Definizione dei modelli di calcolo da implementare nel

CONSORZIO LEAP
Laboratorio Energia Ambiente
Piacenza
Località
Doc. n.
Piacenza
R 4.2/3
Progetto
ECATE
Rev
0.
Progetto E.C.A.T.E.
Efficienza e Compatibilità Ambientale delle Tecnologie Energetiche
> RAPPORTO ATTIVITA’
NOTA : IL PRESENTE DOCUMENTO E’ EMESSO IN REVISIONE 0, IN PRIMA
EMISSIONE. ESSO PUO’ ESSERE SOGGETTO A FUTURE REVISIONI
0
Prima
emissione
Ing. Lazaroiu
REV
DESCRIZIONE
ELABOR
Aprile
07
VERIFICATO
APPROVATO
DATA
LEAP / Relazione del mese 9
Sottoprogetto 4
TECNOLOGIE PER UTILIZZO COMBUSTIBILI FOSSILI E CATTURA CO2
Obiettivo Realizzativo 4.2
IMPATTO DI CENTRALI A RIDOTTE EMISSIONI DI CO2 SULLA RETE ELETTRICA
Risultato R4.2/3
RAPPORTO ATTIVITA’
A cura di:
Ing. Cristian Lazaroiu
LEAP Laboratorio Energia e Ambiente Piacenza _ via Nino Bixio 27, 29100 Piacenza _ tel. +39.0523.579774 _ www.leap.polimi.it
1
INDICE
1.
Introduzione ....................................................................................................................... 3
1.1
1.2
1.3
2.
Generatori fotovoltaici .................................................................................................. 3
Generatori eolici .......................................................................................................... 4
Accumuli energetici ...................................................................................................... 5
Rete in cc ........................................................................................................................... 7
2.1
Distribuzione dell'energia .............................................................................................. 7
2.1.1
Sistema in ca a tre fili ........................................................................................... 8
2.1.2
Sistema in ca a quattro fili ..................................................................................... 8
2.2
Scelta del valore di tensione .......................................................................................... 9
2.3
Filosofia del controllo .................................................................................................... 9
3.
Il convertitore di interfaccia ................................................................................................. 10
3.1
Convertitori di interfaccia con controllo Fryze e commutazione PWM a banda d'isteresi ......... 10
3.2
Esempio di dimensionamento dei componenti................................................................. 15
3.2.1
Convertitore di interfaccia con controllo PWM a banda d'isteresi................................. 15
3.2.2
Condensatori di livellamento................................................................................. 16
3.3
Simulazioni condotte per la verifica della logica di controllo .............................................. 16
3.3.1
Funzionamento normale da raddrizzatore ............................................................... 17
3.3.2
Funzionamento normale da inverter ...................................................................... 21
3.3.3
Passaggio dalla condizione di funzionamento da inverter a quella da raddrizzatore ....... 24
4.
Generatore fotovoltaico....................................................................................................... 28
5.
Il sistema di accumulo ........................................................................................................ 37
5.1
5.2
5.3
6.
Descrizione ............................................................................................................... 37
Convertitore di interfaccia del sistema di accumulo ......................................................... 38
Verifica del sistema di accumulo e logica di controllo del chopper bidirezionale.................... 41
Interruzione della rete pubblica ca (ISOLA INDESIDERATA)...................................................... 44
6.1
Controllo alla Fryze .................................................................................................... 44
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1. Introduzione
La liberalizzazione del mercato dell'energia elettrica, lo sviluppo tecnologico e la necessità di ridurre i
consumi di energia primaria da fonti non rinnovabili sono alcune delle condizioni favorevoli alla
realizzazione di impianti di Generazione Distribuita (GD), in particolare impianti di piccola e media
potenza allacciati alle reti BT e MT; questi permettono l'impiego di fonti rinnovabili, il recupero di energie
disperse e, soprattutto, l'utilizzo delle potenzialità offerte dalla produzione combinata di energia elettrica
e termica per conseguire un considerevole risparmio di energia primaria. In questo ambito sono stati
emanati diversi provvedimenti governativi per l'incentivazione delle fonti rinnovabili e della
cogenerazione. Per questo alla generazione elettrica tradizionale, che prevede l'impiego di impianti
centralizzati di produzione dell'energia elettrica, si sta iniziando ad affiancare la GD, che invece prevede
la presenza di impianti di produzione localizzati in prossimità dell'utenza finale, eliminando parte dei costi
di trasmissione e distribuzione.
I sistemi eolici e fotovoltaici sono particolarmente interessanti perché utilizzano energie primarie
rinnovabili e pulite che altrimenti andrebbero perse; il loro ruolo può quindi essere fondamentale per la
riduzione delle emissioni di anidride carbonica definita nel protocollo di Kyoto.
Le microturbine e le celle a combustibile utilizzano combustibili tradizionali, ad esempio il gas naturale,
ma con una minore produzione di inquinanti rispetto ai sistemi usuali. Sono promettenti sistemi ibridi
basati sulla combinazione delle celle a combustibile con microturbine che consentiranno di avere
rendimenti, riferiti alla sola produzione di energia elettrica, superiori al 70-75%.
I nuovi scenari che vanno delineandosi richiedono di affrontare studi relativi all'influenza che la GD può
avere sul funzionamento della rete a cui è connessa e sulla qualità della fornitura di energia elettrica. In
particolare, uno dei problemi maggiormente sentiti dai distributori è quello del possibile funzionamento in
isola indesiderata, ovvero la possibilità che, in presenza di funzionamenti anomali o guasti nella rete di
distribuzione, la GD rimanga comunque in servizio dando luogo a funzionamenti potenzialmente pericolosi
sia per il sistema sia per le persone. Al riguardo la normativa esistente (CEI 11-20) prevede l'adozione di
protezioni basate sul rilievo delle variazioni di tensione e di frequenza che agiscono sul dispositivo di
interfaccia posto tra il generatore e la rete. Ad integrazione e supporto delle precedenti protezioni, esiste
la possibilità di adottarne di specifiche contro la perdita di rete, che tuttavia non sono prese in
considerazione dall'attuale normativa. All'aumentare del livello di GD tale problema potrebbe diventare
più critico costituendo una delle possibili barriere alla sua diffusione nelle reti.
1.1
Generatori fotovoltaici
I generatori fotovoltaici permettono di convertire direttamente la radiazione solare in energia elettrica
senza produrre inquinamento ambientale. Essi necessitano di ridotti lavori di manutenzione e presentano
il vantaggio di essere modulari, per cui è possibile con relativa facilità incrementarne la potenza erogata.
Nonostante l’energia solare sia abbondante e gratuita, la diffusione degli impianti fotovoltaici e l’utilizzo di
quest’energia sono ancora limitati dal costo della potenza generata; negli ultimi ani si è notata una loro
maggiore diffusione dovuta sia ad una riduzione dei costi, che ad un miglioramento dei rendimenti di
conversione. Nonostante tale riduzione dei costi, il costo dell’energia elettrica prodotta con impianti
fotovoltaici non è ancora competitivo rispetto a quello garantito da altre tecnologie per la GD, se non in
presenza di provvedimenti di incentivazione. Esempi di impianti connessi alla rete sono costituiti dai tetti
fotovoltaici, caratterizzati da valori di potenza contenuta, dell’ordine di grandezza di qualche kW,
solitamente connessi alla rete di bassa tensione, che iniettano in rete l’energia prodotta quando la
potenza disponibile è maggiore di quella richiesta dal carico locale e, viceversa, la assorbono dalla rete
quando la potenza disponibile è inferiore, e dalle centrali fotovoltaiche, impianti di potenza considerevole,
anche se non paragonabile con quella degli impianti di generazione tradizionale, solitamente allacciati alla
rete di media tensione caratterizzati dall’andamento discontinuo della potenza prodotta e dalla
modularità.
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In Figura 1.1 è rappresentata la connessione alla rete elettrica di distribuzione di un sistema di pannelli
fotovoltaici.
Celle
fotovoltaiche
Inverter
Rete ca
Bus cc
Figura 1.1. Connessione alla rete elettrica di un pannello fotovoltaico.
1.2
Generatori eolici
Le centrali eoliche sono una realtà ormai da diverso tempo. La tecnologia tradizionale impiega turbine
ad asse orizzontale a due o tre pale funzionanti a velocità costante nel caso di accoppiamento diretto del
generatore con la rete. La bassa velocità della turbina eolica impone l'uso di un moltiplicatore di velocità
al fine di avere un dimensionamento favorevole della macchina elettrica. Il tipo di generatore impiegato
può essere un alternatore sincrono, ma più frequentemente viene usato un generatore asincrono, sia per
il minor costo sia per la semplicità di gestione.
La variabilità della velocità del vento non permette ai sistemi operanti a velocità costante di sfruttare al
meglio l'energia disponibile, e presentano inoltre delle fluttuazioni di potenza più elevate. Anche in questo
caso l'elettronica di potenza ha migliorato le prestazioni, consentendo la costruzione di sistemi di
generazione a velocità variabile più efficienti di quelli a velocità costante. La Figura 1.2 mostra tre
possibilità per realizzare questo obiettivo: due impiegano un generatore asincrono mentre la terza, la più
innovativa, si serve di un generatore sincrono a magneti permanenti.
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Turbina Moltiplicatore Generatore
eolica
di velocità
asincrono a
gabbia
Raddrizzatore
Inverter
Rete ca
Raddrizzatore/
Inverter
Rete ca
Inverter
Rete ca
Bus cc
(a)
Turbina Moltiplicatore Generatore
eolica
di velocità asincrono con
rotore avvolto
Inverter/
Raddrizzatore
Bus cc
(b)
Turbina
eolica
Generatore
sincrono a
magneti
permanenti
Raddrizzatore
Bus cc
(c)
Figura 1.2. Sistemi di generazione eolica a velocità variabile
I casi (a) e (c), pur impiegando macchine di tipo diverso, hanno in comune il fatto che l'intera potenza
generata viene trasferita alla rete attraverso dei convertitori elettronici. Il sistema (b) è quello finora
maggiormente impiegato nei generatori eolici a velocità variabile, poiché consente di manipolare solo una
parte della potenza generata, con un evidente vantaggio sul rendimento e sul dimensionamento del
convertitore. Tuttavia la tendenza è quella di passare a sistemi di tipo (c), che sono i più innovativi. La
novità rispetto agli altri due è nel fatto che ora l'alternatore è connesso direttamente alla turbina senza
moltiplicatori di velocità, a vantaggio del rendimento e della semplicità costruttiva. Il problema della
bassa velocità di rotazione delle turbine eoliche si risolve con l'adozione di macchine con molte coppie
polari, che nel caso dei magneti permanenti sono più facilmente realizzabili rispetto alle macchine
tradizionali.
