Le principali caratteristiche del sistema di protezione della rete MT e degli Utenti attivi e passivi MT, secondo la Norma CEI 0-16

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1 Seminario tecnico AEIT Le principali caratteristiche del sistema di protezione della rete MT e degli Utenti attivi e passivi MT, secondo la Norma CEI 0-16 Relatore Gastone Guizzo Trento, 25 settembre

2 Le protezioni d impianto Obbligo delle protezioni Le principali Leggi e Norme che stabiliscono l obbligo di effettuare la protezione a salvaguardia degli impianti, contro le sovracorrenti di forte intensità (corto circuiti), di modesta intensità ità (sovraccarichi) econtro i guasti a terra, sono: dagli artt. 80 e 81 del D.Lgs. n. 81/2008; dall art. 4.2 della Norma CEI EN (CEI 99-2); dagli artt. 4.2, 5.2 e 5.3 della Norma 11-17; dai cap. 41 e 43 della Norma CEI 64-8/4. Inoltre l art e della Guida CEI 0-2 e cap.8.3 della Guida CEI 11-35, raccomandano inoltre il coordinamento selettivo delle protezioni, ossia l apertura del solo circuito direttamente interessato dal guasto. 2

3 Le protezioni d impianto Requisiti di un sistema di protezione a)proteggere il/i componente/i d impianto, le persone, le cose; b)risultare selettiva nei confronti delle protezioni i poste a monte ed a valle, al fine di poter selezionare la sola porzione di impianto sede di guasto; c)non deve dar origine ad interventi intempestivi; d)deve essere affidabile

4 Tipologia og delle e interruzioni/guasti Gli eventi che interessano un sistema elettrico MT sono: guasti polifasi: sono dovuti a sovraccarichi e cortocircuiti. I sovraccarichi ed i cortocircuiti sono eventi abbastanza poco frequenti. guasti a terra: sono del tipo monofase a terra, doppiomonofase e polifase a terra. L incidenza dei guasti monofasi a terra è di circa il 55% del totale interruzioni; mentre i doppiomonofasi a terra sono circa il 12% del totale interruzioni e si manifestano con sovracorrenti dell ordine di 2 ka. I guasti polifasi con contatto a terra sono generalmente di tipo bifase con sovracorrenti dell ordine di 3 5 ka. Tali eventi sono dovuti a cedimenti dell isolamento principalmente a causa sovratensioni atmosferiche. segue

5 Tipologia delle interruzioni/guasti Gli eventi che interessano un sistema elettrico MT sono: guasti inversi: generalmente causati dalla rottura di un conduttore, in cui rimane isolata l estremità lato alimentazione. Incidenza molto modesta. archi intermittenti a terra: si manifestano nelle reti in cavo, in particolare nei giunti. Incidenza modesta. La selezione dei guasti a terra nelle reti MT a neutro isoalto con l impiego di una nuova protezione. De Bernardi, G. Mazza, G. Guizzo, C. Malaguti interruzione di fase: incidenza modesta.

6 Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Evento di tipo monofase a terra Inizio evento

7 Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Evoluzione di un evento da monofase-bifase-trifase con contatto a terra monofase bifase trifase

8 Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Evoluzione di un evento da monofase-bifase-trifase con contatto a terra monof. bifase trifase

9 Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Distribuzione delle resistenze di guasto a terra per eventi di tipo monofase (%) Periodo di osservazione: 1/6/90 1/6/92 eventi considerati:n n Resistenza (Ω) V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi - Campagna di misure sulla rete elettrica: V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi Campagna di misure sulla rete elettrica: metodologia e risultati. Memoria presentata al convegno "La qualità del prodotto elettricità interfacciamento distributore-utente" Verona novembre 1993

10 Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Distribuzione delle sovracorrenti per eventi di tipo polifase 60 Periodo di osservazione: 1/6/90 1/6/92 eventi considerati: n 692 (%) Corrente (ka) V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi - Campagna di misure sulla rete elettrica: metodologia e risultati. Memoria presentata al convegno "La qualità del prodotto elettricità interfacciamento distributore-utente" Verona novembre 1993

