Jonasson, A.Orini, R.Grampa; THE ITALY-GREECE HVDC LINK, © CIGRE’
14-116 Session 2002
24
Fig. 1.18 sezione del cavo sottomarino di GRITA link
Fig. 1.19 schema di posa della linea Grecia - Italia
Seguono altri sistemi:
Tian-Guang (Cina) per 1800 MW a ±500 kV per 960 km.
Higashi-Shimizu (Giappone) collegamento back to back di 300 MW a 125
kV.
Moyle interconnector (Irlanda del Nord – Scozia) per 2x250 MW a 2x250
kV con 64 km di cavo sottomarino.
Thailand-Malaysia con 300 MW a ±300 kV per 110 km.
2002 La tecnologia basata sul sistema HVDC Light viene migliorata e
aumenta la capacità di trasporto e la lunghezza degli elettrodotti: Viene messa in
servizio in Australia la più lunga interconnessione con cavo interrato, il progetto
Murraylink HVDC Light in Australia, per 200 MW, a ±150 kV per una lunghezza di
180 km).
Viene messo in servizio il più grande sistema di trasmissione con convertitori
a tensione impressa: il collegamento Cross Sound HVDC Light fra Long Island e il
Connecticut (USA) per 330 MW, ±150 kV, 40 km.
25
Viene sottoscritto il contratto per il primo impianto di alimentazione di
piattaforme offshore: il progetto HVDC Light Troll (2x40 MW a ±60 kV per 70 km)
in Norvegia.
Entra in funzione Sasaram back to back link in India, per 500 MW a 205 kV.
2003 Entra in attività la connessione Three Gorges-Changzhou in Cina che
include il più potente convertitore al mondo per sistemi HVDC: 3000 MW a ±500
kV per una lunghezza di 860 km.
Anche in India,paese emergente, prende vita East-South interconnector I
per 2000 MW a ±500 kV per una lunghezza di 1450 km che nel 2007 viene portato a
2500 MW.
2004 L’interconnessione Three Gorges–Guangdong in Cina supera tutte le
prove e viene messa in servizio immediatamente 3000 MW a ±500 kV per una
lunghezza di 1200 km.
Ancora in Cina viene attivata interconnessione Gui-Guang I capace di 3000
MW a ±500 kV per una lunghezza di 980 km.
2005 Viene messo in servizio il back to back link Samar negli Stati Uniti
d’America per 210 MW a ±64 kV
2006 Viene realizzato Basslink in Austrialia per 500 MW a 400 kV per una
lunghezza di 350 km.
Viene messo in servizio ancora in Cina l’interconnessione Three GorgesShanghai per 3000 MW a ±500 kV per una lunghezza di 900 km.
Mentre nel Baltico prende vita Estlink HVDC LIGHT che collega l’Estonia
alla Finlandia per 350 MW a ±150 kV per una lunghezza di 105 km
2007 Ancora in Cina viene attivata interconnessione Gui-Guang II capace di
3000 MW a ±500 kV per una lunghezza di 1200 km.
Vengono messe in servizio negli USA due sistemi: Neptune per 660 MW a
500 kV per una lunghezza di 105 km e Long Island Cable Project per 600 MW a
±450 kV per una lunghezza di 40 km
2008 E’ messa in servizio NorNed link che collega la Norvegia all’Olanda
con una linea bipolare in cavo sottomarino di 580 km (record mondiale) capace di
700 MW a ±450 kV.
Oggi sono in costruzione diversi sistemi HVDC. La tabella 1.3 riassume i
principali progetti in costruzione.
26
Tabella.1.3 Principali progetti HVDC oggi in costruzione
Progetto
Levis De-Icer
SAPEI
Ballia-
Anno di
consegna
2008
località
Canada
2008-10 Italia
Potenza
[MW]
HVDC [kV]
Lunghezza
linea [km]
250
±17,4
242
500
±500
440
2009
India
2500
500
800
Outaouais
2009
Canada
2x625
315
back to back
Al Fadhili
2010
Arabia
3x600
3x222
back to back
1000
±450
200
Bhiwadi
Saudita
Brit-Ned
2010
UKNetherlands
Yunnan-
2010
Cina
5000
±800
1418
Storebaelt
2010
Danimarca
600
400
56
Xianjiaba-
2010
Cina
6400
800
2071
Jindo-Jeju
2011
Korea
2x200
250
119
Cometa
2011
Spagna
400
250
247
Sumatera-
2013
Indonesia
3000
±500
700
2015
Malesia
2400
±500
1725
Guangdon
Shanghai
Jawa
Bakun
Molti altri sistemi di trasmissione sono ancora in fase progettuale e sparsi in
tutto il mondo ma la metà di questi e di grande potenza sono in Cina.9
9
HVDC PROJECTS LISTING PLANNED, IEEE Transmission and Distribution Committee by
the Working Group on HVDC and FACTS Bibliography and Records, May 2008
27
28
CAPITOLO 2
HVDC versus HVAC
Poiché tutte le centrali elettriche producono energia in corrente alternata e
visto che la stessa viene consegnata al consumatore ancora in corrente alternata viene
d’obbligo chiedersi perché, a volte, risulta più adatto usare corrente continua nella
trasmissione dell’energia elettrica.
La stragrande maggioranza della trasmissione di energia elettrica nel mondo
utilizza trasmissioni in corrente alternata trifase. Le ragioni per scegliere linee in
HVDC anziché in HVAC per la trasmissione sono spesso numerose, complesse e
strettamente legate al singolo progetto in esame.
Il modo di produrre e trasportare l’energia elettrica é da sempre caratterizzato
da scelte economiche non facili, determinate soprattutto dalla disponibilità delle
risorse naturali necessarie.
La presenza di fonti costituenti la materia prima per la produzione d’energia
non garantisce sempre il possibile e facile sfruttamento delle risorse perché si deve
tenere in considerazione soprattutto la distanza che intercorre tra i luoghi di
produzione e quelli di utilizzazione. Un aspetto importante, infatti, per lo
sfruttamento di tali risorse non è tanto la possibilità di convertire l’energia, ma quella
di trasportarla. Questo problema si presenta, ad esempio, in Brasile dove una gran
parte delle risorse idriche si trovano a nord (foresta Amazzonica), mentre le
utilizzazioni sono a Sud (Rio de Janeiro). Le distanze, in tali casi, raggiungono valori
di 1500-2000 km e quindi, nel progettare un sistema di trasporto di energia elettrica,
bisogna anche fare i conti con queste grandi distanze, molto più elevate di quelle
della media tensione (15-20 kV) che sono di circa 30 km. Si capisce così che le
tensioni raggiunte da questo tipo di sistemi sono dell’ordine del centinaio di kV.
I problemi di natura tecnica ed economica che sorgono quando bisogna
trasportare grandi quantità di energia elettrica fra paesi lontani, o quando il trasporto
deve avvenire necessariamente in cavo, inducono i progettisti a prendere in
considerazione la possibilità di poter trasmettere l’energia elettrica in HVDC. Gli
innegabili vantaggi che si riscontrano, optando per questa scelta, sono noti da
decenni. L’alto livello tecnologico oggi raggiunto nei dispositivi di conversione e
l’esperienza acquisita garantisce una comprovata affidabilità tanto è vero che i
collegamenti HVDC sono più numerosi e sempre più spesso si preferiscono ai
tradizionali sistemi HVAC.
Alla base di tutto c’è, ovviamente, un discorso economico che fa pendere la
bilancia della convenienza sempre più verso l’uso di sistemi HVDC, collegati alla
rete in HVAC mediante più terminali di conversione. E’ immediato accorgersi,
pensando ad un tale tipo di rete, dei vantaggi che essa può presentare: ad esempio la
presenza di una variabile manipolabile come l’angolo d’inserzione dei convertitori a
tiristori torna utile per la ridistribuzione dei flussi di potenza sulla rete o per un
controllo della tensione sui nodi della rete in corrente alternata senza dover utilizzare
compensatori statici, lenti e costosi.
29
Confronto economico per la trasmissione
In un primo momento il confronti tra la trasmissione in corrente alternata e la
trasmissione in corrente continua ha messo in risalto il maggior costo delle stazioni
di conversione rispetto alle stazioni di trasmissione e il minor costo delle linee a
corrente continua rispetto a quelle in corrente alternata; ciò ha portato al risultato
della convenienza economica della trasmissione in corrente continua per distanze
oltre certi limiti.
Fermo restando il suo uso universale per la trasmissione di potenza, come
pure per la generazione, distribuzione e utilizzazione, la corrente alternata presenta
delle limitazioni di carattere tecnico ed economico.
Analizziamo diversi criteri di confronto fra i due tipi di trasmissione:
supponiamo di voler utilizzare una linea già esistente a due terne in corrente alternata
(3+3) per la trasmissione in corrente continua; sia φ l’angolo di sfasamento in ritardo
fra la corrente e tensione e supponiamo che il trasporto in c.a. avvenga con cosφ=1 .
Ipotizziamo che quello in continua utilizzi tre coppie di conduttori (2+2+2)
attraversati da una corrente uguale, in modulo, a quella in alternata. Il valore della
tensione della linea in continua rispetto a quella alternata si ricava imponendo le
stesse condizioni di isolamento per le due linee. Se la linea in alternata è a neutro a
terra, il valore di tensione massima cui l’isolamento deve resistere sarà 2,5*√2*Ea
dove 2,5 rappresenta il coefficiente per le sovratensioni di origine interna ed Ea è il
valore efficace della tensione fase-terra. Per la linea in continua, il coefficiente per le
sovratensioni di origine interna è minore; infatti prove di laboratorio sulle linee aeree
in continua hanno mostrato che le sovratensioni sono contenute nel doppio della
tensione di esercizio. Assumendo quindi un coefficiente pari a 2, la tensione di
isolamento in continua vale 2*Ec , cioè due volte la tensione della linea rispetto a
terra. Uguagliando le espressioni delle tensioni di isolamento in continua ed in
alternata, si ottiene:
2*Ec = 2,5*√2*Ea
Ec = 1,8*Ea
nella quale si è assunto che la tensione continua necessaria per la scarica di
una catena di isolatori è uguale al valore di cresta della tensione alternata √2*Ea che
causa la scarica. Esperimenti e prove di laboratorio hanno però dimostrato che la
tensione di scarica in continua è inferiore al valore di cresta dell’alternata e si può
porre uguale al valore efficace Ea della tensione di scarica in alternata per cui si ha:
Ec = 1,8*Ea / √2
Ec = 1,25*Ea
La potenza trasportata, a parità di corrente, dalle due linee vale
Pc = 3*(2*Ec*I) = 3*2*1,25*Ea*I
Pa = 2*(3*Ea*I)
30
per confronto si osserva subito che
Pc = 1,25*Pa
Ovvero, per lo stesso elettrodotto, la trasmissione in DC è in grado di
trasportare il 25% di potenza in più rispetto alla trasmissione in AC. Pertanto, se non
si tiene conto del costo delle perdite in linea e delle stazioni terminali, tale confronto
è a favore della trasmissione in corrente continua.
