Dalle DK alla Norma CEI 0-16

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1 Dalle DK alla Norma CEI 0-16 Luca Lefebre - ENEL Distribuzione (Autore: Alberto Cerretti Enel Distribuzione) Rimini, 4 giugno 2008

2 Protezione generale (PG) Deve essere costituita da: Protezione di massima corrente di fase almeno bipolare a tre soglie, una a tempo dipendente, le altre due a tempo indipendente definito (la DK 5600 prevedeva 2 sole soglie a tempo indipendente). I> (soglia 51, sovraccarico, a tempo dipendente, attivazione opzionale valore e tempo di estinzione da concordare), I>> (soglia 51, con ritardo intenzionale valore 250 A; 500 ms), I>>> (soglia 50, istantanea 600 A; 120 ms); 2

3 Protezione generale (PG) Protezione di massima corrente omopolare a due soglie (una per i guasti monofase a terra, una per i guasti doppi monofase a terra Io>: 2A-170ms: I>>120A-120ms). La DK 5600 prevedeva una sola soglia, in alternativa per guasti monofase a terra o per guasti doppi monofase a terra, in quest ultimo caso in abbinamento con una protezione direzionale di terra 67N a 2 soglie). In alternativa, obbligatoriamente quando il contributo alla corrente capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT dell Utente supera l 80% della corrente di regolazione stabilita dal Distributore per la protezione 51N, deve essere costituita da: protezione direzionale di terra a due soglie (una per la selezione dei guasti interni in caso di reti a neutro compensato, l altra in caso di neutro isolato) e massima corrente omopolare a una soglia (finalizzata alla selezione dei guasti doppi monofase a terra). In tal caso le funzioni della PG, relativamente ai guasti a terra, sono analoghe a quanto prevedeva la DK

4 Protezione generale (PG) Principali novità rispetto a DK 5600 Adozione della protezione direzionale di terra per la selezione dei guasti monofase a terra. La DK 5600 prevedeva la protezione 51 N, qualora l estensione della rete in cavo del cliente fosse superiore a 350 m con tensione di alimentazione pari a 20 kv ed a 460 m con tensione di alimentazione pari a 15 kv, oltre protezione 67 N (direzionale di terra). Il limite era dettato dall esigenza che il contributo alla corrente capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT del cliente fosse inferiore a 1,4 A primari con tensione di esercizio 20 kv, ovvero al 70% della taratura richiesta dall ENEL per la protezione 51 N alla medesima tensione di esercizio. La formula per il calcolo era quella della corrente convenzionale di guasto monofase a terra: Ic = 0,2 x L C x U + 0,003 x L A x U ampere (L C lunghezza in km della rete MT in cavo, L A lunghezza in km della rete MT in conduttori nudi, U tensione di esercizio in kv). 4

5 Protezione generale (PG) Principali novità rispetto a DK 5600 Secondo la CEI 0-16, la 67N è richiesta solo se la rete cavi MT utente ha una lunghezza eccessiva, ad esempio 400 m a 20 kv, in particolare quando supera l 80% della corrente di regolazione stabilita dal Distributore per la protezione 51N. Il calcolo è fatto con la formula convenzionale di cui sopra, o con un calcolo più preciso tramite la CEI 11-25, in base alle capacità del cavo indicate dal costruttore (data sheets). Non si devono mettere in conto i cavi a valle di trasformatori MT/MT, ad esempio 20/6 kv 5

6 Protezione generale (PG) Principali novità rispetto a DK 5600 Prove e certificazioni La CEI 0-16 precisa che le prove da effettuare sul dispositivo si dividono in: prove funzionali; prove di compatibilità elettromagnetica; prove di compatibilità ambientale; prove di sovraccaricabilità dei circuiti di misura come già prevedeva la DK Vengono introdotte prove con files COMTRADE (non presenti in DK 5600), in particolare su arco intermittente; sono più dettagliate le caratteristiche della PG e le prove necessarie all attestazione delle caratteristiche stesse, che fanno riferimento, ovunque possibile, a norma internazionali e non più a riferimenti interni ENEL. Le prove ambientali ed EMC, comunque, sono equivalenti a quanto richiedeva la DK

