Emergenza in MT - Electro Graphics

Emergency Day Convention 2006
Emergenza in media tensione e taratura delle protezioni
Analisi dei parametri elettrici in condizioni variabili: normale
ed emergenza
Emergenza in media tensione e taratura delle protezioni.
di Giuseppe Agostini, Electro Graphics
Cause dei guasti, probabilità e percentuali
La rete di distribuzione dell’energia elettrica è un sistema unico con gli utenti, nel quale i
disservizi del singolo si ripercuotono anche sugli altri.
Il guasto a terra è una delle principali emergenze che avvengono nelle reti di media tensione:
esso copre circa l’ottanta percento del totale dei guasti. Può avere carattere degenerativo,
ossia propagarsi ad una seconda fase o a tutte e tre a causa degli archi di corrente che si
innestano nelle vicinanze.
Ai fini della continuità di servizio occorre che le protezioni siano selettive, in modo da evitare
che un guasto su un impianto utente determini il distacco di un intero ramo della rete MT e di
tutti gli altri utenti ad esso allacciati.
Nella figura in basso è rappresentata una semplice rete di distribuzione in media, ove la zona
colorata in verde rappresenta la rete di un utente, allacciato all’ENEL e vicino ad altri utenti.
Figura 1 - Rete definita con Ampère Professional
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Emergenza in media tensione e taratura delle protezioni
Contesto Normativo e Legislativo
L’Autorità per l’energia elettrica e il gas prescrive a tutte le Aziende Elettriche:
(Delibera AEEG 4/04, “Testo integrato dell’autorità per l’energia elettrica in materia di qualità
dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica. Periodo di regolazione 20042007”):
o
Di presentare entro il 30 aprile 2004 una proposta avente ad oggetto i requisiti tecnici
per il coordinamento delle protezioni, atti a selezionare i guasti originati negli impianti
di utenza dei clienti di maggiore dimensione e a evitare che tali guasti si propaghino alla
rete di distribuzione.
o
Di adeguare la propria rete di distribuzione dell’energia al fine di raggiungere gli
standard richiesti entro il 2007.
Le indicazioni del fornitore ENEL
Per aumentare la continuità di servizio della rete di distribuzione in MT, e limitare i disagi
dovuti a situazioni di emergenza, ENEL ha deciso di seguire due strade tra loro correlate:
o
o
modificare il sistema di gestione del neutro passando da isolato a compensato;
garantire la selettività tra le proprie protezioni e quelle degli utenti in MT.
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Protezione a sovraccarico e a corto circuito
Come primo passo, vediamo le prescrizioni ENEL per garantire la selettività delle sue protezioni
con quelle dell’utente.
Le tipologia di protezione utilizzate da ENEL a sovracorrente sono:
o soglia contro i sovraccarichi (detta 51.S1 o 51);
o soglia contro i cortocircuiti (detta 51.S2 o 50).
Pertanto, il dispositivo di protezione generale di un utente MT ha il compito di aprire in caso di
guasto a valle in modo selettivo con la protezione ENEL.
La protezione utente può essere di due tipi:
o interruttore automatico con relè a due soglie;
o interruttore di manovra sezionatore con fusibili in MT.
Caratteristiche
Soglia corrente 51.S1 o 51 (sovraccarico):
o Soglia
30-600 A, a gradini di 15A (valori primari)
o Tempo di ritardo
0,05-5 s, a gradini do 0,05s
Soglia corrente 51.S2 o 50 (corto circuito):
o Soglia
30-3000 A, a gradini di 15A (valori primari)
o Tempo di ritardo
0,05-5 s, a gradini do 0,05s
Quanto sopra è riferito a TA conformi a quelli indicati al par. 6.3.1 della DK 5600 ed. V, cioè
con rapporto di trasformazione 300:5.
In caso di adozione di TA con diverso rapporto di trasformazione, i campi di taratura del relè
devono essere tali da consentire, in ogni caso, l’impostazione di tarature per entrambe le
soglie nel campo compreso fra 60 A e 1500 A primari.
Figura 2 - Taratura curve di intervento protezioni
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Tarature
Normalmente per gli interruttori automatici l’ENEL richiede le seguanti tarature:
o Sovraccarico 51.S1: I<= 65% della soglia di taratura del relè 51.S1 a monte; tf =
500ms;
o Corto circuito 51.S2: I = 500A – 650A; tf = 120ms.