Anche se si effettua il confronto tra le sezioni conduttrici e le perdite per
effetto Joule di una linea in corrente alternata trifase e di una linea in corrente
continua bipolare (due conduttori a potenziali di segno opposto), si rendono evidenti
i vantaggi della continua.
Infatti, sia P la potenza da trasmettere, Ia e Ic rispettivamente l’intensità di
corrente nella linea trifase e in una linea in continua bipolare; sa e sc rispettivamente
la sezione del conduttore della linea trifase e quella in continua
S a = 3 * sa
S c = 2 * sc
rispettivamente le sezioni totali della linea trifase e di quella in continua.
Sia inoltre δe la densità di corrente economica, cioè la densità ottimizzata per
le condizioni economiche dell’impianto da realizzare (normalmente per l’alluminio è
0,6  0,7 A/ mm2 ). Le seguenti relazioni esprimono la densità di corrente
rispettivamente per il conduttore in continua e per quello in alternata:
 ec 
 ea 
Ic
P 1


sc 2  Ec sc
Ia
P
1


sa 3  Ea  cos  sa
poiché la densità di corrente economica è la stessa per le due relazioni,
assunto cosφ = 1 ed Ec = √2*Ea (linea in continua a piena tensione) confrontando le
relazioni precedenti, si ottiene:
sc 
3
 sa
2 2
poiché nelle ipotesi fatte ho 2 conduttori per la continua e 3 conduttori per
l’alternata, sostituendo si ottiene:
S
3
1
 3

Sc  2  sc  2  
 sa   2 
 a 
 S a  0,707  S a
2 2 3
2
 2 2 
31
ovvero
Sc  0,707  Sa
Questa relazione mostra che la linea in continua necessita di una sezione
conduttrice pari a circa il 70% di quella che si avrebbe in corrente alternata trifase.
cos φ ≠ 1 In sede di confronto tra i due diversi sistemi di trasmissione,
abbiamo supposto che la linea in corrente alternata lavorasse con un carico a fattore
di potenza unitario, mentre in realtà sarà diverso da uno. Pertanto, il confronto
favorisce ancora di più la trasmissione in corrente continua.
limitate perdite di potenza
Il confronto delle perdite per effetto Joule, Pc (perdite di potenza nel
conduttore in continua) e Pa (perdite di potenza nel conduttore in alternata) è
immediato, quando si considera che, a densità di corrente costante le perdite sono
proporzionali ai volumi dei conduttori:
s 
I2  c 
2
sc
Pc
 sc   2     l   e  sc  2  sc  Sc  0,707

2
Pa
  l 2  sa  3   l   e  sa 3 sa S a
3
I  
sa
 sa 
2
 l
Questa
relazione
mostra che le perdite di
potenza nella linea in
corrente
continua
sono
inferiori e pari al 70% di
quelle che si avrebbero in una
linea alternata trifase a parità
di potenza trasmessa.
In
definitiva
il
trasporto di energia con
l’HVDC consente sempre
perdite di potenza inferiori
alla trasmissione in HVAC
anche se alle usuali perdite di
linea si devono aggiungere le
perdite di potenza nelle
stazioni convertitrici che
sono circa lo 0,6% della
potenza trasmessa in ciascuna
stazione. Il grafico riportato
in figura 2.1 mostra un
Fig. 2.1 Valori tipici delle perdite per una linea di
trasmissione in HVAC e HVDC.
32
confronto tra le perdite per una linea aerea in corrente alternata e una in corrente
continua a parità di potenza trasmessa: 1200 MW.
investimenti economici contenuti, rispetto l’ HVAC, nelle lunghe distanze
Una linea di trasmissione
in HVDC costa meno di una
linea in HVAC per la medesima
capacità
di
trasmissione.
Tuttavia, le stazioni terminali
sono più costose nel caso di
HVDC perché vi sono in
aggiunta il gruppo di conversione
AC/DC
(raddrizzatore)
e
riconversione DC/AC (inverter).
Al di sopra di una certa
distanza tra le due centrali di
conversione (punto di pareggio)
il
cosiddetto
"break-even
distance",
risulta
sempre
favorevole
l’HVDC
come
alternativa più economica10.
Fig. 2.2 Tipici costi di investimento per una
Comunque sia, il maggior
linea di trasmissione in HVAC e HVDC.
esborso di denaro necessario alla
conversione statica risulta ammortizzato dal risparmio associato alla realizzazione
effettiva dell’elettrodotto. Tale distanza varia fra i 500 e gli 800 km per applicazioni
aeree (figura 2.2), mentre si riduce notevolmente per i cavi (il costo specifico al km
del cavo è maggiore di quello dei conduttori in aria, e ad esso vanno aggiunti gli
oneri di scavo o di posa in mare), rimanendo comunque sui 50-100 km.
Questi dati indicano che la trasmissione in DC è sicuramente conveniente per
collegamenti in cavo sottomarino.
Un discorso a parte va invece fatto per le applicazioni terrestri, dove la scelta
di un HVDC può essere guidata non solo da fattori tipicamente economici, ma anche
da scelte di convenienza tecnica.
Ad esempio l’analisi di fattibilità di un progetto per un sistema capace di
trasmettere 750 MW alla distanza di 700 km, mostra che i costi annuali per un
impianto in corrente continua alla tensione di 600 kV uguagliano quelli di un
impianto a corrente alternata a 400 kV, ma considerando la continua evoluzione
tecnologica il breack even distance è destinato a diminuire ed oltre tale distanza il
vantaggio economico è a favore della corrente continua soprattutto se si considera
l’Ultra HVDC abbassando ancora di più il costo per MWh di energia trasmessa.
10
Roberto Rudervall, J.P. Charpentier, Raghuveer Sharma, High Voltage Direct Current
(HVDC)Transmission Systems, Energy Week 2000, Washington, D.C, USA, March 2000
33
Tripolare: modulazione di corrente
Un brevetto del 2004 offre la possibilità di trasformare le terne delle linee
elettriche di trasmissione in una sorta di elettrodotto in HVDC. Il sistema
permetterebbe, senza alcuna modifica sostanziale della linea, il trasporto dell’80 % di
potenza in più. Due dei conduttori della terna sono utilizzati per una linea bipolare, il
terzo conduttore commuterebbe polarità a favore di uno o dell’altro polo. Questa
continua commutazione è necessaria per non superare il limite termico del
conduttori. Infatti consideriamo 1 p.u. l’intensità di corrente elettrica del terzo polo
(quello che commuta la polarità) e sia a favore del primo polo che ha così una
corrente pari a 0,35 p.u. mentre il secondo polo si trova a 1,35 p.u. Dopo alcuni
minuti, prima di superare il limite termico, il terzo polo commuta a favore del
secondo polo che si troverà così con una intensità di corrente di 0,35 p.u.
raffreddandosi, il primo polo è ora sede di una corrente pari a 1,35 p.u. e si riscalderà
e a seguire una nuova commutazione di corrente del terzo polo. Il vantaggio
economico sta proprio nell’uso sapiente delle risorse disponibili ma a oggi nessuna
trasformazione di questo tipo è stata realizzata.
Invece nel 2005 in India è stata trasformata una terna trifase in una linea
bipolare11
Confronto tecnico per la trasmissione
Nelle condizioni in cui ci siamo posti (linea in corrente continua bipolare e
linea in corrente alternata trifase) la trasmissione in corrente continua assicura una
continuità ed una qualità di servizio migliori. Infatti se uno dei due conduttori della
linea in continua va fuori servizio porta ad una perdita nella capacità di trasmissione
del 50% viceversa il fuori servizio dell’intera linea trifase, nel caso di guasto
permanente di una fase a terra.
interconnessioni asincrone
Vi sono regioni, ad esempio la Scandinavia, che ha una rete elettrica non
sincrona con la UCTE rete elettrica dei vicini dell’Europa occidentale anche se le
frequenze nominali sono le stesse. Così come il sistema orientale degli Stati Uniti
d'America non è sincrono con quello degli Stati Uniti d'America occidentali. Il
motivo è che talvolta è difficile o impossibile collegare due reti AC a causa della
instabilità. In tali casi HVDC è l'unico modo per fare uno scambio di energia tra i
due sistemi.
Analogo è il caso di interconnettere reti con diverse frequenze nominali (50 e
60 Hz) come avviene in Giappone e in Sud America dove la corrente continua è
l’unica possibilità. Questo sistema di interconnessione prende il nome di back to
11
http://en.wikipedia.org/wiki/HVDC 16 Giugno 2008
34
back (B2B) ed è privo di linea di trasmissione. Ovvero la stazione HVDC è collegata
ai sistemi elettrici connessi attraverso linee in corrente alternata e, agisce come un
efficace “firewall” contro la propagazione di guasti in cascata da una rete all’altra.
limitare le correnti di corto circuito
Una linea di trasmissione HVDC non contribuisce alla propagazione della
corrente di corto circuito per un guasto avvenuto nel sistema interconnesso AC, né
viceversa.
Quando un elevata potenza di
trasmissione in AC viene consegnata ad una
cabina primaria che a sua volta la
distribuisce, il livello della corrente di corto
circuito aumenterà nel sistema ricevente.
Queste alte correnti di cortocircuito sono un
problema sempre più presente in molte Fig. 2.3 correnti di corto circuito di una
grandi città tali da rendere necessaria la zona AC restano contenute in quella
sostituzione delle esistenti apparecchiature zona
di controllo se il loro rating è troppo basso.