7 Protezione generale (PG) Principali novità rispetto a DK 5600 Prove e certificazioni Certificazione di Conformità delle apparecchiature La CEI 0-16 prevede che la rispondenza ai requisiti sopra elencati debba essere attestata da Dichiarazione di conformità dell apparecchiatura, emessa a cura e responsabilità del costruttore, nella forma di autocertificazione da parte del Costruttore medesimo, redatta ai sensi dell articolo 47 del DPR 28 dicembre 2000, n. 445, e debba essere consegnata dall Utente al Distributore all atto della connessione. La documentazione attestante il superamento delle prove (rapporti di prova) deve essere conservata dal costruttore per almeno 20 anni dall ultima produzione. La medesima documentazione deve comunque essere resa disponibile al Distributore a cura del Costruttore sul proprio sito web. 7

8 Protezione generale (PG) Principali novità rispetto a DK 5600 La Dichiarazione di conformità dell apparecchiatura deve contenere tutte le informazioni necessarie all identificazione del dispositivo. L esecuzione delle prove di compatibilità ambientale (prove di isolamento, climatiche ed EMC) e funzionali previste deve avvenire: presso un laboratorio accreditato da Ente facente capo all European cooperation for Accreditation (EA) (in Italia l Ente accreditante è il SINAL), oppure presso il costruttore, 8

9 Protezione generale (PG) Principali novità rispetto a DK 5600 Prove e certificazioni La scelta fra le 2 modalità è lasciata al Distributore, che deve indicarla in fase di definizione preliminare della connessione ed esprimerla successivamente nei documenti contrattuali. ENEL adotterà la prima modalità. Si deve inoltre prevedere l attestazione che la produzione del dispositivo avvenga in regime di qualità (secondo ISO 9001, ed. 2000). Tale attestazione deve essere parimenti emessa a cura e responsabilità del costruttore e deve essere consegnata, su richiesta, dall Utente al Distributore all atto della connessione. Secondo la DK 5600, invece, le prove funzionali potevano essere fatte presso Costruttore ed approvate da ENEL. 9

10 DG - PG - SPG DG = Dispositivo Generale dell utente (sezionatore + interruttore automatico) 10

11 DG - PG - SPG PG è la Protezione Generale (relè, con funzioni 50, 51, 51N, a volte 67N) PG 11

12 Uso: Pubbico DG - PG - SPG DG = Dispositivo Generale dell utente (sezionatore + interruttore automatico) PG è la Protezione Generale (relè, con funzioni 50, 51, 51N, a volte 67N) SPG (Sistema di Protezione Generale) è l insieme di PG, alimentazione (UPS), TA, TO, TV, circuiti di comando 230V UPS PG U< TV TA TO 12

13 DG - PG - SPG: nuovo SPG integrato 230V UPS PG U< TV TA DG = Dispositivo Generale dell utente (sezionatore + interruttore automatico) PG è la Protezione Generale (relè, con funzioni 50, 51, 51N, a volte 67N) SPG (Sistema di Protezione Generale) è l insieme di PG, alimentazione (UPS), TA, TO, TV (in generale trasduttori di tensione ecorrente), circuiti di comando Due o più funzioni possono essere assolte da un unico dispositivo: SPG integrato TO 13

14 DG - PG - SPG: nuovo SPG integrato Il SPG integrato non è, attualmente, oggetto di specifiche norme di prodotto; deve, comunque, essere realizzato a regola d arte. Il Costruttore dovrà dichiarare il campo di applicazione (inteso come intervallo di tensioni e correnti primarie) entro il quale il dispositivo potrà essere utilizzato. Le prove funzionali, di compatibilità ambientale e addizionali devono essere effettuate sul SPG inteso come insieme funzionale (PG + trasduttori di corrente di fase e/o omopolari e/o di tensione), con grandezze applicate in valori primari. Le verifiche saranno riferite esplicitamente a tutto il sistema di protezione (composto da relé, trasduttori di corrente ed eventuali trasduttori di tensione), che deve essere identificato in maniera inequivocabile nei rapporti di prova. Le prove funzionali consistono in: verifica funzioni; misura della precisione delle soglie di intervento e ricaduta; misura della precisione dei tempi di intervento e di ricaduta. 14