11 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni Linea MT, del tipo a tempo indipendente: a due soglie d intervento 67N 79 (D.R.A.) Cabina primaria C.S. I.C.S./INT C.S. Linea MT Trasformatore AT/MT Rilevatori di guasto del tipo a tempo indipendente: 51 67N 79 (D.R.A.) Protezioni esterne TR AT/MT a tempo indipendente: 51 AT 50 AT Ap Intt.AT e MT 51 MT Ap Int. MT Protezioni sbarra MT a tempo indipendente: 59N Ap Intt.AT e MT Protezioni commutatore: 1 soglia: 50: blocco manovra di commutazione 2 soglia: conteggio manovre

12 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro le sovracorrenti: esempio di Protezioni contro le sovracorrenti: esempio di coordinamento

13 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro le sovracorrenti: esempio di Protezioni contro le sovracorrenti: esempio di coordinamento

14 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro le sovracorrenti: esempio di coordinamento Linea MT ICS/INT 1,4 1,2 Protezione linea ICS 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0 ~

15 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro i guasti a terra Per la selezione dei guasti monofasi a terra, la protezione è del tipo direzionale ed in particolare di tipo varmetrico per reti a neutro isolato di tipo wattmetrico per reti aneutrocompensato. Per quanto riguarda la selezione dei guasti doppio monofase a terra la protezione è sempre del tipo direzionale, ma con soglie e settore d intervento diverso da quelle della protezione per selezione dei guasti monofasi a terra. I segnali di ingresso sono la tensione residua (I r ) e la tensione omopolare (V 0 ). Le resistenze di guasto monofase a terra selezionabili dalla protezione direzionale di terra, per una rete a 20 kv, varia da circa 7 kω acirca4kω, per reti a neutro compensato e 7 kω a circa 2 kω per reti a neutro isolato. La maggior resistenza di guasto si riscontra nelle reti con modesta corrente capacitiva.

16 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Posizione dei vettori tensione omopolare e corrente omopolare nelle reti a neutro isolato e compensato, per guasto monofase a terra Settore VARMETRICO (NI) Settore di intervento I 0g I 0g δ Settore di intervento I 0s Settore WATTMETRICO (NC) V 0 I 0s V 0 V 0 La corrente residua nelle linee sane è sempre di 90 in anticipo sulla tensione omopolare La corrente residua nella linea guasta è sempre in ritardo di 90 rispetto alla tensione omopolare La corrente residua nelle linee sane è sempre di 90 in anticipo sulla tensione omopolare La fase della corrente residua nella linea guasta è variabile L angolo δ: Dipende dalla configurazione di rete e dalla % di compensazione È indipendente dalla resistenza di guasto

17 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro i guasti a terra: caratteristiche funzionali Neutro compensato Neutro isolato Doppio guasto monofase Vo Vo Vo Zona di sicuro intervento Zona di sicuro intervento Zona di sicuro intervento 67 S1 67 S2 67 S3 t = variabile (1-10 s) Φ: S4: t = 2 s t = 0.4 s Φ: t = 0.1 s Φ:

18 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione UP: Unità Periferica di Telecontrollo e Automazione: caratteristiche principali UP per cabina secondaria Inoltro telecomandi di AP/CH IMS/ICS impartiti dal centro agli IMS/ICS di cabina secondaria; Monitoraggio posizione organi di manovra telecontrollati; Monitoraggio presenza di tensione MT sulla sbarra della cabina secondaria e sulle linee attestate alla cabina stessa (se presenti i rilevatori di tensione); Impostare/modificare parametri su UP su richiesta dal centro (per es. inversione del verso dei rilevatori di guasto direzionali); Attuazione, su abilitazione dal centro, degli automatismi per la selezione del tronco guasto. UP per montaggio su palo 18

19 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione RGDAT: Rilevatori di Guasto Direzionale e di Assenza Tensione Dispositivo previsto per rilevare i guasti e la presenza/assenza tensione sulla rete MT Tipologie rilevatori: installazione nelle cabine secondarie; installazione su parte aerea delle cabine a torre; installazione su linee MT in conduttori nudi. Tali dispositivi sono adatti sia per reti a neutro isolato che compensato; In casodi inversionei della corrente, a seguito cambio assetto di esercizio, la caratteristica di intervento, per guasti a terra deve essere invertita, attraverso segnale esterno, da posto di teleconduzione. eco o e 19

