Coordinamento delle protezion

Per comprendere come vengono coordinati tali elementi, si riporta l’esempio delle microgrid per la quale vengono effettuate le simulazioni. Si tratta di una rete in bassa tensione (400V) contenente tutti gli elementi precedentemente descritti (fig. 3.35). Le protezioni di linea e dei carichi sono le più rapide del sistema, ed agiscono in maniere indipendente dai restanti dispositivi di protezione, quali i MGFPR, i relays dei generatori ed il relay al PCC, che sono con queste coordinati. Come visibile in figura, sono presenti tre MGFPR come protezione di backup per le corrispondenti protezioni principali di linee e carichi. Per tale motivo, il tempo minimo d’intervento per gli MGFPR più rapidi (1 e 3) è impostato a 80 msec. In più, il relay al PCC e gli MGFPR dei feeder vicini per guasti inversi fungono da backup per lo specifico MGFPR. Per esempio MGFPR2, MGFPR3 ed il relay al PCC sono adibiti a protezione di backup per MGFPR1 nella loro modalità inversa.

La figura 3.46 mostra la coordinazione tra i MGFPR e la protezione al PCC. Ciascuno di tali relays è dotato di caratteristica diretta ed inversa con i corrispondenti tempi d’intervento, legati ai moduli dai quali sono costituiti. Ad esempio per MGFPR1, essendo i due moduli combinati con logica OR, il tempo d’intervento sarà il minimo tra quello dei due. I parametri vengono riportati nella tabella 3.5.

95 La figura 3.44 mostra la caratteristica t-I dei relay di sovracorrente. Gli autori propongono l’impiego di relay con caratteristica basata sulla norma IEC60255. Si osserva che il modulo di sovracorrente del MGFPR3 è il più rapido di tutti, dunque deve essere coordinato con le protezione dei carichi a valle. Si assume che tale modulo abbia tempo di intervento pari a 80 msec per il guasto al Bus4, in modo da garantire un adeguato ritardo, tale da permettere alle protezioni principali di isolare il guasto. Soprattutto, tale scelta implica il rapido intervento del modulo di sovracorrente per guasti sulla Linea22, per via dell’elevato valore della corrente di guasto paragonato a quello della corrente di guasto al termine della linea.

Parametro Descrizione

t1f Tempo d'intervento dovuto al modulo 1 in verso diretto

t2f Tempo d'intervento dovuto al modulo 2 in verso diretto t1r Tempo d'intervento dovuto al modulo 1 in direzione inversa t2r Tempo d'intervento dovuto al modulo 2 in direzione inversa t3f Tempo d'intervento dovuto al modulo 3 in verso diretto t3r Tempo d'intervento dovuto al modulo 3 in direzione inversa t O C Tempo d'intervento dovuto dal relay direzionale di sovracorrente

t U V Tempo d'intervento dovuto al relay di sottotensione Tabella 3.5: Parametri della figura 3.43

96 Il coordinamento dei moduli di sovracorrente viene fatto considerando funzionante il generatore sincrono (SGDG), il quale contribuisce alla corrente di guasto. In questo modo si prevengono problemi di mancato coordinamento, tipicamente associati alla presenza di generazione convenzionale nelle microgrid. Il tempo d’intervento del modulo di sovracorrente del MGFPR2 viene impostato assumendo che, per guasti oltre MGFPR3 (Linea 22), il suo modulo di sovracorrente debba operare con margine sufficiente rispetto al modulo di sovracorrente del MGFPR3, in modo da mantenere il coordinamento. Tali calcoli vengono fatti considerando il generatore sincrono fuori servizio, altrimenti il margine non verrà rispettato quando questo entra in funzionamento. Si noti infatti che la presenza di SGDG comporta una diminuzione della corrente vista dal MGFPR2 rispetto a quella vista dal MGFPR3 per guasti sulla Linea 22.

Per impostare le soglie del relay di sovracorrente del MGFPR1, si deve considerare la protezione con il maggior tempo di ritardo nel Feeder1; è cioè necessario un ritardo di almeno 80 msec per preservare il coordinamento con le protezioni dei carichi a valle, ovvero, per un guasto al Bus 1, il modulo di sovracorrente interviene dopo 80 msec. In questo modo si garantisce che per un guasto con corrente più elevata sulla Linea11, il modulo di sovracorrente intervenga con tempo ridotto isolando il guasto più rapidamente. In questo caso si assume che il generatore sincrono sia funzionante e contribuisca alla corrente di guasto.

