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Modelli dinamici per un gruppo eolico

Informazioni tesi

  Autore: Fabio Angelo Leopaldi
  Tipo: Laurea liv.II (specialistica)
  Anno: 2010-11
  Università: Politecnico di Milano
  Facoltà: Ingegneria
  Corso: Ingegneria elettrica
  Relatore: Alberto Berizzi
  Lingua: Italiano
  Num. pagine: 172

Nel contesto delle fonti energetiche utilizzate per la produzione di energia elettrica, la necessità di non dipendere da combustibili fossili è un tema di grande attualità e sempre più predominante. Una delle fonti alternative per la produzione di energia elettrica è rappresentata dal vento. Infatti, l'energia eolica è una delle poche che fa parte delle cosiddette energie "pulite". A partire da questa considerazione e tenendo conto della continua crescita di parchi eolici allacciati alla rete di subtrasmissione nasce l'esigenza di dover analizzare come questi parchi si comportano in regime dinamico. Tale esigenza è condizionata soprattutto dalla aleatorietà della fonte, sebbene si possano condurre studi statistici sulla base di misure effettuate per ogni specifico caso. Da ciò deriva l'importanza di poter valutare gli effetti derivanti dalla produzione di energia eolica sulle reti e quindi sui sistemi di potenza. Perciò, lo scopo di questo elaborato è quello di fornire uno strumento con cui analizzare il comportamento in regime dinamico di un parco eolico sottoposto a variazioni della velocità del vento. Per poter fare questo è indispensabile fornire un quadro sull'attuale tecnologia e tipologia di turbine eoliche in modo da poter evidenziare le soluzioni migliori per il collegamento al resto della rete elettrica. Inoltre, come primo passo per l'analisi di un parco eolico in regime dinamico, è fondamentale fornire un modello dinamico generale che si adatti ad ogni tipo di turbina. In particolare, tale modello dovrà essere pensato e realizzato per il tipo di studio prefissato ovvero per lo studio dei sistemi di potenza riguardante la stabilità alle piccole perturbazioni. Successivamente, sulla base del modello dinamico generale si può effettuare lo studio teorico e nel dettaglio dei modelli dinamici relativi alle soluzioni migliori per la connessione alla rete elettrica. Ciò viene realizzato anche grazie all'appoggio di schemi a blocchi che riassumono i modelli dinamici che si vogliono analizzare. Una volta fatto ciò, tramite l'ausilio di un programma di calcolo numerico sarà possibile implementare tali modelli per poterli validare. Quindi, dopo aver verificato la validità dei singoli modelli, questi vengono utilizzati per poter realizzare un parco eolico completo della parte relativa alla dinamica. Infine, utilizzando un modello del vento realistico è pensabile di poter analizzare il comportamento dinamico del parco a partire da diverse condizioni di funzionamento.

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CAPITOLO 1. INTRODUZIONE AI TIPI DI TURBINE EOLICHE E ALLA LORO CONNESSIONE ALLA RETE 5 CAPITOLO 1. INTRODUZIONE AI TIPI DI TURBINE EOLICHE E ALLA LORO CONNESSIONE ALLA RETE ELETTRICA Per lo studio dei modelli dinamici di un generatore eolico, bisogna tener presente la tipologia di turbina eolica che si prende in considerazione. Infatti, le turbine possono essere distinte in base alla velocità di rotazione del rotore e al tipo di controllo della potenza [1], [2]. La velocità di rotazione del rotore della turbina può essere fissa o variabile. Nel primo caso la velocità di rotazione è determinata dalla frequenza di rete (eventualmente con moltiplicatore di giri) e la turbina è accoppiata tipicamente a generatori asincroni direttamente connessi, con soft-starter e banco di condensatori. I principali vantaggi di questo tipo di soluzione sono: la semplicità, la robustezza e il costo limitato. Invece, gli svantaggi sono: le fluttuazioni di velocità si trasformano in fluttuazioni di coppia e di potenza generata che si traducono in stress meccanico, in più non è possibile il controllo della potenza reattiva attraverso la macchina elettrica e nelle reti deboli ciò causa fluttuazioni di tensione, inoltre il controllo della power quality è limitato. Nel secondo caso, in presenza di una tecnologia recente, la turbina adatta la velocità di rotazione del rotore alla velocità del vento, in modo da inseguire il punto di funzionamento ottimo. Quindi la coppia rimane costante e le variazioni della velocità del vento si traducono in una variazione di velocità del rotore. In questo caso, la turbina è accoppiata a un generatore elettrico sincrono oppure a induzione, interfacciato alla rete con un convertitore. I vantaggi di questo tipo di soluzione rispetto al caso di turbina a velocità fissa sono: il maggior rendimento energetico, il miglioramento della power quality e la diminuzione degli stress meccanici. Invece, gli svantaggi rispetto al caso di turbina a velocità fissa sono: la maggiore complessità della parte elettrica di interfaccia con la rete e il conseguente aumento dei costi e l’incremento delle perdite nella parte elettronica. I tipi di controllo della potenza sono tre: stall control, pitch control e active stall control. In pratica, il primo è un metodo passivo di controllo (pale fisse), poiché solo quando il vento supera una certa velocità, le pale eoliche, a causa della costituzione stessa del rotore, sono meno soggette all’azione del vento. Inoltre, essendo un metodo di regolazione lento, le fluttuazioni di potenza intorno al valore medio desiderato sono limitate. Di contro, poiché le pale sono fisse: la potenza aerodinamica sfruttabile dal vento è limitata, si ha un rendimento basso alle basse velocità di rotazione del rotore della turbina e a regime si verificano grandi variazioni della potenza generata in seguito a variazioni della frequenza di rete e/o della densità dell’aria. Il secondo, è un metodo attivo di controllo in quanto prevede la comandabilità dell’inclinazione delle pale per l’inseguimento del valore medio della potenza elettrica nominale del generatore. In più, è possibile inclinare le pale eoliche in modo da favorire o limitare la velocità di rotazione del rotore della turbina eolica a seconda che ci si trovi rispettivamente alle basse o alle alte velocità di rotazione del rotore. Gli aspetti negativi di questo metodo sono: una complessità di realizzazione maggiore rispetto al primo caso per via del controllo dell’inclinazione delle pale e fluttuazioni di potenza consistenti intorno al valore medio a causa di raffiche di vento e della limitata velocità del meccanismo d’inclinazione. Il terzo metodo, di sviluppo più recente e di compromesso fra i due metodi precedenti, prevede un controllo di tipo attivo dello stallo della pala attraverso l’angolo d’inclinazione delle pale. Infatti, alle alte velocità del vento, il pitch è controllato in modo opposto in modo da indurre lo stallo, quando necessario,

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modelli dinamici
dynamic models
dfig
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wind turbine

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