20 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione RGDAT: Rilevatori di Guasto Direzionale e di Assenza Tensione: esempi di installazione Cabina secondaria Su cabina secondaria a torre Su palo 20

21 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Esempio di selezione automatica del tronco guasto con tecnica FRG Applicazione: reti a neutro isolato o compensato

22 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Esempio di selezione automatica del tronco guasto con tecnica FNC Applicazione: reti a neutro compensato. Tipologia di guasti selezionati: monofase a terra; per eventi di tipo polifase o doppio monofase a terra la sequenza è analoga a quella prevista per FRG

23 Principali caratteristiche funzionali del SPG secondo la Norma CEI 0-16 ed. III,

24 Norma CEI 0-16 ed. III, Caratteristiche SPG e relative regolazioni Protezione contro le sovracorrenti: protezione di massima corrente di fase almeno tripolare a tre soglie di intervento: prima soglia I> (51) a tempo molto inverso (IEC VIT Very Inverse Time): contro il sovraccarico, attivazione e regolazione sono d discrezione del Distributore; seconda soglia I>> (51) a tempo indipendente contro sovracorrenti di modesta intensità; terza soglia I>>> (50) a tempo indipendente contro cortocircuiti in MT. Le regolazioni minime di seguito riportate si applicano nella generalità degli Utenti; per Utenti con potenza impegnata superiore a 3 MW (3 MVA se attivi) è prevista la possibilità di concordare con il Distributore regolazioni differenti, compatibilmente con le caratteristiche della rete

25 Norma CEI 0-16 ed. III, SPG: regolazioni contro le sovracorrenti

26 Norma CEI 0-16 ed. III, Esempio di coordinamento contro le sovracorrenti

27 Norma CEI 0-16 ed. III, Protezione contro i guasti a terra Regolazioni protezione massima corrente omopolare (51N e 50N) (Valori riferiti al 15 e 20 kv) Neutro isolato Prima soglia I 0 > (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 0,17 s Seconda soglia I 0 >> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore, tempo estinzione guasto: 0,17 s; presente con protezione 67N. Neutro compensato Prima soglia I 0 > (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 0,45 s (0,8 s con nuovo IMS+fusibili+51N); Seconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore (70 A per 20 kv e 56 A per 15 kv), tempo estinzione guasto: 0,17 s; sempre presente

28 Norma CEI 0-16 ed. III, Protezione contro i guasti a terra Regolazioni protezione direzionale di massima corrente omopolare (67N.S1 e 67N.S2) (Valori riferiti al 15 e 20 kv) Neutro compensato: prima soglia (67N.S1): I 0 > = 2 A, U 0 > = 5 V, settore intervento , tempo estinzione guasto: 0,45 s Neutro isolato: seconda soglia (67N.S2): I 0 > = 2 A, U 0 > = 2 V, settore intervento , tempo estinzione guasto: 017 0,17 s

29 Norma CEI 0-16 ed. III, Protezione contro i guasti a terra: caratteristiche d intervento

30 Norma CEI 0-16: coordinamento selettivo tra le protezioni MT di utenza: selettività logica Selettività dei guasti polifasi e doppio monofase a terra CEI 0-16, Caso 1: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: 0,2 s (t ap : 0,07 s, t rp : 0,13 s) Condizioni: rete MT Utente in cavo e previa comunicazione scritta al Distributore Distributore PL istantaneo Estinzione del guasto: ~ 0,12 s Altri Utenti Al manifestarsi del guasto si ha l apertura dell interruttore del Distributore (PL) con successiva richiusura dello stesso entro 0,6 s, per quanto riguarda l impianto dell Utente si possono riscontrare le seguenti situazioni: Utente C B PG P2 P1 A 0,13 s 0,13 s 0,3 s Selettività logica Selettività logica guasto in A: apertura del solo interruttore P1, al ritorno della tensione tutto l impianto a monte ritorna in servizio; guasto in B: apertura del solo interruttore P2, al ritorno della tensione tutto l impianto a monte ritorna in servizio; guasto in C: apertura del interruttore PG, al ritorno della tensione tutto l impianto rimane fuori servizio. Selettività logica: 0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco

