Dossier tecnico n° 3/MT-BT
Coordinamento
delle protezioni MT/BT
Schneider Electric SpA
MKT Division
dossier tecnico n. 3/MT--BT
20041 AGRATE (MI) (italia)
Tel. (039) 6558111
Tfax (039) 6056900
www.schneiderelectric.it
Edizione
SETTEMBRE ’05
Coordinamento
delle protezioni MT/BT
Dossier Tecnico n. 3/MT-- BT
Indice
1. Distribuzione elettrica
1.1 Sicurezza e disponibilità
dell’alimentazione
1.2 Le norme impianti
1.3 Sistemi di neutro
3
3
4
4
2. Allacciamento in Media
Tensione
9
2.1 Criteri di selettività in MT
9
2.2 Criteri di allacciamento
in MT
15
3. Apparecchi di protezione
in Bassa Tensione
19
3.1 La norma di prodotto
CEI EN 60947.2
19
3.2 Tecniche di selettività in
bassa tensione
22
3.3 Selettività in caso di
guasto verso terra
26
3.4 Selettività con trasformatori
in parallelo
27
3.5 Selettività alla chiusura
28
4. Tabelle di selettività
in Bassa Tensione
4.1 Regole di utilizzo
29
29
5. Esempio di studio di
selettività di un impianto
MT/BT
31
5.1 Arrivo generale MT
32
5.2 Distribuzione in BT
38
6. Tabelle di selettività (guida
al sistema BT)
41
7. Allegato: Calcolo delle
correnti di guasto in cabina
MT/BT: metodo pratico
47
8. Allegato: Selettività tra
fusibile MT e interruttore
BT
51
9. Allegato: Caratteristiche
elettriche di trasformatori
MT/BT
53
10. Allegato: Segni grafici e
codici di identificazione
delle protezioni
55
Bibliografia
dossier tecnico n.3/MT-- BT
57
1
2
dossier tecnico n.3/MT-- BT
1 Distribuzione elettrica
1 Introduzione
I dispositivi di protezione controllano in
permanenza lo stato elettrico degli elementi
di una rete elettrica e provocano la loro
messa fuori tensione (per esempio
l’apertura di un interruttore), quando questi
elementi sono interessati da anomalie di
funzionamento: sovraccarico,
corto---circuito, cedimento dell’isolante.
La scelta di un dispositivo di protezione non
è il frutto di una riflessione isolata, ma una
delle tappe più importanti nella
progettazione di una rete elettrica.
La presente guida ha lo scopo di indicare le
regole generali per scegliere le regolazioni
più adatta al funzionamento dell’impianto.
Il documento si propone di approfondire
quanto già indicato nella guida CEI 11---35
a riguardo delle protezioni in media
tensione unitamente al coordinamento
selettivo delle protezioni in bassa tensione, il
tutto nel rispetto dei vincoli, di regolazione e
di potenza installata, previsti dal Distributore.
1.1 Sicurezza e
disponibilità
dell’alimentazione
Le valutazioni per la scelta di un dispositivo
di protezione sono molteplici:
H partecipare alla protezione delle
persone contro i rischi elettrici;
H evitare il deterioramento del materiale
(un cortocircuito trifase su una sbarra di
media tensione può far fondere fino a 50
kg di rame in un secondo; la
temperatura dell’arco può superare
10000˚C);
H limitare le sollecitazioni termiche
meccaniche e dielettriche alle quali sono
sottoposti i materiali;
H preservare la stabilità e la continuità
della rete;
H proteggere le installazioni vicine ( per
esempio, ridurre la durata delle
sovratensioni dovute ad un guasto a
terra).
Per arrivare a questo obbiettivo, un sistema
di protezione deve essere rapido, selettivo e
affidabile.
Per questo si deve essere coscienti dei limiti
della protezione, essa non può annullare le
perturbazioni, ma può limitare il loro effetto
e la loro durata, inoltre la sua scelta è
sovente un compromesso
tecnico---economico tra la sicurezza e la
disponibilità dell’alimentazione dell’energia
elettrica.
H
Studio delle protezioni di una rete
Lo studio delle protezioni di una rete si
compone di due tappe distinte.
H La definizione del sistema di protezione.
H La determinazione delle regolazioni di
ciascuna unità di protezione, anche
chiamata coordinamento delle protezioni
o studio della selettività.
Definizione del sistema di
protezione
E’ la scelta degli elementi di protezione e
della struttura globale d’insieme di funzioni
coerenti e adattate alla rete.
Il sistema di protezione è composta dagli
elementi seguenti:
H Trasformatori di misura (corrente e
tensione) che forniscono le informazioni
delle grandezze della rete necessarie alla
rilevazione del guasto.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Relè di protezione, dedicati al controllo
continuo dello stato elettrico della rete e
al comando di apertura del dispositivo di
interruzione.
H Organi di interruzione con il compito di
eliminare il guasto: interruttori, combinato
--- fusibile (IMS), contattore --- fusibile.
La scelta delle protezioni definisce i
dispositivi di protezione che intervengono
sui principali guasti che interessano la rete e
le macchine:
H corto circuito tra fasi e tra fase e terra,
H sovraccarichi,
H guasti propri delle macchine rotanti.
Per scegliere correttamente le protezioni
devono essere prese in considerazione i
seguenti parametri:
H l’architettura e la potenza della rete
unitamente ai suoi differenti modi di
gestione,
H lo schema di collegamento a terra (
neutro isolato... ),
H le caratteristiche della sorgente di
energia e il loro contributo in caso di
guasto (ente distributore),
H i tipi di carico,
H il bisogno di continuità di servizio e di
disponibilità dell’alimentazione.
Determinazione delle regolazioni
delle unità di protezione
Ciascuna funzione di protezione deve
essere regolata al fine di gestire in modo
ottimale la rete elettrica e per tutte le sue
possibili configurazioni di utilizzo.
I valori di regolazione nascono da calcoli
completamente basati sulle caratteristiche
elettriche dettagliate degli elementi che
compongono la rete.
Questo tipo di studio viene generalmente
eseguito con l’ausilio di programmi dedicati
e da personale che abbia una forte
conoscenza delle problematiche di
impianto, in modo tale da poter analizzare e
di conseguenza definire i valori di
regolazione più idonei.
3
1.2 Norme impianti
1.3 Sistemi di neutro
Le norme e le guide che regolano gli
impianti in media tensione (CEI 11---1 e CEI
11---35) e bassa tensione (CEI 64---8)
trattano l’argomento coordinamento delle
protezioni e raccomandano un buon
coordinamento tra i dispositivi stessi.
Per quanto riguarda i prodotti di media
tensione, il coordinamento tra i dispositivi di
protezione, TA e TV è preso in
considerazione nella guida CEI 11---35
mentre per il combinato, interruttore di
manovra sezionatore (IMS) con fusibili, la
norma CEI EN 60420 (CEI 17---46) indica le
condizioni di base da rispettare per
garantire il corretto coordinamento (IMS +
fusibile).
La norma impianti CEI 11---1 precisa che si
deve scegliere opportunamente la
disposizione dei circuiti per soddisfare le
esigenze di esercizio e di sicurezza e si
deve tenere in considerazione la continuità
di servizio in caso di guasto e di
manutenzione in relazione alla
configurazione della rete di distribuzione.
Per quanto riguarda la cabina MT/BT, e più
specificatamente il coordinamento tra le
protezioni in media e in bassa tensione, si
rimanda alla guida CEI 11---35 allegato F.
La norma che regolamenta i dispositivi di
protezione in bassa tensione (CEI
60947---2) identifica le modalità di
esecuzione delle prove per accertare:
H
Generalità
H
H
La continuità di servizio è richiesta
qualunque sia il sistema di neutro e di
conseguenza lo è anche il coordinamento
selettivo e i criteri per attuarlo.
I dispositivi utilizzati per proteggere
l’impianto e le persone dai rischi elettrici
sono differenti secondo il sistema di neutro
utilizzato, e di conseguenza il
coordinamento selettivo riguarderà tutte o
alcune delle seguenti protezioni:
AT/BT
il coordinamento selettivo (Allegato 5
” Verifica della selettività”).
H il coordinamento serie (Allegato 6
”Verifica della protezione di sostegno”).
Le combinazioni prese in considerazione
prevedono l’utilizzo sia di interruttori
limitatori (categoria A) che non limitatori o
meglio ad intervento ritardabile (categoria
B).
Per un maggior approfondimento
sull’argomento si rimanda al capitolo 3.1.
Per quanto riguarda gli impianti in bassa
tensione, la norma CEI 64---8 lascia al
committente e al progettista il compito di
valutare se le situazioni di esercizio
richiedano un coordinamento selettivo tra le
protezioni contro le sovracorrenti e i guasti
verso terra.
La stessa norma richiama il coordinamento
in filiazione, o di sostegno, ammettendo che
il potere di interruzione del dispositivo di
protezione possa essere inferiore alla
corrente di cortocircuito presunta nel punto
di installazione a patto che a monte sia
installato un altro dispositivo avente il
necessario potere di interruzione e che
l’energia che essi lasciano passare non
superi quella che può essere sopportata
senza danno dal dispositivo situato a valle.
Per approfondimenti sul tema si rimanda ad
altra documentazione tecnica.
protezione contro il sovraccarico,
protezione contro il cortocircuito,
H protezione contro il guasto verso terra
che può essere realizzata con dispositivi:
--- a corrente differenziale associato al
dispositivo di protezione;
--- a corrente differenziale integrato nello
sganciatore;
--- a corrente residua integrato nello
sganciatore;
--- a corrente residua con sistema
relè/toroide esterno all’interruttore;
--- per il controllo permanente
dell’isolamento.
La rete elettrica del Distributore viene
esercita normalmente a neutro compensato
e in casi eccezionali a neutro isolato.
G
Protezione per guasto verso terra
1
2
3
G = protezione a corrente differenziale
T = protezione a corrente residua
N
T
DDR
DDR
PE
FIG. 1
4
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Sistemi di neutro in media
tensione
Neutro isolato.
I sistemi di neutro utilizzati negli impianti in
media tensione del Distributore sono i
seguenti.
Distributore
AT/MT
VT
Ird
Irs
Utente
Non c’è nessun collegamento elettrico tra il
centro stella del trasformatore e la terra ad
eccezione di apparecchi di misura o
protezione. FIG. 2
I vantaggi essenziali di questo tipo di
distribuzione è quello di permettere il
mantenimento del primo guasto verso terra
in impianti la cui estensione comporta valori
di corrente capacitiva limitati.
Questo fatto permette al Distributore di
gestire al meglio il primo guasto
d’isolamento con appositi sistemi di
richiusura posti in cabina primaria.
I fenomeni che si manifestano al primo
guasto di isolamento sono i seguenti:
H sovratensioni a frequenza industriale a
regime pari a 1,74 volte la tensione
nominale verso terra. Le sollecitazione a
cui l’isolamento è soggetto dipendono
dal tempo di permanenza del guasto;
H difficoltà di realizzare protezioni selettive;
H ferrorisonanza con i trasformatori di
tensione (TV).
Neutro isolato
FIG. 2
Neutro compensato
Distributore
AT/MT
VT
Irs
Ird
Utente
Neutro compensato
FIG. 3
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Il centro stella del trasformatore è collegato
a terra tramite una reattanza accordata con
la capacità della linea in modo che la
corrente di guasto sia praticamente nulla.
Il sistema di collegamento a terra prevede
anche una resistenza. per permettere la
circolazione di una corrente di guasto
sufficiente per fare intervenire le protezioni.
I vantaggi di questa soluzione sono:
H ridotta corrente di guasto e
conseguente estinzione naturale dei
guasti non permanenti;
H tensioni di terra limitate;
I principali inconvenienti che si presentano
al primo guasto di isolamento sono i
seguenti:
H rischio di sovratensioni transitorie anche
se limitate;
H il guasto può permanere per un tempo
elevato.
L’impianto di terra è dimensionato sulla
base della corrente di guasto più bassa ma
anche per tensioni di contatto possibili
(UTP) più basse di quelle normalmente
ammesse in caso di neutro isolato.
5
Sistemi di neutro in bassa
tensione
I sistemi di neutro utilizzati negli impianti in
bassa tensione sono i seguenti.
Sistema TT
Viene utilizzato per utenze alimentate in
bassa tensione.
Il neutro del trasformatore è collegato a terra
e le masse dell’utenza sono collegate ad
una terra propria distinta da quella del
Distributore.
Le protezioni utilizzate sono le seguenti:
per i guasti di fase protezione contro le
sovracorrenti;
H per i guasti verso terra protezione a
corrente differenziale o residua.
H
PE
1
2
3
N
Utilizzatori
FIG.4
Sistema TNC (conduttore di neutro
e di protezione unico PEN) oppure
TNS.
Viene utilizzato quando il Distributore
prevede l’allacciamento in media tensione
per la fornitura di energia.
Il neutro del trasformatore è collegato a terra
e le masse dell’utenza sono collegate alla
terra di cabina mediante il conduttore di
protezione.
Le protezioni utilizzate sono le seguenti:
per i guasti di fase protezione contro le
sovracorrenti;
H per i guasti verso terra protezione
contro il cortocircuito.
In presenza di linee molto lunghe con
sezioni ridotte e correnti di guasto inferiori
alla soglia magnetica, oppure quando il
confronto tra la corrente di guasto e la
soglia di intervento della protezione contro il
cortocircuito non concede margini di
sicurezza, si utilizza la protezione a corrente
differenziale o residua.
H
1
2
3
N
PE
Sistema TNS
Utilizzatori
FIG.5
6
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Sistema IT
per il primo guasto d’isolamento
controllore permanente di isolamento
(CPI);
H per il secondo guasto verso terra
protezione contro il cortocircuito oppure,
solo sulle partenze e se le condizioni
circuitali (criterio di messa a terra delle
masse di utenza) lo richiedono,
protezione a corrente differenziale;
H protezione contro le sovratensioni di
natura atmosferica o dovute
all’azionamento di dispositivi di comando
(ad esempio di batterie di condensatori).
H
In questo sistema non è obbligatorio
l’intervento delle protezioni al primo guasto
d’isolamento e quindi si utilizzato quando il
processo produttivo richiede una elevata
continuità dell’alimentazione.
Il neutro del trasformatore è isolato da terra
e le masse dell’utenza sono collegate a
terra, individualmente, a gruppi o ad una
unica terra, con un conduttore di protezione
(PE).
Le protezioni utilizzate sono le seguenti.
H per i guasti di fase protezione contro le
sovracorrenti;
1
2
3
N
CPI
Utilizzatori
FIG.6
dossier tecnico n.3/MT-- BT
7
8
dossier tecnico n.3/MT-- BT
2 Allacciamento in Media Tensione
2.1 Criteri di selettività
in MT
2.1.1 Selettività cronometrica
Le protezioni costituiscono tra loro un
insieme coerente dipendente dalla struttura
della rete e dal suo regime di neutro.
Essa deve essere vista attraverso un
sistema che si basa sul principio della
selettività, che consiste nell’isolare il più
rapidamente possibile la parte di rete
interessata al guasto lasciando in tensione
tutta la parte sana della rete.
Possono essere utilizzati differenti mezzi per
assicurare una buona selettività tra le
protezioni di una rete elettrica:
H selettività cronometrica tra i tempi di
intervento;
H selettività amperometrica tra le correnti
di regolazione;
H
Essa consiste nel temporizzare
differentemente le protezioni di massima
corrente posizionate lungo la rete, questa
temporizzazione è tanto più elevata quanto
è più prossima la sorgente.
Vantaggi
Modo di funzionamento
TA= 1.1s
A
50/51
TB= 0.8s
50/51
B
TC= 0.5s
C
50/51
TD= 0.2s
50/51
D
Con riferimento allo schema, il guasto in D
è visto da tutte le protezioni.
La protezione temporizzata D attiva i suoi
contatti in uscita più rapidamente di quella
installata in C, quella in C più rapidamente
di quella in B.
Dopo l’apertura dell’interruttore in D e la
scomparsa della corrente di guasto, le
protezioni in A,B,C che non sono più
sollecitate, ritornano nella posizione di
riposo dopo un tempo di inerzia.
La differenza dei tempi di funzionamento ∆T
tra due protezioni successive è chiamato
intervallo di selettività, esso dovrà tenere
conto:
H del tempo di interruzione Tc
dell’interruttore a valle, che include i tempi
di risposta dell’apparecchio all’apertura e
del tempo d’arco;
H delle tolleranze della temporizzazione
∆T delle due protezioni in serie;
H del tempo di ricaduta della protezione a
monte Tr;
H di un margine di sicurezza m;
∆T deve quindi soddisfare la seguente
relazione:
∆T> Tc + Tr + ∆T + m
Tenuto conto delle caratteristiche attuali
degli apparecchi e dei relè si può adottare
un valore di 0,25 s.
Esempio: Tc=95ms, ∆T=25ms, Tr=40ms;
per l’intervallo di selettività 250 ms il
margine di sicurezza è di 65ms.
selettività con scambio di informazioni
detta anche selettività logica;
H selettività che utilizzi protezioni di tipo
direzionale;
H selettività che combini le precedenti al
fine di assicurare una migliore
prestazione globale tecnica ed
economica, o per ottenere un rincalzo
alla selettività principale (back---up).
