Un ospedale subisce un'interruzione di corrente a causa di una tempesta. In poco tempo, le sue batterie e generatori inizieranno a fornire energia alle sale operatorie, alla sala dati e ai refrigeratori mentre l'alimentazione principale è disconnessa in modo che l'energia non torni alla linea danneggiata. Nel momento in cui l'utility ritorna, la struttura deve riconnettersi alla rete senza intoppi; ma questo non accade perché batterie o generatori agiscono da soli. Ciò è reso possibile con l'aiuto di apparecchiature di interruttori in combinazione con sistemi di controllo che sono responsabili dei dispositivi.
Potrebbe sembrare che interruttori di microrete implicano un tipo speciale di armadi. In effetti, gli interruttori di microrete rappresentano l'organizzazione, la classificazione e la regolazione di apparecchiature di protezione elettrica standard in una struttura a più fonti in modo da consentire un funzionamento senza soluzione di continuità in modalità connessa alla rete e isola.
In questa guida, gli interruttori di microrete saranno spiegati in dettaglio, inclusa l'architettura elettrica, la sequenza di isolamento e connessione, le ragioni per cui le impostazioni di protezione tradizionali falliscono nel caso di lavoro con inverter e i requisiti per i costruttori EPC.
Quindi, cos'è un interruttore di microrete? È un interruttore a bassa o media tensione che collega le fonti e i carichi della microrete. Collegato al controllore della microrete, l'interruttore apre il circuito in caso di guasto della rete e consente alle fonti di energia locali di alimentare la struttura in modalità autonoma; solo dopo le operazioni di sincronizzazione, quando tutto è pronto per la riconnessione, l'interruttore consente di collegarsi alla rete. La differenza con gli interruttori convenzionali non risiede nel design ma nella coordinazione degli apparati di protezione e commutazione in una struttura a più fonti.
Cos'è un interruttore di microrete?
Secondo il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti, una microrete è composta da carichi interconnessi e risorse energetiche distribuite contenute in confini elettrici specifici ed è in grado di operare indipendentemente o insieme alla rete come un sistema funzionale unico in grado di connettersi e disconnettersi dalla rete (Ton e Smith, L'Iniziativa Microgrid del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti). L'interruttore è ciò che stabilisce i rispettivi limiti fisici della microrete.
Come gli interruttori di microrete differiscono dagli interruttori convenzionali
Nel caso del tipo convenzionale di interruttori di distribuzione si presume che esista solo una fonte principale. L'utility fornisce energia ai carichi e la corrente di guasto è anch'essa fornita dall'utility con l'aiuto della protezione impostata su tale presupposto. Il concetto di microrete rompe tutte e tre le assunzioni sopra menzionate. Pertanto, l'energia può fluire attraverso l'alimentatore in entrambe le direzioni, le correnti di guasto possono originarsi da diverse fonti simultaneamente e il loro valore cambia quando il sito è disconnesso dalla rete.
L'attrezzatura stessa può sembrare simile poiché comprende ancora ingressi, sezioni di bus, interruttori di alimentazione e relè, ma le specifiche di prestazione sono diverse. Ogni fonte deve avere il proprio interruttore e misurazione, il design del layout del busbar deve consentire l'aggiunta o l'eliminazione di fonti, e il sistema di protezione deve essere in grado di funzionare in entrambe le modalità operative.
Il Ruolo degli Interruttori Automatici, Relè e Controllori di Microgrid
I tre strati funzionano insieme per produrre un'azione desiderata. Gli interruttori automatici eseguono la funzione di commutazione e attivano gli interruzioni di guasto. Il relè di protezione determina l'occasione particolare in cui l'interruttore automatico deve essere attivato per eliminare il guasto. Il controllore di microgrid determina quando passare tra stati, come passare dagli stati connessi alla rete agli stati isolati e anche quali dispositivi devono essere avviati per primi. Il relè esegue la sua azione in millisecondi mentre il controllore gestisce il funzionamento dell'intero sito.