Tuttavia, se i nuovi impianti di generazione sono collegati con la cabina primaria
tramite un collegamento DC, la situazione sarà molto diversa appunto perché la
trasmissione HVDC non contribuisce alla propagazione della corrente di corto
circuito del sistema interconnesso AC che resta limitata in ampiezza e localizzata
nella zona di guasto come rappresentato in figura 2.3.
stabilità
Inoltre considerazioni sulla stabilità fanno ridurre in corrente alternata la
potenza trasmissibile all’aumentare della lunghezza della linea, a meno che non si
ricorra a dispositivi di stabilizzazione quali condensatori in serie, reattori in shunt o
stazioni intermedie di sezionamento che incidono notevolmente sul costo di una linea
a lunghissima distanza e a favore della linea in corrente continua. Infatti nel caso di
utilizzo della corrente continua la lunghezza della linea non incide sulla stabilità del
sistema ed è per questo che è possibile estendere la linea a lunghezze elevate senza
stazioni intermedie e dispositivi di compensazione.
L’adozione di reti di trasmissione e di interconnessione in corrente continua
ha portato il grande vantaggio di ridurre le potenze di guasto; infatti il contenimento
delle correnti di corto circuito nei punti di interconnessione AC/DC è dovuto alla
rapidità della regolazione elettronica dei convertitori. Questo fatto è di grande
importanza proprio perché l’impiego di tensioni sempre più elevate ha aumentato di
molto le potenze di guasto che gli interruttori devono sopportare.
Sincronizzazione dei dispositivi di protezione
35
È anche molto importante analizzare il comportamento che si ha
immediatamente dopo un guasto per un polo a terra, che comporta certamente
l’apertura dell’interruttore a monte e alla successiva richiusura ma non vi sono i
problemi di sincronizzazione a cui si deve sottostare nel caso di AC, ancora di più
sono salvaguardati i generatori a monte del guasto in quanto non sono sottoposti allo
stress causato da transitori di corrente con relativi effetti elettrodinamici.
trasmissione ibrida
È molto interessante anche il caso di trasmissione su due linee parallele; se
queste sono in corrente alternata si possono avere dei loop-flow mentre in caso di
trasmissione ibrida ovvero un elettrodotto in HVDC in parallelo ad uno in HVDC si
elimina questo problema grazie alla ottima controllabilità del flusso di potenze nella
linea in continua.
accoppiamento elastico, controllo del flusso di potenza
Fra i più importanti vantaggi che offre la trasmissione in corrente continua si
pone la possibilità di realizzare un accoppiamento elastico tra due reti indipendenti,
consentendo scambi di potenza in un senso o nell'altro secondo un programma
concordato lasciando contemporaneamente, ai due sistemi, la più ampia libertà nella
regolazione della frequenza e nelle politiche economiche, senza alcun vincolo stretto
di integrazione. Questa proprietà è diventata molto importante negli ultimi anni visto
che si sono ridotti i margini di potenza residua disponibile nelle reti. Un black out
totale lo ha vissuto anche l’Italia il
Infatti osservando lo
schema di principio di un sistema
HVDC figura 2.4, i due
generatori di tensione continua
regolabili sono utilizzati per
controllare il flusso di potenza
lungo il collegamento. Il flusso di
corrente è unidirezionale e
l’inversione del flusso di potenza
è
ottenuta
controllando Fig. 2.4 schema di principio di un sistema HVDC
opportunamente le tensioni Ud1 e
Ud2.
skin effect
Lo skin effect (effetto pelle) ovvero l’aumento dell’impedenza nella zona più
interna dei conduttori all’aumentare della frequenza, in corrente continua è
completamente assente e pertanto vi è una più uniforme distribuzione della corrente
nel conduttore ed una migliore utilizzazione del materiale.
36
effetto corona
Altro problema oggetto di studio, per il confronto dei due diversi sistemi di
trasmissione è stato l’effetto corona. Infatti è stato dimostrato che a parità di
condizioni, diametro del conduttore, distanza reciproca fra conduttori e a parità di
condizioni atmosferiche, le perdite per effetto corona si manifestano alla stessa
tensione di cresta sia per le correnti alternate, che per le correnti continue. L’intensità
della scarica per effetto corona risulta limitata dalla carica spaziale che si forma
intorno al conduttore. Infatti, in condizioni di regime stazionario, il gradiente di
potenziale sulla superficie del conduttore è limitato dalla carica spaziale che si
addensa per produrre ioni sufficienti al mantenimento della carica spaziale stessa.
Ricerche sul campo elettrico in questa zona hanno posto in evidenza che la massima
parte delle perdite di energia, di tipo termico, è dovuta al moto degli ioni nella zona
stessa. In corrente alternata la maggior parte degli ioni oscilla in una stretta zona
vicino al conduttore e solo una piccola parte si essi abbandona questa zona. Invece in
corrente continua, tutto lo spazio inter-elettrodico è interessato da una corrente di
ioni e perciò all’aumentare della distanza fra gli elettrodi decresce la corrente e
quindi le perdite di energia. In corrente alternata le perdite di potenza per effetto
corona variano inversamente con la radice quadrata dello spazio inter-elettrodico D:
Ppcorona. AC 
1
D
mentre in corrente continua variano con l’inverso del quadrato di tale distanza:
Ppcorona. DC 
1
D2
favorendo di molto il contenimento delle perdite per effetto corona.
lunghi attraversamenti sottomarini
Non ci sono limiti tecnici per la lunghezza di una linea HVDC in cavo,
mentre in HVAC il flusso di potenza reattiva a causa della grande capacità del cavo
limiterebbe moltissimo, fino a renderlo impossibile, il flusso di potenza trasmessa. In
HVDC non esiste questo limite e resta l'unica soluzione tecnica alternativa.
I 580 chilometri della linea NorNed in funzione da pochi mesi, è
l’elettrodotto in alta tensione in cavo sottomarino più lungo al mondo che supera di
molto i suoi vicini nel mar Baltico e il nostro SAPEI (440 km) che presto entrerà in
servizio.
37
Linee in cavo in terraferma
L’evoluzione tecnologica ha portato oggi ad utilizzare cavi estrusi anche per
le alte tensioni perché sono più leggeri, economici e permettono di eseguire
giunzioni molto più semplici di quelli isolati con carta impregnata in olio. Trovano
utilizzo nelle applicazioni con tecnologia VSCs con collegamenti “sotterranei”.
Questi elettrodotti invisibili, ma energeticamente importanti, sono in molti casi
insostituibili soprattutto quando si parla di locomozione in metropolitana, impatto
ambientale, diritti di passaggio, diritti di servitù. Questi vantaggi hanno spinto a
realizzare linee in cavo anche in terraferma anche per lunghe distanze
impatto ambientale
La trasmissione di potenza con HVDC o HVDC Light permette alcuni
vantaggi ambientali. Troviamo benefici nella costruzione di centrali di produzione di
energia idroelettrica localizzate anche molto lontano dai centri di consumo e
connesse con un sistema ad altissima tensione in corrente continua UHVDC (oggi
800 kV), e se è in cavo interrato, ancora meglio. Ciò funziona bene anche se questo
sistema fa da spalla ad un altro sistema termoelettrico perché la generazione termica
può essere eseguita in modo più efficiente a produzione costante non seguendo le
variazioni di carico lasciate insieme ai picchi di domanda alla generazione
idroelettrica.
A parità di potenza trasmessa, inoltre, per i sistemi in corrente continua
occorrono soltanto due conduttori ottenendo quindi un risparmio di materiale, nonché
una riduzione delle sollecitazioni longitudinali e trasversali sui sostegni, con
conseguente riduzione nelle loro dimensioni e del loro numero, diminuendo così
anche lo spazio occupato al suolo andando incontro ad un migliore impatto
ambientale. Si è già visto come una linea bipolare in corrente alternata supera come
capacità di trasporto una doppia terna in corrente alternata, ma basta alzare la
tensione in HVDC per ridurre ancora il rapporto costi-benefici salvaguardando la
tutela ambientale. Comunque il minimo impatto ambientale si ha con l’HVDC Light
che fa uso di cavi interrati o sottomarini.
La tecnologia HVDC Light ha
reso possibile l'uso di cavi estrusi in
polimero per DC che hanno costi molto
inferiori a quelli in carta impregnata,
questo ha reso possibile la realizzazione
di linee HVDC in superficie come
interessante alternativa alle tradizionali
linee aeree fra i 50 - 550 MW anche per
lunghe distanze( Gotland HVDC Light
70 km; Murraylink 180 km).
Fig. 2.5 confronto tra due linee bipolari in
HVDC con cinque terne AC lunghe 900 km
38
La figura 2.5 evidenzia il confronto fra le due linee parallele HVDC per 3000
MW a ±500 kV della Three Gorges-Shanghai transmission, Cina 2006, equivalenti
come capacità di trasporto a ben cinque linee in HVAC a 500 kV che si sarebbero
dovute utilizzare nel caso fosse stata scelta la corrente alternata.12
Fig. 2.6 equivalenza fra linee in AC e DC in funzione della tensione a
parità di potenza trasmessa
Un altro confronto significativo è il progetto HVDC Itaipu in Brasile che
consiste in una trasmissione di grande potenza. Ad Itaipu si trova una grossa centrale
idroelettrica della straordinaria capacità di 12600 MW alla frequenza di 50 Hz. Metà
di questa potenza viene trasmessa con due linee bipolari in HVDC a ±600 kV ( 2 x
3150 MW ) verso la città di San Paolo distante 800 km con rete a 60 Hz. Questo è un
caso dove le trasmissione in corrente continua si prestava bene come trasmissione su
lunga distanza e come sistema di interfaccia tra due reti a frequenza diverse 13. Per
trasmettere la stessa potenza in AC sarebbero state necessarie ber otto linee a 400 kV
oppure tre a 800 kV ma solo una a ±800 kV in UHVDC come raffigurato in figura
2.6.
Oggi, gli aspetti relativi all’inquinamento visivo ed alla servitù
all’elettrodotto sono sempre più presenti e vincolanti, l’HVDC è vantaggioso come
l'impatto ambientale rispetto l’HVAC. Ciò è dovuto al fatto che una l’elettrodotto
HVDC è molto più piccolo e ha bisogno di meno spazio rispetto le linee HVAC a
parità di potenza trasmessa. 14
12
J. Arrillaga, Y. H. Liu, N. R.Watson FLEXIBLE POWER TRASMISSION The HVDC Option;
editor by WILEY, England 2007
13
Gunnar Asplund, Ludvika Sweden; Electric transmission system in change. ABB – PESC
Conference June 15-19 2008, Rhodes Greece
14 Michael Henderson, Julien Gagnon, David Bertagnolli, Bill Hosie, Gary L. DeShazo, Brian
Silverstein; BUILDING A PLAN FOR HVDC, IEEE power & energy magazine, march-april 2007
39
Fig. 2.7 impatto ambientale corridoio elettrodotto in AC (a) ed in
HVDC (b) a parità di potenza trasmessa
Le figure successive mostrano l’impatto ambientale del corridoio necessario
per un elettrodotto in HVAC a 500 kV composto di tre linee (figura a) trifasi separate
per equiparare la potenza trasmessa di 3 GW in UHVDC dove è sufficiente un
corridoio più stretto per un’unica linea bipolare a ±800 kV (figura b).
