CEI016-Vademecu

“ S o m e t h i n g b e t t e r t h a n p r o t e c t i v e r e l a y s ”

VADEMECUM

CEI 0-16LA CONNESSIONE DI UTENTI ATTIVI E PASSIVI

ALLA RETE DI DISTRIBUZIONE PUBBLICA

22 CEI 0-16 - Vademecum - 05 - 2010

3

Sommario

1 INTRODUZIONE 6Scopo ......................................................................................................................................................................... 6Responsabilità ........................................................................................................................................................... 6Riferimenti ................................................................................................................................................................. 6Supporto tecnico ....................................................................................................................................................... 6Copyright ................................................................................................................................................................... 6Simbologia ................................................................................................................................................................ 6Abbreviazioni/definizioni .......................................................................................................................................... 6

2 AMBITO DI APPLICAZIONE DEL SISTEMA DI PROTEZIONE 7Riferimenti normativi ................................................................................................................................................ 7Nuovi utenti ............................................................................................................................................................... 7Utenti esistenti in determinati casi .......................................................................................................................... 7Utenti esistenti nei restanti casi ............................................................................................................................... 8

3 DEFINIZIONE DI SISTEMA DI PROTEZIONE 9Sistema di Protezione ............................................................................................................................................... 9

4 SISTEMA DI PROTEZIONE PER UTENTI MT 10Utenti passivi .................................................................................................................................................................. 10Utenti attivi .................................................................................................................................................................... 104 .1 Funzioni protettive SPG per utenti MT .................................................................................................................11

Protezione di massima corrente (50/51), almeno bipolare, a tre soglie d’intervento .........................................11Prima soglia I> (51) ..............................................................................................................................................11Impiego .................................................................................................................................................................11Seconda soglia I>> (51) .......................................................................................................................................11Impiego .................................................................................................................................................................11Terza soglia I>>> (50) ............................................................................................................................................11Impiego .................................................................................................................................................................11

Protezione direzionale di massima corrente (67) ..................................................................................................11Protezione di massima corrente omopolare a due soglie di intervento (50N/51N) ........................................... 12

Prima soglia I0> (51N) ......................................................................................................................................... 12Impiego ................................................................................................................................................................ 12Seconda soglia I0>> (50N) .................................................................................................................................. 12Impiego ................................................................................................................................................................ 12Note applicative .................................................................................................................................................. 12

Protezione direzionale di terra a due soglie di intervento (67N) ......................................................................... 13Prima soglia (67N) .............................................................................................................................................. 13Impiego ................................................................................................................................................................ 13Seconda soglia (67N)[1] ...................................................................................................................................... 13Impiego ................................................................................................................................................................ 13

Contributo di corrente capacitiva dell’Utente ad un guasto monofase a terra .................................................. 14Premessa ............................................................................................................................................................. 14Calcolo esatto: ..................................................................................................................................................... 14Stima: ................................................................................................................................................................... 14Conclusioni .......................................................................................................................................................... 14

Fusibili e protezione di massima corrente omopolare azionante nuovo IMS .................................................... 15Applicabilità ......................................................................................................................................................... 15Note applicative .................................................................................................................................................. 15

4.2 Trasformatori di misura SPG per utenti MT......................................................................................................... 16Trasformatori amperometrici di fase (TA) ............................................................................................................. 16

TA ammessi: ........................................................................................................................................................ 16Toroide sommatore (TO) ......................................................................................................................................... 16

TO ammessi: ........................................................................................................................................................ 16TV per la misura della tensione omopolare .......................................................................................................... 17

TV ammessi: ........................................................................................................................................................ 174.3 Posizionamento TA, TO, TV ..................................................................................................................................... 184.4 Circuiti di comando ................................................................................................................................................ 19

Con bobina di minima tensione del Dispositivo Generale (DG) ........................................................................ 19Con bobina a lancio di corrente del Dispositivo Generale (DG) ......................................................................... 19

4.5 Limiti sull’energizzazione contemporanea dei trasformatori ............................................................................. 204.6 Regolazioni della Protezione Generale ................................................................................................................. 21

Premessa.................................................................................................................................................................. 21Massima corrente (51-51-50) .................................................................................................................................. 21

4

Massima corrente omopolare (51N-50N) .............................................................................................................. 21Neutro isolato ...................................................................................................................................................... 21Neutro compensato ............................................................................................................................................ 22

Direzionale di terra (67N-67N) ................................................................................................................................ 22Neutro isolato ...................................................................................................................................................... 22Neutro compensato ............................................................................................................................................ 22

4.7 Schema con doppio montante MT dalla sbarra principale ................................................................................. 23Impiego .................................................................................................................................................................... 23

Note applicative .................................................................................................................................................. 234.8 Selettività ................................................................................................................................................................ 24

Guasto monofase a terra in MT a neutro isolato .................................................................................................. 24Guasto monofase a terra in MT a neutro compensato ........................................................................................ 25Guasto monofase a terra in MT a neutro compensato ........................................................................................ 26Cortocircuiti polifase in MT .................................................................................................................................... 26Cortocircuiti polifase o guasto doppio monofase a terra in MT .......................................................................... 27Cortocircuiti polifase o guasto doppio monofase a terra in MT .......................................................................... 28Cortocircuiti polifase o guasto doppio monofase a terra in MT .......................................................................... 29Selettività logica tra PG di ogni Utente con la protezione di linea del Distributore .......................................... 30

Premessa ............................................................................................................................................................. 30Scambio di informazioni .................................................................................................................................... 30Esempi di tecnologia utilizzabili ......................................................................................................................... 30

4.9 Proposte THYTRONIC di protezioni (PG) per utenti passivi e attivi MT ............................................................. 31 Funzioni di protezione ............................................................................................................................................ 32 Funzioni di protezione ............................................................................................................................................ 33 Funzioni di protezione ............................................................................................................................................ 34 Funzioni di protezione ............................................................................................................................................ 35

4.10 La selettivita’ logica nei relè di protezione NA10-NA30-NA60 ........................................................................... 36Premessa ....................................................................................................................................................................36Compatibilità ....................................................................................................................................................... 36Selezione del guasto mediante apertura e richiusura dell’interruttore di linea del Distributore .................. 36Filo pilota ............................................................................................................................................................. 36Diagnostica .......................................................................................................................................................... 37

Selettività logica tra PG di ogni Utente con la protezione di linea del Distributore ......................................... 374.11 Funzioni aggiuntive nei relè di protezione NA10-NA30-NA60 ........................................................................... 38

Protezione direzionale di massima corrente di fase 67 - NA60 ........................................................................... 38Ritenuta di seconda armonica ............................................................................................................................... 39

Logica di funzionamento .................................................................................................................................... 39Distacco e reinserzione sequenziale trasformatori............................................................................................... 40

Logiche programmabili (PLC) ............................................................................................................................ 40Registrazione oscillografica.................................................................................................................................... 41Data Logger ............................................................................................................................................................. 42

Implementazione Logger nei relè di protezione NA10, NA30 e NA60 ............................................................ 42Esempio schema d’inserzione NA60 con modulo MRI per l’acquisizione dei segnali necessari al Data

Logger .............................................................................................................................................................. 43Monitoraggio TV - Commutazione 67N->51N ....................................................................................................... 44Monitoraggio interruttore ....................................................................................................................................... 45

Premessa ............................................................................................................................................................. 45Diagnostica dell’interruttore .............................................................................................................................. 45

Monitoraggio TA - 74CT .......................................................................................................................................... 46Premessa ............................................................................................................................................................. 46

Supervisione circuito interruttore - 74TCS ............................................................................................................ 47Premessa ............................................................................................................................................................. 47Logica di funzionamento .................................................................................................................................... 47

4.12 Accoppiamento trasformatori di misura .............................................................................................................. 48Relè di protezione NA016 - NA10 - NA30 - NA60 con TA di fase non lineari ...................................................... 48

Premessa ............................................................................................................................................................. 48TA lineari .............................................................................................................................................................. 48TA di fase con corrente nominale secondaria 5A ............................................................................................. 49TA di fase con corrente nominale secondaria 1A ............................................................................................. 50Conclusioni .......................................................................................................................................................... 51Note applicative .................................................................................................................................................. 51

Relè di protezione NA016-NA10-NA30-NA60 con TO THYTRONIC ...................................................................... 52Dimensioni TO Thytronic T110P ........................................................................................................................... 53

5 SISTEMA DI PROTEZIONE PER UTENTI ATTIVI MT (SPI) 545.1 Scopo ...................................................................................................................................................................... 54

Dispositivo di Interfaccia (DI) ............................................................................................................................. 54Dispositivo del generatore (DDG) ...................................................................................................................... 54

5

5.2 Funzioni protettive ................................................................................................................................................. 555.3 Commutazione soglie 27-59-81O-81U .................................................................................................................. 56

Scopo ................................................................................................................................................................... 56Telescatto ............................................................................................................................................................. 56Logica di funzionamento .................................................................................................................................... 56

5.4 Protezione contro la perdita di rete ...................................................................................................................... 575.5 Misura delle tensioni ............................................................................................................................................. 58

Protezioni 27-59 ................................................................................................................................................... 58 TV per 59N ........................................................................................................................................................... 58

5.6 Circuiti di comando ................................................................................................................................................ 58Con bobina di minima tensione del Dispositivo di Interfaccia (DI) .................................................................... 58

5.7 Proposte THYTRONIC di protezioni (PI) per utenti attivi MT e AT ...................................................................... 59 Funzioni di protezione ............................................................................................................................................ 60 Funzioni di protezione ............................................................................................................................................ 61

5.8 Funzioni aggiuntive di monitoraggio e controllo ................................................................................................ 62Commutazione soglie ............................................................................................................................................. 62Rincalzo alla mancata apertura del DI .................................................................................................................. 62

Premessa ............................................................................................................................................................. 62Logica di funzionamento .................................................................................................................................... 62

Dispositivo di richiusura automatica per impianti fotovoltaici ............................................................................ 63Introduzione ......................................................................................................................................................... 63

6 SISTEMA DI PROTEZIONE PER UTENTI AT 646.1 Tipologia ................................................................................................................................................................. 64

Utenti attivi e passivi .......................................................................................................................................... 64Utenti attivi non dotati di unità di produzione rilevanti ................................................................................... 64Utenti attivi dotati di unità di produzione rilevanti........................................................................................... 64

6.2 SPG per Utenti AT .................................................................................................................................................. 64Protezione Generale (PG) ....................................................................................................................................... 64Trasformatori amperometrici per protezione di massima corrente (TA CEI EN 60044-1) ................................. 65

Caratteristiche tipiche ........................................................................................................................................ 65Trasformatori voltmetrici per eventuale protezione di minima tensione (TV CEI EN 60044-2) ........................ 65

Caratteristiche tipiche.......................................................................................................................................... 65Opinioni .................................................................................................................................................................... 66Affidabilità ................................................................................................................................................................ 66

Obiettivi ................................................................................................................................................................ 66Prospettive ........................................................................................................................................................... 66

Uniformità ................................................................................................................................................................ 66Obiettivi ................................................................................................................................................................ 66Risultati ................................................................................................................................................................ 66

Continuità del servizio ............................................................................................................................................ 66Obiettivi ................................................................................................................................................................ 66Risultati ................................................................................................................................................................ 66

Dimensionamento TA .............................................................................................................................................. 66Obiettivi ................................................................................................................................................................ 66Risultati ................................................................................................................................................................ 66

Innovazione.............................................................................................................................................................. 66Obiettivi ................................................................................................................................................................ 66

6

1 I N T R O D U Z I O N E1 I N T R O D U Z I O N E

ScopoLo scopo di questo documento è quello di illustrare le caratteristiche del sistema di protezione che la norma CEI 0-16 prescrive per la connessione di utenti attivi e passivi alla rete di distribuzio-ne pubblica MT e AT (tensione nominale > 1 kV fi no a 150 kV).[1]

Parallelamente sono presentate le caratteristiche dei relè di protezione THYTRONIC conformi alla norma stessa.

ResponsabilitàIl contenuto è stato verifi cato, comunque non potendo escludere la presenza di imprecisioni nella descrizione, non si accettano responsabilità per errori ed omissioni.Il documento viene aggiornato periodicamente, l’informazione relativa alla revisione è rappre-sentata dalla data di emissione; sono graditi i suggerimenti per il miglioramento e le correzioni da parte degli utilizzatori del documento.Thytronic si riserva il diritto di eseguire modifiche a miglioramento del prodotto senza preavviso.

RiferimentiNorma CEI 0-16 Seconda edizione 07-2008 (Fascicolo 9404)Foglio di interpretazione F1 CEI-016;V2 04-2009 (Fascicolo 9736).

Supporto tecnicoContatti: Service tecnico THYTRONIC www.thytronic.it

CopyrightTutti i diritti riservati; è vietata la riproduzione totale o parziale del presente documento senza autorizzazione di Thytronic.

