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 0 16 Relatore Gastone Guizzo Trento, 25 settembre 2013 1 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 d t intensità i t ità (sovraccarichi) ( i hi) e contro t i guasti ti a terra, t sono: dagli g artt. 80 e 81 del D.Lgs. g n. 81/2008; / ; dall’art. 4.2 della Norma CEI EN 61936-1 (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. 3.4.2 e 3.5.5.2 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 Le p protezioni d’impianto p Requisiti q di un sistema di p protezione a)proteggere il/i componente/i d’impianto, le persone, le cose; b)risultare selettiva nei confronti delle protezioni i i poste a monte ed d a valle, ll all fine di poter selezionare la sola porzione di impianto sede di guasto; c)non deve dar intempestivi; p ; origine d)deve essere affidabile ad interventi Tipologia po og a de delle e interruzioni/guasti te u o /guast Gli eventi che interessano un sistema elettrico MT sono: ¾ guasti polifasi: sono dovuti a sovraccarichi e cortocircuiti. I sovraccarichi ed i cortocircuiti sono eventi abbastanza poco frequenti. ¾ g guasti a terra: sono del tipo p 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 pp 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 Tipologia delle interruzioni/guasti Gli eventi che interessano un sistema elettrico MT sono: ¾ guasti inversi: generalmente causati dalla rottura di un conduttore, in cui rimane isolata l’estremità lato alimentazione. Incidenza molto modesta. modesta ¾ archi intermittenti a terra: si manifestano nelle reti in cavo, in particolare nei giunti. Incidenza modesta. modesta “La selezione dei g guasti a terra nelle reti MT a neutro isoalto con l’impiego di una nuova protezione”. De Bernardi, G. Mazza, G. Guizzo, C. Malaguti ¾ interruzione di fase: incidenza modesta. Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Evento di tipo monofase a terra Inizio evento Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Evoluzione di un evento da monofase-bifase-trifase con contatto a terra monofase bifase trifase Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Evoluzione di un evento da monofase-bifase-trifase con contatto a terra monof. bifase trifase 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° 1696 eventi considerati: n 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0‐50 50‐150 150‐250 250‐500 500‐1000 1000‐1500 1500‐2000 2000‐5000 Resistenza (Ω) 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 25-26 novembre 1993 Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzione Distribuzione delle sovracorrenti per eventi di tipo polifase Periodo di osservazione: 1/6/90‐1/6/92 eventi considerati: n° 692 (%) 60 50 40 30 20 10 0 0‐1 1‐2 2‐3 3‐4 4‐5 5‐6 6‐7 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 25-26 novembre 1993 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni Linea MT, del tipo a tempo indipendente: 50 51 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 Protezioni esterne TR AT/MT a tempo indipendente: 51 AT Ap Intt.AT e MT 50 AT Ap Int. MT 51 MT Protezioni commutatore: 1° soglia: 50: blocco manovra di commutazione 2° soglia: conteggio manovre Rilevatori di guasto del tipo a tempo indipendente: 51 67N 79 (D.R.A.) Protezioni sbarra MT a tempo indipendente: 59N Ap Intt.AT e MT 59 27 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro coordinamento le sovracorrenti: esempio di Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro coordinamento le sovracorrenti: esempio di Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro coordinamento le Linea MT sovracorrenti: ICS/INT 1,4 P t i Protezione linea li 1,2 ICS 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0 ~360 500 800 1000 1500 2000 2500 3000 esempio di 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 i l di tipo i wattmetrico i per retii a neutro compensato. Per quanto riguarda la selezione dei guasti doppio monofase a terra la p protezione è sempre p del tipo p direzionale,, ma con soglie g e settore d’intervento diverso da quelle della protezione per selezione dei guasti monofasi a terra. I segnali di ingresso sono la tensione residua (Ir) e la tensione omopolare (V0). Le resistenze di guasto monofase a terra selezionabili dalla protezione direzionale di terra, per una rete a 20 kV, varia da circa 7 kΩ a circa 4 kΩ, per reti a neutro compensato e 7 kΩ a circa 2 kΩ per reti a neutro isolato. La maggior gg resistenza di g guasto si riscontra nelle reti con modesta corrente capacitiva. 