15 DG - PG - SPG: nuovo SPG integrato In aggiunta - riconoscimento dei fenomeni di guasto (monofase a terra, doppio monofase a terra, arco intermittente e guasto polifase), tramite applicazione di transitori rappresentativi di: o transitori di guasto polifase; o transitori di guasto monofase; o transitori di guasto doppio monofase; o transitori di arco intermittente. I transitori di rete vengono forniti in formato COMTRADE. Tale nuovo dispositivo è stato introdotto alla luce di alcuni prodotti recentemente immessi sul mercato, facilmente adattabili alle funzioni richieste e che potenzialmente possono avere un costo decisamente minore di una tradizionale realizzazione TA + TO (+TV) + PG a parità di prestazioni. 15

16 Impianti di terra - realizzazione L impianto di terra è unico per Utente e Distributore, a carico dell utente Il Distributore deve collegare lo schermo dei cavi alla terra Utente nei casi di connessione realizzata in cavo con almeno tre cabine utente/cabine secondarie i cui schermi risultino collegati tra di loro, salvo diversa e motivata comunicazione. In tali casi l impianto di terra va dimensionato, a titolo cautelativo, per una corrente IE pari a 0,7 IF. Il distributore deve comunicare con congruo anticipo all Utente l eventuale incremento del fattore di riduzione. In tal caso l Utente è tenuto ad adeguare l impianto di terra alla nuova condizione. 16

17 Impianti di terra - realizzazione Il Distributore deve collegare il neutro BT del trasformatore ad un impianto di terra separato da quello dell Utente, a meno che: l impianto faccia parte di un impianto di terra globale, oppure gli schermi metallici dei cavi MT del Distributore siano connessi all impianto di terra dell Utente. Nel caso di reti a neutro isolato, la corrente di guasto monofase a terra comunicata all Utente deve essere maggiorata del 10% dal Distributore, rispetto al valore di corrente di volta in volta calcolato o misurato (corrente effettiva) con un minimo di 20 A di maggiorazione. 17

18 Impianti di terra - realizzazione In ogni caso, l impianto deve essere dimensionato in modo da risultare idoneo ad entrambe le seguenti condizioni: corrente di guasto a terra e tempo di eliminazione del guasto comunicata dal Distributore; corrente di guasto a terra di 40 A a 15 kv (oppure 50 A a 20 kv, ed in proporzione per le altre tensioni) e tempo di eliminazione del guasto molto maggiore di 10 s (condizione per reti esercite a neutro compensato). In tale modo, nessun ulteriore intervento deve essere fatto sull impianto di terra dell utente in caso di passaggio NI->NC. 18

19 Impianti di terra -Verifica Verifiche iniziali a carico dell utente, prima della connessione Non basta la dichiarazione di conformità: occorre valore resistenza di terra o misura TCP. Non occorre più chiedere conferma di IF e tf: è compito del Distributore comunicare le variazioni (raccomandata A/R). Si tratta di una variazione significativa rispetto alla DK L utente deve inviare al Distributore il verbale delle verifiche periodiche ai sensi del DPR 462/01. 19

20 Impianti di terra -Verifica Al fine di comunicare il valore della corrente di guasto monofase a terra all Utente, il Distributore effettua il calcolo o la misura della corrente capacitiva di guasto a terra per ciascun sistema di sbarre, con frequenza almeno annuale ed in occasione di variazioni significative e permanenti della stessa. 20

