L esperienza di Schneider Electric

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1 Implicazioni della norma CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG e relative SOLUZIONI: L esperienza di Schneider Electric

2 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Per Sistema di Protezione del Cliente è da intendersi l insieme costituito da: Dispositivo Generale di Utente DG Protezione Generale PG Riduttori di corrente di fase Riduttore di corrente omopolare TA TO + Circuiti di comando dell interruttore Riduttori di tensione TV Sistema di Protezione Generale 2

3 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Dispositivo Generale DG di Utente: Apparecchiatura di manovra e sezionamento la cui apertura ( comandata dal Sistema di Protezione Generale) assicura la separazione dell intero impianto dell Utente dalla rete, tipicamente costituito da: Sezionatore tripolare CEI EN e interruttore tripolare CEI EN con sganciatore di apertura, in esecuzione fissa. DG All Impianto utilizzatore interruttore tripolare in esecuzione estraibile conforme alla CEI EN con sganciatore di apertura. DG All impianto utilizzatore 3

4 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione: Caso Generale IMS.. a certe condizioni può essere omesso! (B) TV utente attivo DG+DI Sezionatore di terra opzionale Cavo di collegamento PG TA omopolare TA di fase (A) TV in posizione alternativa a (B) utente passivo.. 4

5 DG Soluzione 1: AT7-A.piccoli utenti passivi.. SOLUZIONE MONOBLOCCO AT7-A CON TRASFORMATORI DI CORRENTE LPCT n 1 Trasformatore posizionato nel locale cliente potenza 1600 kva a 15 kv Protezioni Generale richiesta, con estensione della rete limitata esercita a 15 kv : Protezione di fase protezione omopolare di terra 51N 5

6 DG Soluzione 1: AT7-A AT7-A I> 51 I>> 50 Io> 51N Pannello rimovibile solo dopo l intervento del DISTRIBUTORE 750 mm Oblò d ispezione 6

7 DG Soluzione 1: AT7-A Uscita Cavi Unità Funzionale rovesciata con arrivo dal basso e uscita dall alto equipaggiata con: Sezionatore di linea in SF6 Interruttore SF1 Sezionatore di terra lato utenza TA tipo LPCT TLP160 Toroide CSH160 Sepam 1000, tipo S20 Ingresso cavi 7

8 DG Soluzione 1: AT7-A LPCT Low Power Current Transformer Sensore TLP 160 AT7-A Norma di riferimento IEC Avvolgimento secondario su nucleo magnetico e chiuso su shunt di precisione integrato, Uscita in tensione (mv) Multi range corrente nominale primaria da 5 A a 630 per AT7 Risolve il problema della apertura accidentale del secondario 8

9 La GAMMA AT AT7-A AT7-B Schneider Electric investe nelle unità monoblocco AT7-B 2005 AT7-A 2008 : con AT7-A + AT7-B nasce la Gamma AT7 9

10 AT7-B Semplicità & Qualità... Unità monoblocco con interruttore SF Soluzione dedicata al Dispositivo Generale Ingresso ed uscita cavi MT dal basso Pronta per l installazione... semplice e veloce Nessun assemblaggio in cantiere Trasformatori di corrente tipo LPCT Multi Range 10

11 AT7-A...ed il nuovo AT7-B le dimensioni... Larghezza 750mm Larghezza 875mm Altezza 2118mm Altezza 1875mm Profondità 1220mm Profondità 1220mm AT7-A New AT7-B 11

12 AT7-A ed il nuovo AT7-B gli schemi unifilari! AT7-A New AT7-B 12

13 Gamma AT7.la soluzione impiantistica semplice, unita all innovazione dei sensori di misura multi-range LPCT... AT7-A Con sensore TLP 160 AT7-B Con sensore TLP 130 Un solo sensore per tutte le esigenze di protezione e misura Sicurezza del funzionamento Sepam + TLP......Catena di protezione semplice e sicura... 13

14 AT7-A oppure AT7-B? una gamma che copre tutte le soluzioni impiantistiche della Cabina semplice... Esempi di installazione AT7 A oppure AT7-B? Schema unifilare Impianti nuovi semplici o/e revamping ove viene sostituito anche il trasformatore ed i cavi MT Olio >>>>>> Resina AT7-A è la soluzione, l uscita cavi dall alto permette la connessione diretta sui terminali MT del TRASFORMATORE AT7-A Nuovi impianti con opere edili già esistenti (cunicolo cavi MT) non modificabili. Revamping della sola Unità di media tensione (DG), rimane il Trasformatore MT/Bt ed i cavi MT di collegamento allo stesso. AT7 B è la soluzione inoltre per le soluzioni semplici risulta più rapida in termini di installazione rispetto alla gamma SM6... AT7-B 14