1.3
Accumuli energetici
L'energia elettrica è una forma d'energia che può essere trasformata in modo efficiente in altre forme,
come per esempio in energia meccanica, termica o luminosa con rendimenti molto elevati e soprattutto
con la possibilità di regolare e controllare queste trasformazioni.
Tuttavia, uno dei maggiori svantaggi di questa forma di energia è che non può essere accumulata
facilmente e direttamente su una larga scala, infatti, salvo piccole quantità, tutta l'energia elettrica
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prodotta deve essere consumata istantaneamente e viceversa. Nelle centrali convenzionali viene quindi
attuata una regolazione della potenza prodotta agendo sull'immissione di combustibile nel motore primo,
o regolando la portata di acqua nelle centrali idroelettriche. Viceversa, negli impianti che utilizzano
energie primarie rinnovabili, come quelli fotovoltaici, eolici o piccoli idroelettrici, cioè sorgenti
intermittente di potenza, non potrebbero da soli coprire le necessità del carico 24 ore al giorno, poiché la
potenza della fonte primaria non è regolabile. Di conseguenza è necessario installare sistemi di accumulo
che hanno la funzione di disaccoppiare la produzione dal consumo negli impianti basati su fonti
rinnovabili, in particolare nei sistemi isolati.
Un'altra ragione che porta all'inserzione di accumuli nei sistemi elettrici è quella di garantire all'utenza
una migliore continuità dell'alimentazione in caso di brevi interruzioni della rete pubblica. I sistemi di
accumulo energetico sono componenti indispensabili in molti apparecchi ad alta tecnologia. I bisogni di
affidabilità, la volatilità eccessiva di prezzi e la congestione delle reti di trasmissione e distribuzione sono
fattori che possono contribuire all'impiego dei sistemi di accumulo. Le interruzioni di energia si traducono
in perdite di denaro, in costosi danni agli apparecchi e tempi di riparazione della rete.
Le tecnologie attuali, alcune delle quali in fase ancora sperimentale, per l'accumulo diretto di energia
elettrica sono:
•
batterie elettrochimiche;
•
dispositivi con volano;
•
aria compressa;
•
supercondensatori;
•
dispositivi superconduttori.
Le batterie accumulano l'energia in forma elettrochimica e sono il dispositivo più diffuso per
immagazzinare energia elettrica in varie applicazioni. Le batterie sono composte da più celle
elettrochimiche in combinazione serie – parallelo per ottenere la capacità voluta alla tensione e corrente
desiderate. Il numero di celle in serie varia proporzionalmente con la tensione necessaria.
Le batterie al piombo sono il tipo più comune di batterie ricaricabili utilizzato oggi perché hanno
raggiunto una buona maturità costruttiva e per un rapporto costo/prestazioni favorevole.
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6
2.
Rete in cc
Negli ultimi anni è aumentata da parte degli utenti l’esigenza di una fornitura di energia elettrica di
qualità elevata: ciò è dovuto alla presenza sempre maggiore, sia a livello industriale, sia a livello
commerciale, terziario e domestico, di carichi sensibili ai disturbi. Esempi di tali carichi sono i dispositivi
preposti al controllo di processi industriali, le apparecchiature mediche e in generale i sistemi informatici
ed elettronici, i quali, per le elevate prestazioni richieste, sono particolarmente dipendenti dalle
caratteristiche dell’alimentazione elettrica loro fornita. Poiché il livello di qualità garantito dall’ente
distributore è spesso ritenuto insufficiente, molti utenti scelgono di incrementarlo utilizzando dei gruppi di
continuità generalmente dotati di una sezione in continua in cui è inserito un sistema di accumulo.
Inoltre, i recenti sviluppi tecnologici hanno reso disponibili sul mercato generatori di taglia contenuta
(nell’ordine delle decine di kW) collegabili alla rete di distribuzione. Alcuni di essi, come ad esempio le
celle a combustibile o le celle fotovoltaiche, generano in continua; altri, come ad esempio le microturbine
o i generatori eolici necessitano un convertitore di interfaccia con uno stadio in continua per poter essere
connessi alla rete. L’utilizzo sempre più diffuso della corrente continua, sia nei generatori che negli
utilizzatori, porta quindi a considerare la possibilità di integrazione dei vari dispositivi mediante un
sistema di distribuzione in continua.
Lo scenario preso in esame nel corso dell’attività si riferisce alla costituzione di una rete di distribuzione
in continua da affiancare all’attuale in alternata. Caratteristica principale di tale rete è quella di costituire
una rete di elevata qualità ed affidabilità in grado di competere con le soluzioni, ad esempio il ricorso ad
UPS o gruppi elettrogeni, cui attualmente devono ricorrere gli utenti per i quali il livello di qualità
garantito dall’attuale sistema di distribuzione non è sufficiente. Tale rete inoltre consente una più facile
integrazione della Generazione Distribuita e si propone quindi come collettore della potenza prodotta dai
piccoli generatori concentrando il problema del loro interfacciamento con la rete principale in un unico
punto. Per poter soddisfare questi requisiti, la rete di distribuzione in continua deve essere dotata di un
sistema di accumulo che consente l’alimentazione dei carichi anche in assenza dell’alimentazione dalla
rete principale. Per quanto riguarda i carichi, essi possono essere alimentati in continua, o connessi
direttamente alla linea di distribuzione o mediante convertitori cc/cc per l’adeguamento della tensione,
oppure in alternata, mediante convertitori cc/ca connessi alla linea di distribuzione. È infine necessario un
convertitore ca/cc, dimensionato per la piena potenza dei carichi, per la connessione della rete in
continua alla rete principale in alternata.
Nel presente rapporto vengono descritti i modelli digitali (realizzati nel codice ATP – Alternative
Transient Program) di alcuni dei componenti base costituenti la rete in continua, in particolare:
- convertitore di interfaccia a commutazione forzata;
- sistema di accumulo di tipo elettrochimico e relativo convertitore cc/cc per la connessione alla rete di
distribuzione;
- generatore fotovoltaico e relativo convertitore cc/cc per la connessione alla rete di distribuzione.
Tali modelli sono stati sviluppati singolarmente, modellizzando in modo opportunamente semplificato il
resto del sistema cui dovranno essere connessi.
2.1
Distribuzione dell'energia
Il centro stella degli avvolgimenti BT di un trasformatore MT/BT ubicato in una cabina secondaria di
distribuzione pubblica, viene usualmente messo a terra per evitare che un eventuale guasto tra le sezioni
di media e bassa tensione possa causare sovratensioni pericolose alla rete BT. Per ragioni di sicurezza e
di costo, è quindi ragionevole supporre che il secondario del trasformatore MT/BT abbia il centro stella
collegato francamente a terra.
Si analizzano ora diverse possibilità di collegamento dei convertitori di interfaccia alla rete pubblica ca.
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2.1.1 Sistema in ca a tre fili
In Figura 2.1 viene rappresentato il collegamento del convertitore di interfaccia a un sistema di
distribuzione in ca a tre conduttori. In questo caso il punto centrale dei condensatori di livellamento lato
cc deve rimanere flottante. Infatti, un eventuale collegamento a terra causerebbe la circolazione di
correnti ad alta frequenza nella maglia di terra lungo percorsi non controllati, che potrebbero favorire la
propagazione e la diffusione di disturbi elettromagnetici, e l'innalzamento del potenziale di terra a valori
pericolosi.
Cabina MT/BT
3~
=
=
=
=
=
PV
Figura 2.1. Sistema in cc allacciato da una rete in ca a tre conduttori.
2.1.2 Sistema in ca a quattro fili
Alla luce dei fatti suesposti, si propone quindi di collegare il punto centrale dei condensatori di
livellamento della rete in cc col centro stella del trasformatore MT/BT, e quindi con l'impianto di terra
della cabina.
Cabina MT/BT
3~
=
=
=
=
=
PV
Figura 2.2. Sistema in cc allacciato da una rete in ca a quattro conduttori.
Questa soluzione non costituisce di fatto un aggravio di costo dell'impianto, poiché è comunque
necessario un impianto di terra della cabina MT/BT per evitare che un guasto al trasformatore possa
trasferire potenziali pericolosi sulla bassa tensione. Tuttavia permette di mantenere i potenziali verso
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terra della sezione in cc costanti, e di risolvere in modo agevole i problemi causati dalle correnti drenate
verso terra nel funzionamento normale.
La presenza del quarto filo permette inoltre di disaccoppiare il funzionamento delle tre gambe del
convertitore di interfaccia, rendendo più semplice il controllo delle valvole.
2.2
Scelta del valore di tensione
Il parametro più critico da definire per il nuovo sistema di distribuzione in corrente continua è il valore
di tensione con cui distribuire l'energia elettrica. Infatti, una volta definito tale valore, tutti gli apparecchi
collegati al sistema di distribuzione, convertitore di interfaccia, generatori e carichi, dovranno essere
dimensionati per quella tensione, senza avere più possibilità di modifiche.
2.3
Filosofia del controllo
I controlli dei singoli convertitori sono stati sviluppati contemporaneamente ai modelli dei convertitori
stessi, con metodologie, sia per quanto riguarda il sistema di controllo vero e proprio che per quanto
riguarda l’algoritmo di modulazione, variabili in funzione della loro tipologia (ca/cc, cc/cc), e verranno
esaminati nel dettaglio nel seguito.
Per il sistema di controllo globale è stata in questa prima fase adottata una strategia che prevede
l’assegnazione a ciascun convertitore del sistema di un diverso valore di riferimento per la tensione della
rete in continua: se il valore di riferimento del singolo convertitore determina il comportamento di quel
convertitore, la relazione fra le soglie assegnate ai diversi convertitori determina i relativi tempi di
intervento e quindi il comportamento dell’intero sistema.
La presenza contemporanea di diverse sorgenti di alimentazione connesse alla rete cc suggerisce di
coordinare opportunamente il controllo dei rispettivi convertitori di interfaccia per conseguire
un’ottimizzazione nella gestione dell’impianto. Si è ritenuto di realizzare il sistema di controllo basandosi
sulle variazioni della tensione continua in quanto essa costituisce l’unico segnale comune a tutti i
convertitori, a meno delle cadute di tensione dovute alla circolazione di corrente, anche in assenza di una
rete di segnale dedicata.