Nota Bene.
Non tutti i criteri di selettività sotto indicati
sono applicabili in impianti alimentati in
media tensione e assoggetti alla specifica
DK5600.
Questo tipo di selettività ha due vantaggi:
H assicura una protezione di rincalzo; per
esempio se la protezione D è guasta la
protezione C apre il proprio interruttore
dopo il ritardo intenzionale;
H è di semplice utilizzo.
Inconvenienti
Maggiore è il numero di protezioni in
cascata, maggiore sarà il tempo di
eliminazione del guasto nel punto più vicino
alla sorgente dove la corrente di guasto è
maggiore.
Ciò potrebbe portare ad un tempo
incompatibile con la tenuta dei materiali alla
corrente di cortocircuito, o con le regolazioni
di protezioni a monte (collegamento con
una rete pubblica di distribuzione).
Applicazione
Questo principio è applicato nelle reti di
distribuzione radiale.
Le temporizzazioni definite per ottenere la
selettività sono attivate quando la corrente
supera la soglia regolata sul relè, è
necessario che le regolazioni delle soglie
siano coerenti tra loro.
Guasto tra le fasi
FIG.7
dossier tecnico n.3/MT-- BT
9
2.1.2 Selettività
amperometrica
Essa è basata sul fatto che all’interno di una
rete, la corrente di guasto è tanto più bassa
quanto il guasto è lontano dalla sorgente.
Modo di funzionamento
IccAmin
Una protezione amperometrica è disposta
alla partenza di ciascun tronco di linea, la
sua soglia è regolata ad un valore inferiore
al valore di cortocircuito minimo provocato
da un guasto sulla sezione di impianto
controllata, e superiore al valore massimo
della corrente di guasto al di là della zona
sorvegliata.
IccBmax
IsA, TA
IsA, TA
50/51
50/51
IccA
Guasto tra le fasi
ZONA A
ZONA B
IccBmax
IsB, TB
IsB, TB
50/51
50/51
IccB
Guasto tra le fasi
FIG.8
t
B
A2
Vantaggi
Così regolata, ciascuna protezione funziona
solo per i guasti situati immediatamente a
valle della sua posizione di installazione,
all’interno della zona controllata; la
protezione a monte (A) è insensibile ai
guasti che si manifestano al secondario del
trasformatore.
Questo sistema è applicato nella protezione
dei trasformatori con vantaggi di semplicità,
di riduzione dei tempi di intervento
(intervento senza ritardo).
Un esempio è quello della figura 9:
IccBmax < IsA < IccAmin
dove i termini hanno il seguente significato:
IsA = regolazione della soglia
IccB = corrente di cortocircuito massima al
secondario del trasformatore riportato al
primario.
Le temporizzazioni TA e TB sono
indipendenti.
La temporizzazione della protezione A può
essere inferiore a quella di B o al limite
essere uguale (caso di selettività tra
protezione in MT e in BT).
Inconvenienti
A1
La protezione situata a monte (A) non
assicura il soccorso alla protezione situata a
valle (B).
Per migliorare il livello di protezione
dell’impianto e del trasformatore si dovrà
utilizzare, sulla protezione A, una seconda
soglia A2 con selettività combinata
(amperometrica + cronometrica, oppure
amperometrica + logica).
Un esempio può essere il caso di protezioni
a monte e a valle di un trasformatori AT/MT
oppure MT/BT.
Ta
Tb
I
IsB
IccB
IsA
IccA
FIG.9
Risulta difficile definire le regolazioni delle
due protezioni in cascata e assicurare una
buona selettività, quando le correnti non si
riducono in modo sensibile tra due zone
vicine.
10
dossier tecnico n.3/MT-- BT
2.1.3 Selettività Logica
TA= 0.1s
50/51
50/51 TB= 0.1s
Guasto
tra le fasi
Questo sistema è stato sviluppato per
rimediare agli inconvenienti della selettività
cronometrica (elevata energia in gioco
durante il guasto).
La selettività logica è utilizzata quando si
vuole ottenere un ridotto tempo di
eliminazione del guasto in ogni punto
dell’impianto.
Modo di funzionamento
Lo scambio d’informazione logica tra le
protezioni (tempo di trasmissione almeno
100ms) permette l’eliminazione degli
intervalli di selettività, e quindi di ridurre
considerevolmente il ritardo di sgancio degli
interruttori situati vicini alla sorgente (vedere
fig. 10).
In effetti, in una rete con distribuzione
radiale, le protezioni situate a monte del
punto di guasto sono attivate, quelle a valle
non lo sono; questo permette di localizzare
senza ambiguità il punto di guasto e
l’interruttore da comandare.
50/51 TC= 0.1s
Ciascuna protezione attivata dal guasto
invia:
H un ordine di blocco logico alla
protezione a monte (blocco dell’ordine di
apertura dell’interruttore);
H un ordine di apertura all’interruttore
associato se non ha ricevuto un blocco
logico dalla protezione a valle.
Vedere anche il paragrafo sulla selettività
combinata.
Questo principio è illustrato nella figura 10.
Alla comparsa di un guasto a valle di B,
solo le protezioni A e B sono attivate dal
passaggio della corrente di guasto, la
protezione in B blocca la protezione in A.
La protezione in B provoca l’apertura del
proprio interruttore con un ritardo
intenzionale TB.
Nel caso in cui il sistema di trasmissione
delle informazioni non funzioni
correttamente (filo pilota interrotto), la durata
dell’ordine di blocco logico, per la
protezione in A, è limitata ad un tempo
TB+T3 dove T3 (tipicamente 100ms) è un
tempo che tiene conto della durata di
apertura dell’interruttore.
In questo caso la protezione in A comanda
il proprio interruttore dopo TB+T3 (circa
200ms).
Alla presenza di un guasto tra A e B (figura
11) la protezione A comanda l’apertura
dopo un tempo TA (valore minimo 100ms).
Vantaggi
Il tempo di apertura è indipendente dalla
posizione del guasto e dal numero di
protezioni in cascata. Così è possibile
ridurre al minimo i ritardi intenzionali delle
protezioni che dovrebbero crescere con il
numero di livelli di distribuzione (selettività
cronometrica).
In più, questo sistema integra al suo interno
la protezione di rincalzo in caso la
protezione a valle non eliminasse il guasto.
50/51 TD= 0.1s
FIG.10
Inconvenienti
IsA
TA
Ist.
TB+T3
IsB
TB
Ist.
Il sistema necessita della trasmissione del
segnale logico tra i diversi livelli di
protezione, quindi necessita di un
conduttore ausiliario (filo pilota).
Il collegamento potrebbe essere
problematico quando le protezioni sono
lontane ad esempio nel caso di più cabine
di distribuzione distanti diversi centinaia di
metri.
Le difficoltà possono essere superate
utilizzando la combinazione tra la selettività
logica a livello di quadro di distribuzione e
la selettività cronometrica tra zone lontane
(vedi capitolo selettività combinata) oppure
utilizzando interconnessioni tra le protezioni
eseguite con cavo in fibra ottica.
FIG.11
dossier tecnico n.3/MT-- BT
11
2.1.4 Selettività direzionale
Guasto 1
TA= 0.4s
TB= 0.4s
67
67
Guasto 2
Principio della protezione direzionale di fase
Guasto in 1
Protezione in A attiva, protezione in B non attiva
Guasto in 2
Protezione in A non attiva, protezione in B non attiva
FIG.12
Nel caso di distribuzione ad anello, o per un
guasto alimentato da più sorgenti di
alimentazioni, o nel caso di correnti di
guasti a terra di valore ridotto, unitamente a
linee in derivazione di notevole estensione,
viene utilizzata una protezione sensibile al
senso di circolazione della corrente di
guasto per poterla localizzare ed eliminare
in modo selettivo.
Questo è il ruolo delle protezioni direzionali
di massima corrente.
Modo di funzionamento
L’azione della protezione è differente
secondo il senso della corrente, identificato
dal suo sfasamento rispetto ad una
grandezza di riferimento (normalmente un
vettore di tensione); il relè dovrà quindi
disporre delle informazioni di corrente e di
tensione (TA + TV).
Le condizioni di intervento, cioè
l’identificazione della zona di intervento e di
non intervento, sono definite in funzione
della rete da proteggere e del flusso di
energia di guasto (fig. 12).
Nota
In presenza di un guasto nel punto 2
interverranno le protezioni adirezionali
preposte alla protezione delle due linee.
Esempio di utilizzo della protezione
omopolare direzionale (fig 13)
Guasto 1
TA
67N
Guasto 2
Punto di consegna dell’energia elettrica da
parte dell’Ente fornitore a 20 kV con rete di
distribuzione con lunghezza delle linee a
valle di 700 m e con regolazione della
protezione contro il guasto a terra di 2A e
corrente di guasto di 50A.
In caso di guasto nel punto 2 la corrente di
guasto assume il valore massimo di 50 A e
senso di circolazione dalla sorgente verso
l’impianto da proteggere.
Nel caso di guasto nel punto 1 la corrente
di guasto che interessa la protezione è la
corrente capacitiva contributo della linea 1.
Essa assume un valore di
Ic=0,2xV(kV)xL(km)=0,2x20x0,7=2,8A
e senso di circolazione dall’impianto da
proteggere verso la sorgente.
Per evitare l’intervento della protezione per
guasti a monte è necessario l’utilizzo di
protezioni di tipo direzionale con direzione
di intervento verso la rete da proteggere.
Vantaggi
Cavo di lunghezza 700m
FIG.13
Assicura l’eliminazione selettiva del guasto
salvaguardando, nel caso di più
alimentazioni o più linee in parallelo, la
continuità di esercizio.
Inconvenienti
Il dispositivo necessita l’utilizzazione di
trasformatori di tensione che servono per
rilevare la tensione di riferimento per la
determinazione dell’angolo di sfasamento, e
quindi della direzione della corrente.
12
dossier tecnico n.3/MT-- BT
2.1.5 Selettività combinata
IccB, IccA
50
51
IsA1, TA1
IsA2, TA2
Una selettività mista è una combinazione di
funzioni elementari di selettività che
assicurano dei vantaggi complementari alla
selettività semplice descritta nelle pagine
precedenti quali:
H selettività totale,
H ridondanza o protezione di rincalzo.
Di seguito alcuni esempi pratici di
applicazione con associazioni di due tipi di
selettività:
H amperometrica + cronometrica,
H logica + cronometrica.
t
B
Selettività amperometrica +
cronometrica (fig. 14)
L’esempio mostra quello che è descritto di
seguito:
H selettività amperometrica tra A1 e B,
H selettività cronometrica tra A2 e B.
Si ottiene così una selettività totale, e la
protezione in A assicura il soccorso per un
guasto in B
A
IccB
TA2
∆Τ
51
IsB, TB
TB
TA1
Guasto tra le fasi
I
IsB
IsA2
IccB
IsA1
IccA
FIG.14
Selettività logica + cronometrica di
soccorso (fig. 15)
51
51
IsA, TA1
TA
Ist.
t
TB+T3
51
L’esempio mostra quello che è descritto di
seguito:
H selettività logica tra A e B
H selettività cronometrica tra A1 e B.
In caso di guasto a monte di B, la
protezione A1 assicura un intervento di
soccorso ad A nel caso di un suo non
corretto funzionamento dovuto ad un
guasto del sistema di trasmissione del
blocco logico (ordine di blocco
permanente).
TB
Ist.
B
A
TA1
∆Τ
Sel.
Cronometrica
TB
TA
I
IsB
IsA
IccB
IccA
Sel. Logica
FIG.15
dossier tecnico n.3/MT-- BT
13
Selettività logica + cronometrica
mista
Selettività
Logica
Cronometrica
50/51
Quadro QA
A
TA= 0.1s
TA= 1.1s
TA= 0.5s
TB= 0.8s
TC= 0.1s
TC= 0.5s
Selettività Logica
Selettività
Cronometrica
50/51
B
50/51
C
L’esempio mostra quello che è descritto di
seguito:
H selettività logica all’interno del quadro
(tra A e B, tra C e D);
H selettività cronometrica tra i due quadri
QA (protezione B) e QB (protezione C) con
TB = TC + ∆T.
In questo modo non è necessario installare
un collegamento di trasmissione del
segnale di blocco logico tra i due quadri
lontani.
I tempi di eliminazione del guasto sono
ridotti rispetto ad una selettività
cronometrica semplice attuata su tutti i livelli
di distribuzione (1,1s per guasto a valle
della protezione A).
Quadro QB
Selettività Logica
50/51
D
TD= 0.2s
FIG.16
La figura evidenzia il confronto tra i tempi
relativi alla selettività logica e quelli relativi
alla selettività cronometrica.
14
dossier tecnico n.3/MT-- BT
2.2 Criteri di
allacciamento in MT
Le prescrizioni della DK 5600 si applicano:
H integralmente, ai nuovi allacciamenti ed
in occasione del rifacimento di impianti
esistenti e della relativa cabina;
H in caso di cambiamento della potenza
contrattuale;
H limitatamente al sistema di protezione,
ai clienti esistenti che passano da neutro
isolato a neutro a terra tramite
impedenza;
H limitatamente al locale misura, ai clienti
dotati di gruppi di misura elettronici.
Per sistema di protezione del cliente si
intende l’insieme costituito da:
H dispositivo generale DG,
H protezione generale PG,
H riduttori di corrente TA e di tensione TV
che alimentano la protezione PG.
La tensione nominale per l’allacciamento
(MT o BT) viene definito dal Distributore
caso per caso in funzione della rete e della
potenza richiesta.
Lo schema d’allacciamento (derivazione o
entra---esce) è definito a discrezione del
Distibutore, che può modificarlo in un
secondo tempo.
L’esercizio della rete MT può essere a
neutro isolato oppure a terra tramite
impedenza.
Le caratteristiche della tensione MT fornita
dal Distributore sono conformi alla Norma
CEI EN 50160.
Le apparecchiature del cliente devono
essere conformi alle Norme IEC 61000 per
la compatibilità elettromagnetica.
Potenza installabile
Impianto Cliente
CP
Aspetti generali
cortocircuito
E’ stabilito un limite per la taglia del singolo
trasformatore, in modo da garantire la
selettività fra le protezioni di massima
corrente del Distributore e del cliente per
cortocircuito sulle sbarre BT
Tensione (kV)
. Potenza (kVA)
AT/MT
FIG.17
15
20
1600
2000
Se linea e protezioni lo consentono, il
Distributore può accettare taglie fino a:
Tensione (kV)
15
20
Potenza (kVA)
2000
2500
Sono stati presi in considerazione
trasformatori con Vcc: 6%, questo consente
di ottenere una selettività tra le protezioni di
bassa tensione e le protezioni poste in
cabina primaria.
E’ quindi possibile l’utilizzo di trasformatori
di taglia superiore con il vincolo di
mantenere costante la corrente di guasto
passante (tensioni di cortocircuito maggiori).
Ad esempio a 15 kV, la taglia passa da
1600 kVA con Vcc= 6% a:
H 2000 kVA, se Vcc= 8%
H 3200 kVA, se Vcc= 10%.
Il limite di taglia si applica all’insieme di
trasformatori in parallelo.
Ad esempio, a 15 kV, la taglia di due
trasformatori uguali in parallelo non può
superare 1600 / 2 = 800 kVA.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
15
800 kVA
Impianto
cliente
15 kV
800 kVA
FIG.18
2 x 1600 kVA
1250 kVA
15 kV
Relè minima V
FIG.19
16
Impianto
cliente
La potenza di trasformazione massima
installabile dal cliente (potenza
contemporaneamente in servizio) è limitata
a 2 x limite di taglia del singolo
trasformatore.
Quindi:
H 2x 1600 kVA a 15 kV,
H 2x 2000 kVA a 20 kV.
La limitazione delle potenze ha lo scopo di
evitare l’apertura dell’interruttore di linea in
C.P. al momento della sua chiusura in
assenza di guasto (chiusura intenzionale o
richiusura automatica). Tale apertura è
dovuta all’eccessiva corrente d’inserzione
dei trasformatori MT/BT
contemporaneamente alimentati dalla linea
del Distributore.
Il cliente che necessita di trasformatori con
potenza complessiva maggiore del limite
imposto è autorizzato, previo accordo, solo
se impiega un dispositivo che eviti la
contemporanea energizzazione dei
trasformatori che superano il limite di
potenza installabile.
Ad esempio, il cliente può installare un relé
di minima tensione (relè 27) che apra entro
0,25 s i trasformatori eccedenti il limite, e li
richiuda (relè 59) al ritorno della tensione
dopo non meno di 5 s.
Impianto utilizzatore
L’impianto utilizzatore MT, che inizia dal
punto di prelievo, deve essere dimensionato
con i dati di rete forniti dal Distributore:
H tensione nominale (ad esempio 15 kV),
H tensione d’isolamento di 24 kV per
qualsiasi tensione nominale con
esclusione dei trasformatori di potenza,
H corrente di cortocircuito massima di
rete, pari a 12,5 kA previo conferma
dell’Ente Distributore.