21 Esplicitazione degli obblighi e degli oneri in caso di adeguamento tecnologico Erano indicate nelle condizioni di fornitura dei contratti commerciali ENEL. Sono state introdotte, per chiarezza, nella Norma CEI 0-16 Il Distributore può modificare le caratteristiche dell energia che fornisce all Utente ovvero i propri impianti, nonché i criteri di esercizio della rete, sulla base dell evoluzione della normativa, del progresso tecnologico che interessa sistemi ed apparecchiature e della situazione regolatoria, alla luce delle più recenti e affidabili acquisizioni tecniche e scientifiche, o a standard internazionalmente accettati. In tal caso la necessaria trasformazione degli impianti ed apparecchi deve aver luogo a cura del Distributore e dell Utente per quanto di rispettiva proprietà. All Utente deve essere garantito un anticipo adeguato (minimo 9 mesi) per l adeguamento eventualmente necessario dei propri impianti ed apparecchi. 21

22 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio I principi alla base della DK 5600 erano che: L apertura del DG doveva avvenire con la massima affidabilità. Infatti, senza accorgimenti particolari, il SPG sarebbe potuto rimanere inefficiente a tempo indefinito lasciando l onere della selezione dei guasti interni all Utente, all interruttore della linea di Distribuzione, con ovvie conseguenze negative per tutti gli altri Utenti alimentati dalla linea stessa. - Di qui la scelta dell adozione della bobina a mancanza di tensione. 22

23 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Nella CEI 0-16 la filosofia di base della DK 5600 è stata confermata L impianto utente non deve rimanere senza protezione: previsti controlli del Distributore. Grazie ai numerosi commenti ricevuti, la soluzione con bobina a mancanza di tensione richiesta dalla DK 5600 è stata integrata con un altra soluzione. La norma CEI 0-16 prevede, quindi, in alternativa: - Bobina a mancanza di tensione, oppure - Bobina a lancio di corrente + data logger I comandi di apertura/chiusura interruttore devono essere di tipo elettrico 23

24 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Bobina a mancanza di tensione Come precedentemente richiesto dalla DK 5600, per il comando di apertura del DG per azione della PG deve essere impiegata una bobina a mancanza di tensione. Di conseguenza, qualora manchi la tensione di alimentazione della PG per un qualsiasi motivo, si verifica l apertura del DG anche in assenza di comando proveniente dalla PG. I circuiti di comando relativi a PG e DG, nonchè la bobina a mancanza di tensione, devono essere alimentate dalla medesima tensione ausiliaria. Ciò per garantire, in assenza di alimentazione ausiliaria, l intervento della bobina a mancanza di tensione. 24

25 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Bobina a mancanza di tensione Rispetto alla DK 5600, la CEI 0-16 precisa che eventuali dispositivi di esclusione temporanea della bobina a mancanza di tensione escludano la bobina stessa per tempi non superiori a 5 s, in modo da consentire esclusivamente la chiusura del DG e il ripristino dell alimentazione ausiliaria. Gli accorgimenti per evitare interventi intempestivi della bobina a mancanza di tensione sono i medesimi della DK 5600: alimentare la PG (e il circuito di comando di PG e DG) tramite circuiti ausiliari dedicati che prevedano alimentazione ordinaria e di emergenza, ad es. asserviti ad un UPS o similari. Anche se non esplicitato è evidente che PG e circuiti di comando del DG, inclusa la bobina a mancanza di tensione, debbano avere un unica alimentazione ordinaria ed un unica alimentazione di emergenza, pena la perdita di efficacia dei provvedimenti. 25

26 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Bobina a mancanza di tensione Per consentire la chiusura del DG a seguito di una prolungata assenza di alimentazione all UPS, è necessario che questo mantenga una carica sufficiente alla chiusura dell interruttore generale od adottare un dispositivo di esclusione temporanea della bobina; predisporre un allarme che evidenzi immediatamente la mancanza della alimentazione normale ed il passaggio a quella di emergenza al fine di consentire il sollecito avvio degli opportuni interventi per il tempestivo ripristino dell alimentazione ausiliaria; 26

