Il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti definisce una microrete come un insieme di carichi interconnessi e risorse energetiche distribuite entro confini elettrici chiaramente definiti, che agisce come un'unica entità controllabile rispetto alla rete. Può collegarsi alla rete e scollegarsene, funzionando quindi connessa o in isola.
Gran parte del lavoro ingegneristico riguarda l'isola. Far funzionare solare e batteria in parallelo con la rete è un normale progetto dietro il contatore. Formare un'isola richiede una sorgente che stabilisca tensione e frequenza, kVA sufficienti per il gradino di carico, kWh sufficienti per l'interruzione, protezioni che eliminino comunque un guasto e un ritorno controllato alla rete. Il costo della microrete si giustifica dove un'interruzione costa al sito più di controllore, apparecchiature di manovra, accumulo e studi.
Componenti di una microrete
Generazione
La caratteristica decisiva per il funzionamento in isola è se una sorgente forma la rete oppure la segue. Un inverter grid-following misura la tensione di rete e immette corrente in fase con essa. Quasi tutti gli inverter fotovoltaici funzionano così. Quando la rete si perde, non hanno più un riferimento e la protezione contro la perdita di rete li scollega. IEEE 1547-2018 richiede a una risorsa energetica distribuita di rilevare un'isola non intenzionale e cessare di alimentarla entro 2 s. In Gran Bretagna, G99 imposta la protezione di perdita di rete sulla velocità di variazione della frequenza (RoCoF) a 1 Hz/s con ritardo di 0,5 s e non accetta il salto vettoriale.
Una sorgente grid-forming stabilisce autonomamente tensione e frequenza. Un generatore sincrono lo fa per natura. Un inverter a batteria lo fa solo se dispone di una modalità grid-forming e il controllore la seleziona. Quando una sorgente grid-forming sostiene l'isola, gli inverter fotovoltaici grid-following vedono una tensione stabile, si ricollegano dopo il proprio ritardo di riavvio e vi immettono energia.
I generatori diesel e a gas sono dispacciabili ma lenti. Un gruppo di riserva conforme a NFPA 110 Type 10 ripristina l'alimentazione entro 10 s dall'interruzione; se funziona a lungo con poco carico può accumulare residui da combustione incompleta. NFPA 110 usa il 30 % della potenza nominale in kW come carico minimo per la prova mensile, e lo stesso valore è un ragionevole limite inferiore per il funzionamento in isola. La cogenerazione segue la domanda di calore, quindi la sua potenza elettrica è disponibile solo finché questa domanda esiste.
Accumulo
Nella maggior parte delle microreti moderne, l'inverter a batteria è la sorgente grid-forming dai primi secondi fino alle prime ore di funzionamento in isola. Dimensiona due volte. La potenza nominale in kVA deve sostenere il carico mantenuto, inclusi potenza reattiva e corrente di avviamento dei motori. L'energia utilizzabile in kWh sopra il limite inferiore dello stato di carica mantenuto dal controllore determina quanto dura l'isola prima che subentri un generatore o vengano scollegati carichi. L'esempio svolto sotto mostra entrambi i calcoli.
Carichi
Raggruppa i carichi in base al tempo, in secondi, minuti o ore, per cui possono restare senza corrente. La risposta cambia da sito a sito: concorda i gruppi con il personale operativo. Sistemi di sicurezza, IT e controlli di processo spesso non tollerano alcuna interruzione e sono alimentati anche da UPS. Una cella frigorifera può restare senza corrente per un'ora o più se le porte rimangono chiuse. Molte linee produttive non tollerano neppure una breve interruzione, perché un lotto fermato va scartato e il riavvio richiede ore. Queste linee appartengono al gruppo critico oppure vengono fermate ordinatamente prima della formazione dell'isola. Ricarica EV, riscaldamento degli ambienti e compressori d'aria di solito possono attendere.
Il controllore scollega un gruppo tramite interruttore o contattore che lo alimenta, con un comando al sistema di gestione dell'edificio oppure con un limite di potenza su un caricatore EV o un azionamento a velocità variabile. Ogni percorso ha un ritardo proprio e va provato con l'isola attiva.
