Quali Conflitti Esistono Tra FA e UFLS nei Sistemi Elettrici e Come Risolverli

L'automazione dei rami (FA) e lo spegnimento della carica in caso di sottofrequenza (UFLS) sono due meccanismi critici di protezione e controllo nei sistemi elettrici. Anche se entrambi mirano a garantire un funzionamento sicuro e stabile del sistema, presentano potenziali conflitti nella logica e nel tempismo che richiedono una coordinazione accurata.

Automazione dei rami (FA): Si occupa principalmente dei guasti locali dei rami (ad esempio, cortocircuiti, guasti a terra) nelle reti di distribuzione. L'obiettivo è localizzare e isolare rapidamente le sezioni guaste e ripristinare l'energia nelle aree non interessate da guasti attraverso la riconfigurazione della rete utilizzando interruttori. La FA enfatizza il rapido ripristino locale dell'energia.

Spegnimento della carica in caso di sottofrequenza (UFLS): Risponde a forti cali di frequenza nella rete interconnessa (ad esempio, a causa dello spegnimento di generatori, aumento improvviso del carico o disconnessione delle linee di collegamento che causano un deficit di energia). Spegne sistematicamente carichi non critici pre-designati per prevenire il collasso della frequenza, ripristinare l'equilibrio energetico e stabilizzare la frequenza del sistema. L'UFLS dà priorità alla sicurezza complessiva della frequenza del sistema.

Spegnimento della carica in caso di sottotensione (UVLS): Monitora la tensione del sistema in tempo reale. Quando la tensione scende al di sotto di una soglia prefissata, lo schema UVLS determina se agire in base alla logica predefinita. Se le condizioni sono soddisfatte, spegne sequenzialmente i carichi per ridurre la domanda di potenza reattiva o aumentare il supporto reattivo, ripristinando così la tensione ai livelli normali.

Esempi di casi di conflitto

• Caso 1: Nel 2019, in Nord America, il ripristino dell'energia indotto dalla FA ha scatenato un crollo secondario della frequenza.

• Caso 2: Nel 2020, in Cina orientale, l'operazione della FA dopo un guasto a cortocircuito ha causato un'errata attivazione dell'UFLS.

• Caso 3: Nel 2021, la disconnessione di un parco eolico ha scatenato azioni sovrapposte tra UFLS e FA.

• Caso 4: Nel 2022, durante un tifone nel Sud della Cina, la riconfigurazione della rete della FA ha portato a uno spegnimento eccessivo del carico.

Descrizione dell'evento

Nel 2022, la Linea A a 110 kV e la Linea B collegata alla rete di una centrale elettrica erano in funzione sulla Sezione I della barra di una sottostazione a 110 kV. Un guasto sulla Linea A ha causato il trip dell'Interruttore A. Tuttavia, poiché l'interruttore della Linea B della centrale è rimasto chiuso, l'energia continuava ad essere fornita alla sottostazione. Di conseguenza, la tensione sulla Sezione I della barra non è scesa al di sotto della soglia di sottotensione, impedendo all'interruttore automatico di trasferimento (ATS) a 110 kV di iniziare. Analogamente, la centrale forniva energia attraverso il Trasformatore n. 1 alle Barre I e IV a 10 kV, le cui tensioni sono rimaste sopra la soglia, quindi l'ATS a 10 kV non si è attivato.

Mentre la centrale continuava a fornire carico, la frequenza del sistema è gradualmente diminuita. 5,3 secondi dopo il trip dell'Interruttore A, la frequenza è scesa a 48,2 Hz. Il dispositivo di separazione per sottotensione e sottofrequenza della centrale, impostato a 47 Hz e 0,5 s, non si è attivato. Tuttavia, il relè UFLS della sottostazione, impostato a 48,25 Hz e 0,3 s, ha rilevato una frequenza di 48,12 Hz e ha operato correttamente, spegnendo diversi rami a 10 kV (Linee C, D, E, F, G). Tutti gli apparecchi secondari hanno funzionato come previsto.

Revisione sul posto

L'Interruttore A della sottostazione a 110 kV ha trip correttamente a causa dell'azione di protezione e l'UFLS ha operato, disconnettendo le Linee C, D, E, F e G. Gli interruttori della sottostazione hanno emesso segnali di trip, innescando l'attivazione della FA. Il guasto è stato identificato tra l'interruttore della sottostazione e il primo interruttore della linea. La FA si è attivata su tutte e cinque le linee, localizzando il guasto tra l'uscita della sottostazione e il primo interruttore. Tuttavia, nessun guasto è stato trovato durante l'ispezione sul posto, confermando un'operazione errata della FA.

Soluzione

• Migliorare la sincronizzazione delle informazioni sullo spegnimento del carico. Per le linee con protezione UFLS/UVLS, supportare il blocco delle funzioni di trasferimento automatico del carico.

• Implementare un robusto blocco del trasferimento del carico: nei sistemi FA centralizzati completamente automatici, ricevuto un segnale di spegnimento del carico, bloccare immediatamente la funzione di esecuzione della FA per le linee interessate.