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 I0g I0g δ I0s Settore di intervento V0 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 Settore WATTMETRICO (NC) I0s V0 • La corrente residua nelle linee sane è sempre di 90° in anticipo sulla tensione omopolare 90 • 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 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione Protezioni contro i guasti a terra: caratteristiche funzionali “Neutro compensato” Vo “Neutro isolato” “Doppio guasto monofase” Vo Zona di sicuro intervento Vo Zona di sicuro intervento Zona di sicuro intervento 67 S1 67 S2 67 S3 t = variabile (1-10 s) Φ: 61‐257 t = 0.4 s t = 0.1 s Φ: 60‐120 Φ: 190‐10 67 S4: t = 2 s 17 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione UP: Unità Periferica di caratteristiche principali Telecontrollo e Automazione: UP per cabina bi secondaria d i ¾ Inoltro telecomandi di AP/CH IMS/ICS impartiti dal centro agli IMS/ICS di cabina secondaria; d ¾ Monitoraggio posizione organi di manovra telecontrollati; ¾ Monitoraggio presenza di tensione MT sulla sbarra della cabina secondaria e sulle linee attestate alla cabina stessa (se presenti i rilevatori di tensione); UP per montaggio su palo ¾ Impostare/modificare parametri su UP su richiesta dal centro (per es. inversione del verso dei rilevatori di guasto direzionali); ¾ Attuazione, su abilitazione dal centro, degli automatismi per la selezione del tronco guasto. guasto 18 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione RGDAT: G Rilevatori o Assenza Tensione di d Guasto Gu s o Direzionale o Dispositivo p previsto p p per rilevare i g guasti presenza/assenza tensione sulla rete MT e e di d la 9 Tipologie rilevatori: • installazione nelle cabine secondarie; • installazione su parte aerea delle cabine a torre; • installazione su linee MT in conduttori nudi. 9 Tali dispositivi sono adatti sia per reti a neutro isolato che compensato; 9 In caso di inversione I i i d ll corrente, della t a seguito it cambio bi assetto di esercizio, la caratteristica di intervento, per guasti a terra deve essere invertita, attraverso segnale esterno, este o, da posto d di te teleconduzione. eco du o e 19 Principali caratteristiche del sistema di protezione e di automazione RGDAT: Rilevatori di Guasto Direzionale Assenza Tensione: esempi di installazione Cabina secondaria e di Su cabina secondaria a torre Su palo 20 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 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 Principali caratteristiche funzionali del SPG secondo la Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 23 Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 Caratteristiche SPG e relative regolazioni Protezione contro le sovracorrenti: protezione di massima corrente di fase almeno tripolare p p a tre soglie g di intervento: prima soglia I> (51) a tempo molto inverso (IEC 60255 VIT Very Inverse Time): ) contro il sovraccarico, attivazione e regolazione g 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 Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 SPG: regolazioni contro le sovracorrenti Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 Esempio di coordinamento contro le sovracorrenti Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 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 I0> (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 0,17 s • Seconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore, Distributore tempo estinzione guasto: 0,17 0 17 s; presente con protezione 67N. Neutro compensato • Prima soglia I0> (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 Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 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): • I0> = 2 A, U0> = 5 V, settore intervento 60°÷250°, tempo estinzione guasto: 0,45 s Neutro isolato: seconda soglia (67N.S2): • I0> = 2 A, U0> = 2 V, settore intervento 60°÷120°, tempo estinzione guasto: t 0,17 0 17 s Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 Protezione contro i guasti a terra: caratteristiche d’intervento 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 0-16, 16, Caso 1: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,2 s (tap: 0,07 s, trp: 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 Utente PG 0,13 s C Selettività logica P2 0,13 s B Selettività logica P1 A 0,3 s 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: • 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 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, 0 16 Caso 2: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,17 0 17 s (tap: 0 0,07 07 s, trp: 0,13 s), tempo intervento protezione Distributore: ≥ 0,17 s Condizioni: Utenti con Pdisp.