Allo scopo di definire la filosofia del controllo, vengono di seguito elencate alcune regole essenziali per
il corretto funzionamento dell’impianto in assenza del supervisore esterno:
- la tensione continua deve essere mantenuta stabile entro un range accettabile (ad esempio ±5%);
- il convertitore di interfaccia deve assorbire potenza dalla rete fornendola alla sezione in continua
quando quella disponibile a livello locale (generatori distribuiti e sistema di accumulo) non è sufficiente
all’alimentazione dei carichi; viceversa, esso deve trasferire l’eventuale surplus di potenza prodotta dal
sistema in continua alla rete pubblica.
- i convertitori di interfaccia dei generatori alimentati da fonti rinnovabili devono poter erogare verso la
sezione in continua tutta la potenza generata, a condizione che i carichi, la rete o il sistema di accumulo
siano in grado di assorbirla;
- il sistema di accumulo deve essere ricaricato appena questo è possibile senza portare alla
disalimentazione dei carichi, mentre deve essere scaricato solamente quando la potenza proveniente
dalle altre sorgenti (rete e generatori distribuiti) non è sufficiente a garantire l’alimentazione dei carichi.
Come detto, il controllo dei diversi convertitori si basa sulla retroazione della tensione continua: in
linea generale, un suo abbassamento indicherebbe una situazione di potenza dei carichi superiore a
quella erogata dalle diverse fonti (rete principale, generatori locali, sistema di accumulo); in questo caso,
i diversi convertitori (in particolare, il convertitore di interfaccia con la rete principale ed eventualmente
quello del sistema di accumulo) dovrebbero incrementare la potenza erogata. Viceversa, un suo
incremento indicherebbe una situazione di potenza prodotta superiore a quella necessaria ai carichi; in
questo caso, il convertitore di interfaccia dovrebbe immettere nella rete ca il surplus di potenza ed
eventualmente i generatori locali dovrebbero diminuire la loro potenza prodotta.
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3.
Il convertitore di interfaccia
3.1
Convertitori di interfaccia con controllo Fryze e commutazione PWM a banda d'isteresi
La funzione dei convertitori di interfaccia Ci1 e Ci2 di Figura 3.1 posti tra il bus cc e la rete pubblica è
quella di assorbire potenza dalla rete fornendola alla sezione in continua quando quella disponibile a
livello locale (generatori distribuiti ed eventualmente il sistema d'accumulo) non è sufficiente
all'alimentazione dei carichi; viceversa, devono trasferire alla rete pubblica l'eventuale surplus di potenza
prodotta dai generatori locali allacciati al sistema in continua.
Cabina MT/BT
Trasformatore
MT/BT
Flusso di potenza ca Ù cc
Accumulo
3~
=
Ci1
3~
=
=
Ci 2
=
CB
Sbarra cc
Flusso di potenza Cabina Ù Utenza
Carichi
GD
Figura 3.1. Schema di principio della cabina MT/BT.
Come detto, il controllo dei diversi convertitori si basa sulla retroazione della tensione del bus cc: un
suo abbassamento è sintomo della necessità di fornire potenza alla rete in continua, prelevandola
principalmente dai generatori locali (rinnovabili, se presenti, o non rinnovabili), dalla rete pubblica o dal
sistema di accumulo qualora quest'ultima non sia presente. Al contrario, una tensione continua elevata è
indice di un eccesso di potenza, con la conseguente possibilità di renderla alla rete pubblica ca o
utilizzarla per ricaricare il sistema di accumulo; qualora ciò non fosse possibile è necessario limitare la
produzione dei generatori locali.
Il modello del convertitore a commutazione forzata di interfaccia con la rete ca è illustrato in Figura
3.2. Il collegamento alla rete elettrica pubblica in ca del convertitore avviene tramite un trasformatore di
distribuzione di tipo Dyn11 per adattare la tensione di alimentazione del convertitore (400Vca) alla rete di
media tensione. Tale rete è stata modellizzata come un generatore ideale di tensione, ritenendo la sua
impedenza equivalente trascurabile rispetto a quella del trasformatore. L'avvolgimento di bassa tensione
del trasformatore ha il neutro francamente collegato a terra per evitare che un guasto proveniente dalla
media tensione possa compromettere la sicurezza sia dell'impianto che delle persone. A monte del
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convertitore sono previsti dei filtri passivi LC per ridurre l'inquinamento armonico dovuto alla
commutazione delle valvole. In Figura 3.2 sono illustrate le induttanze di commutazione, le tre gambe del
convertitore e i due condensatori di livellamento che hanno il punto centrale connesso a terra per avere
l'indipendenza delle tre fasi. Sul lato continua, il carico è stato modellizzato con due generatori di
corrente pilotati, che possono simulare un carico che assorbe potenza, o un generatore locale che inietta
potenza nella rete cc. Il valore di questi generatori può essere impostato in modo da poter realizzare i
casi suesposti, e inoltre variazioni di carico e passaggio da una condizione di assorbimento a una di
produzione di potenza.
Il convertitore di interfaccia a commutazione forzata deve assorbire dalla rete ca tre correnti sinusoidali
e in fase con la tensione, evitando in questo modo lo scambio di potenza reattiva. I tre riferimenti di
corrente irif1, irif2 e irif3 sono ottenuti moltiplicando le tensioni di rete V1, V2, V3 per il segnale EV ottenuto
dall'anello di controllo della tensione del bus cc (Figura 3.3). Questo assicura che le correnti assorbite
siano sempre in fase (EV positivo) o in opposizione di fase (EV negativo) con le tensioni di rete, a meno
dello sfasamento introdotto dal filtro posto in ingresso al convertitore. Questo sfasamento è dovuto
all'assorbimento di potenza reattiva assorbita dal filtro LC, che alla frequenza di rete presenta un
comportamento capacitivo. Tuttavia, può essere contenuto con un corretto dimensionamento dello
stesso.
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11
I
I
U
Figura 3.2. Modello del convertitore di interfaccia.
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12
v1 v2 v3
VDC -
ε
+
PI
EV x
x
VDCrif
x
irif 1
irif 2
irif 3
Figura 3.3. Schema del circuito di controllo utilizzato per il convertitore di interfaccia.
Come detto, la funzione del convertitore di interfaccia è quella di assorbire o erogare potenza da o
verso la rete ca a seconda del valore della tensione del bus cc. A tal fine è stato fissato un valore di
riferimento VDCrif che deve essere mantenuto dal convertitore. Tale risultato è ottenuto mediante il
controllo rappresentato in Figura 3.3: dal confronto della tensione continua, opportunamente filtrata, con
il suo riferimento si ottiene il segnale errore ε che viene elaborato da un regolatore Proporzionale–
Integrale (PI); l'uscita di questo costituisce la componente EV. Per l'inseguimento dei riferimenti di
corrente così ottenuti si è utilizzato un controllo a banda di isteresi.
In Figura 3.4 è riportato lo schema di principio per il controllo delle valvole di una gamba del
convertitore (fase A).
s1(t)
A
IArif
S1
D1
Vdc/2
CR
Vdc/2
CR
LR
IA
s1'(t)
S1'
D 1'
Figura 3.4. Schema di principio del comando delle valvole della fase A del convertitore ca/cc.
Il segnale errore, ottenuto come differenza tra la corrente di riferimento (IArif) e la corrente effettiva
(IA), viene inviato ad un comparatore che lo confronta con le soglie +Irip/2 e –Irip/2.
Nel caso in cui l'errore sia maggiore del limite superiore della banda +Irip/2, ossia la corrente è minore
della soglia inferiore della banda di isteresi, la valvola S1' viene chiusa. La tensione che viene applicata
all'induttore LR è tale da far crescere la corrente di fase, che torna quindi all'interno della banda permessa
(Figura 3.5). Viceversa, nel caso in cui l'errore sia minore di –Irip/2 viene aperta la valvola S1' in modo
tale che la corrente di fase, circolando nel diodo D1, decresca rientrando nella banda di riferimento. Se
invece il modulo dell'errore è inferiore a Irip/2, lo stato della valvola S1' non viene variato. Quanto detto è
riferito alla semionda positiva della corrente di fase; considerazioni analoghe valgono per la semionda
negativa, ripetendo lo stesso ragionamento per le valvole S1 e D1'.
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13
I(t)
IA(t)
IArif(t)
s1'(t)
Figura 3.5: Andamento della corrente ottenuta tramite un controllo della valvola del ramo inferiore a
banda di isteresi fissa.
La variazione della corrente dipende dalla tensione che è applicata in ogni istante all'induttore LR. La
variazione della corrente IA nel semiperiodo in cui è positiva è data dalle espressioni seguenti, valide
quando è in conduzione la valvola S1' (corrente crescente) e in quelli in cui conduce la valvola D1
(corrente decrescente):
⎧ dI (t ) V
2 + v (t ) Vdc 2 + 2 ⋅ V f ⋅ sin (ω ⋅ t )
A =
⎪ A = dc
⎪ dt
L
LR
⎪
R
⎨
⎪ dI (t ) −V
2 + v (t ) −Vdc 2 + 2 ⋅V f ⋅ sin (ω ⋅ t )
A =
⎪ A = dc
L
L
⎪⎩ dt
R
R
Dalla seconda equazione che caratterizza la riduzione della corrente si può osservare che, per avere
una derivata negativa, debba valere la seguente condizione:
V
dc > 2 ⋅ V
f
2
L'equazione sopra riportata è un vincolo nella scelta per la tensione continua. Considerando possibile una
variazione della tensione lato ca pari al 10% del valore nominale, il sistema deve funzionare anche in
questa condizione; risulta quindi che la tensione ai capi dei condensatori CR di Figura 3.4 deve soddisfare
la condizione:
V
d > 2 ⋅ V ⋅1,1 = 2 ⋅ 230 ⋅1,1 360 V
f
2
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14
La tensione continua, considerando un margine di sicurezza di 40 V, deve quindi essere:
V = 2 ⋅ (360 + 40) = 800 V
d
Il principale difetto di tale metodo è il fatto che la frequenza di commutazione delle valvole non è
costante, ma varia all'interno di una fascia di frequenze in ogni semiperiodo della componente
fondamentale. Ciò può causare eccessivo stress alle valvole soprattutto un difficile filtraggio del ripple ad
alta frequenza; inoltre viene preclusa la possibilità di sfasare le commutazioni dei due convertitori in
modo da diminuire il ripple equivalente visto dalla rete ca.