Interruttori Automatici di Microgrid a Bassa e Media Tensione
| Caratteristica | Microgrid a bassa tensione | Microgrid a media tensione |
| Tensione tipica | 400 V (IEC) o 480 V (Nord America) | 10 kV, 11 kV, 13.8 kV, 33 kV e simili |
| Siti tipici | Edifici commerciali, fabbriche, campus, ospedali | Grandi siti industriali, alimentatori di utilità, comunità remote |
| Dispositivo di commutazione principale | Interruttori automatici ad aria e interruttori a contenitore moldato nei quadri elettrici | Interruttori automatici a vuoto in quadri elettrici metallici |
| Protezione | Spesso unità di trip integrate negli interruttori, più relè separati al PCC | Relè di protezione separati alimentati da CT e VT |
| Principale norma IEC | IEC 61439-2 | IEC 62271-200 |
Tipicamente un'azienda commerciale richiede un quadro elettrico di microgrid che può essere operato con una tensione di 400 V mentre per un sito industriale è necessario un microgrid quadro elettrico a media tensione da 11 kV Sono diversi in vari aspetti, inclusi i livelli di guasto, la tecnologia di interruzione, la filosofia di protezione e il costo. Un diagramma generico non può essere compreso per entrambi i tipi di siti, pertanto il livello di tensione deve essere stabilito prima di selezionare l'attrezzatura da utilizzare.
Come Funziona il Sistema di Microgrid
A diagramma unifilare semplice di microgrid per un normale sito commerciale o industriale è composto da:
Collegamento di servizio alla rete elettrica al punto di interruzione comune con misurazione dei ricavi
Bus principale del quadro elettrico, per lo più separato in sezioni da interruttori di accoppiamento del bus
Alimentatore solare PV: uscita dell'inverter che passa attraverso il proprio interruttore
Alimentatore del sistema di accumulo di energia della batteria (BESS): uscita del PCS che passa attraverso il proprio interruttore, per la maggior parte delle volte con un trasformatore elevatore a MV
Generatore in ingresso: interruttore con controlli di sincronizzazione
Alimentatori di carico critico insieme a alimentatori di carico non critico (shredable)
Controllore di microgrid e relè di protezione che aiutano a gestire tutto quanto sopra menzionato.
Mentre questo indirizzo qui è un layout concettuale del diagramma unifilare della microrete, va notato che un vero diagramma unifilare deve includere trasformatori, PCS, messa a terra, punti di sincronizzazione e trasformatori strumentali necessari a causa della tensione e del design del sistema microrete in considerazione.
Rete di utilità e Punto di Accoppiamento Comune (PCC)
Il punto di connessione comune è dove la microrete si collega all'utility. L'interruttore PCC sul sito diventa il dispositivo di commutazione più cruciale. La sua apertura creerà l'isola, e la sua chiusura riconnetterà nuovamente alla rete. Ha, in generale, i sistemi di protezione, misurazione e interblocco richiesti dalla compagnia di utilità, le impostazioni dei suoi relè sono ottenute dall'approvazione dell'utility.
Interfacce di Energia Solare PV e di Accumulo di Energia da Batteria
Gli inverter PV e i sistemi di conversione di potenza BESS si collegano tramite interruttori dedicati. A media tensione, ciascuno si collega tipicamente tramite un trasformatore elevatore, spesso confezionato in una sottostazione compatta. La guida di Subian al sottostazione compatta per accumulo energetico copre quell'interfaccia in dettaglio. Per l'apparecchiatura di manovra, il punto importante è che le fonti basate su inverter si comportano in modo molto diverso dalle macchine rotanti durante i guasti, come trattato nella sezione di protezione qui sotto.
Generatori Diesel e Fonti di Backup
I generatori elettrici producono elevati livelli di correnti di guasto e regolano efficacemente tensione e frequenza, semplificando così la protezione isolata. Oltre ad avere il proprio interruttore di ingresso, richiedono anche protezione del generatore e dispositivi di sincronizzazione per operare in parallelo con altre fonti o con la rete elettrica, se consentito.
