Analisi dei parametri elettrici in condizioni variabili: normale ed emergenza Emergenza in media tensione e taratura delle protezioni

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1 Analisi dei parametri elettrici in condizioni variabili: normale ed emergenza. di Giuseppe Agostini, Electro Graphics Cause dei guasti, probabilità e percentuali La rete di distribuzione dellenergia elettrica è un sistema unico con gli utenti, nel quale i disservizi del singolo si ripercuotono anche sugli altri. Il guasto a terra è una delle principali emergenze che avvengono nelle reti di media tensione: esso copre circa lottanta percento del totale dei guasti. Può avere carattere degenerativo, ossia propagarsi ad una seconda fase o a tutte e tre a causa degli archi di corrente che si innestano nelle vicinanze. Ai fini della continuità di servizio occorre che le protezioni siano selettive, in modo da evitare che un guasto su un impianto utente determini il distacco di un intero ramo della rete MT e di tutti gli altri utenti ad esso allacciati. Nella figura in basso è rappresentata una semplice rete di distribuzione in media, ove la zona colorata in verde rappresenta la rete di un utente, allacciato allenel e vicino ad altri utenti. Figura 1 - Rete definita con Ampère Professional ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 1 di 20

2 Contesto Normativo e Legislativo LAutorità per lenergia elettrica e il gas prescrive a tutte le Aziende Elettriche: (Delibera AEEG 4/04, Testo integrato dellautorità per lenergia elettrica in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dellenergia elettrica. Periodo di regolazione ): o Di presentare entro il 30 aprile 2004 una proposta avente ad oggetto i requisiti tecnici per il coordinamento delle protezioni, atti a selezionare i guasti originati negli impianti di utenza dei clienti di maggiore dimensione e a evitare che tali guasti si propaghino alla rete di distribuzione. o Di adeguare la propria rete di distribuzione dellenergia al fine di raggiungere gli standard richiesti entro il Le indicazioni del fornitore ENEL Per aumentare la continuità di servizio della rete di distribuzione in MT, e limitare i disagi dovuti a situazioni di emergenza, ENEL ha deciso di seguire due strade tra loro correlate: o modificare il sistema di gestione del neutro passando da isolato a compensato; o garantire la selettività tra le proprie protezioni e quelle degli utenti in MT. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 2 di 20

3 Protezione a sovraccarico e a corto circuito Come primo passo, vediamo le prescrizioni ENEL per garantire la selettività delle sue protezioni con quelle dellutente. Le tipologia di protezione utilizzate da ENEL a sovracorrente sono: o soglia contro i sovraccarichi (detta 51.S1 o 51); o soglia contro i cortocircuiti (detta 51.S2 o 50). Pertanto, il dispositivo di protezione generale di un utente MT ha il compito di aprire in caso di guasto a valle in modo selettivo con la protezione ENEL. La protezione utente può essere di due tipi: o interruttore automatico con relè a due soglie; o interruttore di manovra sezionatore con fusibili in MT. Caratteristiche Soglia corrente 51.S1 o 51 (sovraccarico): o Soglia A, a gradini di 15A (valori primari) o Tempo di ritardo 0,05-5 s, a gradini do 0,05s Soglia corrente 51.S2 o 50 (corto circuito): o Soglia A, a gradini di 15A (valori primari) o Tempo di ritardo 0,05-5 s, a gradini do 0,05s Quanto sopra è riferito a TA conformi a quelli indicati al par della DK 5600 ed. V, cioè con rapporto di trasformazione 300:5. In caso di adozione di TA con diverso rapporto di trasformazione, i campi di taratura del relè devono essere tali da consentire, in ogni caso, limpostazione di tarature per entrambe le soglie nel campo compreso fra 60 A e 1500 A primari. Figura 2 - Taratura curve di intervento protezioni ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 3 di 20

