Le reti elettriche di distribuzione in Italia hanno una struttura radiale. Sono oltretutto caratterizzate da linee dove il rapporto fra resistenza e reattanza è circa unitario e quindi la distribuzione della potenza ai carichi penalizza il valore della tensione. Affinché il valore della tensione non sia degradato lungo il percorso delle linee, normalmente si deve intervenire con opportuni trasformatori a rapporto variabile gestiti a vuoto o sottocarico. Tipicamente i trasformatori in cabina primaria AT/MT dispongono di variatori sotto carico che consentono di modificare il livello di tensione di partenza delle linee per mantenere il profilo all’interno di una assegnata tolleranza. Con variatori sottocarico compensati in corrente si può ottenere un controllo efficiente a scapito però dell’usura e quindi dei costi di manutenzione dell’apparato. Quando alla rete di distribuzione vengono allacciati dei generatori, che sfruttano risorse naturali di energia o che sono abbinati a processi di trasformazione da cui si può ricavare energia elettrica (cogenerazione), il flusso della potenza nei vari tronchi di linea viene alterato sia di entità che di direzione provocando modifiche al profilo delle tensioni. Tali alterazioni sono tanto più grandi quanto più alto è il rapporto fra GD e carico e tanto più deboli sono le linee ovvero tanto più piccolo è il rapporto X/R. Un forte incremento di GD connessa alla rete MT può rendere insufficienti le modalità di controllo attuali della tensione previste per una rete passiva. Parte di questi generatori possono tuttavia partecipare alla regolazione di tensione. In linea di principio i GD dotati di generatori sincroni possono contribuire a diminuire le perdite sulle linee e quindi le cadute di tensione rispetto al valore in partenza dalla cabina primaria. Tuttavia in alcune condizioni di basso carico della rete i GD possono addirittura provocare innalzamenti della tensione (e quindi flussi di corrente) inaccettabili. Ammettendo che non sia possibile controllare e/o limitare la produzione di potenza attiva dei GD, in questo caso si potrebbe intervenire attraverso i seguenti modi: • Modificando il livello di tensione in partenza della linea su cui è allacciato il GD • Inviando da remoto un adeguato segnale di riferimento del fattore di potenza al GD • Inviando da remoto un comando che obbliga il GD a non superare una tensione assegnata. Il sistema di controllo che qui viene presentato contempla l’utilizzo di tutte e tre queste modalità, con diverso grado di interazione, ed è basato su un dispositivo centralizzato in cabina primaria che controlla sia il variatore sottocarico del trasformatore AT/MT sia il transito di potenza reattiva sulle linee in partenza della rete. In pratica si tratta di una variante e di alcuni approfondimenti tecnici del sistema di controllo coordinato descritto nel rapporto :

R.Caldon, V.Prandoni, S.Spelta, “Analisi dei profili di tensione in reti MT dovuti alla presenza di GD e valutazione in simulato di una possibile metodologia di controllo”, Rapporto RDS-A4512803, Agosto 2004. La novità consiste soprattutto nel differenziare il controllo dei GD sulle singole linee in partenza dal trasformatore AT/MT consentendo in tal modo un migliore contenimento delle alterazioni del profilo di tensione lungo le linee dovuto alla produzione di potenza attiva dei GD. Se il controllo coordinato viene attuato su tutta la rete MT utilizzando una valore di tensione media (come grandezza da regolare) ottenuto dalla media delle tensioni dei GD ad essa allacciati, in caso di forte dissimmetria della GD sulle diverse linee non si riesce a contenere entro i limiti desiderati l’aumento o la diminuzione di tensione, ovvero non si ottiene un controllo significativo del profilo di tensione lungo le linee. Questa constatazione ci ha portato a sperimentare una variante del controllo coordinato che prevede l’utilizzo del variatore sotto carico e del controllo del transito di potenza reattiva sui singoli “feeders” in partenza dal trasformatore AT/MT. In questo caso esisterebbe un controllo centralizzato per ogni “feeder” a cui sia allacciato almeno un generatore e questi parteciperebbero al controllo del reattivo sul “feeder” stesso. Al fine di definire un criterio per stabilire quale debba essere il migliore set-point di cosϕ da utilizzare per le singole linee è stata fatta un’indagine in simulato dell’andamento del profilo di tensione nei vari tronchi di ogni linea al variare del carico complessivo della