≥ 5MW, linea del Distributore con caratteristiche adeguate e con approvazione dello stesso Distributore PL 0,17 s Estinzione del guasto: ~ 0,24 s Altri Utenti Utente PG C 01s 0,1 Selettività logica B P2 0,1 s Selettività logica P1 0,3 s Al manifestarsi del guasto si riscontrano le seguenti situazioni: •g guasto in A: apertura p dell’interruttore P1, probabile apertura degli interruttori P2 e PG; • guasto in B: apertura dell’interruttore P2, probabile apertura dell dell’interruttore 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 ~ 0,6 s . A Selettività logica: 0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco 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, 0 16 Caso 3: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,17 0 17 s (tap: 0 0,07 07 s, trp: 0,13 s), tempo intervento protezione Distributore: ≥ 0,25 s Condizioni: Utenti con Pdisp.≥ 5MW, con rete su due livelli o estensione > 3 km, linea del Distributore adeguate e con approvazione dello stesso PL 0,25 s Estinzione del guasto: ~ 0 0,32 32 s Altri Utenti PG C B 0,1 s P2 0,1 s P1 0,3 s A Al manifestarsi del guasto si riscontrano le seg enti situazioni: seguenti sit a ioni • guasto in A: apertura dell’interruttore P1, probabile apertura degli interruttori P2 e PG; • guasto in B: apertura dell’interruttore P2, probabile apertura dell’interruttore PG; • guasto in C: apertura dell’interruttore PG. Selettività logica: 0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco Principali caratteristiche funzionali del SPI secondo la Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12 33 Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi Caratteristiche PI e relative regolazioni P t i i associate Protezioni i t all 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 Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi Caratteristiche PI e relative regolazioni Logica di funzionamento soglie restrittive per sblocco voltmetrico Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi Caratteristiche PI e relative regolazioni Valore di tensione determinato su 10 minuti Spoglie attive in presenza di sblocco voltmetrico Scatto e sblocco voltmetrico Sblocco voltmetrico Sblocco voltmetrico Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: 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 Lo stato L t t l i logico d l comando del d l locale, l viene i d fi it definito prima i d ll della connessione. Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi Modalità definitiva di funzionamento del SPI: su letture locali e con rete ete d di co comunicazione u ca o e de del DSO SO Comando locale stabilmente nello stato basso (0): SPI funzionamento permanentemente con soglie permissive. 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). 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), t itti ) solo l per eventuali t li necessità ità del d l Distributore Di t ib t e su deroga d d l del Gestore di rete di Trasmissione Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi Modalità definitiva e transitoria di funzionamento del SPI APRE 0 MW PC≅ PG 1 MW RICH. OK Hz 2 MW 1 MW 51,5 Hz DDI 47,5 Hz UT.1 PC = 2 MW APRE UT.1 PC = 2 MW 53 1 MW Hz 2 MW PC≅ PG RICH. OK 51 1 MW 0 MW 1 MW 50 47 SPI CP 49 V0> 50,2 51,5Hz Hz Vi> SPI Vd < 49,8 47,5 Hz Hz PGD = 2 MW DDI 49 47 50 51 53 Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: 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 l rete la t ad d essa esterna, t i condizioni in di i i ordinarie di i di funzionamento f i t è a scambio bi prossimo allo zero (impianti di cogenerazione, cartiere, ecc.). Tali impianti sono esclusi dai piani di difesa Condizioni: potenza immessa ≤ 30% potenza attiva prodotta l sarà à affiancato ffi t da d un secondo d relè lè Caratteristiche SPI: il SPI «normale» con le seguenti soglie di regolazione: - minima tensione 27.S1: 0,85Un ti: 0,2 s - massima tensione 59.S1: 59 S1: 1,10Un 1 10Un ti: 0,1 01s - 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. Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: 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 iù di tre t DDI, DDI anche h senza logica OR Norma CEI 0 0-16 16 ed. III, 2012 2012-12: 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 d ll’i i t del dell’impianto d l produttore d tt Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi Modalità di misura della tensione e frequenza per SPI P t i Protezione di massima/minima i / i i tensione t i - 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 P t i Protezione di massima/minima i / i i frequenza f da secondario di almeno un TV-I collegato fase-fase dal secondario di una terna di TV-NI TV NI collegati fasefase terra: misura delle tre tensioni di fase oppure dalle tre tensioni concatenate (determinate internamente al SPI) 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: 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. ) p 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