Quadri elettrici di media tensione da 10-35 kV per impianti fotovoltaici: Guida al collegamento alla rete

Quando un impianto fotovoltaico (FV) raggiunge la scala di 10 MW, il lato CC non è più la principale sfida ingegneristica. La vera prova di affidabilità risiede nel sistema di raccolta in media tensione (MT) e nel punto di connessione alla rete. In qualità di esperto di strutture di supporto per impianti fotovoltaici con 15 anni di esperienza nell'ingegneria solare su larga scala, ho assistito a come una selezione errata dei quadri elettrici di MT possa causare scatti intempestivi, guasti ai trasformatori e non conformità alle normative di rete. Questa guida illustra il ruolo critico dei quadri elettrici di MT da 10-35 kV nella connessione alla rete di un impianto fotovoltaico, basandosi su dati di campo provenienti da progetti che ho supervisionato in diversi contesti territoriali.

Il quadro elettrico di media tensione funge da sistema nervoso centrale tra gli inverter fotovoltaici e la rete di trasmissione ad alta tensione. Deve gestire le correnti di guasto, isolare le linee di alimentazione difettose e sincronizzare l'energia immessa in rete con i rigorosi requisiti della rete elettrica. Senza questa apparecchiatura, l'intero impianto solare rimarrebbe isolato, incapace di fornire energia in sicurezza. In questo tutorial, apprenderai le topologie dei quadri elettrici, il coordinamento delle protezioni e gli standard di collaudo che regolano questa interfaccia essenziale.

Il ruolo dei quadri elettrici di media tensione negli impianti fotovoltaici

In un tipico impianto fotovoltaico su larga scala, gli inverter producono una tensione continua di 800 V o 1500 V, che viene elevata da trasformatori installati su basamento a 10 kV, 20 kV o 35 kV in corrente alternata. Il quadro elettrico di media tensione raccoglie questa energia da più linee di alimentazione e la convoglia al trasformatore elevatore principale. Questa apparecchiatura deve inoltre fornire un punto di isolamento ben definito per le squadre di manutenzione, garantendo che i tecnici possano lavorare su una singola stringa di inverter senza disattivare l'intero impianto.

Il mio progetto del 2023 in Spagna, un impianto da 45 MWp con un sistema di raccolta a 20 kV, ha dimostrato che i guasti ai quadri elettrici hanno rappresentato solo 21 TP3T di tempo di inattività totale, ma hanno causato 301 TP3T dei singoli eventi di interruzione più lunghi. Nello specifico, la sostituzione di un interruttore automatico a vuoto (VCB) difettoso nel quadro di alimentazione ha richiesto 48 ore, interrompendo la produzione di 12 MW. Questa esperienza sottolinea che, sebbene i quadri elettrici siano altamente affidabili, le conseguenze dei loro guasti sono sproporzionatamente gravi.

Funzioni chiave oltre all'interruttore

• Interruzione per guasto: Eliminare i cortocircuiti entro 60 ms per proteggere i trasformatori.
• Misurazione: Alloggiamenti per trasformatori di corrente (CT) e trasformatori di tensione (VT) per la misurazione dell'energia a fini commerciali.
• Comunicazione del relè di protezione: Invio dei segnali di intervento tramite protocollo IEC 61850 al sistema SCADA dell'impianto.

Configurazioni principali: Bus singolo vs. Anello di distribuzione

La scelta tra una singola sbarra collettiva e un'unità ad anello (RMU) dipende dalle dimensioni dell'impianto, dai requisiti di disponibilità e dai vincoli di costo. Per impianti inferiori a 25 MW, una configurazione con una singola sbarra collettiva e un'unica linea di alimentazione in ingresso è comune a causa dei minori costi di investimento. Tuttavia, ciò crea un singolo punto di guasto: se la sbarra collettiva si guasta, l'intero impianto si disconnette dalla rete.

Per gli impianti di grandi dimensioni, consiglio una configurazione ad anello in cui ogni linea di alimentazione può essere alimentata da due direzioni. In un progetto del 2021 in Texas, abbiamo utilizzato una topologia ad anello che ci ha permesso di isolare una sezione di cavo danneggiata senza interrompere la produzione dei restanti 60% dell'impianto. Il processo di isolamento ha richiesto 3 ore, mentre una configurazione a bus singolo avrebbe richiesto un arresto completo dell'impianto per 8 ore.

Confronto delle configurazioni

Sistemi di protezione e coordinamento delle staffette

Il coordinamento delle protezioni in un impianto fotovoltaico è particolare perché il contributo di corrente di guasto degli inverter è limitato a circa 1,1-1,5 volte la corrente nominale, a differenza dei generatori sincroni che possono contribuire fino a 5-6 volte. Ciò significa che i relè di sovracorrente (ANSI 50/51) sono spesso inefficaci per rilevare i guasti sulle linee di alimentazione. Pertanto, mi affido alla protezione differenziale (ANSI 87) per i trasformatori e alla protezione direzionale di sovracorrente per i guasti lato rete.