31 Norma CEI 0-16: coordinamento selettivo tra le protezioni MT di utenza: selettività logica Selettività dei guasti polifasi e doppio monofase a terra CEI 0-16, Caso 2: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: 017s(t 0,17 ap :007 0,07 s, t rp : 0,13 s), tempo intervento protezione Distributore: 0,17 s Condizioni: Utenti con P disp. 5MW, linea del Distributore con caratteristiche adeguate e con approvazione dello stesso C B Distributore Utente PL PG P2 P1 A 0,17 s 0,1 s 0,1 s 0,3 s Estinzione del guasto: ~ 0,24 s Altri Utenti Selettività logica Selettività logica Al manifestarsi del guasto si riscontrano le seguenti situazioni: guastoina:apertura p dell interruttore P1, probabile apertura degli interruttori P2 e PG; guastoinb:apertura dell interruttore P2, probabile apertura dell interruttore PG e dell interruttore di linea (PL) del Distributore; guasto in C: apertura dell interruttore PG e apertura dell interruttore di linea (PL) del Distributore con successiva richiusura in ~0,6s. Selettività logica: 0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco

32 Norma CEI 0-16: coordinamento selettivo tra le protezioni MT di utenza: selettività logica Selettività dei guasti polifasi e doppio monofase a terra CEI 0-16, Caso 3: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: 017s(t 0,17 ap :007 0,07 s, t rp : 0,13 s), tempo intervento protezione Distributore: 0,25 s Condizioni: Utenti con P disp. 5MW, con rete su due livelli o estensione > 3 km, linea del Distributore adeguate e con approvazione dello stesso C Estinzione del PL 0,25 s guasto: ~032s 0,32 seguentienti situazioni: ioni PG 0,1 s Altri Utenti Al manifestarsi del guasto si riscontrano le guastoina:apertura dell interruttore P1, probabile apertura degli interruttori P2 e PG; guastoinb:apertura dell interruttore P2, probabile apertura dell interruttore PG; guastoinc:apertura dell interruttore PG. B P2 0,1 s A P1 0,3 s Selettività logica: 0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco

33 Principali caratteristiche funzionali del SPI secondo la Norma CEI 0-16 ed. III,

34 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Caratteristiche PI e relative regolazioni Protezioni i associate al DDI Massima tensione (59.S1 e 59.S2) Minima tensione (27.S1 e 27.S2) Massima tensione residua lato MT (59N, ritardata) Massima frequenza (81>.S1, con sblocco voltmetrico) Minima frequenza (81<.S1, con sblocco voltmetrico) Massima frequenza (81>.S2, ritardato) Minima frequenza (81<,S2, ritardato) L attivazione delle soglie con sblocco voltmetrico avviene in per: Massima tensione residua (59N): presenza di guasti monofasi a terra Minima tensione di sequenza diretta (27Vd): presenza di cortocircuiti trifasi Massima tensione di sequenza inversa (59Vi): presenza di cortocircuiti bifasi. N.B.:Quando sarà attivo il telescatto la logica a sblocco voltmetrico avrà la funzione di rincalzo in caso di anomalie sulla rete di comunicazione del Distributore

35 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Caratteristiche PI e relative regolazioni Logica di funzionamento soglie restrittive per sblocco voltmetrico

36 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Caratteristiche PI e relative regolazioni Valore di tensione determinato su 10 minuti Spoglieattiveinpresenza di sblocco voltmetrico Scatto e sblocco voltmetrico Sblocco voltmetrico Sblocco voltmetrico

37 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Modalità transitoria di funzionamento del SPI(stand alone): nessun segnale/comando da parte del Distributore su rete di comunicazione Comando locale nello stato basso (0): funzionamento permanente con soglie permissive ed restrittive con sblocco voltmetrico Comando locale nello stato alto (1): funzionamento sempre con soglie restrittive L t t l i d l d l l i d fi it i d ll Lo stato logico del comando locale, viene definito prima della connessione.