Punto di connessione comune
Il punto di connessione comune (PCC) è l'interruttore in cui la microrete si collega alla rete. Si apre per formare l'isola e si chiude dopo la risincronizzazione. Le regole di connessione seguono il codice locale. In Nord America, la clausola 8 di IEEE 1547-2018 tratta le isole intenzionali e non intenzionali. In Gran Bretagna, la clausola 9.6.2 di G99 tratta un impianto cliente in isola e attribuisce al proprietario del generatore la responsabilità della sincronizzazione e disconnessione sicure. Nel resto d'Europa si applicano EN 50549-1 e il codice di rete nazionale. La guida G99 approfondisce la protezione d'interfaccia.
La messa a terra cambia quando il PCC si apre. Se il sito riceve il punto neutro-terra da un trasformatore di rete a monte del PCC, l'isola resta senza riferimento a terra fino alla chiusura di un interruttore neutro-terra a valle. La sezione 8 di G99 mostra configurazioni tipiche, con l'interruttore aperto in parallelo e chiuso durante il funzionamento in isola.
Controllore della microrete
IEEE 2030.7 specifica le funzioni principali di un controllore di microrete, compresi il dispacciamento delle risorse e il passaggio fra modalità connessa e modalità in isola. In pratica il controllore rileva un guasto di rete, apre il PCC, seleziona la sorgente grid-forming, scollega e ripristina gruppi di carico, risincronizza e richiude il PCC e cambia i gruppi di taratura delle protezioni quando il progetto lo prevede.
Il dispacciamento segue un ordine. Il controllore mantiene prima una riserva rotante e uno stato di carica della batteria sufficienti a superare la prossima interruzione. Poi mantiene ogni generatore sopra il suo carico minimo. Solo rispettati questi vincoli ottimizza i costi.
Modalità operative
Modalità connessa alla rete
La rete stabilisce tensione e frequenza e assorbe gli squilibri. Il controllore gestisce il fotovoltaico, carica la batteria con tariffe basse, la scarica nei picchi e può offrire flessibilità ai mercati di demand response e frequenza. Tutto è limitato dall'accordo di connessione al PCC, incluso l'eventuale limite di esportazione, e dalla riserva mantenuta per il funzionamento in isola.
Passaggio all'isola
Un'isola pianificata si forma senza bruschi cambiamenti. Il controllore porta il flusso al PCC vicino a zero, l'inverter a batteria passa alla modalità grid-forming e il PCC si apre senza interrompere i carichi. IEEE 1547-2018 la chiama isola programmata e indica una tempesta in arrivo fra i motivi per formarla.
Un'isola non pianificata inizia con un guasto o un'interruzione. La protezione del PCC lo rileva e apre l'interruttore; il controllore forma poi l'isola. A meno che un inverter grid-forming fosse già attivo in parallelo con la rete, i carichi subiscono una pausa pari al tempo di rilevamento più quello dell'interruttore e dell'avvio. Gli inverter fotovoltaici scattano per perdita di rete e ritornano dopo che l'isola è stabile. Il primo gradino sulla batteria è quindi l'intero carico mantenuto, senza il contributo fotovoltaico.
Modalità in isola
L'isola non ha una rete che assorba l'eccesso o copra il deficit. Se il generatore forma la rete, un sovraccarico si manifesta come calo della frequenza, quindi lo scollegamento graduale dei carichi per sottofrequenza funziona nel modo consueto. Se è l'inverter a batteria a formarla, la frequenza segue la sua impostazione di droop. Il controllore scollega allora i carichi quando la potenza misurata si avvicina ai kW disponibili dell'inverter o quando lo stato di carica raggiunge il limite inferiore.
Il fotovoltaico in eccesso è il problema opposto. Quando la batteria è piena, l'inverter grid-forming alza la frequenza. Secondo la clausola 11.2.4 di G99, gli inverter fotovoltaici riducono la potenza attiva quando la frequenza supera 50,4 Hz; EN 50549-1 prevede una risposta equivalente alla sovrafrequenza. Il controllore può anche limitare direttamente il fotovoltaico via Modbus. Se nessuno dei due meccanismi funziona, la batteria non ha dove immagazzinare l'energia e l'isola scatta per sovratensione o sovrafrequenza.