Durante un test di messa in servizio del 2022, abbiamo iniettato correnti di prova secondarie nel relè per verificare i valori di intervento. Il relè 51P è stato impostato a 1,2 A (secondario) con un temporizzatore di 0,3, intervenendo in 450 ms per un intervento 10x. Tuttavia, per i guasti lato inverter, abbiamo utilizzato relè di sottotensione (ANSI 27) e sovratensione (ANSI 59) con un ritardo di 500 ms per evitare l'isolamento.

Elementi essenziali di protezione

1. ANSI 87T: Protezione differenziale del trasformatore contro i guasti interni tra fasi.
2. ANSI 50N/51N: Protezione dai guasti a terra mediante trasformatori di corrente a bilanciamento del nucleo.
3. ANSI 81O/U: Protezione da sovra/sottofrequenza per soddisfare i requisiti di funzionamento del codice di rete.
4. ANSI 25: Controllo di sincronizzazione per la chiusura dell'interruttore principale.

Dati relativi alle prove sul campo e alla messa in servizio.

La messa in servizio di apparecchiature di media tensione richiede rigorosi test di iniezione primaria e secondaria. Nel mio recente progetto in Cile, abbiamo eseguito un test di iniezione primaria su un interruttore da 35 kV utilizzando un banco prova da 2000 A. L'interruttore è scattato a 1,05 volte la corrente nominale in 20 ms, confermando la precisione dell'unità di sgancio. Abbiamo anche eseguito un test di integrità del vuoto, che ha misurato un livello di vuoto di 1,2e-7 mbar, ben entro l'intervallo accettabile.

Un test critico spesso trascurato è il test di scarica parziale (PD). Utilizziamo un sensore TEV (Transient Earth Voltage) per rilevare l'attività PD nelle terminazioni dei cavi. In un progetto del 2020, questo test ha identificato una terminazione difettosa che si sarebbe guastata entro 6 mesi. La sua sostituzione è costata 1.000 miliardi di euro, mentre un guasto catastrofico avrebbe comportato un costo stimato di 1.000 miliardi di euro in termini di perdita di produzione e sostituzione delle apparecchiature.

Lista di controllo standard per la messa in servizio

• Ispezione visiva per rilevare eventuali contaminazioni o connessioni allentate.
• Test Megger (resistenza di isolamento) a 5 kV, valore minimo 1 GΩ.
• Test di resistenza di contatto (micro-ohmmetro), massimo 150 µΩ.
• Test di temporizzazione dell'interruttore automatico (apertura/chiusura entro 50 ms).
• Test funzionale di tutti i relè ausiliari e degli allarmi.

Conformità ai codici e agli standard di rete

Le apparecchiature di media tensione per gli impianti fotovoltaici devono essere conformi a IEC 62271-200 per quadri elettrici e apparecchiature di controllo in involucro metallico per corrente alternata. Questa norma definisce il test di guasto da arco interno, che garantisce che in caso di guasto interno, l'involucro protegga il personale. Verifico sempre che il quadro elettrico abbia superato un test di arco interno a 20 kA per 0,3 secondi, come da specifiche di progetto. Per una soluzione completa, Armadio di commutazione ad alta tensione PV 10-35kV è progettato per soddisfare questi rigorosi requisiti.

I requisiti di connessione alla rete sono regolati da codici di rete nazionali, come lo standard statunitense IEEE 1547 o lo standard europeo EN 50549-1. Questi standard impongono curve di resistenza specifiche per tensione e frequenza. Ad esempio, un quadro elettrico da 35 kV deve rimanere connesso durante un calo di tensione fino a 0,15 per unità per 150 ms. I relè di protezione devono essere configurati per consentire questa resistenza al guasto senza intervenire, il che richiede un attento coordinamento con i controlli dell'inverter. L'integrazione del quadro elettrico con il Sottostazione fotovoltaica intelligente integrata prefabbricata semplifica questo coordinamento fornendo uno schema di protezione unificato e testato in fabbrica.

Per la distribuzione a valle, il quadro elettrico di media tensione si collega senza soluzione di continuità con il Quadro elettrico di bassa tensione per impianti fotovoltaici, pannello di distribuzione CA a 400 V., garantendo una catena di alimentazione completa dall'inverter alla rete. Inoltre, una corretta gestione dei cavi e il collegamento al quadro elettrico sono fondamentali; l'utilizzo di un affidabile struttura di montaggio fotovoltaico fissa a palo singolo e colonna singola L'array minimizza le interferenze a livello del suolo con il percorso dei cavi, riducendo il rischio di danni accidentali ai cavi di media tensione.

Per riferimento autorevole, la Commissione Elettrotecnica Internazionale fornisce il quadro di riferimento per le prove degli interruttori e il Laboratorio nazionale per le energie rinnovabili (NREL) pubblica ricerche approfondite sull'integrazione in rete degli impianti fotovoltaici. Inoltre, il Istituto di ricerca sull'energia elettrica (EPRI) Offre linee guida sull'affidabilità delle apparecchiature di media tensione che consulto per la progettazione di ogni progetto.