{"id":11841,"date":"2026-10-31T21:25:52","date_gmt":"2026-10-31T13:25:52","guid":{"rendered":"https:\/\/subian-electric.com\/?p=11841"},"modified":"2026-10-31T21:25:52","modified_gmt":"2026-10-31T13:25:52","slug":"microgrid-switchgear","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/subian-electric.com\/it\/blog\/microgrid-switchgear\/","title":{"rendered":"Che cos'\u00e8 l'apparecchiatura di commutazione per microrete e come commuta e protegge pi\u00f9 fonti di energia?"},"content":{"rendered":"

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 \u00e8 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 perch\u00e9 batterie o generatori agiscono da soli. Ci\u00f2 \u00e8 reso possibile con l'aiuto di apparecchiature di interruttori in combinazione con sistemi di controllo che sono responsabili dei dispositivi.<\/p>\n

Potrebbe sembrare che interruttori di microrete<\/span> 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 pi\u00f9 fonti in modo da consentire un funzionamento senza soluzione di continuit\u00e0 in modalit\u00e0 connessa alla rete e isola.<\/p>\n

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.<\/p>\n

Quindi, cos'\u00e8 un interruttore di microrete? \u00c8 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 modalit\u00e0 autonoma; solo dopo le operazioni di sincronizzazione, quando tutto \u00e8 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 pi\u00f9 fonti.<\/p><\/blockquote>\n

Cos'\u00e8 un interruttore di microrete?<\/h2>\n

Secondo il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti, una microrete \u00e8 composta da carichi interconnessi e risorse energetiche distribuite contenute in confini elettrici specifici ed \u00e8 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<\/a>). L'interruttore \u00e8 ci\u00f2 che stabilisce i rispettivi limiti fisici della microrete.<\/p>\n

Come gli interruttori di microrete differiscono dagli interruttori convenzionali<\/h3>\n

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 \u00e8 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 pu\u00f2 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 \u00e8 disconnesso dalla rete.<\/p>\n

L'attrezzatura stessa pu\u00f2 sembrare simile poich\u00e9 comprende ancora ingressi, sezioni di bus, interruttori di alimentazione e rel\u00e8, 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 modalit\u00e0 operative.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Il Ruolo degli Interruttori Automatici, Rel\u00e8 e Controllori di Microgrid<\/h3>\n

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 rel\u00e8 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 rel\u00e8 esegue la sua azione in millisecondi mentre il controllore gestisce il funzionamento dell'intero sito.<\/p>\n

Interruttori Automatici di Microgrid a Bassa e Media Tensione<\/h3>\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Caratteristica<\/td>\nMicrogrid a bassa tensione<\/td>\nMicrogrid a media tensione<\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Tensione tipica<\/td>\n400 V (IEC) o 480 V (Nord America)<\/td>\n10 kV, 11 kV, 13.8 kV, 33 kV e simili<\/td>\n<\/tr>\n
Siti tipici<\/td>\nEdifici commerciali, fabbriche, campus, ospedali<\/td>\nGrandi siti industriali, alimentatori di utilit\u00e0, comunit\u00e0 remote<\/td>\n<\/tr>\n
Dispositivo di commutazione principale<\/td>\nInterruttori automatici ad aria e interruttori a contenitore moldato nei quadri elettrici<\/td>\nInterruttori automatici a vuoto in quadri elettrici metallici<\/td>\n<\/tr>\n
Protezione<\/td>\nSpesso unit\u00e0 di trip integrate negli interruttori, pi\u00f9 rel\u00e8 separati al PCC<\/td>\nRel\u00e8 di protezione separati alimentati da CT e VT<\/td>\n<\/tr>\n
Principale norma IEC<\/td>\nIEC 61439-2<\/td>\nIEC 62271-200<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Tipicamente un'azienda commerciale richiede un quadro elettrico di microgrid<\/span> che pu\u00f2 essere operato con una tensione di 400 V mentre per un sito industriale \u00e8 necessario un microgrid quadro elettrico a media tensione da 11 kV<\/span> 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 pu\u00f2 essere compreso per entrambi i tipi di siti, pertanto il livello di tensione deve essere stabilito prima di selezionare l'attrezzatura da utilizzare.<\/p>\n