Esistono tecniche che consentono di ottenere una frequenza di commutazione fissa; tuttavia quella
descritta è utilizzata per la sua semplicità e precisione con cui la generica corrente di fase segue il
riferimento.
L'adozione di un convertitore a commutazione forzata permette di ottenere una serie di vantaggi.
Innanzitutto, se tale convertitore viene controllato opportunamente (convertitore ad assorbimento
sinusoidale), è possibile assorbire dalla rete in alternata tre correnti sinusoidali ed in fase con le rispettive
tensioni, evitando quindi prelievi di potenza reattiva e di componenti armoniche a bassa frequenza.
L'elevata frequenza di commutazione delle valvole, ad esempio appartenente all'intervallo [1-10] kHz,
riconduce infatti il problema del filtraggio delle armoniche lato corrente alternata ai soli disturbi in alta
frequenza.
Il controllo del convertitore può consentire di stabilizzare la tensione lato continua, controllando
l'ampiezza della corrente assorbita dalla rete in alternata, sia in presenza delle normali variazioni della
tensione alternata del ±10 % rispetto al valore nominale, sia in presenza di variazioni transitorie di entità
più elevata. La stabilizzazione della tensione lato continua comporta dei vantaggi nel dimensionamento
dei componenti del sistema.
3.2
Esempio di dimensionamento dei componenti
3.2.1 Convertitore di interfaccia con controllo PWM a banda d'isteresi
La potenza di dimensionamento scelta per il convertitore di interfacciamento con la rete, posto
immediatamente a valle del trasformatore MT/BT, è pari a 800 kW.
Considerando una fase del raddrizzatore e scrivendone le equazioni di funzionamento negli intervalli
TON e TOFF in cui le valvole superiore e inferiore sono rispettivamente in conduzione e in blocco, e
ipotizzando di trascurare il ripple ad alta frequenza della tensione continua Vdc e la variazione della
corrente di riferimento nel periodo di commutazione, si ottiene con la seguente espressione:
⎛V
⎜ dc
⎜ 2
f ⋅ ΔI = ⎝
⎞
⎟
⎟
⎠
2
− v ( t )2
(1)
V
2 ⋅ L ⋅ dc
2
Il prodotto della frequenza di commutazione f e dell'ampiezza del ripple ad alta frequenza ΔI presente
nella corrente assorbita dal raddrizzatore varia quindi al variare della tensione di fase v(t) al secondario
del trasformatore MT/BT.
Nel funzionamento a banda di isteresi, poiché l'ampiezza ΔI è costante, si ha pertanto un
funzionamento a frequenza variabile, che raggiunge il massimo quando la tensione v(t) si annulla.
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15
Nell'ipotesi di considerare un valore di ΔI di 328 A, pari al 20% del valore di picco della corrente
nominale, e di ammettere una frequenza massima di funzionamento di 10 kHz, dalla (1) si ottiene per
l'induttanza di commutazione un valore pari a:
L =
⎛V
⎜ dc
⎜ 2
⎝
⎞
⎟
⎟
⎠
2
V
= 0, 061 m H
2 ⋅ f m ax ⋅ Δ I ⋅ d c
2
3.2.2 Condensatori di livellamento
Il dimensionamento dei condensatori di livellamento è uno dei punti più delicati nella definizione della
cabina MTca/BTcc ad elevata qualità. Ai condensatori di livellamento sono infatti demandate numerose
funzioni, alcune che coinvolgono il sistema durante il funzionamento a regime, altre durante quello in
transitorio.
A regime le capacità hanno la funzione di contenere il ripple ad alta frequenza della tensione sul bus cc
dovuto alla commutazione delle valvole dei vari convertitori (convertitori di interfaccia, del sistema di
accumulo, dei generatori distribuiti, ecc). Per questa ragione tali capacità dovranno essere direttamente
integrate nei convertitori, anche per evitare che le induttanze dei collegamenti possano causare eccessivi
spike di tensione col conseguente danneggiamento delle valvole.
Esistono invece altre funzioni che interessano i condensatori di livellamento durante il funzionamento in
transitorio, e che per questo coinvolgono l'intero sistema e non solo i singoli convertitori. Infatti, le
variazioni rapide di carico e di generazione devono essere assorbite da tali capacità, per dare modo ai
regolatori dei convertitori di adattare i loro assorbimenti per regolare e mantenere costante la tensione
sul bus cc. Pertanto, questi condensatori possono essere aggiunti direttamente sul bus cc della cabina
una volta dimensionato tutto il sistema. Va da sé che maggiore è la capacità installata, migliore è il
comportamento del sistema, a fronte però di un maggior costo d'impianto.
Il calcolo della capacità C da inserire nel bus cc è stato condotto con lo scopo di limitare il ripple di
tensione nella sezione in cc, che può essere calcolato mediante la seguente espressione ricavata dalla
equazioni del convertitore:
C=
2 ⋅ I ca + I cc
2 ⋅ f ⋅ ΔVdcmax
in cui:
•
Ica: valore efficace della corrente nominale in una fase del convertitore;
•
Icc: valore di corrente del carico nominale allacciato alla sezione in cc;
•
f: frequenza di funzionamento del convertitore;
•
ΔVdcmax: massimo ripple di tensione accettato;
Considerando il caso in esame e imponendo un ripple di tensione pari a 3 V, si ottiene una capacità di
circa 94 mF; sono quindi stati adottati due condensatori in serie da 200 mF a cui corrisponde una
capacità complessiva nel bus cc di 100 mF.
3.3
Simulazioni condotte per la verifica della logica di controllo
In questo paragrafo vengono presentate alcune simulazioni condotte per la verifica del corretto
funzionamento del convertitore di interfaccia nelle varie condizioni di funzionamento descritte.
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16
La modellizzazione del convertitore di interfaccia è stata implementata in ambiente ATP (Alternative
Transient Program, versione Watcom ATP Release August 2003), mentre la logica di controllo è stata
realizzata tramite il linguaggio MODELS di ATP sia per la sua flessibilità, sia perché permette di scrivere
l'algoritmo di controllo in una forma vicina alla programmazione dei microprocessori. Perciò si consegue il
vantaggio di poter trasferire rapidamente il codice nelle schede di controllo dei convertitori.
Il modello del convertitore di interfaccia e il sistema di controllo sono stati testati nel caso del
funzionamento della rete continua come carico e come generatore, rispettivamente per una transizione
dallo stato di carico del bus cc a uno stato di generatore.
3.3.1 Funzionamento normale da raddrizzatore
Nel caso di funzionamento della rete continua, con un carico pari a 200 kW, le tre tensioni di fase
all'uscita de trasformatore MT/BT sono mostrate in Figura 3.6, mentre nella Figura 3.7 sono illustrate le
tre correnti nelle tre induttanze di commutazione del convertitore.
400
[V]
300
200
100
0
-100
-200
-300
-400
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.6. Tensioni di fase al secondario del trasformatore MT/BT.
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17
600
[A]
380
160
-60
-280
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.7. Correnti nelle induttanze di commutazione del convertitore di interfaccia.
La corrente nell'induttanza di commutazione ha una componente sinusoidale a 50 Hz, a cui si
sovrappone un ripple ad alta frequenza causato dalla commutazione delle valvole del convertitore. In
Figura 3.8 è illustrato un dettaglio della corrente nella fase A dove si può osservare il ripple della corrente
e le due soglie della corrente che formano la banda di isteresi di ampiezza costante, pari a 57,7 A.
600
380
160
-60
-280
-500
0.070
(f
0.075
0.080
0.085
0.090
0.095
[s]
0.100
)
Figura 3.8. Dettaglio della corrente nell'induttanza di commutazione di una fase del convertitore,
racchiusa nella banda di isteresi.
Come si può osservare, la corrente rimane sempre confinata all'interno della banda di isteresi; questo
fa sì che il ripple ad alta frequenza sia costante, ma si determina una visibile variazione della frequenza di
commutazione.
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18
In Figura 3.9 sono illustrate le correnti nell'induttanza di commutazione, nel filtro d'ingresso e quella
assorbita dalla rete ca.
600
[A]
380
160
-60
-280
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.9. Corrente nell'induttanza di commutazione (blu), corrente nel filtro di ingresso (verde) e
corrente assorbita dalla rete (rossa) relative alla fase A.
Il filtro assorbe la maggior parte del ripple ad alta frequenza ed una componente alla frequenza di rete
di ampiezza contenuta. Quest'ultima è causa di una produzione di potenza reattiva vista dalla rete
pubblica ca che causa un piccolo anticipo della corrente assorbita dal convertitore rispetto all'effettivo
riferimento generato. Si nota infatti nella Figura 3.9 che la curva rossa è leggermente in anticipo rispetto
a quella blu, con uno sfasamento che comunque è del tutto trascurabile.
Per meglio evidenziare questo fatto, in Figura 3.10 sono riportate la tensione e corrente nella fase A
all'ingresso di convertitore, nella quale si nota che la corrente e la tensione sono in fase, a meno dello
sfasamento introdotto dal filtro d'ingresso.
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19
600
380
160
-60
-280
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.10. Tensione (in verde) e corrente (in rosso) all'ingresso del convertitore.
Il sistema di controllo del convertitore deve stabilizzare la tensione continua al valore di riferimento, in
questo caso assunto pari a 800 V, che viene illustrata nella Figura 3.11.
805
[V]
796
787
778
769
760
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.11. Tensione del bus cc.
Si può osservare che il convertitore di interfaccia mantiene effettivamente la tensione del bus cc al suo
valore nominale, a meno di un ripple ad alta frequenza dovuto alla commutazione delle valvole.
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20
3.3.2 Funzionamento normale da inverter
Questa condizione di funzionamento capita quando nella sezione in cc si ha un surplus di potenza
proveniente dai generatori distribuiti ad essa allacciati.
Nelle figure che seguono (Figura 3.12 - Figura 3.17) sono riportate le stesse grandezze già illustrate
nel paragrafo precedente e relative alla condizione di funzionamento da raddrizzatore. Anche in questo
caso, il surplus ipotizzato è stato pari a 200 kW.