Controllore di Microrete, Barre Collettori e Carichi Critici
Un requisito essenziale per l'isolamento della microrete è l'esistenza di una fonte in grado di produrre tensione e frequenza in modo autonomo. Ciò significa che o il generatore o l'inverter della batteria devono essere configurati come fonte di formazione della rete. La maggior parte degli inverter PV, così come molti inverter BESS, operano in modo seguente alla rete, il che significa che seguono la tensione già esistente e non possono eseguire l'isolamento da soli. Aggiungere più interruttori non cambia la situazione. Il controllore lavora quindi controllando l'isola tramite la gestione delle unità di generazione e il disaccoppiamento dei carichi per mantenere la domanda nei limiti delle capacità della fonte di formazione della rete.
Commutazione Multi-Fonte: Operazione Connessa alla Rete vs Operazione Isolata
Le Quattro Fasi Operative
| Fase | Azione dell'apparecchiatura di manovra | Priorità di controllo |
| Operazione normale connessa alla rete | Interruttore PCC chiuso secondo la strategia operativa | Scambio di potenza, protezione e misurazione |
| Guasto della rete | Disturbo della rete rilevato e interruttore PCC aperto dalla logica di protezione | Prevenire l'esportazione non intenzionale nella rete di utilità disattivata |
| Operazione isolata | Fonti locali e feeder di carico gestiti, carichi non critici disaccoppiati se necessario | Frequenza, tensione e bilanciamento del carico |
| Ripristino della rete | Interruttore PCC riaperto dopo che le condizioni di riconnessione sono confermate | Sincronizzazione, interblocchi e ripristino della protezione in modalità rete |
Operazione Tipica Connessa alla Rete
Con il PCC chiuso, l'utility mantiene la tensione e la frequenza. Gli inverter PV e BESS operano come risorse seguente alla rete, e il controllore gestisce l'importazione e l'esportazione, mentre la protezione contro l'elevata corrente di guasto fornita dalla rete è in atto.
Cosa Aspettarsi in Caso di Interruzione della Rete di Utilità?
Il sistema di protezione sul PCC rileva tensione e/o frequenza anomale e apre l'interruttore al PCC. Le risorse distribuite non devono energizzare la rete di utilità che ha perso la sua fornitura principale. L'IEEE 1547 definisce i requisiti di interconnessione per le risorse energetiche distribuite, inclusa la loro reazione a eventi di rete atipici e processi di isolamento.
Isolamento e Fornitura di Carichi Critici
Una volta che l'isola è formata, la risorsa che forma la rete assume il controllo sulla tensione e sulla frequenza, mentre altre risorse la seguono, con il controllore che disconnette i carichi in caso di fornitura insufficiente. Se i carichi critici subiscono un'interruzione dipende dal design. I sistemi con BESS che formano la rete pre-sincronizzati sono in grado di avere un'operazione più fluida rispetto ai sistemi in attesa dell'avvio dei generatori. Nessuna microrete può essere designata come unità a zero-interruzione a meno che il suo PCS, schema di controllo e metodi di transizione non siano stati testati.
Sincronizzazione Sicura e Riconnessione
Quando l'utility ritorna, il controllore attende una tensione e una frequenza di rete stabili e sincronizza la tensione, la frequenza e l'angolo di fase dell'isola con la rete prima che il interruttore PCC venga chiuso. Le impostazioni di protezione tornano quindi alla modalità connessa alla rete. I blocchi impediscono la chiusura del PCC non sincronizzato, il che potrebbe portare a danni ai gruppi elettrogeni e ai trasformatori.
Protezione degli Interruttori della Microrete: Perché le Impostazioni Convenzionali Possono Fallire
Qui è dove i progetti di microrete spesso vanno storti.