4 Tarature Normalmente per gli interruttori automatici lenel richiede le seguanti tarature: o Sovraccarico 51.S1: I<= 65% della soglia di taratura del relè 51.S1 a monte; tf = 500ms; o Corto circuito 51.S2: I = 500A 650A; tf = 120ms. Riguardo ai fusibili, essi hanno normalmente taglie da 40 e 63A, e sono utilizzati per trasformatori fino a 400kVA. Con i fusibili da 63A iniziano i problemi di coordinamento con le protezioni ENEL. Quindi: lutente deve attenersi alle disposizioni fornite da ENEL e tarare di conseguenza la propria protezione DG. Protezione contro il guasto a terra Il secondo passo prevede la protezione contro il guasto a terra. Prima di addentrarci nelle prescrizioni di ENEL, rivediamo i concetti che stanno alla base del guasto a terra con o senza la bobina di Petersen. Gestione del neutro in sottostazione AT/MT, le varie possibilità di ENEL o Isolato (destinato a scomparire entro il 2007) o A terra tramite impedenza di bobina fissa o A terra tramite impedenza di bobina mobile o A terra tramite resistenza o A terra tramite impedenza di bobina mobile e resistenza in parallelo La gestione del neutro ha ripercussioni sulle modalità di guasto a terra, vediamo: Neutro isolato o La corrente di guasto (capacitiva) dipende dallestensione della rete (*) o Possibilità di funzionamento anche in presenza di un primo guasto a terra (se la corrente è limitata) o Secondo guasto a terra diviene un corto circuito o Sovratensioni (sia transitorie che permanenti) (*) Il contributo della rete MT può essere calcolata approssimativamente con la formula Igut = U (0,003 L1 + 0,2 L2) dove U è la tensione della rete in kv; L1 è la somma delle lunghezze in km delle linee aeree e L2 la lunghezza in km delle linee in cavo. Nei parametri della rete in esame è possibile definire lo stato del neutro del trasformatore di alimentazione della rete di distribuzione AT/MT. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 4 di 20

5 Neutro a terra tramite reattanza pura o Nel punto di guasto a terra non circola alcuna corrente (se la bobina è perfettamente accordata). Quindi è difficile individuare la linea guasta. o Anche con un certo grado di disaccordo tra bobine e rete, la corrente è comunque limitata. Elevata probabilità di autoestinzione dellarco. Prevenzione dei guasti intermittenti. Nei parametri della rete in esame è possibile definire lo stato del neutro del trasformatore di alimentazione della rete di distribuzione AT/MT. Neutro a terra tramite resistenza pura o La resistenza è dimensionata per limitare la corrente di guasto monofase a terra al 5-10% della corrente di corto circuito trifase. o La presenza della resistenza impedisce il fenomeno degli archi a terra intermittenti e smorza le sovratensioni di origine interna. o Solo la linea guasta è percorsa dalla componente resistiva della corrente di guasto dovuta alla resistenza di messa a terra. Figura 3 - Gestione dello stato del neutro con Ampère Professional ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 5 di 20

6 Neutro a terra tramite impedenza (reattanza + resistenza) o La combinazione permette: di limitare la corrente di guasto monofase a terra (teoricamente alla sola componente resistiva) possibilità di creare reti in assetto standard con correnti di guasto a terra di: 50A a 20kV, 40A a 15kV (*) di utilizzare protezioni direzionali di limitare le sovratensioni di origine interna (*) con la reattanza e la resistenza regolabili, lente fornitore può mantenere con buona precisione valori stabili di corrente di guasto a terra presunta. Esso può giocare sia sul modulo che sulla fase della componente omopolare di guasto, permettendo un efficace utilizzo delle protezioni direzionali di terra. Il software Ampère Professional, fornisce al progettista una stima della capacità totale della rete di distribuzione e i valore teorico di coordinamento della bobina. Figura 6 - Gestione dello stato del neutro con Ampère Professional ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 6 di 20

7 Protezione contro i guasti a terra, le prescrizioni ENEL In relazione alle caratteristiche dellimpianto del cliente (vedi tabella sottostante), la protezione contro i guasti a terra può essere costituita o da una direzionale di terra abbinata ad una massima corrente omopolare (67N + 51N) oppure da una semplice protezione di massima corrente omopolare (51N). Riassumendo, la protezione 67N occorre solo se i cavi in media tensione a valle del trasformatore toroidale hanno una lunghezza complessiva superiore a : Lc > 350 m a 20 kv; Lc > 460 m a 15 kv; Se ci sono linee aeree, del loro contributo ne va tenuto conto come evidenziato nella figura qui sopra. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 7 di 20