15 AT7-B Low Power Current Trasformer un solo sensore per tutte le esigenze di protezione e misura... Norma di riferimento IEC Avvolgimento secondario su nucleo magnetico e chiuso su shunt di precisione integrato, uscita in tensione mv Multi range corrente nominale primaria da 5 A a 630 A in AT7 NEW! Sensore TLP 130 AT7-B Risolve il problema della apertura accidentale del secondario 15

16 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione: impianto (attivo-passivo) con due montanti MT dalla sbarra principale Sezionatore di linea opzionale (A, B ) TV (C) TV PG PG In alternativa utente attivo utente passivo Sezionatore di terra opzionale TA omopolare solo segnalazione opzionale 16

17 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione: impianto passivo con due montanti MT dalla sbarra principale. GAM 2 DM1 A DM1 A PG PG TA omopolare solo segnalazione 17

18 Soluzione SM6 fronte quadro GAM 2 DM1 A DM1 A Pannello rimovibile solo dopo l intervento del DISTRIBUTORE mm mm 18

19 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione: impianto passivo con due montanti MT dalla sbarra principale e TV su uno dei due montanti ai fini della misura di Vo. GAM 2 DM1 A DM1 P PG N51N PG N -67N TV per 67N TAT solo segnalazione linea estesa 19

20 Soluzione SM6 fronte quadro GAM 2 DM1 A DM1 P Pannello rimovibile solo dopo l intervento del DISTRIBUTORE mm mm 20

21 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG REGOLAZIONI DELLE PROTEZIONI I> e I>> Qualora si adotti questa soluzione, che non prevede un unico DG Soluzione ottimale La necessità di ottenere le protezioni I>, I>> dell impianto Utente (soglia I> presente a richiesta del Distributore) viene soddisfatta con i relé che equipaggiano ciascun dispositivo di montante, imponendo che la somma delle soglie di ciascun relé rispetti i vincoli imposti dal Distributore. Soluzione da valutare!! In alternativa, la protezione può essere anche realizzata sommando i segnali secondari dei TA di fase dei due montanti (per esempio tramite opportuni TA sommatori). Questa soluzione va attentamente valutata. 21

22 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Soluzione con i due trasformatori e regolazione delle protezioni da sovraccarico PG PG 15 kv t I contr.=95 A I> Iins trafo t 1600 kva In=63 A 800 kva In = 32 A 95 A 250 A 600 A 63 A 250 A 600 A 31,5 A 250 A 600 A 22

23 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione ESEMPIO due montanti MT dalla sbarra principale e TV di sbarra, impianto con un montante attivo (esempio 3 campi fotovoltaici) e l altro passivo. IM CM2 DM1 A DM1 A TV di sbarra per: Protezioni V>, V< f >, f < PG+ PI PG TA omopolare solo segnalazione segue 23

24 Soluzione SM6 fronte quadro. IM CM2 DM1 A DM1 A SEZIONATORE di terra manovrabile solo dopo intervento del DISTRIBUTORE mm mm 24

25 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema di principio d impianto di utenza attivo con 3 campi fotovoltaici per cui è conveniente DG+DI in MT segue 15 / 20 kv 400 kva 400 V Pannello FV DC AC AC DC 25 AC DC

26 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione ESEMPIO due montanti MT dalla sbarra principale e TV di sbarra, impianto con un montante attivo (fotovoltaico) e l altro passivo. IM DM1 A DM1 A PG PG TA omopolare solo segnalazione segue 26

27 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema di principio d impianto di utenza 1 campo fotovoltaico per cui è conveniente DI + DGG in BT segue TV su sbarra BT per: Protezioni di V>, V< f >, f < 15 / 20 kv 800 / 1250 kva 400 V DI+ PI AC DC Pannello FV 27

28 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Schema d impianto di utenza per la connessione: DG semplificato per impianto passivo con un solo montante MT con a valle un solo trasformatore MT/BT di potenza nominale 400 kva allo studio!!! Relè, solo di massima corrente omopolare PG Unico Quadro MT IgT 50 A Bobina di apertura sia a mancanza che a lancio TA omopolare Fus In 25 A Cavo MT < 20m Trafo 400 kva max e protetto da sovraccarico lato BT 28

