Dalle DK alla Norma CEI 0-16

Dalle DK alla Norma CEI 0-16
A. Cerretti - ENEL Distribuzione
Uso:
inserire classificazione
Protezione generale (PG)
Deve essere costituita da:
Protezione di massima corrente di fase almeno bipolare a tre
soglie, una a tempo dipendente, le altre due a tempo
indipendente definito (la DK 5600 prevedeva 2 sole soglie a tempo
indipendente).
•
•
•
I>
(sovraccarico, a tempo dipendente,
opzionale),
I>> (soglia 51, con ritardo intenzionale),
I>>> (soglia 50,
50 istantanea);
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attivazione
2
Uso:
inserire classificazione
Protezione generale (PG)
Protezione di massima corrente omopolare a due soglie (una
per i guasti monofase a terra, una per i guasti doppi monofase
a terra). La DK 5600 prevedeva una sola soglia, in alternativa per
guasti monofase a terra o per guasti doppi monofase a terra, in
quest’ultimo caso in abbinamento con una protezione direzionale di
terra 67N a 2 soglie).
In alternativa, obbligatoriamente quando il contributo alla
corrente capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT
dell’Utente supera l’80% della corrente di regolazione stabilita
dal Distributore per la protezione 51N, deve essere costituita da:
protezione direzionale di terra a due soglie (una per la
selezione dei guasti interni in caso di reti a neutro compensato,
l’altra in caso di neutro isolato) e massima corrente omopolare
a una soglia (finalizzata alla selezione dei guasti doppi
monofase a terra). In tal caso le funzioni della PG, relativamente ai
guasti a terra, sono analoghe a quanto prevedeva la DK 5600.
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3
Uso:
inserire classificazione
Protezione generale (PG)
Principali novità rispetto a DK 5600
Adozione della protezione direzionale di terra per la selezione
dei guasti monofase a terra.
La DK 5600 prevedeva la protezione 51 N, qualora l’estensione della
rete in cavo del cliente fosse superiore a 350 m con tensione di
alimentazione pari a 20 kV ed a 460 m con tensione di alimentazione
pari a 15 kV, oltre protezione 67 N (direzionale di terra).
Il limite era dettato dall’esigenza che il contributo alla corrente
capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT del cliente fosse
inferiore a 1,4 A primari con tensione di esercizio 20 kV, ovvero al
70% della taratura richiesta dall’ENEL per la protezione 51 N alla
medesima tensione di esercizio.
esercizio La formula per il calcolo era quella
della corrente convenzionale di guasto monofase a terra:
Ic = 0,2 x LC x U + 0,003 x LA x U ampere (LC lunghezza in km della
rete MT in cavo, LA lunghezza in km della rete MT in conduttori nudi,
U tensione di esercizio in kV).
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Uso:
inserire classificazione
Protezione generale (PG)
Principali novità rispetto a DK 5600
Secondo la CEI 0
0-16,
16, la 67N è richiesta solo se la rete cavi MT utente
ha una lunghezza eccessiva, ad esempio 400 m a 20 kV, in
particolare quando supera l’80% della corrente di regolazione
stabilita dal Distributore per la protezione 51N. Il calcolo è fatto con
la formula convenzionale di cui sopra, o con un calcolo più preciso
tramite la CEI 11-25, in base alle capacità del cavo indicate dal
costruttore (data sheets).
Non si devono mettere in conto i cavi a valle di trasformatori MT/MT,
ad esempio 20/6 kV
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Uso:
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Protezione generale (PG)
Principali novità rispetto a DK 5600
Prove e certificazioni
La CEI 0-16 precisa che le prove da effettuare sul dispositivo si
d d
dividono
in:
–
–
–
–
prove
prove
prove
prove
funzionali;
di compatibilità elettromagnetica;
di compatibilità ambientale;
di sovraccaricabilità dei circuiti di misura
come già prevedeva la DK 5600. Vengono introdotte prove con files
COMTRADE (non presenti in DK 5600), in particolare su arco
i t
intermittente;
itt t
sono più
iù dettagliate
d tt li t le
l caratteristiche
tt i ti h della
d ll PG e le
l
prove necessarie all’attestazione delle caratteristiche stesse, che
fanno riferimento, ovunque possibile, a norma internazionali e non più
a riferimenti interni ENEL. Le prove ambientali ed EMC, comunque,
sono equivalenti a quanto richiedeva la DK 5600.
