Protezioni con unità centrale

Un’altra tipologia di sistemi di protezione si basano sull’installazione e l’utilizzo di una unità centrale che, comunicando con i dispositivi installati, è in grado di modificare i setting delle protezioni oppure farle intervenire a seconda dei segnali che riceve dalla rete. Questo tipo di sistemi quindi necessita, a differenza dei precedenti, di un sistema di comunicazione continua per poter funzionare in maniera

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ottimale, anche se molti degli schemi proposti prevedono la possibilità di funzionare anche nel caso in cui avvenissero dei guasti o malfunzionamenti al sistema di comunicazione. L’idea di base su cui si fondano consiste nel fatto che, al fine di garantire maggiore velocità, selettività ed affidabilità del sistema di protezione, nel prossimo futuro le reti di distribuzione, ed in particolare le microgrid, avranno una penetrazione delle comunicazioni molto più capillare ed efficace. Questo sarà permesso anche grazie all’introduzione delle disposizioni introdotte dalla norma IEC-61850 sulle comunicazioni nelle reti e nelle sottostazioni dei sistemi di distribuzione [65]. Lo schema proposto in [66] e [67] parte proprio da questa idea di base. Se si considera la microgrid come una rete di distribuzione intelligente gestita da un sistema di controllo centralizzato (Microgrid Management System), il sistema di protezione deve essere in grado di adeguarsi a questo nuovo tipo di gestione che va incontro alle nuove necessità degli utenti. Laaksonen et al. individuano inizialmente le caratteristiche principali che le protezioni di rete devono possedere: adattabilità, comunicazione veloce, capacità di permettere il fault ride through (FRT), selettività e non generare scatti intempestivi. Per fare questo l’idea è che i dispositivi ed il centro di controllo debbano comunicare tra loro in modo da conoscere in ogni istante lo stato della rete. Si determinano quindi quattro tipi di protezioni, uno per ogni elemento della rete (punto di connessione comune, linee, utenti passivi e DGs), ed ognuna di queste possiede delle funzionalità diverse in base alla modalità di funzionamento della microgrid (in isola o connessa alla rete principale) con delle soglie differenti che possono essere selezionare dall’unità centrale. Questo sistema misto prevede l’uso sia di misure locali con protezioni tradizionali (tra le quali i fusibili, che però non sarebbero in grado di garantire una selettività adeguata in tutte le modalità di funzionamento) sia di comunicazioni con la MMS, per garantire la migliore efficienza possibile da parte del sistema di protezione. In [68] si propone un sistema di protezione ibrido che integra una protezione differenziale tradizionale, usata nelle parti più sensibili del sistema, ad uno schema basato sull’utilizzo di una unità di controllo centralizzata con protezioni dalle soglie adattabili. Così facendo l’intento degli autori è quello di ottenere i pregi di entrambi i sistemi. Ad ogni cambio di stato della rete, l’unità di controllo (MCPU) ricalcola e comunica (tramite un segnale wireless basato sullo stardard IEEE 802.16-2009) ad ogni relè la soglia di intervento aggiornata, mentre il differenziale viene utilizzato in particolari porzioni di rete in quanto meno sensibile alle variazioni di topologia della microgrid. La particolarità di questo sistema consiste nel fatto che, sfruttando i collegamenti esistenti tra relè e MCPU, i dispositivi di protezione possono essere utilizzati come protezioni adattate di massima corrente o come protezioni differenziali, in cui l’operazione di calcolo della corrente differenziale viene fatta direttamente all’interno dell’unità di controllo, senza quindi la necessità di ulteriori connessioni tra i relè. In questo modo quindi si supera la difficoltà di operabilità dovuta alla necessità di adattare le soglie del differenziale a seconda della struttura della rete, in quanto le informazioni necessarie a questa operazione sono già contenute all’interno della MCPU. Il funzionamento da protezione differenziale necessiterà di una comunicazione continua tra i relè e l’unità centrale. Nello studio si evidenzia però come il sistema di comunicazione sia tale da ottimizzare il funzionamento delle protezioni, ma non sia indispensabile. Infatti anche nel caso di malfunzionamento del sistema differenziale, le protezioni adattabili di massima corrente garantirebbero una adeguata azione di backup. In [69] i ricercatori propongono uno schema di protezione particolarmente adatto alle microgrid con una elevata penetrazione di generazione distribuita, basato sull’installazione di una unità di controllo centralizzata del sistema. La particolarità del sistema proposto consiste nella capacità di calcolare da parte della MCPU tutte le soglie di intervento delle protezioni di massima corrente inserite nella rete, in base alle caratteristiche della microgrid stessa. Una volta inviate le correnti di intervento a tutte le protezioni, la decisione di apertura o meno viene fatta localmente da parte dei dispositivi in base alle misure effettuate nel punto di connessione. Questo sistema quindi risulta molto robusto alle variazioni di struttura della rete ma per funzionare al meglio necessita di una comunicazione continua tra MCPU e relè, anche se questi ultimi sono in grado di funzionare in maniera indipendente dalla prima. Lo schema proposto in [69] viene utilizzato anche in [70] dove gli stessi autori sfruttano l’inserimento di FCLs a valle dei DGs in modo da conoscere anticipatamente le correnti che i generatori erogheranno in caso di guasto ed in questo modo, in base a quali DGs sono connessi al sistema e alla modalità di funzionamento della microgrid, essere in grado di conoscere le correnti di intervento dei relè, attraverso la sola informazione sullo stato degli interruttori di interfaccia dei generatori. Il sistema di protezione proposto quindi risulta più flessibile ed affidabile di quelli basati sulla stima delle correnti di guasto, perché grazie alla presenza dei FCLs, i progettisti potranno conoscere in modo certo le correnti di guasto