29 Questo dispositivo è in in corso di di specificazione presso il il CEI Progetto CEI C.971C Un GdL ad HOC del SC CEI 17 A-C A ha dato un contributo alla stesura del documento Implicazioni CEI 0-16 su DG e SPG Attualmente nè le le connessioni di di impianti nuovi nè gli adeguamenti di di impianti esistenti sono conseguibili associando un relè omopolare ad un IMS + fusibili attualmente in in commercio!!!!! 29

30 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG il Sistema di Protezione associato al DG è quindi composto da : Trasduttori di corrente di fase (TA) Trasduttori di corrente e di terra omopolare TO Eventuali trasduttori di tensione (TV) Relè di protezione con relativa alimentazione (PG) Circuiti di apertura dell interruttore deve funzionare correttamente in tutto il campo di variabilità delle correnti e delle tensioni che si possono determinare nelle condizioni di guasto per le quali è stato previsto. TA TAT DG All impianto utilizzatore TV PG 30

31 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Utenti per cui la IgT capacitiva è < 80% della corrente di regolazione stabilita dal Distributore: SPG con protezioni 50 I>>>, 51 I>> I>, 50N Io> 51N Io>> Utenti per cui la IgT capacitivo è > 80% della corrente di regolazione stabilita dal Distributore: SPG con protezioni (50 I>>> 51 I>> I>), (50N Io> 51N Io>>) (67N NC NI) 31

32 Implicazioni CEI 0-16 ed.2 a su DG e SPG Sistema di Protezione Generale NON INTEGRATO TV TA tradizionali LPCT RELE SEPAM TO TA Toroidale 32

33 PG Sepam:.. TV in linea con CEI 0-16 ed.2 a Novità sulle caratteristiche dei TV automaticamente idonei!! TV fase-terra impiegati per la ricostruzione della tensione omopolare alla PG con le seguenti caratteristiche: classe 0,5, 3P; fattore di tensione 1,9 per 30 s; prestazione nominale 50 VA, e idonea potenza termica per la resistenza di smorzamento antiferrorisonanza!! valore di induzione di lavoro <= 0,7 T; rapporto di trasformazione che sul triangolo aperto dia 100 V in caso di guasto monofase franco a terra sulla rete MT Disponibili!!! 33

34 PG Sepam:.. protezione generale in linea con CEI 0-16 ed.2 a ed in corso di ri-certificazione parziale!!! SEPAM serie 20 tipo S20 Funzioni di protezione: 50/51 massima corrente di fase disponibile a tre soglie,, di cui una a tempo dipendente «opzionale» e due a tempo indipendente definito.!!! 50N/51N massima corrente omopolare a due soglie, una per guasti monofase terra, una per doppio guasto monofase a terra 34

35 PG Sepam:.. protezione generale in linea con CEI 0-16 ed.2 a ed in corso di ri-certificazione parziale!!! SEPAM serie 40 tipo S41 Funzioni di protezione: 50/51 50N/51N 67N 27 massima corrente di fase a tre soglie,, di cui una opzionale; massima corrente omopolare a a due soglie; massima corrente direzionale di terra a a due soglie; minima tensione 35

36 PG regolazioni in linea con CEI 0-16 ed.2 a Regolazioni della PG impostati dall Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. Protezione di massima corrente di fase a tre soglie (valori minimi) t I> Attivata dall Utente in accordo con il Distributore. IEC 60255, VIT ( Very Inverse Time) I>> 500 ms I>>> 120 ms 250 A 600 A I (A) 36

37 PG regolazioni in linea con CEI 0-16 ed.2 a Regolazioni della PG impostati dall Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. Protezione di massima corrente omopolare a due soglie (valori minimi) Neutro Isolato In assenza di 67N In presenza di 67N t Io> Io>> t Io>> 170 ms 170 ms I (A) I (A) 2 A 140% della IgT monofase comunicata dal Distributore a NI 37

38 PG regolazioni in linea con CEI 0-16 ed.2 a Regolazioni della PG impostati dall Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. Protezione di massima corrente omopolare a due soglie (valori minimi) Neutro Compensato In assenza di 67N una delle due regolazioni t Io> 1 t Io> 2 t In presenza di 67N 450 ms 170 ms Gradino di selettività Io>> 170 ms 170 ms Io>> 2 A 140 % IgT a NC I (A) 2 A I (A) Correnti di guasto a terra a NC a 20 kv - 70 A a 15 kv - 56 A 140 % IgT a NC I (A) 38