400
[V]
300
200
100
0
-100
-200
-300
-400
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
0.09
[s]
0.10
Figura 3.12. Tensioni di fase all'ingresso del convertitore di interfaccia.
600
[A]
380
160
-60
-280
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
Figura 3.13. Correnti nelle induttanze di commutazione del convertitore di interfaccia.
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21
La Figura 3.13 mostra le tre correnti all'ingresso del convertitore nelle tre induttanze di commutazione,
che in questo caso risultano essere in opposizione di fase rispetto alle omologhe di Figura 3.7.
600
380
160
-60
-280
-500
0.070
0.075
0.080
0.085
0.090
0.095
[s]
0.100
Figura 3.14. Corrente nell'induttanza di commutazione del convertitore di interfaccia (fase A) e limiti
superiore e inferiore della banda di isteresi.
In Figura 3.14 si nota che anche in questo caso il controllo a banda di isteresi è causa di una evidente
variazione della frequenza di commutazione, maggiore verso il passaggio per lo zero della corrente e
minore sulla cresta.
500
[A]
375
250
125
0
-125
-250
-375
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.15. Confronto tra corrente nell'induttanza di commutazione (blu), corrente nel filtro di ingresso
(verde) e corrente assorbita dalla rete (rossa) relative alla fase A.
È interessante osservare in Figura 3.15, rispetto alla Figura 3.9, che mentre la corrente nell'induttanza
di commutazione è in opposizione di fase, la componete alla frequenza di rete della corrente assorbita dal
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22
filtro è rimasta la stessa, poiché dipende dalla tensione di alimentazione. Ne segue che anche in questo
caso la corrente iniettata in rete è leggermente in anticipo rispetto all'effettivo riferimento generato.
500
375
250
125
0
-125
-250
-375
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.16. Tensione (in verde) e corrente (in rosso) all'ingresso del convertitore.
Dalla Figura 3.16 si nota l'effettiva opposizione di fase tra tensione e corrente dovuta al fatto che il
convertitore sta cedendo potenza alla rete pubblica ca; si può inoltre osservare il piccolo sfasamento sui
passaggi per lo zero causato dalla potenza reattiva prodotta dal filtro.
835
[V]
830
825
820
815
810
805
800
795
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
[s]
0.10
Figura 3.17. Tensione del bus cc.
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23
A regime, come si evince dal confronto tra la Figura 3.17 e la Figura 3.11, la diversa condizione di
funzionamento non ha influenza sulla tensione mantenuta sul bus cc, a meno di una diversa impostazione
dei riferimenti delle soglie di tensione per le due configurazioni.
3.3.3 Passaggio dalla condizione di funzionamento da inverter a quella da raddrizzatore
In questa simulazione è stato considerato il transitorio conseguente al passaggio tra le due condizioni
precedentemente esaminate, più precisamente da una situazione di surplus di potenza nella rete in
continua di 200 kW (funzionamento da inverter) ad una condizione di assorbimento di 200 kW
(funzionamento da raddrizzatore). È stata scelta una variazione così ampia, che ha una scarsa probabilità
di realizzarsi nella realtà, per verificare il comportamento del convertitore in un caso limite.
Nelle figure che seguono (Figura 3.18 - Figura 3.23) vengono riportate, a titolo di confronto, le stesse
grandezze viste nei casi precedenti.
400
[V]
300
200
100
0
-100
-200
-300
-400
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.10
0.11 [s] 0.12
Figura 3.18. Tensioni di fase all'ingresso del convertitore di interfaccia.
Le tensioni alternate di alimentazione (Figura 3.18) non subiscono significative variazioni nel passaggio
da assorbimento a iniezione di energia in rete, in quanto la variazione di potenza durante il transitorio,
pari a 400 kW (da –200 a +200 kW), è comunque molto minore della potenza di corto circuito nel punto
di allacciamento del convertitore.
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24
600
[A]
400
200
0
-200
-400
-600
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.10
0.11 [s] 0.12
Figura 3.19. Correnti nelle induttanze di commutazione del convertitore di interfaccia nel passaggio da
raddrizzatore a inverter.
In Figura 3.19 si osserva che il rovesciamento di fase della corrente, pari a 180°, avviene in un tempo
rapido attraverso una distorsione della corrente della durata di circa mezzo periodo della frequenza di
rete. Tuttavia come si è visto, questo transitorio non è tale da causare una significativa distorsione della
tensione, che comunque avrebbe un disturbo limitato e di breve durata.
600
400
200
0
-200
-400
-600
40
50
60
70
80
[ms] 90
Figura 3.20. Corrente nell'induttanza di commutazione del convertitore di interfaccia (fase A) e limiti
superiore e inferiore della banda di isteresi.
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25
Il cambio di fase comporta una distorsione del segnale di riferimento della corrente, che comunque
viene ben seguito dal sistema di controllo, dal momento che la corrente rimane sempre confinata
all'interno della banda di isteresi (Figura 3.20).
Anche in questo caso, come si vede in Figura 3.21, la corrente fondamentale assorbita dal filtro non
subisce variazioni dato che la tensione rimane sinusoidale.
600
[A]
380
160
-60
-280
-500
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.10
0.11 [s] 0.12
Figura 3.21. Confronto tra corrente nell'induttanza di commutazione (blu), corrente nel filtro di ingresso
(verde) e corrente assorbita dalla rete (rossa) relative alla fase A.
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.10
600
380
160
-60
-280
-500
0.04
0.11 [s] 0.12
Figura 3.22. Tensione (in verde) e corrente (in rosso) all'ingresso del convertitore.
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26
Dalla Figura 3.22 si può ancora osservare il fatto che la potenza reattiva vista a monte del convertitore
è costante, e che non è influenzata dalla sua condizione di funzionamento, fatta eccezione per il periodo
di transitorio in cui la corrente non è più sinusoidale.
Il transitorio più evidente è quello che accade alla tensione del bus cc (Figura 3.23), in cui il passaggio
da inverter a raddrizzatore causa una variazione di tensione. Infatti, il convertitore inizialmente sta
prelevando potenza, prodotta dai generatori distribuiti, dal bus cc per trasferirla in rete. Durante il
passaggio di stato anche il carico inizia ad assorbire dalla rete cc, causando una rapida scarica dei
condensatori di livellamento e una conseguente diminuzione della tensione sul bus cc. A questo punto il
regolatore PI del convertitore cambia rapidamente il riferimento di corrente in modo da riequilibrare le
potenze e riportare la tensione al suo valore di riferimento. Bisogna comunque osservare che la
variazione di tensione che si determina è contenuta nel 10% della tensione nominale, e quindi
sopportabile dai utilizzatori collegati. Se in fase di dimensionamento si riscontrasse una variazione
maggiore, basterebbe aumentare opportunamente la capacità dei condensatori di livellamento.
840
[V]
820
800
780
760
740
720
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.10
0.11 [s] 0.12
Figura 3.23. Tensione sul bus cc.
Nel caso invece del passaggio inverso, cioè da raddrizzatore a inverter, si verrebbe ad avere una
piccola sovratensione, poiché in questo caso durante il transitorio i condensatori di livellamento
tenderebbero a caricarsi.
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27
4.
Generatore fotovoltaico
Uno degli obiettivi per cui è stata sviluppata la distribuzione in continua è quello di consentire una più
facile integrazione della GD. Infatti, la connessione di generatori ad un sistema in continua risulta più
agevole in quanto non sussiste il problema della sincronizzazione, ed anche i convertitori cc/cc sono più
semplici rispetto a quelli cc/ca sia costruttivamente che dal punto di vista del sistema di controllo. Anche
per la rete pubblica di distribuzione la connessione dei generatori ad una rete locale in continua può
costituire un vantaggio in quanto tutte le problematiche legate all’interfaccia con la GD sono concentrate
in un unico punto.
I generatori fotovoltaici permettono di convertire direttamente la radiazione solare in energia elettrica
senza produrre inquinamento ambientale. Essi necessitano di ridotti lavori di manutenzione e presentano
il vantaggio di essere modulari, per cui è possibile con relativa facilità incrementarne la potenza erogata.
Nonostante l’energia solare sia abbondante e gratuita, la diffusione degli impianti fotovoltaici e l’utilizzo di
quest’energia sono ancora limitati dal costo della potenza generata; negli ultimi ani si è notata una loro
maggiore diffusione dovuta sia ad una riduzione dei costi, che ad un miglioramento dei rendimenti di
conversione. Nonostante tale riduzione dei costi, il costo dell’energia elettrica prodotta con impianti
fotovoltaici non è ancora competitivo rispetto a quello garantito da altre tecnologie per la GD, se non in
presenza di provvedimenti di incentivazione.
Al fine di realizzare una modellizzazione corretta di un generatore fotovoltaico è necessario analizzarne
brevemente le equazioni di funzionamento. Il funzionamento di una cella fotovoltaica può essere
rappresentato, agli effetti esterni, dal circuito equivalente riportato in Figure 4.1.
I
Iph
Irs
Rs
Rsh
V
Figura 4.1. Circuito equivalente di una cella fotovoltaica.
La caratteristica di una cella fotovoltaica non illuminata (caratteristica di buio) coincide con quella di un
diodo; l’effetto dell’irraggiamento è quello di far comparire una corrente, detta corrente fotogenerata (Iph
in Figure 4.1), che trasla tale caratteristica parallelamente a se stessa di una quantità pari a Iph. Le
resistenze Rs e Rsh tengono conto di fenomeni parassiti, quali ad esempio le perdite ohmiche; in una cella
ideale esse sarebbero rispettivamente nulla e infinita, mentre nelle celle usualmente in commercio esse
assumono rispettivamente valori di qualche decimo di ohm e qualche centinaio di ohm.