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prima ancora che questo possa verificarsi. Nei precedenti studi gli autori non proponevano però un metodo per ottenere una selettività che potesse adeguarsi allo stato della rete, così come le soglie di intervento. Questo viene fatto in [71] dove gli stessi autori presentano uno studio approfondito sul calcolo delle soglie di intervento, eseguito dalla MCPU, e dei ritardi con cui le protezioni sono chiamate ad intervenire. In particolare nel calcolo delle correnti di intervento Ustun et al. considerano: la corrente di guasto fornita dalla rete principale (nel caso in cui la microgrid stia lavorando in modo connesso), la corrente di guasto fornita da ogni generatore in funzione delle sue caratteristiche peculiari (cioè che esso sia affacciato alla rete tramite inverter, cioè con corrente di guasto ridotta, o che sia una macchina rotante con correnti di guasto che si attestano su valori attorno a 5 volte la corrente nominale) e al fattore di impatto. Il fattore di impatto è un parametro, il cui calcolo è presentato in [71], compreso tra 0 ed 1 che descrive quanto il contributo alla corrente di guasto da parte di ogni generatore possa diminuire a causa della distanza di quest’ultimo dal punto di guasto. Nello studio si presenta anche un metodo per garantire una migliore selettività al sistema di protezione. Infatti la MCPU, monitorando lo stato di alcuni interruttori detti “critici”, è in grado di assegnare ad ogni coppia di relè coordinati (sono presenti coppie diverse in base alla topologia della rete) i tempi di intervento con cui sono chiamate ad isolare il guasto. Questi tempi saranno ridotti nel caso queste avessero il ruolo di protezione principale o avranno un ritardo intenzionale (di 200 ms) nel caso in cui abbiano la funzione di backup. La debolezza di questo tipo di schema consiste nel fatto che è necessario che tutte le configurazioni della rete siano implementate nella MCPU in fase di progettazione, in modo che essa possa in seguito selezionare le coppie di protezioni coordinate in base a quali elementi siano connessi alla microgrid. Ciò può essere evitato attraverso un algoritmo che possa determinare in maniera automatica la gerarchia con cui devono operare i relè in funzione dello stato della rete. Un algoritmo che esegua questa funzione è presentato in [72] dallo stesso gruppo di ricercatori. Sfruttando la teoria dei gradi, in particolare attraverso l’uso dell’algoritmo di Dijkstra, la MCPU a partire dalla configurazione della rete riesce a determinare in maniera rapida le coppie di relè che dovrebbero lavorare in maniera coordinata per garantire una adeguata selettività ed inviare loro i tempi di intervento calcolati. Questa funzione è fondamentale se si vuole garantire la caratteristica di plug-and-play ai generatori presenti nel sistema. Tutto ciò però si può ottenere solo in presenza di un sistema di comunicazione adeguato, in quanto esso assume un ruolo cruciale in questo tipo di schema. Per questo motivo in [73] Ustun e gli altri ricercatori hanno presentato uno studio sulla compatibilità del sistema proposto negli articoli precedenti con il sistema di comunicazione standardizzato nella norma IEC 61850, andando a modellizzare i moduli di tutti gli elementi presenti nella rete, dai generatori ai relè, considerando le caratteristiche peculiari di ognuno di essi. Il funzionamento di questo sistema di protezione è analizzato in [74]. Gli autori di questo studio sono andati a simulare il comportamento del sistema di comunicazione assieme al comportamento elettrico delle protezioni andando ad integrare i risultati di diversi software specifici per ogni ambito. Questa analisi ha messo in luce diversi aspetti, come ad esempio la necessità di introdurre ritardi addizionali nelle operazioni dei relè a seguito di mutamenti nella configurazione di rete o il bisogno di considerare il tempo di calcolo del valore efficace delle grandezze controllate da parte dei relè, e costituisce un efficace strumento per ottimizzare agevolmente il funzionamento dello schema proposto in [69] al fine di migliorarne l’affidabilità. Uno schema simile viene proposto in [75]. Innanzitutto si divide il sistema su 3 livelli: il livello esecutivo, costituito dalle protezioni intelligenti (IED), il sistema di coordinamento ed il sistema di gestione e controllo della rete, costituito da un’unità centrale. I tre livelli sono chiamati a comunicare tra loro, scambiandosi informazioni. Nel sistema di coordinamento in particolare, a partire dalle informazioni sullo stato della rete, si calcolano le soglie di intervento delle IEDs. La particolarità del sistema proposto sta nel fatto che, una volta calcolati i nuovi setting, il sistema confronta i tempi di risposta delle protezioni che si otterrebbero con i setting già salvati nelle IEDs con quelli appena calcolati. Se questi ultimi risultano essere più veloci dei precedenti, allora il sistema di coordinamento invierà le nuove soglie alle protezioni. Comunque sia il funzionamento delle IEDs è autonomo, in quanto il meccanismo di scatto è basato sulle misure fatte in loco, perciò anche in caso di avaria delle comunicazioni, le protezioni sarebbero in grado di funzionare secondo i setting salvati al loro interno, seppur non ottimizzati. Nello studio inoltre, al fine di limitare gli errori dovuti al sistema di comunicazione, si propone l’idea di preimpostare un numero limitato di soglie all’interno delle IEDs e tra queste il dispositivo sarà chiamato ad utilizzare quella più prossima al valore comunicato dal sistema di coordinamento. Le analisi accurate hanno permesso di verificare la bontà dello schema