39 PG regolazioni in linea con CEI 0-16 ed.2 a Regolazioni della PG impostati dall Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. Protezione di direzionale di terra a due soglie + 51N di rincalzo (valori minimi) Neutro Compensato Io = 2 A Vo = 5 V Teg = 450 ms Neutro Isolato Io = 2 A Vo = 2 V Teg = 170 ms Doppio guasto monofase a terra Io >> = 140% IgT.. A Zona di blocco 60 Zona di blocco Zona di blocco 140% IgT A 250 Zona di intervento 39

40 PG selettività logica. Utenti con particolari esigenze di continuità di esercizio posso utilizzare la Selettività Logica. Da utilizzare per l eliminazione selettiva dei guasti monofasi a terra senza alterare le regolazioni (ritardo intenzionale) del DG. E utilizzabile anche per i guasti polifasi (e doppi monofasi a terra) purchè: la parte di rete MT Utente tra il DG e dispositivi di protezione a valle ( qualora non ricompresi nello stesso quadro) sia costituita da linea in cavo. Qualora l adozione di tali sistemi preveda la modifica delle regolazioni della PG, l Utente può apportare tali modifiche secondo quanto previsto nei tre casi di seguito trattati. 40

41 PG selettività logica.richiami.!!! Selettività cronometrica Selettività mediante scambio di informazioni logica 1 I> TA= 0,55 s I> TA Ist. I> TA= 0,1 s I> TB= 0,3 s I> TB= 0,1 s I> TB Ist. I> TC= 0,05 s I> TC= 0,05 s Guasto tra le fasi Linea segnale Guasto tra le fasi 41

42 PG selettività logica: caso 1 apre sempe la PG di linea..!! Selezione del guasto mediante apertura della protezione di linea e richiusura Previa informazione al Distributore, l Utente con protezioni a selettività logica, può regolare il SPG in modo che la completa estinzione del guasto avvenga in 200ms. Nel caso di guasto appena a valle del DG, lo stesso apre in max 200 ms anche se il guasto è eliminato dal Distributore che poi opera la richiusura rapida. Apre ApreCP CP 2 1 I> TB Ist. I> CP CP TA Ist. Protezione di linea Rint=istantanea Teg = ms PG regolazione Rint = 100 ms Teg = 200 ms Protezione partenza regolazione Rint = 50 ms Teg = ms SEPAM + MES 114 S20 o S41 SEPAM S20 -T20-M20 42

43 PG selettività logica: caso 2 un solo livello di selettività..!! Selezione del guasto sulle utenze finali senza apertura della protezione di linea Utente che: Non Non Apre Apre Apre Apre CP CP CP? CP 1 rientri nei requisiti AEEG AEEG tipo A, P > 5 MW connesso a linea ritardabile intenzionalmente all AP int. CP con approvazione scritta del Distributore I> CP CP TA Ist. Protezione di linea Distr. Rint > 170 ms Teg > 240 ms PG regolazione Rint =100 ms Teg = 170 ms SEPAM + MES 114 S20 o S41 2 I> TB Ist. Protezione partenza regolazione Rint = 50 o istantanea Teg < 120 ms SEPAM S20 -T20-M20 43

44 PG selettività logica: caso 3 più livelli di selettività!! Selezione del guasto sulle utenze finali senza apertura della protezione di linea Utente che: rientri nei requisiti AEEG tipo B, P > 5 MW + 2 liv.. di tensione oppure Linee > 3 Km connesso a CP con una linea realizzata in cavo con caratteristiche tali da essere ritardabile intenzionalmente all apertura dell interruttore in CP e che abbia ottenuta approvazione scritta del Distributore ALLORA!! 44

45 PG selettività logica: caso 3 più livelli di selettività!! Non Non Apre ApreCP CP 1 I> CP CP TA Ist. Protezione di linea Rint > 250 ms Teg > 320 ms PG regolazione Rint = 100 ms Teg = 170 ms SEPAM + MES 114 S41 2 I> TB Ist. Protezione partenza regolazione Rint = 100 ms Teg = 170 ms SEPAM + MES 114 S20 - T20 3 I> TB Ist. Protezione partenza regolazione Rint = istantanea Teg > 100 ms SEPAM S20 -T20-M20 45

