Calcoli di progettazione per schemi di messa a terra neutrale e dimensionamento del trasformatore di messa a terra in impianti fotovoltaici solari a scala utility

1 Classificazione dei metodi di messa a terra neutrale per le centrali fotovoltaiche

Influenzati dalle differenze nei livelli di tensione e nelle strutture della rete tra le varie regioni, i metodi di messa a terra neutrale dei sistemi elettrici sono principalmente categorizzati in messa a terra non efficace e messa a terra efficace. La messa a terra non efficace include la messa a terra neutrale tramite bobine di soppressione dell'arco e sistemi non messi a terra, mentre la messa a terra efficace comprende la messa a terra solida neutrale e la messa a terra neutrale tramite resistenze. La scelta del metodo di messa a terra neutrale è un problema complessivo, che coinvolge considerazioni sulla sensibilità della protezione relè, i livelli di isolamento delle apparecchiature, i costi di investimento, la continuità dell'approvvigionamento elettrico, la difficoltà di operazione e manutenzione, l'ampiezza del guasto e l'impatto sulla stabilità del sistema.

1.1 Messa a terra non efficace
1.1.1 Messa a terra neutrale tramite bobine di soppressione dell'arco

Una bobina di soppressione dell'arco viene installata al punto neutro del sistema. In caso di guasti, la corrente induttiva compensa la corrente capacitiva del sistema, e la corrente di guasto al punto di messa a terra è la corrente induttiva residua post-compensazione. Quando si verifica un guasto monofase, la bobina compensa la corrente capacitiva per estinguere rapidamente l'arco di messa a terra, sopprimendo gli archi intermittenti e le sovratensioni. Il sistema può continuare a funzionare per un po' dopo il guasto, adatto a scenari di fornitura elettrica ad alta affidabilità.

Caratteristiche chiave:

• Protezione & Operazione: La piccola corrente di messa a terra rende la protezione zero sequenziale ordinaria poco sensibile, richiedendo una complessa protezione monofase. La bobina deve funzionare in modalità di sovra-compensazione; gli operatori devono regolare i parametri tempestivamente con i cambiamenti della rete, complicando la manutenzione.

• Configurazione: Evitare l'installazione concentrata di molteplici bobine o configurazioni a singola bobina per prevenire fallimenti nella compensazione.

• Applicabilità & Limitazioni: Si adatta ai sistemi con grandi correnti capacitiva monofase, riducendo gli effetti termici sull'apparecchiatura e consentendo l'approvvigionamento elettrico continuo a breve termine. Tuttavia, la protezione relè non può interrompere rapidamente i guasti in stazioni fotovoltaiche di medie e grandi dimensioni. Pertanto, viene meno utilizzato in stazioni fotovoltaiche di livello MW e superiore e barre 10 kV/35 kV, con i sistemi di bobine di soppressione degli archi in fase di retrofitting.

1.1.2 Neutro non messo a terra

I sistemi neutro non messo a terra (non efficace) presentano correnti di guasto da accoppiamento capacitivo delle linee/apparecchiature durante guasti monofase, senza anello di cortocircuito. Questo consente 1-2 ore di funzionamento in condizioni di guasto a causa di correnti basse e tensioni interfasce mantenute, ma rischia riaccesi di arco e sovratensioni richiedendo un elevato isolamento. Adatto a piccole correnti capacitiva (ad esempio, lati AC degli inversori fotovoltaici, trasformatori LV a neutro non estratto).

1.2 Messa a terra efficace
1.2.1 Messa a terra solida neutrale

Offre alta corrente di guasto, protezione sensibile, bassa sovratensione e isolamento rilassato, ma rischia ridotta affidabilità a causa di correnti di messa a terra eccessive e grave interferenza di comunicazione. Comune in stazioni fotovoltaiche ≥50 MW e trasformatori HV ≥110 kV, con interruttori di isolamento del neutro e parafulmini per una flessibile messa a terra.

1.2.2 Messa a terra neutrale tramite resistenza

Inietta corrente attiva > corrente capacitiva tramite resistenze neutrali, abilitando la protezione zero sequenziale ad alta sensibilità per l'isolamento rapido del guasto. Vantaggi:

• Parametri stabili: Non necessitano di regolazioni durante l'operazione iniziale.

