LIMITE DI INVERSIONE DI FLUSSO

L’aspetto dell’inversione di flusso in partenza ai feeder è un aspetto tutt’altro che trascurabile, anzi, si può pensare che esso sia uno dei vincoli che più gravano su una rete. La presenza infatti di generazione in rete può chiaramente comportare il fenomeno che va sotto il nome di inversione di flusso. Ciò che accade è che la corrente, al posto di fare il classico percorso che porta l’energia dal trasformatore agli utenti, a causa della presenza di uno o più generatori in rete, tenta di fare il percorso contrario e quindi di risalire verso il trasformatore.

È proprio a questo punto che nascono i problemi in quanto le protezioni ad inizio linea potrebbero dover affrontare numerose criticità circa le situazioni di guasto, dove bisogna considerare le soglie di cortocircuito delle protezioni ed il coordinamento tra le stesse, ma anche di normale funzionamento quando le correnti non possono ovviamente superare il valore di taratura delle protezioni che è direttamente legato alla portata dei conduttori.

Le protezioni da sovracorrente poste su una linea in MT sono allora caratterizzate da un relè di massima corrente con più soglie di intervento ciascuna con un proprio ritardo, e questo per permettere una più rapida e semplice estinzione del guasto.

Se in rete fosse allora presente un’importante quantità di GD tale da comportare un flusso inverso nel primo tratto del feeder, si rischierebbe un funzionamento in isola di una parte di rete oppure un non riconoscimento di un guasto. Una situazione di questo tipo fa si che, come si prevede già negli studi in ambito Smart Grid, si debba avviare un ripensamento delle protezioni, con la necessità di andare a regolare ex-novo le soglie di taratura stesse e i relativi tempi di intervento, oppure, come già accade per le reti di trasmissione, andare a pensare ad un sistema di protezione direzionale maggiormente selettivo.

Si pone poi un problema di coordinamento delle protezioni che ora potrebbe non esistere. Volendo fare un esempio, se vi fosse un guasto nel feeder 2 e se la rete fosse passiva, è chiaro che chi deve intervenire è la protezione responsabile di questa linea. Se però la rete non fosse più passiva ma si trovasse ad avere allacciati gli 8 generatori come nel nostro caso e avvenisse un cortocircuito nel feeder 2, dovrebbe sicuramente intervenire la protezione che già interveniva con rete passiva ma dovrebbe intervenire anche la protezione, ad esempio, del feeder 1 che è caratterizzato da un importante generatore collegato al primo nodo di linea e che potrebbe partecipare ad alimentare il guasto rendendo così difficoltoso l’intervento della protezione del feeder 2. In particolare ciò che dovrebbe nascere, ma che si sta cercando di studiare e di attuare, è il coordinamento globale delle protezioni che spinga a staccare dalla rete i generatori che potrebbero comportare dei rischi per le rete e i soggetti ad essa legati (già ora è prevista una protezione di interfaccia per gli utenti attivi). Il rischio principale è allora quello di avere un’isola indesiderata, ovvero una parte di rete continua ad essere alimentata da una seconda porzione di rete successivamente alla disconnessione della porzione di rete interessata dallo scatto delle protezioni. Questo fenomeno indesiderato comporta problemi sotto molti punti di vista:

Qualità del servizio;

Sicurezza di funzionamento: l’islanding potrebbe comportare rischi per i soggetti operanti in quel tratto di rete che invece si pensa essere fuori servizio;

Possibili sfasamenti tra l’isola e il resto della rete con problemi nella conseguente richiusura delle protezioni;

ANALISI DI HOSTING CAPACITY

116

Per studiare il limite di potenza da GD che determina un’inversione di flusso nel primo tratto di feeder ci siamo quindi posti nella condizione peggiore possibile, ovvero quando la simulazione determinava un minimo assoluto nell’andamento della corrente fornita dalla cabina primaria. Passando ai risultati, ciò che si è rilevato è che questo risulta essere un vincolo molto limitante per tutti e tre i feeder.

Tabella 7. 1 - Potenza Limite collegabile al primo nodo dei feeder per avere inversione di flusso.

