Schemi di protezione differenziali e basati sulle componenti di sequenza della corrente

Nei sistemi tradizionali, le soluzioni aventi come parametro da monitorare la corrente, sono solitamente le protezioni da sovarcorrente e quelle basate sulla componente omopolare. Per tentare di far fronte a tutte le problematiche esaminate nel precedente capitolo 2, si riportano due soluzioni adoperanti tali tecniche in ambito delle microgid.

3.1.1 Componenti di sequenza della corrente

Uno degli approcci proposti per la protezione delle microgrid è l’utilizzo delle componenti di sequenza della corrente. Lasseter et al. [40] propongono di sfruttare le componenti di sequenza inversa ed omopolare della corrente per l’individuazione rispettivamente di guasti bifase e monofase a terra, principio valido sia nel funzionamento in isola che connesso alla rete. La protezione differenziale inizialmente proposta si era difatti dimostrata inefficiente per entrambe le tipologie di guasto; la soluzione propone dunque d’individuare opportune soglie d’intervento per i corrispondenti valori delle correnti sopracitate. La microgrid (AEP, CERTS microgrid, fig. 3.1) oggetto di studio ha

45 una tensione nominale di 480 V con tre generatori distribuiti interfacciati mediante inverter, ciascuno da 60 kW; è connessa mediante interruttore statico alle rete principale ed in grado di funzionare in isola.

Generalmente le microgrid presentano carichi monofase e trifase sbilanciati, ovvero possono essere sbilanciate per loro natura, quindi le componenti di sequenza negativa ed omopolare possono comunque essere presenti anche in assenza di guasto. Per questo motivo sono stati simulati casi di carico sbilanciato fino ad un 20%, ottenendo valori di soglia d’intervento della componenti inversa ed omopolare per ciascuno dei relay. Questo al fine di evitare aperture indesiderate e garantire l’intervento dei relay in ciascuna zona solo in presenza di guasto. Vengono utilizzate protezioni I2_t

come back-up per qualsiasi guasto.

46 Si riporta l’esempio di guasto monofase a terra (fase A) nella Zona 3: se per il Relay 3 la corrente differenziale è tale da portare all’intervento, così non è per il Realy 4, e dunque il generatore corrispondente continuerebbe ad alimentare il guasto. Si osserva invece che la componente omopolare è tale da poter fornire il segnale di apertura per il Relay 4. Si noti comunque che il legame tra la corrente differenziale e la componente omopolare sta nel posizionamento dei trasformatori di corrente e nel collegamento del conduttore di neutro ai trasformatori degli inverter [40]. La tabella 3.1 riporta quanto detto.

In [40] vengono quindi effettuate simulazioni sia in isola che connesso alla rete, osservando il funzionamento delle protezioni in ciascuna zona. Il sistema di protezione risulta efficace in entrambe i modi di funzionamento. Le simulazioni vengono comunque effettuate per due valori di potenza ben definiti e diversi tra loro, uno per la protezione da guasto monofase a terra e l’altro per guasto bifase. Resta dunque da vedere che cosa accade per diversi livelli di potenza generata, in particolare per guasti bifase. Non vengono poi presi in considerazione guasti diversi da quelli citati, né la presenza di generatori di tipo sincrono.

3.1.2 Protezioni differenziali

Nei sistemi di potenza tradizionali le protezioni di tipo differenziale vengono impiegate per proteggere più elementi. Molte applicazioni sono state proposte per la protezione delle microgrid, in quanto tale schema non è influenzato dal flusso bidirezionale di potenza, dalla variabilità del livello della corrente di guasto, né dal numero di generatori distribuiti connessi. Inoltre fornisce protezione sia per il funzionamento in isola che per quello connesso alla rete.

47 Dewadasa et al. [41] propongono uno schema differenziale per la protezione delle microgrid, dove vengono impiegati due relay, uno ad inizio ed uno al termine di ciascun feeder, al fine di individuare ed isolare i guasti. Ciascun relay è equipaggiato con cinque elementi: un elemento differenziale di fase per ciascuna delle fasi, più altri due elementi, uno di sequenza omopolare e l’altro di sequenza inversa. Gli elementi differenziali di fase forniscono protezione rapida da guasti ad elevata corrente, mentre quelli di sequenza omopolare e negativa forniscono protezioni da guasti a terra dissimmetrici, caratterizzati da correnti modeste. Inoltre sono presenti protezione da sovracorrente e sotto-tensione come back-up.

La fig. 3.2 mostra lo schema unifilare della protezione proposta: i relay sono collegati mediante trasformatore di correte (TC), mentre comunicano tra loro per mezzo di un apposito canale, attraverso il quale si scambiano campionamenti del valore delle correnti delle tre fasi. Ciascuno dei due relay inoltre calcola sequenza negativa ed omopolare per le rispettive posizioni, dopodiché gli elementi differenziali hanno il compito di identificare l’eventuale presenza di un guasto comparando i valori ottenuti. La differenza sostanziale rispetto al caso precedente sta dunque nel fatto che le soglie d’intervento si basano sulla differenza tra i valori rilevati dai due relay. Impiegando relay digitali è possibile definire una regione operativa ed una di restrizione, separate da una pendenza definita dall’utente (fig. 3.3).

La caratteristica a doppia pendenza garantisce maggiore flessibilità e sicurezza delle operazioni. Lo stadio alto viene definito oltre un certo valore della corrente differenziale, per il quale il relay fornisce risposta rapida. Nello stadio basso è possibile definire una doppia pendenza impostando in modo opportuno due fattori, K1 e K2 [41]. Idiff1 è la soglia minima d’intervento di corrente differenziale,

dopodiché, il valore della corrente differenziale che determina l’apertura aumenta all’aumentare della corrente di guasto.

48 In normali condizioni di funzionamento, la corrente differenziale è nulla, tuttavia, a causa della saturazione dei trasformatori di corrente, potrebbe risultare diversa da zero; tale problema può essere aggirato impiegando relay di tipo numerico [42]. Le soglie d’intervento devono dunque essere scelte basse abbastanza da rilevare qualsiasi tipo di guasto nel feeder, ma allo stesso tempo devono essere tali da assicurare che il relay non intervenga per guasti esterni, oppure per via degli errori dovuti ai trasformatori di corrente.

Per quanto riguarda la necessità di comunicazione, gli autori propongono l’utilizzo del metodo ping-

pong per la sincronizzazione, al fine di compensare i ritardi legati alla velocità di trasmissione delle

informazioni tra un relay e l’altro.

Figura 3.3: Caratteristica relay differenziale

49 Il sistema di protezione viene simulato su una microgrid con tensione nominale di 11 kV, avente sia configurazione radiale che magliata. La connessione/disconnessione della microgrid è controllata mediante l’interruttore MGCS, ed inoltre si considerano tutti i generatori interfacciati mediante inverter.

I test eseguiti riportano esito positivo, sia nel funzionamento in isola che connesso alla rete, per diversi valori della resistenza di guasto ed al variare della posizione del gusto stesso. Tuttavia viene preso in considerazione solo il guasto monofase a terra, nonché esclusa la presenza di generazione di tipo sincrono.