Protezione da Sovracorrente e Guasto a Terra
I sistemi di relè di sovracorrente regolari si basano sull'idea che i guasti creano correnti molto superiori ai carichi normali, e questo si applica ai sistemi connessi alla rete. Tuttavia, quando si tratta di sistemi isolati che utilizzano solo inverter, questo potrebbe non essere vero. La ricerca condotta presso i Sandia National Laboratories ha rivelato che la tecnologia degli inverter ha tipicamente limitazioni che producono tra circa 1,1 e 2,5 volte la corrente nominale durante i guasti e quindi i sistemi di protezione da sovracorrente regolari potrebbero non funzionare in una microrete dove la generazione basata su inverter è ampiamente utilizzata (Sandia, Test Sperimentali di Guasto in Microrete con Molteplici Inverter). È difficile differenziare tra corrente di guasto e correnti di carico quando la corrente di guasto è marginalmente superiore alla corrente di carico.
Protezione Direzionale per Molteplici Fonti di Energia
Con fonti su più alimentatori, la corrente di guasto può arrivare da più di una direzione. I relè non direzionali possono quindi far scattare un alimentatore sano. La protezione da sovracorrente direzionale consente a ciascun relè di rispondere solo ai guasti nella propria zona protetta, mantenendo selettiva la disconnessione.
Protezione Adattiva in Modalità Connessa alla Rete e Isolata
A causa del fatto che il livello di guasto in entrambe le modalità operative differisce significativamente, molte microreti si basano sulla protezione adattiva, in cui ogni relè di protezione contiene gruppi di impostazioni separati. La selezione del gruppo attivo si basa sullo stato del controllore o dell'interruttore PCC, rendendo necessario utilizzare valori di attivazione più bassi durante la modalità operativa isolata. La comunicazione deve essere affidabile negli schemi adattivi e deve essere confermata durante il processo di messa in servizio.
Controllo di Sincronismo e Blocchi di Riconnessione
I relè di controllo di sincronismo supervisionano ogni interruttore che può collegare due sistemi attivi: il PCC, gli ingressi del generatore e, in alcuni progetti, i coupler di bus.
| Funzione di protezione | Codice ANSI | Scopo principale in una microrete |
| Sovracorrente di fase | 50/51 | Protezione da guasti di fase, con impostazioni dipendenti dalla modalità |
| Guasto a terra | 50N/51N | Protezione da guasti a terra, sensibile alla configurazione di messa a terra in ciascuna modalità |
| Corrente direzionale | 67 | Discriminazione della direzione di guasto con più fonti |
| Sotto/sovratensione | 27/59 | Rilevamento di tensione anomala, incluso presso il PCC |
| Sotto/sovrafrequenza | 81U/81O | Rilevamento di frequenza anomala, supporto per il rilevamento dell'isola |
| Controllo di sincronismo | 25 | Consente la chiusura di due sistemi in tensione solo entro limiti stabiliti |
| Potenza inversa o direzionale | 32 | Limiti di esportazione e protezione della direzione di potenza |
Quale relè di protezione microgrid le funzioni necessarie, come vengono impostate e se possono rilevare correnti di guasto basse devono derivare da uno studio di coordinazione della protezione per il sistema specifico. Un elenco di codici ANSI è un punto di partenza per lo studio, non un sostituto.
Apparecchiature di distribuzione Microgrid vs ATS vs Unità di Anello
Interruttore di trasferimento automatico per alimentazione di emergenza
Un interruttore di trasferimento trasferisce automaticamente l'elettricità dalla fonte regolare alla fonte di emergenza e viceversa. Collega un bus di carico a due fonti, ma non gestisce la generazione PV, lo stoccaggio o l'esportazione nella rete elettrica. È possibile integrare un interruttore di trasferimento microgrid operazione in una microgrid; pertanto, un ATS non può essere definito una microgrid di per sé.
RMU per distribuzione a media tensione
Un'unità di anello commuta e isola i feeder MV e protegge i trasformatori di distribuzione, di solito con interruttori a carico e fusibili o piccoli interruttori automatici. Questa unità eccelle in ciò che fa ma non è progettata per la coordinazione multi-fonte o la protezione adattativa.