SimbologiaNel documento è utilizzata la simbologia normalizzata CEI/IEC e ANSI ove disponibile:es: 51 = codice ANSI della funzione di protezione di massima corrente (I>)

Abbreviazioni/defi nizioniCP Cabina PrimariaDG Dispositivo Generale di Utente (sezionatore + interruttore automatico) la cui

apertura assicura la separazione dell’impianto di utente dalla reteDDG Dispositivo di GeneratoreDI o DDI Dispositivo di InterfacciaDL Dispositivo di Linea (Cabina Primaria)IMS Interruttore di Manovra - SezionatorePG Protezione Generale (relè con funzioni 50, 51, 50N, 51N, a volte 67N)PL Protezione di Linea (Cabina Primaria)RTN Rete di Trasmissione NazionaleSPG Sistema di Protezione Generale; l’insieme di PG, alimentazione (UPS), TA, TO,

TV con i relativi collegamenti ed i circuiti di comandoSPI Sistema di Protezione di InterfacciaTDG Tempo di apertura DG con estinzione dell’arcoIEn Corrente nominale residua del relèIEnp Corrente nominale primaria TO residuaIn Corrente nominale di fase del relèInp Corrente nominale primaria TA di fase50/51 Codifi ca ANSI della protezione di massima corrente50N/51N Codifi ca ANSI della protezione di massima corrente residua59N Codifi ca ANSI della protezione di massima tensione residua67 Codifi ca ANSI della protezione direzionale di massima corrente67N Codifi ca ANSI della protezione direzionale di terraBF protezione di mancata apertura interruttore74CT Codifi ca ANSI della funzione di monitoraggio TA74VT Codifi ca ANSI della funzione di monitoraggio TV74TCS Supervisione del circuito di scatto (Trip Circuit Supervision)52 o CB Interruttore (Circuit Breaker)52a Contatto ausiliario, assegnabile ad un ingresso digitale, utilizzato per deter-

minare la posizione dell’interruttore nel contesto della funzione di diagno-stica e mancata apertura. Lo stato del contatto corrisponde alla posizione dell’interruttore (52a aperto = interruttore aperto)

52b Contatto ausiliario interruttore (vedi 52a). Lo stato del contatto è opposto alla posizione dell’interruttore (52b aperto = interruttore chiuso)

Nota 1 La Norma CEI 0-16 annulla e sostituisce le prescrizioni delle società di distribuzione di energia elettrica (es: ENEL DK5600, DK5740, ecc.)

••

http://www.thytronic.it

7

2 A M B I T O D I A P P L I C A Z I O N E D E L S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E2 A M B I T O D I A P P L I C A Z I O N E D E L S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E

Riferimenti normativiL’allegato B della delibera ARG/elt 33/08 stabilisce che il sistema di protezione integralmente con-forme alla CEI 0-16 (SPG Sistema di Protezione Generale di cui agli Allegati C per AT[1] e D per MT[1], SPI Sistema di Protezione di Interfaccia di cui all’Allegato E per AT e MT) si applica:

ai nuovi utenti,agli utenti esistenti in determinati casi,

mentre per tutti gli utenti esistenti nei restanti casi (esclusi quelli connessi dopo il 16 novembre 2006 secondo AEEG 246/06 e gli utenti con i requisiti semplifi cati secondo AEEG 333/07), l’allegato C della delibera ARG/elt 33/08 stabilisce che è suffi ciente un SPG con requisiti minimi.

Nuovi utentiSono defi niti nuovi utenti quelli:

che hanno richiesto una nuova connessione dopo il 1 settembre 2008che hanno richiesto dopo il 1 settembre 2008 uno spostamento fi sico del punto di consegna all’esterno dell’area dedicata all’impianto di rete per la consegna

con l’esclusione di:punti di consegna di emergenzaposti di trasformazione su palocabine in elevazione con potenza disponibile fi no a 100 kW

Utenti esistenti in determinati casiGli adeguamenti richiesti possono comprendere interventi:

su SPG,su SPI,su entrambi (SPG+SPI)

subentro superiore a 1 anno richiedono l’adeguamento del solo SPG,sostituzione del DG oppure del SPG richiedono l’adeguamento del solo SPG,aumento dell’estensione di rete utente MT tale da richiedere la protezione direzionale di terra 67N richiedono l’adeguamento del solo SPG,installazione di un impianto di produzione di qualunque potenza richiedono l’adeguamento del solo SPI),aumento della potenza (o nuova installazione) dell’impianto di produzione ≥ 50 kW richiedono l’adeguamento SPI e SPG,utenti con P ≤ 400 kW (ad eccezione di quelli aventi requisiti semplifi cati[2]) con richiesta di connessione prima del 16 novembre 2006 e che, dopo il 1 settembre 2008, richiedano aumenti di P ≥ 50 kW anche dilazionati nel tempo o tali da superare i 400 kW richiedono l’adeguamento del solo SPG,

Nota 1 MT sistemi elettrici con tensione nominale in c.a. > 1 kV e ≤ 45 kV. AT sistemi elettrici con tensione nominale in c.a. > 45 kV e ≤150 kV

Nota 2 Utenti con requisiti semplifi cati (AEEG 333/07):unico trasformatore ≤ 400 kVAlunghezza cavo DG-trafo ≤ 20 mmanutenzione secondo CEI 0-15

•••

••

••

•••

•••

•••

•

•

•

ARG/elt 33/08 Nuovi Utenti

Utenti esistentiin determinati casi

Utenti esistentinei restanti casi

B

C

ARG/elt 33/08 Nuovi Utenti


Utenti esistentinei restanti casi

B

C

Adeguamento solo SPG Adeguamento solo SPI Adeguamento SPG e SPI


Adeguamento solo SPG Adeguamento solo SPI Adeguamento SPG e SPI


8

utenti con P > 400 kW con richiesta di connessione prima del 16 novembre 2006 e che, dopo il 1 settembre 2008, richiedano aumenti di P ≥ 100 kW anche dilazionati nel tempo oppure se il neutro è compensato al o successivamente al 1 settembre 2008 richiedono l’adeguamento del solo SPG.

Utenti esistenti nei restanti casiSi distinguono:

protezioni dirette (dispositivi elettromeccanici che azionano l’apertura direttamente dalla so-vracorrente che attraversa l’interruttore),protezioni indirette non autoalimentate (relè elettronici alimentati da una sorgente ausiliaria),protezioni indirette autoalimentate (relè elettronici di massima corrente la cui alimentazione è ottenuta dalla corrente misurata dai TA).

A. Requisiti minimi con protezioni dirette

possibilità di implementare le regolazioni richieste dal Distributore (aggiunta di una 51N ed eventualmente 67N, con relativi TO e TV, conformi alla CEI 0-16),circuito di apertura a mancanza di tensione o in alternativa Data Logger per la sola 51N ed eventuale 67N,superamento di prove funzionali per accertare che il tempo complessivo (PG+DG) sia ≤ 200 ms.

B. Requisiti minimi con protezioni indirette non autoalimentate

possibilità di implementare le regolazioni richieste dal Distributore,circuito di apertura a mancanza di tensione o in alternativa Data Logger,verifi ca della linearità dei TA di fase secondo CEI 11-35 a specifi cata sovracorrente e che non si danneggi il relè di protezione,verifi ca della sezione dei conduttori di collegamento TA di fase - relè,TO+relè e TV devono essere conformi alla CEI 0-16 (se il neutro è isolato sono considerati ade-guati TO accettati all’atto della connessione),superamento di prove funzionali per accertare che il tempo complessivo (PG+DG) sia ≤ 200 ms.

C. Requisiti minimi con protezioni indirette autoalimentate

Come per i requisiti indicati in B ed in aggiunta tempo base della protezione ≤ 100 ms

•

A)

B)C)

•

•

•

•••

••

•

AProtezioni dirette

BProtezioni indirettenon autoalimentate

CProtezioni indirette

autoalimentate

Adeguamenti richiesti perutenti esistenti nei restanti casi

AProtezioni dirette

BProtezioni indirettenon autoalimentate

CProtezioni indirette

autoalimentate

Adeguamenti richiesti perutenti esistenti nei restanti casi

9

3 D E F I N I Z I O N E D I S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E3 D E F I N I Z I O N E D I S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E

Sistema di ProtezioneLa norma CEI 0-16 defi nisce il Sistema di Protezione Generale (SPG) l’insieme comprendente:

trasduttori di misura (TA, TO, TV) e relative connessioni al relè di protezionerelè di protezione (RP) con relativa alimentazione (UPS)circuiti di apertura dell’interruttore

Il sistema di protezione non comprende l’interruttore.La norma considera inoltre il Sistema di Protezione Integrato un unico dispositivo che svolge più funzioni tra quelle sopra indicate.

•••

RP

UPS

TA

TV

TO

10

4 S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E P E R U T E N T I M T4 S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E P E R U T E N T I M T

La tipologia del sistema di protezione per gli utenti connessi alla rete di distribuzione MT dipende dalla natura attiva o passiva dell’impianto dell’utente.

Utenti passivi

Sistema di Protezione Generale (SPG) conforme all’Allegato D della norma CEI 0-16

Utenti attivi

Sistema di Protezione Generale (SPG) conforme all’Allegato D della norma CEI 0-16Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) conforme all’Allegato E della norma CEI 0-16

CIRCUITI DI INGRESSO

DG SPG

Distributore

Utente

Dispositivo generale DG SPG

Distributore

Utente

Dispositivo generale

Distributore

Utente

Utenze non privilegiate

Utenze privilegiate

Dispositivo generale DG

Dispositivo di interfaccia DI

Dispositivo di Generatore DDG

GS

SPG

SPI

Distributore

Utente


Utenze privilegiate




GS

SPG

SPI

11

4 .1 Funzioni protettive SPG per utenti MT

Protezione di massima corrente (50/51), almeno bipolare, a tre soglie d’interventoPrima soglia I> (51)

Caratteristica a tempo molto inverso IEC 60255 VIT Very Inverse Time[1] (51).l relè deve sempre essere equipaggiato di tale soglia, ma la relativa attivazione e regolazione sono a discrezione del Distributore.

ImpiegoDistacca gli utenti che, superando i limiti contrattuali di fornitura, potrebbero causare lo scatto della protezione di sovraccarico della linea del Distributore, quindi il disservizio a tutti gli utenti allacciati a quella linea.

Seconda soglia I>> (51)Caratteristica a tempo indipendente.

ImpiegoRilevazione dei cortocircuiti polifase non franchi in MT o lato BT (51).

Terza soglia I>>> (50)Caratteristica a tempo indipendente.

ImpiegoRilevazione dei cortocircuiti polifase in MT (50).

Ciascuna soglia e relativo tempo di intervento devono essere regolabili entro specifi cati campi.

ESSO

Protezione direzionale di massima corrente (67)Per utenti attivi di potenza installata > 3 MVA, per evitare scatti intempestivi del SPG a fronte di corto circuiti esterni alla rete dell’Utente, è prevista la possibilità di attivare un consenso direzio-nale per la terza soglia I>>> della protezione di massima corrente (67).

ESSO

Nota 1 In base alle indicazioni contenute nel Foglio di interpretazione F1 CEI 0-16; V2 l’utente può attivare una soglia a tempo dipendente di qualsiasi tipo in accordo alla IEC 60255, non necessariamente in accordo alla IEC 60255

VIT (Very Inverse Time)

Corrente

Tempo

• t tempo• I corrente• I > regolazione soglia di intervento• T regolazione tempo di intervento

(ad una corrente 14,5 volte I>)

Curva IEC 60255 VIT[1]: T

1I >

I

13,5t

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=I>

I>>

I>>>

t>>>

t>>

TINTERVENTO

NON INTERVENTOCorrente

Tempo

• t tempo• I corrente• I > regolazione soglia di intervento• T regolazione tempo di intervento

(ad una corrente 14,5 volte I>)

Curva IEC 60255 VIT[1]: T

1I >

I

13,5t

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=I>

I>>

I>>>

t>>>

t>>

TINTERVENTO

NON INTERVENTO

(I>>>)

SPG SPG

Icc

Scatto istantaneointempestivo !

50

Icc

(I>>>)

Punto di prelievoPunto di prelievo

Nessun scatto intempestivo !

67

GSGS

Rete didistribuzione


(I>>>)

SPG SPG

Icc

Scatto istantaneointempestivo !

50

Icc

(I>>>)

Punto di prelievoPunto di prelievo

Nessun scatto intempestivo !

67

GSGS



12

Protezione di massima corrente omopolare a due soglie di intervento (50N/51N)

Prima soglia I0> (51N)Caratteristica a tempo indipendente.

ImpiegoUtilizzata contro il guasto monofase a terra (51N), solo se il contributo capacitivo dell’utente ad un guasto monofase a terra è ≤ all’80% della regolazione richiesta dal Distributore per la soglia I0>.

Seconda soglia I0>> (50N)Caratteristica a tempo indipendente.

ImpiegoSempre utilizzata:

contro guasto doppio monofase a terracontro il guasto franco monofase a terra a neutro isolato con rete normalmente esercita a neu-tro compensato o a terra con resistenza (50N).

Ciascuna soglia e relativo tempo di intervento devono essere regolabili entro specifi cati campi.

Note applicativeA prescindere dalla presenza o meno della protezione direzionale di terra (67N) e dello stato del neutro, l’impiego della seconda soglia è sempre necessario allo scopo di garantire l’intervento della protezione in caso di guasto doppio monofase a terra (due guasti su due fasi diverse, con un guasto nell’impianto dell’utente.La circolazione della corrente di guasto interessa le due fasi sede di guasto, mentre il centro stella del trasformatore e l’eventuale bobina di Petersen non risultano interessati.Tale corrente è nell’ordine della corrente di cortocircuito bifase e può non essere rilevata dalla protezione direzionale di terra 67N (la corrente è prevalentemente resistiva e la relazione di fase dipende dal senso ciclico delle fasi interessate dal guasto).

••

Corrente

Tempo

INTERVENTO

NON INTERVENTO

I0>>

I0>

t0>>

t0>

Corrente

Tempo

INTERVENTO

NON INTERVENTO

I0>>

I0>

t0>>

t0>

CABINA PRIMARIA

UTENTE A

UTENTE B

AT MT

Ig

50N

50N

Ig

Ig

CABINA PRIMARIA

UTENTE A

UTENTE B

AT MT

Ig

50N

50N

Ig

Ig

13

Protezione direzionale di terra a due soglie di intervento (67N)

Prima soglia (67N)[1]

Caratteristica a tempo indipendente. Impiego

Utilizzata contro il guasto monofase a terra a neutro isolato (67N).

Seconda soglia (67N)[1]

Caratteristica a tempo indipendente. Impiego

Utilizzata contro il guasto monofase a terra a neutro compensato o a terra con resistenza (67N).

Entrambe le soglie sono utilizzate solo se il contributo capacitivo dell’utente ad un guasto mono-fase a terra supera l’80% della regolazione richiesta dal Distributore per la soglia I0>.Essendo entrambe attive rilevano il guasto monofase a terra indipendentemente dallo stato del neutro della rete di distribuzione pubblica (neutro isolato oppure a terra con impedenza, bobina di Petersen o resistenza).