Come Funziona il Sistema di Microgrid<\/h2>\n

A diagramma unifilare semplice<\/span> di microgrid per un normale sito commerciale o industriale \u00e8 composto da:
\nCollegamento di servizio alla rete elettrica al punto di interruzione comune con misurazione dei ricavi
\nBus principale del quadro elettrico, per lo pi\u00f9 separato in sezioni da interruttori di accoppiamento del bus
\nAlimentatore solare PV: uscita dell'inverter che passa attraverso il proprio interruttore
\nAlimentatore 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
\nGeneratore in ingresso: interruttore con controlli di sincronizzazione
\nAlimentatori di carico critico insieme a alimentatori di carico non critico (shredable)
\nControllore di microgrid e rel\u00e8 di protezione che aiutano a gestire tutto quanto sopra menzionato.<\/p>\n

Mentre questo indirizzo qui \u00e8 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.<\/p>\n

Rete di utilit\u00e0 e Punto di Accoppiamento Comune (PCC)<\/h3>\n

Il punto di connessione comune \u00e8 dove la microrete si collega all'utility. L'interruttore PCC sul sito diventa il dispositivo di commutazione pi\u00f9 cruciale. La sua apertura creer\u00e0 l'isola, e la sua chiusura riconnetter\u00e0 nuovamente alla rete. Ha, in generale, i sistemi di protezione, misurazione e interblocco richiesti dalla compagnia di utilit\u00e0, le impostazioni dei suoi rel\u00e8 sono ottenute dall'approvazione dell'utility.<\/p>\n

Interfacce di Energia Solare PV e di Accumulo di Energia da Batteria<\/h3>\n

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<\/a> copre quell'interfaccia in dettaglio. Per l'apparecchiatura di manovra, il punto importante \u00e8 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.<\/p>\n

Generatori Diesel e Fonti di Backup<\/h3>\n

I generatori elettrici producono elevati livelli di correnti di guasto e regolano efficacemente tensione e frequenza, semplificando cos\u00ec 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.<\/p>\n

Controllore di Microrete, Barre Collettori e Carichi Critici<\/h3>\n

Un requisito essenziale per l'isolamento della microrete \u00e8 l'esistenza di una fonte in grado di produrre tensione e frequenza in modo autonomo. Ci\u00f2 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, cos\u00ec come molti inverter BESS, operano in modo seguente alla rete, il che significa che seguono la tensione gi\u00e0 esistente e non possono eseguire l'isolamento da soli. Aggiungere pi\u00f9 interruttori non cambia la situazione. Il controllore lavora quindi controllando l'isola tramite la gestione delle unit\u00e0 di generazione e il disaccoppiamento dei carichi per mantenere la domanda nei limiti delle capacit\u00e0 della fonte di formazione della rete.<\/p>\n

Commutazione Multi-Fonte: Operazione Connessa alla Rete vs Operazione Isolata<\/h2>\n

Le Quattro Fasi Operative<\/h3>\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Fase<\/td>\nAzione dell'apparecchiatura di manovra<\/td>\nPriorit\u00e0 di controllo<\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Operazione normale connessa alla rete<\/td>\nInterruttore PCC chiuso secondo la strategia operativa<\/td>\nScambio di potenza, protezione e misurazione<\/td>\n<\/tr>\n
Guasto della rete<\/td>\nDisturbo della rete rilevato e interruttore PCC aperto dalla logica di protezione<\/td>\nPrevenire l'esportazione non intenzionale nella rete di utilit\u00e0 disattivata<\/td>\n<\/tr>\n
Operazione isolata<\/td>\nFonti locali e feeder di carico gestiti, carichi non critici disaccoppiati se necessario<\/td>\nFrequenza, tensione e bilanciamento del carico<\/td>\n<\/tr>\n
Ripristino della rete<\/td>\nInterruttore PCC riaperto dopo che le condizioni di riconnessione sono confermate<\/td>\nSincronizzazione, interblocchi e ripristino della protezione in modalit\u00e0 rete<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Operazione Tipica Connessa alla Rete<\/h3>\n