I tempi d’intervento del relay al PCC vengono determinati in base alla necessità di coordinazione con MGFPR1 ed MGFPR2.Si noti che i relay di protezione dei generatori sono legati alle protezioni dei carichi e delle linee; per chiarire tale concetto viene esplicitato come avviene il coordinamento tra il generatore sincrono (SGDG) ed il realy del generatore IBDG1. Sempre in riferimento alla medesima figura, per un guasto sulla Linea 22, MGFPR3 è chiamato a generare il segnale di apertura ed isolare il guasto; quindi in tale situazione, il relay di SGDG funge da backup. Le sue soglie d’intervento vengono determinate considerando un ritardo di 80 msec per il modulo di sequenza negativa di MGFPR3 e con riferimento alla caratteristica t-I del rispettivo modulo di sovracorrente. Risulta dunque sufficiente coordinare la protezione del generatore sincrono con MGFPR3 per un guasto oltre tale relay sulla Linea 22, avendo la corrente valore massimo lungo il feeder. Inoltre, per garantire la coordinazione tra il relay di IBDG1 e la protezione del carico, viene impiegato un tempo di ritardo definito di 150 msec per il modulo del THD. Di seguito vengono riportate le tabelle riassumenti i parametri scelti per i vari componenti.

97 Relay diff. Parametri Valori (A)

Relay diff. Linea 11 Imin_diff

Ith

Idiff2

15 15 1200 Relay diff. Linea 12 Imin_diff

Ith

Idiff2

10 10 600 Relay diff. Linea 21 Imin_diff

Ith Idiff2 28 13 1100 pendenza relay = 0.3 Parametro Descrizione MGFPR1 MGFPR2 MGFPR3

tdr-OC Tempo di ritardo per i relay di sovracorrente in

modalità inversa 300 msec 300 msec 500 msec

tdf-neg Tempo di ritardo per relay di sequenza negativa in

modalità diretta 80 msec 120 msec 80 msec

tdr-neg Tempo di ritardo per relay di sequenza negativa in

modalità inversa 350 msec 350 msec 500 msec

Ip Corrente di apertura per relay di sovracorrente 220 A 200 A 90 A

TMS Time Multiplier Setting _{0.8 0.94 0.85}

Ip2 Corrente di apertura per relay istantaneo di

sovracorrente di seq. Neg. 20 A 10A 10 A

Tabella 3.6: Impostazioni protezioni di corrente differenziale

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Parametro Descrizione Valore

I pv h Valore di soglia THD tensione 10%

I pv i Valore di soglia THD corrente 10%

Ip Corrente d'intervento per il relay di

sovracorrente istantaneo 350 A

Td-OC Tempo di ritardo per relay di sovracorrente istantaneo 2 sec

Td v h Tempo di ritardo per relay istantaneo THD (tensione) 150 msec

Td i h Tempo di ritardo per relay istantaneo THD (corrente) 150 msec

Parametro Descrizione Valore

Ip (di 51) Corrente d'intervento per relay di sovracorrente 209 A

TMS Time Multiplier Setting 0.167

td Tempo di ritardo per Modulo Sbilanciamenti 200 sec

Ip (di 50) Corrente d'intervento per relay di sovracorrente istantaneo 0.1 pu

Parametro Descrizione Valore

Ip Corrente d'intervento per relay di sovracorrente 400 A

TMS Time Multiplier Setting 1.66

tdf-neg Tempo di ritardo per relay di seq. neg. Del PCC in modlaità diretta 35 msec

tdr-neg Tempo di ritardo per relay di seq. neg. Del PCC in modlaità diretta 350 msec

Ip2 Corrente d'intervento per relay di sovracorrente istananeo di

seq.neg.

20 A tdf-UV Tempo di ritardo per relay del PCC (UV) in modlaità diretta 5 msec

tdr-UV Tempo di ritardo per relay del PCC (UV) in modlaità inversa 200 msec Tabella 3.8: Impostazioni protezioni IBDGs

Tabella 3.10: Impostazioni protezioni PCC Tabella 3.9: Impostazioni relay generatore sincrono

99

3.11.6 Simulazioni

Per valutare l’efficacia del metodo proposto, gli autori hanno svolto le apposite simulazioni in ambiente PSCAD/EMTD [76], [77]. In questo caso vengono prese in esame tutte le tipologie di guasto (monofase a terra, bifase, bifase a terra e trifase) sia nel funzionamento in isola che per quello connesso alla rete. Basandosi sui risultati delle simulazioni, il sistema di protezione proposto isola il guasto garantendo l’opportuna coordinazione. Inoltre i generatori distribuiti ed i carichi rimangono in servizio in seguito alla soluzione dei guasti in entrambe le modalità di funzionamento.

