Criteri di protezione rete MT - AEIT-TAA

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:
ƒ 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;
ƒ seconda soglia I>> (51) a tempo indipendente contro sovracorrenti di
modesta intensità;
ƒ 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
ƒ
Massima tensione (59.S1 e 59.S2)
ƒ
Minima tensione ((27.S1 e 27.S2))
ƒ
Massima tensione residua lato MT (59N, ritardata)
ƒ
Massima frequenza (81>.S1, con sblocco voltmetrico)
ƒ
Minima frequenza (81<.S1, con sblocco voltmetrico)
ƒ
Massima frequenza (81>.S2, ritardato)
ƒ
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
ƒ
ƒ
ƒ
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
ƒ
da secondario di almeno un TV-I collegato fase-fase
ƒ
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):
ƒ TA-I:
TA I: solo a valle del DG;
ƒ TA-T: a monte o a valle(*) del DG;
ƒ 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