46 PG guasti principali sulla rete MT. Considerazioni.. Corto circuito Trifase 9000 A simmetrici sovrapposti ad una componente unidirezionale di ampiezza 9000* 2 e costante di tempo di circa 20 ms. Guasto monofase a terra a NC 50 A simmetrici sovrapposti ad una componente unidirezionale generata dalle bobine di estinzione d arco o di Petersen presenti sulla rete ENEL, stimabile in 500* 2 A di cresta e con costante di tempo pari a 150 ms, Doppio guasto monofase a terra 2000 A simmetrici Arco intermittente NEW!! (files formato ASCII e Binario sito CEI ) Guasto che, innescatosi per una tensione fase terra di opportuno valore, mantiene una certa resistenza per una parte del ciclo; tale resistenza poi è fatta crescere molto rapidamente ed in circa 1ms porta all estinzione dell arco..!!!! 46

47 PG guasto monofase a terra a neutro compensato NC..Considerazioni La modifica della gestione del neutro ha avuto un impatto notevole sulle correnti di guasto a terra. 50 A simmetrici Transitorio della corrente di guasto a terra 500* 2 A di cresta Costante di tempo pari a 150 ms 47

48 PG +TO prove con corrente di guasto monofase a terra a neutro compensato NC..Considerazioni Circuito di prova schema toroide Laboratorio di prova relè 48

49 PG +TO comportamento per una associazione relè idoneo + toroide non idoneo..considerazioni Inizio guasto 640 ms Prima attivazione protezione con immediata ricaduta Invio comando di scatto Seconda attivazione e mantenimento 49

50 PG +TO comportamento per una associazione relè idoneo + toroide idoneo..considerazioni Inizio guasto 228 ms Invio comando di scatto Attivazione protezione CSH 190 CSH

51 Norma CEI 0-16 Oscilloperturbografia di un Guasto arco Intermittente allo studio!! Vf-t Lg t Guasto all arco intermittente sono da prendere in considerazione due casi: Vf-t Ls 1. Durata fenomeno < 80 ms I f Lg I f Ls IgT G s 2. Durata fenomeno > 80 ms occorre verificare l eventuale capacità di rilevazione e di insensibilità della protezione nei confronti di questo genere di fenomeno. 51

52 Circuiti di comando CEI 0-16 Considerazioni.. L intervento della PG deve comandare direttamente l apertura del DG mediante bobina a mancanza di tensione!!! In alternativa è possibile impiegare una bobina di apertura a lancio di corrente!!! Per evitare aperture intempestive del proprio DG è consigliato alimentare, sia la PG, che la bobina di apertura a mancanza di tensione o lancio di corrente con data logger, tramite la medesima tensione ausiliaria, la cui disponibilità deve essere garantita da un UPS o batteria tampone per almeno 1 ora!!!. I comandi degli interruttori devono essere di tipo elettrico e non occorrono motorizzazioni.(par ) 52

53 Bobina a lancio di corrente. Considerazioni In alternativa alla bobina di apertura a mancanza di tensione, è possibile impiegare (per il comando del DG da parte della PG) una bobina di apertura a lancio di corrente, purchè la PG sia dotata di un opportuno sistema di controllo e registrazione atto a consentire le verifiche del caso. LOGGER Dispositivo in grado di leggere ed archiviare una o più grandezze tempovarianti 53

54 LOGGER Considerazioni Ha la funzione di permettere la verifica della corretta disponibilità del SPG, basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG, in termini di: 1. presenza del collegamento tra PG e logger; (quando distinti) 2. presenza dell alimentazione del logger; (quando distinti) 3. presenza dell alimentazione della PG; 4. presenza e continuità del circuito di comando Requisiti minimi del logger ai fini della rispondenza alla norma CEI

55 LOGGER Considerazioni Ha la funzione di permettere la verifica della corretta disponibilità del SPG, basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG, in termini di: 1. presenza del collegamento tra PG e logger; (quando distinti) 2. presenza dell alimentazione del logger; (quando distinti) 3. presenza dell alimentazione della PG; 4. presenza e continuità del circuito di comando 5. soglie di regolazione impostate dall installazione in poi; 6. eventi che hanno causato l attivazione della PG; 7. eventi che hanno causato l emissione del comando di apertura al DG; Requisiti per ritenere idoneo il LOGGER ai fini della Delibera 247/04 (art ) contratti per la fornitura dell ENERGIA secondo: CEI e CEI EN