Il cavo di collegamento, allestito dal cliente
comprese le terminazioni, deve essere:
H il più corto possibile, perché protetto
dall’interruttore del Distributore;
H di sezione minima equivalente a
95 mm2 rame, in modo da sopportare
per 0,5 s la massima Icc= 12,5 kA.
Il dispositivo generale DG del cliente, che
deve assicurare le funzioni di sezionamento,
comando e interruzione, può essere
costituito, in alternativa, da:
H sezionatore + interruttore scollegabile,
H interruttore estraibile in accordo alla
normativa CEI EN 60298.
Come dispositivo generale DG non è più
ammesso l’IMS con fusibili, perché la DK
5600 impone a tutti gli utenti MT la
protezione contro i guasti a terra.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Protezione Generale
La protezione PG è sempre costituita da:
H una protezione di massima corrente,
H una protezione contro i guasti a terra.
La tipologia delle protezioni dipende dalle
caratteristiche dell’impianto cliente.
Caratteristiche impianto utente
Protezioni
Lunghezza linee Lunghezza
aeree MT in linee MT in
conduttori nudi cavo (m)
(m)
Trasformatori
MT/BT
DG
PG
Massima
corrente
di guasto
(A)
0
> 1 in unico
locale cliente
interruttore
51
51N
10000
51
10000
67
500
51N
2000
>0
< 500
In tutti gli altri casi
interruttore
2000
Nota: La specifica DK5600 identifica le
protezioni con codifica differente da quella
normalizzata:
H 51 Protezione di massima corrente,
H 67 Protezione direzionale di terra,
H 51N Protezione di massima corrente
omopolare.
La protezione PG deve avere le
caratteristiche riportate nell’allegato PG della
DK 5600.
La conformità a tale documento deve
essere attestata da una documentazione di
prova emessa da un laboratorio accreditato
da un ente (in Italia il SINAL) facente capo
all’EA europeo.
L’allegato PG prevede un pannello
protezioni dotato di:
H comandi e segnalazioni locali del
dispositivo DG,
H protezioni per le quali sono indicate
precisioni e campi di taratura,
H alimentazione ausiliaria in corrente
continua, o fornita da UPS che
garantisca almeno 2 ore di
funzionamento, tale da assicurare
l’apertura di DG anche in assenza di
tensione sul lato BT.
Per i clienti che hanno un impianto MT
semplice e/o con ridotto rischio di guasto,
ovvero:
H senza linee MT aeree in conduttori nudi,
H con cavi MT di lunghezza <500 m,
H con trasformatori in un unico locale,
è ritenuta sufficiente la sola protezione di
massima corrente omopolare 51N con una
soglia d’intervento.
I clienti che hanno un impianto MT
complesso e/o con rischio di guasto più
elevato, cioè che hanno, in alternativa:
H linee MT aeree in conduttori nudi,
H cavi MT di lunghezza >500 m,
H trasformatori in cabine diverse,
devono installare due protezioni contro i
guasti a terra:
dossier tecnico n.3/MT-- BT
una protezione direzionale di terra 67N,
che assicura l’intervento per guasto
monofase a terra nell’impianto MT
cliente;
H una protezione di massima corrente
omopolare 51N aggiuntiva, che assicura
l’intervento per doppio guasto a terra su
linee diverse di cui uno nell’impianto MT
dell’utente.
La protezione di massima corrente 51 deve
essere alimentata tramite riduttori di corrente
(TA) di fase capaci di riprodurre la corrente
primaria al secondario, in modo
sufficientemente fedele e preciso da
garantire il funzionamento della protezione,
fino alla massima corrente di cortocircuito
rilevabile in prossimità di una cabina
primaria dotata di trasformatori AT/MT della
taglia unificata più grande.
La DK 5600 indica le caratteristiche dei TA
ritenuti sicuramente idonei per una corrente
di cortocircuito massima pari a 10000 A.
Le caratteristiche dei TA di fase indicate, a
titolo d’esempio nella specifica DK5600,
sono:
H rapporto 300/5 o 300/1
H classe 10P30
Il cliente può installare TA di fase di
caratteristiche diverse, ma è tenuto a
dimostrare che il sistema protettivo così
realizzato ha le caratteristiche richieste.
Le protezioni di terra 51N e 67N devono
essere alimentate tramite un riduttore di
corrente (TA) toroidale omopolare capace di
riprodurre la corrente primaria al
secondario, in modo sufficientemente fedele
e preciso da garantire il funzionamento
delle protezioni, fino alla massima corrente
di doppio guasto a terra.
H
La DK5600 indica le caratteristiche del TA
toroidale ritenuto sicuramente idoneo per
una corrente di doppio guasto a terra
massima pari a 2000 A.
Le caratteristiche del TA toroidale
omopolare indicate dal Distributore sono:
H rapporto 100/1,
H classe 5P20.
Il cliente può installare un TA toroidale
omopolare di caratteristiche diverse, ma è
tenuto a dimostrare che il sistema protettivo
così realizzato ha le prestazioni richieste.
Nota Bene.
La Delibera per l’Autorità dell’Energia
accetta il dispositivo IMS + fusibile come
dispositivo generale in impianti già esistenti
a patto che:
--- si esegua regolare manutenzione sul
dispositivo generale;
--- la periodicità delle verifiche sia
semestrale;
--- venga eseguita da aziende specializzate
e con requisiti certificati ISO;
--- si tenga un registro degli interventi di
manutenzione.
Si deve porre particolare attenzione a
riguardo del fusibile e in particolare:
--- alla corretta taglia per garantire la
selettività con la protezione in cabina
primaria (fusibile con corrente non
superiore a 40A a 20kV e 63A a 15kV);
--- alla verifica dell’integrità della terna di
fusibili dopo un intervento. Si consiglia la
sostituzione della terna anche se
l’intervento ha interessato un solo fusibile.
17
18
dossier tecnico n.3/MT-- BT
3 Apparecchi di protezione
in bassa tensione
La norma di prodotto
CEI EN 60947.2
La conformità alla norma CEI EN 60947.2 a
partire dal 1997, può essere considerata
un’assicurazione contro qualsiasi rischio
nell’utilizzo degli interruttori automatici.
Questa norma è stata approvata a livello
europeo.
I principi
La norma definisce le caratteristiche
essenziali richieste agli interruttori automatici
ad uso industriale:
H classificazione secondo la categoria
d’impiego,
l’attitudine al sezionamento,
le caratteristiche elettriche di regolazione
degli sganciatori (allegato K),
H le informazioni utili all’impiego,
H i criteri costruttivi,
H il coordinamento delle protezioni
(allegato A).
La stessa norma stabilisce anche una serie
di prove di tipo a cui è necessario
sottoporre gli interruttori automatici.
Tali prove riproducono le reali condizioni di
impiego degli interruttori secondo una
sequenza di test ben definita.
H
H
Tabella delle caratteristiche principali
Norma CEI EN 60947.2 Allegato K
Caratteristiche
in tensione
in corrente
in
cortocircuito
sganciatori
Descrizione
Ue
tensione nominale di impiego
Ui
tensione nominale di isolamento
Uimp
tensione nominale di tenuta ad impulso
In
corrente nominale di impiego
Ith
corrente termica convenzionale in aria libera
Ithe
corrente termica convenzionale in involucro
Iu
corrente nominale ininterrotta
Icm
potere di chiusura nominale in cortocircuito
Icu
potere di interruzione nominale estremo in cortocircuito
Ics
potere di interruzione nominale di servizio in cortocircuito
Icw
corrente nominale ammissibile di breve durata
Ir
corrente di regolazione di sovraccarico
1.05 x Ir
corrente convenzionale di non intervento
1.3 x Ir
corrente convenzionale di intervento
Ii
corrente di regolazione di intervento istantaneo
Isd
corrente di regolazione di intervento di corto ritardo
Categoria di interruttori
automatici
La norma definisce anche due categorie di
interruttori automatici:
H Categoria A, comprende interruttori per
i quali non è previsto alcun ritardo
intenzionale allo sgancio. Si tratta di
interruttori modulari e scatolati fino a
630A per i quali è realizzabile la selettività
amperometrica ed energetica.
H Categoria B, comprende interruttori per i
quali è possibile ritardare
intenzionalmente lo sgancio per correnti
di cortocircuito inferiori alla Icw.
Si tratta di interruttori scatolati di grossa
taglia o di interruttori di tipo aperto.
In questo caso è importante avere una
Icw elevata il più possibile prossima al
potere di interruzione Icu per avere un
limite di selettività elevato.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
19
3.1.2 Richiami sulle
caratteristiche elettriche
nominali
Tutte le seguenti caratteristiche sono definite
per una data tensione di impiego (Ue).
Le caratteristiche di regolazione sono fornite
da curve di intervento identificate dalle
seguenti correnti.
H
Corrente nominale d’impiego (In).
Corrente ininterrotta massima sopportata
ad una specifica temperatura ambiente
(40˚C) senza riscaldamento anomalo.
H
Corrente di regolazione di
sovraccarico (Ir).
Dipende dalla corrente nominale In e dal
campo di regolazione ammesso dallo
sganciatore. Per correnti inferiori a Inf la
protezione non interviene, per correnti
superiori a If la protezione interviene
secondo la curva a tempo inverso
caratteristica dello sganciatore.
Questa soglia è detta Protezione di
Lungo Ritardo.
Corrente di regolazione intervento in
cortocircuito (Isd).
Dipende dalla corrente nominale oppure
dalla corrente di regolazione a secondo
se lo sganciatore è rispettivamente del
tipo magnetotermico o elettronico.
L’apertura dell’interruttore può avvenire in
uno dei seguenti modi:
--- a tempo costante con temporizzazione
tsd;
--- a tempo dipendente secondo
l’inclinazione corrispondente alla funzione
i2t=cost,
--- a tempo istantaneo (in analogia con la
protezione ad intervento istantaneo).
Questa protezione è chiamata Protezione
di Corto Ritardo.
H
H
FIG. 20: Esempio di caratteristica di
intervento.
Corrente di regolazione intervento
istantaneo (Ii).
Dipende dalla corrente di regolazione
della Protezione di Corto Ritardo. In
presenza di un cortocircuito
non impedente, quindi con correnti
elevate, l’interruttore automatico deve
interrompere istantaneamente la corrente
di guasto. La soglia istantanea,
compatibilmente con le caratteristiche di
tenuta dell’interruttore (Icw), può essere
inibita per migliorare i livelli di selettività,.
H
Potere di chiusura nominale in
cortocircuito (Icm).
E’ il valore massimo del primo picco
della corrente di cortocircuito
asimmetrica che l’interruttore automatico
è in grado di stabilire e interrompere.
H
Potere di interruzione nominale
estremo (Icu).
E’ il valore massimo della corrente di
cortocircuito che l’interruttore può
interrompere sotto determinate
condizioni (tensione, fattore di potenza in
cortocircuito,.. ). Tale valore viene
verificato in base a una sequenza
prestabilita (due interruzioni) dopo la
quale il dispositivo deve garantire ancora
un livello di sicurezza accettabile.
Potere di interruzione nominale di
servizio (Ics).
Esprime, in valore % di Icu, l’attitudine di
un interruttore automatico a garantire un
servizio normale dopo avere interrotto
per tre volte questa corrente di
cortocircuito. Più la Ics è prossima alla
Icu più l’interruttore è performante e
adatto per garantire una maggior
continuità di servizio. Al termine del triplo
ciclo di interruzione il dispositivo deve
garantire in particolare modo:
--- la tenuta dielettrica;
--- il funzionamento della protezione contro i
sovraccarichi.
H
H
Corrente nominale di breve durata
ammessa (Icw).
Caratterizza gli interruttori automatici di
categoria B. Rappresenta la corrente di
cortocircuito massima che l’interruttore
automatico può sopportare per una
breve durata (0,5, 1, 3s) senza
l’alterazione delle proprie caratteristiche.
t
tr
i2t = cost
ts
Ir
20
Isd
Ii
Icu
I
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Rapporto n tra il potere di chiusura (Icm)
e il potere di interruzione in cortocircuito (Icu).
Icu (kA)
(valore efficace)
Fattore di potenza
Valore minimo del
fattore n = Icm /Icu
da 4.5 a 6
0.7
1.5
Oltre 6 fino a 10
0.5
1.7
Oltre 10 fino a 20
0.3
2
Oltre 20 fino a 50
0.25
2.1
Oltre 50
0.2
2.2
I
I
Icm
Icu
t
t
Durata del transitorio
FIG.21
3.1.3 Coordinamento
selettivo tra interruttori
automatici
dossier tecnico n.3/MT-- BT
La selettività consiste nel garantire il
coordinamento tra le caratteristiche di
funzionamento di interruttori installati in serie
in modo che, in caso di guasto a valle,
intervenga soltanto l’interruttore posizionato
immediatamente a monte del guasto.
La norma CEI EN 60947---2 identifica un
valore di corrente Is che definisce il limite di
selettività tale che:
H se la corrente di guasto è inferiore al
valore Is interviene soltanto l’interruttore
automatico D2 a valle (selettività totale);
se la corrente di cortocircuito è
superiore a Is intervengono entrambi gli
interruttori D1 e D2 (selettività parziale).
Se il limite di selettività (Is) sfrutta il criterio
energetico il coordinamento è supportato
da prove specifiche effettuate dal costruttore
che fornirà apposite tabelle di selettività.
La norma CEI EN 60947---2 definisce anche
le prove relative al coordinamento in serie o
coordinamento di sostegno (filiazione),
argomento trattato in altro documento
tecnico.
H
21
3.2 Tecniche di selettività
in bassa tensione
Gli apparecchi di interruzione in bassa
tensione hanno elevata capacità di
limitazione della corrente di cortocircuito.
Tale caratteristica è tanto più accentuata
quanto la corrente nominale dell’interruttore
è piccola.
Quindi se si utilizzano interruttori a valle con
correnti nominali non superiori a 630A il
coordinamento selettivo è di tipo energetico,
mentre in presenza di interruttori con
corrente superiore a 630A la selettività con
l’interruttore a monte è prevalentemente di
tipo cronometrico.
I limiti di selettività (Is) deducibili dalle
relative tabelle devono essere poi
confrontati con la corrente di cortocircuito
presunta sull’impianto per definire il reale
livello di selettività.
D1
D2
Icc presunta
Interviene
solo D2
0
Intervengono
sia D2 che D1
Is
D2
Ist
t
D2
D1
Icc presunta
D1
D2
Is
Icu
D2
Icu
D1
Coordinamento selettivo
22
I
FIG.22
LEGENDA:
Icu: potere di interruzione degli interruttori
D1 e D2
Is: corrente di scambio corrispondente al
limite di selettività. Il limite di selettività può
essere superiore alla corrente di intervento
istantaneo dell’interruttore a monte se si
sfrutta l’effetto di limitazione dell’interruttore
a valle.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
3.2.1 Selettivtà
amperometrica
t
AIST
A
BIST
B
Icc
tA = tB
apre solo B
IrB
ImB
ImA
aprono
AeB
Icc
Selettività amperometrica
FIG.23
3.2.2 Selettività cronometrica
t
ATEMP
A
BIST
B
Icc
gradino 1
trA
tiB
gradino ∅
apre solo B
IrB
trA = ritardo sgancio
IcuB
Selettività cronometrica
senza soglia istantanea
Icc
tiB = tempo di interruzione
FIG. 24
t
ATEMP
A
BIST
Icc
B
gradino 1
trA
tiB
gradino ∅
Icc
IrB
apre solo B
trA = ritardo sgancio
dossier tecnico n.3/MT-- BT
aprono A e B
IistA
Selettività cronometrica
con soglia istantanea
tiB = tempo di interruzione
Questa tecnica è direttamente legata alla
differenziazione delle curve di intervento di
lungo ritardo e di corto ritardo.
Il limite di selettività è dato dalla soglia di
intervento istantaneo (Im oppure Isd)
dell’interruttore a monte.
Si applica prevalentemente a livello di
distribuzione intermedia e terminale dove gli
interruttori sono istantanei e conduce,
solitamente, a selettività parziale.
Il coordinamento è tanto più efficace quanto
più si differenziano le correnti di
cortocircuito nei punti in cui si installano gli
interruttori e quindi in presenza di conduttori
di piccola sezione e/o di linee di notevole
lunghezza.
Per migliorare la selettività è quindi
opportuno suddividere il più possibile le
partenze.
In generale si devono rispettare le seguenti
condizioni:
H Ir monte ² Ir valle x 1,6
H Im monte ² Im valle x 1,5.
Questa tecnica permette di estendere la
selettività oltre i limiti di selettività
amperometrica utilizzando interruttori di
categoria B.
Si attua differenziando i tempi di intevento e
quindi imponendo un ritardo all’intervento
della protezione di corto ritardo a monte
(D1).
Gli sganciatori cronometrici hanno
temporizzazioni selettive tra loro, quindi è
sufficiente regolare la protezione su gradini
differenti.