E

Per ciascuna delle due soglie devono essere regolabili entro specifi cati campi:la soglia amperometricala soglia voltmetricail settore angolare d’interventoil tempo di intervento

Nota 1 Nella terminologia ENEL la prima e la seconda soglia della funzione direzionale di terra sono impropriamente denominate 67.1 e 67.2

••••

Corrente

Tempo

INTERVENTO

NON INTERVENTO

Corrente

Tempo

INTERVENTO

NON INTERVENTO

IE

UE

IE

UE

INTERVENTO

NON INTERVENTO

INTERVENTO

NON INTERVENTO

IE

UE

IE

UE

INTERVENTO

NON INTERVENTO

INTERVENTO

NON INTERVENTO

14

Contributo di corrente capacitiva dell’Utente ad un guasto monofase a terra

PremessaAllo scopo di poter stabilire se le caratteristiche dell’impianto dell’utente siano tali da richiedere l’impiego della protezione direzionale di terra (67N) oppure se sia suffi ciente la sola protezione di massima corrente omopolare (51N), è necessario determinare il contributo capacitivo dell’utente ad un guasto monofase a terra.Per effettuare tale calcolo è possibile utilizzare la formula esatta secondo la Norma CEI EN 60909 (CEI 11-25), oppure una formula approssimata.Come si può evincere dall’esempio sotto riportato è sempre consigliabile utilizzare il calcolo esat-to.

Esempio:500 m di linea in cavo 3 x 1 x 25 a 20 kV - 50 Hz (portata di circa 150 A, 5 MVA)Taratura richiesta dal distributore: 2 A

Calcolo esatto:Il contributo capacitivo dell’utente ad un guasto monofase a terra è calcolabile con la formula:

dove:f frequenza nominale [Hz]U tensione nominale [V]N numero totale di linee il cui contributo capacitivo viene misurato dalla PG CK capacità chilometrica verso terra della k-esima linea il cui contributo capacitivo viene misu-

rato dalla PG (dato dal costruttore) [μF/km]LK lunghezza della k-esima linea [km]

Con i seguenti dati:U = 20000 Vf = 50 HzI0> = 2 AN = 1C = 0,17 μF/km (da catalogo costruttore)L = 0,5 km

risulta: Ic = 2 ∙ 10-6 ∙ √3 ∙ π ∙ 50 ∙ 20000 ∙ 0,17 ∙ 0,5 = 0,925 A In base alla taratura richiesta dal distributore (0,8 ∙ I0> = 0,8 ∙ 2 = 1,6 A), essendo il valore calcolato signifi cativamente inferiore alla soglia richiesta, non occorre 67N !

Stima:Utilizzando invece una formula approssimata per il calcolo del contributo capacitivo dell’utente ad un guasto monofase a terra si avrebbe:Ic = U · (0.003 · L1 + 0.2 · L2)dove:

U tensione nominale [kV]L1 somma delle lunghezze di linee aeree allo stesso livello di tensione il cui contributo capaci-

tivo viene misurato dalla PG [km]L2 somma delle lunghezze di linee in cavo allo stesso livello di tensione il cui contributo capaciti-

vo viene misurato dalla PG [km]

Con i medesimi dati relativi all’esempio precedente

U = 20000 VI0> = 2 A,L1 = 0,L2 = 0.5 km

risulta: Ic = 20 ∙ 0,2 ∙ 0,5 = 2 A[1]

In base alla taratura richiesta dal distributore (0,8 ∙ I0> = 0,8 ∙ 2 = 1,6 A), essendo il valore calcolato signifi cativamente superiore alla soglia richiesta, occorre 67N !

ConclusioniCon la formula approssimata potrebbe risultare necessaria la 67N anche quando non strettamen-te necessaria. E’ Consigliabile il calcolo esatto.

Nota 1 Dato che non viene considerata la sezione delle linee (quindi della effettiva capacità verso terra), generalmente il calcolo semplifi cato conduce a risultati in eccesso

••

••••

•

••••••

••

•

••••

NIC = 2 · 10-6 · √3 · � · f · U · �K=1CK · LK

NIC = 2 · 10-6 · √3 · � · f · U · �K=1CK · LK

15

Fusibili e protezione di massima corrente omopolare azionante nuovo IMS

ApplicabilitàLa soluzione, allo studio del CEI, è applicabile se sono rispettate le seguenti condizioni:

unico quadro MT (escluse esecuzioni a giorno), nessuna ulteriore apparecchiatura sulle sbarre MT oltre a quelle indicate nello schema, rete di distribuzione MT con corrente di guasto monofase a terra ≤ 50 A, unico trasformatore MT/BT di taglia ≤ 400 kVA, cavo tra IMS e trasformatore di lunghezza ≤ 20 m, trasformatore protetto dal sovraccarico sul lato BT.

Note applicativePer guasto monofase a terra a neutro compensato (corrente ~ 50 A) interviene 51N aprendo IMS

Per guasto monofase a terra a neutro isolato (corrente di centinaia di A) intervengono i fusibili (oltre 80 A la 51N è inibita).Per cortocircuito polifase intervengono i fusibili.

••••••

•

•

•

Attenzione Il nuovo IMS deve avere adeguato potere di interruzione!Attenzione Il nuovo IMS deve avere adeguato potere di interruzione!

Eventualesezionatore di terra

Distributore

51N

Eventualesezionatore di terra

Distributore

51N

16

4.2 Trasformatori di misura SPG per utenti MT

Trasformatori amperometrici di fase (TA)

TA ammessi:TA lineari, che non saturano per correnti simmetriche fi no a 9 kA e transitoriamente per tempi fi no a 10 ms e tali da non superare la tenuta del circuito secondario (verifi che a cura del proget-tista). Non sono richieste prove funzionali in associazione alla protezione.Sono considerati automaticamente idonei (senza necessità di alcuna verifi ca o prove funzionali):

TA 300/5 - 10 VA - 5P30 - RTA = 0,4 ΩTA 300/1 - 5 VA - 5P30 - RTA = 5 Ω

TA non lineari, che saturano per correnti simmetriche inferiori a 9 kA e transitoriamente per tempi inferiori a 10 ms[1]. Occorre superare prove funzionali per accertare l’accoppiamento TA+protezione[2].TA non convenzionali. Occorre superare le prove funzionali prescritte per SPG integrato.

In ogni caso i TA devono possedere i seguenti requisiti indispensabili:Corrente nominale termica permanente 1,2 IpnCorrente nominale termica di cortocircuito per 1 s ≥ Icc comunicata dal Distributore, con mini-mo di 12,5 kA Corrente nominale dinamica ≥ Icc(picco) comunicata dal Distributore, con minimo di 31,5 kA Livello di isolamento 24 kV per TA avvolti, 0,72 kV per TA toroidali

Toroide sommatore (TO)

TO ammessi:TO automaticamente idonei

Rapporto di trasformazione 100/1 APrestazione nominale 2 VAPrecisione:

Corrente [p.u. Ipn] Limite errore di rapporto [%] Limite errore d’angolo [°]

0.01 5 ± 2

0.05 1 ± 2

1 1 ± 2

20 5 ± 2

Devono superare una prova funzionale in accoppiamento alla protezione 51N o 67N.

TO non automaticamente idonei che non hanno le caratteristiche di cui sopra. Devono superare diverse prove funzionali in accoppiamento alla protezione 51N o 67N. TO non convenzionali. Occorre superare le prove funzionali prescritte per SPG integrato.

In ogni caso il TO deve possedere i seguenti requisiti indispensabili: Corrente nominale termica permanente 1,2 Ipn Corrente nominale termica di cortocircuito per 1 s ≥ 12,5 kATensione massima di riferimento per l’isolamento 0,72 kV

Nota 1 La CEI 0-16 ha preso in considerazione la capacità delle moderne protezioni digitali di garantire lo scatto anche in pre-senza di misure deformate per effetto della saturazione magnetica dei TA, favorendo la riduzione di costi e ingombri

Nota 2 Non occorrono prove di iniezione di corrente al primario del TA (9 kA), è suffi ciente ottenere la risposta dei TA da un modello matematico ed iniettarla direttamente agli ingressi della protezione.

A)

••

B)

C)

••

••

A)•••

B)

C)

•••

(51)-51 50-(50N)2x/3x

SPG

(51)-51 50-(50N)2x/3x

SPG

51N/67N (50N)

SPG

51N/67N (50N)

SPG

Precisione per I < Ipn(come un TA per misura)

Precisione per I ≥ Ipn(come un TA per protezione)

17

TV per la misura della tensione omopolare

TV ammessi: TV automaticamente idonei

Collegamento a triangolo apertoFattore di tensione nominale 1,9 per 30 sClasse di precisione 0,5-3P (classe 0,5 tra 5% e 190% e classe 3P tra 80% e 120% della nomina-le)Prestazione nominale 50 VA e potenza termica adeguata per opportuna resistenza antiferrori-sonanzaInduzione di lavoro ≤ 0,7 TTensione nominale secondaria 100/3 V

Non devono superare alcuna prova funzionale.

TV non automaticamente idoneiNon hanno le caratteristiche di cui sopra.Devono superare diverse prove funzionali in accoppiamento alla protezione 67N.

TV non convenzionali. Occorre superare le prove funzionali prescritte per SPG integrato.

In ogni caso i TV devono possedere i seguenti requisiti indispensabili: Fattore nominale di tensione 1,9 per 30 s Tensione massima di riferimento per l’isolamento 24 kV

A)•••

•

••

B)

C)

••

67N

SPG

67N

SPG

18

4.3 Posizionamento TA, TO, TV

Posizionamento ottimale(DG si apre per guasti a terra su TA, TV e terminazioni cavo e per corto circuito sui TV).In caso di sostituzione del TO occorre la messa in sicurezza del cavo di collegamento dal Distributore

Posizionamento accettato(TO a valle del DG e delle terminazioni cavo)Per guasto a terra sulla terminazione cavo a valle del DG il DG non apre

Posizionamento accettato(TA toroidali o non convenzionali sul cavo di collegamento dal Distributore).In caso di sostituzione del TO o TA occorre la messa in sicurezzadel cavo di collegamento dal Distributore

Posizionamento accettato(TV a monte dei TA)In questi caso il lato MT dei TV deve essere protetto con IMS e fusibili (In ≤ 6,3 A).L’intervento di fusibili primari o secondari del TV (o interruttore automatico sul secondario)deve provocare l’apertura del DG oppure commutare la 67N in 51N mantenendole medesimesoglie amperometriche

Posizionamento accettato(TV a monte del DG)In questo casi il lato MT dei TV deve essere protetto con IMS e fusibili (In ≤ 6,3 A).L’intervento di fusibili primari o secondari del TV (o interruttore automatico sul secondario)deve provocare l’apertura del DG oppure commutare la 67N in 51N mantenendole medesimesoglie amperometriche

DG

DG

DG

DG

DG

TA

TA

TA

TA

TV

TV

TV

TV

TV

TO

TO

TO

TO

TO

TA di fase toroidali o non convenzionali

Distributore

Distributore

Distributore

Distributore

Distributore

PG

PG

PG

PG

PG

19

4.4 Circuiti di comando

Con bobina di minima tensione del Dispositivo Generale (DG) Al mancare della tensione ausiliaria oppure per un’interruzione del circuito, garantisce l’apertura del DG evitando che, per guasto interno all’Utente, apra l’interruttore di linea del Distributore creando disservizio a tutti gli utenti connessi alla stessa linea.La PG deve essere dotata di un contatto di scatto aperto in assenza di tensione ausiliaria (NA), che risulti chiuso in presenza della tensione stessa (contatto azionato da relè d’uscita normalmente eccitato NE). Per garantire la diseccitazione della bobina di minima (apertura del DG) in mancanza della ten-sione ausiliaria anche della sola PG, è richiesto che PG e bobina di minima siano alimentate dalla stessa tensione.Per limitare il rischio di scatti intempestivi sono prescritti un UPS o batteria tampone con auto-nomia di almeno 1 ora, accorgimenti per prevenire l’interruzione dei collegamenti PG - bobina (es. lunghezza limitata e protezione da sollecitazioni meccaniche) e sono suggeriti i seguenti accorgimenti:

allarme per segnalazione di mancanza della tensione ausiliaria ordinariaautonomia del UPS o batteria maggiore del tempo necessario per ripristinare la tensione ordi-naria e per consentire la chiusura del DGsvolgere manutenzione del sistema di alimentazione ausiliaria.

Con bobina a lancio di corrente del Dispositivo Generale (DG) Ha il vantaggio di evitare aperture intempestive del DG (il DG non viene aperto al mancare della tensione ausiliaria o per interruzione del circuito di comando)!Occorre un Data Logger così che l’eventuale perdita di tensione ausiliaria o interruzione del circui-to di comando restino registrati e consultabili dal Distributore in caso di controversie.La PG deve essere dotata di un contatto di scatto aperto in assenza di tensione ausiliaria (NA), che resti aperto in presenza della tensione stessa (contatto azionato da relè d’uscita normalmente diseccitato ND). PG, bobina di apertura e Data Logger devono essere alimentati dalla stessa tensione.Anche in questo caso sono prescritti un UPS o batteria tampone con autonomia di almeno 1 ora e accorgimenti per prevenire l’interruzione dei collegamenti PG - bobina (es. lunghezza limitata e protezione da sollecitazioni meccaniche) e sono suggeriti i seguenti accorgimenti:

allarme per segnalazione di mancanza della tensione ausiliaria ordinariaautonomia del UPS o batteria maggiore del tempo necessario per ripristinare la tensione ordinariasvolgere manutenzione del sistema di alimentazione ausiliaria.

••

•

•••

Contatto aperto in assenza di Uaux.In presenza di Uaux il relativo relè finale (NE-Normalmente Eccitato)si eccita ed il contatto si chiude.Allo scatto della PG il contatto si apre diseccitando la bobina di minima tensione (apertura DG).

DG

U<NE

UPS

PG

Contatto aperto in assenza di Uaux.In presenza di Uaux il relativo relè finale (NE-Normalmente Eccitato)si eccita ed il contatto si chiude.Allo scatto della PG il contatto si apre diseccitando la bobina di minima tensione (apertura DG).