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Uso:
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Protezione generale (PG)
Principali novità rispetto a DK 5600
Prove e certificazioni
Certificazione di Conformità delle apparecchiature
La CEI 0-16 prevede che la rispondenza ai requisiti sopra elencati
debba
essere
attestata
da
“Dichiarazione
di
conformità”
dell’apparecchiatura, emessa a cura e responsabilità del costruttore,
nella forma di autocertificazione da parte del Costruttore medesimo,
redatta ai sensi dell’articolo 47 del DPR 28 dicembre 2000, n. 445, e
debba essere consegnata dall’Utente al Distributore all’atto della
connessione.
La documentazione attestante il superamento delle prove (rapporti di
prova) deve essere conservata dal costruttore per almeno 20 anni
dall’ultima produzione. La medesima documentazione deve comunque
essere resa disponibile al Distributore a cura del Costruttore sul
proprio sito web.
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Uso:
inserire classificazione
Protezione generale (PG)
Principali novità rispetto a DK 5600
La “Dichiarazione di conformità” dell’apparecchiatura deve contenere
tutte le informazioni necessarie all’identificazione del dispositivo.
L’esecuzione delle prove di compatibilità ambientale (prove di
isolamento, climatiche ed EMC) e funzionali previste deve avvenire:
– presso un laboratorio accreditato da Ente facente capo
all’European cooperation for Accreditation (EA) (in Italia l’Ente
accreditante è il SINAL),
oppure
– presso il costruttore,
costruttore
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Uso:
inserire classificazione
Protezione generale (PG)
Principali novità rispetto a DK 5600
Prove e certificazioni
La scelta fra le 2 modalità è lasciata al Distributore,
Distributore che deve indicarla
in fase di definizione preliminare della connessione ed esprimerla
successivamente nei documenti contrattuali.
ENEL adotterà la prima modalità.
Si deve inoltre prevedere l’attestazione che la produzione del
dispositivo avvenga in regime di qualità (secondo ISO 9001, ed.
2000).
Tale attestazione deve essere parimenti emessa a cura e
responsabilità
à del costruttore e deve essere consegnata, su richiesta,
dall’Utente al Distributore all’atto della connessione.
Secondo la DK 5600, invece, le prove funzionali potevano
essere fatte presso Costruttore ed approvate da ENEL.
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Uso:
DG - PG - SPG
DG
=
Dispositivo
Generale
dell’utente
(sezionatore
+
interruttore automatico)
La
disposizione
non
è
obbligatoria.
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10
inserire classificazione
Uso:
inserire classificazione
Uso:
inserire classificazione
DG - PG - SPG
DG = Dispositivo Generale
dell’utente (sezionatore +
nterruttore automatico)
PG è la Protezione Generale
(relè, con funzioni 50, 51,
51N a volte 67N)
51N,
PG
G
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DG - PG - SPG
DG = Dispositivo Generale
dell’utente (sezionatore +
interruttore automatico)
PG è la Protezione Generale
( lè con funzioni
(relè,
f
i i 50,
50 51,
51
51N, a volte 67N)
SPG (Sistema di Protezione
Generale) è l’insieme di PG,
alimentazione (UPS), TA,
TO, TV, circuiti di comando
230V
UPS
PG
U<
TV
TA
TO
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Uso:
inserire classificazione
DG - PG - SPG: nuovo SPG integrato
230V
UPS
PG
U<
TA
TV
DG = Dispositivo Generale
dell’utente (sezionatore +
interruttore automatico)
PG è la Protezione Generale
(relè, con funzioni 50, 51,
51N, a volte 67N)
SPG (Sistema di Protezione
Generale) è l’insieme di PG,
alimentazione (UPS), TA, TO,
TV (in generale trasduttori di
tensione ecorrente), circuiti di
comando
Due o più funzioni possono
essere assolte da un unico
dispositivo: SPG integrato
g
TO
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13
Uso:
inserire classificazione
DG - PG - SPG: nuovo SPG integrato
Il SPG integrato non è, attualmente, oggetto di specifiche norme di
prodotto; deve, comunque, essere realizzato a regola d’arte.
