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