Attenzione: il tempo massimo di
interruzione (ttot ) è la somma del tempo
massimo senza sgancio (∆t) e del tempo di
interruzione (tint).
Tali sganciatori permettono di ottenere fino a
quattro livelli di selettività cronometrica.
Se l’interruttore ha una corrente di breve
durata Icw pari al suo potere di cortocircuito
Icu la selettività cronometrica è totale
(vedere figura 24).
Qualora l’interruttore abbia una Icw inferiore
alla Icu, la temporizzazione non può essere
mantenuta oltre la soglia istantanea Ii.
Al di sopra di tale soglia l’interruttore diventa
istantaneo e di conseguenza la selettività
potrebbe diventare parziale con limite pari a
tale soglia (vedere figura 25).
Al fine di garantire la selettività per tutte le
sovracorrenti (sovraccarico, cortocircuito
impedente, cortocircuito franco), si devono
rispettare anche le regole richieste per la
selettività amperometrica oltre alla
differenziazione dei tempi di intervento.
Se a valle si utilizza un interruttore limitatore
è possibile sfruttare il suo effetto di
limitazione e incrementare il limite di
selettività che, in tal caso, supererà la soglia
istantanea.
FIG. 25
23
3.2.3 Selettività energetica
Caratteristica di intervento
Compact serie NS
t
AIST
B A
BIST
Icc
tA
tB
tC
IA
IB
IC
Icc
IA = soglia di corto ritardo
IB = soglia istantanea
IC = soglia di sgancio riflesso
FIG. 26
I2 t
[A2S]
A
Energia di
non intervento
B
Un interruttore limitatore a valle riduce la
corrente di cortocircuito presunta e di
conseguenza migliora i limiti di selettività.
Quando si utilizzano interruttori di categoria
A sia a valle che a monte, non è possibile
effettuare lo studio di selettività direttamente
sulle curve tempo/corrente a causa
dell’esigua differenza tra i tempi di
intervento.
Il confronto è fatto tra la curva di limitazione
dell’energia lasciata passare dall’interruttore
a valle e l’energia minima che provoca lo
sgancio dell’interruttore a monte.
Se le due curve non hanno punti di
intersezione la selettività è totale.
Per realizzare una selettività di tipo
energetico è necessario utilizzare:
H sganciatori istantanei con tempi di
risposta dipendenti dalla corrente di
guasto e differenziati per taglia;
H interruttori fortemente limitatori con una
soglia di repulsione dei contatti
differenziata per taglia.
Questa tecnica permette di raggiungere
elevati livelli di selettività (fino alla totale)
senza ritardi intenzionali allo sgancio e
quindi ridurre al minimo le sollecitazioni,
dovute alle correnti di cortocircuito, sulle
condutture (cavi e condotti sbarre) e sui
quadri.
Il coordinamento necessita di prove
specifiche che il costruttore deve eseguire
secondo quanto indicato dalla norma e il
cui esito viene indicato in apposite tabelle.
Energia
passante
IA
IB
IC
Icc
IA = soglia magnetica / corto ritardo
IB = soglia istantanea
IC = soglia di sgancio riflesso
FIG. 27
24
dossier tecnico n.3/MT-- BT
3.2.4 Selettività logica
La selettività logica richiede l’utilizzo di
interruttori automatici dotati di sganciatori
elettronici (STR e Micrologic) con associata
questa funzione.
Questa tecnica è applicabile solo alla
protezione di Corto Ritardo e alla Protezione
di Terra.
Il principio di funzionamento si basa sullo
scambio di informazioni tramite filo pilota
che collega gli sganciatori di due o più
dispositivi di protezione in serie.
H Lo scambio di informazioni richiede un
tempo massimo di 80ms, quindi tutti gli
sganciatori, escluso l’interruttore sulla
partenza terminale, devono essere
temporizzati sul primo gradino di
regolazione che deve avere tempo di
non sgancio non inferiore a tale limite.
H Tutti gli interruttori a monte del punto di
guasto vedono transitare una corrente
superiore alla loro soglia di
funzionamento e inviano un segnale di
attesa all’interruttore installato a monte.
H L’interruttore installato immediatamente
a monte del punto di guasto, non riceve
il segnale di blocco e apre con un tempo
massimo di 140ms. Tale tempo totale di
apertura corrisponde al ritardo
intenzionale del primo gradino di
temporizzazione ( t01 = 80ms ) più il
tempo massimo di interruzione (60ms)
corrispondente al gradino 0, mentre gli
interruttori a monte rimangono chiusi.
Il vantaggio di questa tecnica è che si
limitano i tempi di ritardo allo sgancio a tutti
i livelli di distribuzione interessati dalla
selettività logica.
E’ consigliabile disattivare la caratteristica di
intervento CR a energia costante (i2t in
posizione Off).
La selettività logica non necessita di
alimentazione ausiliaria in quanto
autoalimentata dai TA dell’interruttore.
Questa tecnica di selettività risulta utile
quando i dispositivi di protezione non
permettono di ottenere una selettività totale
utilizzando solamente la selettività
energetica (interruttore con corrente
nominale maggiore di 630A).
2˚ livello
guasto 1 u = on
guasto 2 u = on
P2
Temporizzazione:
gradino 01
u
U.L. i
i = on
3˚ livello
guasto 2
guasto 1 u = on
guasto 2 u = off
Temporizzazione:
gradino 0
U.L.
P3
u
i
i = off
guasto 1
filo pilota
UTENZE
Guasto 1
tcc
tg = 80 ms
(tempo senza sgancio
o ritardo intenzionale)
tint
P2
tsMAX = 80 ms
(tempo di trasmissione
dell’informazione)
P3
tg = 20 ms
(tempo senza
sgancio)
tg = 60 ms
(tempo di
interruzione)
tg = 80 ms (tempo massimo di interruzione)
Guasto 2
tcc
Il segnale di blocco non è ancora arrivato e quindi lo
sganciatore interviene istantaneamente (gradino 0)
tg = 80 ms
(tempo senza sgancio
o ritardo intenzionale)
tg = 60 ms
(tempo di
interruzione)
Informazione da valle nulla
P2
tg = 140 ms (tempo massimo di interruzione)
dossier tecnico n.3/MT-- BT
tint
FIG.28
LEGENDA
U.L = Unità Logica dello sganciatore
u
= segnale di blocco in uscita
i
= segnale di blocco in ingresso
on = ordine di blocco presente
off = ordine di blocco assente.
25
3.3 Selettività in caso di
guasto verso terra
Ig
100000
100000
Isd
I2t g arr = on
10000
10000
I2t g arr = on
1000
1000
Isd
100
10
1
0.01
100
Ig= corrente di rego--lazione protezione di terra
10
tsd
tg
1000
10000
Ig
tg=
temporizzazione
protezione di terra
0.1
tsd=
temporizzazione
corto ritardo
tg
0.01
100
100000
Isd= corrente di rego--lazione corto ritardo
tsd
1
0.1
LEGENDA
Ig
100
1000
10000
i2t = caratteristica di
intervento
a
energia
costante
100000
FIG. 30
FIG. 29
Quando tale rischio non è accettabile si
utilizzano idonee protezioni (differenziali o di
terra) tarate in modo da evitare scatti
intempestivi dovuti a corrente di dispersione
naturale ma abbastanza sensibili per
avvisare della presenza di correnti di guasto
ritenute pericolose e di conseguenza
segnalare il pericolo e/o interrompere
l’alimentazione.
In tale situazione si deve assicurare che un
guasto verso terra a valle dell’interruttore di
partenza non provochi l’intervento delle
protezione in arrivo.
Ad esempio lo sganciatore Micrologic 6.0
permette di implementare la protezione di
terra secondo le regolazioni riportate in
figura.
Per garantire la selettività tra la protezione di
terra dell’interruttore di arrivo e le protezioni
contro le sovracorrenti e di terra della
partenza si devono rispettare tutte le
seguenti condizioni:
La protezione contro i guasti verso terra si
realizza mediante taratura opportuna della
protezione contro le sovracorrenti,
compatibilmente con il sistema di neutro
impiegato, oppure con la protezione
differenziale o di terra.
Solitamente in sistemi TN le protezioni
contro le sovracorrenti sono idonee per
intervenire anche in caso di guasto verso
terra.
A livelli alti di distribuzione le correnti di
taratura (Isd) sono adatte per intervenire per
guasti verso terra franchi, cioè senza
impedenza nel punto di guasto, o poco
impedenti.
Tali protezioni possono non essere idonee
per interrompere correnti dovute a guasti
fortemente impedenti che potrebbero avere
intensità inferiori alle soglie di intervento
delle protezioni contro le sovracorrenti.
Tali correnti, circolando permanentemente
nel circuito di terra, potrebbero danneg--giarlo e/o innescare l’incendio in luoghi con
presenza di sostanze infiammabili o dare
origine a disturbi elettromagnetici o a
tensioni pericolose sulle masse.
Ig arrivo ² 1,25 x Ig partenza,
Isd arrivo ² 1,25 x Ig partenza,
H tg senza sgancio arrivo ² tg
interruzione partenza,
H tsd senza sgancio arrivo ² tg
interruzione partenza,
H i2tg arrivo = on.
Utilizzando sganciatori della stessa
tipologia, le condizioni sopra indicate
vengono rispettate automaticamente
differenziando i gradini di regolazione.
Quando si utilizzano interruttori di taglia
elevata in arrivo e in partenza (fig. 29) può
essere difficoltoso realizzare una selettività
tra la protezione di terra a monte e le
protezioni di sovracorrente a valle.
In tal caso si deve prevedere una prote--zione di terra anche sulle partenze (fig. 30).
Per l’impiego della protezione differenziale
in presenza di trasformatori in parallelo e la
selettività tra dispositivi di protezione a
corrente differenziale si rimanda al
documento ”Guida al Sistema Bassa
Tensione”.
H
H
regolazioni sganciatore
“guasto a terra”
soglia (A)
precisione:
10%
temporiz--zazione (ms)
a 10 Ir
Micrologic 6.0 P
A
B
C
D
E
F
G
H
J
In i 400 A
0.3
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
400 A < In i 1200 A
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
In > 1200 A
500
640
720
800
880
960
1040
1120 1200
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.1
0.2
0.3
0.4
80
140
230
350
140
200
320
500
gradini con I2t Off
gradini con
I2t On
tg (senza sgancio)
20
tg (max di interruzione) 80
26
I2t on
Ig = In x ...
t
I2t off
Ig
tg
0
I
dossier tecnico n.3/MT-- BT
3.4 Selettività con
trasformatori in parallelo
MT
MT
1
Icc1
2
Icc2
A1
A2
D1
D2
B1
B2
D4
D5
C4
C5
FIG. 31
MT
MT
1
Icc1
A1
2
Icc2
A2
D1
D2
B1
B2
D4
D5
C4
C5
FIG. 32
3.4.1 Selettività in
sovraccarico
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Valgono gli stessi criteri descritti nella
selettività amperometrica. In caso di
sovraccarichi contemporanei su più
partenze (evento raro) unitamente ad un
fattore di utilizzazione dell’interruttore di
arrivo prossimo all’unità si potrebbe avere la
perdita di selettività.
Due tra i possibili schemi normalmente
utilizzati in cabina MT/BT sono quelli di
figura 31 e 32.
A livello di quadro generale di bassa
tensione la continuità di servizio è prioritaria.
Si deve porre particolare attenzione nella
suddivisione delle partenze e nella
regolazione delle protezioni.
Il sistema di alimentazione della figura 31
non è ottimale per i seguenti motivi:
H intervento di entrambi gli interruttori di
arrivo in caso di cortocircuito sul
montante del trasformatore. In questo
caso il ripristino dell’alimentazione può
avvenire solo dopo l’analisi del guasto e
le verifiche del caso.
H perdita di tutta l’alimentazione per
guasto sull’unico sistema sbarre del
quadro generale;
H la manutenzione sul sistema di
distribuzione del quadro generale implica
la messa fuori servizio di tutto l’impianto.
La disponibilità dell’alimentazione aumenta
se si utilizza lo schema di figura 32.
Le due semisbarre sono unite da
congiuntore, costituito da interruttore
automatico e coordinato con gli interruttori
di arrivo in selettività cronometrica.
Questo comporta quanto segue:
H intervento del congiuntore in caso di
cortocircuito sul montante del
trasformatore e intervento dell’interruttore
in media tensione a protezione del
trasformatore con trascinamento del
corrispondente interruttore sul lato bassa
tensione; in questo caso si avrà la
perdita di una sola semisbarra.
H perdita di una sola semisbarra per
guasto sul sistema di sbarre;
H In caso di manutenzione su una
semisbarre, si può alimentare una parte
delle utenze.
Nel caso di trasformatori in parallelo la
corrente di cortocircuito che interessa gli
interruttori di partenza è doppia di quella
vista dall’interruttore di arrivo.
Per tale motivo, i livelli di selettività reali
(commisurati alle correnti presunte) sono
doppi rispetto a quelli relativi ad un singolo
trasformatore.
In questo caso e quando gli interruttori di
potenza hanno taglie simili a quelle degli
interruttori di arrivo, è opportuno, se lo
sganciatore lo permette, temporizzare
l’intervento della protezione di lungo ritardo
dell’arrivo compatibilmente con le
caratteristiche di tenuta del trasformatore.
È consigliabile regolare il tempo di
intervento della protezione di lungo ritardo
del trasformatore ad un valore non
superiore a 16s (tempo riferito a 6 x Ir)
27
3.4.2 Selettività in
cortocircuito
Si possono presentare le seguenti
situazioni.
H Interruttori di categoria B in arrivo e
in partenza.
Il limite di selettività è imposto dalla
soglia di corto ritardo dell’interruttore in
arrivo ed ha il seguente valore:
Is = 2 x
ISDarrivo
1.2
Per migliorare la selettività si può attuare
una delle seguenti soluzioni:
--- aumentare la soglia Isd se possibile;
--- temporizzare l’intervento di corto ritardo
dell’interruttore in arrivo;
--- utilizzare la selettività logica.
3.5 Selettività alla
chiusura
Il meccanismo di chiusura dell’interruttore
automatico deve fornire l’energia necessaria
alla manovra dei contatti ed in particolare
modo quella necessaria per il caricamento
delle molle di azionamento dei contatti
stessi.
3.5.1 Necessità di
distinguere la chiusura su
corrente nominale da quella
su cortocircuito
La differenza tra la corrente che
l’apparecchio può sopportare quando è
chiuso (tenuta elettrodinamica
corrispondente al valore del primo picco
della corrente di cortocircuito) e le correnti
che l’interruttore può stabilire
completamente (capacità di stabilimento) è
sostanziale.
3.5.2 La soluzione dello
sganciatore a due soglie
Per potere utilizzare un apparecchio in un
circuito dove le correnti possono
raggiungere dei valori superiori al suo
potere di chiusura, esiste una soluzione che
consiste nel fare aprire l’interruttore se la
corrente, durante la chiusura, supera il suo
valore di tenuta.
3.5.3 Utilità della selettività
in caso di chiusura su
guasto
28
H
interruttori di categoria A oppure B
in arrivo e interruttori di categoria A in
partenza.
Quando gli interruttori in partenza
permettono di sfruttare la selettività
energetica, il limite Is è quello indicato
nelle tabelle di selettività maggiorato di
un fattore n corrispondente al numero
di trasformatori in parallelo.
Iseff = n x ISTab
Un’altra possibile configurazione prevede
un sistema a interblocchi, elettrici e
meccanici, fra i tre interruttori (due montanti
e congiuntore) che impedisce il parallelo tra
i due trasformatori.
In tal caso, oltre al miglioramento della
continuità di servizio, il valore di corrente di
cortocircuito sul sistema sbarre è pari a
quello del singolo trasformatore.
La potenza del trasformatore è scelta in
base alle seguenti considerazioni:
--- fattore di utilizzazione del trasformatore
corrispondente al rendimento massimo;
--- fattore di disponibilità richiesto
dall’impianto quando uno dei due
trasformatori è fuori servizio o quando si
effettua manutenzione su una delle due
semi sbarre.
Se il fattore è inferiore al 100% si
dovranno prevedere sistemi di distacco e
riattacco dei carichi non prioritari.
--- Durata del sovraccarico ammesso dal
trasformatore compatibile con i tempi di
ripristino della configurazione normale
dell’impianto (due trasformatori in
funzione e congiuntore aperto).
Tali molle assicurano la dovuta pressione tra
il contatto mobile e fisso al fine di garantire il
corretto passaggio della corrente senza un
eccessivo aumento della temperatura.
Quando l’interruttore viene chiuso a vuoto o
con carichi allacciati (corrente nominale) o
in presenza di un sovraccarico, le condizioni
sopra indicate non si modificano
sensibilmente.
La situazione cambia sensibilmente quando
il dispositivo di protezione viene chiuso su
cortocircuito.
Gli sforzi elettrodinamici che si manifestano
tra i contatti, ancora prima della loro
definitiva chiusura, possono essere la causa
di una chiusura incompleta del
meccanismo e conseguente apertura
definitiva.