• Economia di isolamento: Basso requisito di isolamento grazie alla rapida eliminazione del guasto.

• Applicazione: Sistemi a cavo lungo, trasformatori/motori ad alta capacità e stazioni fotovoltaiche con alte correnti capacitiva.

• Gerarchia di tensione:

• ≥220 kV: messa a terra solida

• 66-110 kV: maggioranza solida, minoranza non solida

• 6-35 kV: maggioranza non solida, minoranza solida

2 Calcolo della capacità del trasformatore di messa a terra

Per stazioni fotovoltaiche di scala MW su bus 10/35 kV (messa a terra resistiva), sono necessari trasformatori di messa a terra dedicati se i neutrali non sono estratti. Passaggi di calcolo:

• Tensione primaria: Corrispondere alla tensione del bus del sistema.

• Corrente capacitiva: Sommare le correnti dei cavi/cavi aerei più gli effetti delle apparecchiature della sottostazione.

• Valore della resistenza: Assicurare l'attivazione rapida della protezione zero sequenziale.

• Capacità del trasformatore: Considerare il rating della resistenza di messa a terra; includere i carichi secondari se serve come alimentazione della stazione.

3 Esempio di calcolo della capacità del trasformatore di messa a terra
3.1 Panoramica del progetto
Una centrale fotovoltaica centralizzata di 50 MW con montanti fissi a 1340 m di altitudine (media annuale 3°C) non richiede derating per altitudine o umidità. Composta da 50x1 MW sub-array, la CC viene invertita e portata a 35 kV localmente. Dieci sub-array formano una linea di raccolta che alimenta un sistema a bus singolo a 35 kV, poi portato a 110 kV (neutro solidamente messo a terra). La stazione di rialzo a 35 kV include un trasformatore principale a bassa tensione, 5 linee di raccolta fotovoltaica, un trasformatore di messa a terra, un trasformatore di servizio della stazione, compensazione reattiva e circuiti PT, con messa a terra resistiva del neutro.

3.2 Calcolo della capacità del trasformatore di messa a terra
3.2.1 Metodo di messa a terra

La tensione nominale primaria del trasformatore di messa a terra corrisponde alla tensione del sistema a 35 kV. Le linee di raccolta a 35 kV sono principalmente cavi sotterranei (34 km totali), con 2 km di linee aeree.

• Corrente capacitiva di messa a terra monofase per linee di raccolta aeree a 35 kV: Ic1=3.3×UL×L×10−3=0.231A

• Corrente capacitiva di messa a terra monofase per linee di raccolta a cavo a 35 kV: Ic2=0.1×UL×L=119A

( UL): tensione linea-linea (kV); L: lunghezza della linea (km))

Con un aumento del 13% della corrente capacitiva della sottostazione a 35 kV, la corrente capacitiva di messa a terra monofase calcolata della stazione fotovoltaica supera 10 A. Pertanto, il punto neutro del bus a 35 kV utilizza la messa a terra resistiva.

3.2.2 Capacità del trasformatore di messa a terra

Per la resistenza di messa a terra, la tensione primaria UR≥21.21kV. In caso di guasto monofase, la corrente di guasto a terra è impostata a 150-500 A, quindi IR=400A, e con R=50.5Ω，PR≥UR×IR. Nei sistemi di messa a terra a bassa resistenza, la capacità del trasformatore di messa a terra è 1/10 della capacità corrispondente alla corrente di guasto. Poiché esiste un trasformatore di servizio separato, i carichi secondari vengono ignorati. Considerando fattori tecnico-economici, condizioni meteorologiche e altitudine, la capacità è fissata a 1000 kVA.

4.Conclusione

Lo sviluppo delle energie rinnovabili come la fotovoltaica è conforme alle politiche di sviluppo industriale dei paesi di tutto il mondo. Il metodo di messa a terra neutrale ha un impatto sugli aspetti di progettazione e operativi del sistema elettrico. Quando si sceglie il metodo di messa a terra neutrale per il sistema, è necessario considerare in modo complessivo l'impatto sulla affidabilità dell'approvvigionamento elettrico del sistema e sul livello di isolamento delle apparecchiature, nonché la difficoltà nell'implementazione della protezione relè.