Nodo Di Generazione

Potenza minima installabile che può causare inversione di

flusso [MVA]

Corrente [A]

Tratto di linea interessato da

inversione di flusso ^Feeder

feb-09 291304_1 0,5 -9,989 SB_RO_10_A-291304_1 1 291266_1 1 -15,827 SB_RO_10_A-291266_1 2 291103_2 1 -11,335 SB_RO_10_A-291103_2 3 feb-11 291304_1 0,5 -9,989 SB_RO_10_A-291304_1 1 291266_1 1 -11,477 SB_RO_10_A-291266_1 2 291103_2 0,5 -2,718 SB_RO_10_A-291103_2 3 lug-09 291304_1 0,5 -10,645 SB_RO_10_A-291304_1 1 291266_1 1 -0,904 SB_RO_10_A-291266_1 2 291103_2 1 -3,634 SB_RO_10_A-291103_2 3 lug-11 291304_1 0,5 -10,645 SB_RO_10_A-291304_1 1 291266_1 1 -20,159 SB_RO_10_A-291266_1 2 291103_2 0,5 -27,483 SB_RO_10_A-291103_2 3

Infine è stata per completezza calcolata l’Hosting Capacity di linea (HCsl) così come viene fatto nei progetti pilota. Ciò che ne risulta, per il caso del mese di luglio 2011 che è quello più significativo, è:

Tabella 7. 2 - Potenza Limite collegabile al primo nodo dei feeder per avere inversione di flusso fino al superamento della portata dei conduttori o della taratura delle protezioni.

Nodo Di Generazione

Potenza massima installabile per linea

[MVA]

Corrente [A]

Tratto di linea interessato da

inversione di flusso ^Feeder

lug-11

291304_1 4 -265,970 SB_RO_10_A-291304_1 1 291266_1 5,5 -271,933 SB_RO_10_A-291266_1 2 291103_2 4,5 -263,569 SB_RO_10_A-291103_2 3

Ricordo che in questa analisi la corrente di flusso inverso veniva confrontata con un livello di taratura della protezioni supposto pari a 250 A e la portata dei conduttori stessi.

Detto ciò si può dire, in accordo con quanto visto al CAPITOLO 3, che la capacità relativa al limite delle 3 linee è pari a:

117 Dove HCsl1 = √3 · 0,9 · Vn · Ilim + pcmin_l = 4,430 [MW] HCsl2 = √3 · 0,9 · Vn · Ilim + pcmin_l = 4,872 [MW] HCsl3 = √3 · 0,9 · Vn · Ilim + pcmin_l = 4,577 [MW] Allora, HCCsl = 13,879 [MW] Mentre, HCCst = 0,9 · Pn + pcmin = 23,961 [MW]

Essendo la capacità delle linee la più vincolante tra le due, l’Hosting Capacity della rete, volendo avere un valore preciso, è pari a 13,879MW. Da notare che i valori trovati analiticamente e attraverso le simulazioni si discostano di poco.

L’energia immettibile invece non viene calcolata in quanto non si ritiene abbia senso stimare in numero di ore di funzionamento annuo giusto per avere un valore che a quel punto rimane fine a se stesso. È chiaro che un impianto fotovoltaico ha un numero di ore di funzionamento annuo che si aggira attorno alle 1000-1500 ore, ma questo è tutt’altro che sufficiente per definire l’energia immettibile in rete in quanto è facile capire che cambiando la tecnologia, cambia anche l’energia immettibile. Si ritiene quindi che sia molto più indicativo il valore di Hosting Capacity espresso in termini di potenza (si deve considerare la più grande tra HCCsl e HCCst) a cui però si consiglia necessariamente di affiancare lo studio nodale di HC così che si possa conoscere al dettaglio la situazione della rete dal punto di vista della capacità di accettazione.

ANALISI DI HOSTING CAPACITY

118

7.3 CONCLUSIONI

A conclusione di tutto è possibile riassumere la situazione in pochi passi:

Partendo da quello che è il vincolo meno stringente in assoluto, ovvero le variazioni lente di tensione, è possibile asserire, ancora una volta in analogia con quanto dice la Delibera ARG/elt 25/09, che per migliorare quello che è il limite legato alle variazioni lente di tensione è necessario passare ad una rete di distribuzione di tipo attivo, quindi con nuovi sistemi di controllo in grado di migliorare le regolazione e il coordinamento tra i diversi soggetti della rete.