DG

U<NE

UPS

PG

Contatto aperto in assenza di Uaux.In presenza di Uaux il relativo relè finale (ND-Normalmente Diseccitato) resta diseccitato ed il contatto resta aperto.Allo scatto della PG il contatto si chiude eccitando la bobina di apertura a lancio di corrente (apertura DG).DG

NDI> DATA LOGGER

1. presenza del collegamento tra PG e logger2. presenza dell’alimentazione del logger3. presenza dell’alimentazione del relé4. presenza e continuità del circuito di comando5. soglie di regolazione impostate dall’installazione in poi6. eventi che hanno causato l’attivazione della PG7. eventi che hanno causato l’emissione del comando di apertura al DG8. funzionalità del relé9. presenza dei circuiti amperometrici10. presenza dei circuiti voltmetrici

Requisiti minimi ai fini della Norma CEI 0-16

Requisiti (facoltativi) ai fini della Delibera 247/04

I punti 8, 9 e 10 sono facoltativi

PG +

UPSContatto aperto in assenza di Uaux.In presenza di Uaux il relativo relè finale (ND-Normalmente Diseccitato) resta diseccitato ed il contatto resta aperto.Allo scatto della PG il contatto si chiude eccitando la bobina di apertura a lancio di corrente (apertura DG).DG

NDI> DATA LOGGER

1. presenza del collegamento tra PG e logger2. presenza dell’alimentazione del logger3. presenza dell’alimentazione del relé4. presenza e continuità del circuito di comando5. soglie di regolazione impostate dall’installazione in poi6. eventi che hanno causato l’attivazione della PG7. eventi che hanno causato l’emissione del comando di apertura al DG8. funzionalità del relé9. presenza dei circuiti amperometrici10. presenza dei circuiti voltmetrici

Requisiti minimi ai fini della Norma CEI 0-16

Requisiti (facoltativi) ai fini della Delibera 247/04

I punti 8, 9 e 10 sono facoltativi

PG +

UPS

20

4.5 Limiti sull’energizzazione contemporanea dei trasformatori

Sono ammessi non più di tre trasformatori 2000 kVA a 20 kV o 1600 kVA a 15 kV.Se questi limiti sono superati l’Utente deve prevedere dispositivi che distacchino i trasformatori in eccesso dopo 5 s dalla mancanza di tensione e che provvedano alla loro rienergizzazione se-quenziale ad intervalli di almeno 1 s.

Se, pur rispettando i limiti di cui sopra, la corrente di inserzione è tale da provocare lo scatto inde-siderato della PG 51-50, è ammesso che la PG disponga di ritenuta di seconda armonica.

1600 kVA

1600 kVA

1600 kVA

2000 kVA

2000 kVA

2000 kVA

Rete di distribuzione a 15 kV


1600 kVA

1600 kVA

1600 kVA

2000 kVA

2000 kVA

2000 kVA



La ritenuta (blocco della protezione) si attiva al superamento di un livello diseconda armonica nella corrente di inserzione dei trasformatori (armonica prevalente)

0 0.05 0.1 0.15 t (s)

I (A) Forma d’onda corrente di inserzione (inrush)

Analisi armonica corrente di inserzione (inrush)

f (Hz)

0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.50

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 50 100 150 200 250 300 350 4000

20

40

60

80

100

La ritenuta (blocco della protezione) si attiva al superamento di un livello diseconda armonica nella corrente di inserzione dei trasformatori (armonica prevalente)

0 0.05 0.1 0.15 t (s)

I (A) Forma d’onda corrente di inserzione (inrush)

Analisi armonica corrente di inserzione (inrush)

f (Hz)

0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.50

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 50 100 150 200 250 300 350 4000

20

40

60

80

100

21

4.6 Regolazioni della Protezione Generale

PremessaLa CEI 0-16 indica le seguenti regolazioni minime che il Distributore può richiedere (15 kV e 20 kV). L’Utente non può regolare la PG a valori maggiori di quelli richiesti dal Distributore.Per Utenti con potenza impegnata > 3 MW (3 MVA se attivi), se tecnicamente possibile, è previsto di concordare regolazioni differenti con il Distributore (sempre comunque non inferiori ai valori minimi).

Massima corrente (51-51-50)Prima soglia I> (51): attivazione opzionale, da concordare con il DistributoreSeconda soglia I>> (50): 250 A, tempo di estinzione[1] 0,5 sTerza soglia I>>> (50): 600 A, tempo di estinzione[1] 0,12 s[2]

Massima corrente omopolare (51N-50N)

Neutro isolatoPrima soglia I0> (51N): 2 A, tempo di estinzione 0,17 sSeconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Di-stributore, tempo di estinzione 0,17 s

Nota 1 Somma del tempo di intervento della protezione e del tempo di apertura del DG con estinzione dell’arco (TDG).

Nota 2 Ad eccezione degli Utenti dotati di PG in selettività logica.

•••

••

Corrente

Tempo

Possibile scatto indesiderato della PG con le regolazioni minime di 50-51 all’inrush contemporaneo di 2 trafo 1600 kVA (15 kV)o 2 trafo da 2000 kVA (20 kV)

Occorre che il Distributore conceda regolazioni maggiori oppure la PG deve avere ritenuta di 2° armonica!

0,5 s-TDG

0,12 s-TDG

INTERVENTO

NON INTERVENTO

I>

?

Inrush 2x1600 kVA (15 kV)Inrush 2x2000 kVA (20 kV)

250 A 600 ACorrente

Tempo

Possibile scatto indesiderato della PG con le regolazioni minime di 50-51 all’inrush contemporaneo di 2 trafo 1600 kVA (15 kV)o 2 trafo da 2000 kVA (20 kV)

Occorre che il Distributore conceda regolazioni maggiori oppure la PG deve avere ritenuta di 2° armonica!

0,5 s-TDG

0,12 s-TDG

INTERVENTO

NON INTERVENTO

I>

?

Inrush 2x1600 kVA (15 kV)Inrush 2x2000 kVA (20 kV)

250 A 600 A

Corrente

Tempo

2 A 1,4 IF

0,17 s-TDG

INTERVENTO

NON INTERVENTO

Corrente

Tempo

2 A 1,4 IF

0,17 s-TDG

INTERVENTO

NON INTERVENTO

22

Neutro compensatoPrima soglia I0> (51N): 2 A, tempo di estinzione 0,45 s (0,8 s con nuovo IMS+fusibili+51N)Seconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Di-stributore, tempo di estinzione 0,17 s

Direzionale di terra (67N-67N)

Neutro isolatoPrima soglia 67N:

I0> = 2 AU0> = 2 VSettore 60°...120°Tempo di estinzione 0,17 s

Neutro compensatoSeconda soglia 67N:

I0> = 2 AU0> = 5 VSettore 60°...250°Tempo di estinzione 0,45 s

••

••••

••••

Corrente

Tempo

2 A 1,4 IF

0,17 s-TDG

0,45 s-TDG

(0,8 s-TDG)

INTERVENTO

NON INTERVENTO

Corrente

Tempo

2 A 1,4 IF

0,17 s-TDG

0,45 s-TDG

(0,8 s-TDG)

INTERVENTO

NON INTERVENTO

250°

120°

60°

UO> 5V & IO> 2A

UO

Settored’intervento

60°

UO

Settore dinon intervento

UO> 5V & IO> 2A



0,17 s-TDG

0,45 s-TDG250°

120°

60°

UO> 5V & IO> 2A

UO


60°

UO


UO> 5V & IO> 2A



0,17 s-TDG

0,45 s-TDG

23

4.7 Schema con doppio montante MT dalla sbarra principale

ImpiegoE’ ammesso alle condizioni:

Unico quadro MT (escluse esecuzioni a giorno)Nessuna ulteriore apparecchiatura installata sulle sbarre MT La somma delle soglie I> (se richiesta) e I>> delle due PG deve rispettare la regolazione richiesta dal Distributore.

Note applicativeSe le due partenze alimentano un anello chiuso, le correnti omopolari misurate dalle due PG possono non essere nulle in assenza di guasto a terra (es. dissimmetria di impedenza sulle tre fasi) e possono causare scatti intempestivi !La soglia I>> di ciascuna PG è minore di quella richiesta dal Distributore; ciò diminuisce numero e taglia dei trasformatori energizzabili per evitare scatti indesiderati (a meno di ottenere regola-zioni maggiori oppure impiegare PG con ritenuta di seconda armonica).

•••

•

•

TO

Distributore

Facoltativo

Segnalazionea cartellino(facoltativa)

PGPG

TO

Distributore

Facoltativo

Segnalazionea cartellino(facoltativa)

PGPG

24

4.8 Selettività

Guasto monofase a terra in MT a neutro isolato Prima soglia PG 51N oppure 67N: tempo di estinzione 0,17 s; considerando un tempo di apertu-ra DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da regolare sulla PG Utente risulta 0.1 s

•

CP Distributore

CP Distributore

PL Distributore

PL Distributore

0,03 s = senza ritardo intenzionale (tipico per 51N)

PG Utente

PG Utente

Utente

0,4 s

Altri Utenti

Utente

Altri Utenti

0,1 s

0,03 s

0,03 s P1

P1

P2

P2

Δt = 0,1 - 0,03 = 0,07 s

NO selettività PG - Protezioni a valle di PG

Solo con la selettività logica (PG compresa)l’Utente può ottenere la selettività nella propria rete(e senza subire interruzioni dal distributore)

0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco per selettività logica (tipico)

0,4 s

0,1 s

0,1 s

C

C

B

B

A

A

0,03 s

Selettività logica

Selettività logica

A P1-P2-PG

B P2-PG

C PG

Guasto Scatto Selettività

OK

NO

NO

Δt = 0,4 - 0,1 = 0,3 s

OK selettività cronometrica Utente - Distributore

Δt = 0,4 - 0,1 = 0,3 s


A P1

B P2

C PG


OK

OK

OK

CP Distributore

CP Distributore

PL Distributore

PL Distributore

0,03 s = senza ritardo intenzionale (tipico per 51N)

PG Utente

PG Utente

Utente

0,4 s

Altri Utenti

Utente

Altri Utenti

0,1 s

0,03 s

0,03 s P1

P1

P2

P2

Δt = 0,1 - 0,03 = 0,07 s

NO selettività PG - Protezioni a valle di PG

Solo con la selettività logica (PG compresa)l’Utente può ottenere la selettività nella propria rete(e senza subire interruzioni dal distributore)

0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco per selettività logica (tipico)

0,4 s

0,1 s

0,1 s

C

C

B

B

A

A

0,03 s

Selettività logica

Selettività logica

A P1-P2-PG

B P2-PG

C PG


OK

NO

NO

Δt = 0,4 - 0,1 = 0,3 s


Δt = 0,4 - 0,1 = 0,3 s


A P1

B P2

C PG


OK

OK

OK

25

Guasto monofase a terra in MT a neutro compensatoPrima soglia PG 51N o seconda soglia 67N: tempo di estinzione 0,45 s; considerando un tempo di apertura DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da regolare sulla PG Utente risulta 0.38 s

•

Selettività cronometrica nella rete Utente solo su un livello.Se si desidera selettività su più livelli occorre la selettività logica(e senza subire interruzioni dal Distributore)!

1 s

0,38 s

0,03 s

1 s

0,38 s

Selettività logica

Δt = 0,1 - 0,03 = 0,07 s

NO selettività cronometrica

NOTA BENE: anche le protezioni di terra a valle della PG devono funzionare correttamentea neutro compensato o isolato (TO adeguato, 67N con doppia soglia come PG, 51N)

Non limitarsi ad impiegare SPG CEI 0-16 solo sul DG consigliabile anche a valle del DG!

Δt = 1 - 0,38 = 0,62 s


Δt = 0,38 - 0,1 = 0,28 s

OK selettività cronometrica PG - Protezioni a valle di PG(solo un livello)

Δt = 1 - 0,38 = 0,62 s


Δt = 0,38 - 0,1 = 0,28 s


CP Distributore

CP Distributore

PL Distributore

PL Distributore

PG Utente

PG UtenteUtente

Utente

Altri Utenti

Altri Utenti

0,1 s

P1

P1

P2

P2

A P1-P2

B P2

C PG

0,1 s

C

C

B

B

A

A

0,03 s


OK

OK

NO

A P1

B P2

C PG


OK

OK

OK

Selettività cronometrica nella rete Utente solo su un livello.Se si desidera selettività su più livelli occorre la selettività logica(e senza subire interruzioni dal Distributore)!

1 s

0,38 s

0,03 s

1 s

0,38 s

Selettività logica

Δt = 0,1 - 0,03 = 0,07 s

NO selettività cronometrica

NOTA BENE: anche le protezioni di terra a valle della PG devono funzionare correttamentea neutro compensato o isolato (TO adeguato, 67N con doppia soglia come PG, 51N)

Non limitarsi ad impiegare SPG CEI 0-16 solo sul DG consigliabile anche a valle del DG!