Apparecchiature di distribuzione Microgrid per coordinazione multi-fonte
| Caratteristica | ATS | Unità principale ad anello | Apparecchiature di distribuzione microgrid |
| Compito principale | Trasferire un carico tra due fonti | Commutazione anello MV e protezione del trasformatore | Collegare, isolare e proteggere diverse fonti e carichi |
| Numero di fonti | Due | Di solito una rete a monte | Diverse, inclusi rete, PV, BESS e generatori |
| Isolamento con controllo dell'esportazione | No | No | Sì, sotto un controllore microgrid |
| Protezione | Base | Fusibili o relè di interruttore | Coordinati, spesso adattativi e direzionali |
I tre non sono mutuamente esclusivi. Un progetto può utilizzare RMU sulla sua anello MV, ATS per carichi di sicurezza vitale e apparecchiature di distribuzione microgrid sul bus principale.
Siemens, Schneider ed Eaton: Architetture di commutazione Microgrid
Diversi produttori offrono vari pacchetti. Il contenuto pubblico su questo prodotto fornisce una panoramica delle varie scelte per la sua costruzione.
Quadri elettrici integrati Siemens Microgrid
Il 29 ottobre 2026, Siemens ha lanciato il suo quadro elettrico integrato Microgrid (MIS) che ha le funzioni integrate di potenza, protezione e controlli della microgrid. Il sistema impiega un controllore SICAM A8000, protezioni relè SIPROTEC e costruzione UL 891 nel processo. L'azienda afferma che migliora la coordinazione tra utility, generatori, solare PV e stoccaggio di batterie, incluso l'isolamento, l'avvio a freddo e la risposta alla domanda. Afferma che il processo di progettazione dell'attrezzatura si sposta dal cantiere alla fabbrica.
Schneider Electric EcoStruxure Microgrid Flex
Schneider Electric EcoStruxure Microgrid Flex è commercializzato dall'azienda come una soluzione standardizzata, che combina stoccaggio di batterie, software, analisi e Centro di Controllo Energetico (ECC). Mira a ridurre il periodo di tempo tra specifica e messa in servizio.
Soluzioni Microgrid Power Xpert di Eaton
Eaton afferma di fornire il controller Power Xpert microgrid, che assiste nell'automazione del sequenziamento di carichi e fonti. L'azienda ha pubblicato il suo caso sull'uso del quadro microgrid in ospedale.
Integrazione hardware vs Architettura basata su controller
| Approccio | Come funziona | Punti di Forza | Compromessi |
| Quadro integrato | Controller, relè e distribuzione costruiti e testati come un'unità di fabbrica unica | Meno integrazione in loco, messa in servizio più rapida | Ottimale per configurazioni standard |
| Basato su controller | Un controller separato supervisiona l'apparecchiatura di manovra di uno o più fornitori | Flessibile per siti complessi, MV o retrofit | Maggiore ingegneria di sito e test di integrazione |
Il Sistema di Prodotto di Apparecchiature di Bassa Tensione di Mitsubishi Electric offre una gamma di opzioni per il prodotto quadro elettrico a bassa tensione. Siemens utilizza configurazioni di apparecchiature di manovra realizzate secondo le specifiche IEC, insieme all'uso di un controller separato e di un meccanismo di relè, mentre Subian Electric è un produttore indipendente e non ha affiliazioni con Siemens, Schneider Electric o Eaton.
Regolamenti IEC e IEEE relativi all'apparecchiatura di manovra nelle microreti
Il primo è IEC 61439-2, norma per le apparecchiature di manovra e assemblaggi di controllo a bassa tensione. Questi quadri elettrici a bassa tensione fungono da barre collettori principali per la maggior parte delle microreti moderne.
La seconda norma è IEC 62271-200, riguardante le apparecchiature di manovra AC racchiuse in metallo per tensioni di servizio superiori a 1 kV e fino a 52 kV. Questa norma si riferisce alle apparecchiature di manovra per microreti a media tensione.
La norma IEEE 2030.7-2017 tratta delle particolarità di funzionamento dei controller delle microreti, concentrandosi sulle loro due principali funzioni: la transizione tra condizioni operative e il dispiegamento delle risorse della microrete.