27 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Bobina a mancanza di tensione dimensionare l autonomia dell alimentazione di emergenza dei circuiti ausiliari (comunque realizzata) dopo la comparsa dell allarme, tenendo conto dei tempi massimi previsti per il completamento dei sopra citati interventi di ripristino; effettuare la necessaria manutenzione ordinaria e straordinaria sui sistema di alimentazione dei circuiti ausiliari ordinari e di emergenza. La CEI 0-16 precisa che la protezione deve essere munita di un contatto NA in assenza di alimentazione ausiliaria. Tale contatto, qualora associato a un circuito di comando a mancanza di tensione, deve risultare chiuso in presenza della tensione ausiliaria. Inoltre, viene richiesto che siano previsti opportuni accorgimenti atti a prevenire l interruzione accidentale dei cavi di collegamento fra la PG e la bobina di apertura del DG. 27

28 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Bobina a mancanza di tensione 230 V Apertura del DG con la massima affidabilità. Garanzia dell assenza di scatti intempestivi della linea del distributore per scarsa manutenzione dell impianto dell utente. Per evitare scatti intempestivi, UPS con sistema di allarme, effettuare regolare manutenzione UPS PG U< DG ll DG si apre anche per guasti sul circuito di sgancio Necessari alcuni accorgimenti di buona tecnica per rimettere in tensione l impianto dopo un fuori servizio lungo (manutenzione, fermata) 28

29 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Sistema di controllo e registrazione associato alla PG 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 (data logger) atto a consentire le verifiche del caso. Le caratteristiche di tale sistema di controllo e registrazione sono riportate nell Allegato D della Norma. In questo caso (circuito di comando a lancio di corrente) il contatto NA della PG deve essere aperto in presenza di alimentazione ausiliaria. Anche se non esplicitato, i circuiti di alimentazione relativi a PG e data logger, nonchè i circuiti di comando della bobina a lancio di corrente del DG, devono essere alimentate da un unica alimentazione ordinaria e da un unica alimentazione di emergenza (UPS comunque presente). Ciò per garantire la corretta funzionalità del tutto. Infatti, se la PG fosse alimentata senza UPS, dopo una richiusura (con disalimentazione della PG) la stessa potrebbe non agire determinando lo scatto definitivo della linea del distributore. Il data logger non serve ad evitare l UPS e la sua necessaria manutenzione periodica, ma a limitare possibili aperture intempestive (associate al sistema a mancanza di tensione). 29

30 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Sistema di controllo e registrazione associato alla PG Il data logger ha la funzione di permettere la verifica del corretta disponibilità del SPG a intervenire, 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 relé; 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 relé; 9. presenza dei circuiti amperometrici; 10. presenza dei circuiti voltmetrici. 30

31 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Sistema di controllo e registrazione associato alla PG I punti da 1 a 4 costituiscono i requisiti minimi del logger ai fini della presente Norma. I punti da 1 a 7 costituiscono i requisiti per ritenere idoneo il logger ai fini della Delibera 247/04 art (ora compresa nella Delibera 333/07) (ovviamente esclusa la funzione di qualimetro secondo EN 50160). I punti rimanenti sono facoltativi. Anche i tale caso ènecessario che siano previsti opportuni accorgimenti atti a prevenire l interruzione accidentale dei cavi di collegamento fra la PG e la bobina di apertura del DG. 31

32 Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il circuito di sgancio Sistema di controllo e registrazione associato alla PG 230 V UPS PG+ LOGGER I> DG Apertura del DG con affidabilità accettabile (UPS); Niente scatti intempestivi; Il logger tiene traccia del comportamento dell utente; Il distributore usa i dati del logger in caso di controlli; L utente è penalizzato in caso di comportamenti scorretti! Ovviamente, la memorizzazione degli eventi sopra citati, completi di data e ora (minuti secondi), deve estendersi per almeno cento eventi e deve avvenire su un supporto interno non sovrascrivibile dall Utente. 32