Δt = 1 - 0,38 = 0,62 s


Δt = 0,38 - 0,1 = 0,28 s


Δt = 1 - 0,38 = 0,62 s


Δt = 0,38 - 0,1 = 0,28 s


CP Distributore

CP Distributore

PL Distributore

PL Distributore

PG Utente

PG UtenteUtente

Utente

Altri Utenti

Altri Utenti

0,1 s

P1

P1

P2

P2

A P1-P2

B P2

C PG

0,1 s

C

C

B

B

A

A

0,03 s


OK

OK

NO

A P1

B P2

C PG


OK

OK

OK

26

Guasto monofase a terra in MT a neutro compensato

Prima soglia 51N per utenti con nuovo IMS-fusibili-51N 0,8 s; considerando un tempo di apertu-ra DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da regolare sulla PG Utente risulta 0.73 s

Cortocircuiti polifase in MTTerza soglia PG 50 con tempo di estinzione 0,12 s, Protezione Distributore istantanea; conside-rando un tempo di apertura DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da regolare sulla PG Utente risulta 0.05 s

•

•

Selettività cronometrica tra Utente e Distributore

TR ≤ 400 kVA

0,73 sUtente

Δt = 1 - 0,73 = 0,27 s


1 s

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Altri Utenti

A

C PG


OKSelettività cronometrica tra Utente e Distributore

TR ≤ 400 kVA

0,73 sUtente

Δt = 1 - 0,73 = 0,27 s


1 s

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Altri Utenti

A

C PG


OK

Estinzione guastoin 70...150 ms

Non sono possibili né selettività cronometrica né selettività logica.L’Utente subisce un disservizio e può localizzare il guasto a valle dell’ultima protezione intervenuta.Gli altri utenti allacciati alla stessa linea subiscono un’interruzione di circa 0,3 s, dopo cui vengono rialimentati dalla richiusura automatica dell’interruttore di linea del Distributore.La PG senza ritardi intenzionali minimizza tuttavia la durata del disturbo all’alimentazione degli altri utenti (buco di tensione conseguente alla elevata corrente di cortocircuito).

istantaneo

Δt ~ 0 s

NO selettività cronometrica Utente - Distributore

Δt ~ 0 s

NO selettività cronometrica PG - Protezioni a valle di PGSelettività logica non possibile(occorrerebbe regolare almeno 0,1 s)

0,03 s

0,03 s

0,05 s

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Utente

Altri Utenti

P1

P2

C

B

AA P1-P2-PG-PL

B P2-PG-PL

C PG-PL


NO

NO

NO

Estinzione guastoin 70...150 ms

Non sono possibili né selettività cronometrica né selettività logica.L’Utente subisce un disservizio e può localizzare il guasto a valle dell’ultima protezione intervenuta.Gli altri utenti allacciati alla stessa linea subiscono un’interruzione di circa 0,3 s, dopo cui vengono rialimentati dalla richiusura automatica dell’interruttore di linea del Distributore.La PG senza ritardi intenzionali minimizza tuttavia la durata del disturbo all’alimentazione degli altri utenti (buco di tensione conseguente alla elevata corrente di cortocircuito).

istantaneo

Δt ~ 0 s

NO selettività cronometrica Utente - Distributore

Δt ~ 0 s

NO selettività cronometrica PG - Protezioni a valle di PGSelettività logica non possibile(occorrerebbe regolare almeno 0,1 s)

0,03 s

0,03 s

0,05 s

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Utente

Altri Utenti

P1

P2

C

B

AA P1-P2-PG-PL

B P2-PG-PL

C PG-PL


NO

NO

NO

27

Cortocircuiti polifase o guasto doppio monofase a terra in MT

Terza soglia PG 50 e seconda soglia 50N con tempo di estinzione 0,2 s, Protezione Distributore istantanea; considerando un tempo di apertura DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da re-golare sulla PG Utente risulta 0.1 s

E’ ammesso per gli utenti con linee in cavo a valle del DG, dotati di PG in selettività logica e che ne abbiano fatto richiesta al Distributore.

•

Estinzione guasto in 70!...150 ms

Pur impiegando la “selettività” logica, intervengono sia la protezione Utente più vicina al guasto sia la PL (questa non è selettività!). La parte di rete sana dell’Utente e gli altri utenti allacciati alla stessa linea subiscono un’interruzione di circa 0,3 s, dopo cui vengono rialimentati dalla richiusura automatica.Poiché la PL è senza ritardi intenzionali, è minimizzata la durata del disturbo all’alimentazione degli altri utenti (buco di tensione conseguente alla elevata corrente di corto circuito).

Δt < 0 s

NO selettività cronometrica Utente - Distributoree l’Utente deve estinguere i suoi guasti anche se la PL interrompe la corrente prima del tempo regolato sulle protezioni dell’Utente !!!

istantaneo

TDG ~ 0,07 s ►regolazione PG ~ 0,1 s

Altri Utenti

Selettività logica

Selettività logica

0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissionee ricezione segnale di blocco per selettività logica (tipico)

0,03 s

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Utente

0,1 s

0,1 s

P1

P2

C

B

AA P1-PL

B P2-PL

C PG-PL


NO

NO

NO

Estinzione guasto in 70!...150 ms

Pur impiegando la “selettività” logica, intervengono sia la protezione Utente più vicina al guasto sia la PL (questa non è selettività!). La parte di rete sana dell’Utente e gli altri utenti allacciati alla stessa linea subiscono un’interruzione di circa 0,3 s, dopo cui vengono rialimentati dalla richiusura automatica.Poiché la PL è senza ritardi intenzionali, è minimizzata la durata del disturbo all’alimentazione degli altri utenti (buco di tensione conseguente alla elevata corrente di corto circuito).

Δt < 0 s

NO selettività cronometrica Utente - Distributoree l’Utente deve estinguere i suoi guasti anche se la PL interrompe la corrente prima del tempo regolato sulle protezioni dell’Utente !!!

istantaneo


Altri Utenti

Selettività logica

Selettività logica

0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissionee ricezione segnale di blocco per selettività logica (tipico)

0,03 s

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Utente

0,1 s

0,1 s

P1

P2

C

B

AA P1-PL

B P2-PL

C PG-PL


NO

NO

NO

28


Terza soglia PG 50 e seconda soglia 50N con tempo di estinzione 0,17 s, Protezione Distributore regolata a 0,17 s considerando un tempo di apertura DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da regolare sulla PG Utente risulta 0.1 s

E’ ammesso per utenti ≥ 5 MW, con linea del Distributore adeguata e con approvazione del Distri-butore.

•

Se il guasto non si verifica sulle partenze verso trasformatori MT/BT, pur impiegando la “selettività” logica intervengono sia la protezione Utente più vicina al guasto sia la PL (questa non è selettività!).La parte di rete sana dell’Utente e gli altri utenti allacciati alla stessa linea subiscono un’interruzione di circa 0,3 s, dopo cui vengono rialimentati dalla richiusura automatica.Se il guasto è sulle partenze verso trafo MT/BT, non vi sono garanzie di selettività tra le relative protezioni e la protezione di linea del Distributore.

Δt=0,17 - 0,1= 0,07 s

NO selettività cronometricaUtente - Distributore

0,17 s

0,1 s

0,1 s

0,03 s

Selettività logica

Selettività logica

NOTA BENE:La guida CEI 11-35 (che la delibera AEEG 247/04 raccomanda di applicare per il coordinamento Utente-Distributore) e articoli IEEE del WORKING GROUP ON SOLID STATE OVERCURRENT RELAYS, indicano come minimo margine cronometrico (comprensivo di un margine di sicurezza della buona tecnica) rispettivamente 0,25 s e 0,2...0,3 s.


Δt = 0,17 - 0,03 = 0,14 s

la CEI 0-16 indica che non vi sono garanziedi selettività !!!

Altri Utenti

CP Distributore

PL Distributore

PG UtenteUtente

P1

P2

C

B

A

A P1-PL?

B P2-PL

C PG-PL


NO

NO

NON garantita

Se il guasto non si verifica sulle partenze verso trasformatori MT/BT, pur impiegando la “selettività” logica intervengono sia la protezione Utente più vicina al guasto sia la PL (questa non è selettività!).La parte di rete sana dell’Utente e gli altri utenti allacciati alla stessa linea subiscono un’interruzione di circa 0,3 s, dopo cui vengono rialimentati dalla richiusura automatica.Se il guasto è sulle partenze verso trafo MT/BT, non vi sono garanzie di selettività tra le relative protezioni e la protezione di linea del Distributore.

Δt=0,17 - 0,1= 0,07 s

NO selettività cronometricaUtente - Distributore

0,17 s

0,1 s

0,1 s

0,03 s

Selettività logica

Selettività logica

NOTA BENE:La guida CEI 11-35 (che la delibera AEEG 247/04 raccomanda di applicare per il coordinamento Utente-Distributore) e articoli IEEE del WORKING GROUP ON SOLID STATE OVERCURRENT RELAYS, indicano come minimo margine cronometrico (comprensivo di un margine di sicurezza della buona tecnica) rispettivamente 0,25 s e 0,2...0,3 s.


Δt = 0,17 - 0,03 = 0,14 s


Altri Utenti

CP Distributore

PL Distributore

PG UtenteUtente

P1

P2

C

B

A

A P1-PL?

B P2-PL

C PG-PL


NO

NO

NON garantita

29


Terza soglia PG 50 o seconda soglia 50N con tempo di estinzione 0,17 s, Protezione Distributore regolata a 0,25 s considerando un tempo di apertura DG (TDG) di 0.07 s il tempo d’intervento da regolare sulla PG Utente risulta 0.1 s

E’ ammesso per utenti ≥ 5 MW, con rete su 2 livelli MT o estensione > 3 km, con linea del Distri-butore adeguata e con approvazione del Distributore.

•

Se il guasto non si verifica sulle partenze verso trasformatori MT/BT non vi sono garanzie di selettività tra le relative protezioni e la protezione di linea del Distributore.Solo per guasto sulle partenze verso trasformatori MT/BT si ha l’intervento selettivo della relativa protezione, per cui la parte di rete sana dell’Utente e degli altri utenti allacciati alla stessa linea non subiscono alcuna interruzione del servizio.

Δt = 0,25 - 0,1 = 0,15 s


0,25 s

Δt=0,25-0,03 = 0,22 s

OK selettività cronometrica

Selettività logica

Selettività logica


0,1 s

0,1 s

0,03 s

Altri Utenti

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Utente

P1

P2

C

B

A

A P1

B P2-PL?

C PG-PL?


OK

NON garantita

NON garantita

Se il guasto non si verifica sulle partenze verso trasformatori MT/BT non vi sono garanzie di selettività tra le relative protezioni e la protezione di linea del Distributore.Solo per guasto sulle partenze verso trasformatori MT/BT si ha l’intervento selettivo della relativa protezione, per cui la parte di rete sana dell’Utente e degli altri utenti allacciati alla stessa linea non subiscono alcuna interruzione del servizio.

Δt = 0,25 - 0,1 = 0,15 s


0,25 s

Δt=0,25-0,03 = 0,22 s

OK selettività cronometrica

Selettività logica

Selettività logica


0,1 s

0,1 s

0,03 s

Altri Utenti

CP Distributore

PL Distributore

PG Utente

Utente

P1

P2

C

B

A

A P1

B P2-PL?

C PG-PL?


OK

NON garantita

NON garantita

30

Selettività logica tra PG di ogni Utente con la protezione di linea del Distributore

PremessaLa CEI 0-16 indica che sono allo studio sistemi di coordinamento selettivo basati su scambio di informazioni tra protezioni di utente e protezione di linea del Distributore.

Scambio di informazioniNell’ambito del suddetto studio dovranno essere defi niti:

la tecnologia di trasmissione-ricezione delle informazionii tempi di trasmissione-ricezionei costi

Esempi di tecnologia utilizzabiliWi-Fi, abbreviazione di Wireless Fidelity, è un termine che indica dispositivi che possono colle-garsi a reti locali senza fi li (WLAN) basate sulle specifi che IEEE 802.11.

WiMAX (acronimo di Worldwide Interoperability for Microwave Access) è una tecnologia che consente l’accesso a reti di telecomunicazioni a banda larga e senza fi li (BWA - Broadband Wireless Access). L’acronimo è stato defi nito da WiMAX Forum, un consorzio formato da più di 420 aziende il cui scopo è sviluppare, supervisionare, promuovere e testare la interoperabilità di sistemi basati sullo standard IEEE 802.16, conosciuto anche come WirelessMAN (Wireless Metropolitan Area Network).

Onde convogliate (Power Line Communication o PLC) è una tecnologia per la trasmissioni dati utilizzando la rete di alimentazione elettrica. Si realizza sovrapponendo al trasporto di corrente elettrica, continua o alternata a frequenza di rete (50 Hz o 60 Hz), un segnale a frequenza più elevata che è modulato dall’informazione da trasmettere. La separazione dei due tipi di correnti si effettua grazie al fi ltraggio e separazione degli intervalli di frequenze utilizzate.

Comunicazioni con fi lo pilota in doppino oppure in fi bra ottica

•••

•

•

•

•

Selettività logica

CP Distributore

PL Distributore

PG1 PG2

PGn

PG3

Selettività logica

CP Distributore

PL Distributore

PG1 PG2

PGn

PG3

31

4.9 Proposte THYTRONIC di protezioni (PG) per utenti passivi e attivi MT

Thytronic presenta una serie di relè di protezione, conformi alla Norma CEI 0-16 in una proposta differenziata in termini di costo e funzioni.

le nostre proposte

senza direzionali con direzionali

low costcon funzioni

accessoriecon direzionaledi terra

con direzionaledi fase e di terra

74TCS

BF

67N 50N/51N

Control functions & Logic selectivity

NA30

59N

49 50/51 74CT

52

METERING- IL1..IL3,IE,UE,ϕE..- Oscillography- Events & Faults log

COMMUNICATION- RS232- Modbus RS485- Modbus TCP/IP- IEC 870-5-103/DNP3

50N/51N

49 50/51

74CT

52

74TCS

BF

67N

METERING- IL1..IL3,αL1..,IE,UE,ϕE..- Oscillography- Events & Faults log


NA60

59N

67

74VT5927


50/51

50N/51N

74TCS

74CT


52


METERING- IL1...IL3, IE,....- Oscillography- Events&FaultsBF

50

50N 51N

51

TCS

Control functions

52

COMMUNICATION- RS232- Modbus RS485

METERING- IL1...IL3, IE,....- Fault recording- Counters

NA016

32

NA016 M A S S I M A C O R R E N T E D I F A S E E R E S I D U A

PG

PL

DI

UTENTE

G3 ~

Protezioni di linea

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NV016 / NV10

CABINA PRIMARIA

senza direzionali

low cost

50/51

50N/51N

74TCS

Control functions

52

COMMUNICATION- RS232- Modbus RS485

METERING- IL1...IL3, IE,....- Oscillography- Events&Faults

NA016

Funzioni di protezione50/51 Massima corrente50N/51N Massima corrente residuaBF Mancata apertura interruttore

33

M A S S I M A C O R R E N T E D I F A S E E R E S I D U A

Funzioni di protezione50/51 Massima corrente50N/51N Massima corrente residuaBF Mancata apertura interruttore