L'ultima norma, IEEE 2030.8-2018, si concentra sul test dei controller delle microreti riguardo alle funzioni sopra menzionate.
IEEE 1547-2018 si occupa delle interconnessioni e dell'interoperabilità delle risorse energetiche distribuite connesse alla rete.
Queste norme sono di diversi livelli. Un quadro elettrico costruito in conformità con l'IEC 61439-2 non è necessariamente un controller di microrete, e un controller di microrete conforme alla norma IEEE 2030.7 non dimostra che l'apparecchiatura di manovra installata attorno ad esso sia correttamente classificata. Una microrete completamente sviluppata richiede attrezzature conformi a tutti i livelli e un test di sistema.
Apparecchiature di manovra per microreti per applicazioni solari, BESS e industriali
Microreti solari PV con sistemi di accumulo di energia
Le microreti solari PV e i sistemi di accumulo di energia (BESS) dipendono fortemente dall'inverter, il che significa che in modalità isolata, il Sistema di Accumulo di Energia (BESS) funge da fonte di energia della rete mentre solo l'insorgere di correnti di guasto pone sfide per la protezione. L'attrezzatura utilizzata nel BESS deve anche affrontare il flusso di energia in entrambe le direzioni attraverso l'interruttore di circuito di alimentazione.
Ambienti industriali e carichi essenziali
Le strutture con macchinari pesanti dovranno avere standard di apparecchiature di manovra e generazione di energia adatti ai carichi durante il funzionamento del motore in modalità isolata. Disattivare i carichi aiuta a garantire che i carichi possano operare nonostante le variazioni che possono verificarsi.
Aree remote e sistemi di alimentazione off-grid
Se non c'è connessione alla rete elettrica locale, il sistema rimarrebbe in modalità isolata. Anche se il punto di accoppiamento comune (PCC) scompare, i dispositivi di protezione e il programma di dispatching saranno comunque in uso.
Microreti commerciali e universitarie
Gli ospedali, le strutture IT, le università e le università possono avere i propri sistemi di fornitura energetica sotto forma di impianti di produzione di energia rinnovabile locali, Sistemi di Accumulo di Energia da Batteria (BESS) e generatori per garantire un funzionamento continuo del sistema.
Come specificare l'apparecchiatura di interruttori per microgrid per un progetto EPC
Tensione, Corrente di Barra e Valutazioni di Cortocircuito
Nel determinare la valutazione per le barre, deve essere valutata la massima uscita combinata da tutte le fonti e non solo l'uscita dall'utility.
La valutazione per la resistenza al cortocircuito deve anche essere nota in base a quello che è considerato lo scenario peggiore, che è molto probabilmente quando tutte le macchine in funzione sono collegate all'utility.
Numero di Fonti in Entrata e Configurazione degli Interruttori
Per ogni fonte di energia e ogni gruppo di carico che deve essere acceso o spento dal controller, deve essere determinato il numero di interruttori automatici. Inoltre, deve essere prevista una tolleranza per future aggiunte di sistemi fotovoltaici o altri sistemi di accumulo nella progettazione del sistema.
Prendere una decisione su se un accoppiatore di barra sia necessario per separare i carichi critici.
Requisiti per Relè di Protezione e Comunicazione
Le funzioni dei relè di protezione, i gruppi di impostazione per ciascuna modalità operativa e i metodi di comunicazione dai relè di protezione al controller e SCADA come IEC 61850 o Modbus devono essere definiti nel progetto di controllo del progetto.
Interblocco, Test e Messa in Servizio
Il progetto di controllo deve definire e stabilire gli interblocchi elettrici e meccanici nei circuiti di interruttori PCC, generatori e accoppiatori di barra. Inoltre, devono essere specificati i test di accettazione in fabbrica e i test in loco per ciascuno stato transitorio: connessione alla rete, isolamento e avvio a freddo.