Nel funzionamento connesso alla rete, si osserva che per un guasto alla linea le protezioni differenziali di corrente agiscono come protezione primaria, individuando i guasti in meno di un ciclo. Il relay al PCC ed i MGFPR fungono in questo caso da backup. I risultati mostrano come i relay di sovracorrente e quelli delle componenti di sequenza intervengano in tempi accettabili; per brevità, in tabella 3.9 vengono riportati solo alcuni dei risultati. Le prime due colonne specificano rispettivamente la posizione ed il tipo di guasto. Nella terza colonna vengono riportati i relay attivati dal guasto, elencati secondo l’ordine d’intervento; la quarta colonna riporta i tempi d’intervento dei relay.

Per meglio comprendere i risultati esposti, si esplicita l’esempio di guasto bifase (Guasto2, fig. 3.35). Le prime due forme d’onda mostrate in fig. 3.45 sono relative alla corrente di guasto rispettivamente a monte ed a valle della posizione del guasto. Alla prima contribuiscono sia la rete principale che la generazione distribuita dei feeder confinanti, mentre a valle è IBDG1 ad alimentare la corrente di guasto. Quest’ultima risulta distorta e limitata in ampiezza, come è lecito attendersi per via dell’azione del controllore incorporato. Le altre forme d’onda Booleane sono relative ai segnali d’apertura emanati dai diversi relay del sistema. Al fine di analizzare le prestazioni dei relay vengono intenzionalmente bloccati i segnali d’apertura da loro inviati, pertanto il guasto rimane attivo. Come è possibile osservare, nel caso di Guasto2 a t= 1.6 sec, le protezioni di corrente differenziale prima individuano il guasto, e poi dopo 3 msec inviano il comando di apertura. Dopo 56 msec interviene MGFPR1 con il modulo di sovracorrente, mentre il suo secondo modulo risponde al guasto in 83 msec. Successivamente i moduli di sottotensione (UV) e di THD del relay del generatore IBDG1 lanciano segnali d’apertura rispettivamente dopo 150 e 112 msec. Infine il relay al PCC, MGFPR2 e MGFPR3 rispondono al guasto in 308,352 e 504 msec. La sequenza temporale dei segnali inviati dalle protezioni mostra dunque il rispetto dei criteri di coordinamento della strategia di protezione.

100

101

Figura 3.45: Forme d’onda della corrente e segnali di apertura dei relay per guasti bifase (Guasto 2, fig 3.38) per microgrid connessa alla rete principale

102 Nel caso del funzionamento in isola, per via della presenza di generazione con inverter, si ha un significativo decremento della corrente di guasto. Anche stavolta le protezioni di corrente differenziale agiscono da protezioni primarie, individuando il guasto in meno di un ciclo. La rapidità di tale operazione garantisce una maggiore stabilità transitoria della microgrid, specialmente nel caso in cui vi siano generatori distribuiti di tipo sincrono a bassa inerzia. Il feeder guasto viene isolato dalla microgrid dal MGFPR, che agisce come protezione di backup. Vengono riportati alcuni dei risultati in tabella 3.10.

103 Analogamente al caso precedente viene esplicitato l’esempio di guasto monofase a terra (Guasto3, fig. 3.35). Avvenuto il guasto, la protezione di linea invia il segnale di apertura in 3 msec. Anche stavolta i segnali dei relay vengono bloccati per esaminare le prestazioni delle protezioni, ovvero si mantiene attivo il guasto. La protezione MGFPR2 ed il relay del generatore sincrono rispondono rispettivamente in 124 e 181 msec in modalità diretta. Dopodiché MGFPR1 e MGFPR3 creano segnali d’apertura in 361 e 505 msec in modalità inversa. Per brevità stavolta vengono omesse le forme d’onda delle corrente e dei segnali dei relay. Si può comunque desumere dai tempi d’intervento delle protezioni che anche in questo caso viene mantenuta la loro coordinazione.

Vale la pena osservare, inoltre, che la strategia proposta non necessita di cambiare modalità operativa nel passaggio dal funzionamento connesso alla rete a quello in isola.

Le simulazioni confermano dunque la teorica validità della strategia di protezione proposta, la quale tiene conto di molte delle variabili relative al funzionamento della microgrid, elencate nel corso dei capitoli precedenti.

Ai fini dell’effettiva implementazione del sistema di protezione, occorre considerare gli aspetti inerenti la fattibilità economica.

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4. Discussione delle soluzioni proposte per la protezione delle

Microgrid

Nella sezione corrente ci si propone di analizzare in modo critico vantaggi e svantaggi, nonché discuterne i possibili sbocchi applicativi a seconda dell’ambito in considerazione, anche sulla base delle osservazioni introdotte nel primo capitolo e secondo.