Riguardo ai fusibili, essi hanno normalmente taglie da 40 e 63A, e sono utilizzati per
trasformatori fino a 400kVA. Con i fusibili da 63A iniziano i problemi di coordinamento con le
protezioni ENEL.
Quindi:
§ l’utente deve attenersi alle disposizioni fornite da ENEL e tarare di conseguenza la
propria protezione DG.
Protezione contro il guasto a terra
Il secondo passo prevede la protezione contro il guasto a terra. Prima di addentrarci nelle
prescrizioni di ENEL, rivediamo i concetti che stanno alla base del guasto a terra con o senza la
bobina di Petersen.
Gestione del neutro in sottostazione AT/MT, le varie possibilità di ENEL
o Isolato (destinato a scomparire entro il 2007)
o
A terra tramite impedenza di bobina fissa
o
A terra tramite impedenza di bobina mobile
o
A terra tramite resistenza
o
A terra tramite impedenza di bobina mobile e resistenza in parallelo
La gestione del neutro ha ripercussioni sulle modalità di guasto a terra, vediamo:
Neutro isolato
o
La
corrente
di
guasto
dall’estensione della rete (*)
(capacitiva)
dipende
o
Possibilità di funzionamento anche in presenza di un
primo guasto a terra (se la corrente è limitata)
o
Secondo guasto a terra diviene un corto circuito
o
Sovratensioni (sia transitorie che permanenti)
(*) Il contributo della rete MT può essere calcolata approssimativamente con la formula Igut =
U (0,003 L1 + 0,2 L2)
dove U è la tensione della rete in kV; L1 è la somma delle lunghezze in km delle linee aeree e
L2 la lunghezza in km delle linee in cavo.
Nei parametri della rete in esame è possibile definire lo stato del neutro del trasformatore di
alimentazione della rete di distribuzione AT/MT.
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Neutro a terra tramite reattanza pura
o
Nel punto di guasto a terra non circola alcuna corrente
(se la bobina è perfettamente accordata).
§
o
Quindi è difficile individuare la linea guasta.
Anche con un certo grado di disaccordo tra bobine e rete,
la corrente è comunque limitata.
§
Elevata probabilità di autoestinzione dell’arco.
§
Prevenzione dei guasti intermittenti.
Nei parametri della rete in esame è possibile definire lo stato del neutro del trasformatore di
alimentazione della rete di distribuzione AT/MT.
Neutro a terra tramite resistenza pura
o
La resistenza è dimensionata per limitare la corrente di guasto
monofase a terra al 5-10% della corrente di corto circuito
trifase.
o
La presenza della resistenza impedisce il fenomeno degli archi a
terra intermittenti e smorza le sovratensioni di origine interna.
o
Solo la linea guasta è percorsa dalla componente resistiva della
corrente di guasto dovuta alla resistenza di messa a terra.
Figura 3 - Gestione dello stato del neutro con Ampère Professional
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Neutro a terra tramite impedenza (reattanza + resistenza)
o
La combinazione permette:
§
di limitare la corrente di guasto monofase a terra
(teoricamente alla sola componente resistiva)
§
possibilità di creare reti in assetto standard con
correnti di guasto a terra di: 50A a 20kV, 40A a
15kV (*)
§
di utilizzare protezioni direzionali
§
di limitare le sovratensioni di origine interna
(*) con la reattanza e la resistenza regolabili, l’ente fornitore può mantenere con buona
precisione valori stabili di corrente di guasto a terra presunta. Esso può “giocare” sia sul
modulo che sulla fase della componente omopolare di guasto, permettendo un efficace utilizzo
delle protezioni direzionali di terra.
Il software Ampère Professional, fornisce al progettista una stima della capacità totale della
rete di distribuzione e i valore teorico di coordinamento della bobina.
Figura 6 - Gestione dello stato del neutro con Ampère Professional
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Protezione contro i guasti a terra, le prescrizioni ENEL
In relazione alle caratteristiche dell’impianto del cliente (vedi tabella sottostante), la protezione
contro i guasti a terra può essere costituita o da una direzionale di terra abbinata ad una
massima corrente omopolare (67N + 51N) oppure da una semplice protezione di massima
corrente omopolare (51N).
Riassumendo, la protezione 67N occorre solo se i cavi in media tensione a valle del
trasformatore toroidale hanno una lunghezza complessiva superiore a :
§ Lc > 350 m a 20 kV;
§ Lc > 460 m a 15 kV;
Se ci sono linee aeree, del loro contributo ne va tenuto conto come evidenziato nella figura qui
sopra.