Questa situazione non deve presentarsi per
evitare la distruzione dell’apparecchio a
causa del tentativo di chiusura
contemporaneo al tentativo di apertura per
azione della corrente di corto ma senza la
conferma dello sganciatore.
E’ possibile controllare il valore di corrente
che l’apparecchio è in grado di stabilire
completamente calibrando opportunamente
l’energia del meccanismo di comando.
Le possibilità sono due, aumentare questa
energia o aumentare la corrente limite di
tenuta.
L’energia, accumulata nel meccanismo di
apertura, in caso di chiusura e in assenza di
corrente o in presenza di una corrente
nominale, non è utilizzata per contrastare
l’azione di repulsione dei contatti dovuta
all’effetto elettrodinamico della corrente.
Tale energia è dissipata dal dispositivo di
comando che ne deve sopportarne gli
effetti.
Inoltre il numero di manovre in condizioni
nominali sono in numero elevato rispetto a
quelle in condizioni di cortocircuito e quindi
una eccessiva energia di chiusura comporta
una riduzione della durata di vita del
dispositivo di manovra.
In definitiva non è conveniente eccedere
nell’energia accumulata dal dispositivo di
manovra.
In questo caso, l’apertura avviene in
condizioni controllate dall’azione dello
sganciatore senza particolari difficoltà.
Utilizzando un unico sganciatore con soglia
di intervento inferiore al limite di tenuta, non
si potrebbero sfruttare totalmente le elevate
prestazioni dell’interruttore in fase di
interruzione della corrente di cortocircuito.
Per tale motivo si utilizza uno sganciatore a
due soglie denominate:
H DINF a soglia bassa attiva solamente
all’inizio della chiusura;
H DIN a soglia alta che si attiva soltanto
quando l’nterruttore ha completato la
chiusura sostituendo la DINF.
Si fa notare in fine che la perdita di
selettività, per intervento della protezione
DINF in caso di chiusura di un interruttore di
arrivo, ha conseguenze limitate in quanto la
sua riapertura non mette fuori tensione
parte dell’impianto che probabilmente non è
ancora alimentato.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
4 Tabelle di selettività
in bassa tensione
Le tabelle di selettività sono disponibili sulla
Guida Bassa Tensione di Schneider Electric
e sono specifiche per tipo di applicazione:
H distribuzione elettrica,
H partenze motore.
4.1 Regole di utilizzo
Tabella 5 --- Limite di selettività espresso in kA
Di seguito è riportato un estratto delle
tabelle dove sono indicati gli interruttori
automatici e gli sganciatori installati a monte
e a valle e i relativi livelli di selettività.
a monte
unità di controllo
NS 400
STR
NS 630
STR
a valle
In (A)
400
630
Multi9
tutti
T
T
NSC100N
100
T
T
NSA160E
160
T
T
NSA160NE
160
T
T
NSA160N
160
T
T
NS160E
TMD
T
T
NS160NE/N
TMD
T
T
NS160sx/H/L
TMD
T
T
Criteri di lettura
Il contenuto delle caselle è differente a
seconda della combinazione degli
interruttori in serie:
H la casella contiene la lettera T, significa
selettività totale. In questo caso la
selettività è garantita fino al potere di
interruzione dell’interruttore a valle;
H la casella contiene un numero. La
selettività è parziale fino al valore di
corrente, espresso in kA, indicato nella
casella;
H la casella non contiene nessuna
indicazione. In tale caso il limite di
selettività è nullo.
Ciò vuol dire che si verifica una delle
seguenti condizioni:
--- selettività nulla per tutte le sovracorrenti,
--- selettività nulla in sovraccarico,
--- selettività nulla in cortocircuito.
i valori dedotti devono essere confrontati
con la corrente di cortocircuito presunta per
identificare il reale valore del limite di
selettività.
Quindi se il valore letto è di 35kA e la
corrente di corto circuito presunta è di 30kA
la selettività è comunque totale.
Criteri di regolazione
t
ATEMP
A
BIST
Icc
B
rA
rB
IsdA ≥ 1.5 x IsdB
∆tA ≥ ∆tBTot =∆tB +tBInt
ΙιA = IS ≥ Iccp
gradino 1
∆tA
In generale i limiti indicati sono validi solo se
le regolazioni rispettano le seguenti
condizioni:
(1)
I ≥ 1.6 x I
gradino ∅
(2) (3)
Il costruttore fornisce i criteri specifici per
ogni tipologia di sganciatore.
∆tBTot
IrA
IrB
IsdA IsdB
FIG.33
dossier tecnico n.3/MT-- BT
IiA = Is
ICCp
Icc
(1) Questa condizione ha carattere
generale, per sganciatori specifici riferirsi
alla tabella seguente.
(2) Qualora questa condizione non sia
rispettata e quando lo sganciatore lo
permette disattivare la sogli istantanea (Ii in
posizione Off).
(3) Is è il limite di selettività.
29
sganciatore a monte
TM.. D
applicazione
Distribuzione
Partenza motore
STR2.. o 3..
Distribuzione
temp. LR fisso
Partenza motore
rapporto minimo tra le regolazioni a monte e a valle
Ir monte/ Ir valle
Im monte / Im valle
TM..D o Multi9
≥ 1.6
≥2
STR..SE/GE
≥ 1.6
≥ 1.5
MA + relè termico
≥3
≥2
magnetoterm. mot.
≥3
≥2
STR..ME
≥3
≥ 1.5
TM..D o Multi9
≥ 2.5
≥ 1.5
STR..SE/GE
≥ 1.6
≥ 1.5
MA + relè termico
≥3
≥ 1.5
magnetoterm. mot.
≥3
≥ 1.5
STR..ME
≥3
≥ 1.5
TM..D o Multi9
≥ 1.6
≥ 1.5
STR5.. o 6..
STR..SE/GE
≥ 1.2
≥ 1.5
temporizzazione LR regolabile
impostata sul gradino superiore
rispetto alla protezione a valle
Micrologic 2/5/6/7.0
Micrologic 2/5/6/7.0
Distribuzione
sganciatore a valle
Partenza motore
MA + relè termico
≥3
≥ 1.5
magnetoterm. mot.
≥3
≥ 1.5
STR..ME
≥3
≥ 1.5
Regolazione degli sganciatori a monte e a
valle (selettività amperometrica) per un
corretto utilizzo delle tabelle.
30
dossier tecnico n.3/MT-- BT
5 Esempio di studio di selettività
di un impianto MT/BT
QCABINA1-- RIC (quadro SM6)
Cabina 1
Cella
DM1---K
PG
Livello 1
50/51
67N
SEPAM 40 Tipo S41
51N
12kA/15kV (24kV)
Cella
DM1---A
Cella
QM
PA
Locale cliente
DG
FUSARC CF 40A
PB
50/51
51N
SEPAM 20 Tipo S20
Cabina 1
Cabina 2
QCABINA2 (quadro SM6)
Cella IM
400kVA
15/0.4 kV
vcc = 6%
12kA/15kV (24kV)
2 cella DM1---A
PC
50/51
51N
PD
1250 kVA
15/0.4 kV
ucc = 6%
Livello 3
NS160E
TM160D
NS630N
STR23SE
QGBT2 (quadro
P-- Bloc)
9.5kA/0.4kV
NS250N
STR22SE
NS160E
TM160D
Livello 2
50/51
2 x SEPAM 20 Tipo S20
51N
1250 kVA
15/0.4 kV
ucc = 6%
QGBT2 (quadro P-- Bloc)
A1
A2
C1
NW161N1
Micrologic 2.0
A1 NW20N1 Micrologic 5.0
A2 NW20N Micrologic 5.0
28.9kA/0.4kV
NS400N
STR23SE
NS630N
STR23SE
QDBT1 (quadro Prisma Plus)
Livello 4
INS630
21kA
QDTBT1 (quadro Prisma G)
Livello 5
NS250N
STR22SE
INS160
NS250N
TM250D
INS250
NS160E
TM100D
NS160E
TM100D
NS160E
TM160D
QDTBT2 (quadro Prisma G)
11kA / 0,4kV
6kA / 0,4kV
NG125N
C125
NG125N
C100
C60N curva C Vigi 300mA S Tipo Si
In = 63 --- 40 --- 25 --- 25 A
dossier tecnico n.3/MT-- BT
31
5.1 Arrivo generale MT
(Livello 1)
10000
Limite
Ente
Distributore
1000
100
T
e
m
p
o
10
i
n
s
1
Corrente
di inserzione
2xTR 1250 kVA
+ 1xTR 400 kVA
0.1
Corrente di
cortocircuito
I’’klv: 28260 A
Corrente
Nominale TR
In: 48.1 A
0.01
1
10
100
FIG.35
regolazioni PG DK 5600
Descrizione
protezione
1000
Corrente in A
Tempo
Valore
di
eliminazione
regolazione
guasto
10000
100000
5.1.1 Selettività con l’Ente Distributore
L’ente distributore fornirà, mediante lettera
informativa, i livelli massimi di cortocircuito
trifase e di guasto a terra che possono
interessare l’impianto.
ESEMPIO
Oggetto: informazioni riguardanti la fornitura
in MT ENEL Distribuzione per il
dimensionamento delle apparecchiature, la
taratura dei dispositivi di protezione, il
progetto e la verifica dell’impianto di terra.
H Tensione nominale: 15kV± 10%
H Frequenza nominale: 50Hz ±1% (95%
dell’anno)
H Corrente di cortocircuito trifase: 12.5 kA
H Stato del neutro: Compensato
H Corrente di guasto monofase a terra:
50A
H Tempo di eliminazione del guasto
monofase a terra: > 10 s
H Tempo di eliminazione del doppio
guasto a terra: ≤ 0.2 s
Vengono inoltre indicati i valori massimi
delle regolazioni da implementare nella
protezione (Sepam S41) di massima
corrente di fase e di terra nel punto di
consegna (protezione PG).
La protezione generale deve :
H integrare le tipologie di protezioni
indicate nella specifica DK5600;
H soddisfare le richieste che l’Ente
Distributore indica nella lettera
informativa in relazione ai valori di
corrente di guasto di fase e di guasto a
terra per le quali le protezioni devono
funzionare correttamente (allegato PG
della specifica DK5600).
Il rispetto delle regolazioni imposte dall’Ente
Distributore assicurano la selettività con le
protezioni installate nella cabina primaria
dell’Ente stesso.
Il dispositivo generale non deve intervenire
alla messa in tensione contemporanea dei
tre trasformatori.
In caso di corrente di inserzione di valore e
durata non compatibile con le due soglie
51.S1 e 51.S2, provvedere ad inserire i
trasformatori uno alla volta.
Massima corrente fase
51.S1
≤ 0.5
≤ 230 A
51.S2
≤ 0.12
≤ 650 A
Massima corrente omopolare direzionale
67.S1
≤ 0.3
≤2A
Per neutro
Compensato
.
≤ 0.15
67.S2
≤6V
Per neutro
Isolato.
≤3V
61˚ --- 257˚
≤2A
60˚ --- 120˚
Massima corrente omopolare
51.N1
32
≤ 0.12
≤ 150 A
dossier tecnico n.3/MT-- BT
regolazioni Protezione Generale PG
Descrizione
protezione
Valore
di
Ritardo
intenzionale regolazione
Massima corrente fase
51.S1
0.43
230 A
51.S2
0.05
650 A
Selettività tra l’arrivo (PG) e la
partenza trasformatore (PA).
La protezione PA (fusibile tipo Fusarc
CF), installata sulla partenza che alimenta
direttamente il trasformatore (cabina 1),
deve soddisfare le seguenti condizioni:
H
Selettività tra l’arrivo (PG) e la
partenza verso la cabina 2 (PB).
La protezione PB (Sepam S20), installata
sulla partenza in cavo che alimenta la
cabina 2, deve soddisfare le seguenti
condizioni:
H
Massima corrente omopolare direzionale
0.23
2A
Per neutro
Compensato
.
0.08
67.S2
6V
67.S1
Per neutro
Isolato.
61˚ --- 257˚
2A
3V
60˚ --- 120˚
Massima corrente omopolare
51.N1
0.05
150 A
regolazioni Protezione PB
Descrizione
protezione
Valore
di
Ritardo
intenzionale regolazione
Massima corrente fase
51.S1
0.43
230 A
51.S2
0.05
650 A
Massima corrente omopolare
51.N1
0.05
150 A
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Permettere i sovraccarichi ammessi dal
trasformatore.
H Proteggere contro il cortocircuito il cavo
in MT a monte del trasformatore.
H Proteggere il trasformatore in caso di
c.to c.to e guasto a terra sul secondario.
H Non intervenire alla messa in tensione
del trasformatore durante la richiusura
del dispositivo di protezione in Cabina
Primaria (Distributore) oppure durante la
chiusura del dispositivo a monte del
trasformatore stesso.
H Essere selettiva con la protezione
generale (PG).
H Essere selettiva con le protezioni lato BT
Per maggiori dettagli si rimanda ad
apposita documentazione.
La linea in cavo e il trasformatore sono
protetti contro il sovraccarico dalla
protezione di lungo ritardo installata sul
secondario del trasformatore.
La caratteristica di intervento del fusibile
(40A) si posiziona al di sotto della
caratteristica di intervento della protezione
PG per tutti i valori di corrente di guasto e
quindi i due dispositivi sono selettivi tra loro
(vedere paragrafo 5.4).
Proteggere contro il c.to c.to il cavo
in MT a valle.
H Non intervenire durante la messa in
tensione dei due trasformatori in cabina2.
H Essere selettiva con la protezione
generale (PG) per quanto possibile.
H Essere selettiva con le protezioni instal--late in cabina 2 sui montanti dei trasfor--matori e con le relative protezioni in BT.
La linea in cavo è protetta contro il
sovraccarico dalle protezioni a tempo
inverso (50) presenti sui montante dei
trasformatori (PC e PD).
I tempi di intervento (massimo 0,12s),
imposto dal Distributore per la protezione a
massima corrente di fase, non permette di
coordinare in selettività le protezioni in caso
di guasto sulla rete in media tensione.
Anche la selettività logica richiede un tempo
di intervento superiore (0,17s) e quindi non
è applicabile.
Per tale motivo la protezione PG e la
protezione PB, sulla linea in partenza per la
cabina 2, non sono selettive tra di loro.
La protezione PB è regolata con gli stessi
parametri della protezione PG allo scopo di
migliorare la selettività con le protezioni dei
trasformatori, in media tensione (PC e PD) e
con le relative protezioni in bassa tensione.
L’estensione della rete in media tensione
non giustifica la presenza di protezioni
omopolari direzionali.
33
5.1.2 Partenze trasformatori
in cabina (Livello 2)
Le protezioni PC e PD (Sepam S20),
installate sulle partenze trasformatore in
cabina 2, devono soddisfare le seguenti
condizioni:
H Proteggere contro il cortocircuito il cavo
in media tensione a valle.
H Proteggere contro il cortocircuito il
trasformatore.
H Proteggere contro il cortocircuito il cavo
in bassa tensione per guasto a monte
del dispositivo di bassa tensione.
H Non intervenire durante la messa in
tensione del trasformatore in cabina 2.
H Essere selettiva con la protezioni
generale PG e la protezione PB per
quanto possibile.
H Essere selettiva con le protezioni
installate in cabina 2 sui montanti dei
trasformatori e con le relative protezioni
in bassa tensione.
Per maggiori dettagli si rimanda ad
apposita documentazione.
Protezione del trasformatore
Sovraccarico
Il sovraccarico di lunga durata può essere
rilevato in uno o più dei seguenti metodi :
H tramite una protezione di massima
corrente di fase a tempo dipendente
(51), in aggiunta alla soglia a tempo
indipendente oppure direttamente con
l’interruttore generale in bassa tensione.
H sorvegliando la temperatura del
dielettrico (26) per i trasformatori in olio o
degli avvolgimenti (49T) per i
trasformatori in resina.
H utilizzando una protezione ad immagine
termica (49RMS), il cui tempo di
intervento è determinato a partire dalla
corrente di impiego, dalla corrente
nominale e dalla costante di tempo
termica.
La protezione permette l’utilizzo di due
banche di regolazione commutabili
automaticamente al cambiare della
tipologia di raffreddamento.
Si dovranno prevedere una costante di
tempo per la ventilazione naturale e una
per la ventilazione forzata, se presente.
Cortocircuito
Per guasti interni al trasformatore possono
essere utilizzate le seguenti protezioni:
H per trasformatori in olio, dispositivi
sensibili all’emissione di gas o alla
riduzione del livello di olio (63) provocato
da un cortocircuito tra le spire della
stessa fase o di fasi diverse.
Relè Buchholz per trasformatori in olio
con conservatore e dispositivo DPGT
(sensori di pressione, di livello e di
temperatura dell’olio) per trasformatori in
olio a riempimento integrato.
H per trasformatori in resina, centralina
termometrica con 3 o 4 sensori
termometrici compensati (PT100)
installati in corrispondenza dei punti caldi
del trasformatore.