40
CAPITOLO 3
HVDC oggi
Tipologie di trasmissione
Nella seguente figura 3.1 sono schematizzate le più comuni possibilità per il
collegamento in HVDC:
Fig. 3.1 schemi per il collegamento in DC
monopolare
Il più semplice è il sistema monopolare per moderate potenze, ha bisogno
solo di due gruppi convertitori ed un conduttore di collegamento, normalmente il
ritorno viene assicurato dal mare che, grazie al sale, assicura un buon collegamento
elettrico, ma meno utilizzato in terraferma perché aumentano le perdite di potenza a
41
causo della più alta resistività del terreno. GRITA Link è un esempio di questa
tecnica. Per eliminare questo problema si utilizza un secondo conduttore come
ritorno (monopolare con ritorno metallico) ma con isolamento elettrico molto
limitato perché connesso a terra.
Bipolare
La più comune configurazione per un impianto terrestre è quella bipolare con
12 pulse converter per ogni polo ed ogni terminale, ne segue che un polo è positivo e
l’altro negativo.
Ad esempio nel progetto ad altissima potenza Yunnan-Guangdon Link
Ultra HVDC (operativo dal 2010) l’elettrodotto bipolare a ±800 kV ha sì i due
conduttori a 800 kV verso terra, ma fra questi vi sono 2x800= 1600 kV di tensione
da mantenere nell’esercizio continuo.
Considerando le condizioni necessarie per la sicurezza e le prove di collaudo
si devono garantire però 2,5 volte la tensione di esercizio perciò l’isolamento viene
progettato per 2,5*1600 = 4000 kV (4 MV) fra i due conduttori dello stesso sostegno
senza causare la scarica ed in tutte le condizioni ambientali.
Interessante il caso del novello NorNed Link (in servizio nel 2008) vi sono
due cavi sottomarini paralleli, uno a +450 kV e l’altro a –450 kV verso terra (mare)
ma ancora 450 kV tra cavo e cavo in quanto sono immersi nella stessa acqua. Questa
scelta gode dei vantaggi della trasmissione bipolare perché si elimina la corrente
elettrica marina riducendo i costi per la realizzazione di anodo e catodo e diminuendo
l’impatto ambientale.
Lo stesso SAPEI in costruzione in Italia per il collegamento tra la Sardegna
e la penisola italiana è realizzato con un doppio cavo sottomarino, quindi linea
bipolare, a ±500 kV per 420 km nel mare Tirreno capace di trasportare 1000 MW. 15.
interessante osservare che il cavo sottomarino fino la profondità di 1600 metri
(record). 16
15
Valutazione ambientale del Piano Di Sviluppo della rete elettrica della Regione Sardegna, TERNA
2008
16 www.ABB.com, SAPEI HVDC Link, 27 marzo 2008
42
Classic HVDC
Tecniche di raddrizzamento
Nei moderni sistemi HVDC due sono le tecniche di base utilizzate nei
convertitori17:
Convertitore (CSCs), Current Source Converters
Current Source Converters (CSCs), ovvero convertitore in corrente, a
commutazione naturale rappresentato nella figura 3.2 ed utilizzato per nuovi impianti
fino alla fine del secolo scorso:
Fig. 3.2 HVDC classic CSC
Le stazioni convenzionali di conversione per l’HVDC impiegano le linecommutated CSCs con valvole a tiristori. Tali convertitori per operare correttamente
richiedono una sorgente di tensione sincrona trifase che viene raddrizzata da un
ponte di Graetz a sei impulsi. Significa che in un periodo vi sono sei commutazioni
della corrente, ben nota è l’armonica “ripple” di sei volte la frequenza fondamentale
nella tensione d'uscita.
Questo ponte è composto di sei elementi di commutazione o valvole a
tiristore. Ciascuna valvola è composta di un adeguato numero di tiristori collegati in
serie per ottenere la tensione desiderata. La corrente al morsetto terminale del ponte
contiene impulsi di tensione alternata con i picchi a T/6 ovvero 60°, difficile da
pulire e per questo si utilizzano sistemi in serie ma sfasati.
17
Michael P. Bahrman, Brian K. Johnson, The ABCs of HVDC Transmission technologies, EEE
power & energy magazine, marzo/aprile 2007
43
Il primo gruppo di raddrizzamento viene alimentato da un trasformatore con
il secondario a stella TR / mentre il secondo gruppo viene alimentato alla stessa
tensione del primo ma sfasata di 30° utilizzando un secondo trasformatore con il
secondario a triangolo TR /D rappresentati in figura 3.3
Fig. 3.3 classica stazione di conversione a CSC
In questo modo la corrente ai morsetti terminali del gruppo contiene 12 picchi
(12 pulse converter) a T/6 ovvero a 30° cioè, oltre alla fondamentale di ordine zero, a
valle del convertitore presente un’armonica di ordine 12n (12, 24, 36 etc) ma di
ampiezza più contenuta rispetto al caso 6 pulse converter a favore di una tensione
lato DC più pulita che comunque deve essere “spianata” filtrata per eliminare il
ripple di tensione. A questo scopo si utilizza il reattore (smoothing reactor) a valle
del raddrizzatore lato DC che insieme al (DC Filter) lato DC eliminano anche i
picchi di corrente.
La tecnica 12 pulse converter richiede la presenza di filtri (AC Filters) nel
lato AC più semplici ed economici che rappresentano una via a bassa impedenza per
le armoniche in modo che non disturbino la rete a monte.
Questa tecnologia richiede che entrambe le reti AC collegate dall’HVDC
siano attive, ossia siano in grado di regolare autonomamente tensione e frequenza:
solamente in questo caso, infatti, i tiristori possono commutare ed assicurare il
corretto funzionamento dei ponti raddrizzatori.
A svantaggio delle Line-commutated CSCs dobbiamo dire che richiedono
una robusta sorgente sincrona di tensione che permette un funzionamento corretto
delle valvole durante la commutazione trasferendo la corrente da una fase in modo
sincronizzato senza sovraccaricare un singolo gruppo di tiristori e che possono
funzionare solo con il ritardo di corrente sulla tensione (lato AC) per cui il processo
44
Fig. 3.4 domanda di potenza reattiva lato
AC all’aumentare della potenza trasmessa
in DC: a) CSC b) CCC
di conversione richiede potenza
reattiva, come se il gruppo di
conversione si comportasse come un
carico induttivo. Questa potenza
viene fornita da un sistema di filtri
lato AC (SHUNT Capacitors)
batterie di condensatori, che fanno
parte integrante del sistema HVDC.
L'eventuale eccedenza o deficit di
potenza reattiva viene compensata
dalla rete esterna ma deve essere
contenuta entro un certo valore per
non sovraccaricare inutilmente la
linea mantenendo la tensione stabile
entro una certa tolleranza.
La figura 3.4-a illustra la
domanda di potenza reattiva del
convertitore (in verde) all’aumentare
della potenza trasmessa P. Per
compensare la potenza reattiva
richiesta
dal
convertitore
si
inseriscono a step fissi le capacità e i
filtri lato AC (in marrone)
contenendo così la potenza reattiva
non bilanciata fornita dalla linea AC
(in rosso).18
Convertitore (CCCs) Capacitors Commutated Converters
Capacitors Commutated Converters (CCCs), ovvero convertitore a
commutazione naturale in corrente con capacità propria.
Questi convertitori sono nati verso la fine degli anni ’90 e oggi utilizzati per
contenere le dimensioni dei filtri e dei banchi di capacità lato AC.
Infatti le capacità devono essere dimensionate per compensare l’assorbimento
massimo di potenza reattiva prevista che può essere anche sostenuta e ottenibile con
una significativa spesa economica utilizzando convertitori CSC. Si è così ricorsi a
nuove tipologie di convertitori: i CCCs che sono l’evoluzione dei CSCs con
tradizionali ponti a tiristori ma connessi al trasformatore di interfaccia con la rete AC
attraverso degli opportuni condensatori come rappresentato in figura 3.6-a.
Lennart Carlsson, HVDC A “firewall” against disturbances in high-voltage grids, Ludvika Sweden, ABB Review 3 marzo 2005
18
45
a)
b)
Fig. 3.6 stazione convertitrice CCC. a) schema convertitore
b) vista stazione
I CCCs riducono la potenza reattiva globalmente assorbita dal convertitore,
assicurando nel contempo un funzionamento più stabile in caso di sovratensioni o
guasti sulla rete in alternata.
Le capacità sono poste immediatamente a valle del secondario del TR verso i
gruppi di conversione; ne segue che anche il trasformatore è meno stressato dallo
scambio di potenza reattiva che, nel sistema CSC, impegnava primario e secondario
del trasformatore mentre ora il convertitore, visto dalla rete come un carico induttivo
è immediatamente “rifasato” in loco. In figura 3.4-b risulta evidente che con le
capacità e filtri lato AC fissi (curva marrone orizzontale) all’aumentare della potenza
richiesta aumenti sì la potenza reattiva richiesta dal convertitore CCC ma in misura
più contenuta tale da limitare molto la potenza richiesta dalla rete.
I CCCs sono particolarmente indicati nella connessione a quei nodi ai limiti
della stabilità per la rete in corrente alternata quindi particolarmente indicati in
sistemi back-to-back (B2B) in quanto riducono lo stress reattivo associato alle reti
connesse, migliorandone le prestazioni globali soprattutto in stabilità.19
Anche il lato DC, comunque, non è esente da problemi: la tensione in uscita
dal raddrizzatore non è continua, ma presenta un ripple, il quale, pur se contenuto
dall’aver adottato un convertitore a 12 impulsi, può dare luogo a correnti pulsanti che
possono dare problemi di compatibilità elettromagnetica ed interferenza con i cavi di
segnale presenti nelle vicinanze. Per ovviare a questo problema ed assicurare che
lungo il conduttore circoli una corrente praticamente spianata, anche sul lato DC
sono presenti dei filtri opportunamente accordati come nel caso CSC.