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Analisi delle possibili scelte
Perché la protezione di massima corrente omopolare (51N) non è più sufficiente?
Perché serve la protezione direzionale di terra?
o
Le linee in cavo forniscono un contributo capacitivo alla corrente di guasto di:
§
IC = 0,2 (A) x L (km) x V (kV)
Poiché la protezione 51N è tarata a 2 A, e considerando una soglia di sicurezza al 70%,
si ricava
§
0,2 x V x L <= 0,7 x 2 = 1,4
da cui:
o
§
per V = 20 kV, si ricava L = 350 m
§
per V = 15 kV, si ricava L = 460 m
La protezione direzionale di terra provoca l’apertura del DG solo se il guasto è interno
all’impianto cliente
§
Evita contenziosi con ENEL
§
Qualità del servizio per il cliente
Nelle reti a neutro isolato, le correnti capacitive di guasto monofase franco a terra sono
dell’ordine delle centinaia di ampere (200 – 350A).
In una rete a neutro compensato, la corrente capacitiva di guasto monofase a terra viene quasi
completamente annullata dalla corrente induttiva della bobina di Petersen (regolata in modo
che la sua corrente sia circa il 95% della corrente capacitiva) e nel circuito di guasto circola
una corrente prevalentemente resistiva di circa 35-40A, imposta dalla resistenza in parallelo
alla bobina di Petersen.
Se la protezione generale dell’utente è a massima corrente omopolare (51N) la sua soglia di
taratura deve essere:
o maggiore del contributo che l’impianto a valle della protezione stessa fornisce alla
corrente di guasto monofase a terra in rete (altrimenti interviene per un guasto a
monte), inoltre
o minore della corrente di guasto monofase a terra della rete di distribuzione, decurtata
dal suddetto contributo (altrimenti non interviene per un guasto a valle dell’utente).
Quindi, nelle reti a neutro isolato, la corrente di guasto dovuta alla rete è molto più grande del
contributo dell’impianto a valle della protezione dell’utente (250A circa contro 5A) rendendo
sufficiente la protezione 51N per distinguere un guasto a valle o a monte dell’utente.
Le cose cambiano, invece, con il neutro compensato. La differenza di corrente si stringe a circa
40A e 5A, se poi il guasto non è franco la differenza si riduce ulteriormente.
Il ricorso alla sola protezione 51N non è più consigliabile per il rischio di interventi non voluti.
La sola protezione 51N può continuare ad essere utilizzata quando si considera bassa la
probabilità di guasto sul lato MT e con basso contributo di corrente di guasto a terra della linea
utente (circa 1,4A, da cui i 350m di linea). Essa va tarata a 3A nelle reti a 15kV e a 4A nelle
reti a 20kV.
Le protezioni 67N sono più sensibili delle protezioni 51N, inoltre esse agiscono sulla
predeterminazione dell’angolo della componente omopolare della corrente di guasto.
Tale caratteristica è funzione del collegamento a terra della bobina di Petersen e sono
indipendenti dalla resistenza di terra del guasto.
E’ possibile definire dei settori di intervento delle protezioni direzionali al fine di discriminare la
posizione nella rete del punto di guasto.
Le soglie della protezione direzionale vengono tarate come quelle possedute da ENEL, solo con
tempi di intervento inferiori.
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Perché la protezione di massima corrente omopolare deve essere ancora presente se
c’è la protezione direzionale di terra?
Il doppio guasto monofase a terra sulla rete MT (due guasti su due fasi diverse, di cui uno
nell’impianto dell’utente) comporta correnti elevate che circolano sulle sole fasi escludendo il
centro stella del trasformatore e la sua eventuale bobina di Petersen.
Le stesse correnti omopolari che circolano nella rete utente sono indipendenti dallo stato del
neutro.
Ora non si ha più una relazione predeterminata di fase tra la tensione omopolare e la corrente,
in quanto essa dipende dalla resistenza di guasto e dal senso ciclico delle due fasi interessate
dai guasti a terra.
Essendo i guasti aleatori, ossia non determinabili il punto di guasto e le fasi coinvolte, la sola
protezione 67N non è più sufficiente per eliminare il doppio guasto a terra.