Risincronizzazione e riconnessione
Prima di chiudere il PCC, il controllore allinea tensione, frequenza e angolo di fase dell'isola con la rete e un relè di verifica del sincronismo (dispositivo ANSI 25) lo conferma. IEEE 1547-2018 stabilisce i seguenti limiti secondo la potenza nominale aggregata:
| Potenza nominale aggregata | Differenza di frequenza | Differenza di tensione | Differenza dell'angolo di fase |
|---|---|---|---|
| Fino a 500 kVA | 0,3 Hz | 10 % | 20° |
| Oltre 500 kVA fino a 1.500 kVA | 0,2 Hz | 5 % | 15° |
| Oltre 1.500 kVA | 0,1 Hz | 3 % | 10° |
In Gran Bretagna, la clausola 9.6.2.4 di G99 rimanda a EREC P28 per il disturbo di tensione causabile dalla chiusura. Una chiusura fuori dai limiti provoca una sollecitazione torsionale sugli alberi dei generatori e un picco di corrente al PCC.
Esempio svolto: dimensionare l'isola
Considera uno stabilimento alimentare servito da un trasformatore da 1.000 kVA, 11/0,4 kV e impedenza del 5 %. Il suo picco di importazione è 850 kW. Ha 400 kWp di fotovoltaico su inverter grid-following, una batteria da 500 kW / 1.000 kWh su un inverter grid-forming da 500 kVA e un gruppo diesel di riserva da 500 kVA (400 kW a fattore di potenza 0,8).
Durante un'interruzione lo stabilimento mantiene 350 kW: 60 kW di controlli, IT e sistemi di sicurezza, 220 kW di refrigerazione e 70 kW nel reparto confezionamento. Riscaldamento di processo, compressori d'aria, HVAC degli uffici e caricatori EV vengono scollegati.
Potenza dell'inverter e riavvio dei motori
A fattore di potenza 0,85, 350 kW corrispondono a 412 kVA e lasciano 88 kVA di margine sulla potenza nominale dell'inverter. I riavvii dei motori usano quel margine. Un compressore frigorifero da 55 kW assorbe circa 69 kVA in marcia e circa sei volte tanto, 410 kVA, per uno o due secondi quando si avvia direttamente. La corrente di avviamento ha un fattore di potenza basso, circa 0,35, quindi si somma vettorialmente agli altri 343 kVA. Il totale è circa 710 kVA, 1,4 volte la potenza nominale dell'inverter e vicino al limite superiore di corrente. La tensione cala e i contattori degli altri compressori possono sganciarsi. Con azionamenti a velocità variabile o avviatori graduali sui compressori e con il controllore che li riavvia uno alla volta, il gradino resta entro la potenza nominale. Il calcolatore di kW, kVA, kvar e fattore di potenza converte fra kW, kVA e fattore di potenza.
Riserva di energia
Il proprietario imposta un limite inferiore dello stato di carica del 40 %, quindi mantiene 400 kWh per il funzionamento in isola. A 350 kW sono circa 68 minuti prima delle perdite dell'inverter: tempo sufficiente ad avviare il gruppo diesel, anche manualmente se l'avvio automatico fallisce. Il costo di questa riserva è che solo 600 kWh dei 1.000 kWh sono disponibili per arbitraggio tariffario e riduzione dei picchi. Il controllore può alzare il limite prima di un avviso di tempesta e abbassarlo nuovamente dopo.
Carico del generatore
Di giorno, il carico in isola di 350 kW è l'88 % della potenza nominale del gruppo da 400 kW. Di notte il carico mantenuto scende a circa 110 kW, pari al 28 %, sotto il limite del 30 %. Il controllore può portare il gruppo a circa il 75 % caricando la batteria, poi fermarlo e alimentare l'isola con la batteria finché lo stato di carica raggiunge nuovamente il limite inferiore. Il calcolatore del consumo di carburante del generatore stima il carburante usato in ogni modalità.
Protezione in modalità isola
Lo stesso stabilimento mostra perché cambia la protezione. La corrente a pieno carico del trasformatore a 400 V è 1.443 A. Con impedenza del 5 % e rete a 11 kV rigida, la corrente di guasto ai suoi terminali è circa 28,9 kA. Il calcolatore della corrente del trasformatore fornisce entrambe. La corrente a pieno carico dell'inverter a batteria è 722 A. Sandia National Laboratories indica una corrente di guasto stabile per inverter grid-forming e grid-following da circa 1,1 a 1,5 volte la nominale, quindi da 790 a 1.080 A.