PG

PL

DI

UTENTE

G3 ~

Protezioni di linea

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NV016 / NV10

CABINA PRIMARIA senza direzionali

50/51

50N/51N

74TCS

74CT


52


METERING- IL1...IL3, IE,....- Oscillography- Events&FaultsBF

con funzioni accessorie

34

M A S S I M A C O R R E N T E D I F A S E E R E S I D U A , D I R E Z I O N A L ED I T E R R A , I M M A G I N E T E R M I C A , M A S S I M A T E N S I O N E R E S I D U A

PG

PL

DI

UTENTE

G3 ~

Protezioni di linea

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NV016 / NV10

CABINA PRIMARIACon direzionali

Con direzionaledi terra

74TCS

BF

67N 50N/51N


NA30

59N

49 50/51 74CT

52

METERING- IL1..IL3,IE,UE,ϕE..- Oscillography- Events & Faults log


Funzioni di protezione49 Immagine termica (per linee e trasformatori)50/51 Massima corrente50N/51N Massima corrente residua59N Massima tensione residua67N Direzionale di terraBF Mancata apertura interruttore

35

MASSIMA CORRENTE DIREZIONALE E NON DIREZIONALE DI FASE E DI TERRA,IMMAGINE TERMICA, MINIMA E MASSIMA TENSIONE DI FASE

PG

PL

DI

UTENTE

G3 ~

Protezioni di linea

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NV016 / NV10

CABINA PRIMARIA Con direzionali

Con direzionaledi fase e di terra

50N/51N

49 50/51

74CT

52

74TCS

BF

67N

METERING- IL1..IL3,αL1..,IE,UE,ϕE..- Oscillography- Events & Faults log


NA60

59N

67

74VT5927


Funzioni di protezione27 Minima tensione49 Immagine termica per linee e trasformatori50/51 Massima corrente50N/51N Massima corrente residua59 Massima tensione59N Massima tensione residua67 Massima corrente direzionale67N Direzionale di terraBF Mancata apertura interruttore

36

4.10 La selettivita’ logica nei relè di protezione NA10-NA30-NA60

Premessa [1]

Allo scopo di realizzare sistemi di protezione selettivi alcune funzioni di protezione possono essere bloccate (logica accelerata a fi lo pilota) dall’attivazione dell’uscita di avviamento di pro-tezioni poste a valle; ciò consente di ridurre i tempi di eliminazione dei guasti che, in sistemi a tempi scalari richiederebbe la programmazione di tempi d’intervento signifi cativamente lunghi in corrispondenza della sorgente di alimentazione e quindi incompatibili con i requisiti di rego-lazione della Norma CEI 0-16.

CompatibilitàLa selettività logica può essere realizzata tra protezioni Thytronic mediante i seguenti circuiti, pre-senti su protezioni NA10, NA30 e NA60:

Un circuito d’ingresso dedicato BLIN1.Un circuito d’uscita dedicato BLOUT1.

L’impiego di circuiti tradizionali (ingressi logici e relè fi nali) programmati allo scopo, consente di realizzare la selettività logica anche con relè di altri costruttori:

Uno o più ingressi logici indipendenti programmati con funzione d’ingresso di blocco selet-tivo per funzioni di fase Blocco selettivo Iph, per funzioni di fase o terra Blocco selettivo Iph/IE oppure per funzioni di terra Blocco selettivo IE.Uno o più relè fi nali programmati con funzione d’uscita di blocco selettivo per funzioni di fase, per funzioni di fase o terra oppure per funzioni di terra.

Selezione del guasto mediante apertura e richiusura dell’interruttore di linea del DistributoreMediante opportuna programmazione dei parametri nei relè NA10, NA30 e NA60, lo scatto della PG è garantito anche se la protezione del Distributore estingue il cortocircuito in un tempo minore di quello regolato sulla PG.

Filo pilotaIl collegamento tra le protezioni per lo scambio di informazioni è realizzato con doppino di rame; per collegamenti di elevata lunghezza, quando è richiesto un elevato isolamento ed una elevata immunità EMC, è possibile realizzare i collegamenti in fi bra ottica mediante l’impiego di appositi convertitori (BFO).

Note 1 Per la descrizione completa del funzionamento occorre far riferimento al manuale di istruzione relativo al dispo-sitivo utilizzato

••

•

•

0.1 s

0.03 s

PG PG 0.1 s0.1 s

0.1 s

0.03 s

BFO

BFO

BFO

BFO

Esempio con mezzo di trasmissione: - doppino in rame- fibra ottica

Esempio con mezzo di trasmissione: - doppino in rame

0.1 s

0.03 s

PG PG 0.1 s0.1 s

0.1 s

0.03 s

BFO

BFO

BFO

BFO

Esempio con mezzo di trasmissione: - doppino in rame- fibra ottica

Esempio con mezzo di trasmissione: - doppino in rame

37

DiagnosticaAllo scopo di garantire l’affi dabilità del sistema a logica accelerata, il relè di protezione dispone della funzione di controllo periodico della continuità del fi lo pilota e di funzioni di rincalzo con-tro le anomalie di cortocircuito dei collegamenti e di mancata apertura dell’interruttore.La funzione di controllo periodico della continuità del fi lo pilota verifi ca la ricezione di impulsi, emessi dal circuito di uscita BLOUT1 di un relè posto a valle, al circuito di ingresso BLIN1; gli impulsi sono di breve durata in modo da non essere interpretati come blocco emesso dalla protezione a valle.

Quando al circuito d’ingresso di blocco BLIN1 non viene ricevuto alcun impulso entro la corri-spondente fi nestra di controllo, allo scadere della fi nestra stessa viene riconosciuta l’interruzio-ne del fi lo pilota collegato al circuito d’ingresso, determinando il cambiamento di stato di uno o più relè fi nali e LED.Quale funzione di rincalzo a fronte di un cortocircuito del fi lo pilota in presenza di un guasto sull’impianto, è regolabile il temporizzatore di massimo tempo di attivazione per il circuito d’in-gresso di blocco BLIN1. Qualora venga rilevato un segnale di blocco in permanenza (o meglio, avente una durata superiore al massimo tempo impostato), viene segnalato un allarme ad indi-care un cortocircuito sul fi lo pilotaAllo scadere del tempo viene segnalato il cortocircuito del fi lo pilota connesso al circuito d’in-gresso BLIN1 e si determina il cambiamento di stato di uno più relè fi nali programmati.

Selettività logica tra PG di ogni Utente con la protezione di linea del DistributoreOltre ai tradizionali sistemi di trasmissione/ricezione dei segnali di blocco (fi lo pilota con in-gressi dedicati e/o relè fi nali e ingressi logici) le protezioni Pro-N Thytronic possono utilizzare la rete Ethernet come canale di comunicazione; sono in corso progetti di ricerca in prospettiva di realizzare sistemi intelligenti di selettività logica tra protezioni di Utente e protezione di linea del Distributore con impiego di diverse tecnologie per la trasmissione delle informazioni (Wi-Fi, WiMAX, onde convogliate,...).

Pilot wire outputPilot wire l ink

≥1Pulse

generator

BLOCK OUT BLOCK IN

T 0Pilot wire

Diagnostic

Pilot wire input

No pulses

Permanent ly “ON”

BLIN1

Breaked BLIN

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

Shorted BLIN

Pulse BLIN1

Pulse BLIN1

Pulse BLOUT1Pulse BLOUT1

BUS

DG

Utente

Distributore

NA10 / NA30 / NA60

PL Distributore

NA016 / NA30 / NA60

NA016 / NA30 / NA60

CP Distributore

TCP/IP

38

4.11 Funzioni aggiuntive nei relè di protezione NA10-NA30-NA60

Nel presente paragrafo vengono illustrate brevemente le funzioni accessorie presenti nei relè di protezione Pro-N[1] ed ammesse dalla Norma CEI 0-16; per la descrizione completa si rimanda alla documentazione relativa ai vari dispositivi.

Protezione direzionale di massima corrente di fase 67 - NA60[2]

Il relè di protezione NA60 dispone della protezione di massima corrente direzionale di fase im-piegabile, per utenti attivi di potenza installata > 3 MVA per evitare scatti intempestivi del SPG a fronte di corto circuiti esterni alla rete dell’Utente.La grandezza polarizzante impiegata come riferimento per la misura dello sfasamento della corrente in ognuna delle tre fasi è la tensione concatenata relativa alle due restanti fasi (ten-sione concatenata a 90° in ritardo rispetto alla corrente quando il fattore di potenza del sistema elettrico è pari a uno).

Nella fi gura sotto riportata sono illustrate:le convenzioni di segnoi diagrammi vettoriali relativi alla fase L1il settore d’intervento e di non intervento in funzione del modo di funzionamento selezionato

Nota 1 Alcune funzioni (registrazione oscillografi ca e PLC) richiedono la licenza; per la procedura d’acquisto occorre rivolgersi a Thytronic.

Nota 2 Per la descrizione completa del funzionamento occorre far riferimento al manuale di istruzione relativo al relè

•••

NA60

IL1IL2IL3

UL1UL2UL3

terminali B1-B3-B5

terminali C1-C3-C5

Ingressiamperometrici

Ingressivoltmetrici

RETE

Protezione di massima corrente direzionale - 67con selezione del modo di funzionamento I (modulo)

IL1, IL2, IL3 I ≥ IPD threshold

IPD threshold

II ∙cos

Mode67

Fase L1

Soglia d’intervento:(IPD>, IPD>>, IPD>>>, IPD>>>>)

Angolo caratteristico:(ThetaP>, ThetaP>>,ThetaP>>>, ThetaP>>>>)

Semiasse caratteristico

Settore di non interventoDirezionalità verso sbarra

U2 3

U2 3

IL1

α1

UL 2UL 3

UL1

Settore d’interventoDirezionalità verso linea

39

Ritenuta di seconda armonicaAllo scopo di evitare interventi intempestivi di alcune protezioni di massima corrente di fase e di massima corrente residua a causa della corrente d’inserzione dei trasformatori può essere abilitata su ciascuna soglia la funzione di ritenuta di seconda armonica.Alla messa in tensione di un trasformatore di potenza ha luogo il fenomeno della corrente d’in-serzione (inrush), la cui entità e durata dipende da diversi fattori, quali:

Valore istantaneo della tensione di alimentazioneCaratteristiche costruttive del trasformatore, caratteristica di magnetizzazione e dimensioniFlusso residuo

Il valore massimo della corrente d’inserzione si presenta alimentando il trasformatore con ten-sione applicata al momento del passaggio per lo zero della sinusoide per andamento crescente o decrescente in condizioni di fl usso residuo positivo o negativo rispettivamente.Inoltre il rapporto tra il massimo valore della corrente d’inserzione ed il valore della nominale del trasformatore diminuisce all’aumentare della taglia del trasformatore, mentre la durata del fenomeno aumenta all’aumentare della taglia alla taglia.Nella tabella sottoriportata sono elencati i valori tipici di corrente in corrispondenza del primo picco e la costante di tempo per alcune taglie di trasformatori; dati precisi devono essere richie-sti al costruttore.

Potenza nominale (kVA) Corrente d’inserzione max (primo picco)

Costante di tempo (s)

50 15 In 0.1

100 14 In 0.15

160 12 In 0.20

250 12 In 0.22

400 12 In 0.25

630 11 In 0.30

1000 10 In 0.35

1600 9 In 0.40

2000 8 In 0.45

In ogni caso la corrente di inserzione contiene una componente di seconda armonica di valore signifi cativo.In presenza di guasto, sia durante il funzionamento che durante il transitorio d’inserzione, la corrente misurata non contiene una componente di seconda armonica di valore signifi cativo, per cui le protezioni non sono bloccate dalla funzione di ritenuta di seconda armonica.

Logica di funzionamentoLa componente di seconda armonica di ciascuna corrente di fase (IL1-2nd, IL2-2nd, IL3-2nd) è con-frontata con una soglia regolabile I2ndh> espressa in percentuale rispetto alla componente fondamentale.Il superamento della soglia della soglia di almeno una delle tre componenti di seconda armoni-ca determina l’avviamento (Start) della soglia stessa.E’ possibile, inoltre, attivare uno o più relè fi nali durante il periodo in cui il valore di seconda armonica risulta superiore alla soglia programmabile in modo da bloccare l’intervento di prote-zioni esterne che sono sprovviste di tale funzione.

•••

40

Distacco e reinserzione sequenziale trasformatori

Logiche programmabili (PLC)Mediante l’impiego di logiche programmabili dall’utente (PLC) gli automatismi di reinserzione sequenziale dei trasformatori possono essere implementati nei relè di protezione Pro-N.La logica di funzionamento è programmabile dall’utente secondo il linguaggio “IL (instruc-tion list)”. conforme allo standard IEC61131-3; gli strumenti di sviluppo sono integrati nel sw ThySetter.[1]

Nota 1 La funzione PLC richiede la licenza; per la procedura d’acquisto occorre rivolgersi a Thytronic

1 s 2 s 3 s

NA10 NA10

NA60

27-59

PLC

NA10

PLC

Tensione sbarra

CHIUSO CHIUSOAPERTO

CHIUSO CHIUSOAPERTO

CHIUSO CHIUSOAPERTO

5 s ≥ 1 s

≥ 1 s

≥ 1 s

Interruttore CB-A

CB-A CB-B CB-C

t

Interruttore CB-B

Interruttore CB-C

41

Registrazione oscillografi caI relè Pro-N comprendono la funzione di registrazione oscillografi ca dei guasti in formato COMTRADE. Le grandezze misurate vengono campionate (24 campioni al periodo) e memoriz-zate in un buffer di memoria circolare a scorrimento.Tali informazioni rappresentano un ausilio fondamentale per l’analisi del sistema elettrico sia in presenza di guasto che durante la fase di messa in servizio.Le registrazioni vengono generate automaticamente ed archiviate in ordine sequenziale sino all’esaurimento della memoria disponibile, dopodiché viene sovrascritta l’area di memoria con-tenente una o più registrazioni meno recenti. Sono impostabili i seguenti parametri:

Abilitazione di un allarme al raggiungimento del 80% delle dimensioni del bufferImpostazione intervallo di pre-trigger e post-trigger

Selezione dei segnali che attivano la registrazione (trigger)Scelta delle misure campionate che si intendono registrareAssegnazione dei canali di misura analogica (1...12) alle misure che si intendono registrareAssegnazione dei canali di misura digitale (1...12) ai segnali che si intendono registrare (stato dei relè fi nali e/o degli ingressi logici).