Layout della stazione HVDC Classic
Il layout della centrale HVDC dipende dalla linea utilizzata, monopolare,
bipolare o B2B; dalla potenza reattiva di compensazione, dal filtraggio nel lato AC.
19
Ing. Marco Merlo, Prof. Andrea Silvestri, DISPOSITIVI FACTS/PST PER IL CONTROLLO DEI
FLUSSI DI POTENZA SULLA LINEE ELETTRICHE DI TRASMISSIONE. Fondazione politecnico
di Milano, 2005
46
Le valvole a tiristori sono isolate in aria ma raffreddate ad acqua e sempre
chiuse all’interno di un edificio chiamato “sala valvole” sempre presente a meno che
non si tratti di un B2B che normalmente non necessita di alte tensioni e le valvole
trovano posto nello stesso edificio insieme alle altre attrezzature elettriche.
Per ottenere una stazione più compatta e ridurre il numero di isolatori in alta
tensione, il trasformatore viene posto adiacente alla sala valvole e collegato a queste
attraverso isolatori passanti.
I gruppi valvole sono sezionabili da un sistema motorizzato per le operazioni
di manutenzione. Il calore prodotto dal gruppo valvola viene scambiato nel
refrigeratore che come refrigerante utilizza acqua demineralizzata o una miscela di
glicole e trasportato all’esterno per essere raffreddato attraverso potenti
elettroventilatori.
Lo spazio richiesto per un convertitore HVDC Classic dipende dal sistema in
corrente alternata connesso, dal numero di linee in ingresso e dalla potenza richiesta.
Sono sempre presenti nel lato AC filtri per limitare le armoniche e
compensatori di potenza reattiva che viene scambiata con i gruppi di conversione per
il normale funzionamento.
Normalmente in una stazione di conversione le apparecchiature lato AC
arrivano a coprire i 3/4 dello spazio dell’intera area. La figura 3.7 mostra i vari
blocchi che compongono una stazione di conversione HVDC Classic per una linea
HVDC monopolare.
Fig. 3.7 Layout stazione convertitrice HVDC Classic con convertitore CSC
47
le principali caratteristiche di questa tecnologia sono:







semplice controllo della corrente e della tensione quindi del flusso di
potenza in linea.
mantenere un adeguato margine nell’operazione di inversione così che le
valvole possano recuperare la loro capacità di interrompere la corrente
prima dell’inversione di tensione della semionda successiva.
controllare la frequenza di linea e stabilizzare la rete fornendo potenza
reattiva di smorzamento
continuità di servizio, per supplire la perdita di un polo o di un generatore
o un circuito lato AC con un rapido riaggiustamento della potenza nel
polo rimanente o negli altri.
assicurare stabilità elettrica
ridurre al minimo le perdite del sistema e ridurre il consumo di potenza
reattiva prelevata dalla rete AC
garantire il corretto funzionamento con veloci recuperi dopo guasti o
disturbi in rete
regolazione della tensione e della corrente elettrica (potenza) lato DC
Dal momento che nelle linee di trasmissione in DC la resistenza chilometrica
è contenuta (manca l’induttanza di linea) sono possibili grandi variazioni di potenza
(è tutta attiva) con proporzionali variazioni sull’intensità di corrente elettrica.
La regolazione dell’intensità di corrente elettrica si ottiene con piccole
variazioni dell’angolo di conduzione (α).
Nella trasmissione HVDC si considera come riferimento per la tensione uno
dei terminali così che gli altri terminali regolano il proprio livello in riferimento al
primo. Ci sono due metodi per il controllo della tensione di uscita:


variando il rapporto fra la tensione continua e la tensione alternata
agendo sul ritardo dell’inserzione del raddrizzatore (angolo α) che
causa però un aumento della potenza reattiva in gioco.
Variando la presa sotto carico del rapporto di trasformazione del
trasformatore di alimentazione del convertitore (Load Tap Changers
LTCs) metodo considerato lento a causa della limitata velocità di
risposta dovuta alla meccanica del TR.
Per ridurre al minimo il consumo di potenza reattiva e mantenere un adeguato
controllo dinamico sulla tensione con un certo margine per gli aggiustamenti,
vengono utilizzati entrambi i metodi. La presa sotto carico del trasformatore viene
posizionata in modo da mantenere l’angolo α di ritardo entro un certo intervallo di
riferimento che permette rapidi aggiustamenti.
Se sono richieste potenze maggiori e si esce dal range di riferimento l’LTC
interviene e si posiziona in una presa più alta (nuova Tap Changer Position TCP).
48
Se il carico aumenta ancora ma in modo lieve interviene l’elettronica che
riduce l’angolo α di ritardo alla conduzione in modo di aumentare il rapporto VDC /
VAC sostenendo la corrente di linea.
In figura 3.8 viene rappresentato il controllo della tensione e della potenza per
una linea monopolare in HVDC.
Fig. 3.8 controllo della tensione e della potenza agendo sul ritardo (angolo α)
dell’inserzione del gruppo di conduzione del convertitore
49
HVDC a commutazione forzata
Necessità
Oggigiorno la reale necessità di volere utilizzare risorse alternative e
soprattutto rinnovabili spinge il mercato a cercare quelle fonti di energia rinnovabile
che offrono significative potenze elettriche con costi contenuti. Anche se è difficile,
anzi quasi impossibile, che le due richieste convergano in un’unica tecnologia,
accade talvolta di dover costruire una linea elettrica di collegamento per connettere
centrali eoliche offshore alla terraferma o, viceversa di dover alimentare carichi
isolati come piattaforme di estrazione in mare aperto. Come visto l’unica alternativa
è un collegamento in corrente continua in cavo sottomarino.
HVDC a commutazione forzata
La tecnologia HVDC a commutazione forzata, conosciuta commercialmente
con il nome di HVDC Light o per un altro costruttore HVDC+ (PLUS) (Power Link
Universal System) sostituisce il ponte a tiristori con un INVERTER Voltage Source
Converters (VSCs), ovvero convertitore in tensione a commutazione forzata con
tecnologia IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) o con GTO (Gate Turn-Off
thyristors) come rappresentato nella figura 3.9 ed in grado di erogare direttamente la
tensione necessaria lato AC.
L’HVDC light, più diffusa usa la tecnica del PWM (Pulse With Modulation)
mentre quella HVDC+ a multilevel switching.
Fig. 3.9 schema di una stazione HVDC light con tecnologia VSC
50
L’HVDC light grazie al VSC, a differenza di quella classica che utilizza un
ponte di Graetz che assorbe sempre e comunque una potenza reattiva di tipo
induttivo, è in grado di generare in linea potenza reattiva o attiva indipendentemente
l’una dall’altra con evidenti benefici sul controllo della tensione che ora può essere
regolata in modo indipendente dal flusso di potenza circolante.
Si può controllare la potenza reattiva in modo indipendente dal valore della
tensione del lato DC. Proprio questa flessibilità lo rende particolarmente consigliato
in applicazioni su reti di potenza ridotta che non possono tollerare assorbimenti
reattivi particolarmente elevati.
Questo tipo di tecnologia permette quindi di utilizzare il gruppo VSC come se
fosse un generatore sincrono virtuale ed al limite come un compensatore sincrono
che idealmente non scambia potenza attiva.
Il grafico in figura 3.10 rappresenta il raggio di azione delle potenza attiva reattiva di una stazione VSC. Sono evidenti le massime escursioni della potenza
reattiva nell’intervallo –Q/2 e +Q/2. in p.u. con una potenza attiva pari a P=1 p.u.
Fig. 3.10 potenza installata e tensione di esercizio nel tempo per le tecnologie
HVDC Classic e HVDC Light
51
Il grafico di figura 3.11 mostra come negli anni sia aumentata la potenza
installata e la tensione di esercizio per la HVDC Classic e per quella a commutazione
forzata a VSCs.
È interessante osservare come in appena un decennio la tecnologia HVDC
Light abbia raggiunto valori di potenza installata pari alla metà di quella oggi
ottenibile con la consolidata tecnologia a tiristori con tensioni di linea oramai di 300
kV in rapida crescita.
Fig. 3.11 potenza installata e tensione di esercizio nel tempo per le tecnologie HVDC
Classic e HVDC Light
Layout della stazione HVDC Light
La trasmissione viene realizzata utilizzando una linea bipolare con il
convertitore collegato ai due poli come rappresentato nello schema di figura 3.12.
Le valvole convertitrici della tecnologia VSCs sono composte da dispositivi
IGBT a commutazione forzata controllata in tensione a differenza della tecnologia
CSCs dei tiristori normali dove la commutazione avviene naturalmente in corrente.
Il raddrizzatore IGBT si completa con un diodo in antiparallelo, un divisore
di tensione, un dissipatore raffreddato ad acqua, un sistema di sorveglianza e una
interfaccia ottica. Un altro sistema di pilotaggio controlla invece in tensione e in
corrente il gate per ottimizzate l’inserimento ovvero l’inizio della conduzione e
l’interdizione del dispositivo IGBT.
52
Fig. 3.12 Schema di una stazione HVDC Light
Per essere in grado di sostenere le alte tensioni di esercizio, molti dispositivi
sono collegati in serie per realizzare così la valvola in modo simile alla tecnologia a
tiristori. Naturalmente tutti i dispositivi IGBT sono attivati e disattivati
contemporaneamente per realizzare una distribuzione della tensione uniforme su tutta
la valvola, mentre per aumentare la correnti si utilizzano queste collegate in
parallelo. Naturalmente l’obiettivo è quello di fornire una tensione continua priva di
armoniche e pulita da oscillazioni causate da guasti in linea fornendo un circuito a
bassa induttanza per limitare le correnti di commutazione. Per questa ragione si
utilizzano delle capacità in resina a secco collegate al lato DC e poste in ambienti
chiusi asciutti. Questi, sono collegati a terra e stabiliscono il potenziale di riferimento
per la trasmissione.
Reattori per il controllo della fase della tensione sono inseriti in serie alla
linea tra trasformatore e convertitore e posizionati in prossimità dei filtri lato AC.
Questi ultimi sono invece più modesti di quelli utilizzati nell’HVDC Classic in
quanto non sono dimensionati per la potenza reattiva di compensazione, ora non
necessaria, ma comunque collegati alle sbarre convertitore e trasformatore elettrico;
pertanto, a differenza del metodo classico, i trasformatori non sono soggetti a
componenti continue della tensione né ad alcuna armonica, e ciò permette di
utilizzare trasformatori standard e non macchine speciali.