rete MT. Questa analisi dimostra che, per garantire un profilo di tensione accettabile in ogni nodo, ogni linea deve essere controllata in generale con un cosϕ diverso e che tale valore può essere correlato al carico della rete e quindi definito in modo automatico in funzione della misura della potenza attiva importata dalla rete AT. Tuttavia altre indagini hanno dimostrato che l’alterazione del profilo di tensione dipende in modo particolare dalla potenza iniettata nei diversi punti della rete ed in misura minore dal carico complessivo. Quindi per garantire sempre un buon profilo di tensione non sembra sufficiente correlare il set-point del fattore di potenza solo al transito verso la rete MT : basti pensare a situazioni limite quali il fuori servizio di uno o più GD o a situazioni in cui i GD sono costretti a ridurre o aumentare la loro potenza. Questo fatto impedisce di poter definire a priori un set-point di cosϕ . Per superare questo problema si è pensato di chiudere l’anello di controllo della potenza reattiva sulla generica linea con GD attraverso una retroazione basata sul controllo del profilo di tensione. In pratica questa retroazione va a definire il set-point del fattore di potenza del transito sulla linea per garantire che le tensioni sui montanti di macchina dei GD stiano all’interno dei valori desiderati. Con questa retroazione non è più necessario definire a priori il set-point di cosϕ di una generica linea poiché questo viene automaticamente ridefinito in funzione dell’andamento della tensione locale dei GD il cui valore dipende anche dalla loro produzione di potenza attiva. La retroazione infatti è in grado di modificare opportunamente un valore di cosϕ di riferimento definito una tantum (ad esempio 0.95) fino a soddisfare i limiti di tensione stabiliti.

Il fattore di potenza di riferimento viene modificato nel momento in cui la tensione di un dato GD supera un valore ritenuto eccessivo per l’alterazione del profilo sulla linea (ad es.: Vn+/-3%). Pertanto il dispositivo coordinato di controllo centralizzato in C.P. si compone: 1. di un controllore del sovraccarico (positivo o negativo) del trasformatore AT/MT che agisce sul “tap- changer” 2. di tanti controllori della potenza reattiva quante sono le linee dotate di GD che provvedono a definire i cosϕ di riferimento per i rispettivi GD ricevendo le misure di tensione dei montanti di macchina. 3. di un sistema di controllo del cosϕ di riferimento di ogni linea per mitigare l’eventuale aumento di tensione sui montanti dei GD La funzione di controllo del punto 3 è stata quindi aggiunta al controllo coordinato e sono state eseguite delle simulazioni. Queste hanno dimostrato che il sistema coordinato della tensione in partenza dal montante MT del trasformatore e della potenza reattiva sulle linee ad esso afferenti con GD è in grado di garantire un buon profilo di tensione anche a fronte di variazioni impreviste di potenza iniettata dai GD in diverse condizioni di carico. E’ stata inoltre condotta un’indagine sull’interazione fra il controllo del reattivo sulla linea ed il sistema di controllo della potenza reattiva di un singolo generatore considerando per questo anche il regolatore che ne garantisce funzionamento all’interno della curva di “capability”. E’ stato implementato un modello adeguato per questa indagine e le diverse simulazioni hanno permesso di rilevare un’importante conclusione: • il regolatore che controlla il transito di potenza reattiva sulle linee dovrebbe avere solo un’azione proporzionale L’azione integrale, che era stata prevista inizialmente, può provocare degli effetti indesiderati sull’andamento transitorio della tensione in quanto tende a richiedere ai GD prestazioni dinamiche eccessive nel controllo del reattivo che si ripercuotono in disturbi sulla tensione del montante di macchina. D’altra parte l’azione integrale obbligherebbe i GD a compensare sempre le perdite reattive dei carichi e delle linee MT e questo, tenendo conto che la GD sicuramente non può essere prevalente rispetto ai carichi, (solo in brevi periodi notturni potrebbe esserlo) risulterebbe oltretutto un obiettivo non perseguibile. In base a queste considerazioni si ritiene importante confermare questa struttura del sistema di controllo coordinato (senza azione integrale) su un modello di rete reale, costituito da diverse linee con GD dove questi ultimi sono modellati con generatori sincroni del 5° ordine e relativi dispositivi per il controllo della curva di “capability”.