Per guasti esterni al trasformatore si
utilizzano le seguenti protezioni associate
ad un interruttore installato sul primario del
trasformatore:
H una soglia di massima corrente di fase
istantanea regolata ad un valore
superiore alla corrente di cortocircuito
trifase passante assicura una protezione
efficace per il cortocircuito al primario del
trasformatore e la selettività
amperometrica con gli interruttori in
bassa tensione;
H una soglia di massima corrente di fase
temporizzata e regolata ad un valore
inferiore alla corrente di cortocircuito
minima (fase---neutro) al secondario del
trasformatore assicura l’intervento in caso
di guasto a monte dell’interruttore
generale in bassa tensione (vedere
Allegato 7 e 9).
Per trasformatori di piccola/media potenza
(massimo 630---800kVA) si possono
utilizzare fusibile in MT.
NOTA: In tal caso si deve porre molta
attenzione nella verifica di selettività con la
protezione in C.P, con le protezioni a monte
e con le protezioni in bassa tensione.
34
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Guasto a terra
H Protezione contro i guasti a terra lato
MT.
E’ assicurata tramite una protezione di
terra collegata a un rilevatore di corrente
omopolare (TA toroidale) installato sui
cavi di alimentazione del primario del
trasformatore. La sua regolazione
dipende dalla gestione del neutro da
parte dell’ente distributore e dalla
regolazione adottata sulla protezione di
arrivo generale.
Protezione contro i guasti a terra lato
bassa tensione a monte dell’interruttore
generale.
Si procede come indicato al paragrafo
precedente (cortocircuito).
Se si vuole proteggere l’impianto e il
trasformatore anche da guasti fortemente
impedenti con correnti inferiori alla prima
soglia di protezione in MT (51), si può
utilizzare :
--- una protezione a tempo inverso (lato MT)
prevista per la protezione contro i
sovraccarichi del trasformatore;
--- una protezione di terra con toroide
separato installato sulla messa a terra del
centro stella del trasformatore (Vigirex o
Micrologic 6.0).
Il dispositivo (Vigirex) segnala la
presenza di una corrente anomala o apre
l’interruttore in MT.
In alternativa (Vigirex o Micrologic 6.0) si
può effettuare l’apertura dell’interruttore di
arrivo in bassa tensione e, per effetto di
trascinamento, l’apertura dell’interruttore
in MT.
regolazioni Protezione Trasformatore
PC e PD
Descrizione
protezione
Massima corrente fase
51.0 (curva EIT) 6s a 10 x Ir
0.23 s
51.1
0.05 s
51.2
H
Nota
In questi casi si deve porre particolare
attenzione alla selettività tra le protezioni di
terra sul dispositivo generale e le protezioni
di sovracorrente delle partenze (vedere il
paragrafo 3.3).
Valore
di
Ritardo
intenzionale regolazione
48 A
200 A
600 A
Massima corrente omopolare
0.05 s
51.N1
2A
10000
Interruttore
MT --- TR
1000
Corrente di
cortocircuito
I’’klv: 28260 A
100
T
e
m
p
o
Corrente
di
cortocircuito MT
12.5kA
10
i
n
s
1
Corrente di
inserzione TR
1250 kVA
Limite
Ente
Distributore
0.1
Corrente
Nominale TR
In: 48 A
0.01
1
10
100
1000
10000
100000
Corrente in A
FIG.36
dossier tecnico n.3/MT-- BT
35
5.1.3 Selettività tra la
partenza PB di Cabina 1 e le
partenze trasformatore PC e
PD di cabina 2
In base a quanto descritto nelle pagine
precedente, la protezione PB con la prima
soglia temporizzata a 0,43s è selettiva con
le protezioni dei trasformatore se :
PC e PD hanno la prima soglia
ritardata a non più di 0,23s per
garantire una selettività cronometrica;
H la corrente di cortocircuito a valle del
trasformatore MT/BT è inferiore al valore
regolato della soglia istantanea.
Dall’analisi del grafico delle curve di
intervento si può dedurre che la selettività
tra le protezioni di media tensione è
assicurata fino a correnti pari a 600A
(equivalenti a 22,5kA in bassa tensione).
H
5.1.4 Selettività tra la PG a
monte e la partenza
trasformatore di cabina 1
Nota
Solitamente la corrente di cortocircuito
effettiva è inferiore a quella presunta in
quanto il guasto non è franco e nel circuito
di guasto sono presenti resistenze e
reattanze che dipendono dai punti di
collegamento e dal criterio di installazione
delle condutture.
La selettività non è assicurata per guasti
sulla rete a 15kV con corrente di
cortocircuito presunta pari a 12.5kA.
La situazione è differente per la partenza
trasformatore protetta da fusibile.
H Guasto sul lato MT
In corrispondenza della corrente di
cortocircuito presunta sul lato MT, il fusiile
interviene in un tempo inferiore a 10ms,
valore inferiore a quello necessario
all’attivazione del relè.
H Guasto sul lato BT
In questo caso il tempo di intervento è
superiore al precedente caso ma il
guasto viene comunque eliminato in un
tempo sufficientemente breve e tale da
permetttere la ricaduta della protezione
prima dello scadere della
tempotizzazione della prima soglia 51.
La selettività è totale tra il fusibile da 40A e
la protezione PG.
10000
Dispositivo
Generale
1000
Corrente di
cortocircuito
I’’klv: 9430 A
100
T
e
m
p
o
10
i
n
s
1
Corrente di
inserzione TR
400 kVA
0.1
Corrente
Nominale TR
In: 15.4 A
0.01
FIG.37
36
1
10
100
1000
10000
100000
Corrente in A
dossier tecnico n.3/MT-- BT
5.1.5 Selettività tra Media e
Bassa tensione (Livello 3)
Cabina 1
L’interruttore di arrivo, fortemente limitatore,
è selettivo con il fusibile a protezione del
trasformatore (IF = 40A) fino alla corrente di
cortocircuito presunta di 9,5kA.
A maggior ragione saranno selettivi con il
fusibile le protezioni delle partenze (vedere
allegato 9).
Per fusibili di taglia superiore la selettività
per guasto sul secondario non è più
garantita.
10000
Interruttore
BT --- TR
1000
Corrente di
cortocircuito
I’’klv: 28260 A
100
T
e
m
p
o
10
i
n
s
1
Corrente di
inserzione TR
1250 kVA
0.1
Interruttore
MT---TR
Corrente
Nominale TR
In: 48.1 A
0.01
1
10
100
1000
Corrente in A
FIG.38
dossier tecnico n.3/MT-- BT
10000
100000
Cabina 2
Si distinguono due configurazioni di guasto.
Guasto sul sistema sbarre del quadro.
L’interruttore generale in bassa tensione
(categoria B e ad intervento ritardato) non è
un interruttore limitatore, e quindi la sua
apertura non riduce il valore della corrente
di corto circuito presunta.
La corrente di cortocircuito presunta
corrisponde ad una corrente sul lato
primario di 1216A.
Al di sopra della corrente di regolazione
della seconda soglia della protezione del
trasformatore (600A), la selettività non è
garantita.
Per ridurre i rischi di disservizio si dovrà
effettuare regolare e specifica manutenzione
sul quadro in bassa tensione con periodicità
severa al fine di evitare l’insorgere di un
guasto.
L’impiego di quadri realizzati conforme--mente alla Norma CEI EN 60439---1 e con
elevato grado di segregazione (forma 3
oppure 4) ha i seguenti vantaggi :
H riduce il rischio di guasto sul sistema
sbarre e sulle unità funzionali;
H migliora la sicurezza degli operatori
durante le fasi di manutenzione;
H migliora la continuità di servizio durante
la manutenzione.
Guasto su una delle partenze.
In questo caso è possibile sfruttare l’effetto
di limitazione degli interruttori di partenza
(categoria A).
L’interruttore NS630A limita la corrente di
cortocircuito presunta (28,9kA) e il tempo
di durata del guasto ai seguenti valori :
H corrente di cresta limitata = 27kA
H corrente efficace limitata = 15kA
H eliminazione del guasto in un tempo
inferiore a 10ms.
La corrente di cortocircuito limitata sul
secondario corrisponde ad una corrente sul
lato primario di 400A, valore inferiore alla
seconda soglia di regolazione della
protezione in media tensione (600A).
In linea generale la selettività è comunque
assicurata in quanto il tempo di
eliminazione del guasto è tale da non
permettere l’attivazione della soglia
istantanea delle protezioni PC e PD .
37
5.2 Distribuzione in
bassa tensione
Il software I---Project, di aiuto alla scelta e al
coordinamento degli interruttori automatici,
consente di ottimizzare le regolazioni in
funzione del tipo di impianto e del livello di
selettività richiesto.
Lo studio di selettività è stato eseguito
utilizzando le tabelle riportate nel capitolo 6
e rispettando i rapporti tra le regolazioni a
monte e a valle.
Arrivo quadro QGBT1
Interruttore A1
Micrologic 5.0
ILR
tLR
ICR
tCR
IIST
1620 A
16s (a 6xIN)
7200 A
gradino I
Interruttore C1
Micrologic 2.0
ILR
tLR
ICR
tCR
1280 A
12s (a 6xIN)
5120 A
istantaneo
off
100000
Iicc = 28.5kA
10000
A1
1000
100
10
C1
1
0.1
0.01
100
38
1000
10000
100000
Nota.
Nella valutazione delle correnti di
regolazione si devono considerare anche le
correnti di sovraccarico transitorie delle
utenze come ad esempio quelle degli
azionamenti tramite motori asincroni.
La configurazione della cabina 2 prevede:
H due trasformatori da 1250kVA;
H quadro con due sistemi sbarre distinti;
H connessione dei due sistemi sbarre
realizzato con interruttore automatico
(congiuntore C1);
H interruttore di arrivo (A1 e A2)
interbloccati tra di loro e con il
congiuntore in modo da impedire il
funzionamento in parallelo dei due
trasformatori.
Questa soluzione garantisce una buona
disponibilità dell’alimentazione e permette di
mantenere in servizio il 50% dei carichi in
caso di guasto o manutenzione su una
delle due semi sbarre.
Con un unico trasformatore è possibile
alimentare il 70% di tutte le utenze quindi, in
caso di guasto o manutenzione di uno dei
due trasformatori, è necessario effettuare il
distacco programmato dei carichi non
prioritari utilizzando la funzione controllo del
carico disponibile con lo sganciatore
Micrologic 5.0.
Il distacco dei carichi può essere evitato se
il trasformatore è in grado di sopportare il
sovraccarico per il tempo necessario
all’eliminazione del guasto e al ripristino
della configurazione nominale.
Nelle configurazioni sopra indicate (con
l’interruttore A1 o A2 chiuso e C1 chiuso) in
caso di guasto sul sistema sbarre, il
congiutore C1 deve essere selettivo con
l’interruttore del montante trasformatore in
modo da mettere fuori servizio solo la
sbarra interessata dal guasto.
Per tale motivo si deve ricorrere ad una
selettività cronometrica sia tra le protezioni
di lungo ritardo sia tra quelle di corto ritardo.
Con queste regolazioni i dispositivi sono
selettivi fino alla corrente di cortocircuito
presunta di 28,9kA.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Partenze quadro QGBT1
Rimane da verificare la selettività tra
l’interruttore di partenza di taglia maggiore
(NS630N) e arrivi e congiuntore.
Con queste regolazioni il limite di selettività
energetica Is (vedere tabella 10) è pari alla
ICU dell’interruttore NS 630N (45kA) e
quindi risulta totale.
(1) La tolleranza degli sganciatori elettronici
è inferiore alla tolleranza ammessa dalla
norma (--- 20% , +20%) :
--- sganciatore STR con tolleranza
--- 15%, + 15%;
--- sganciatore Micrologic con tolleranza
--- 10%, + 10%.
Per tale motivo il rapporto tra le soglie di
corto ritardo del congiuntore C1 e delle
partenze deve essere almeno pari a 1,26.
(2) Tempo di intervento alla ICU pari a
4ms.
Arrivo quadro QGBT2
Le seguenti regolazioni, oltre ad essere
selettive con il fusibile (vedere allegato 8),
permettono una selettività totale con le
partenze.
(1) Tempo di intervento alla ICU pari a
4ms.
Partenze quadro QGBT2
L’interruttore a monte è selettivo con tutte le
partenze compresa la partenza costituita
dall’interruttore NS 250 N STR22SE
(vedere tabella 5)
Quadro QDBT1 (livello 4)
La configurazione del quadro permette di
ottenere selettività totale utilizzando la forte
limitazione degli interruttori di partenza
(vedere tabella 5).
Quadro QDBT1 (livello 5)
L’interruttore a monte, NS 160E TM160D, è
selettivo totale con tutte le partenze
modulari C60N (vedere tabella 4)
Quadro QDBT2 (livello 5)
L’interruttore a monte, NS 250N TM250D, è
selettivo totale con tutte le partenze (vedere
tabella 4)
dossier tecnico n.3/MT-- BT
NS 630 N
STR 23 SE
ILR
tLR
ICR
tCR
630 A
8s x 6 x IN (fisso)
3780 A (1)
istantaneo (2)
NS 630 N
STR 23 SE
ILR
ICR
tCR
507 A
2535 A
istantaneo (1)
39
Conclusioni
Distribuzione in media tensione.
Per guasto di fase la selettività non è
garantita a nessun livello di
distribuzione.
Le protezioni installate sui montanti
trasformatore (PC e PD) permettono di
identificare il montante soggetto a guasto
e procedere alla rialimentazione delle
linee sane.
Se il Distributore accetta, per la
protezione a massima corrente di fase,
tempi di intervento di almeno 170ms, è
possibile utilizzare la selettività a scambio
di informazioni (logica) tra le protezioni
PG, PB, PC e PD.
H Per guasto verso terra e in presenza di
neutro compensato (il Distributore lo
garantisce per un periodo pari al 95%
del periodo annuale) la protezione in
partenza verso la cabina 2 (PB) è
selettiva con la protezione generale PG.
Le protezioni omopolari sul montante
trasformatore (PC e PD) non sono
selettive con l’interruttore di arrivo (PB).
In quest’ultimo caso vale quanto già
indicato per il cortocircuito.
H
Se il Distributore accetta, per la protezione
omopolare direzionale 67N.S2, tempi di
intervento di almeno 170ms in presenza di
neutro isolato, è possibile utilizzare la
selettività a scambio di informazioni (logica)
tra le protezioni PG, PB, PC e PD.
In tale caso le protezioni a massima
corrente omopolare dovranno essere
temporizzate come segue :
H PG 67N.S1 a 0,23s
H PG 67N.S2 a 0,1s
H PB 51N a 0,1s
H PC 51N a 0,1s
H PD 51N a 0,1s.
Con i coordinamenti sopra indicati la
selettività è totale per guasti verso terra con
neutro compensato o isolato lungo tutta la
rete di distribuzione in MT.
Distribuzione in bassa tensione.
Il criterio di distribuzione adottato e le
regolazioni previste permettono di
raggiungere una buona disponibilità
dell’alimentazione e un livello di selettività
totale a tutti i livelli di distribuzione.
40
dossier tecnico n.3/MT-- BT
6 Tabelle di selettività
(Guida al sistema BT)
Di seguito alcuni esempi di coordinamento
tra interruttori in bassa tensione di diversa
tipologia.
6.1 Interruttori di tipo
modulari (C60 e NG125)
La selettività tra interruttori modulari è di tipo
amperometrica, i livelli di selettività sono
bassi e corrispondono alla soglia di
intervento dell’interruttore a monte.
Qualora la selettività sia prioritaria e per
sfruttare al meglio il coordinamento selettivo
di per se basso, si deve fare particolare
attenzione nella realizzazione dei circuiti
terminali:
H suddividere il più possibile i circuiti a
valle;
H ridurre i rischi di corto circuito
utilizzando:
--- ripartitori precostituiti a valle dello
interruttore generale;
--- cablaggio degli interruttori fatto a
regola d’arte;
--- copri morsetti;
--- limitare le curvature lungo lo sviluppo
della conduttura ad un massimo di due
(utilizzo di cassette rompitratta);
--- cassette di derrivazione cablate a
regola d’arte;
--- morsetti dell’utenza realizzati in modo
da ridurre il rischio di cortocircuito.
Con interruttori NG125 a monte i limiti di
selettività aumentano per differenziazione
delle taglie e sfruttamento dell’effetto di
limitazione dell’interruttore a valle
Il limite di selettività Is è superiore alla soglia
istantanea (selettività energetica).
6.2 Interruttori di tipo
scatolati
In ≤ 630A a monte e a valle
(categoria A)
Grazie alla differenziazione delle taglie e alla
concezione costruttiva degli interruttori
scatolati di tipo NS la selettività è sempre
totale escluso le combinazione che non
rispettano le seguenti relazioni:
H
IrMonte ≥ 1.6 x IrValle
H
InMonte ≥ 2.5 x InValle
(1)
(1) Fattore 2,5 con STR a monte e TMD a
valle
In generale la selettività è migliore quando
le caratteristiche di intervento sono simili (ad
esempio sganciatori STR a monte e a valle).