Tutte le apparecchiature, ad esclusione del Trasformatore elettrico, degli
interruttori in alta tensione AC e DC e del sistema di ventilazione per il
raffreddamento si trovano in ambienti chiusi. Pertanto lo spazio occupato da una
centrale a HVDC Light si riduce della metà rispetto a quello di una stazione a HVDC
Classic e con minore impatto ambientale.
Regolazione della potenza
La potenza attiva può essere controllata modificando l’angolo di fase della
tensione di controllo del convertitore che ha come riferimento la tensione continua
della linea DC.
La potenza reattiva invece viene controllata variando l’ampiezza della
componente della tensione del controllo del convertitore che ha per riferimento la
tensione alle sbarre in prossimità dei filtri lato AC.
Controllando queste due componenti del gruppo di conversione sono possibili
escursioni nei quattro quadranti della caratteristica. Ciò significa che:
53


il convertitore è in grado di erogare una certa quantità di potenza
reattiva tale da garantire un fattore di potenza unitario ed avere
ancora un range di riserva.
la potenza attiva viene rapidamente trasferita senza alterare la potenza
reattiva scambiata con la rete in corrente alternata o per l’attesa
dell’inserimento delle capacità di compensazione
Essere in grado di controllare indipendentemente l’ampiezza della tensione
alternata e la relativa fase in entrambi i lati del bridge DC crea due anelli di controllo
della potenza su ciascun lato, che permettono di fornire separatamente potenza attiva
e/o reattiva al sistema.
Si può anche desiderare che l’anello di controllo della potenza attiva possa
essere impostato per vigilare su entrambi i valori della potenza attiva o sulla tensione
ai due lati della linea, oppure che l’anello di controllo della potenza reattiva possa
controllare la potenza reattiva o la tensione nel lato AC. Entrambe queste
caratteristiche possono lavorare contemporaneamente ed indipendentemente l’una
dall’altra.
Ad esempio nello schema di figura 3.13 è rappresentato un collegamento
HVDC light con i relativi due anelli di controllo mentre il grafico indica in colore
verde la tensione elettrica PWM immediatamente a valle dell’INVERTER, in colore
rosso la tensione filtrata a valle del reattore e opportunamente pulita dal gruppo di
filtri in derivazione. E’ evidente il flusso di potenza che dalla stazione di destra (2)
con controllo della potenza attiva che ha come riferimento pref2 e UAC2 va verso la
stazione di sinistra (1) che vigila sulla tensione di linea AC a valle del reattore che ha
come riferimento UAC1 e UDC1.
54
Fig. 3.13 Schema di una stazione HVDC Light, in evidenza gli anelli di controllo della
potenza e della tensione elettrica
CAPITOLO 4
Sviluppo della trasmissione in continua: l’UHVDC (Ultra HVDC)
55
Premessa
Negli ultimissimi anni è cresciuta sempre più la domanda di energia elettrica
e l’idea di utilizzare grandi corridoi per il trasporto dell’energia dal luogo di
produzione con grandi centrali idroelettriche a quello di utilizzo ha sempre più messo
le radici tanto da essere considerata una seria opportunità.
È vero anche che negli ultimi 25 anni la tecnologia ha permesso la
costruzione di elettrodotti fino a ±600 kV dando la basi alla realizzazione di sistemi a
tensione più elevata. Oggi sono in fase di costruzione sistemi a ±800 kV e si pensa
già a implementazioni a ±1000 kV (±1 MV) !
Quando la potenza da trasferire supera i 3.000 MW per bipolo e la distanza
aumenta oltre i 1500 km, la tensione elettrica di linea deve aumentare per contenere
le perdite di potenza e, studi eseguiti dimostrano competitivi i sistemi elettrici a ±800
kV rispetto ai già convenienti a ±600 kV.
Analisi economica
Lo studio eseguito sul rapporto costo/beneficio per le linee di lunghezza
superiori a 1500 km individuano nel costo della linea di trasmissione la componente
principale: oltre il 50% del totale degli investimenti dell’intero progetto. Ciò
comporta uno studio meticoloso e preciso dell’intero progetto che possiamo dividere
in due parti:20
1. Analisi degli investimenti in attrezzature, conduttori, isolatori, tralicci,
studi di progettazione e di impatto ambientale nonché i costi di
costruzione e apparecchiature di allestimento e posa.
2. Analisi dei costi capitalizzabili in perdite di potenza
Queste componenti variano da paese a paese e l’ottimizzazione dei costi
determinerà il valore minimo di tensione di esercizio applicabile per avere la voluta
potenza trasmessa.
Il grafico di figura 4.1 individua la tensione elettrica ottimale per minimizzare
tutti i costi, ovvero quelli vivi per la realizzazione e quelli capitalizzabili.
20
Marcio Szechtman, P. Sarma Maruvada, R. N. Nayak; 800-KV HVDC on the Horizon. IEEE power
& energy magazine march/april 2007
56
Fig. 4.1 Analisi economica, ricerca della tensione di esercizio ottimale
All’aumentare della potenza richiesta aumenta, con legge diversa, anche il
valore della tensione di esercizio da utilizzare. Solo così aumentano i benefici nel
contenimento delle perdite di potenza, infatti sono inversamente proporzionali al
quadrato della tensione (1/V2). Di conseguenza, all’aumentare della potenza
desiderata, il punto di tensione ottimale si sposta verso destra come mostrato nel
grafico di figura 4.2.
Fig. 4.2 aumento della tensione ottimale all’aumentare della potenza richiesta
57
Configurazione delle linee di trasmissione
Oltre all’analisi economica si deve procedere anche all’analisi ambientale
ottenendo le relazioni tecniche necessarie per la realizzazione della nuova linea.
Queste possono essere molto ingenti e richiedere molto tempo e un costo economico
non indifferente.
L’impatto ambientale non è indifferente: in figura 4.3 sono indicate le
dimensioni minime necessarie dei tralicci e del corridoio per una linea HVDC
bipolare per tre livelli di tensione pari rispettivamente a ±500 kV, ±600 kV e ±800
kV.
Fig. 4.3 Altezza, larghezza e spazio occupato al suolo per una linea aerea HVDC in
funzione della tensione di esercizio adottata
Da questo confronto emerge che, per i tre livelli di tensione, le differenze
dimensionali in altezza (H), distanza dei conduttori (D) ed occupazione al suolo (R)
non sono poi così molto diversi. Si noti anche come la sezione longitudinale
dell’elettrodotto DxH non raddoppia neanche passando dai 500 agli 800 kV ma
aumenta del 60 % la potenza trasmettibile. Ciò conferma l'ulteriore vantaggio di
utilizzare tensioni più elevate per i nuovi progetti.
L’idea nuova è quella di ridurre il corridoio occupato ed utilizzare il
medesimo sostegno, ma opportunamente rinforzato, per la posa di una seconda linea
bipolare come rappresentato in figura 4.4 raggiungendo i 18 GW di potenze
trasmessa con un singolo elettrodotto.
58
Fig. 4.4 sostegno
per una singola ed
una doppia linea
bipolare
La continuità di servizio
Se si verifica un guasto nella linea e uno dei due poli va fuori servizio, la
linea HVDC può temporaneamente continuare a portare almeno la metà della
potenza attraverso l’altro conduttore utilizzando la terra o un altro conduttore come
ritorno. Non solo, in molti progetti ciascuno dei conduttori dimensionato per essere
in grado di portare per un breve periodo una potenza doppia, in modo da superare
brevi parziali fuori servizio di un singolo polo.
Lo studio di affidabilità che si effettua in fase di pianificazione deve tenere
conto della probabilità che si verifichino guasti, così come la loro frequenza e durata,
al fine di migliorare il livello di informazioni sulla quantità di potenza considerata
come “non disponibile”.
Si devono considerare le seguenti variabili :
1. storico dei guasti in linee HVDC momentanei e permanenti
2. guasti nelle centrali, criticità delle attrezzature ed unità di ricambio
3. il fattore di carico della linea in HVDC che è particolarmente
importante quando la linea è alimentata da una lontana centrale
elettrica con una produzione non uniforme ma discontinua come ad
esempio quella idroelettrica a carico stagionale.
Come controparte di questi fattori, il progetto dovrebbe considerare:
1. potenza massima trasportata da ogni singolo conduttore della linea
59
2. capacità di sovraccarico dei convertitori nelle stazioni
Tutti questi fattori devono essere analizzati con attenzione e considerati ad
uno a uno in modo da equilibrare le caratteristiche che dovrà avere la linea in
progetto nella specialità di trasmissione o di interconnessione. Infatti, mentre la
prima è finalizzate alla fornitura di energia ad una certa area, la seconda riguarda il
trasferimento di energia tra due zone.
I guasti nelle linee HVDC sono stati continuamente monitorati, analizzati e
trattati fin dal 1970 da parte dal CIGRÉ Advisory Group (AG04-HVDC System
Performance). Uno dei i parametri principali di tali statistiche è il “HVDC forced
energy unavailability” ovvero l’indisponibilità di energia da un sistema HVDC
espressa come percentuale in tempo di fuori servizio.
Raccogliere informazioni su questi sistemi non è un compito facile perchè si
tratta di opere di nicchia dove si utilizzano sofisticate tecnologie di non largo utilizzo
dove solo tecnici specializzati sono in grado di operare. Inoltre se si venissero a
creare dei fuori servizio potrebbero essere prolungati a causa della indisponibilità dei
pezzi di ricambio. Fortunatamente i recenti risultati di questo gruppo di lavoro,
considerando un numero rappresentativo di sistemi osservati, ha dimostrato che i
sistemi HVDC sono molto affidabili come rappresentato in tabella 4.1, e
generalmente offrono una continuità di servizio superiore al 99,5 %.
60
Tabella. 4.1
HVDC forced energy unavailability” ovvero l’indisponibilità di
energia da un sistema HVDC espressa come percentuale in tempo di fori servizio
prestazione globale
Disponibilità globale di energia
HVDC osservati in 10 anni
esclusi i guasti del trasformatore
98,5 %
indisponibilità di energia
99,5 % di continuità
0,5 %
99,5 %
Si osserva come i guasti nel trasformatore hanno contribuito negativamente
nell’affidabilità riducendola di un punto percentuale.