Passando ora ai due vincoli più stringenti in relazione all’Hosting Capacity, le variazioni rapide di tensione ed i limiti di transito delle linee, si può dire che le prime, legate a connessioni e disconnessioni degli utenti alla rete, non sono altro che perturbazioni per il sistema ma che risultano limitanti soprattutto quando è un generatore a distaccarsi istantaneamente dalla rete. È per tale motivo che gli studi attuali si stanno concentrando anche su quello che deve essere il modo di intervenire per evitare problemi legati a queste situazioni, magari definendo nuovi criteri di disconnessione intempestiva degli impianti. Per quanto riguarda invece il limite di transito delle linee, questo è anch’esso legato alle protezioni. Un elevato grado di penetrazione di GD in rete comporterebbe quasi inevitabilmente un obbligo di adeguamento del sistema di protezione e delle regolazioni delle protezioni stesse. Rimane allora che i vincoli più stringenti sono apportati dalle variazioni rapide di tensione e dalle portate dei conduttori che si dividono pressoché equamente la forza limitante per i nodi di accettare potenza da GD, anche se è da dire che proprio le portate dei conduttori si può constatare come siano più stringenti rispetto il vincolo legato alle tensioni, e ciò e verificabile anche studiando la Figura 7.13 e la Figura 7.15 relative alla rete attuale . La cosa si aggrava ancora di più se si considera che lo studio è stato fatto imponendo una banda per le variazioni rapide di tensione pari al 4% (ovvero il più vincolante tra i due valori riportati dalla EN 50160), quindi allargando la stessa al 6% della tensione, prende ancora più forza il limite apportato dalle portate dei conduttori.

Altra osservazione che si può fare è che, con condizione di calcolo SIM=1 o SIM=2, ovvero analizzando se è solo il nodo con il generatore fittizio allacciato a violare i vincoli (SIM=1) o se è un nodo qualsiasi della rete ad attuare la violazione (SIM=2), non vi sono differenze. Questo a riprova del fatto che l’allacciamento del generatore comporta innanzitutto problemi localmente in corrispondenza del punto di connessione e poi, successivamente, ai nodi vicini e via via a tutti gli altri. Quello che si può poi notare è che la presenza della sbarra MT con tensione regolata dal trasformatore di cabina fa si che non vi siano propagazioni del disturbo dato dal generatore che viene collegato in un feeder, nei feeder adiacenti (al più si rilevano degli innalzamenti della tensione di sbarra di frazioni di percentuale).

Infine, sempre con l’aiuto degli istogrammi cumulati, è possibile notare che in realtà tutti i nodi di MT della rete di distribuzione sono in grado di accettare una potenza pari almeno a 1,5 MVA e più del 90% accetta fino a 2 MVA che sono comunque potenze importanti.

119

Dagli istogrammi cumulati dei risultati ottenuti nei 4 casi (rete nella settimana invernale e in quella estiva con e senza generazione), possiamo trarre alcune conclusioni legate principalmente al fatto che la rete ha una discreta accettabilità di potenza da GD senza che vi siano problemi, infatti per un generatore da 2,5 MVA due nodi su tre non hanno problemi con una potenza di questo tipo. Oltre tale potenza i problemi si fanno maggiori ma visto che la CEI 0-16 prevede che utenti attivi con potenza uguali o superiori a 3 MVA debbano collegarsi in antenna alla sbarra di MT, i problemi si possono pensare di molto ridotti.

Figura 7. 11 - Collegamento degli utenti attivi in antenna alla sbarra MT.

 FEBBRAIO 2009:

Figura 7. 12 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con rete passiva a Febbraio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.

0,00% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00% 70,00% 80,00% 90,00% 100,00% 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 [% ] Potenza [MVA]

ANALISI DI HOSTING CAPACITY

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 FEBBRAIO 2011:

Figura 7. 13 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con rete non più passiva a Febbraio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.