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proposto, nonostante questo risulti leggermente più lento, rispetto alle protezioni di massima corrente tradizionali, in caso di guasti monofase. Il lavoro presentato in [76] ha dimostrato come l’applicazione pratica di questa tipologia di schemi oltre ad essere realizzabile, garantisce anche una notevole qualità del servizio. Infatti in questo studio si presenta il funzionamento di un sistema di protezione basato su dispositivi adattabili comandati da una unità centrale installato nell’isola Hailuoto in Finlandia. In [76] inizialmente si dimostra come un sistema di protezione dinamico in grado di modificare il proprio comportamento al variare dello stato della rete sia indispensabile per le microgrid e successivamente se ne presenta l’efficacia tramite delle simulazioni che considerano diversi tipi di guasti. Un altro lavoro che prende spunto da un caso reale è quello proposto in [77]. Simulando in DIgSILENT la rete nei pressi del campus universitario, i ricercatori hanno sviluppato un sistema di protezione basato su una unità di controllo centrale che, comunicando con i relè, è chiamata a selezionarne il funzionamento in base alle misure fatte in loco. La particolarità dello schema proposto, rispetto a quelli precedentemente descritti, consiste nel fatto che ogni relè è costituito da diversi tipi di protezioni (massima corrente, massima e minima tensione, etc.), con delle soglie prestabilite e non modificabili dall’unità centrale che quindi ha il solo compito di comunicare il tipo di controllo che il relè dovrà compiere, in base alle informazioni che essa riceve dalla rete (quali misure di tensione, corrente, stato degli interruttori etc.). Il sistema quindi, al fine di riconoscere, individuare ed isolare il guasto, fa uso di questo tipo di relè adattabili e di un sistema di comunicazione necessario all’ottimale funzionamento dello schema proposto.