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 \u00e8 in atto.<\/p>\n

Cosa Aspettarsi in Caso di Interruzione della Rete di Utilit\u00e0?<\/h3>\n

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 utilit\u00e0 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.<\/p>\n

Isolamento e Fornitura di Carichi Critici<\/h3>\n

Una volta che l'isola \u00e8 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 pi\u00f9 fluida rispetto ai sistemi in attesa dell'avvio dei generatori. Nessuna microrete pu\u00f2 essere designata come unit\u00e0 a zero-interruzione a meno che il suo PCS, schema di controllo e metodi di transizione non siano stati testati.<\/p>\n

Sincronizzazione Sicura e Riconnessione<\/h3>\n

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 modalit\u00e0 connessa alla rete. I blocchi impediscono la chiusura del PCC non sincronizzato, il che potrebbe portare a danni ai gruppi elettrogeni e ai trasformatori.<\/p>\n

Protezione degli Interruttori della Microrete: Perch\u00e9 le Impostazioni Convenzionali Possono Fallire<\/h2>\n

Qui \u00e8 dove i progetti di microrete spesso vanno storti.<\/p>\n

Protezione da Sovracorrente e Guasto a Terra<\/h3>\n

I sistemi di rel\u00e8 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 \u00e8 ampiamente utilizzata (Sandia, Test Sperimentali di Guasto in Microrete con Molteplici Inverter<\/a>). \u00c8 difficile differenziare tra corrente di guasto e correnti di carico quando la corrente di guasto \u00e8 marginalmente superiore alla corrente di carico.<\/p>\n

Protezione Direzionale per Molteplici Fonti di Energia<\/h3>\n

Con fonti su pi\u00f9 alimentatori, la corrente di guasto pu\u00f2 arrivare da pi\u00f9 di una direzione. I rel\u00e8 non direzionali possono quindi far scattare un alimentatore sano. La protezione da sovracorrente direzionale consente a ciascun rel\u00e8 di rispondere solo ai guasti nella propria zona protetta, mantenendo selettiva la disconnessione.<\/p>\n

Protezione Adattiva in Modalit\u00e0 Connessa alla Rete e Isolata<\/h3>\n

A causa del fatto che il livello di guasto in entrambe le modalit\u00e0 operative differisce significativamente, molte microreti si basano sulla protezione adattiva, in cui ogni rel\u00e8 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 pi\u00f9 bassi durante la modalit\u00e0 operativa isolata. La comunicazione deve essere affidabile negli schemi adattivi e deve essere confermata durante il processo di messa in servizio.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Controllo di Sincronismo e Blocchi di Riconnessione<\/h3>\n

I rel\u00e8 di controllo di sincronismo supervisionano ogni interruttore che pu\u00f2 collegare due sistemi attivi: il PCC, gli ingressi del generatore e, in alcuni progetti, i coupler di bus.<\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Funzione di protezione<\/td>\nCodice ANSI<\/td>\nScopo principale in una microrete<\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Sovracorrente di fase<\/td>\n50\/51<\/td>\nProtezione da guasti di fase, con impostazioni dipendenti dalla modalit\u00e0<\/td>\n<\/tr>\n
Guasto a terra<\/td>\n50N\/51N<\/td>\nProtezione da guasti a terra, sensibile alla configurazione di messa a terra in ciascuna modalit\u00e0<\/td>\n<\/tr>\n
Corrente direzionale<\/td>\n67<\/td>\nDiscriminazione della direzione di guasto con pi\u00f9 fonti<\/td>\n<\/tr>\n
Sotto\/sovratensione<\/td>\n27\/59<\/td>\nRilevamento di tensione anomala, incluso presso il PCC<\/td>\n<\/tr>\n
Sotto\/sovrafrequenza<\/td>\n81U\/81O<\/td>\nRilevamento di frequenza anomala, supporto per il rilevamento dell'isola<\/td>\n<\/tr>\n
Controllo di sincronismo<\/td>\n25<\/td>\nConsente la chiusura di due sistemi in tensione solo entro limiti stabiliti<\/td>\n<\/tr>\n
Potenza inversa o direzionale<\/td>\n32<\/td>\nLimiti di esportazione e protezione della direzione di potenza<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Quale rel\u00e8 di protezione microgrid<\/span> 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 \u00e8 un punto di partenza per lo studio, non un sostituto.<\/p>\n