Il Costruttore dovrà dichiarare il campo di applicazione (inteso come
intervallo di tensioni e correnti primarie) entro il quale il dispositivo
potrà essere utilizzato.
Le prove funzionali, di compatibilità ambientale e addizionali devono
essere effettuate sul SPG inteso come insieme funzionale (PG +
trasduttori di corrente di fase e/o omopolari e/o di tensione), con
grandezze applicate in valori primari.
Le verifiche saranno riferite esplicitamente a tutto il sistema di
protezione (composto da relé, trasduttori di corrente ed eventuali
trasduttori di tensione), che deve essere identificato in maniera
inequivocabile nei rapporti di prova.
Le prove funzionali consistono in:
– verifica funzioni;
– misura della precisione delle soglie di intervento e ricaduta;
– misura della precisione dei tempi di intervento e di ricaduta.
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Uso:
inserire classificazione
DG - PG - SPG: nuovo SPG integrato
In aggiunta
- riconoscimento dei fenomeni di guasto (monofase a terra, doppio
monofase a terra, arco intermittente e guasto polifase), tramite
applicazione di transitori rappresentativi di:
o
o
o
o
transitori
transitori
transitori
transitori
di
di
di
di
guasto polifase;
guasto monofase;
guasto doppio monofase;
arco intermittente.
I transitori di rete vengono forniti in formato COMTRADE.
Tale nuovo dispositivo è stato introdotto alla luce di alcuni prodotti
recentemente immessi sul mercato, facilmente adattabili alle
funzioni richieste e che potenzialmente possono avere un costo
decisamente minore di una tradizionale realizzazione TA + TO (+TV)
+ PG a parità di prestazioni.
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Uso:
inserire classificazione
Impianti di terra - realizzazione
L’impianto di terra è unico per utente e Distributore, a
carico dell’utente
• Anello di terra: non sono p
più richiesti i p
picchetti
• Il Distributore deve collegare lo schermo dei cavi alla terra
utente Nelle connessioni realizzate in cavo con almeno tre
cabine utente/cabine secondarie i cui schermi risultino
collegati tra di loro, il Distributore deve collegare gli schermi
dei cavi all'impianto di terra della cabina Utente, salvo
diversa e motivata comunicazione. In tali casi l’impianto di
terra va dimensionato per una corrente pari a 0,7 IF. In caso
contrario serve comunicazione del Distributore
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Uso:
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Impianti di terra - realizzazione
Il Distributore deve collegare il neutro BT del trasformatore
ad un impianto di terra separato da quello dell’Utente, a
meno che:
– l’impianto faccia parte di un impianto di terra globale,
oppure
– gli schermi metallici dei cavi MT del Distributore siano
connessi all’impianto di terra dell’Utente.
Nel caso di reti a neutro isolato, la corrente di guasto a
terra monofase a terra comunicata all’Utente deve essere
maggiorata del 10% dal Distributore, rispetto al valore di
corrente di volta in volta calcolato o misurato (corrente
effettiva)
ff
i ) con un minimo
i i
di 20 A di maggiorazione.
i
i
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17
Uso:
inserire classificazione
Impianti di terra - realizzazione
In ogni caso, l’impianto deve essere dimensionato in modo
da risultare idoneo ad entrambe le seguenti condizioni:
– corrente di guasto a terra e tempo di eliminazione del
guasto comunicata dal Distributore;
– corrente di guasto a terra di 40 A a 15 kV (oppure 50 A a
20 kV, ed in proporzione per le altre tensioni) e tempo di
eliminazione del guasto molto maggiore di 10 s (condizione
per reti esercite a neutro compensato).