Lista di Controllo RFQ per Fornitori di Apparecchiature di Interruttori per Microgrid
| Voce | Cosa fornire o specificare |
| Diagramma unifilare del sistema | Tutte le fonti, i carichi, i trasformatori e la posizione del PCC |
| Tensione e frequenza | Tensione nominale, massima tensione per l'attrezzatura, 50 o 60 Hz |
| Fonti | Tipo e valutazione di ciascuna fonte: utility, PV, BESS, generatore; quale è formante della rete |
| Classificazioni | Corrente di barra, resistenza al cortocircuito, valutazioni degli interruttori per ciascun modo |
| Messa a terra | Messa a terra del sistema in modalità connessa alla rete e isolata |
| Protezione | Funzioni del relè, gruppi di impostazione, risultati dello studio di coordinamento |
| Controlli e comunicazione | Ambito del controller e fornitore, protocolli, interfaccia SCADA |
| Sequenze operative | Isolamento, riconnessione, riduzione del carico e logica di avvio a freddo |
| Normative e test | IEC 61439-2 o IEC 62271-200, criteri di accettazione in fabbrica e in loco |
| Ambiente e involucro | Interno o esterno, grado di protezione IP, intervallo ambientale, altitudine |
Interruttori Medium-Voltage e Low-Voltage di Subian Electric
Subian Electric produce l'hardware degli interruttori che forma la spina dorsale di un microgrid basato su IEC: gli incomer, i feeder, le sezioni bus e i compartimenti di protezione. I controllori e gli schemi di protezione sono specificati per ogni progetto con l'integratore di sistema.
KYN28A-12 per applicazioni MV Feeder e Breaker
Il Interruttori metal-clad estraibili KYN28A-12 è un design metal-clad da 12 kV, 50 Hz con interruttori a vuoto estraibili e interblocco a cinque prevenzioni. In un microgrid MV si adatta all'incomer PCC, agli incomer del generatore e del BESS, e ai feeder in uscita, con lo schema relè configurato per ogni progetto. Può essere abbinato a Subian's interruttore automatico a vuoto VS1 da interno. Dove un anello MV distribuisce energia attorno a un sito, il HXGN15-12 unità principale ad anello può servire i feeder del trasformatore.
GCS e MNS per sistemi di distribuzione LV
Per microgrids a bassa tensione, il Apparecchiature di Manovra a Bassa Tensione GCS (380/660 V, fino a 4000 A) e il MNS interruttore estraibile a bassa tensione (380/660 V, fino a 6300 A) sono costruiti secondo IEC 61439 e GB 7251. Le loro unità funzionali estraibili rendono pratico allocare percorsi separati per utility, PV, BESS, generatori e circuiti di carico critico.
Interfacce ingegneristiche per integrazione microgrid
Dove le fonti si collegano a MV, il Sottostazione prefabbricata serie YB combina il trasformatore con attrezzature MV e LV in un'unica custodia. Per ogni progetto, Subian costruisce l'interruttore secondo il diagramma unifilare approvato, con compartimenti per interruttori, disposizioni CT e VT, cablaggio ausiliario e interblocchi preparati per i relè di protezione e il controllore specificati dal progettista di sistema. La gamma più ampia è elencata sotto apparecchiature di distribuzione ad alta e bassa tensione.
Domande frequenti
Cos'è l'interruttore microgrid?
Gli interruttori di scala e isolamento e i dispositivi di protezione di tipo LV e MV collegano le fonti di energia e i punti di carico del microgrid che sono sotto il controllo del gestore del microgrid.
Come funziona l'interruttore microgrid?
Gli interruttori collegano ogni fonte e gruppo di carico a un bus comune. Le condizioni di guasto vengono eliminate dai relè, mentre il controllore apre l'interruttore PCC, in caso di guasto della rete, opera le fonti locali in modalità isolata e le riconnette alla rete dopo la sincronizzazione.
Può un microgrid operare senza la rete elettrica?
Sì, è vero se possiede una fonte che può determinare tensione e frequenza – per esempio, un generatore o un inverter a batteria di formazione di rete – un livello di potenza sufficiente per consentire i carichi critici e una protezione che gestisce i livelli di guasto isolato.