Apparecchiature di distribuzione Microgrid vs ATS vs Unit\u00e0 di Anello<\/h2>\n

Interruttore di trasferimento automatico per alimentazione di emergenza<\/h3>\n

Un interruttore di trasferimento trasferisce automaticamente l'elettricit\u00e0 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. \u00c8 possibile integrare un interruttore di trasferimento microgrid<\/span> operazione in una microgrid; pertanto, un ATS non pu\u00f2 essere definito una microgrid di per s\u00e9.<\/p>\n

RMU per distribuzione a media tensione<\/h3>\n

Un'unit\u00e0 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 unit\u00e0 eccelle in ci\u00f2 che fa ma non \u00e8 progettata per la coordinazione multi-fonte o la protezione adattativa.<\/p>\n

Apparecchiature di distribuzione Microgrid per coordinazione multi-fonte<\/h3>\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Caratteristica<\/td>\nATS<\/td>\nUnit\u00e0 principale ad anello<\/td>\nApparecchiature di distribuzione microgrid<\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Compito principale<\/td>\nTrasferire un carico tra due fonti<\/td>\nCommutazione anello MV e protezione del trasformatore<\/td>\nCollegare, isolare e proteggere diverse fonti e carichi<\/td>\n<\/tr>\n
Numero di fonti<\/td>\nDue<\/td>\nDi solito una rete a monte<\/td>\nDiverse, inclusi rete, PV, BESS e generatori<\/td>\n<\/tr>\n
Isolamento con controllo dell'esportazione<\/td>\nNo<\/td>\nNo<\/td>\nS\u00ec, sotto un controllore microgrid<\/td>\n<\/tr>\n
Protezione<\/td>\nBase<\/td>\nFusibili o rel\u00e8 di interruttore<\/td>\nCoordinati, spesso adattativi e direzionali<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

I tre non sono mutuamente esclusivi. Un progetto pu\u00f2 utilizzare RMU sulla sua anello MV, ATS per carichi di sicurezza vitale e apparecchiature di distribuzione microgrid sul bus principale.<\/p>\n

Siemens, Schneider ed Eaton: Architetture di commutazione Microgrid<\/h2>\n

Diversi produttori offrono vari pacchetti. Il contenuto pubblico su questo prodotto fornisce una panoramica delle varie scelte per la sua costruzione.<\/p>\n

Quadri elettrici integrati Siemens Microgrid<\/h3>\n

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 rel\u00e8 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.<\/p>\n

Schneider Electric EcoStruxure Microgrid Flex<\/h3>\n

Schneider Electric EcoStruxure Microgrid Flex \u00e8 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.<\/p>\n

Soluzioni Microgrid Power Xpert di Eaton<\/h3>\n

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.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Integrazione hardware vs Architettura basata su controller<\/h3>\n\n\n\n\n\n\n
Approccio<\/td>\nCome funziona<\/td>\nPunti di Forza<\/td>\nCompromessi<\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Quadro integrato<\/td>\nController, rel\u00e8 e distribuzione costruiti e testati come un'unit\u00e0 di fabbrica unica<\/td>\nMeno integrazione in loco, messa in servizio pi\u00f9 rapida<\/td>\nOttimale per configurazioni standard<\/td>\n<\/tr>\n
Basato su controller<\/td>\nUn controller separato supervisiona l'apparecchiatura di manovra di uno o pi\u00f9 fornitori<\/td>\nFlessibile per siti complessi, MV o retrofit<\/td>\nMaggiore ingegneria di sito e test di integrazione<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

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 rel\u00e8, mentre Subian Electric \u00e8 un produttore indipendente e non ha affiliazioni con Siemens, Schneider Electric o Eaton.<\/p>\n

Regolamenti IEC e IEEE relativi all'apparecchiatura di manovra nelle microreti<\/h2>\n