8 Analisi delle possibili scelte Perché la protezione di massima corrente omopolare (51N) non è più sufficiente? Perché serve la protezione direzionale di terra? o Le linee in cavo forniscono un contributo capacitivo alla corrente di guasto di: IC = 0,2 (A) x L (km) x V (kv) Poiché la protezione 51N è tarata a 2 A, e considerando una soglia di sicurezza al 70%, si ricava da cui: 0,2 x V x L <= 0,7 x 2 = 1,4 per V = 20 kv, si ricava L = 350 m per V = 15 kv, si ricava L = 460 m o La protezione direzionale di terra provoca lapertura del DG solo se il guasto è interno allimpianto cliente Evita contenziosi con ENEL Qualità del servizio per il cliente Nelle reti a neutro isolato, le correnti capacitive di guasto monofase franco a terra sono dellordine delle centinaia di ampere ( A). In una rete a neutro compensato, la corrente capacitiva di guasto monofase a terra viene quasi completamente annullata dalla corrente induttiva della bobina di Petersen (regolata in modo che la sua corrente sia circa il 95% della corrente capacitiva) e nel circuito di guasto circola una corrente prevalentemente resistiva di circa 35-40A, imposta dalla resistenza in parallelo alla bobina di Petersen. Se la protezione generale dellutente è a massima corrente omopolare (51N) la sua soglia di taratura deve essere: o maggiore del contributo che limpianto a valle della protezione stessa fornisce alla corrente di guasto monofase a terra in rete (altrimenti interviene per un guasto a monte), inoltre o minore della corrente di guasto monofase a terra della rete di distribuzione, decurtata dal suddetto contributo (altrimenti non interviene per un guasto a valle dellutente). Quindi, nelle reti a neutro isolato, la corrente di guasto dovuta alla rete è molto più grande del contributo dellimpianto a valle della protezione dellutente (250A circa contro 5A) rendendo sufficiente la protezione 51N per distinguere un guasto a valle o a monte dellutente. Le cose cambiano, invece, con il neutro compensato. La differenza di corrente si stringe a circa 40A e 5A, se poi il guasto non è franco la differenza si riduce ulteriormente. Il ricorso alla sola protezione 51N non è più consigliabile per il rischio di interventi non voluti. La sola protezione 51N può continuare ad essere utilizzata quando si considera bassa la probabilità di guasto sul lato MT e con basso contributo di corrente di guasto a terra della linea utente (circa 1,4A, da cui i 350m di linea). Essa va tarata a 3A nelle reti a 15kV e a 4A nelle reti a 20kV. Le protezioni 67N sono più sensibili delle protezioni 51N, inoltre esse agiscono sulla predeterminazione dellangolo della componente omopolare della corrente di guasto. Tale caratteristica è funzione del collegamento a terra della bobina di Petersen e sono indipendenti dalla resistenza di terra del guasto. E possibile definire dei settori di intervento delle protezioni direzionali al fine di discriminare la posizione nella rete del punto di guasto. Le soglie della protezione direzionale vengono tarate come quelle possedute da ENEL, solo con tempi di intervento inferiori. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 8 di 20

9 Perché la protezione di massima corrente omopolare deve essere ancora presente se cè la protezione direzionale di terra? Il doppio guasto monofase a terra sulla rete MT (due guasti su due fasi diverse, di cui uno nellimpianto dellutente) comporta correnti elevate che circolano sulle sole fasi escludendo il centro stella del trasformatore e la sua eventuale bobina di Petersen. Le stesse correnti omopolari che circolano nella rete utente sono indipendenti dallo stato del neutro. Ora non si ha più una relazione predeterminata di fase tra la tensione omopolare e la corrente, in quanto essa dipende dalla resistenza di guasto e dal senso ciclico delle due fasi interessate dai guasti a terra. Essendo i guasti aleatori, ossia non determinabili il punto di guasto e le fasi coinvolte, la sola protezione 67N non è più sufficiente per eliminare il doppio guasto a terra. Si rende necessaria, quindi, una protezione 51N che è indipendente dallangolo della corrente, ma dal solo valore in modulo della corrente. Essa deve avere una corrente di soglia elevata (circa 150A) per essere indipendente dal primo guasto a terra. Per chi possiede la sola protezione 51N non cambia nulla, in quanto essa continua ad intervenire anche per il secondo guasto a terra. Esso ha sempre bisogno di un TA omopolare con rapporto 100/1 e classe di precisione 5P20 o equivalente per garantire il funzionamento anche ad elevate correnti, senza andare in saturazione. Se lutente possiede una direzionale di terra a 3 soglie, può tarare questultima per essere selettiva con la 67.S3 dellenel e così non è necessaria la protezione 51N. Per chi possiede una protezione con interruttore di manovra sezionatore IMS e fusibili, la protezione contro i guasti doppi monofase non è di fatto assicurata. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 9 di 20

