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4.2.1d-Rassegna delle esperienze di comportamento dei sistemi di protezione in eventi critici verificatisi nelle reti di distribuzione – Parte D.

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4.2.1d-Rassegna delle esperienze di comportamento dei sistemi di protezione in eventi critici verificatisi nelle reti di distribuzione – Parte D.

L’espressione “Generazione Distribuita” (GD) sta ad indicare un sistema di generazione caratterizzato da dimensioni limitate (da pochi kW fino ad alcuni MW) e collegato direttamente alle reti di distribuzione di media e bassa tensione, cioè in prossimità dei carichi utilizzatori. Le tecnologie utilizzate nella realizzazione di queste unità produttive comprendono gli impianti fotovoltaici, le turbine eoliche, le celle a combustibile, le microturbine, le turbine a gas ed i motori a combustione interna. I costi di trasmissione e di distribuzione sono in continua crescita, mentre i costi legati alle tecnologie della GD stanno progressivamente calando; ciò rende più conveniente dal punto di vista economico affrontare l’aumento del carico tramite la connessione di GD alle linee di distribuzione piuttosto che ampliando le reti di trasmissione e distribuzione. In previsione di una rapida espansione e commercializzazione di queste tecnologie, diventa importante analizzare l’impatto che una forte penetrazione di generazione distribuita può avere sulle reti di distribuzione MT ed, in particolare, sui sistemi di protezioni attualmente adottati. Nel seguito verrà fatto un breve accenno alla Norma CEI 11-20, che stabilisce i criteri di allacciamento degli impianti di produzione alle reti di distribuzione MT; aspetto estremamente significativo è che essa vieta espressamente la possibilità di funzionamento “in isola” delle unità di autoproduzione. Seguiranno degli accenni alle normative britannica ed americana ed un confronto con la situazione italiana. Verrà quindi analizzato l’impatto di una presenza diffusa di GD sulle reti di MT, con particolare attenzione al contributo alle correnti di corto circuito, che comporta maggiori sollecitazioni termiche e dinamiche, sia per gli organi di manovra sia per i conduttori di linea, e che può causare possibili scatti intempestivi e problemi di selettività delle protezioni di massima corrente. Un’ altra problematica alquanto complessa riguarda il sistema di protezione dalla perdita di rete: per evitare il fenomeno di islanding (isola indesiderata) vengono attualmente utilizzati dei sistemi di protezione di tipo passivo. Il fenomeno dell’islanding o isola indesiderata si verifica quando, in seguito all’intervento delle protezioni di rete, una porzione della stessa rimane alimentata dalla generazione dispersa. Si tratta di un evento alquanto critico, sia per il distributore, sia per i produttori. I metodi di protezione passivi si basano sul monitoraggio di alcune variabili elettriche (scelte opportunamente, in quanto possibili indicatori della perdita di rete) durante l’evoluzione dinamica che caratterizza la porzione di rete che resta in isola; tali metodi, quindi, non risultano essere intrusivi nel sistema (non hanno effetti sulla qualità del servizio). Le diverse soluzioni sono accomunate, seppur in maniera diversa, da alcuni aspetti critici: innanzitutto, non sempre esse sono in grado di discriminare la perdita di rete da tutte le altre condizioni operative (guasti, inserzione di grossi carichi…), che pure innescano l’evoluzione dinamica delle grandezze monitorate; ciò comporta scatti intempestivi. Inoltre, un elemento di criticità notevole è legato al principio stesso su cui i metodi passivi si basano: è evidente, infatti, che in assenza di squilibrio tra potenza generata localmente e potenza richiesta dai carichi dell’isola, i metodi passivi risultano inefficaci nel rilevare la perdita di rete (NDZ – Non Detection Zone).

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