Il primo \u00e8 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.
\nLa seconda norma \u00e8 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.
\nLa norma IEEE 2030.7-2017 tratta delle particolarit\u00e0 di funzionamento dei controller delle microreti, concentrandosi sulle loro due principali funzioni: la transizione tra condizioni operative e il dispiegamento delle risorse della microrete.
\nL'ultima norma, IEEE 2030.8-2018, si concentra sul test dei controller delle microreti riguardo alle funzioni sopra menzionate.
\nIEEE 1547-2018 si occupa delle interconnessioni e dell'interoperabilit\u00e0 delle risorse energetiche distribuite connesse alla rete.<\/p>\n

Queste norme sono di diversi livelli. Un quadro elettrico costruito in conformit\u00e0 con l'IEC 61439-2 non \u00e8 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.<\/p>\n

Apparecchiature di manovra per microreti per applicazioni solari, BESS e industriali<\/h2>\n

Microreti solari PV con sistemi di accumulo di energia<\/h3>\n

Le microreti solari PV e i sistemi di accumulo di energia (BESS) dipendono fortemente dall'inverter, il che significa che in modalit\u00e0 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.<\/p>\n

Ambienti industriali e carichi essenziali<\/h3>\n

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 modalit\u00e0 isolata. Disattivare i carichi aiuta a garantire che i carichi possano operare nonostante le variazioni che possono verificarsi.<\/p>\n

Aree remote e sistemi di alimentazione off-grid<\/h3>\n

Se non c'\u00e8 connessione alla rete elettrica locale, il sistema rimarrebbe in modalit\u00e0 isolata. Anche se il punto di accoppiamento comune (PCC) scompare, i dispositivi di protezione e il programma di dispatching saranno comunque in uso.<\/p>\n

Microreti commerciali e universitarie<\/h3>\n

Gli ospedali, le strutture IT, le universit\u00e0 e le universit\u00e0 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.<\/p>\n

Come specificare l'apparecchiatura di interruttori per microgrid per un progetto EPC<\/h2>\n

Tensione, Corrente di Barra e Valutazioni di Cortocircuito<\/h3>\n

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.
\nLa valutazione per la resistenza al cortocircuito deve anche essere nota in base a quello che \u00e8 considerato lo scenario peggiore, che \u00e8 molto probabilmente quando tutte le macchine in funzione sono collegate all'utility.<\/p>\n

Numero di Fonti in Entrata e Configurazione degli Interruttori<\/h3>\n

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.
\nPrendere una decisione su se un accoppiatore di barra sia necessario per separare i carichi critici.<\/p>\n

Requisiti per Rel\u00e8 di Protezione e Comunicazione<\/h3>\n

Le funzioni dei rel\u00e8 di protezione, i gruppi di impostazione per ciascuna modalit\u00e0 operativa e i metodi di comunicazione dai rel\u00e8 di protezione al controller e SCADA come IEC 61850 o Modbus devono essere definiti nel progetto di controllo del progetto.<\/p>\n

Interblocco, Test e Messa in Servizio<\/h3>\n

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.<\/p>\n

Lista di Controllo RFQ per Fornitori di Apparecchiature di Interruttori per Microgrid<\/h3>\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Voce<\/td>\nCosa fornire o specificare<\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Diagramma unifilare del sistema<\/td>\nTutte le fonti, i carichi, i trasformatori e la posizione del PCC<\/td>\n<\/tr>\n
Tensione e frequenza<\/td>\nTensione nominale, massima tensione per l'attrezzatura, 50 o 60 Hz<\/td>\n<\/tr>\n
Fonti<\/td>\nTipo e valutazione di ciascuna fonte: utility, PV, BESS, generatore; quale \u00e8 formante della rete<\/td>\n<\/tr>\n
Classificazioni<\/td>\nCorrente di barra, resistenza al cortocircuito, valutazioni degli interruttori per ciascun modo<\/td>\n<\/tr>\n
Messa a terra<\/td>\nMessa a terra del sistema in modalit\u00e0 connessa alla rete e isolata<\/td>\n<\/tr>\n
Protezione<\/td>\nFunzioni del rel\u00e8, gruppi di impostazione, risultati dello studio di coordinamento<\/td>\n<\/tr>\n
Controlli e comunicazione<\/td>\nAmbito del controller e fornitore, protocolli, interfaccia SCADA<\/td>\n<\/tr>\n
Sequenze operative<\/td>\nIsolamento, riconnessione, riduzione del carico e logica di avvio a freddo<\/td>\n<\/tr>\n
Normative e test<\/td>\nIEC 61439-2 o IEC 62271-200, criteri di accettazione in fabbrica e in loco<\/td>\n<\/tr>\n
Ambiente e involucro<\/td>\nInterno o esterno, grado di protezione IP, intervallo ambientale, altitudine<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Interruttori Medium-Voltage e Low-Voltage di Subian Electric<\/h2>\n

