PRINCIPI DI PROGETTAZIONE
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Nel campo di applicazione dell’allegato al codice di rete A.68 sono contemplate due tipologie di connessioni AT: • Connessioni di Tipo 1: connessi direttamente alla RTN o indirettamente per il tramite di una porzione di rete con tensione nominale pari o superiore a 110 kV; • Connessioni di Tipo 2: connessi direttamente alla RTN a sezioni 36 kV di stazioni Terna. Per entrambe tali tipologie di connessioni vengono riportate le protezioni di cui è necessaria l’implementazione 1. Protezioni della Centrale Fotovoltaica contro i guasti esterni: le tipologie di protezioni sensibili ai
guasti esterni e alle perturbazioni di rete a. Protezione di minima tensione rete (27); b. Protezione di massima tensione rete (59); c. Protezione di minima frequenza rete (81<); d. Protezione di massima frequenza rete (81>); e. Protezione di massima tensione omopolare rete (59N).
Le prime quattro protezioni (27,59,81<,81>) debbono essere anche ripetute a bordo degli inverter. Le tarature sono stabilite dal Gestore in accordo ai criteri stabiliti nell’allegato A.11 al Codice di Rete.
2. Protezioni della Centrale Fotovoltaica contro i guasti interni: le protezioni contro i guasti interni hanno il compito di isolare tempestivamente, e selettivamente, la sola parte dell’impianto Fotovoltaico connesso alla rete AT che è stata oggetto di guasto. L’obiettivo è quello di evitare che un guasto sulla rete AT dell’impianto Fotovoltaico comporti disservizi sulla rete AT dell’operatore del sistema di trasmissione (TSO – Terna nel caso Italiano). Le protezioni minime che devono essere previste per i trasformatori elevatori MT/AT contro i guasti interni all’impianto sono: a. Massima Corrente di fase del trasformatore lato AT a due soglie di intervento; una istantanea e una ritardata (50/51); b. Differenziale di trasformatore (87T); c. Massima Corrente di fase del trasformatore lato MT ad una o due soglie di intervento ritardato (51). I sistemi di protezione della sezione MT dell’impianto fotovoltaico non sono oggetto dell’allegato al codice di rete A.68; tuttavia l’A.68 richiede di adottare protezioni idonee contro i guasti fase-fase e fase-terra nella parte MT dell’impianto. 3.4.3.2 PPC - Power plant control L’allegato al codice di rete A.68, per quanto riguarda i sistemi di regolazione e controllo, richiede che l’impianto sia dotato di un PPC (Power Plant Control). Le principali funzionalità richieste al PPC da installare negli impianti fotovoltaici sono: • Controllo della produzione; • Modalità di avviamento e riconnessione alla rete;
• Regolazione della potenza reattiva; • Regolazione della potenza attiva; • Supporto alla tensione durante i guasti in rete; • Sistemi di teledistacco della produzione.
Il PPC scambia i dati con l’UPDM (Unità Periferica Difesa e Monitoraggio) del TSO. Il TSO, in funzione delle necessità della rete di trasmissione, richiede dei set point al PPC. Il power plant controller, per ottemperare alle funzionalità richieste, deve poter leggere le misure della potenza attiva (P) e della potenza reattiva (Q) relative al PdC. Per fare ciò il PPC deve essere dotato di un analizzatore di rete che legge i valori di tensione e corrente al punto di consegna e quindi in AT. Per poter leggere i valori di tensione e corrente al punto di consegna e quindi in AT l’analizzatore di rete deve essere connesso a dei TA e TV connessi alle sbarre AT. I requisiti di tali TA e TV sono contenuti all’interno dell’allegato al codice di rete A.18. Il power plant controller, per regolare la potenza attiva e reattiva generata dall’impianto deve poter comunicare e interagire con gli inverter presenti in impianto in funzione dei set point richiesti dal TSO tramite l’UPDM.
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