Il numero di registrazioni memorizzabili è determinato dall’impostazione del tempo di pre-trig-ger e di post-trigger e dal numero di canali assegnati alle grandezze misurate; esso può essere calcolato in base alla seguente relazione:

N: numero di registrazioni memorizzabilivi: numero di grandezze istantaneevRMS: numero di grandezze analogiche (RMS)nB: numero di variabili logichetpre: intervallo di pre-triggertpost: intervallo di post-triggerf : frequenza

Esempio, con la seguente impostazione:Pre-trigger: 0.2 sPost-trigger: 0.1 sGrandezze istantanee: iL1, iL2, iL3, iECanali analogici: IL1, IL2, IL3, IECanali digitali: K1, K2, K3, K4, K5, K6, IN1, IN2

se la frequenza misurata è 50 Hz sono memorizzabili 819 registrazioni:N = int {[600 / (24 + 24 · 4 + 4 · 4 + 8)] · [59 s / (0.1 + 0.2) s] · [50 Hz / 50 Hz]} = 819

La registrazione sotto riportata, che fa parte della campagna di misure relativa al progetto delle prote-zioni Thytronic conformi alla Norma CEI 0-16, documenta il fenomeno della saturazione di un TA di fase.

••

••••

•••••••

•••••

N = int ·24 + 24 vi + 4 vRMS + nB

600(tpre + tpost )(s)

59 s dove:·f (Hz)50 (Hz)N = int ·

24 + 24 vi + 4 vRMS + nB

600(tpre + tpost )(s)

59 s dove:·f (Hz)50 (Hz)

Trigger

t

pre-trigger

0.05...1.0 s 0.05...60 s

post-trigger

42

Data LoggerRequisiti normativi:1. presenza del collegamento tra PG e logger;2. presenza dell’alimentazione del logger;3. presenza dell’alimentazione del relé;4. presenza 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.I punti da 1 a 4 costituiscono i requisiti minimi del logger ai fi ni della Norma CEI 0-16, i punti da 1 a 7 costituiscono i requisiti per ritenere idoneo il logger ai fi ni della Delibera 247/04 art. 33.15, mentre i punti 9 e 10 sono facoltativi.

Implementazione Logger nei relè di protezione NA10, NA30 e NA60Punti 1 e 2: non signifi cativi essendo il data logger integrato nelle protezioni (PG)Punto 3: la mancanza dell’alimentazione del relè viene registrata nei 300 eventi memorizzabili dal relè; vengono registrati in eventi separati sia l’accensione (“Power up”) che la caduta del-l’alimentazione ausiliaria (“Power down”).Punto 4: la funzione è realizzata in modo completo dalla supervisione del circuito di scatto (codifi ca ANSI 74TCS), in grado di rilevare anomalie quali interruzioni del circuito o mancanza di tensione ausiliaria e interruzione della bobina di apertura. La supervisione può essere rea-lizzata con uno oppure due ingressi logici. L’intervento della funzione 74TCS viene registrato nei 300 eventi memorizzabili dal relè ed evidenziato dal messaggio “74TCS Trip”. La non com-plementarietà dei contatti di posizione dell’interruttore viene controllata in permanenza me-diante acquisizione dello stato dei contatti ausiliari 52a e 52b tramite due ingressi logici; nel caso di incongruenza (entrambi i contatti nel medesimo stato), viene registrata la condizione di anomalia nei 300 eventi memorizzabili ed evidenziata dal messaggio “CB state diag.”Punto 5: la modifi ca di uno o più parametri di regolazione del relè viene memorizzata in 8 re-gistri di memoria con indicazione dettagliata dei parametri modifi cati ed il relativo riferimento temporale (data-ora) ; ogni modifi ca viene inoltre registrata nei 300 eventi memorizzabili ed identifi cata dal messaggio generico “Taratura”. Punti 6 e 7: l’avviamento e/o l’intervento di una o più funzioni di protezione viene registrato nei 300 eventi memorizzabili dal relè; inoltre sono memorizzati in 20 registri di memoria (re-gistrazione guasti) la causa del guasto, il valore delle correnti misurate al momento dell’av-viamento e/o dell’intervento, lo stato dei segnali di I/O (ingressi logici e relè fi nali), nonché l’informazione relativa alla fase sede di guasto.Punto 8: la corretta funzionalità del relè è controllata in permanenza e la presenza di eventuali anomalie viene segnalata da opportuni messaggi esplicativi e mediante commutazione di un relè fi nale programmato con logica positiva.Punti 9 e 10: sono disponibili le informazioni relative alla funzione di monitoraggio di TA e TV (interruzione dei circuiti secondari dei trasformatori di misura di fase e/o dei circuiti d’ingresso del relè).

••

•

•

•

•

•

50N 51N

49 50 51 74CT

DG

TA

TO

PG

74TCS BF

67N

59N

NA60

67

74VT

5927

SELF

LOGGER

43

NA60

TCS1

TCS2

L1

L2

L3

RS48

5

F1F2F3F4F5A+

B-

RS23

2

FRONT PANEL

52a 52b 52a 52b

52b

52a

MRI

MCB

C1IL1

IL2

IL3

IE

CURR

ENT

INPU

TS

P1S1S2

P2

P1S1S2

P2

C2C3

C4C5

C6

C7

C8

BIN

ARY

INPU

TSA19IN1

IN2

A20A21A22

UAUXA1 ≅

A2

OUTP

UT R

ELAY

S

A9

A10

A11A12

A13

A14

A3A4A5A6A7A8

K2

K3

K4

K5

K6

K1

E1

THYB

US

1 2 3 4 5 6 7 8 9 181716151413121110 212019 252322 24 2726

OUTPUT

ON

BU

S

RU

N

1 2 3 4 5MODULO 4 RELE’ + 8 INGRESSI DIGITALI4 RELAYS + 8 BINARY INPUTS MODULE

INPUT

MRI

3436 35 303233 31 2829434445 394042 41 38 375254 53 485051 49 4647

BLOC

K INA17

A18

BLOC

K OU

T

A15BLOUT-

BLOUT+ A16

(*) ANTIFERRORISONANZA

UE

UL2

UL3

VOLT

AGE

INPU

TS

R (*)

da

dn

n

a

N

A

B7

B8

B5

B6

B3

B4

B1

B2 UL1

-UAUX+UAUX

DG

D1

ETHE

RNET

52

51

50

49

48

47

43

42

THYBUS OUTPUT

THYBUSINPUT

MRI

52IN1 (IN3)

(IN4)

(IN5)

(IN6)

(IN7)

(IN8)

(IN9)

(IN10)

IN2

IN3

IN4

IN5

IN6

IN7

IN8

(K7)

(K8)

(K9)

(K10)

K1

K2

K3

K4

515049484743424140353433323130

3

567

111213

(Programmazione ThySetter)

161514

222120

Esempio schema d’inserzione NA60 con modulo MRI per l’acquisizione dei segnali necessari al Data Logger

44

Monitoraggio TV - Commutazione 67N->51NConfi gurando un ingresso logico con funzione 74VT ext, per tutte le quattro soglie della protezio-ne 67N (IED>, IED>>, IED>>>, IED>>>>) può essere selezionata la modalità di funzionamento all’atti-vazione dell’ingresso logico stesso; in particolare, con l’impostazione Non direzionale da 74VT ext, tutte le quattro soglie vengono commutate da direzionale a non direzionale (confronto del solo modulo della corrente di fase con la soglia).Tale selezione permette di evitare il funzionamento non corretto della protezione di massima corrente direzionale per anomalie dei TV, commutando a non direzionale la protezione dal con-tatto di intervento dei fusibili o dell’interruttore automatico posto a protezione dei TV.Il parametro 74VText67N è impostabile all’interno del menù Set \ Parametri confi gurazione A(o B)\ Direzionale di terra - 67N \ Confi gurazioni comuni, mentre l’assegnazione della funzione di 74VText. all’ingresso è impostabile all’interno del menù Set \ Ingressi \ Ingresso 1, Ingresso x.

Nei relè di protezione che dispongono di ingressi voltmetrici di linea (es: NA60) la funzione 74VT è realizzata internamente in modo completo.

L’acquisizione dello stato dell’interruttore automatico posto sul circuito secondario dei TV è ri-levabile mediante un ingresso logico a cui deve essere associata la funzione MCB VT OPEN pro-grammando il parametro Funzione ingresso INx (x=1,x) nel sottomenù Set \ Ingressi \ Ingresso 1, Ingresso x.La condizione di interruttore aperto produce l’intervento della funzione di monitoraggio TV (74TV).

Nel relè NA30, privo degli ingressi voltmetici di linea, la commutazione a non direzionale della funzione 67N deve essere realizzata mediante acquisizione di un segnale esterno con un ingres-so logico assegnato alla funzione 74VT ext.

U2

74VT-AL-K74VT-AL-L

74VT-BK-K

67N-TR-K

51N-TR-K

74VT-BK-L

I2Max(UL1. . .UL3)

Max( IL1. . . IL3)

Min(UL1. . .UL3)| IL1(k)-IL1(k-1)|| IL2(k)-IL2(k-1)|| IL3(k)-IL3(k-1)|

t VT-AL

T0

t VT-AL

CB c losed

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

74VT

74VT ext

74VTint/ext67N51N

67N MCB VT open

Alarm 74VT

Block 74VT

U2

74VT-AL-K74VT-AL-L

74VT-BK-K

67N-TR-K

51N-TR-K

74VT-BK-L

I2Max(UL1. . .UL3)

Max( IL1. . . IL3)

Min(UL1. . .UL3)| IL1(k)-IL1(k-1)|| IL2(k)-IL2(k-1)|| IL3(k)-IL3(k-1)|

t VT-AL

T0

t VT-AL

CB c losed

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

74VT

74VT ext

74VTint/ext67N51N

67N MCB VT open

Alarm 74VT

Block 74VT

TV

LINEA

MCB

Ingressi voltmetrici NA60

Ingresso logico

Pro_NUAUX

MCB VT OPEN

74VT

TV

LINEA

MCB

Ingressi voltmetrici NA60

Ingresso logico

Pro_NUAUX

MCB VT OPEN

74VT

67N-TR-K51N-TR-K

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

74VT ext

51N

67N 67N-TR-K51N-TR-K

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

74VT ext

51N

67N

45

Monitoraggio interruttorePremessa

Sono disponibili diverse funzioni diagnostiche, misura e controllo:Mediante l’acquisizione dello stato dei contatti ausiliari 52a e 52b il relè determina la posizione dell’interruttore ed il tempo di apertura. In base a tali informazioni l’utente può emettere i co-mandi di apertura o chiusura in condizioni di sicurezza ed emettere un segnale di allarme se il tempo di apertura è troppo elevato.Può essere impostata una soglia indicativa dell’usura dei poli dell’interruttore; quando la som-matoria delle correnti interrotte (ΣI o ΣI2) oppure il numero di manovre di apertura supera la soglia, viene emesso un segnale di allarme. Tale funzione consente all’utente di pianifi care le operazioni di manutenzione del DG.

Oltre alla eventuale registrazione nel Data Logger la segnalazione di anomalia della posizione dell’interruttore può essere assegnata ad uno o più relè fi nali e ad uno o più LED di segnala-zione.

Diagnostica dell’interruttore La funzione di diagnostica dell’interruttore utilizza quattro criteri diversi per elaborare una stima dell’usura dell’interruttore.

Conteggio delle manovre di apertura (ModeN.Open ON). Al superamento della soglia impostata (N.Open) si ha l’emissione di un segnale di allarme.Misura delle sommatorie delle correnti interrotte da ogni polo (ModeSumI ON). Al supe-ramento della soglia impostata (SumI) si ha l’emissione di un segnale di allarme.Misura delle sommatorie I2t delle correnti interrotte da ogni polo (ModeSumI ON). La protezione calcola la sommatoria dell’energia specifi ca passante I2t sulla base della mi-sura delle correnti di fase al momento del comando di apertura ed utilizzando il valore del tempo di apertura dell’interruttore appositamente previsto per il calcolo di I2t e pro-grammabile dall’utente (tbreak). Al superamento della soglia impostata (SumI^2t) si ha l’emissione di un segnale di allarme.Durata manovra di apertura (Mode-tOpen ON). La protezione misura il tempo intercor-rente tra il comando di intervento di una funzione di protezione, selezionabile in base al relativo relè fi nale associato (Ktrig-break), e l’acquisizione dell’avvenuta apertura dell’in-terruttore. Se tale intervallo di tempo supera la soglia impostata (tbreak>) si ha l’emis-sione di un segnale di allarme che può essere associato ad un relè fi nale e/o ad un LED di segnalazione.

I quattro criteri possono essere utilizzati separatamente oppure contemporaneamente a discre-zione dell’utente in base al programma di manutenzione prescelto.

•

•

1)

2)

3)

4)

Corrente interrotta (kA)

Numero di manovre(apertura/chiusura)

51 10 20 50 10 0

10 0

10 0 0

10 0 0 0

10 0 0 0 0

Manutenzione

NessunaManutenzione

Corrente interrotta (kA)

Numero di manovre(apertura/chiusura)

51 10 20 50 10 0

10 0

10 0 0

10 0 0 0

10 0 0 0 0

Manutenzione

NessunaManutenzione

46

Monitoraggio TA - 74CTPremessa

La funzione consente di rilevare le interruzioni dei circuiti secondari dei TA di fase e/o dei circuiti d’ingresso del relè mediante una misura del grado di simmetria delle correnti secondarie dei TA stessi. Il grado di simmetria viene misurato attraverso il rapporto tra il minimo ed il massimo valore RMS tra le tre componenti fondamentali delle tre correnti di fase (ILMIN /ILMAX).L’avviamento (START) della funzione si verifi ca se sono soddisfatte entrambe le seguenti con-dizioni:

(ILMIN /ILMAX) < S<ILMAX > I*

in cui S< rappresenta la soglia di intervento e I* la soglia della massima tra le tre correnti di fase (limite inferiore di funzionamento), entrambe regolabili.All’avviamento della funzione viene avviato il conteggio del temporizzatore tS<. Se le due pre-cedenti condizioni permangono soddisfatte, allo scadere del tempo di intervento impostato si ha lo scatto (Trip) della funzione, viceversa si ha il ripristino della stessa. Oltre alla eventuale registrazione nel Data Logger la funzione di monitoraggio TA può essere assegnata ad uno o più relè fi nali e ad uno o più LED di segnalazione.