Si rende necessaria, quindi, una protezione 51N che è indipendente dall’angolo della corrente,
ma dal solo valore in modulo della corrente. Essa deve avere una corrente di soglia elevata
(circa 150A) per essere indipendente dal primo guasto a terra.
Per chi possiede la sola protezione 51N non cambia nulla, in quanto essa continua ad
intervenire anche per il secondo guasto a terra. Esso ha sempre bisogno di un TA omopolare
con rapporto 100/1 e classe di precisione 5P20 o equivalente per garantire il funzionamento
anche ad elevate correnti, senza andare in saturazione.
Se l’utente possiede una direzionale di terra a 3 soglie, può tarare quest’ultima per essere
selettiva con la 67.S3 dell’Enel e così non è necessaria la protezione 51N.
Per chi possiede una protezione con interruttore di manovra sezionatore IMS e fusibili, la
protezione contro i guasti doppi monofase non è di fatto assicurata.
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Caratteristiche e prescrizioni
Caratteristiche protezione direzionale di terra e massima corrente omopolare (67N +
51N)
La protezione direzionale di terra deve essere a due soglie di intervento ciascuna delle quali
deve poter essere esclusa in modo indipendente dall’altra.
Definiamo con:
o Io la componente omopolare della corrente di guasto a terra;
o Vo tensione omopolare;
I campi di taratura previsti sono i seguenti:
Soglia 67.S1 (per Neutro Compensato):
o Io
0,2-5 A a gradini di 0,1 A (valori primari)
o Vo
0,4-20 V a gradini di 0,1 V
o settore di intervento (def. da due angoli) 0-360 a gradini di 1°
o tempo di ritardo
0,05-1 s a gradini di 0,05 s
Soglia
o
o
o
o
67.S2 (per Neutro Isolato):
Io
0,2-5 A a gradini di 0,1 A (valori primari)
Vo
0,4-20 V a gradini di 0,1 V
settore di intervento (def. da due angoli) 0-360 a gradini di 1°
tempo di ritardo
0,05-1 s a gradini di 0,05 s
La protezione di massima corrente omopolare deve essere unipolare ad una soglia.
I campi di taratura previsti sono i seguenti:
Soglia max corrente 51N:
o Soglia
10-500 A a gradini di 5 A (valori primari)
o tempo di ritardo
0,05-1 s a gradini di 0,05 s
La protezione di massima corrente 51N non deve intervenire per il primo guasto a terra, per il
quale è adibita la protezione 67N.
Essa, invece, deve intervenire per proteggere l’utente contro i doppi guasti a terra.
Caratteristiche protezione di massima corrente omopolare (51N)
La protezione di massima corrente omopolare deve essere unipolare ad una soglia.
I campi di taratura previsti sono i seguenti:
Soglia max corrente 51N:
o Soglia
0-10 A a gradini di 0,5 A (valori primari)
o tempo di ritardo
0,05-1 s a gradini di 0,05 s
La differenza sostanziale tra le due protezioni 51N è il campo di lavoro delle correnti, elevate
per la prima, basse per la seconda.
Viste le prescrizioni ENEL, passiamo ai valori tipici di taratura su campo.
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Direzionale di terra, tarature tipiche
NC = Neutro Compensato
NI = Neutro Isolato
Possiamo quindi impostare questi parametri per la protezione dell’utenza DG Utente 1:
Figura 4 - Taratura della protezione direzionale di terra con Ampère Professional
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Esaminiamo la propagazione delle correnti di guasto a terra nei sistemi a neutro isolato o
compensato affiancando i risultati di calcolo della rete d’esempio elaborata con Ampère
Professional.
Sistema a neutro isolato o compensato, funzionamento normale
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Sistema a neutro compensato, guasto lato utente - emergenza
Supponiamo che la reattanza della bobina di Petersen sia accordata con la capacità di linea.
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente, rete e
bobina.
La sonda omopolare legge la sola corrente di componente resistiva, con verso uscente.
La protezione omopolare direzionale interviene per la prima soglia 67.S1.
Si deve tarare la resistenza al fine di fornire una corrente di guasto relativamente bassa,
inferiore della omopolare di terra 51N.
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Sistema a neutro compensato, guasto lato rete
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente, rete e
bobina.
La linea utente, con la sua capacità, contribuisce al guasto con una corrente capacitiva in
anticipo, letta dalla protezione 67N.
La protezione omopolare direzionale non interviene in quanto la corrente è esterna ad
entrambi i settori di intervento.