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Tabella 2 --- Limite di selettività espresso in kA
a valle
NG125N/L, C120N
a monte curva B
16
20
25
In (A)
32
40
50
63
80
100
125
C60a/N/H/L
0.5
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
curva B,C, Z
0.75
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
1
0.3
0.45 0.7
1
1.3
1.6
2.8
3.5
5.0
T
2
0.22 0.3
0.45 0.55 0.9
1.26 2.5
3.0
4.5
T
3
0.15 0.22 0.35 0.45 0.7
1.15 2.3
2.6
4.0
4.5
4
0.1
2.3
3.3
4.0
0.65 1
2
0.3
0.5
0.7
1.75 2
3.0
3.5
0.2
0.3
0.6
1.1
1.5
2.6
3.3
1
2.3
2.9
20
0.8
1.9
2.5
25
0.7
1.7
2.2
6
0.15 0.25 0.4
0.12 0.2
10
16
0.45 0.7
32
1.55
40
1.1
50
53
Tabella 5 --- Limite di selettività espresso in kA
a monte
unità di controllo
NS 400
STR
NS 630
STR
a valle
In (A)
400
630
Multi9
tutti
T
T
NSC100N
≤ 100
T
T
NSA160E
≤ 160
T
T
NSA160NE
≤ 160
T
T
NSA160N
≤ 160
T
T
NS160E
TMD
T
T
NS160NE/N
TMD
T
T
NS160sx/H/L
TMD
T
T
NS250N
TMD
5 (<160)
T
NS250sx/H/L
TMD
5 (<160)
T
NS160NE/N
STR22SE
T
T
NS160sx/H/L
STR22SE
T
T
NS250N
STR22SE
5
T
NS250sx/H/L
STR22SE
5
T
NS400N
STR23/53
8
NS400H
STR23/53
8
NS400L
STR23/53
8
41
Tabella 4 --- Limite di selettività espresso in kA
a
monte NS160E/NE/N/sx/H/L
sganciatore
TM---D (1)
NS250N/sx/H/L
TM---D
NS160E/NE/N/sx/H/L NS250N/sx/H/L
STR22SE
STR22SE
a valle
In (A)
80
100
125
160
125
160
200
250
100
160
250
XC40
tutte
4
5
5
5
T
T
T
T
1.2
T
T
C40a/c40N
tutte
T
T
T
T
T
T
T
T
1.2
T
T
C60a
≤ 40
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
C60N
≤ 25
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
32---40
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
50---63
C60H
≤ 25
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
32---40
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
50---63
C60L
≤ 25
T
32---40
15
50---63
C60LMA
tutte
C120N
80
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
2.5
2.5
2.5
T
T
T
T
2.5
100
125
NG125a
80
2.5
100
2.5
T
T
T
T
T
T
T
T
2.5
T
T
T
2.5
T
125
NG125N
42
1.2
T
T
T
T
T
T
2.5
T
T
T
T
T
T
T
T
T
≤ 40
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
50
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
T
T
T
T
2.5
T
2.5
63
2.5
2.5
2.5
2.5
T
T
T
80
2.5
2.5
2.5
2.5
T
T
T
T
T
100
2.5
2.5
2.5
2.5
T
T
T
T
125
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
T
T
dossier tecnico n.3/MT-- BT
6.3 Interruttori di tipo
scatolato
In ≥ 630A a monte e a valle
(categoria B)
Questi interruttori sono costruttivamente
realizzati per sopportare una determinata
corrente di breve durata (10kA per i
limitatori, 25kA e 40kA a seconda della
taglia).
Per tale motivo sono provvisti di sganciatore
DIN con soglia istantanea compatibile con
la loro Icw.
È’ la soglia DIN che identifica il limite di
selettività.
Tabella 6 --- Limite di selettività in kA
a
monte NS630b/800/1000/1250/1600N/
unità di controllo H Micrologic2.0 Isd: 10 Ir
a valle
NS630bN/H
In (A)
630
≤ 400
6.3
500
800
≤ 400
6.3
500
≤ 400
6.3
500
12.5
16
12.5
16
10
12.5
16
8
10
12.5
16
8
10
12.5
16
10
12.5
16
10
12.5
16
10
12.5
16
10
12.5
16
8
8
6.3
500
8
8
630
12.5
16
10
12.5
16
10
12.5
16
10
12.5
16
12.5
16
800
NS800L
≤ 400
500
630
800
dossier tecnico n.3/MT-- BT
6.3
25
10
800
≤ 400
630
10
630
NS800H
1600
8
630
NS800N
1250
8
630
NS630bL
1000
8
10
12.5
16
8
10
12.5
16
12.5
16
12.5
16
10
NS630b/800/1000/1250/1600N/
H Micrologic5---6---7 Ii: OFF
50
25
800
1600
630
10
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
25
25
25
25
25
25
50
1250
25
25
25
1000
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
NS630b/800/1000L
Micrologic5---6---7 Ii: OFF
25
25
25
25
25
25
25
25
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
800
1000
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
43
6.4 Interruttori di tipo aperto
a monte
La selettività tra interruttori tipo NT e NW a
monte, con esclusione degli interruttori
limitatori (L1) e interruttori di categoria A a
valle è sempre totale anche con sganciatore
non cronometrico (Micrologic 2.0).
Per tutte le altre combinazioni (a monte
interruttori aperti tipo L1, a valle interruttori di
categoria B) la selettività corrisponde alla
soglia di corto ritardo dello sganciatore a
monte (Micrologic 2.0).
In quest’ultimo caso per migliorare la
selettività ed arrivare al limite ad una
selettività totale, si possono attuare le
soluzioni seguenti:
H utilizzare sganciatori cronometrici tipo
Micrologic 5.0, 6.0, 7.0,
Se a questo punto la selettività non è
ancora assicurata
H disattivare la soglia istantanea (Ii in
posizione Off).
I due accorgimenti sopra riportati sono
applicabili quando le condizioni
impiantistiche lo consigliano e
compatibilmente con la tenuta dei
componenti elettrici alla corrente di
cortocircuito.
Tabella 8 --- Limite di selettività espressa in kA
Masterpact NT H1
a monte
Micrologic 2.0 Isd : 10 Ir
unità di controllo NT 08
800
In (A)
NT 10
NT 12
NT 16
1000
1250
1600
1000
1250
1600
a valle
Ir (A)
800
Multi9
tutti
T
T
T
T
NSC100N
≤ 100
T
T
T
T
NSA160E/NE/N
≤ 160
T
T
T
T
NS160/630
≤ 500
T
T
T
T
T
T
T
10
12.5
16
10
12.5
16
12.5
16
NS160/630
630
C801N/H/L
≤ 500
8
630
800
Tabella 9 --- Limite di selettività espressa in kA
Masterpact NT L1 Masterpact NT L1
Micrologic 2.0
a monte
44
Micrologic 5---6---7
a valle
Isd : 10 Ir
NT 10
unità di controllo NT 08
800
1000
In (A)
Ii : 15 In
NT 08
NT 10
800
1000
Multi9
tutti
T
T
T
T
NSC100N
≤ 100
T
T
T
T
NSA160E/NE/N
≤ 160
T
T
T
T
NSA160E/NE/N/sx
TMD
13
22
T
T
NS160H
TMD
13
22
T
T
NS160L
TMD
13
22
T
T
NS250N
TMD
11
19
T
T
NS250sx/H/L
TMD
11
19
T
T
NS160NE/N/sx
STR22SE
13
22
T
T
NS160H/L
STR22SE
13
22
T
T
NS250N/sx
STR22SE
11
19
T
T
NS250H/L
STR22SE
11
19
T
T
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Tabella 10 --- Limite di selettività espressa in kA
a valle
Masterpact NW N1---H1---H2a---H2
Micrologic5.0---6.0---7.0 Ii: 15 In (1)
Masterpact NW N1---H1---H2a---H2
Micrologic2.0 Isd: 10 Ir
a monte
unità di
controllo
nw08
In (A)
800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300 800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300
nw10
nw12
nw16
nw20
nw25
nw32
nw40
nw50
nw63 nw08
nw10
nw12
nw16
nw20
nw25
nw32
nw40
nw50
nw63
Multi9
tutti
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
NSC100
tutti
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
NSA160E/N/sx
tutti
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
NS160/630
≤ 500
T
T
NS160/630
630
C801N
≤ 500
8
630
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
10
12.5 16
20
25
32
40
T
T
10
12.5 16
20
25
32
40
T
T
12.5 16
20
25
32
40
T
T
800
C801H
≤ 500
8
630
10
12.5 16
20
25
32
40
50
63
10
12.5 16
20
25
32
40
50
63
12.5 16
20
25
32
40
50
63
12.5 16
20
25
32
40
70
T
800
C801L
≤ 500
8
630
10
10
800
C1001N
≤ 630
10
800
1000
C1001H
≤ 630
10
800
1000
C1001L
≤ 630
800
1000
10
12.5 16
20
25
32
40
70
T
12.5 16
20
25
32
40
70
T
12.5 16
20
25
32
40
T
T
12.5 16
20
25
32
40
T
T
16
20
25
32
40
T
T
12.5 16
20
25
32
40
50
63
12
12
12
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
15
18.75 24
30
37.5 48
T
T
T
15
18.75 24
30
37.5 48
T
T
T
18.75 24
30
37.5 48
T
T
T
15
18.75 24
30
37.5 48
60
T
T
15
18.75 24
30
37.5 48
60
T
T
18.75 24
30
37.5 48
60
T
T
18.75 24
30
37.5 60
T
T
T
15
15
15
15
18.75 24
30
37.5 60
T
T
T
18.75 24
30
37.5 60
T
T
T
18.75 24
30
37.5 48
T
T
T
18.75 24
30
37.5 48
T
T
T
24
30
37.5 48
T
T
T
18.75 24
30
37.5 48
60
T
T
12.5 16
20
25
32
40
50
63
18.75 24
30
37.5 48
60
T
T
16
20
25
32
40
50
63
24
30
37.5 48
60
T
T
12.5 16
20
25
32
40
70
T
18.75 24
30
37.5 60
T
T
T
15
12.5 16
20
25
32
40
70
T
18.75 24
30
37.5 60
T
T
T
16
20
25
32
40
70
T
24
30
37.5 60
T
T
T
(1) Con soglia istantanea Ii in posizione OFF la selettività è totale per tutte le combinazioni della tabella. Naturalmente occorre sempre
differenziare le correnti di regolazione degli interruttori a monte e a valle per avere selettività nella zona di intervento termico e magnetico
delle protezioni.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
45
Tabella 12 --- Limite di selettività espresso in kA
a valle
Masterpact NW N1---H1---H2a---H2
Micrologic5.0---6.0---7.0 Ii: 15 In (1)
Masterpact NW N1---H1---H2a---H2
Micrologic2.0 Isd: 10 Ir
a monte
unità di
controllo
nw12
In (A)
1250
nw16
nw20
nw25
nw32
nw40
nw50
nw63 nw12
nw16
1600
1600
2000
2500
3200
4000
5000
6300 1250
Masterpact NW
NW08 12
16
20
25
32
40
50
63
18.75 24
N1/H1
NW10
16
24
NW12
20
25
32
40
50
63
20
25
32
40
50
63
NW16
25
NW20
32
40
50
63
32
40
50
63
NW25
40
NW32
50
63
50
63
NW40
nw20
nw25
nw32
nw40
nw50
nw63
2000
2500
3200
4000
5000
6300
30
37.5
48
60
T
T
30
37.5
48
60
T
T
30
37.5
48
60
T
T
37.5
48
60
T
T
48
60
T
T
60
T
T
T
T
T
63
Masterpact NW
NW08 12
16
20
25
32
40
50
63
18.75 24
30
37.5
48
60
75
82
H2a/H2/H3
NW10
16
20
25
32
40
50
63
24
30
37.5
48
60
75
82
37.5
48
60
75
82
37.5
48
60
75
82
NW12
NW16
NW20
NW25
NW32
NW40
46
20
25
32
40
50
63
25
32
40
50
63
32
40
50
63
40
50
63
50
63
63
30
48
60
75
82
60
75
82
75
82
82
dossier tecnico n.3/MT-- BT
7 Allegato
Calcolo delle correnti di guasto in
cabina MT/BT: metodo pratico
Neutro isolato
oppure
neutro compensato
Punto
consegna
L1
Sistema TNS
20kV
PG
IK2E
LR / CR
0.4kV
IK2
IK3
L2
L2
DG
L3
L3
IG
IC
L1
ICU
IC
ICU
N
P
L (km)
FIG 40: Correnti di guasto lato MT
7.1 Corrente di cortocircuito
trifase Ik3
Corrente di guasto lato MT
7.2 Corrente di doppio
guasto verso terra IK2E (kA)
Il suo valore si determina nel modo
seguente.
Normalmente 12,5kA. Il suo valore è
indicato nella lettera informativa che il
Distributore consegna all’utente all’atto della
richiesta di allacciamento in MT.
IK2E = 0.87 x IK3 = 10.8kA
Nota
La norma CEI 11.1 art.9.2.4 Tab. 9---1
precisa quanto segue.
In presenza di impianti con messa a terra
risonante (neutro compensato), i conduttori
di terra si dimensionano in base alla
corrente di doppio guasto a terra IK2.
Con tempo di eliminazione del primo
guasto verso terra inferiore a 1s, si può
usare la corrente Ic (corrente capacitiva).
7.3 Corrente di guasto verso
terra dovuta alla rete in MT
del Distributore IC (A)
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Il valore è indicato nella lettera informativa
del Distributore e dipende dal sistema di
neutro implementato.
Può avere i seguenti valori:
H Con neutro isolato da 100A a 250A
(salvo casi specifici).
I valori dipendono dall’estensione della
rete in MT del Distribuzione e possono
variare sensibilmente da compartimento
a compartimento raggiungendo anche
valori molto elevati (800A).
Il primo guasto d’isolamento, all’interno
dell’impianto di utenza, è eliminato in tempi
molto inferiori a 1s, non è presente il rischio
di secondo guasto d’isolamento, e quindi il
dispersore, i conduttori di terra e lo schermo
metallico dei cavi si dimensionano in base
alla corrente capacitiva Ic.
Se il guasto avviene a monte del dispositivo
generale dell’utente (DG) il tempo di
eliminazione del primo guasto d’isolamento,
effettuato dalla protezione del Distributore
posta in cabina primaria, avviene in un
tempo superiore a 1s.
Vista la minima sezione del dispersore e del
conduttore di terra richiesta dalla norma e
visto l’esigua lunghezza del cavo che
collega il punto di consegna con il DG si
ritengono protetti i componenti sopra
indicati.
H
Con neutro compensato mediante
bobina di Petersen:
--- 40A con tensione nominale 15kV
--- 50A con tensione nominale 20kV.
salvo casi specifici.
47
7.4 Corrente di guasto verso
terra dovuta alla rete in MT
di utenza ICU (A)
Il contributo della rete di utenza alla corrente
di guasto verso terra del Distributore può
essere valutato in prima approssimazione
nel modo seguente
dove:
ICU (A) corrente capacitiva di utenza
UN (kV) tensione nominale del sistema
elettrico
LU (km) lunghezza complessiva delle linee
trifasi di utenza.
Alla tensione di 15kV la corrente capacitiva
è pari a 3A/km e aumenta a 4A/km per
tensioni nominali pari a 20kV.
7.5 Corrente di cortocircuito
trifase IK3 (kA)
Correnti di guasto lato BT
Ovviamente la corrente di cortocircuito si
riduce, allontanandosi dal trasformatore, a
causa dell’impedenza delle linee.
La valutazione del suo valore, a tutti i livelli
di distribuzione, permette di dimensionare
correttamente i componenti elettrici e
valutare i reali limiti di selettività.
Per la determinazione della corrente di
cortocircuito trifase lungo tutta la
distribuzione elettrica utilizzare la Guida BT
o il sw I---Project.
ICU = 0.2 x UN x LU
Dipende dalle caratteristiche del
trasformatore e si può determinare come
segue.
IK3 =
SN
p3 x UN
x
100
υcc
SN (kVA) potenza nominale del
trasformatore
UN (kV) tensione nominale secondaria
uCC (%) tensione di cortocircuito.
7.6 Corrente di cortocircuito
bifase IK2 (kA)
Si determina dalla corrente di cortocircuito
trifase IK3 nel modo seguente.
7.7 Corrente di guasto verso
terra IG (kA)
Tale corrente è definita IK1 dalla norma
CEI---11---25.
Il valore della corrente di guasto verso terra
dipende da diversi parametri quali:
H potenza del trasformatore,
H sezione del conduttore di fase,
H composizione della linea (conduttori in
parallelo),
H sezione del conduttore di protezione
H lunghezza della linea,
H disposizione del conduttore di
protezione rispetto ai conduttori di fase;
inoltre il suo valore rispetto alla corrente IK3
dipende dalla distanza del punto di guasto
dalla fonte di alimentazione.
Nelle vicinanze del trasformatore IG ha un
valore prossimo alla corrente di cortocircuito
trifase IK3.
48
IK2E = 0.87 x IK3
A causa della sua dipendenza dai
parametri della rete è consigliabile l’utilizzo
del SW di calcolo I---Project per
determinarne il valore lungo le linee di
distribuzione fino al punto di connessione
con i carichi.