56 LOGGER Considerazioni Ha la funzione di permettere la verifica della corretta disponibilità del SPG, basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG, in termini di: 1. presenza del collegamento tra PG e logger; 2. presenza dell alimentazione del logger; 3. presenza dell alimentazione del relè; 4. presenza e continuità del circuito di comando 5. soglie di regolazione impostate dall installazione in poi; 6. eventi che hanno causato l attivazione della PG; 7. eventi che hanno causato l emissione del comando di apertura al DG; 8. funzionalità del relè 9. presenza dei circuiti amperometrici 10. presenza dei circuiti voltmetrici Ulteriori Requisiti 8, 9 e 10 facoltativi..!! 56

57 Esempio di LOGGER Soluzione: SEPAM S41 SEPAM serie 40 tipo S41 garantisce i requisiti minimi del logger ai fini della norma CEI OK! il LOGGER è integrato nella protezione; 2. OK! il LOGGER essendo integrato, ha l alimentazione coincidente con quella della protezione; 3. OK! Disponibile messaggio assenza tensione 4. OK! La Presenza e continuità del circuito di comando viene evidenziata attraverso un messaggio Circuito SG Continuità del circuito Perdita di alimentazione La non complementareità dei contatti di posizione 57

58 Esempio di LOGGER Soluzione: SEPAM S41 in SM6 2) 3) Il LOGGER è incorporato nella protezione, per il controllo dell alimentazione del Sepam S41, si utilizza il relè in scambio (uscita O4 Watch-dog), collegato ad un ingresso della MES114 da configurare come ALTRI UTILIZZI creare con il software SFT2841 il messaggio. Ingressi logici SEPAM AL. AL. AUX OUT Uscita SEPAM O4 (Watch-dog)

59 Esempio di LOGGER Soluzione: SEPAM S41 in SM6 4) Cablaggio per bobina a "lancio di corrente". Con controllo del circuito di apertura e della complementarietà aperto/chiuso. Uscita SEPAM DG Uscita Comando Apertura DG (Interruttore MT) + - Ingressi logici su MES 114 I 11 controllo circuito bobina DG aperto I 12 controllo circuito bobina DG chiuso Ingressi logici SEPAM Bobina a lancio 59 + Contatti ausiliari interruttore

60 Esempio di LOGGER Soluzione: SEPAM S41 in SM6..Recupero DATI L Ente Distributore potrà recuperare, per le sue attività di controllo, i dati memorizzati collegandosi con un PC al relè con apposito cavo. Con il programma SFT2841 si potrànno poi visualizzare tutti gli allarmi che si sono verificati dalla messa in servizio in poi. 60

61 Esempio di LOGGER Soluzione: SEPAM S41 in SM6 Visualizzazone DATI consultazione della funzione cronologica degli ultimi 250 allarmi Sepam, con cronodatazione 61

62 Circuito di comando CEI 0-16 Considerazioni Considerazioni sul funzionamento della bobina a lancio di corrente + UPS Rete con buchi di tensione e bobina di apertura a lancio di corrente (230 V), non ci sono scatti intempestivi Cabina Primaria CP Manca CP DG BA Bobina di apertura a lancio di corrente Al ritorno di CP Il DG risultava chiuso ma con la PG non più in servizio, in questo caso bisogna aspettare qualche secondo affinchè si riattivino le protezioni UPS PG Data Log con un UPS si può, almeno 1h, tenere alimentata la protezione.!!. 62

63 Circuito di comando CEI 0-16 Considerazioni UPS Sepam S 41 + C F1 - P. AP 230V BA 63

64 Circuito di comando CEI 0-16 Considerazioni Conclusione: Per gestire la Bobina a lancio occorrono!!! SEPAM serie 40 tipo S41 + MES114 Garantisce i Requisiti Minimi UPS APC 64

65 CEI 0-16.Conclusioni Schneider Electric, rende disponibili DG rispondenti alle nuove esigenze della CEI 0-16 mentre i Sistemi di Protezione a breve lo saranno : Unità Funzionali TA di FASE TO omop. Protezioni Selettività + + = Continuità di servizio Sicurezza nell esercizio Affidabilità AT7-A AT7-B TLP 130 CSH190 TLP 160 CSH160 Sepam 65