In tale modo, nessun ulteriore intervento deve essere fatto
sull’impianto
sull
impianto di terra dell
dell’utente
utente in caso di passaggio NI>NC.
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18
Uso:
inserire classificazione
Impianti di terra -Verifica
Verifiche iniziali a carico dell’utente, prima della
connessione
• Non basta la dichiarazione di conformità: occorre valore
resistenza di terra o misura TCP.
• Non occorre più chiedere conferma di IF e tF:
è compito del Distributore comunicare le variazioni
(raccomandata A/R). Si tratta di una variazione significativa
rispetto alla DK 5600.
• L’utente deve inviare al Distributore il verbale delle verifiche
periodiche ai sensi del DPR 462/01.
462/01
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19
Uso:
Impianti di terra -Verifica
Al fine di comunicare il valore della corrente di guasto
monofase a terra all’Utente, il Distributore effettua il
calcolo o la misura della corrente capacitiva di guasto a
terra per ciascun sistema di sbarre, con frequenza almeno
annuale ed in occasione di variazioni significative e
permanenti della stessa.
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20
inserire classificazione
Uso:
inserire classificazione
Esplicitazione degli obblighi e degli oneri in caso
di adeguamento tecnologico
Erano indicate nelle condizioni di fornitura dei contratti
commerciali ENEL. Sono state introdotte, per chiarezza, nella
Norma CEI 0-16
Il Distributore può
ò modificare le caratteristiche dell’energia
che fornisce all’Utente ovvero i propri impianti, nonché i criteri
di esercizio della rete, sulla base dell’evoluzione della
normativa, del progresso tecnologico che interessa sistemi ed
apparecchiature e della situazione regolatoria, alla luce delle
più recenti e affidabili acquisizioni tecniche e scientifiche, o a
standard internazionalmente accettati. In tal caso la
necessaria trasformazione degli impianti ed apparecchi deve
aver luogo a cura del Distributore e dell’Utente per quanto di
rispettiva
p
proprietà.
p
p
All’Utente deve essere g
garantito un
anticipo adeguato (minimo 9 mesi) per l’adeguamento
eventualmente necessario dei propri impianti ed apparecchi.
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Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
I principi alla base della DK 5600 erano:
La protezione contro i guasti a terra impone l’adozione di un
PG (senza o con fusibili) che agisce su una bobina di apertura.
La PG e la bobina funzionano con un’alimentazione ausiliaria.
L’apertura del DG deve avvenire con la massima affidabilità. Senza
accorgimenti particolari il SPG potrebbe rimanere inefficiente a tempo
indefinito lasciando l’onere della selezione dei guasti interni all’Utente
all’interruttore della linea di Distribuzione, con ovvie conseguenze
negative per tutti gli altri Utenti alimentati dalla linea stessa.
Di qui la scelta dell’adozione della bobina a mancanza di tensione.
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22
Uso:
inserire classificazione
Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Nella CEI 0-16 la filosofia di base della DK 5600 è stata
confermata
L’impianto
L
impianto utente non deve rimanere senza protezione:
previsti controlli del Distributore.
La soluzione con bobina a mancanza di tensione richiesta
dalla DK 5600 è stata integrata con un’altra soluzione.
La norma CEI 0-16 prevede, quindi, in alternativa:
- Bobina a mancanza di tensione, oppure
- Bobina a lancio di corrente + data logger
I comandi di apertura/chiusura interruttore devono essere di
tipo elettrico
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23
Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Bobina a mancanza di tensione
Come precedentemente richiesto dalla DK 5600, per il comando di
apertura del DG per azione della PG deve essere impiegata una bobina a
mancanza di tensione. Di conseguenza, qualora manchi la tensione di
alimentazione
li
i
d ll PG per un qualsiasi
della
l i i motivo,
i
sii verifica
ifi
l’
l’apertura
d l
del
DG anche in assenza di comando proveniente dalla PG.