Protezioni centralizzate Struttura Comunicazione

Laaksonen, Kauhaniemi [66] [67]

Unità di gestione della microgrid seleziona le modalità di

funzionamento dei diversi relè

Discreta per comunicazione con l’unità centrale e coordinamento tra i relè

Ustun, Khan [68] Relè di massima corrente ed unità centrale che confrontando le misure ricevute dai relè si comporta da differenziale

Continua con funzionamento da differenziale

Discreta con funzionamento da massima corrente

Ustun, Ozansoy, Zayegh [69] [70] [71] [72] [73]

Unità centrale seleziona e comunica i parametri di intervento delle protezioni di massima corrente

Discreta per comunicazione parametri di intervento e configurazione della rete

Coffele, Booth, Dyśko [75] Unità centrale calcola e comunica i parametri di intervento delle protezioni di massima corrente confrontandoli con quelli in uso

Discreta per comunicazione parametri di intervento e configurazione della rete

Laaksonen, Ishchenko, Oudalov [76]

Unità di controllo seleziona i parametri delle protezioni in base alla configurazione di rete (realmente implementato)

Discreta per comunicazione parametri di intervento

Li, Hu, He, Yip [77] Unità centrale MMC seleziona la modalità di funzionamento dei relè in rete in base alle misure fornitele

Continua verso MMC per comunicazione misure sulla rete Discreta verso relè per modalità di funzionamento

Tab. 3.3 - Protezioni centralizzate per microgrids a bassa corrente di cortocircuito

3.2.4 Microprocessori

Questa categoria di schemi di protezione utilizza dei dispositivi in grado di fare delle operazioni, anche complesse al loro interno, in modo da identificare i guasti, anche in condizioni particolari. In particolare quindi non si utilizza un solo tipo di protezione (e.g. protezioni di massima corrente) con delle soglie adattabili, ma si preferiscono dei microprocessori che integrano diversi tipi di protezioni al loro interno, il cui funzionamento coordinato è in grado di rilevare le condizioni di funzionamento anomale ed agire in maniera adeguata. Il sistema di comunicazione per questo tipo di relè non è sempre necessario, tanto che, in alcuni casi presentati in seguito, non è nemmeno previsto. Esso però può garantire un funzionamento migliore, in particolare al fine di ridurre i tempi di estinzione del guasto. Un esempio di protezione di questo tipo è proposto in [78]. In questo studio viene utilizzato un relè costituito da un