Le equazioni che identificano il funzionamento di un modulo fotovoltaico sono le seguenti:
⎡ ⎛ q ⋅ (V + I ⋅ R ) ⎞ ⎤ V
s ⎟ − 1⎥ −
I = np ⋅I
− n p ⋅ I rs ⋅ ⎢exp⎜
ph
⎜
A⋅ k ⋅T ⋅ n ⎟ ⎥ R
⎢
sh
s ⎠ ⎦
⎣ ⎝
S
I
= I scr + ki ⋅ (T − Tr ) ⋅
ph
100
3
⎡ q ⋅ EG ⎛ 1 1 ⎞ ⎤
⎡T ⎤
⎜⎜
I rs = I rr ⋅ ⎢ ⎥ ⋅ exp ⎢
− ⎟⎟⎥
⎢⎣ A ⋅ k ⎝ Tr T ⎠⎥⎦
⎣ Tr ⎦
[
]
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dove I è la corrente erogata dal modulo fotovoltaico, np il numero di celle connesse in parallelo, Iph la
corrente fotogenerata, che, come espresso dalla seconda equazione, risulta proporzionale alla radiazione
solare S incidente sul modulo, Irs la corrente di saturazione reversibile, q la carica dell’elettrone, V la
tensione di uscita, Rs la resistenza serie, Rsh la resistenza di shunt, A un fattore di idealità, k la constante
di Boltzman, T la temperatura di funzionamento delle celle, ns il numero di celle connesse in serie, Iscr la
corrente di cortocircuito della celle alla temperatura di riferimento, ki il coefficiente di dipendenza della
corrente di cortocircuito dalla temperatura, Irr la corrente di saturazione reversibile alla temperatura di
riferimento, EG la differenza di energia tra la banda di valenza e la banda di conduzione, che per il silicio è
di 1.07 eV, e Tr la temperatura di riferimento.
La prima delle equazioni precedenti costituisce l’espressione analitica della caratteristica tensionecorrente di un modulo fotovoltaico costituito da np stringhe in parallelo ciascuna formata da ns celle in
serie. La Figure 4.2 riporta un esempio di caratteristica tipica di una cella al silicio.
ISC
2
Im
I [A], P[W]
1.5
1
0.5
0
0
0.2
I(V)
P(V)
Vm, Im
Vm, Pm
0.4
0.6
0.8
Vm
1
VOC
V [V]
Figura 4.2. Caratteristica tipica di una cella fotovoltaica.
I punti che identificano il funzionamento della cella corrispondono alle condizioni di corto circuito,
circuito aperto e massima potenza. La corrente di corto circuito (ISC in Figura 4.2) è quella che circola ai
morsetti esterni quando questi vengono connessi tra loro ed è la massima che la cella può erogare; la
tensione a vuoto (VOC in Figura 4.2) è quella che si stabilisce ai morsetti della cella quando non vi è
connesso alcun carico, ed è la massima ottenibile. Per quanto riguarda la potenza, la Figura 4.2 ne riporta
l’andamento in funzione della tensione: come si può osservare, essa varia al variare della tensione e della
corrente erogate dalla cella e raggiunge il valore massimo in corrispondenza del ginocchio della
caratteristica (Im, Vm in Figura 4.2).
I parametri più importanti che influenzano il comportamento di una cella fotovoltaica sono la
temperatura e l’irraggiamento. Le variazioni di temperatura hanno effetto principalmente sulla tensione a
vuoto, che diminuisce al crescere di essa, mentre la variazione della corrente di corto circuito è modesta.
Al contrario, le variazioni di irraggiamento hanno effetto principalmente sulla corrente fotogenerata
(seconda delle equazioni precedenti), che coincide con buona approssimazione con la corrente di corto
circuito, mentre ha scarsa influenza sulla tensione a vuoto.
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Le variazioni delle condizioni ambientali hanno dunque l’effetto di modificare la caratteristica di
funzionamento delle celle fotovoltaiche e di conseguenza la potenza da esse prodotte. Per questo è
importante che i generatori fotovoltaici siano dotati di dispositivi detti inseguitori del punto di massima
potenza (Maximum Power Point Tracker – MPPT) in grado di farli sempre funzionare in corrispondenza del
ginocchio della caratteristica, variandone tensione e corrente erogate.
La modellizzazione del generatore fotovoltaico in ATP è stata effettuata come mostrato in Figura 4.3.
ISC iOUT
A
iR
ISC
vOUT
B
Figura 4.3. Schema del modello di generatore fotovoltaico utilizzato in ATP.
Esso è costituito da un generatore ideale di corrente di valore pari alla corrente di corto circuito con in
parallelo una resistenza variabile in funzione della tensione. I valori di quest’ultima sono tarati in modo
che la corrente erogata, pari alla differenza tra quella di corto circuito e quella che attraversa la
resistenza stessa (iOUT = ISC-iR), sia quella che si ottiene dalla caratteristica del generatore per ciascun
valore di tensione. Il diodo posto in serie impedisce che iR assuma valori negativi, condizione che
corrisponderebbe ad una corrente erogata iOUT maggiore della corrente di corto circuito, fisicamente
inaccettabile; il diodo di blocco serve invece per evitare flussi di potenza verso il generatore.
Si osservi che i valori per cui è tarata la resistenza variabile corrispondono ad un’unica caratteristica
tensione-corrente: tale modello non consente quindi di tenere in considerazione le variazioni della
caratteristica in relazione ai parametri ambientali (temperatura e irraggiamento), a meno di non adottare
più resistenze con diversi valori di taratura.
Lo schema secondo cui questo modello è stato implementato in ATPDraw è riportato in Figura 4.4.
Figura 4.4. Modello del generatore fotovoltaico implementato in ATPDraw.
Il generatore ideale di corrente è scisso in due, uno di verso positivo ed uno di verso negativo, in modo
da non vincolare il potenziale del generatore fotovoltaico rispetto a terra. Il condensatore connesso
all’uscita del generatore e la resistenza variabile nel tempo servono per l’inizializzazione del generatore,
che avviene nei primi istanti di simulazione con il generatore disconnesso dal resto del circuito
(interruttore aperto). Il valore della resistenza è tale da portare il generatore al funzionamento nel punto
di massima potenza.
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La potenza del generatore fotovoltaico è stata scelta ipotizzandola pari al 50% della potenza richiesta
dal carico: è stata considerata una potenza così elevata in quanto il generatore fotovoltaico rappresenta
in realtà l’insieme di più generatori distribuiti, anche di diversa tipologia, inseriti nella rete in continua; tra
gli scopi di tale rete, come già ricordato, vi è anche quello di consentire una più agevole integrazione
della GD, pertanto una percentuale di penetrazione del 50% appare plausibile.
Il generatore è costituito da 260 stringhe in parallelo, ciascuna stringa formata da 24 moduli in serie;
le sue principali caratteristiche sono riportate in Tabella 1.
Tabella 1. Principali caratteristiche del generatore fotovoltaico.
tensione a vuoto (VOC)
511.2 V
corrente di corto circuito (ISC)
1040 A
potenza di picco in uscita (Pm)
400 kW
tensione al punto di massima potenza (Vm)
420 V
corrente al punto di massima potenza (Im)
941.6 A
Per la connessione del generatore fotovoltaico alla rete in continua è necessario un convertitore dc/dc
di tipo elevatore. La necessità di avere un convertitore elevatore deriva dal rapporto tra la tensione scelta
per la sezione in continua (800 V) e la tensione di lavoro del generatore (tensione nominale di 420 V),
considerandone anche le variazioni in relazione alle diverse condizioni ambientali (irraggiamento e
temperatura). Tale convertitore può essere unidirezionale, in quanto il flusso di potenza deve sempre
essere dal generatore verso la rete; un suo schema è riportato in Figura 4. 5.
Rs
Lpv
S
vG
Cgen
Cdcpv
vDC
Rs
Figura 4.5. Schema della connessione del generatore fotovoltaico mediante un chopper elevatore
unidirezionale.
Per quanto riguarda l’induttanza di commutazione, per determinarne il valore si è utilizzata la seguente
espressione:
f ⋅ ΔI =
vG
L pv
⎛
v
⋅ ⎜1 − G
⎜ v
dc
⎝
⎞
⎟
⎟
⎠
dove f indica la frequenza di commutazione del convertitore, ΔI l’ampiezza della banda di isteresi e VG
la tensione in uscita del generatore fotovoltaico. In questo caso, il prodotto fra la frequenza di
commutazione e l’ampiezza della banda varia al variare della tensione del generatore; utilizzando
un’ampiezza di banda costante, si ha una frequenza di commutazione del convertitore variabile.
Considerando le condizioni di funzionamento nel punto di massima potenza si ottiene per l’induttanza di
commutazione un valore di 0.11 mH.
Lo schema secondo cui questo modello è stato implementato in ATPDraw è riportato in Figura 4. 6.
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31
I
I
I
I
I
I
Figura 4.6. Modello del chopper elevatore implementato in ATPDraw.
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Come si può osservare, durante l’inizializzazione del generatore fotovoltaico (interruttore in uscita del
generatore aperto), il convertitore cc/cc è alimentato da un generatore di tensione, che ad inizializzazione
avvenuta viene disconnesso, di valore pari a 420 V, tensione di funzionamento del generatore
fotovoltaico.
Il convertitore comprende poi l’induttanza di commutazione, una gamba e la sezione in continua,
costituita da un condensatore di filtro e da un generatore di tensione che modellizza la rete in continua. Il
valore di tale generatore, così come per i convertitori di interfaccia con la rete principale e del sistema di
accumulo, è determinato da un circuito TACS così da poter simulare transitori di variazione della tensione
continua.
Per la realizzazione di un convertitore elevatore unidirezionale sono necessarie una valvola comandata
ed un diodo; tuttavia, per queste taglie di potenza sono usualmente disponibili in commercio dei moduli
che comprendono la gamba completa, formata da due valvole comandate e due diodi di ricircolo: per
questo motivo, anche nel modello simulato si è utilizzata una gamba completa, la cui valvola superiore è
mantenuta costantemente in stato di off.
Il convertitore d’interfaccia del generatore fotovoltaico deve garantire il funzionamento di quest’ultimo
nel punto della caratteristica tensione – corrente che corrisponda al valore massimo di potenza erogabile
in funzione delle condizioni ambientali; deve inoltre garantire l’erogazione di tutta la potenza disponibile a
condizione che gli altri componenti del sistema (carichi, sistema di accumulo, rete) siano in grado di
assorbirla. In caso contrario il sistema di controllo del chopper deve limitare la potenza erogata dal
generatore stabilizzando la tensione cc al valore di riferimento.
A tal fine è stato utilizzato il sistema di controllo riportato in Figura 4.7: esso determina il riferimento di
corrente che deve essere assorbita dal chopper, mentre per il suo inseguimento si utilizza un algoritmo di
modulazione basato su una tecnica a banda di isteresi.
V
+
Vneg
1
τ ⋅s +1
Vmis
errV
+
-
Ki
Kp+ s
1
Kcorr
X
Vpos
Irif
0
Vrif
IMPP
Figura 4.7. Schema del circuito di controllo utilizzato per il chopper.