38 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Modalità definitiva di funzionamento del SPI: su letture locali e con rete di comunicazione ca o del DSO Comando locale stabilmente nello stato basso (0): SPI funzionamento permanentemente con soglie permissive. In caso di guasto su linea del Distributore dove è connesso l Utente attivo, l intervento del SPI è ottenuto mediante telescatto dal DSO (rete di comunicazione operativa). Nel caso di rete di comunicazione non operativa: lo scatto del SPI avviene con soglie restrittive in presenza di sblocco Il comando locale può assumere la posizione di alto (abilitazione soglie restrittive), titti solo per eventuali necessità del Distributore ib t esu deroga del Gestore di rete di Trasmissione

39 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Modalità definitiva e transitoria di funzionamento del SPI P C P G APRE RICH. OK 0MW 1MW 1MW 51,5 Hz SPI 2 MW DDI Hz CP UT.1 P C =2MW 47,5 Hz 1MW 1MW P C P G APRE RICH. OK 0MW 1MW V0> Vi> 50,2 51,5Hz Hz SPI 2 MW DDI Hz UT.1 P C =2MW Vd < 49,8 47,5 Hz P GD = 2 MW

40 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Funzionamento degli impianti misti di produzione e consumo a scambio di potenza attivo limitato Campo di applicazione: impianti in cui lo scambio di potenza attiva tra la rete dell Utente (atta a funzionare in isola, generatori convenzionali sincroni) e la rete ad essa esterna, in condizioni i i ordinarie i di funzionamento è a scambio prossimo allo zero (impianti di cogenerazione, cartiere, ecc.). Tali impianti sono esclusi dai piani di difesa Condizioni: potenza immessa 30% potenza attiva prodotta Caratteristiche SPI: il SPI «normale» sarà affiancato da un secondo relè con le seguenti soglie di regolazione: - minima tensione 27.S1: 0,85Un t i :0,2s - massima tensione 59.S1: 1,10Un10Un ti: 0,1 s - minima frequenza 81<.S1: 49,7 Hz ti: 0,1 s - massima frequenza 81>.S1: 50,3 Hz ti:0,1 s Tale sistema dovrà essere disattivato da un relè direzionale di potenza quando la potenza immessa è >30% per un tempo superiore a 60s.

41 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Dispositivo d interfaccia (DDI) ammesso l impiego di più DDI comandati da un unico SPI impianti esistenti, connessi alla rete almeno un anno rispetto alla richiesta di connessione: potenza complessiva generatori 1000 kw è possibile installare non più di tre DDI, anche senza logica OR

42 Norma CEI 0-16 ed. III, : 12: Utenti attivi Dispositivo di rincalzo (DDR) richiesto per impianti attivi con potenza superiore a 400 kw intervento con ritardo non eccedente 1 s dallo scatto della PI e condizionato dalla posizione di chiuso della protezione d interfaccia possono essere presenti uno o più DDR all interno dell impianto i del produttore

43 Norma CEI 0-16 ed. III, : Utenti attivi Modalità di misura della tensione e frequenza per SPI Protezione di massima/minima i i tensione - devono essere misurate le tre tensioni concatenate da secondario di almeno due TV-I collegati fase-fase dal secondario di una terna di TV-NI collegati fase-terra direttamente dalle tensioni concatenate in BT Protezione di massima/minima i i frequenza da secondario di almeno un TV-I collegato fase-fase dal secondario di una terna di TV-NI collegati faseterra: misura delle tre tensioni di fase oppure dalle tre tensioni concatenate (determinate internamente al SPI)

44 Posizionamento trasformatori/trasduttori di misura: regole generali trasformatori di corrente omopolari (TO): a monte o a valle trasformatori di corrente di fase (TA): TA-I: solo a valle del DG; TA-T: a monte o a valle (*) del DG; TA-NI: a monte o a valle (*) del DG trasformatori di tensione induttivi (TV-I): se installati a monte del DG o a monte dei TA di fase: IMS+fusibili MT Posizionamento ideale a valle del DG e dei TA di fase. trasformatori di tensione non induttivi (TV-NI): possono essere installati a monte del DG e/o a monte dei TA di fase senza alcuna protezione MT. Posizionamento ideale a valle dei TA di fase (*): posizionamento ideale