A titolo di esempio i dati raccolti per la “FURNAS Itaipu HVDC lines” nel
periodo 1988 – 2000 riportano 54 eventi (monopolare e bipolare) mediamente 4,5
guasti all’anno per un totale di 25 ore di fuori servizio pari a 1,9 ore annue, poco se
consideriamo che la linea attraversa regioni con fortissimi venti.
Anche i recenti progetti realizzati in Cina hanno totalizzato da 1 a 6 fuori
servizio all’anno, compatibile con le indicazioni del CIGRÉ Advisory Group AG04
che indicano accettabili fino a 10 ore all’anno.
In sintesi si può affermare che:
a) il numero di fuori servizio nelle linee bipolari è molto contenuto ed è
generalmente dovuto al cedimento di una catena di isolatori causato
dai forti venti (sostegni molto alti) che provocano il distacco di un
singolo polo ma che in questo caso limita il danno in quanto non vi è
la perdita totale di trasmissione ma solo una diminuzione contenuta
perché l’altro polo rimane attivo ma con ritorno via terra.
b) un guasto nel gruppo di conversione in centrale è un caso molto raro
così come la perdita di una porzione del gruppo (nel caso di una serie
di convertitori per polo)
Pertanto, anche conoscendo l’alta affidabilità dei sistemi HVDC, la
possibilità di perdere il servizio di un intero gruppo di potenza di 3000 o 6000 MW è
e deve rimanere un evento raro e di breve durata.
Rimane comunque questa possibilità ed è fonte di grande preoccupazione.
Per ovviare a questo problema, piuttosto che raddoppiare la linea stessa e quindi tutte
le attrezzature, si prevedono trasferimenti di potenza con altre linee.
Inoltre, per consentire operazioni sulla linea, conviene realizzare linee
bipolari in modo di eseguire la manutenzione su un polo mentre l’altro è a piena
potenza. Per questo tipo di operatività è importante realizzare eccellenti elettrodi a
terra ai capi della linea in modo di chiudere bene il circuito elettrico. Ciò è possibile
solo conoscendo la geologia e la morfologia del terreno lungo tutta la linea che
permette un dimensionamento ottimale dell’elettrodo per il ritorno via terra in modo
da non creare interferenze nelle telecomunicazioni e nei gasdotti o causare
saturazione del nucleo nei trasformatori.
61
Considerazioni sulla progettazione delle linee di trasmissione
Negli ultimi decenni l’esperienza sul campo con linee HVDC da ± 400 kV e
± 600 kV insieme con i risultati ottenuti dai gruppi di ricerca che hanno lavorato in
appositi laboratori sperimentali per tensioni tra ± 600 kV e ± 1200 kV, ha definito la
fattibilità tecnica per le linee di trasmissione a ± 800 kV.
Tuttavia la progettazione di apparecchiature elettriche da inserire nelle linee
di trasmissione per tensioni di ±800 kV richiede una certa attenzione ai seguenti
aspetti:
 effetto corona

l’isolamento in aria

gli isolatori
Le conoscenze e le esperienze maturate nella progettazione e nel
funzionamento delle linee di trasmissione in AC fino a tensioni di 800 kV ed anche a
1100 kV non possono essere direttamente applicate alle linee in DC a causa del
diverso comportamento del campo elettrico in prossimità degli elementi conduttori in
tensione. Infatti l’effetto corona prodotto dalla corrente alternata è confinato in un
spazio prossimo al conduttore. Al contrario, in DC poiché il campo elettrico è
costante, l’effetto corona interessa tutto il dielettrico ovvero lo spazio tra conduttori e
terra. Queste differenze nell’alternarsi del campo elettrico nello spazio influiscono
sull’effetto corona e sulle prestazioni degli isolatori a sospensione ed anche in misura
diversa sull’aria.
Effetto Corona
L’effetto corona, sia che si tratti di sistemi in corrente alternata che in
corrente continua, provoca perdite di potenza, è fonte di disturbi alle trasmissioni
radio (radio-interferenza) e produce rumore inteso come inquinamento acustico.
Come detto precedentemente, nei sistemi in corrente continua a causa del
campo elettrico che ha segno costante, l’effetto corona si manifesta in tutto lo spazio
interelettrodico creando un tubo di flusso di corrente ionica che parte dal terreno e
sale fino ai conduttori. Studi su questo fenomeno si sono svolti in Svezia su una linea
test a ± 600 kV sulla quale sono state anche eseguite misurazioni di perdite di
potenza e di radio-interferenza. I dati rilevati evidenziano che in corrente continua i
livelli di radio interferenza sono inferiori sia in condizioni di cattivo tempo e di bel
tempo, ma che le perdite di potenza per effetto corona sono più elevate in caso di
pioggia, esattamente come avviene nel caso di corrente alternata dove le perdite di
potenza in una giornata piovosa sono nettamente superiori a quelle rilevabili in una
giornata di bel tempo.
Un contributo notevole lo ha dato la progettazione e la ricerca necessaria per la
costruzione della linea di trasmissione Celilo-Sylmar in HVDC a ±400 kV presso
The Dalles (Oregon) che ha gettato le basi per la ricerca negli Stati Uniti per linee
oltre i 600 kV.
62
Gli studi condotti per lungo tempo e le moltissime misure eseguite hanno
aiutato l’analisi statistica delle perdite per effetto corona, delle radio-interferenze e
del rumore prodotto per linee di diversa configurazione anche con più conduttori per
polo. Inoltre hanno permesso di misurare l’intensità del campo elettrico al terreno e
della corrente ionica. Molto si è lavorato sulle configurazioni a fascio di 3, 4, 6 e 8
conduttori per polo a tensioni di ±750 kV, ±900 kV, e di ±1.050 kV, ottenendo delle
formule empiriche che, in funzione delle diverse condizioni atmosferiche, indicano
l’intensità dell’effetto corona.
Sono state sviluppate anche tecniche speciali per studiare la densità di carica
spaziale in prossimità della linea, ovvero lo spazio elettricamente carico a causa della
presenza di ioni (cariche in aerosol) portati sottovento dalla linea.
prestazioni dell’isolamento in aria
I dati relativi alle scariche atmosferiche insieme alle caratteristiche dei
sostegni e delle funi di guardia sotto l’applicazione di fulminazioni e sovratensioni di
origine interna sono richiesti per determinare le caratteristiche minime necessarie per
le linee di trasmissione in HVDC.
Una buona quantità dei risultati ottenuti da studi condotti per le linee di
trasmissione in AC può essere utilizzata anche per la progettazione di linee in
HVDC. Nel centro studio EPRI-BPA presso la città di The Dalles in Oregon si è
costruito un generatore d’impulsi su un’alta torre, una vera e propria struttura di
prova, una linea bipolare in scala uno a uno, in un ampio spazio aperto per svolgere
studi sul comportamento degli elementi delle linee aeree anche in prossimità di
sottostazioni in presenza di sovratensioni. Sono state compiute molte prove in
diverse configurazioni: scarica su un polo con l’altro a terra o in tensione, prova di
impulso di tensione sovrapposto alla normale tensione di linea DC oppure con
impulso negativo sovrapposto.
Prestazioni degli isolatori
Come nel caso di linee in corrente alternata, in quelle a corrente continua si
sono considerate le scariche elettriche rispetto alla tensione nominale di
funzionamento causate da condizioni meteorologiche avverse che in caso di pioggia
e vento vanno a contaminare la superficie degli isolatori aumentandone la
conducibilità superficiale diminuendo l’isolamento stesso di tutta la catena
dell’isolatore. I primi studi sono stati condotti in Svezia mentre, ancora una volta nel
centro studio EPRI-BPA presso la città di The Dalles in Oregon, sono state effettuate
molte prove “dal vero” su linea elettrica con contaminazione artificiale mediante
nebbia . L'obiettivo principale di questi test è stato quello di sviluppare le statistiche
per determinare la tensione di scarica al 50% con una sufficiente precisione al 5%. In
seguito al completamento del progetto EPRI, ulteriori studi sono stati condotti con
contaminazione artificiale su diversi tipi di isolatori per linea compresi gli isolatori
passanti delle stazioni.
63
Considerazioni di progettazione
La progettazione di una nuova linea di trasmissione in HVDC per contenere
l’effetto corona richiede due serie di informazioni
 analisi con metodi empirici per la previsione del fenomeno corona in
relazione alla configurazione della linea proposta
 applicare criteri di costruzione per contenere il fenomeno dell’effetto
corona nei limiti dell’accettabilità.
Tuttavia, le informazioni attualmente disponibili ottenute da studi di ricerca
sperimentale o da misure su impianti esistenti non sono ancora adeguati per una
relazione empirica completamente esaustiva per prevedere l’effetto corona con
tensioni superiori a 800 kV. Tuttavia, le informazioni su livelli accettabili delle
radio-interferenze, del campo elettrico al suolo e della corrente ionica offrono buone
indicazioni per dire che è la strada giusta per la progettazione degli impianti.
Queste informazioni insieme a quelle sulle scariche elettriche studiate per line
elettriche aeree e a quelle sugli isolatori stessi, sono sufficienti per una adeguata
progettazione di una linea di trasmissione a ± 800 kV.
La scelta della catena di isolatori per un corretto funzionamento anche in
presenza di inquinamento richiede la conoscenza del territorio e del clima dove
sorgerà l’elettrodotto. Queste informazioni possono essere ottenute effettuando test
di prova lungo la linea, mentre il numero e il tipo di isolatori possono essere ottenuti
utilizzando i dati sperimentali ottenuti da esperienze svolte su linee di prova in
ambiente contaminato.
Necessità di ulteriori studi di ricerca
Ancora molta strada si deve fare affinché la progettazione di una linea di
trasmissione oltre gli 800 kV sia segnata con precisione e con tecnologia consolidata.
Nuovi investimenti nella ricerca permetterebbero di ottimizzare i sistemi tenendo
debitamente conto di eventuali vincoli di tutela ambientale, di logistica, di gestione e
manutenzione nonché di nuovi materiali e attrezzature.
Infatti i dati attualmente disponibili non sono completamente esaustivi per i
campi elettrici e le correnti ioniche prodotte dalle nuove linee a ±800 kV. C’è la
necessità di eseguire nuove misure sperimentali per lungo tempo su linee a più
conduttori per essere in grado di prevedere il comportamento della linea stessa e
dell’effetto corona con tensioni superiori a 800 kV. Anche se le informazioni
disponibili possono essere adeguate per la progettazione di linee di trasmissione fino
a 800 kV, molte domande restano senza risposta come ad esempio il comportamento,
nello spazio in aria, di percorsi ionizzati sedi di scariche elettriche.