Dalla differenza delle tensioni del polo positivo (Vpos) e negativo (Vneg) si ottiene la tensione di uscita
del convertitore che viene filtrata mediante un filtro passa-basso per contenere l’ampiezza dei ripple ad
alta frequenza presenti nella tensione continua e dovuti al funzionamento del convertitore stesso e degli
altri convertitori connessi alla rete cc. La tensione risultante Vmis viene poi confrontata con la tensione di
riferimento Vrif: per tale tensione deve essere scelto un valore convenientemente più elevato rispetto al
nominale in quanto costituisce il riferimento a cui il sistema di controllo stabilizza la tensione continua
limitando la potenza erogata dal generatore; questa situazione si può verificare ad esempio in condizioni
di potenza prodotta dai generatori locali maggiore rispetto a quella necessaria ai carichi connessi alla rete
in continua nell’impossibilità di erogare tale eccedenza verso la rete in alternata (ad esempio per guasto
alla rete o al convertitore di interfaccia). La determinazione del riferimento di corrente viene effettuata a
partire dal segnale IMPP proveniente dal sistema di inseguimento del punto di massima potenza, che
identifica la corrente che deve essere erogata dal generatore affinché esso produca la massima potenza
in funzione delle condizioni ambientali di irraggiamento e temperatura. Tale sistema non è stato
implementato in quanto le relative dinamiche sono molto più lente di quelle che si intende analizzare: il
segnale IMPP è stato dunque supposto costante e corrispondente al funzionamento nel punto ottimo in
condizioni standard d’irraggiamento e temperatura. Il riferimento di corrente IMPP viene moltiplicato per
un segnale compreso tra 0 e 1 che costituisce l’uscita di un limitatore il cui ingresso (Kcorr) deriva
dall’anello di regolazione della tensione illustrato in precedenza: per valori della tensione cc inferiori al
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riferimento Vrif, l’uscita del regolatore PI assume valori elevati che il limitatore limita ad 1, ed il
riferimento di corrente risulta quindi uguale a IMPP (il generatore eroga tutta la potenza disponibile); per
valori della tensione cc prossimi a Vrif l’uscita del regolatore assume invece valori inferiori ad 1 ed il
riferimento di corrente risulta essere una frazione del segnale proveniente dall’MPPT (il generatore eroga
una potenza inferiore rispetto alla massima disponibile). La presenza del regolatore PI assicura che la
tensione continua venga stabilizzata al valore Vrif.
Per quanto riguarda l’algoritmo di modulazione, esso è realizzato mediante una tecnica a banda di
isteresi analogamente a quanto visto per il convertitore di interfaccia del sistema di accumulo.
Nelle simulazioni condotte il valore di riferimento per la tensione continua è stato posto pari a Vrif =
832 V.
La prima simulazione si riferisce ad una situazione di regime in cui la tensione cc è mantenuta costante
al valore di 800 V dal generatore ideale di tensione; in queste condizioni, il generatore fotovoltaico
funziona nel suo punto di massima potenza (Vm = 420 V e Im = 941.6 A; Figura 4.8 e Figura 4.9
rispettivamente). La Figura 4.10 riporta la corrente nell’induttanza di commutazione, che presenta una
componente continua di valore pari alla corrente erogata dal generatore fotovoltaico con sovrapposto un
ripple ad alta frequenza dovuto al funzionamento del convertitore dc/dc.
1200
[V]
1000
800
600
400
200
0
-200
0.060
0.075
0.090
0.105
0.120
0.135
[s]
0.150
Figura 4.8. Tensione in uscita dal generatore fotovoltaico.
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34
1200
[A]
1000
800
600
400
200
0
-200
0.060
0.075
0.090
0.105
0.120
0.135
0.120
0.135
[s]
0.150
Figura 4.9. Corrente erogata dal generatore fotovoltaico.
1200
1000
800
600
400
200
0
-200
0.060
0.075
0.090
0.105
[s] 0.150
Figura 4.10. Corrente nell’induttanza di commutazione del convertitore di interfaccia del generatore
fotovoltaico (rosso); limite massimo (verde) e minimo (blu) della banda di isteresi.
La seconda simulazione è volta a verificare il comportamento del sistema di controllo nelle condizioni in
cui esso deve provvedere a limitare la potenza prodotta dal generatore. A tal fine, si è proceduto a far
variare, all’istante 0.07 s, il valore del generatore di tensione connesso all’uscita del convertitore da 800
V a 840 V, valore superiore al riferimento Vrif = 832 V; in queste condizioni, il sistema di controllo
dovrebbe diminuire la potenza prodotta dal generatore fotovoltaico in modo da stabilizzare la tensione cc
al valore di riferimento, azione non possibile nelle condizioni simulate in quanto l’intera rete in continua è
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stata modellizzata mediante un generatore ideale di tensione, che pertanto mantiene costante il valore
della tensione ai suoi capi indipendentemente dalla potenza erogata dal generatore. In questo caso il
sistema di controllo provvede a diminuire il valore della corrente erogata dal generatore fotovoltaico fino
ad annullarla (Figura 4.11); corrispondentemente, la tensione del generatore si porta dal valore al punto
di massima potenza (Vm) alla tensione a vuoto VOC (Figura 4.12).
1200
[A]
1000
800
600
400
200
0
0.040
0.062
0.084
0.106
0.128
[s] 0.150
0.106
0.128
[s] 0.150
Figura 4.11. Corrente erogata dal generatore fotovoltaico.
520
[V]
498
476
454
432
410
0.040
0.062
0.084
Figura 4.12. Tensione in uscita dal generatore fotovoltaico.
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5. Il sistema di accumulo
5.1
Descrizione
Le batterie al piombo sono il tipo più comune di batterie ricaricabili utilizzato oggi perché hanno
raggiunto una buona maturità costruttiva e per un rapporto costo/prestazioni favorevole.
Nel caso in studio, il sistema di accumulo è rappresentato da una batteria al piombo, con una tensione
nominale Vn = 2 V. Poiché è opportuno per il dimensionamento che la tensione della batteria sia più
piccola rispetto a quella del bus cc, e quindi è necessario l'impiego di un convertitore boost, sono stati
considerati 200 elementi connessi in serie, corrispondenti a una tensione nominale della batteria di Vbatn
= 400V. La tensione massima di ciascun elemento è di 2,23 V, mentre la minima che si ottiene a fine
scarica è pari a 1,67 V. per cui la tensione della batteria varia tra un massimo Vbatmax = 446 V e un
minimo Vbatmin = 334 V. In questo caso il duty cycle del chopper di accoppiamento deve essere compreso
tra 0,5575 e 0,4175.
Nel caso in studio la potenza complessiva del carico è stata considerata di 800 kW. In questo caso, la
batteria deve essere dimensionata per erogare una corrente massima corrispondente a:
I=
P
Vbat min
= 2395 A
Tenendo conto del valore sovra determinato, per la corrente di carica della batteria si assume il valore
della corrente di scarica in 10 ore (I10) di valore 239,5 A.
Per la rappresentazione della batteria è stato utilizzato un modello semplificato, costituito dalla serie di
un generatore di tensione, di valore pari alla tensione di fine scarica della batteria, una resistenza, per
tenere conto del rendimento di carica – scarica, ed una capacità, per modellizzare l'effetto di carica e
scarica. In particolare, per la capacità sono stati fissati due valori costanti, uno per il processo di carica e
uno per quello di scarica. Tale modellizzazione è stata ritenuta sufficiente per gli scopi del presente
lavoro, che non mirano all'analisi del comportamento del sistema d'accumulo, ma allo studio dell'intero
sistema.
Il modello della batteria considerato e implementato in ATPDraw è illustrato in
Figura 5.1.
R
C
V b a tm in
Figura 5.1. Modello della batteria considerato e implementato in ATP.
Il valore della capacita del condensatore può essere ricavato dalla formula:
C=
I
med
⋅ Δt
(Vbatn − Vbat min − Imed ⋅ R )
dove Imed è il valore medio della corrente fornita dalla batteria fra le tensioni di massima carica e
minima scarica ammesse, Δt è l'intervallo di tempo per quale la batteria deve sostenere la tensione e R è
la resistenza interna della batteria (R=0.01Ω).
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37
Per ragioni di sicurezza è molto importante evitare una carica eccessiva della batteria, anche per
evitarne possibili danneggiamenti irreversibili. Infatti, un sovraccarico può causare lo sviluppo di gas
interni, che determinano perdita dell'acqua della soluzione elettrolitica e il conseguente invecchiamento
prematuro.
5.2
Convertitore di interfaccia del sistema di accumulo
Il convertitore utilizzato per collegare il sistema di accumulo al bus cc è un chopper bidirezionale
(Figura 5.2). La sua funzione è quella di mantenere carico il sistema di accumulo durante il
funzionamento normale, e di regolare la tensione del bus cc durante i primi istanti del funzionamento in
isola. Per definire la logica di controllo del sistema è stato utilizzato come segnale di riferimento la
tensione della linea in continua (Vdc). Tal scelta è dovuta al fatto che la tensione della linea è un
parametro direttamente influenzato dai valori della tensione lato alternata, dalla potenza richiesta dal
carico e da quella scambiata (erogata o assorbita) dall'accumulatore. Inoltre, la tensione di linea
costituisce un segnale comune per tutti i convertitori.
L bat
i
R
C dc
V dc
R carico
C
V batmin
Figura 5.2. Circuito di potenza del sistema di accumulo.
I processi di carica e di scarica devono essere controllati in tal modo da limitare la corrente a valori
accettabili e di determinare lo stato di carica, impedendo che possano avvenire processi di sovraccarica o
sottoscarica. I processi di carica e di scarica sono comandati con da un anello di controllo che confronta la
tensione Vdc con le due soglie Vstc (tensione stato carica) e Vstd (tensione stato scarica).
La logica di controllo del convertitore è stata realizzata tenendo conto delle diverse condizioni di
funzionamento che caratterizzano l'accumulatore stesso:
•
fase di carica: corrente assorbita (Ibat < 0) e tensione ai morsetti (Vbat) in aumento;
fase di scarica: corrente erogata (Ibat > 0) e tensione ai morsetti (Vbat) in diminuzione;
•
•
fase inerte: l'accumulatore non scambia potenza (Ibat = 0, Vbat costante).
Il modello della batteria e chopper bidirezionale implementato in ATPDraw è illustrato in Figura 5.3.