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L’analisi della rete porta a risultati simili, ove le correnti evidenziate in rosso rappresentano
cosa vede la protezione con un guasto lato utente, quelle in verde la misura della corrente con
un guasto lato rete.
Figura 5 - Analisi comparata delle linee in funzionamento normale o in emergenza
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Sistema a neutro isolato, guasto lato utente - emergenza
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente e linea
rete.
La protezione omopolare direzionale legge la corrente capacitiva della rete, risultante della
differenza tra Ig e Icl2. Il verso è uscente.
La protezione omopolare direzionale interviene in quanto la corrente è all’interno di almeno un
settore di intervento.
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Sistema a neutro isolato, guasto lato rete
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti in parallelo delle capacità di linea utente e linea
rete.
La linea utente, con la sua capacità, contribuisce al guasto con una corrente capacitiva in
anticipo, letta dalla protezione 67N.
La protezione omopolare direzionale non interviene in quanto la corrente è fuori in entrambi i
settori di intervento.
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Passaggio a sistema isolato
La simulazione nella rete d’esempio a neutro isolato, viene risolta da Ampère Professional con
l’apertura del centro stella del trasformatore di alimentazione della rete MT.
Le correnti evidenziate in rosso sono ora elevate per la mancanza della bobina di Petersen e
per la elevata estensione della rete.
Figura 6 - Analisi comparata delle linee in funzionamento normale o in emergenza
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Taratura protezione direzionale 67N
Tipicamente i relè di protezione 67N possiedono interfacce di impostazione dati che possono
accettare valori di angolo di intervento per le soglie 67.S1 e 67.S2 definibili come:
o Angolo base (basic angle): valore corrispondente al punto centrale del settore di
intervento, valore positivo corrispondente ad una rotazione oraria rispetto alla tensione
Vo;
o Ampiezza settore (sector width): valore corrispondente alla totale ampiezza di
intervento della protezione, espressa in gradi, data dalla differenza tra l’angolo
massimo e l’angolo minimo.
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Prima e dopo marzo 2004
Gli utenti che prima della data d’uscita della DK5600 possedevano un impianto con interruttore
di manovra sezionatore e fusibili in media, possono continuare con lo stesso sistema se:
o
la potenza impiegata è inferiore a 400kW
o
unico trasformatore
o
connessione tra punto di consegna e trasformatore in cavo <= 20m
o
stipula di contratto di manutenzione con impresa certificata ISO 9001 che preveda
almeno:
o
§
manutenzione ordinaria semestrale (conservazione e pulizia dei locali e degli
impianti elettrici)
§
manutenzione straordinaria elettromeccanica triennale dell’IMS e del fusibile
Registro delle manutenzioni
I nuovi criteri si applicano:
Integralmente:
ai nuovi allacciamenti e in occasione del
rifacimento di impianti esistenti
Limitatamente al sistema di protezione:
in occasione di cambiamento di esercizio della
rete MT su cui è allacciato un cliente esistente,
da neutro isolato a neutro compensato
Concludendo:
lo stato di emergenza della rete elettrica non può prescindere da una buona gestione dello
stato normale di funzionamento della rete, con particolare attenzione all’evoluzione del sistema
di distribuzione.
E’ un periodo di sostanziali cambiamenti per tutti i settori, dalla distribuzione
all’autoproduzione, dalla cogenerazione al funzionamento in isola.
Tutti possono fare tutto, l’importante è il rispetto reciproco e seguire le regole di buon vicinato:
la DK5600 che abbiamo esaminato, è una di queste.
L’autore Giuseppe Agostini è presidente di Electro Graphics Srl, software house specializzata su
prodotti per la progettazione elettrica.
L’azienda propone una gamma di prodotti integrati nelle funzionalità, per risolvere ogni
esigenza di documentazione di impianto; nata nel 1990, è leader di mercato nel software di
progettazione elettrica ed è certificata ISO 9001:2000.
I principali prodotti:
Linea CADelet: applicativo di AutoCAD per progettazione e disegno di impianti elettrici
Eplus: CAD elettrico autonomo per progettazione di impianti
IDEA: CAD elettrico autonomo per schemi di automazione industriale
Linea Ampère: software di calcolo di reti elettriche BT ed MT secondo norme CEI / IEC
Sigma: software di preventivazione ed analisi dei costi
Tabula: gestione dei materiali
Cablo: gestione dei cablaggi in cavo e degli esecutivi per l’officina
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