Il presente lavoro si inquadra nell’ambito delle attività di Ricerca di Sistema relative alla “Sicurezza, flessibilità e qualità del servizio delle reti elettriche di trasmissione e distribuzione”, in particolare quella che riguarda l’impiego di dispositivi innovativi basati sull’elettronica di potenza per il miglioramento della sicurezza e flessibilità di esercizio delle reti di trasmissione e distribuzione. L’attività di cui sopra trova le sue motivazioni nella necessità di fare fronte da un lato alla progressiva liberalizzazione del mercato elettrico (complessità crescente nel controllo/regolazione dei flussi di potenza nella rete dovuta al carattere più aleatorio degli stessi) e dall’altro dalla sempre maggiore difficoltà incontrata nella realizzazione di nuovi impianti di trasmissione (soprattutto a causa di vincoli di impatto ambientale). A tal fine è stato realizzato uno studio relativo a sistemi di trasmissione dell’energia elettrica di tipo innovativo, quali ad esempio la trasmissione in corrente continua mediante l’impiego di convertitori a tensione impressa (VSC – Voltage Source Converter) con valvole a commutazione forzata con componenti IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor), in grado di garantire più elevati livelli di flessibilità/sicurezza della rete e ridotti impatti ambientali. Si tratta di una tecnologia in rapida fase di sviluppo [1], che permette già ora di ottenere stazioni di conversione con potenze da qualche MW sino ad oltre 150÷200 MW e tensioni continue da ±10 kV sino a ±150 kV. Tale tecnologia di trasmissione dell’energia elettrica in c.c. mediante VSC è, al momento, offerta sostanzialmente da un unico costruttore, ABB, con la denominazione “HVDC Light”. La prima parte dell’indagine, descritta nel rapporto CESI A0/021268 [2], ha portato all’implementazione, nel codice ATP, di un sistema HVDC Light di tipo biterminale della potenza di circa 8 MVA, con linea di trasmissione c.c. in cavo interrato con tensione pari a ±20 kV. Entrambe le stazioni di conversione sono collegate a reti MT a 20 kV. In particolare, la stazione che controlla la tensione continua, il raddrizzatore, è connessa ad una rete “forte”, mentre per l’altra stazione, l’invertitore, si è presa in esame una rete MT 20 kV sia “forte” che “passiva”. Per questa configurazione sono state eseguite una serie di verifiche sia in condizioni di regime che, soprattutto, in condizioni dinamiche (tipici transitori di rete), al fine di valutare le prestazioni fondamentali di questa tecnologia.

Oltre all’indagine suddetta svolta sul sistema biterminale, si è eseguito un confronto dei risultati ottenuti con il modello sviluppato in ATP con un analogo modello sviluppato nel codice EMTDC, al fine di giungere ad una reciproca validazione dei modelli stessi e di analizzare strumenti di calcolo/simulazione, di più recente realizzazione rispetto ad ATP, specifici per lo studio di sistemi elettrici basati sull’elettronica di potenza. Il rapporto CESI A0/042999 [3] riporta i risultati di tale analisi. A seguito di quest’ultima analisi si è privilegiato, per lo sviluppo di un modello di HVDC Light multiterminale il codice EMTDC, in quanto in grado di offrire un ambiente di sviluppo e di calcolo più flessibile e più stabile (dal punto di vista numerico) rispetto al codice ATP. Il presente rapporto descrive il modello realizzato ed i risultati delle simulazioni eseguite. In particolare, è stato realizzato un sistema HVDC Light triterminale di tipo “parallelo”, con stazioni di conversione della potenza di 8.5 MVA ciascuna, collegate tra loro mediante cavo interrato (un cavo per ciascun polo) a ±20 kV. La configurazione circuitale esaminata per il collegamento è la seguente: • Stazione di conversione T1 collegata lato MT ad un trasformatore AT/MT da 40 MVA tipico di una cabina primaria di distribuzione; questa stazione si è supposto essere dedicata alla regolazione della tensione c.c. del collegamento. • Stazione di conversione T2 collegata ad una rete MT analoga a quella del terminale T1 (dunque una rete “attiva” dotata di generazione); tale stazione si è supposto funzionare in regolazione della potenza attiva e reattiva scambiata con il sistema MT in cui è inserita. • Stazione di conversione T3 collegata ad una rete MT sostanzialmente passiva della potenza di 4 MW con cos ϕ = 0.9; in questo caso il terminale, in quanto unico generatore presente, funziona in regolazione della tensione alternata alla sbarra MT. Per il sistema HVDC Light triterminale sono stati analizzati alcuni transitori tipici di rete, in particolare; • Energizzazione del collegamento c.c. triterminale. • Energizzazione della rete c.a. passiva. • Variazione di carico nella rete passiva. • Variazioni del riferimento di potenza attiva e reattiva all’invertitore inserito nella rete attiva. • Variazioni del riferimento di potenza reattiva al raddrizzatore. • Variazione della tensione c.a. di riferimento. • Spegnimento di uno dei terminali funzionanti da invertitore. • Spegnimento del terminale operante da raddrizzatore. • Corto circuito/guasto nella rete MT 20 kV della stazione operante da invertitore.

• Corto circuito/guasto nella rete MT 20 kV della stazione operante da raddrizzatore. • Corto circuito/guasto nel collegamento c.c.. I risultati ottenuti hanno evidenziato come le strategie di controllo adottate per il sistema biterminale (in particolare gli anelli di regolazione della tensione c.c., della tensione c.a. e della potenza attiva e reattiva) mantengono la loro efficacia anche in configurazioni di collegamento c.c. più complesse. Tali convertitori di potenza, infatti, sono in grado di operare, grazie all’uso di componenti statici a commutazione forzata, controllando due grandezze elettriche in maniera sostanzialmente indipendente (due gradi di libertà), in particolare: • Il raddrizzatore controlla sia la tensione c.c. del collegamento che la potenza reattiva scambiata con la rete c.a. a cui è connesso. • L’invertitore inserito in una rete dotata di generazione propria controlla la potenza sia attiva che reattiva scambiata con la rete stessa. • L’invertitore inserito in una rete passiva controlla la tensione c.a. sia in modulo che in fase. Si è inoltre riscontrato un discreto disaccoppiamento tra le stazioni funzionanti da invertitore relativamente ad eventuali sovraccarichi o corto circuiti in una delle reti MT da essi alimentate, anche in presenza di possibili variazioni della tensione c.c.. In queste condizioni, infatti, il raddrizzatore “vede” l’evento come una variazione di carico che comporta una variazione della tensione c.c., a cui il raddrizzatore risponde assorbendo/erogando dalla/alla rete MT a cui connesso la potenza attiva necessaria per riportare la tensione c.c. al valore nominale. Le simulazioni hanno inoltre permesso di individuare possibili strategie di controllo e regolazione a fronte di blocchi dei convertitori e/o guasti sia nelle reti c.a. che c.c..