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.<\/p>\n

KYN28A-12 per applicazioni MV Feeder e Breaker<\/h3>\n

Il Interruttori metal-clad estraibili KYN28A-12<\/a> \u00e8 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 rel\u00e8 configurato per ogni progetto. Pu\u00f2 essere abbinato a Subian's interruttore automatico a vuoto VS1 da interno<\/a>. Dove un anello MV distribuisce energia attorno a un sito, il HXGN15-12 unit\u00e0 principale ad anello<\/a> pu\u00f2 servire i feeder del trasformatore.<\/p>\n

GCS e MNS per sistemi di distribuzione LV<\/h3>\n

Per microgrids a bassa tensione, il Apparecchiature di Manovra a Bassa Tensione GCS<\/a> (380\/660 V, fino a 4000 A) e il MNS interruttore estraibile a bassa tensione<\/a> (380\/660 V, fino a 6300 A) sono costruiti secondo IEC 61439 e GB 7251. Le loro unit\u00e0 funzionali estraibili rendono pratico allocare percorsi separati per utility, PV, BESS, generatori e circuiti di carico critico.<\/p>\n

Interfacce ingegneristiche per integrazione microgrid<\/h3>\n

Dove le fonti si collegano a MV, il Sottostazione prefabbricata serie YB<\/a> 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 rel\u00e8 di protezione e il controllore specificati dal progettista di sistema. La gamma pi\u00f9 ampia \u00e8 elencata sotto apparecchiature di distribuzione ad alta e bassa tensione<\/a>.<\/p>\n

Domande frequenti<\/h2>\n

Cos'\u00e8 l'interruttore microgrid?<\/h3>\n

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.<\/p>\n

Come funziona l'interruttore microgrid?<\/h3>\n

Gli interruttori collegano ogni fonte e gruppo di carico a un bus comune. Le condizioni di guasto vengono eliminate dai rel\u00e8, mentre il controllore apre l'interruttore PCC, in caso di guasto della rete, opera le fonti locali in modalit\u00e0 isolata e le riconnette alla rete dopo la sincronizzazione.<\/p>\n

Pu\u00f2 un microgrid operare senza la rete elettrica?<\/h3>\n

S\u00ec, \u00e8 vero se possiede una fonte che pu\u00f2 determinare tensione e frequenza \u2013 per esempio, un generatore o un inverter a batteria di formazione di rete \u2013 un livello di potenza sufficiente per consentire i carichi critici e una protezione che gestisce i livelli di guasto isolato.<\/p>\n

Qual \u00e8 la differenza tra interruttore microgrid e un ATS?<\/h3>\n

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.<\/p>\n

Come cambia la protezione microgrid durante l'isolamento?<\/h3>\n

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 rel\u00e8 spesso passano a gruppi di impostazioni pi\u00f9 sensibili e si affidano maggiormente a funzioni direzionali, di tensione e frequenza.<\/p>\n

Un microgrid ha bisogno di un inverter di formazione di rete?<\/h3>\n

Ha bisogno di una fonte di formazione della rete per funzionare come un'isola. Questa pu\u00f2 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.<\/p>\n

Qual \u00e8 il punto di accoppiamento comune in un microgrid?<\/h3>\n

\u00c8 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.<\/p>\n

Quali standard si applicano agli switchgear dei microgrid?<\/h3>\n

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.<\/p>\n

Riferimenti<\/h2>\n