Il reparto confezionamento è alimentato attraverso un interruttore scatolato da 250 A, con lo sgancio istantaneo tarato a 10 volte la corrente nominale, 2.500 A. Con la rete, un guasto nel quadro del reparto assorbe diversi kiloampere e l'interruttore lo elimina in decine di millisecondi. In un'isola alimentata solo dalla batteria scorrono al massimo 1.080 A, pari a 4,3 volte la corrente nominale. L'elemento istantaneo non interviene e quello termico impiega molti secondi. Nel frattempo la tensione collassa nell'intera isola e l'inverter può scattare per la propria protezione prima che l'interruttore si apra. Il guasto oscura così l'intera isola anziché un solo feeder.
Con il gruppo diesel attivo, il quadro cambia ancora. Un generatore sincrono con reattanza subtransitoria del 15 % produce circa 1 / 0,15 = 6,7 volte la corrente nominale ai propri terminali per i primi cicli, circa 4.800 A per questo gruppo, prima che decada. Il livello di guasto dipende quindi dalle sorgenti in esercizio. Le soluzioni consuete sono:
- gruppi di taratura nei relè di protezione, commutati secondo lo stato degli interruttori PCC e generatore;
- sovracorrente vincolata o controllata dalla tensione (ANSI 51V), che interviene a corrente minore quando la tensione è collassata;
- sgancio per minima tensione (ANSI 27) con selettività temporale fra feeder;
- protezione differenziale di corrente sui feeder dove la selettività conta di più;
- inverter specificati con maggiore corrente di guasto per breve tempo, dove il fabbricante lo offre.
Lo studio delle protezioni deve coprire ogni combinazione di sorgenti che possa alimentare l'isola, inclusa la sola batteria di notte.
Modalità di guasto
| Guasto | Causa | Come appare nei dati |
|---|---|---|
| L'isola collassa alla formazione | Batteria sotto il limite inferiore all'inizio dell'interruzione oppure carico mantenuto sopra la potenza nominale dell'inverter | Stato di carica al momento della formazione dell'isola e carico al PCC subito prima dell'interruzione |
| Calo di tensione e sgancio dei contattori dopo il trasferimento | Più motori si riavviano insieme | Picco di potenza sul gruppo di carico seguito dalla perdita del carico del gruppo |
| L'isola scatta a mezzogiorno | Batteria piena con fotovoltaico in eccesso e senza limitazione | Produzione fotovoltaica che non cala quando lo stato di carica arriva al 100 %, poi sgancio |
| Il generatore non parte o non prende carico | Guasto alla batteria d'avviamento, al carburante o al controllore | Nessuna potenza del generatore entro il tempo di avvio previsto |
| Accumulo di residui nel generatore | Lunghi periodi in isola sotto il 30 % del carico | Ore registrate a basso carico del generatore |
| Richiusura fallita o brusca | Verifica del sincronismo aggirata o tarata fuori limite | Picco di corrente al PCC alla riconnessione |
| Il distacco dei carichi non avviene | Guasto al contattore, comando BMS perso oppure caricatore che ignora il proprio limite | Potenza del gruppo invariata dopo il comando di distacco |
| Il controllore agisce su dati obsoleti | Perdita del collegamento dal trasduttore PCC | Registro eventi del controllore confrontato con dati PCC indipendenti |
Una prova pianificata di funzionamento in isola trova gran parte di questi problemi prima di una vera interruzione. Eseguila ogni anno con il carico tipico del sito e dopo qualsiasi modifica a carichi o impostazioni.
