generazione distribuita
3.10 Schema di protezione per microgrid in BT con relay a microprocessore e coordinamento temporalmente graduato
Alcune delle soluzioni più recenti e promettenti prevedono l’impiego di relay digitali a microprocessore, medianti i quali è possibile implementare strategie di protezione basate su molteplici criteri. Questo consente di far fronte più agevolmente ai problemi di diversa natura che caratterizzano la protezione delle microgrid.
Nel 2011 da Zamani et al. [69] propongono uno schema implementato mediante relay a microprocessore con elementi direzionali, ed è valido sia in isola che per microgrid collegata alla rete. Non dipende da livello della corrente di guasto né dalla tipologia di generazione distribuita e non necessita di sistema di comunicazione. Studiato su rete radiale in bassa tensione, propone di sostituire parte dei fusibili con relay a microprocessore (microgird protection relay, MPR) installati all’inizio dei rami secondari ed in grado di aprire una sola fase, in modo da isolare la più piccola porzione di rete. L’interruttore al PCC viene anch’esso sostituito da relay a microprocessore (interface microgird
protection relay, IMPR), questo però con apertura trifase. I fusibili rimanenti vengono mantenuti al
fine di garantire la protezione nel funzionamento connesso alla rete, coordinandoli in maniera opportuna con le tradizionali protezioni da sovracorrente; per far fronte al problema della variazione
80 della Ifmax e Ifmindovuto all’installazione di generatori a valle del relay (come già spiegato nel Capitolo
2), gli autori sfruttano i relay a microprocessore per implementare il sistema descritto in [70] al fine di garantire la coordinazione tra fusibili e protezioni di sovracorrente, senza necessità di canale di comunicazione.
La microgrid studiata ha una tensione nominale di 208V, con carichi sia trifase che monofase. Presenta due generatori trifase (DR1, DR2, fig. 3.33) e sette monofase (dr31-dr37, fig. 3.33), tutti accoppiati elettronicamente alla rete e connessi mediante appositi trasformatori, oltre che ad generatore distribuito di tipo sincrono (DR4).
Il relay a microprocessore presenta diversi moduli, sia per l’identificazione del guasto che per far fronte alla necessità di coordinamento. In particolare, per guasti che avvengono all’interno della microgrid, nel funzionamento in isola sfrutta la caduta di tensione a seguito del guasto stesso. Per guasti a media impedenza invece propone l’utilizzo delle componenti di sequenza omopolare ed inversa della correnti, determinando l’intervento delle protezioni qualora si superino i valori di soglia. Valgono per questo caso le medesime osservazioni fatte nella sezione 3.1.1 in merito alla scelta delle soglie d’intervento in caso di carico sbilanciato, al fine di evitare aperture indesiderate. Per l’individuazione di guasti ed elevata impedenza, gli autori utilizzano un metodo che prevede
81 l’estrazione del livello di energia della forma d’onda caratteristica della corrente legata al guasto, come descritto in [71]; tale strategia risulta infatti implementabile mediante relay a microprocessore.
Ai fini della necessaria coordinazione delle protezioni nel funzionamento in isola, viene proposto l’impiego di un dispositivo direzionale operante assieme al modulo d’individuazione del guasto, disponendo diversi tempi d’intervento per guasti diretti o inversi. Il modulo direzionale viene installato in ciascun MPR, in modo da precludere aperture indesiderate qualora un guasto interessi un ramo vicino. Tale modulo determina la direzione del guasto in base allo sfasamento tra tensione e corrente per ciascuno dei rami secondari. Una volta che il guasto è stato individuato della protezione primaria, dunque, viene disposto l’intervento temporalmente graduato dei relay per identificare la direzione del guasto. Qualora fallisca il relay principale, vengono applicati diversi tempi di ritardo in modo selettivo per ciascun relay a valle, fintanto che il guasto non viene eliminato.
Per guasti diversi da quello trifase, tuttavia, la suddetta strategia può non funzionare a causa valore della corrente di guasto relativamente basso. Per questo motivo viene disposto un modulo direzionale di sequenza inversa per ciascuna delle fasi dei rami secondari, basato sullo stesso principio, salvo che l’uscita dell’algoritmo viene logicamente invertita rispetto all’elemento direzionale di sequenza diretta.
Per rami secondari privi di generatori, o comunque producenti quantità trascurabili di potenza, i carichi assorbono quantità di potenza significativamente maggiore rispetto a quella generata. Quindi l’elemento direzionale potrebbe erroneamente individuare un guasto diretto, disconnettendo il generatore (qualora presente) per un guasto non del ramo in questione. Per far fronte a tale inconveniente, viene affiancata alla strategia direzionale una tecnica di comparazione della corrente: il guasto risulta dunque diretto qualora l’ampiezza della corrente sia maggiore della corrente a pieno carico. Infatti, l’ampiezza della corrente di una fase nel ramo integro, diminuisce significativamente rispetto a quella della fase medesima nel ramo vicino interessato dal guasto.
Per quanto riguarda il dispositivo al PCC, alcuni problemi possono sorgere nel funzionamento in isola. Nel sistema in esame, si assume che il trasformatore MT/BT sia del tipo Δ/GY, con sistema di terra TN-C-S. In questo modo la connessione a terra del neutro viene garantita anche nel funzionamento in isola, grazie alla connessione a stella del secondario lato BT. Tuttavia, in tale modalità di funzionamento, il lato MT del trasformatore è ancora energizzato ma non connesso a terra; ciò potrebbe comportare sovratensioni qualora si verifichi un guasto a terra nell’area A di fig. 3.33. Viene dunque disposto un apposito modulo di spostamento tensione del neutro (Neutral Voltage
82 La figura 3.34 riporta uno schema a blocchi semplificato del MPR relativo ad una fase, dove vengono evidenziati i blocchi per il funzionamento in isola, connesso alla rete, e quello per l’individuazione degli HIF. La tabella 3.2 riporta le funzioni dei dispositivi numerati in fig 3.34
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Numero dispositivo Funzione dispositivo
25 Relay per la sincronizzazione 27 Protezione di sotto-tensione
50 Protezione sovracorrente istantanea
51 Protezione tempo inverso sovracorrente AC 52 Interruttore AC
59N Protezione Neutral Voltage Displacement 67 Elementi direzionali in AC
Tabella 3.3: Tempo di intervento delle protezioni primarie e di back-up per diverse posizioni di guasto nel funzionamento in isola
84 Il sistema viene testato sia in isola che connesso alla rete per guasti monofase a terra, bifase, bifase a terra e trifase, tenendo di conto anche di guasti ad elevata impedenza. Inoltre, vengono presi in considerazione guasti in diversi punti della rete. Si noti poi che la generazione distribuita nella microgrid è di vario tipo (fuell cells, fotovoltaico, eolico, batterie). Tuttavia, l’intervento temporalmente graduato dei relay, comporta tempi di soluzione dei guasti relativamente lunghi. Per completezza si riportano le tabelle 3.3 e 3.4 che riassumono i risultati delle prove.
Tabella 3.4: Tempo di intervento delle protezioni primarie e di back-up per diverse posizioni di guasto nel funzionamento connesso alla rete
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