Nota
La norma impianti non considera, nel
calcolo della corrente di guasto verso terra,
la resistenza di guasto, normalmente
presente tra la parte in tensione e la massa,
perché non quantificabile con certezza.
Per una corretta regolazione della
protezione che tenga conto della reale e
peggiorativa condizione di guasto
considerare dei margini sui valori regolati
rispetto alla corrente presunta.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Corrente di guasto lato
BT (guasto passante)
7.8 Corrente di corto circuito
trifase massima passante
IK3 S/P (A)
7.9 Corrente di cortocircuito
bifase IK2 (kA)
7.10 Corrente di guasto
verso terra IG (A)
Dipende dal rapporto di trasformazione e si
calcola come segue
IK3 ---S/P = α
IK3
KTR
x 10 3
dove:
H IK3 (kA) corrente di cortocircuito trifase
sul lato secondario
H KTR rapporto di trasformazione
H UN (kV)
KTR
10 / 0,4
25
15 / 0,4
37,5
20 / 0,4
50
H α fattore di asimmetria della corrente di
corto circuito.
IK3 (kA) a regime
in valore efficace
IK3 ± 6
6< IK3 ± 10
10< IK3 ± 20
20< IK3 ± 50
IK3>50
α
1,06
1,2
1,4
1,5
1,6
Nota
Le protezioni elettroniche (SEPAM,
Micrologic e STR) sono in grado di valutare
il vero valore efficace (RMS) della corrente
di cortocircuito.
L’esperienza permette di affermare che
solitamente il fattore di squilibrio non supera
il valore 1,3.
In questo caso la corrente richiamata al
primario assume un valore pari a 0,5 x IK3
su due fasi e pari a IK3 sulla terza fase.
La ripartizione delle correnti dipende dalle
fasi interessate dal guasto.
Per tale motivo è consigliabile prevedere la
protezione sulle tre fasi (3 TA).
IG ---S/P = 0.57 x
IK3
x 10 3
KT
Il Distributore (DK5600 art.6.2) chiede
all’utente allacciato alla rete in MT di
utilizzare trasformatori MT/BT trifasi con
collegamento a triangolo sul primario.
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Il prodotto IK3 x α esprime l’effettivo valore
efficace durante il transitorio di stabilimento
della corrente di cortocircuito.
Nella maggior parte delle situazioni
impiantistiche il secondario del
trasformatore è collegato a stella.
Questo comporta che la corrente di guasto
rilevata dalla protezione in MT, in caso di
guasto a terra sul secondario del
trasformatore a monte del dispositivo di
protezione generale in BT, sia 0,57 volte la
corrente di cortocircuito trifase.
49
50
dossier tecnico n.3/MT-- BT
8 Allegato
Selettività tra fusibile MT
e interruttore BT
Si considera il trasformatore MT/BT da 400
kVA protetto a monte da un fusibile MT
(40A) e a valle da un interruttore BT.
La caratteristica di intervento dell’interruttore
generale di arrivo in bassa tensione deve
essere definita in modo che il cortocircuito,
sul secondario del trasformatore, sia
eliminato senza che il fusibile alteri le sue
caratteristiche di intervento.
Per tale motivo si deve verificare che le
curve di intervento del fusibile e
dell’interruttore automatico, considerando le
rispettive tolleranza sui valori di corrente di
intervento, non si intersechino mantenendo
fra di esse un margine di sicurezza.
Per poter comparare le caratteristiche di
intervento dei due dispositivi di protezione,
è necessario riferirle allo stesso livello di
tensione, utilizzando il rapporto di
trasformazione o il suo inverso.
t
A
B
Interruttore
limitatore di
Categoria A
D
tF
tCR
C
Curva EIT
I
1.2 ILR 0.9 IF
FIG. 41
A
B Fusibile
Interruttore di Categoria B
con ritardo intenzionale
D
tF
IF
ICR
Protezione di tipo elettronico
IF
ICR
Selettività in corto circuito
L’energia corrispondente alla curva minima
di intervento, che non altera le
caratteristiche del fusibile, si può
determinare, per tempi di intervento
superiori a 100ms, come
Il punto di funzionamento del fusibile, punto
C, deve posizionarsi ad una distanza
significativa rispetto al punto di
funzionamento della protezione di corto
ritardo dell’interruttore, punto D.
Questa condizione si verifica quando
dove tF e tCR sono i tempi di intervento
rispettivamente del fusibile e dell’interruttore
automatico, in corrispondenza della soglia
di intervento di corto ritardo ICR.
Affinché le due protezioni siano selettive
anche in corrispondenza della corrente di
cortocircuito presunta, punto F, si deve
rispettare la seguente relazione:
ICCP
E/F
tIST
1.2 ILR 0.9 IF
= 1.35
Si è considerato una tolleranza della
corrente nominale del fusibile pari a 10%.
Le taglie dei fusibili normalmente
consigliate, per proteggere il trasformatore
dal cortocircuito e permettere la sua messa
in tensione, soddisfano le condizioni sopra
riportate.
Per il dimensionamento del fusibile vedere il
quaderno tecnico ”Protezione trasformatori
per cabine MT/BT”.
IF(tIST )
tCR
Curva EIT
= 1.45
tF
≥ 2.5
tCR
ICR IIST ICCp
t
Protezione di tipo magnetotermico
I 2F x tF
F
tIST
Selettività in sovraccarico
La corrente di intervento del dispositivo di
protezione in bassa tensione, rispetto alla
corrente nominale del fusibile deve
rispettare il seguente rapporto (punti A e B):
I
≥ 1.1 ¯ α ¯ Ksicurezza
dove
α è il fattore di asimmetria della corrente di
corto circuito.
t F(tIST) è la corrente di intervento del fusibile
in corrispondenza del tempo di intervento
della protezione istantanea dell’interruttore.
ICCP è la corrente di cortocircuito presunta.
ICR IIST ICCp
FIG. 42
dossier tecnico n.3/MT-- BT
51
Nota bene.
Qualora l’interruttore fosse di categoria B e
permettesse quindi l’utilizzo degli
sganciatori Micrologic 5.0/6.0/7.0, si
potrebbe scegliere l’inclinazione della
protezione di lungo ritardo secondo cinque
tipologie di curve (vedere figura 43).
Per migliorare la selettività, in
corrispondenza della protezione di lungo
ritardo, è possibile utilizzare una curva con
inclinazione simile alla curva di intervento
del fusibile (curva HVF).
100000
HVF
10000
5000
2000
1000
EIT
500
t(s)
200
VIT
100
50
SIT
20
10
DT
5
2
1
0.5
0.5 0.7
1
2
3 4
5
7
10
20
I / Ir
FIG.43
52
dossier tecnico n.3/MT-- BT
231
361
455
578
723
910
1156
1445
1806
2312
2850
3612
4335
4552
250
315
400
500
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
3000
3150
86.7
91
72.2
57
46.2
36.1
28.9
23.1
18.2
14.5
11.6
9.1
7.2
4.6
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
olio
resina
Tipo
6
7
6
6
6
6
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
6
UCC (%)
65.8
59.8
55.7
45.2
36.6
28.9
23.3
3.6
2.4
5.7
3.8
8.9
6
11.2
7.5
14.2
9.5
17.5
11.9
22.1
14.9
18.8
a 400V
(A)
lato BT
Tensione di ICC trifase
cortocircuito
732
578
466
72
48
114
76
178
120
224
150
284
190
350
238
442
298
376
a 20kV
(A)
1754.7 1316
1594.7 1196
1485.3 1114
1205.3 904
976
770.7
621.3
96
64
96 152
101.3
237.3
160
298.7
200
378.7
253.3
466.7
317.3
589.3
397.3
501.3
a 15kV
(A)
lato MT
65.8
59.8
55.7
45.2
36.6
28.9
23.3
3.6
2.4
5.7
3.8
8.9
6
11.2
7.5
14.2
9.5
17.5
11.9
22.1
14.9
18.8
a 400V
(A)
lato BT
ICC f ---pe
dossier tecnico n.3/MT-- BT
643.2
521.9
422.6
333.7
269
41.6
27.7
65.8
43.9
102.8
69.3
129.3
86.6
164
109.7
202.1
137.4
255.2
172.1
217.1
a 20kV
(A)
1013.1 759.8
920.7 690.5
857.6
695.9
563.5
444.9
358.7
55.4
37
87.8
58.5
137
92.4
172.4
115.5
218.6
146.3
269.4
183.2
340.3
229.4
289.4
a 15kV
(A)
lato MT
I valori di corrente di cortocircuito sono stati determinati considerando una potenza di cortocircuito della rete in MT di 500MVA.
La corrente di cortocircuito trifase secondaria riportata al primario è stata determinata con un fattore di asimmetria pari a 1.
115.6
121.4
96.3
76
61.7
48.2
38.5
30.8
24.3
19.3
15.4
12.1
9.6
6.2
2.9
160
3.9
145
100
a 20kV
(A)
a 400V
(A)
SN (kVA)
a 15kV
(A)
Corrente nominale
Potenza
nominale
9
10
9
10
8
9.5
8
9.5
8
9.5
10
14
10.5
14
10.5
14
10.5
14
10
12
10
12
10
11
10
10
IIN ---RUSH
x IN
Corrente
inserzione
0.45
0.4
0.45
0.5
0.45
0.6
0.35
0.3
0.35
0.3
0.4
0.3
0.26
0.3
0.25
0.25
0.2
0.1
0.2
0.18
0.2
0.1
(s)
Costante
di tempo
236
230.4
265.9
288.5
346.5
385
384.7
450.5
487.5
585.3
585.2
750.3
23.4
17.6
47.8
27.9
74
54
93.3
66.6
107
89.2
134.1
111.7
160
141.8
184.4
a 0.05s
(A)
141.1
125.5
159
158.3
220.9
245.5
257.9
287.3
326.8
408.4
392.2
555.8
3.9
2.9
19.4
4.6
30.1
19.9
37.9
27.1
52.1
43.4
65.3
54.4
87.8
70.9
101.2
a 0.23s
(A)
Corrente di
inserzione a 15kV
177.1
173
199.2
216.1
259.5
288.3
288.5
337.9
365.5
438.9
438.9
562.4
17.4
13.1
35.5
20.7
55.5
40.5
70.2
50.1
80.6
67.2
100.7
83.9
119.8
106.2
138.3
a 0.05s
(A)
105.9
94.4
119.1
118.6
165.4
183.8
193.4
215.5
245
306.2
294.2
416.6
2.9
2.2
14.4
3.4
22.6
14.9
28.5
20.4
39.2
32.7
49
40.9
65.8
53.1
75.9
53
a 0.23s
(A)
Corrente di
inserzione a 20kV
9 Allegato
Caratteristiche elettriche di
Trasformatori MT/BT
54
dossier tecnico n.3/MT-- BT
10 Allegato
Segni grafici e codici di identificazione
delle protezioni
Questa numerazione dei dispositivi viene
richiamata nella norma:
ANSI/IEEE C37.2---1979
Codice ANSI
La norma CEI 3---6 è stata sostituita per
quanto riguarda la definizione dei dispositivi
di protezione dalla Norma:
CEI EN 60617---7 del 03---1998
Si possono utilizzare i codici numerici solo
come commenti ai simboli richiamati nella
norma sopracitata.
definizione della funzione
Descrizione della funzione
12
Massima Velocità
Rilevazione della sovravelocità nelle macchine rotanti
14
Minima velocità
Rilevazione della minima velocità nelle macchine rotanti
21
Protezione di Minima impedenza
Rilevazione della misura di minima impedenza
21B
Protezione di Minima impedenza
Protezione di rincalzo dei generatori contro il cortocircuito
24
Sovraflusso (v/Hz)
Controllo dell’aumento del flusso magnetico
25
Controllo di sincronismo
Controllo e autorizzazione della messa in parallelo di due reti
26
Dispositivo termico
Protezione contro il sovraccarico
27
Minima tensione
Protezione per il controllo di un abbassamento di tensione
27D
Minima tensione di sequenza diretta
Protezione per motori contro il funzionamento con una tensione insufficente
27R
Minima tensione Rimanente
Controllo della scomparsa della tensione mantenuta da macchine rotanti
dopo la sconnessione della rete di alimentazione
27TN
Minima tensione di terza armonica
Rilevamento della presenza di un guasto a terra dell’avvolgimento statorico
(neutro impedente)
32P
Massima potenza attiva direzionale
Protezione di controllo della massima potenza attiva trasferita
32Q
Massima potenza reattiva direzionale
Protezione di controllo della massima potenza reattiva trasferita
37
Minima corrente
Protezione trifase contro l’abbassamento di corrente
37P
Minima potenza attiva direzionale
Protezione di controllo della minima potenza attiva trasferita
37Q
Minima potenza reattiva direzionale
Protezione di controllo della minima potenza reattiva trasferita
38
Sorveglianza della temperatura
Protezione contro il riscaldamento anomalo delle macchine elettriche
sonde termiche
40
Perdita di eccitazione
Protezione delle macchine sincrone contro il guasto o la perdita di eccitazione
46
Massima corrente di sequenza inversa
Protezione contro lo squilibrio delle correnti di fase
47
Massima tensione di sequenza inversa
Protezione contro lo squilibrio delle tensioni e rilevazione del senso di rotazione
delle fasi
48 --- 51LR
Avviamento prolungato e blocco rotore
Protezione dei motori per avviamenti in sovraccarico o a tensione ridotta e per
blocco meccanico
49
Immagine termica
Protezione contro il sovraccarico
49T
Sonde di temperatura
Protezione contro il riscaldamento anomalo delle macchine
50
Massima corrente di fase istantanea
Protezione contro il cortocircuito tra le fasi
50BF
Guasto interruttore
Protezione di controllo della non apertura dell’interruttore dopo un ordine di
apertura
50N o 50G
Massima corrente di terra istantanea
Protezione contro il guasto a terra istantaneo:
50N: corrente residua misurata sul ritorno comune TA
50G: corrente residua misurata direttamente su un solo TA o TA toroidale
50V
Massima corrente a ritenuta di
Protezione contro il cortocircuito tra le fasi a soglia dipendente dalla tensione
tensione istantaneo
50/27
Messa sotto tensione
Rilevazione della messa in tensione accidentale dei generatori
accidentale generatore
51
Massima corrente di fase temporizzata
Protezione contro il sovraccarico o il cortocircuito tra le fasi
51N o 51G
Massima corrente di terra temporizzata
Protezione contro il guasto a terra ritardato:
51N: corrente residua misurata sul ritorno comune TA
51G: corrente residua misurata direttamente su un solo TA o TA toroidale
51V
Massima corrente a ritenuta di
Protezione contro il cortocircuito tra le fasi a soglia dipendente dalla tensione
tensione temporizzata
59
Massima tensione
Protezione per il controllo di un innalzamento della tensione o di presenza
tensione
dossier tecnico n.3/MT-- BT
55
59N
Massima tensione omopolare
Protezione per il rilevamento di perdita d’isolamento
63
Pressione
Rilevamento di guasto interno al trasformatore (gas, pressione)
64
Massima corrente omopolare
Protezione contro il guasto a terra ritardato:
corrente residua misurata direttamente su un solo TA toroidale
64REF
Differenziale di terra ristretta
Protezione contro il guasto a terra di un avvolgimento trifase collegato a stella con
neutro messo a terrra
64G
Terra statore 100 %
Rilevazione della perdita d’isolamento dell’avvolgimento statorico (neutro
impedente)
66
Limitazione del numero di avviamenti
Protezione che controlla il numero di avviamenti di un motore
67
Massima corrente di fase direzionale
Protezione contro il cortocircuito in una direzione determinata
67N/67NC
Massima corrente omopolare direzionale
Protezione contro il guasto a terra in una direzione determinata
78
Relè misuratore dell’angolo di fase
78PS
Perdita di sincronismo (perdita di passo)
Rilevazione della perdita di sincronismo delle macchine sincrone collegate alla
rete
79
Richiusore
Logica di richiusura dell’interruttore dopo apertura su guasto
81H
Massima frequenza
Protezione contro una frequenza di rete elevata
81L
Minima frequenza
Protezione contro una frequenza di rete bassa
81R
Derivata di frequenza (df/dt)
Protezione di frequenza per un distacco rapido tra due reti
87B
Differenziale di sbarra
Protezione contro i guasti interni ad un sistema di sbarre
87G
Differenziale generatore
Protezione contro i guasti interni al generatore
87L
Differenziale di linea
Protezione contro i guasti interni ad una linea
87M
Differenziale motore
Protezione contro i guasti interni ad un motore
87T
Differenziale trasformatore
Protezione contro i guasti interni ad un trasformatore
NC: Neutro Compensato
56
dossier tecnico n.3/MT-- BT
Bibliografia
Bibliografia
Protezione delle reti elettriche
Guida delle protezioni 2003
Schneider Electric
Guida al sistema Bassa Tensione
2005---2006
Schneider Electric
Specifica DK5600 ed. IV marzo/2004
dossier tecnico n.3/MT-- BT
57
58
dossier tecnico n.3/MT-- BT