10 Caratteristiche e prescrizioni Caratteristiche protezione direzionale di terra e massima corrente omopolare (67N + 51N) La protezione direzionale di terra deve essere a due soglie di intervento ciascuna delle quali deve poter essere esclusa in modo indipendente dallaltra. Definiamo con: o Io la componente omopolare della corrente di guasto a terra; o Vo tensione omopolare; I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia 67.S1 (per Neutro Compensato): o Io 0,2-5 A a gradini di 0,1 A (valori primari) o Vo 0,4-20 V a gradini di 0,1 V o settore di intervento (def. da due angoli) a gradini di 1 o tempo di ritardo 0,05-1 s a gradini di 0,05 s Soglia 67.S2 (per Neutro Isolato): o Io 0,2-5 A a gradini di 0,1 A (valori primari) o Vo 0,4-20 V a gradini di 0,1 V o settore di intervento (def. da due angoli) a gradini di 1 o tempo di ritardo 0,05-1 s a gradini di 0,05 s La protezione di massima corrente omopolare deve essere unipolare ad una soglia. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia max corrente 51N: o Soglia A a gradini di 5 A (valori primari) o tempo di ritardo 0,05-1 s a gradini di 0,05 s La protezione di massima corrente 51N non deve intervenire per il primo guasto a terra, per il quale è adibita la protezione 67N. Essa, invece, deve intervenire per proteggere lutente contro i doppi guasti a terra. Caratteristiche protezione di massima corrente omopolare (51N) La protezione di massima corrente omopolare deve essere unipolare ad una soglia. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia max corrente 51N: o Soglia 0-10 A a gradini di 0,5 A (valori primari) o tempo di ritardo 0,05-1 s a gradini di 0,05 s La differenza sostanziale tra le due protezioni 51N è il campo di lavoro delle correnti, elevate per la prima, basse per la seconda. Viste le prescrizioni ENEL, passiamo ai valori tipici di taratura su campo. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 10 di 20

11 Direzionale di terra, tarature tipiche NC = Neutro Compensato NI = Neutro Isolato Possiamo quindi impostare questi parametri per la protezione dellutenza DG Utente 1: Figura 4 - Taratura della protezione direzionale di terra con Ampère Professional ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 11 di 20

12 Esaminiamo la propagazione delle correnti di guasto a terra nei sistemi a neutro isolato o compensato affiancando i risultati di calcolo della rete desempio elaborata con Ampère Professional. Sistema a neutro isolato o compensato, funzionamento normale ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 12 di 20

13 Sistema a neutro compensato, guasto lato utente - emergenza Supponiamo che la reattanza della bobina di Petersen sia accordata con la capacità di linea. Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente, rete e bobina. La sonda omopolare legge la sola corrente di componente resistiva, con verso uscente. La protezione omopolare direzionale interviene per la prima soglia 67.S1. Si deve tarare la resistenza al fine di fornire una corrente di guasto relativamente bassa, inferiore della omopolare di terra 51N. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 13 di 20

14 Sistema a neutro compensato, guasto lato rete Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente, rete e bobina. La linea utente, con la sua capacità, contribuisce al guasto con una corrente capacitiva in anticipo, letta dalla protezione 67N. La protezione omopolare direzionale non interviene in quanto la corrente è esterna ad entrambi i settori di intervento. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 14 di 20

15 Lanalisi della rete porta a risultati simili, ove le correnti evidenziate in rosso rappresentano cosa vede la protezione con un guasto lato utente, quelle in verde la misura della corrente con un guasto lato rete. Figura 5 - Analisi comparata delle linee in funzionamento normale o in emergenza ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 15 di 20