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microprocessore, che sfrutta un canale di comunicazione con un’unità centrale, per la protezione di una rete di media tensione. Innanzitutto all’interno del sistema si distinguono una unità centrale (MPC), che ha il compito di elaborare i segnali provenienti dai relè e coordinarne le attività, e due tipi di protezioni: uno (detto Communication-assisted Microgrid Protection Relay CMPR) provvisto di unità di comunicazione alla MPC e l’altro (detto Microgrid Protection Relay MPR) che invece non è in grado di comunicare con l’unità di controllo. L’utilità dei CMPR consiste nel fatto che attraverso il sistema di comunicazione lo schema di protezione risulta essere più veloce garantendo tempi di apertura adeguati ad una rete di media tensione. La struttura base del relè invece è ripresa fedelmente da [79], dove lo stesso tipo di microprocessore è utilizzato per la protezione di una microgrid di bassa tensione. A partire da precedenti lavori, in particolare gli studi presentati in [80], i ricercatori hanno ideato un microprocessore costituito da sette moduli differenti: un modulo direzionale, tre moduli uguali adibiti alla rilevazione dei guasti monofase per ogni fase, sia in modalità in parallelo che in isola, un modulo adibito alla protezione per guasti trifase, uno di interfaccia, per l’abilitazione o meno del relè, ed il modulo di apertura. In particolare nei moduli adibiti alla rilevazione dei guasti si hanno delle protezioni di massima corrente e minima tensione ed un blocco per il rilevamento degli HIF, basato sulla superimposizione delle correnti alle sequenze. Tutti questi moduli comunicando tra loro sono in grado, come dimostrano i risultati ottenuti negli studi, di garantire una protezione adeguata alla rete pur mancando di un sistema di controllo centralizzato o di un sistema di comunicazione che metta in collegamento i diversi dispositivi della rete. In [81] invece gli autori propongono un dispositivo di protezione basato su sei moduli differenti: un modulo direzionale, per determinare la direzione del guasto; un modulo di massima corrente, in grado di distinguere i guasti a monte ed a valle in base all’uscita ottenuta dal primo modulo; un modulo adibito al rilevamento di HIF, basato su una analisi continua wavelet; un modulo di richiusura automatica; un modulo di interfaccia, in grado di comunicare con il gestore della rete in modo da poter gestire il funzionamento della protezione ed infine il modulo di apertura. Questo dispositivo è pensato in modo tale da poter essere adattato alle diverse configurazioni della rete attraverso un comando a distanza da parte del DSO (Distribution System Operator) e per intervenire anche con correnti di guasto molto ridotte attraverso l’integrazione di ulteriori blocchi (nello studio vengono proposti ad esempio protezioni di massima e minima frequenza). Però, pur garantendo un funzionamento plug-and-play dei generatori, questo sistema, a differenza dello schema proposto in [79], necessita di collegamenti di comunicazione per la taratura dei blocchi, per l’identificazione del guasto nella sbarra di distribuzione e il controllo delle operazioni di richiusura automatica. Un'altra tipologia di microprocessore pensata per la protezione delle microgrid è proposta in [82]. In questo caso gli autori, partendo da una rete con la presenza di generazione interfacciata tramite inverter alla rete, propongono un metodo di protezione basato sulla rilevazione di componenti armoniche di ordine ridotto al fine di individuare un guasto. In particolare, una volta identificato il guasto, si fa iniettare una componente di quinta armonica agli inverter. I dispositivi di protezione, attraverso un’analisi armonica, sono quindi in grado di rilevare il disturbo indotto nella rete a causa della corrente iniettata dagli inverter e conseguentemente intervenire per estinguere il guasto. Nello studio per evitare interventi intempestivi sono anche suggeriti tre diversi blocchi: il primo consiste nell’introduzione di una soglia di intervento sulla componente di quinta armonica misurata; il secondo, pensato in caso di presenza di carichi non lineari caratterizzati da un elevato contenuto armonico di ordire ridotto, prevede una soglia di massimo contenuto armonico; il terzo invece conferisce al sistema maggiore selettività, facendo aprire le sole fasi guaste, inserendo una soglia di minima corrente sulla componente fondamentale. I risultati della ricerca mostrano come, pur con correnti di guasto ridotte, il sistema proposto risulti affidabile per l’identificazione dei guasti nella rete. Altri tipi di schemi che sfruttano dei relè in grado di eseguire operazioni complesse sui segnali misurati in rete, sono quelli basati sull’analisi wavelet o sulla morfologia matematica. Di queste ultime un esempio proposto in letteratura ne è lo studio proposto da Dyśko et al. in [83] e [84]. In questi lavori i ricercatori introducono un metodo di identificazione del guasto ottenuta dall’estrazione delle informazioni di polarità e tempi delle onde viaggianti che raggiungono il dispositivo in caso di guasto, tramite dei filtri basati sulla morfologia matematica (MMF). Questo permette di avere una protezione estremamente rapida, in grado di individuare un guasto in tempi dell’ordine dei microsecondi. Se nello schema proposto più semplice il sistema di comunicazione può essere evitato, per configurazioni della rete più complesse, in particolare nelle reti magliate, si prevede l’utilizzo di comunicazioni a bassa banda verso una unità

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centrale in grado di coordinare il comportamento dei diversi dispositivi. Il problema principale connesso