Che cosa misurare
La microrete usa misure a due velocità. Per funzionamento in isola, risincronizzazione e controllo del limite di esportazione, il controllore ha bisogno di tensione, frequenza, angolo di fase e potenza al PCC entro pochi cicli. Questi dati provengono dai trasduttori propri del controllore e dai relè di protezione, cablati o su rete dedicata. Il proprietario ha bisogno di un registro su scale di secondi o minuti per rivedere interruzioni, controllare la riserva, allocare costi e pianificare modifiche.
| Posizione | Misure | Controllore (da un ciclo a meno di un secondo) | Monitoraggio (da secondi a minuti) |
|---|---|---|---|
| Punto di connessione comune | Importazione ed esportazione kW e kWh, kvar, tensione, frequenza, fattore di potenza | Formazione dell'isola, verifica del sincronismo, limite di esportazione | Scambio con la rete, tariffa, cronologia dell'interruzione |
| Batteria | kW, kvar, stato di carica dal sistema di gestione della batteria | Dispacciamento, limite inferiore della riserva | Stato di carica alla formazione dell'isola, cicli |
| Generatore | kW, kvar, ore di esercizio, carburante | Avvio, ripartizione del carico | Profilo di carico, ore a carico ridotto |
| Inverter fotovoltaici | kW, stato della limitazione | Limitazione del fotovoltaico in isola | Produzione, energia persa per limitazione |
| Ogni gruppo di carico | kW, kWh | Conferma di distacco e ripristino | Tempi di distacco e ripristino, allocazione dei costi |
| Meteo, da piranometro o inverter fotovoltaico | Irraggiamento, temperatura del modulo | Nessuno | Previsioni fotovoltaiche e controlli della produzione |
In modalità isola, il fattore di potenza conta più che in rete. L'isola deve fornire tutta la propria potenza reattiva; in un sito con fattore di potenza scarso, i limiti in kVA di inverter e generatore arrivano prima dei limiti in kW.
Monitorare una microrete con EpiSensor
I monitor elettrici EpiSensor misurano PCC, generatori e ogni gruppo di carico e inviano dati via rete wireless Zigbee del sito a un Gateway. Le connessioni dei trasformatori di corrente e della tensione richiedono comunque il lavoro di un elettricista. I monitor non richiedono cavi dati fino al Gateway. Il Gateway esegue Edge, che conserva i dati localmente, continua a registrarli quando manca Internet e li inoltra alla piattaforma del proprietario. I registri del sistema di gestione della batteria, dell'inverter e della stazione meteo possono essere letti via Modbus nella stessa registrazione.
Questa registrazione permette di rispondere dopo un'interruzione: quando si è persa la rete, lo stato di carica alla formazione dell'isola, quali gruppi sono stati scollegati e quando sono tornati e quanto era caricato il generatore. Il controllore non usa questi dati per sganciare, sincronizzare o limitare l'esportazione. Queste decisioni restano ai suoi sensori, ai relè di protezione e all'eventuale contatore di regolazione, che rimangono apparecchiature separate e certificate.
Due scelte progettuali mantengono il monitoraggio attivo durante l'interruzione che deve registrare. Alimenta il Gateway e i monitor che registrano l'interruzione dalla fornitura critica. Alimenta il monitor PCC dal lato sito del PCC. Un monitor alimentato da un circuito scollegato smette di segnalare quando quel circuito viene scollegato e può interrompere anche i percorsi nella rete mesh wireless.
Domande frequenti
Qual è la differenza tra microrete e generazione di riserva?
Un generatore di riserva alimenta carichi scelti quando manca la rete, di solito dopo un’interruzione fino a 10 s. Una microrete coordina più sorgenti, accumulo e carichi come un unico sistema, sia connesso sia in isola. Forma l’isola, scollega e ripristina carichi e si risincronizza con la rete prima di richiudere il punto di connessione comune.
Perché la protezione cambia in modalità isola?
Un trasformatore di rete può fornire decine di kiloampere in un guasto. Un inverter limita l’uscita a da circa 1,1 a 1,5 volte la corrente nominale; un generatore sincrono fornisce circa da 5 a 7 volte la nominale nei primi cicli. Un interruttore con sgancio istantaneo tarato sui livelli di guasto di rete potrebbe non intervenire se solo inverter alimentano l’isola. Lo studio delle protezioni deve coprire ogni combinazione di sorgenti che possa alimentarla.
Il fotovoltaico può tenere acceso il sito durante un’interruzione?
Non da solo. La maggior parte degli inverter fotovoltaici è grid-following: richiede una tensione di rete da seguire e la protezione contro la perdita di rete li scollega quando questa manca. Il fotovoltaico può alimentare un’isola solo se un inverter a batteria grid-forming o un generatore stabilisce tensione e frequenza e l’isola può assorbire l’energia fotovoltaica in eccesso.