16 Sistema a neutro isolato, guasto lato utente - emergenza Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente e linea rete. La protezione omopolare direzionale legge la corrente capacitiva della rete, risultante della differenza tra Ig e Icl2. Il verso è uscente. La protezione omopolare direzionale interviene in quanto la corrente è allinterno di almeno un settore di intervento. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 16 di 20

17 Sistema a neutro isolato, guasto lato rete Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente e linea rete. La linea utente, con la sua capacità, contribuisce al guasto con una corrente capacitiva in anticipo, letta dalla protezione 67N. La protezione omopolare direzionale non interviene in quanto la corrente è fuori in entrambi i settori di intervento. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 17 di 20

18 Passaggio a sistema isolato La simulazione nella rete desempio a neutro isolato, viene risolta da Ampère Professional con lapertura del centro stella del trasformatore di alimentazione della rete MT. Le correnti evidenziate in rosso sono ora elevate per la mancanza della bobina di Petersen e per la elevata estensione della rete. Figura 6 - Analisi comparata delle linee in funzionamento normale o in emergenza ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 18 di 20

19 Taratura protezione direzionale 67N Tipicamente i relè di protezione 67N possiedono interfacce di impostazione dati che possono accettare valori di angolo di intervento per le soglie 67.S1 e 67.S2 definibili come: o Angolo base (basic angle): valore corrispondente al punto centrale del settore di intervento, valore positivo corrispondente ad una rotazione oraria rispetto alla tensione Vo; o Ampiezza settore (sector width): valore corrispondente alla totale ampiezza di intervento della protezione, espressa in gradi, data dalla differenza tra langolo massimo e langolo minimo. ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 19 di 20

20 Prima e dopo marzo 2004 Gli utenti che prima della data duscita della DK5600 possedevano un impianto con interruttore di manovra sezionatore e fusibili in media, possono continuare con lo stesso sistema se: o la potenza impiegata è inferiore a 400kW o unico trasformatore o connessione tra punto di consegna e trasformatore in cavo <= 20m o stipula di contratto di manutenzione con impresa certificata ISO 9001 che preveda almeno: manutenzione ordinaria semestrale (conservazione e pulizia dei locali e degli impianti elettrici) manutenzione straordinaria elettromeccanica triennale dellims e del fusibile o Registro delle manutenzioni I nuovi criteri si applicano: Integralmente: Limitatamente al sistema di protezione: ai nuovi allacciamenti e in occasione del rifacimento di impianti esistenti in occasione di cambiamento di esercizio della rete MT su cui è allacciato un cliente esistente, da neutro isolato a neutro compensato Concludendo: lo stato di emergenza della rete elettrica non può prescindere da una buona gestione dello stato normale di funzionamento della rete, con particolare attenzione allevoluzione del sistema di distribuzione. E un periodo di sostanziali cambiamenti per tutti i settori, dalla distribuzione allautoproduzione, dalla cogenerazione al funzionamento in isola. Tutti possono fare tutto, limportante è il rispetto reciproco e seguire le regole di buon vicinato: la DK5600 che abbiamo esaminato, è una di queste. Lautore Giuseppe Agostini è presidente di Electro Graphics Srl, software house specializzata su prodotti per la progettazione elettrica. Lazienda propone una gamma di prodotti integrati nelle funzionalità, per risolvere ogni esigenza di documentazione di impianto; nata nel 1990, è leader di mercato nel software di progettazione elettrica ed è certificata ISO 9001:2000. I principali prodotti: Linea CADelet: applicativo di AutoCAD per progettazione e disegno di impianti elettrici Eplus: CAD elettrico autonomo per progettazione di impianti IDEA: CAD elettrico autonomo per schemi di automazione industriale Linea Ampère: software di calcolo di reti elettriche BT ed MT secondo norme CEI / IEC Sigma: software di preventivazione ed analisi dei costi Tabula: gestione dei materiali Cablo: gestione dei cablaggi in cavo e degli esecutivi per lofficina ELECTRO GRAPHICS Software per progettazione elettrica Pagina 20 di 20

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