I circuiti di comando relativi a PG e DG, nonchè la bobina a mancanza di
tensione, devono essere alimentate dalla medesima tensione ausiliaria.
Ciò per garantire, in assenza di alimentazione ausiliaria, l’intervento
della bobina a mancanza di tensione. Non è richiesto espressamente
che la tensione di alimentazione ausiliaria della PG sia la
medesima, anche se risulta, ovviamente, preferibile ed in linea
con la buona tecnica.
Si considerano equivalenti alla bobina a mancanza di tensione anche
sistemi di apertura automatica dell’interruttore al mancare della tensione
ausiliaria purchè lo stesso interruttore disponga di un adeguato sistema
di accumulo di energia interno in grado di assicurarne l’apertura (questo
non era espressamente detto nella DK 5600, ma alcune soluzioni
venivano comunque accettate da ENEL previa presentazione di adeguata
relazione tecnica da parte dei costruttori).
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Uso:
inserire classificazione
Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Bobina a mancanza di tensione
Rispetto alla DK 5600, la CEI 0-16 precisa che eventuali dispositivi di
esclusione temporanea della bobina a mancanza di tensione escludano
la bobina stessa per tempi non superiori a 5 s, in modo da consentire
esclusivamente la chiusura del DG e il ripristino dell’alimentazione
ausiliaria.
Gli accorgimenti per evitare interventi intempestivi della bobina a
mancanza di tensione sono i medesimi della DK 5600:
– alimentare la PG (e il circuito di comando di PG e DG) tramite circuiti
ausiliari dedicati che prevedano alimentazione ordinaria e di
emergenza, ad es. asserviti ad un UPS o similari. Anche se non
esplicitato
p
è evidente che PG e circuiti di comando del DG,,
inclusa la bobina a mancanza di tensione, debbano avere
un’unica alimentazione ordinaria ed un’unica alimentazione di
emergenza, pena la perdita di efficacia dei provvedimenti.
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Uso:
inserire classificazione
Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Bobina a mancanza di tensione
Per consentire la chiusura del DG a seguito di una prolungata assenza
di alimentazione all’UPS, è necessario che questo mantenga una carica
sufficiente
ffi i t alla
ll chiusura
hi
d ll’i t
dell’interruttore
tt
generale
l od
d adottare
d tt
un
dispositivo di esclusione temporanea della bobina;
– predisporre un allarme che evidenzi immediatamente la mancanza
della alimentazione normale ed il passaggio a quella di emergenza al
fine di consentire il sollecito avvio degli opportuni interventi per il
tempestivo ripristino dell’alimentazione ausiliaria;
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26
Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Bobina a mancanza di tensione
– dimensionare l’autonomia dell’alimentazione di emergenza dei circuiti
ausiliari (comunque realizzata) dopo la comparsa dell’allarme, tenendo
conto dei tempi massimi previsti per il completamento dei sopra citati
interventi di ripristino;
– effettuare la necessaria manutenzione ordinaria e straordinaria sui
sistema di alimentazione dei circuiti ausiliari ordinari e di emergenza.
La CEI 0-16 precisa che la protezione deve essere munita di un
contatto NA in assenza di alimentazione ausiliaria.
Tale contatto, qualora associato a un circuito di comando a mancanza
di tensione,, deve risultare chiuso in p
presenza della tensione ausiliaria.
Inoltre, viene richiesto che siano previsti opportuni accorgimenti atti a
prevenire l’interruzione accidentale dei cavi di collegamento fra la PG e
la bobina di apertura del DG.