Qual è la differenza tra interruttore microgrid e un ATS?
Un ATS trasferisce un carico tra due fonti. L'interruttore microgrid coordina diverse fonti e carichi, controlla l'esportazione verso la rete e supporta l'isolamento e la riconnessione sotto un controllore.
Come cambia la protezione microgrid durante l'isolamento?
La corrente di guasto di solito diminuisce, a volte a solo 1.1 a 2.5 volte la corrente nominale da fonti inverter, quindi i relè spesso passano a gruppi di impostazioni più sensibili e si affidano maggiormente a funzioni direzionali, di tensione e frequenza.
Un microgrid ha bisogno di un inverter di formazione di rete?
Ha bisogno di una fonte di formazione della rete per funzionare come un'isola. Questa può essere un inverter di formazione della rete, solitamente su un BESS, o un generatore sincrono. Gli inverter PV seguenti alla rete non possono formare un'isola da soli.
Qual è il punto di accoppiamento comune in un microgrid?
È il punto in cui il microgrid si collega alla rete elettrica. L'interruttore PCC si apre per formare un'isola e si chiude per riconnettersi, sotto protezione e controlli di sincronizzazione approvati dall'utility.
Quali standard si applicano agli switchgear dei microgrid?
IEC 61439-2 per assemblaggi LV, IEC 62271-200 per switchgear metallico MV, IEEE 2030.7 e 2030.8 per i controllori di microgrid e i loro test, e IEEE 1547 per l'interconnessione delle risorse energetiche distribuite.
Riferimenti
- Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti: L'iniziativa Microgrid del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti (Ton e Smith)
- Sandia National Laboratories: Test sperimentali di guasto in microgrid con più inverter
- NREL: Punti salienti dello standard IEEE 1547-2018
- Standard IEEE 2030.7-2017 per la specifica dei controllori di microgrid
- Standard IEEE 2030.8-2018 per il test dei controllori di microgrid
- IEC 61439-2:2020 Assemblaggi di switchgear e apparecchi di controllo
- IEC 62271-200:2021 Switchgear metallico AC chiuso sopra 1 kV e fino a 52 kV
Conclusione
Apparecchiature di distribuzione microgrid è determinato dal suo funzionamento piuttosto che dalla sua forma fisica; dovrebbe essere in grado di trasmettere elettricità da varie fonti in entrambe le direzioni, disconnettersi in sicurezza dalla rete quando necessario, alimentare applicazioni critiche insufficientemente fornite quando isolate dalla rete e poi riconnettersi ad essa seguendo gli standard di sicurezza. Il funzionamento deriva dall'esistenza di una fonte di energia di formazione della rete, un dispositivo di protezione che non si spegne a causa dei limiti dell'inverter e un controllore.
Punti chiave da notare:
L'interruttore del circuito PCC definisce il funzionamento dell'isola, mentre tutto il resto dipende dai suoi mezzi di protezione e controllo.
L'isola dovrebbe essere fornita di una fonte di energia di formazione della rete; gli interruttori non sono sufficienti per questo.
La corrente dell'inverter al momento del guasto non supera 1.1 – 2.5 della sua corrente nominale; pertanto, la protezione del microgrid dovrebbe avere impostazioni speciali a seconda della modalità operativa e dovrebbe essere verificata attraverso uno studio di coordinamento.
Un ATS, un RMU e un interruttori di microrete servono a scopi diversi ma possono essere utilizzati nello stesso progetto.
Parlare del microgrid LV e MV separatamente, assicurandosi che le valutazioni, le procedure operative e i criteri di test siano forniti nella RFQ.
Subian Electric è un partner affidabile per la progettazione di switchgear per microgrid secondo i vostri schemi di connessione, contatta Subian Electric se c'è un elenco delle fonti di energia, livello di tensione e requisiti di protezione. Il dipartimento ingegneristico approverà il progetto e vi invierà i disegni e un preventivo per lo switchgear.