Schemi di protezione adatt

Una definizione di schemi adattivi è stata fornita in [65], dove vengono indicati come “un attività online che modifica la risposta delle protezioni in base ad una variazione delle condizioni o delle necessità del sistema in modo tempestivo, per mezzo di segnali esterni o azioni di controllo”. Per soddisfare tali necessita si richiede l’utilizzo di relay di sovracorrente numerici direzionali, che permettono di variare le caratteristiche di intervento manualmente o in automatico, da remoto o localmente. Si pone inoltre la necessità di disporre di un sistema di comunicazione per far sì che i relay possano scambiare dati tra loro e con un computer centrale.

In [35] Oudalov e Fidigatti, presentano uno schema adattabile con architettura centralizzata, implementato mediante relay digitali comunicanti con un controllore centrale (MCC) per mezzo dell’apposita infrastruttura di comunicazione. Ogni relay è in grado di aprire il rispettivo interruttore in autonomia indipendentemente dal MCC, a fronte del rilevamento di condizioni anomale. Il controllore centrale legge la configurazione dei vari interruttori, in base ai quali imposta le nuove caratteristiche d’intervento dei relay in funzione della condizioni operative della microgrid. A tal fine è adibito un apposito modulo all’interno del MCC, composto da due blocchi principali: quello

Figura 3.29: Microgrid costruita in laboratorio relativamente al sistema di protezione presentato in [63]

76 contenente informazioni relative alle condizioni di guasto della specifica microgrid calcolate precedentemente offline, ed il blocco operativo online. Il primo è costituito da una tabella degli eventi contenente le correnti di guasto viste da ciascun interruttore, al variare del tipo (monofase, bifase, trifase, etc.) e della posizione del guasto, ripetute per diverse topologie della rete. Il secondo ha il compito di aggiornare le impostazioni dei relay in base al confronto con le informazioni ottenute off- line. Per garantire la selettività gli autori propongono un interblocco direzionale tra i relay, in cui la direzione del blocco viene cambiata riassegnando le porte di ingresso ed uscita dei relay a seconda della direzione del guasto in meno di 50 ms (fig. 3.30).

La microgrid simulata è in bassa tensione e comprende sia generatori sincroni che con convertitore elettronico. Viene dimostrata la capacità di funzionamento del sistema di protezione della microgrid sia in isola che connesso alla rete, in quest’ultimo con generazione distribuita non operativa per la costruzione della tabella degli eventi da implementare nel MCC. Non ci si sofferma però sulle varie tipologie di guasto.

77 Anche la soluzione adattabile analizzata in [66] prevede un architettura di tipo centralizzato. Il sistema proposto richiede un unità centrale di protezione della microgrid (microgrid central protection unit, MCPU) comunicante in questo caso sia con i relay che con i generatori distribuiti, al fine di aggiornare le correnti viste dalle protezioni ed identificare la direzione del guasto. Gli autori suggeriscono l’impiego di una rete di comunicazione Ethernet basata sul protocollo TCP/IP8_{, per motivi di fattibilità}

economica. La MCPU monitora in modo continuo lo stato dei generatori, registrando la loro corrente nominale (In_DGx) ed il loro contributo alla corrente di guasto (Iguasto_DGx). Questi dati vengono inseriti

nella mappa del controllore centrale, assieme allo stato operativo della microgrid (connesso/isola, rispettivamente 0 o 1), alle soglie di intervento dei relay ed al tempo di intervento necessario a garantire la selettività.

Per un dato relay, il valore di soglia della corrente d’apertura, viene determinato come:

Irelay= I

guasto_rete

Dove m è il numero totale dei DG e ki è il fattore di impatto del i-esimo generatore sulla corrente di

guasto. Il contributo della rete alla corrente di guasto (Iguasto_rete) viene calcolato applicando Thevenin, ed è dunque funzione della distanza dal guasto. Il fattore ki assume valori compresi tra zero

ed uno: il relay più vicino al DG in considerazione avrà valore prossimo ad uno, per gli altri diminuisce all’aumentare della distanza. Questo accorgimento permette di poter tenere conto dell’effetto della linea di distribuzione, oltre a garantire maggiore flessibilità a fronte di un eventuale futura espansione della rete. Una volta noto il valore dei fattori k, il sistema può funzionare per tutti i

8 _{Transmission Control Protocol/ Internet Protocol è un insieme di protocolli di comunicazione usati per interconnettere}

i dispositivi di rete in internet. Può essere impiegato anche come protocollo di comunicazione per reti private.

78 tipi di guasto e di microgrid, anche con configurazioni magliata o ad anello. In particolare, nelle simulazioni effettuate, si assume che la microgrid sia radiale e di piccole dimensioni e quindi che si possa ritenere k=1 per tutti i generatori. Inoltre, sulla base di quanto osservato nel capitolo 2, assumendo come Iguasto_DGx =5 per generatori sincroni e Iguasto_DGx = 1.5 per generatori interfacciati

mediante inverter, nuovi generatori possono essere installati senza apportare modifiche al sistema di protezione, essendo sufficiente inserire i loro dati relativi alle correnti nel MCPU .

Il controllore centrale usa un algoritmo basato su segnali di interrupt; ricevuto tale segnale, le nuove correnti di guasto vengono aggiornate. Anche in questo caso i relay funzionano autonomamente, inviando il segnale al bit di rilevamento del guasto qualora la corrente ecceda il valore di soglia. Tale sistema di protezione non richiede la necessità di aggiustare i tempi di intervento dei relay al variare delle condizioni operative; tuttavia gli autori specificano che questo è vero fintanto che la microgrid è relativamente semplice, mentre per sistemi più complessi l’apertura dei relay può comportare variazioni della struttura della microgrid, e quindi la necessità di rivedere la gerarchia d’intervento delle protezioni.

79 La microgrid analizzata in questo caso contiene sia generatori di tipo sincrono che con inverter, e viene simulato il processo di disconnessione e riconnessione dalla rete principale a seguito di un guasto. Viene quindi dimostrato che il sistema centralizzato proposto è funzionante, benché non si considerino diverse tipologie di guasto.

Le principali sfide associate all’implementazione delle protezioni di tipo adattabile risiedono nella potenziale difficoltà nel calcolo delle correnti di corto al variare delle condizioni operative, in quanto la necessità di aggiornare le soglie di intervento dei relay, richiede la conoscenza a priori di tutte le possibili configurazioni della microgrid, il che può diventare complesso per reti di grandi dimensioni. La necessità di un infrastruttura adibita alla comunicazione poi, oltre ad un aumento del costo complessivo, comporta anche problemi legati alla sicurezza informatica: non solo un malfunzionamento delle comunicazioni può compromettere l’efficacia del sistema di protezione, ma allo stesso tempo lo rende anche maggiormente suscettibile ad attacchi informatici [67], [68].

3.10 Schema di protezione per microgrid in BT con relay a