Gestione evoluta delle protezioni di interfaccia per la sicurezza del sistema elettrico

La tesi si sviluppa dopo le pubblicazioni della norma CEI 0-21 nel dicembre 2011 e dell’allegato A70 del codice di rete (prima emissione marzo 2012) in cui vengono definite le nuove regole per la connessione degli utenti attivi alla rete di distribuzione, ed in particolare propongono un innovativo sistema di protezione di interfaccia volto ad individuare ed eliminare il funzionamento in isola della generazione distribuita. Tale norma e regola tecnica sono nate in risposta del forte aumento della Generazione Diffusa (GD) nel sistema elettrico, in particolare nelle reti di distribuzione in media e bassa tensione. Questa evoluzione delle reti di distribuzione impone un ripensamento delle modalità di protezione, gestione e regolazione di tali reti, che sono tramutate da “passive” ad “attive”. L’allegato A70 descrive le caratteristiche del nuovo sistema protezione interfaccia (SPI) che risulta essere caratterizzato da un relè di frequenza a soglie larghe ed un relè di frequenza a soglie strette, quest’ultimo attivato da un sistema di sblocco volmetrico. Non è però specificato il valore delle soglie con cui tarare le tensioni del sistema di sblocco ma ogni distributore deve comunicarle ad i suoi clienti. In questo contesto si è cercato, mediante simulazioni numeriche, di verificare l’efficacia di tale sistema di protezione e successivamente, sfruttando i risultati ottenuti , si è cercato di indicare delle possibili soglie con cui tarare lo sblocco, cercando di capire se ne esistano di ottimali o se il loro valore differisca a seconda della topologia della rete. Il lavoro svolto è stato suddiviso in due parti, una prima parte volta ad analizzare l’effetto che i guasti sulla rete di trasmissione in AT hanno sul sistema di distribuzione MT, e la seconda parte volta ad analizzare gli effetti che i guasti sul livello di distribuzione in MT hanno sullo stesso livello di tensione ed in BT in modo da analizzare così i due tipi di evento che il SPI deve essere in grado di distinguere: il guasto locale e le perturbazione di sistema. In particolare i SPI devono: • effettuare il distacco selettivo della GD soltanto per guasti sulle reti MT e/o BT; • distinguere, per la MT, tra guasti su feeder attivo e guasti su feeder adiacenti (da cui la selettività in MT); • mantenere in servizio la GD per perturbazioni di sistema con variazione transitoria della frequenza.