 LUGLIO 2009:

Figura 7. 14 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con rete passiva a Luglio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.

0,00% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00% 70,00% 80,00% 90,00% 100,00% 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 [% ] Potenza [MVA]

NESSUN VINCOLO VIOLATO LINEE VARIAZIONI RAPIDE VARIAZIONI LENTE

0,00% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00% 70,00% 80,00% 90,00% 100,00% 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 [% ] Potenza [MVA]

121

 LUGLIO 2011:

Figura 7. 15 - Istogramma cumulato della quantità percentuale di nodi che accettano la potenza presente in ascissa con rete non più passiva a Luglio e in cui sono evidenziate le componenti limitanti dei tre vincoli.

Da queste analisi e con l’aiuto di Figura 7.16, si può sicuramente inoltre concludere che l’Hosting Capacity è possibile pensarla come data dalla seguente relazione:

(7.2) Dove Δmax è il valore assoluto del margine di tensione considerato.

Essa:

Dipende dal quadrato della tensione di alimentazione del nodo;

È direttamente legata con relazione lineare alla sezione della linea; è infatti:

(7.3) Dove ρ è la resistività, l la lunghezza ed S la sezione della linea.

Dipende direttamente dal margine di tensione considerato;

È inversamente proporzionale alla distanza del generatore dal trasformatore: più ci allontaniamo dalla cabina primaria e più essa diminuisce;

È direttamente legata alla portata dei conduttori;

In Tabella 7.3 si riporta un esempio in cui una linea alimenta a 10 kV ha subito cambiamenti si sezione e lunghezza. Ciò che si rileva è che per linee corte la potenza connettibile è molto grande, così come abbiamo rilevato nello studio, mentre man mano che

0,00% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00% 70,00% 80,00% 90,00% 100,00% 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 [% ] Potenza [MVA]

NESSUN VINCOLO VIOLATO LINEE VARIAZIONI RAPIDE VARIAZIONI LENTE

V

Δ

·

R

V

f

=

HC

S

l

·

=

R

ANALISI DI HOSTING CAPACITY

122

ci si allontana dal trasformatore la potenza da GD che la linea può accettare senza violare un limite di tensione qui posto pari ad 1% è molto minore. La potenza allacciabile alla rete è poi direttamente legata anche alla sezione dei conduttori perciò è possibile dedurre, seppur grossolanamente, che linee in cavo permettono di trasportare potenze maggiori rispetto le linee aeree visto la loro portata che molte volte è più che doppia.

Tabella 7. 3 - Esempio di dipendenza dell’HC dai parametri di linea. Hosting Capacity per lunghezza del feeder

Sezione [mm2] 200 m 1 km 5 km 20 km capacità di carico

25 7,4 [MW] 1,5 [MW] 0,3 [MW] 0,075 [MW] 2,5 [MW] 50 15 [MW] 3 [MW] 0,6 [MW] 0,15 [MW] 3,6 [MW] 120 36 [MW] 7,1 [MW] 1,4 [MW] 0,36 [MW] 6 [MW] 240 71 [MW] 14 [MW] 2,9 [MW] 0,71 [MW] 8,9 [MW]

In Figura 7.16 si riporta uno schema della rete nella settimana di Luglio 2011 in cui si evidenziano le zone vincolate dai limiti di portata delle linee (zone rosse) e dai limiti di variazione rapide di tensione (zone verdi). Il vincolo di variazioni lente non compare perché non vincolante.

Figura 7. 16 - Rete MT con evidenziazione della violazione dei limiti dei singoli nodi a Luglio 2011.

FEEDER 2 FEEDER 3 FEEDER 1 Plim = 3-3,5 MW Plim = 2-2,5 MW Plim = 3-4 MW Plim = 5-6 MW Plim = 2,5 MW Plim = 2,5 MW Plim = 2,5-3 MW Plim = 5,5-6 MW Plim = 2 MW Plim = 5 MW Plim = 2,5 MW Plim = 2-2,5 MW LEGENDA: Variazioni Rapide Variazioni Lente Limiti di transito

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