Protezioni di massima e minima tensione

Uno dei principali problemi per le protezioni basate sulla misura della tensione è la presenza di un elevato numero di generatori distribuiti. Questi infatti influiscono sul profilo della tensione lungo la linea di distribuzione. Tralasciando quindi il tema della qualità del servizio fornito, la presenza dei DGs può provocare delle variazioni di tensione ΔU che dipendono dalla quantità di potenza erogata dal generatore. In particolare questa variazione di tensione può essere espressa come:

DG Th DG Th n

P R Q X

U

U



 

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dove: PDG e QDG sono rispettivamente la potenza attiva e reattiva erogata dal generatore, RTh e XTh sono i parametri dell’impedenza della rete (considerando il circuito di Thevenin equivalente) ed Un è la tensione nominale di rete. In base ai valori della potenza erogata quindi avremo delle tensioni che possono essere maggiori o minori rispetto a quella attesa. Ad esempio, dalla Fig. 3.1, si nota come la caduta di tensione sia molto diversa nel caso senza generatore (linea continua) rispetto al caso con generatore distribuito connesso (linea tratteggiata). Nel secondo caso infatti, il DG va ad alimentare i carichi connessi alla stessa sbarra e contribuisce alla fornitura di potenza dei carichi a valle. In questo modo la corrente I23 risulta essere molto minore rispetto al caso senza DG e ne consegue che la caduta di tensione è più contenuta. Nel caso in cui la corrente Idg sia maggiore della somma di Il2 ed Il3, si ha addirittura una inversione del flusso di potenza verso la rete, andando ad accentuare questo fenomeno. Quindi se la generazione distribuita può essere molto vantaggiosa dal punto di vista della qualità del servizio, allo stesso tempo comporta delle difficoltà nella taratura delle protezioni di massima e minima tensione, perché in base alla quantità di DGs presenti in rete e da come sta operando la microgrid, avremo dei profili di tensione molto differenti. Si possono avere quindi sia scatti intempestivi, dovuti alla connessione e/o disconnessione della generazione distribuita, che perdite di sensibilità delle protezioni, che non riusciranno ad individuare un guasto a causa dell’azione regolatrice del generatore. Se nella rete di distribuzione questo problema può essere contenuto a causa della connessione alla rete principale, lo stesso non vale nelle reti in isola, che essendo più deboli e con una elevata penetrazione di carichi, sono più soggette a sbalzi di tensione.

Fig. 3.1 – Profili della tensione di linea con e senza presenza di DG

Un altro elemento da considerare è che nella rete di distribuzione parte della regolazione della tensione viene svolta dai trasformatori variatori a vuoto che, modificando il loro rapporto di trasformazione, sono in grado di mantenere la tensione di linea entro i valori prescritti dalla norma. La modifica del rapporto di trasformazione però deve essere fatta a vuoto, andando a selezionare le tacche adeguate, perciò la regolazione non potrà essere fatta tempestivamente considerando il contributo dato dal generatore. In questo modo quindi la regolazione del variatore a vuoto non potrà essere fatta in modo ottimale. [48] Le protezioni di tensione, oltre ad essere sensibili a piccole variazioni di potenza, in particolare su reti deboli come le microgrid, sono poco adatte per la protezione contro guasti ad alta impedenza (High Impedence Faults – HIFs). Infatti in questo caso le correnti di guasto che si vengono a generare sono ridotte, di conseguenza la variazione di tensione che si viene a generare è piuttosto limitata, causando delle difficoltà per la protezione nella rilevazione del guasto. [49]

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3.1.2 Protezioni di massima corrente

La protezione di massima corrente è una delle tipologie di protezioni più utilizzate nei sistemi elettrici, perciò un sistema di protezione di una microgrid che fosse in grado di integrare questi dispositivi, già presenti negli impianti, riuscirebbe a ridurre notevolmente i costi di installazione. Tuttavia anche queste protezioni, all’interno di una microgrid, presentano notevoli problemi di sensibilità e selettività. Innanzitutto uno dei problemi associati all’uso di protezioni di massima corrente è che i dispositivi elettronici di interfaccia dei DGs hanno una limitazione nella corrente massima erogabile di circa due volte la corrente nominale [50]. Questo fa sì che le correnti di guasto siano limitate dalla capacità degli inverter di interfaccia, compromettendo così il corretto intervento delle protezioni di sovracorrente tradizionali che solitamente sono tarati per valori di corrente più elevati. Questo ha due conseguenze: la prima è la mancata protezione dei convertitori, che nel caso dovessero essere sostituiti sarebbero anche pericolosi per il personale addetto alla manutenzione; il secondo è il mancato intervento per isolare ed estinguere il guasto. [51]

Come già visto, uno dei principali problemi delle protezioni in una microgrid è il blinding. Si prenda ad esempio lo schema di Fig. 3.2 in cui troviamo un generatore connesso alla linea in un punto compreso tra la sottostazione, dove è installata la protezione di massima corrente, e il punto di guasto.

Fig. 3.2 - Blinding della protezione di massima corrente

In questo caso il contributo del generatore alla corrente di guasto, fa sì che la corrente di cortocircuito che attraversa la protezione di massima corrente sia piuttosto ridotta. Questa situazione, che è tanto più frequente quanto è più alto l’indice di penetrazione della generazione distribuita nella rete, compromette lo scatto dell’interruttore e quindi l’isolamento e l’estinzione del guasto. [52]

Un altro problema tipico delle protezioni di massima corrente in questa configurazione della rete è l’elevato rischio di scatti intempestivi. Si faccia questa volta riferimento al caso presentato in Fig. 3.3 in cui abbiamo un guasto su un ramo della microgrid esterno a quello del DG.

Fig. 3.3 – Scatto intempestivo della protezione di massima corrente

Come si vede da Fig. 3.3 la corrente che il DG è chiamato ad erogare per sostenere la corrente di guasto, esce dal ramo passando per l’interruttore INT2 e poi si richiude nel guasto, passando per INT1. Se la

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IDG è abbastanza elevata si ha quindi lo scatto di entrambi gli interruttori, che vanno ad isolare, oltre che il ramo guasto, anche il ramo sano dov’è presente il DG. [52]

Un ulteriore problema delle protezioni di massima corrente in una rete in isola è l’impatto che la generazione distribuita ha sul coordinamento della richiusura degli interruttori. Se, ad esempio, facciamo riferimento allo schema di Fig. 3.4 in cui abbiamo un fusibile a valle del DG, posizionato in un ramo protetto da un interruttore richiudibile (RC), notiamo come la corrente che circola all’interno del fusibile può risultare molto più grande di quella che passa per il RC a causa del contributo dato dal DG. In questo modo posso avere l’intervento del fusibile anche in caso di guasti temporanei che potrebbero essere estinti con una richiusura automatica, che però non viene attivata in quanto la corrente che passa per il RC è al di sotto della sua soglia di intervento. Questo problema assume una grande rilevanza alla luce del fatto che quasi l’80-85% dei guasti in una rete di distribuzione MT risultano essere temporanei. [51] [53]

Fig. 3.4 - Problemi di coordinamento per la protezione di massima corrente