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Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Bobina a mancanza di tensione
Apertura del DG con la massima
affidabilità. Garanzia dell
dell’assenza
assenza di
scatti
intempestivi
della
linea
del
distributore per scarsa manutenzione
dell’impianto dell’utente.
Per evitare scatti intempestivi, UPS con
sistema di allarme, effettuare regolare
manutenzione
230 V
UPS
DG
PG
U<
ll DG si apre anche per guasti sul circuito di sgancio
Necessari alcuni accorgimenti di buona tecnica per rimettere in
tensione l’impianto dopo un fuori servizio lungo (manutenzione,
fermata)
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Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Sistema di controllo e registrazione associato alla PG
In alternativa alla bobina di apertura a mancanza di tensione, è
possibile impiegare (per il comando del DG da parte della PG) una
bobina di apertura a lancio di corrente,
corrente purchè la PG sia dotata di un
opportuno sistema di controllo e registrazione (data logger) atto a
consentire le verifiche del caso. Le caratteristiche di tale sistema di
controllo e registrazione sono riportate nell’ Allegato D della Norma. In
questo caso (circuito di comando a lancio di corrente) il contatto NA
della PG deve essere aperto in presenza di alimentazione ausiliaria.
Anche se non esplicitato, i circuiti di alimentazione relativi a PG
e data logger, nonchè i circuiti di comando della bobina a lancio
di corrente del DG, devono essere alimentate da un’unica
alimentazione ordinaria e da un’unica alimentazione di
emergenza (UPS comunque presente). Ciò per garantire la
corretta funzionalità del tutto.
Infatti, se la PG fosse alimentata senza UPS, dopo una richiusura (con
disalimentazione della PG) la stessa potrebbe non agire determinando
lo scatto definitivo della linea del distributore. Il data logger non serve
ad evitare l’UPS e la sua necessaria manutenzione periodica, ma a
limitare possibili aperture intempestive.
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Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Sistema di controllo e registrazione associato alla PG
Il data logger ha la funzione di permettere la verifica del corretta
disponibilità del SPG a intervenire, basandosi sul controllo dello stato di
funzionamento della PG, in termini di:
1.
2.
3.
4.
presenza
presenza
presenza
presenza
del collegamento tra PG e logger;
dell’alimentazione del logger;
dell’alimentazione del relé;
e continuità del circuito di comando;
5. soglie di regolazione impostate dall’installazione in poi;
6. eventi che hanno causato l’attivazione della PG;
7. eventi che hanno causato l’emissione del comando di
apertura al DG;
8. funzionalità del relé;
9. presenza dei circuiti amperometrici;
10. presenza dei circuiti voltmetrici.
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30
Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Sistema di controllo e registrazione associato alla PG
I punti da 1 a 4 costituiscono i requisiti minimi del logger ai
fini della presente Norma.
I punti da 1 a 7 costituiscono i requisiti per ritenere idoneo il
logger ai fini della delibera Delibera 247/04 (art. 33.15)
(ovviamente esclusa la funzione di qualimetro secondo EN
50160).
I punti rimanenti sono facoltativi.
Anche in tale caso è necessario che siano previsti opportuni
accorgimenti atti a prevenire l’interruzione accidentale dei
cavi di collegamento fra la PG e la bobina di apertura del DG.
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31
Uso:
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Maggiore affidabilità del SPG: soluzioni per il
circuito di sgancio
Sistema di controllo e registrazione associato alla PG
230 V
UPS
DG
PG+
LOGGER
I>
• Apertura del DG con affidabilità
accettabile (UPS);
• Niente scatti intempestivi;
• Il
logger
tiene
traccia
del
comportamento dell’utente;
• Il distributore usa i dati del logger in
caso di controlli;
• L’utente è penalizzato in caso di
comportamenti scorretti!
Ovviamente, la memorizzazione degli eventi sopra citati, completi di data
e ora (minuti secondi), deve estendersi per almeno cento eventi e deve
avvenire su un supporto interno non sovrascrivibile dall’Utente.
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