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38
Figura 5.3. Modello del sistema di accumulo e batteria implementato in ATPDraw.
La potenza scambiata dalla batteria viene determinata imponendo la corrente assorbita del chopper. Il
sistema di controllo è composto da due anelli, uno che regola il processo di carica (anello superiore in
Figura 5.4 in cui è rappresentato il solo ramo di andata) e uno che regola il processo di scarica (ramo di
andata dell'anello inferiore in Figura 5.4), che non agiscono contemporaneamente.
Vpos
Vbatmax
V
+
Vneg
1
τ ⋅ s +1
Vmis
+
Irif
IF
Vstc
Vbat
Vbatmin
+
errV
-
Ki
Kp+ s
IF
Irif
Vstd
Figura 5.4. Circuito di controllo utilizzato per il convertitore d'interfaccia del sistema di accumulo.
La logica di controllo, rappresentata in
Figura 5.4, determina inizialmente lo stato di carica o di scarica
della batteria. A tal fine, la tensione sulla batteria viene misurata e confrontata con i valori Vbatmin e
Vbatmax.
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39
Nel caso in cui la tensione Vbat sia compresa entro questi limiti, la logica realizza le funzioni della
seconda parte del controllo. Se invece la tensione di batteria è fuori dal intervallo compresso tra Vbatmin e
Vbatmax, il convertitore viene spento.
Nella seconda parte del controllo, il valore Vpos rappresenta la tensione del polo positivo del circuito in
corrente continua e Vneg la tensione del polo negativo. La logica di controllo misura a ogni instante di
tempo questi due valori e la differenza viene inviata a un filtro passa basso. Lo scopo del filtro è quello di
ridurre il ripple della tensione del circuito in corrente continua, che verrebbe visto dal sistema di controllo
come un rumore sul segnale. Il segnale in uscita dal filtro passa basso, Vmis, viene confrontato nell'anello
superiore con il valore della tensione di carica impostata per il circuito in corrente continua.
Il processo di ricarica viene realizzato mantenendo la corrente costante per tensioni del bus cc
maggiori del valore di riferimento Vstc da almeno un determinato tempo (es. 1s). Il valore di riferimento
avrà il valore della corrente di carica, che per la batteria si può considerare pari a un decimo della
capacità della batteria espressa in Ah. Il valore di riferimento diventa negativo in condizioni di carica della
batteria, perché il sistema di accumulo assorbe corrente.
Nell'anello inferiore la tensione Vmis viene invece confrontata con il valore di tensione di scarica Vstd.
L'errore risultante viene inviato ad un regolatore PI che ha il compito di stabilizzare la tensione del bus cc
al valore di riferimento Vstd. Il segnale in uscita da tale regolatore viene limitato in modo che la corrente
richiesta non superi la massima erogabile dalla batteria Idmax.
La soglia Vstd costituisce un limite al di sopra del quale la tensione VDC viene mantenuta anche in caso
di buchi di tensione e interruzioni dell'alimentazione, in relazione allo stato di carica dell'accumulatore e
alla capacità della batteria stessa.
La logica di controllo deve permette di interrompere il processo di carica, in caso di sistema
completamente carico, e di scarica in caso di sistema completamente scarico.
I segnali di accensione delle valvole sono determinati mediante un controllo in corrente a banda di
isteresi, in modo che la corrente di fase sia contenuta in una banda costruita intorno al riferimento.
La corrente effettiva I viene confrontata con la corrente di riferimento Irif e l'errore viene inviato ad un
comparatore che lo confronta con le soglie +Irip/2 e –Irip/2.
Nel caso in cui l'errore sia maggiore del limite superiore della banda +Irip/2, ovvero quando la corrente
è maggiore della soglia superiore della banda di isteresi, la valvola connessa alla polarità negativa del bus
in continua viene aperta in modo tale che la corrente di fase, circolando nel diodo di ricircolo del ramo
superiore possa decrescere rientrando nella banda di riferimento. Quando la corrente è minore della
soglia inferiore della banda di isteresi, la valvola connessa alla polarità negativa del bus in continua viene
chiusa; in tale modo la tensione che viene applicata all'induttore Lbat è tale da far crescere la corrente di
fase, che torna quindi all'interno della banda permessa (Figura 5.5).
Se invece il modulo dell'errore è inferiore a Irip/2, lo stato della valvola del ramo inferiore non viene
variato. Quanto detto si riferisce al caso in cui il verso della potenza va dalla batteria alla rete in continua,
cioè durante la fase di scarica. Nel caso contrario, quando la potenza circola dalla rete verso la batteria,
le considerazioni sopra presentate valgono per la valvola del ramo superiore e il diodo di ricircolo del
ramo inferiore.
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40
I(t)
I(t)
Irip/2
Irif(t)
Irip/2
t
S(t)
on
t
off
Figura 5.5. Andamento della corrente ottenuto tramite un controllo della valvola del ramo inferiore.
5.3
Verifica del sistema di accumulo e logica di controllo del chopper bidirezionale
Il sistema d'accumulo è stato rappresentato come un generatore di tensione (di valore pari alla
tensione nominale della batteria) e una resistenza R = 0,01 Ω. Le due soglie di tensione, nel processo di
carica e di scarica sono Vstc = 830 V e Vstd = 795 V. La soglia Vstd costituisce un limite al di sopra del
quale la tensione VDC viene mantenuta anche in caso di buchi di tensione e interruzioni dell'alimentazione,
in relazione allo stato di carica dell'accumulatore.
I valori per le correnti di carica e di scarica sono stati scelti in base al valore massimo della corrente
che la batteria può erogare, e valgono rispettivamente Istc = 239,5 A e Istd = 2395 A.
In questa simulazione si è considerata una variazione del carico alimentato dal sistema in continua, in
particolare una sua diminuzione (all'istante 0,07 s) da 800 kW a 400 kW.
L'andamento della corrente nella induttanza di commutazione è illustrato in
Figura 5.6.
2500
Istd
2000
1500
1000
500
0
Istc
-500
0.03
0.05
0.07
0.09
0.11
0.13
[s]
0.15
Figura 5.6. Andamento della corrente nella induttanza di commutazione e soglie Istc e Istd.
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41
Prima dell'instante 0,07 s la batteria alimenta il carico. All'instante 0,07 s, la diminuzione di carico del
50% determina una piccola sovratensione che non provoca la ricarica della batteria perché perdura per
un tempo inferiore a 1 s, che rappresenta il ritardo intenzionale aggiunto per evitare continui passaggi da
scarica a carica. Se invece la tensione è maggiore della Vstc per un tempo sufficiente, la corrente diventa
negativa, pari a –Istc A, in corrispondenza della sovratensione ai capi del carico. In
Figura 5.7 è illustrato
l'andamento della tensione ai capi del carico e le due soglie Vstd e Vstc. La logica di controllo del chopper
determina la stabilizzazione della tensione al valore Vstd = 795 V.
840
Vstc
820
800
Vstd
780
760
740
720
700
0.03
0.05
0.07
0.09
0.11
0.13
[s]
0.15
Figura 5.7. Andamento della tensione ai capi del carico e le soglie Vstd e Vstc.
La corrente nell'induttanza di commutazione, il valore di riferimento e i valori minimo e massimo, sono
illustrati in
Figura 5.8.
La frequenza di commutazione si può osservare che è 10000 Hz, uguale con il
valore scelto.
1100
1050
1000
950
900
850
77.0
77.5
78.0
78.5
79.0
79.5
[ms]
80.0
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42
Figura 5.8. Andamento della corrente nell'induttanza di commutazione, del valore di riferimento e dei
valori massimo e minimo.
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43
6.
Interruzione della rete pubblica ca (ISOLA INDESIDERATA)
Una situazione particolarmente critica per il convertitore di interfaccia è l'interruzione della rete
pubblica ca, che si può avere in seguito all'apertura dell'interruttore BT a valle del trasformatore MT/BT
causata da un guasto o da una manovra voluta. Infatti, se il convertitore sta funzionando da inverter,
ossia sta iniettando potenza in rete, nel caso di perdita di rete, se nella sezione in ca fosse allacciato un
carico che assorbe la stessa potenza iniettata dal convertitore, allora tale sezione potrebbe continuare a
funzionare in isola con notevole rischio per le persone che la riterrebbero deenergizzata. Si tratta quindi
di scegliere una corretta tipologia di controllo che riduca il più possibile il manifestarsi di questa
possibilità. Per testare il comportamento dei vari controlli, sono state condotte delle simulazioni
numeriche al calcolatore nell'ipotesi in cui nella sezione in ca, subito a monte del convertitore di
interfaccia, sia presente un carico che assorba la stessa potenza erogata dal convertitore stesso.
6.1
Controllo alla Fryze
Col controllo alla Fryze, nel quale il riferimento di corrente è ottenuto moltiplicando la tensione per la
conduttanza equivalente, il fenomeno dell'isola indesiderata ha scarsa possibilità di manifestarsi proprio
per l'instabilità intrinseca di questo controllo durante la fase di iniezione di potenza nella rete ca.
In
Figura 6.1
viene riportata la corrente iniettata, mentre la
Figura 6.2
rappresenta la tensione a
monte; come si vede, anche in condizioni di equilibrio del carico, il convertitore perde il controllo
causando l'immediata apertura del dispositivo di interfaccia comandato dai relé di max/min frequenza e
max/min tensione.
700
[A]
525
350
175
0
-175
-350
-525
-700
0.00
0.04
0.08
0.12
0.16
[s]
0.20
Figura 6.1. Corrente iniettata dal convertitore durante la perdita della rete ca in condizioni di equilibrio di
carico con controllo alla Fryze.
Nella realtà le protezioni interverrebbero quasi istantaneamente dopo il guasto, causano lo
spegnimento del convertitore, per cui le forme d'onda di
Figura 6.1
e
Figura 6.2
dopo tale evento non
verrebbero di fatto generate.
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44
500
[V]
375
250
125
0
-125
-250
-375
-500
0.00
(f il
0.04
1 l4
t)
0.08
SOURCA
SOURCB
0.12
0.16
[s]
0.20
SOURCC
Figura 6.2. Tensione a monte del convertitore durante la perdita della rete ca in condizioni di equilibrio di
carico con controllo alla Fryze.
Da questo punto di vista il controllo alla Fryze si comporta correttamente perché non permette la
creazione di isole indesiderate durante una perdita della rete pubblica ca.
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