Sono ancora necessarie ulteriori ricerche per migliorare la progettazione di
catene di isolatori per garantire un funzionamento affidabile a tensioni superiori a
800 kV, così come molto c’è ancora da fare sulla ricerca di materiali per l’isolamento
elettrico, sul loro comportamento in presenza di sovratensioni e sulle caratteristiche
di invecchiamento.
64
Importanti temi di ricerca per sistemi HVDC a 800 kV
A oggi sorgono ancora tanti problemi tecnici che devono essere affrontati per
la progettazione di nuovi sistemi elettrici HVDC a ±800 kV. Alcuni sono i seguenti:
Il trasformatore elettrico del convertitore
Questo apparecchio costituisce un
elemento chiave per qualsiasi nuovo
progetto HVDC e soprattutto quando si
tratta di UHVDC perché si tratta di
macchine elettriche molto potenti e un
loro
fuori
servizio
provoca
un
considerevole disservizio.
I dati statistici elaborati fino ad ora
da CIGRÉ Advisory Group AG04
indicano che i guasti riscontrati nei
trasformatori
sono stati dovuti a cause diverse: meccanica, isolamento
e (contaminazione dell’olio) e non vi è alcuna
correlazione fra i guasti verificatesi e la tensione di
esercizio, ma sono invece sempre presenti in progetti di
grande potenza. Ne segue che in fase di progettazione e
costruzione del trasformatore si deve avere particolare
attenzione.
La figura 4 …mostra un trasformatore per una
stazione di conversione a 800 kV in HVDC in sala prove
di alta tensione.21
Particolare attenzione va data alla costruzione
dell’isolatore passante. In figura 5 ? viene mostrato
l’isolatore passante del trasformatore rappresentato in
figura 4. durante delle prove in sala alte tensioni.
Aumento della potenza sostenuta dai tiristori
La tecnologia attuale per la costruzione dei tiristori detta a 5 pollici sta per
evolvere verso i 6 pollici (rapporto delle superfici conduttrici uguale a 1,44) per
essere in grado di sostenere intensità di correnti sempre più alte dai 2600 A di Itaipu
(3150 MW / ±600 kV) ai 4000 A richiesti dal progetto Yunnan-Guangdon (5000
21
Gunnar Asplund, Andrew Williamson; A novel approach to providing on route power supplies to
rural and urban communities in close proximity to the extra high voltage DC transmission line. IEEE
PES Power Africa 2007 Conference and Exhibition, Johannesburg, South Africa, 16-20 July, 2007
65
MW / ±800 kV) 800 kV. Tale sviluppo tecnologico rappresenta uno sforzo non
indiferente e non deve essere considerato come una criticità, anzi un investimento.
Importante ricordare la possibilità, ripresa più avanti, di poter eseguire degli
interventi per aumentare la potenza installata nelle stazioni di conversione. Infatti è
possibile passare da una linea bipolare classica di figura 4.4-a) adatta a potenze fino a
4500 MW ad un’altra a tensione più alta come in figura 4.4-b) oppure aumentando
l’intensità di corrente inserendo un nuovo gruppo di convertitori in parallelo ai
precedenti come rappresentato in figura 4.4-c).
Isolamento esterno
Un'indagine sui problemi tecnici connessi alla realizzazione di sistemi HVDC
con tensioni superiori a 600 kV ha messo in luce una delle criticità per l’esecuzione
di sistemi a ± 800 kV, ovvero il problema di tenuta degli isolatori passanti che
dall’esterno della centrale (spazio aperto) portano gli elementi conduttori all’interno
della stazione o sottostazione e viceversa. La figura 4.(???) … mostra un isolatore
passante per la tensione di 800 kV in corrente continua che collega i convertitori
della sala valvole con la linea esterna.
Non è sufficiente aumentare lo spazio e le dimensioni dell’isolamento per
migliorare il comportamento degli isolatori. Esperienze sul campo hanno costretto
progettisti e costruttori a cercare quelle regioni per cui isolatori in servizio sotto
pioggia scaricavano apparentemente senza motivo mentre durante le prove in
laboratorio (sempre sotto pioggia) si comportavano correttamente.
La ricerca e diverse esperienze in laboratorio hanno dimostrato,
incredibilmente, che una prova sotto pioggia non uniforme (presenza di vento) è
condizione più favorevole alla scarica elettrica piuttosto che in assenza di vento. Ciò
significa che anche se si aumenta la lunghezza della via di fuga della corrente
(aumentando ad esempio la profondità della gola dell’isolatore) pur mantenendo le
66
stesse dimensioni degli isolatori passanti, non vi è quell’aumento che ci si
aspetterebbe della tensione di scarica.
Un ottimo aiuto per risolvere questo caso difficile viene dall'uso di
idrorepellenti e dalla costruzione di coperture della zona sovrastante gli isolatori
passanti che migliorano, ovviamente, il rendimento degli isolatori stessi.
Anche l’utilizzo di gomma
siliconica o di altri materiali simili
piuttosto che la porcellana è una
opportunità che è stata presa in
considerazione ma ancora prematura
come possibile scelta operativa
perché necessita di studi più
approfonditi per valutare l'efficacia
dei nuovi materiali e per la
costruzione di modelli matematici
adeguati a migliorare le prestazioni
degli isolatori passanti a in UHVDC.
Elettrodi
La progettazione di elettrodi per sistemi a ±800 kV gioca un ruolo importante
nella realizzazione dell’elettrodotto perché deve consentire il ritorno a terra con il
minimo (possibilmente nullo) effetto negativo sia durante il corretto funzionamento
della linea di trasmissione come riferimento verso terra sia in condizioni di guasto di
un polo. È proprio in questo il caso che mette in luce la buona qualità dell’elettrodo
che deve presentare minima resistenza elettrica per contenere forti cadute di tensione
e perdite di potenza localizzate nel terreno circostante.
upgrade
Un aspetto interessante è la possibilità,
per un sistema HVDC, di poter “crescere”
ovvero di sostenere upgrade partendo da un
sistema di base. Infatti, nel tempo, a causa di
domande crescenti di potenza, è possibile
inserire in serie un secondo convertitore
(gruppo valvola) per aumentare la tensione di
esercizio, oppure inserirlo in parallelo al
gruppo esistente per aumentare l’intensità di corrente elettrica di linea a parità di
tensione di esercizio. Questa flessibilità può essere la chiave per aprire la porta alla
realizzazione di linee in HVDC più versatili che non le linee in AC
HVDC tapping: prelievo di energia dalla linea
67
La trasmissione dell’energia in HVDC risolve bene la consegna dell’energia prodotta
da una centrale all’altra che, per la stessa natura di questa tecnologia, conviene essere
molto lontana. Rimane comunque la necessità di avere delle centrali di prelievo
intermedie per fare fronte alla richiesta di aumenti della domanda di energia da parte
di centri industriali e città che si sviluppano lungo il percorso, o in prossimità della
linea elettrica.
Ciò si potrebbe realizzare con centrali di riconversione DC/AC ad inverter ancora
con tecnologia a tiristori ma verrebbero a costare quasi come la stazione finale.
Negli ultimi anni lo sviluppo
tecnico favorisce questa tipologia di
intervento
(una
specie
di
distribuzione
di
energia
nel
territorio) con stazioni intermedie ad
inverter a tecnologia VSC la stessa
utilizzata per l’HVDC Light che però
limita l’offerta di potenza oggi
intorno ai 600 MW. Lo schema
rappresentato in figura 4. (???)…
mostra come sia possibile risolvere il
limite della tecnologia VSC per
tensioni oggi intorno ai 300 kV (vedi
figura 3.11) con i 800 kV dei nuovissimi elettrodotti, basta inserire i singoli gruppi
VSC in serie, mentre l’elettronica di pilotaggio del gate degli IGBT sincronizza le
fasi della tensione alternata trifase in uscita.
68
Prospettive di mercato per la tecnologia a 800 kV HVDC
Sin dal 2004, si è registrato un crescente interesse per applicazioni HVDC
con tensioni superiori a 500 kV. Nel 2005 e nei primi mesi del 2006, Cina e India
hanno annunciato elettrodotti a ±800 kV.
Il grafico di figura 4(???)…. mostra il costo (in milioni di dollari)
complessivo di stazioni di conversione, linee e delle perdite di potenza per il
trasporto della potenza elettrica di 6000 MW per la lunghezza di 3500 km in
funzione delle percentuale delle perdite di potenza che si desiderano ottenere. Il
confronto viene eseguito per quattro linee elettriche, due in AC e altre due in HVDC.
E’ importante osservare che sono necessarie ben 16 linee in AC alla tensione
di 500 kV oppure 7 linee ancora in AC alla tensione di 765 kV, mentre sono
sufficienti solo 2 linee in HVDC alla tensione di 500 kV e appena una in UHVDC
alla tensione di 800 kV e quest’ultima ha perdite di potenza nettamente inferiori alle
altre contenendo moltissimo i costi. Se consideriamo accettabile due punti
percentuali come perdite di potenza totale del sistema HVDC, osserviamo che una
linea in UHVDC a 800 kV costa la metà di un’altra linea a 500 kV in HVDC.
Nei prossimi anni sono annunciati grandi progetti, per fare un esempio l’elettrodotto
della potenza di 35 GW per il trasporto di energia dal Tibet verso la zona centrale
della Cina coprendo distanze superiori ai 2000 km.
In India il progetto Northeast-Agra capace di 6GW a 800 kV è di prossima
realizzazione.
69
CONCLUSIONI
La nota economicità della trasmissione in HVDC nelle lunghe distanze,
insieme alla sua ottima controllabilità è una interessante alternativa e utile
completamento alla rete di trasmissione.
Gli alti, anzi altissimi livelli di tensione elettrica raggiunti e la maturità della
tecnologia di oggi, unita a continui sviluppi di nuovi convertitori, hanno aumentato
di molto l'interesse per la tecnologia HVDC ed ampliato la gamma di applicazioni.
Comunque trasmettere grandi potenze per lunghissime distanze impegna
imprese ed università nello studio e nella ricerca che devono svilupparsi per tempo
per sostenere le esigenze di mercato.
L'utilizzo della tensione di esercizio a ±800 kV per i nuovi impianti HVDC
rappresenta una sfida tecnologia ma soprattutto un grande impresa commerciale.
70
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