••

&

0T

ts<

tS<

< S <

S<

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

Tr ip S<

Star t I*

BLK1 S<

I MIN > I*

I*

Enable (ON≡Enable)

Block1 input (ON≡Block)

&

&

S<BLK1

Block1

Block1

Binary input INx T 0

Logic INx t ON

INx t ON

INx t OFF

T0n.o.n.c. INx t OFF

I L1

I MAX

I MIN

I L2

I L3 I MIN

I MAX

S<TR-KS<TR-L

RESET

I*

α

ILMIN

ILMAX

tgα=S<

NON INTERVENTO

INTERVENTO

&

0T

ts<

tS<

< S <

S<

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

Tr ip S<

Star t I*

BLK1 S<

I MIN > I*

I*

Enable (ON≡Enable)

Block1 input (ON≡Block)

&

&

S<BLK1

Block1

Block1

Binary input INx T 0

Logic INx t ON

INx t ON

INx t OFF


I L1

I MAX

I MIN

I L2

I L3 I MIN

I MAX

S<TR-KS<TR-L

RESET

I*

α

ILMIN

ILMAX

tgα=S<

NON INTERVENTO

INTERVENTO

47

Supervisione circuito interruttore - 74TCSPremessa

Il circuito di apertura dell’interruttore può essere controllato dal relè per segnalare eventuali anomalie che condurrebbero alla mancata apertura dell’interruttore per intervento delle prote-zioni o per comando intenzionale dell’operatore. La funzione rileva anomalie quali interruzioni del circuito o mancanza di tensione ausiliaria e interruzione/cortocircuito della bobina di aper-tura.La supervisione può essere realizzata con uno oppure due ingressi logici; la logica di funziona-mento corrispondente è selezionata automaticamente dalla protezione in base alla assegnazio-ne degli ingressi.

Oltre alla eventuale registrazione nel Data Logger la segnalazione di anomalia può essere asse-gnata ad uno o più relè fi nali e ad uno o più LED di segnalazione.

Logica di funzionamentoIl monitoraggio effettuato mediante due ingressi logici ha il vantaggio di poter rilevare anche anomalie meccaniche dell’interruttore.I due ingressi logici sono collegati in parallelo rispettivamente al contatto di scatto delle prote-zioni ed al contatto ausiliario 52b dell’interruttore (normalmente chiuso con interruttore aper-to)[1].

La condizione di anomalia del circuito di apertura dell’interruttore viene segnalata al verifi carsi della duplice condizione:

La protezione è intervenuta (contatto Intervento protezione chiuso)L’interruttore è chiuso (contatto 52a chiuso e contatto 52b aperto)

Poiché tali condizioni sono possibili anche con circuito di apertura dell’interruttore sano (es: la protezione ha comandato l’apertura ma deve ancora trascorrere il tempo di apertura), allo sco-po di evitare di inviare segnalazioni intempestive, le precedenti due condizioni sono controllate ripetutamente (ogni 80 ms) e la segnalazione viene emessa dopo 2 s; il ripristino avviene, dopo 0.6 s da quando almeno una delle condizioni A e B cessa di essere vera.

Nota 1 E’ indispensabile che il valore della tensione di comando dell’interruttore sia superiore al doppio del valore di attivazione di un ingresso logico; perciò la funzione di supervisione del circuito di scatto è utilizzabile solo con tensione superiore a 36 V.

A)B)

Interventoprotezione

+UAUX

-UAUX

52a 52b

Ingresso logico

Ingresso logico

TCS1

TCS2 TCS

Interventoprotezione

+UAUX

-UAUX

52a 52b

Ingresso logico

Ingresso logico

TCS1

TCS2 TCS

02 s

T 00 .6 s

T&&

Enable (ON≡Enable) 74TCS Enable

TRIP

PING

MAT

RIX

(L

ED+R

ELAY

S)

Star t 74TCS

Tr ip 74TCS

Start 74TCS 74TCS-ST-K74TCS-ST-L

74TCS-TR-K74TCS-TR-L

Trip 74TCS

TCS1

TCS2

TBinary input INx

T 0

Logic

INx t ON

INx t OFF INx t ON


TBinary input INx

T 0

Logic

INx t ON

INx t OFF INx t ON


48

4.12 Accoppiamento trasformatori di misura

Relè di protezione NA016 - NA10 - NA30 - NA60 con TA di fase non lineari

PremessaLe tecniche di misura ed i ridotti autoconsumi dei moderni relè di protezione rendono possibile il corretto intervento della protezione di massima corrente anche in presenza di cortocircuito con saturazione dei TA di fase determinata dalla non linearità dei medesimi.

TA lineariIl dimensionamento dei TA di fase lineari richiede l’impiego di trasformatori che:

non presentino fenomeni di saturazione a fronte di corrente primaria simmetrica di 9000 Atransitoriamente saturino in tempi non inferiori a 10 ms.

Nelle tabelle 26 e 27 della Norma CEI 0-16 sono riportate le caratteristiche di alcuni TA lineari, mentre nelle tabelle riportate nelle pagine seguenti sono confrontabili le caratteristiche dei TA di fase lineari e le caratteristiche di TA non lineari (Isn = 1 A e Isn = 5 A)[1], accoppiabili ai relè NA10, NA30, NA60 e NA016Le righe evidenziate con sfondo giallo contengono i dati relativi ai TA lineari considerati auto-maticamente idonei.

Nota 1 Sono state certifi cate le prove previste dalla norma CEI 0-16 per la taglia 100/1 1 VA 5P10 e sono state estese le verifi che di conformità documentando con calcoli e simulazioni tutte le restanti taglie (a maggior ragione accoppiabili ai relè).

••

Regolazioni:I> 200 A – 0,43 sI>> 500 A – 0,05 s

Corrente primaria 9000 A(rms) �=20 ms

Scatto I>> entro 0.05 s

Is

Ip

START

Is

Ip

TRIP

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

1

-1

0

1.5

-1.5

2

[A] x 104

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

-60

-40

-20

0

20

40

60[A]

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

0

1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

0

1

0.5

-0.5

150/1 A2,5 VA – 5P5

49

TA di fase con corrente nominale secondaria 5A

Corrente nominale

primaria Ipn

Correntenominale

secondaria Isn

CaratteristicheTA lineari

(Tab 26 - CEI 0-16)

CaratteristicheTA non lineari

(taglia minima)


(taglia > minima)[1]

Resistenza secondaria degli

avvolgimentia 75 °C

50 5 -2.5 VA 5P305 VA 5P20

- ≤ 0.053 Ω

75 5 -2.5 VA 5P305 VA 5P20

- ≤ 0.077 Ω

100 5 30 VA 5P202.5 VA 5P155 VA 5P10

2.5 VA 5P205 VA 5P20

≤ 0.100 Ω

150 5 30 VA 5P20 1 VA 5P15

2.5 VA 5P152.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.145 Ω

200 5 15 VA 5P301 VA 5P15

2.5 VA 5P10

2.5 VA 5P102.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.190 Ω

250 5 15 VA 5P30

300 5 10 VA 5P301 VA 5P105 VA 5P5

2.5 VA 5P102.5 VA 5P20

5 VA 5P55 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.276 Ω

400 5 10 VA 5P30 1 VA 5P5

2.5 VA 5P52.5 VA 5P102.5 VA 5P20

5 VA 5P55 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.360 Ω

500 5 10 VA 5P30 1 VA 5P5

2.5 VA 5P52.5 VA 5P102.5 VA 5P20

5 VA 5P55 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.442 Ω

600 5 10 VA 5P20 1 VA 5P5

2.5 VA 5P52.5 VA 5P102.5 VA 5P20

5 VA 5P55 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.524 Ω

Conduttori di collegamento al relè di protezione isolati in PVC di lunghezza complessiva (an-data e ritorno) non superiore a 10 m e sezione non inferiore a 4 mm2

Corrente termica nominale permanente (Iperm): 1.2 IpnCorrente termica nominale di breve durata per 1 s (Iter): 12.5 kA ≤ Iter ≤ 16 kARegolazione del tempo di ripristino (t>>>RES) relativo alla terza soglia della protezione di mas-sima corrente pari a 0,02 s

Nota 1 Le taglie indicate, seppur superiori a quelle minime, potrebbero essere più facilmente disponibili (informazioni dedotte da catalogo di costruttori)

•

•••

50

TA di fase con corrente nominale secondaria 1A

Correntenominale

primaria Ipn

Correntenominale

secondaria Isn

CaratteristicheTA lineari

(Tab 27 - CEI 0-16)


(taglia minima)


(taglia > minima)[1]

Resistenza secondaria degli

avvolgimentia 75 °C

50 1 -2.5 VA 5P10

5 VA 5P5

2.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.526 Ω

75 1 -2.5 VA 5P10

5 VA 5P5

2.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.765 Ω

100 1 15 VA 5P20 1 VA 5P10

2.5 VA 5P102.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 0.998 Ω

150 1 10 VA 5P301 VA 5P102.5 VA 5P5

2.5 VA 5P102.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 1.453 Ω

200 1 10 VA 5P201 VA 5P102.5 VA 5P5

2.5 VA 5P102.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 1.896 Ω

250 1 10 VA 5P20

300 1 5 VA 5P30 1 VA 5P5

2.5 VA 5P52.5 VA 5P102.5 VA 5P205 VA 5P105 VA 5P20

≤ 2.758 Ω

400 1 5 VA 5P30 1 VA 5P5


≤ 3.599 Ω

500 1 5 VA 5P20 1 VA 5P5


≤ 4.424 Ω

600 1 5 VA 5P20 1 VA 5P5


≤ 5.537 Ω

Nota 1 Le taglie indicate, seppur superiori a quelle minime, potrebbero essere più facilmente disponibili (informazioni dedotte da catalogo di costruttori)

51

ConclusioniIn base alla possibilità, offerta dalla Norma CEI 0-16 di garantire lo scatto anche in presenza di misure deformate per effetto della saturazione magnetica dei TA, è previsto l’accoppiamento a specifi cati TA di fase non lineari (di qualunque costruttore) con signifi cativa riduzione dei costi, del peso e degli ingombri.

Note applicativeRequisiti indispensabili (comuni ai TA lineari ed ai TA non lineari):

Corrente nominale termica permanente 1,2 IpnCorrente nominale termica di cortocircuito per 1 s ≥ Icc comunicata dal Distributore, con mi-nimo di 12,5 kACorrente nominale dinamica ≥ Icc (picco) comunicata dal Distributore, con minimo di 31,5 kA Livello di isolamento 24 kV per TA avvolti, 0,72 kV per TA toroidaliQuando impiegati i TA di cui sopra, non deve essere attivata la ritenuta di seconda armonica nei relè NA10-NA30-NA60.La tenuta termica dei conduttori di collegamento e del relè di protezione è verifi cata per cor-renti di cortocircuito fi no a 16 kA.Per alcune taglie di TA la prestazione nominale può scendere ulteriormente a 1 VA (massima riduzione del costo), ma non essendo questo un valore normalizzato CEI si è preferito indicare anche una prestazione nominale normalizzata (2,5 VA e in certi casi 5 VA).

••

•••

•

•

TA non lineari

TA lineari

Is

Is

IsIp

Ip

TA non lineari

TA lineari

Is

Is

IsIp

Ip

52

Relè di protezione NA016-NA10-NA30-NA60 con TO THYTRONIC

Analogamente a quanto esposto relativamente ai TA di fase, la precisione ed il corretto interven-to delle protezioni 51N e 67N sono garantite anche con TO THYTRONIC (non automaticamente idoneo).(es. 100/1 A – 1 VA - 5P20).

Conduttori di collegamento al relè di protezione isolati in PVC di lunghezza complessiva (an-data e ritorno) non superiore a 10 m e sezione non inferiore a 4 mm2

•

IsIp

Modello T110P#A1B1

Prestazione 1 VA

Rapporto 100/1

Matricola 1234560157

Classe 5P20

Classe di precisione Fattore limite di precisione

53

S1

P1

S2

Ø 110

250

260

70

Ø 110

S1

P1

S2

130

170

170

170

105

90 65

56 45

45

ModelloPrestazioneClasseRapporto

T110PC1B11 VA

5P20100/1

ModelloPrestazioneClasseRapporto

T110PA1B11 VA

5P20100/1

Dimensioni TO Thytronic T110P

54

5 S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E P E R U T E N T I A T T I V I M T ( S P I )5 S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E P E R U T E N T I A T T I V I M T ( S P I )

5.1 Scopo

Il parallelo di un impianto di produzione alla rete di distribuzione deve rispettare le condizioni principali sotto riportate:

al fi ne di evitare limitazioni alla qualità del servizio agli altri utenti connessi alla medesima rete, l’utente attivo non deve causare perturbazioni al servizio sulla rete di distribuzione,in assenza di alimentazione della rete di distribuzione (apertura dell’interruttore di linea del Di-stributore ) o qualora i valori di tensione e frequenza della rete stessa non siano compresi entro i valori comunicati dal Distributore, il regime di parallelo deve essere interrotto automaticamente.

Allo scopo di garantire il distacco dell’impianto di produzione dalla rete di distribuzione in caso di perdita di rete è indispensabile prevedere un Dispositivo di Interfaccia (DI) per separare la generazione dell’Utente in caso di:

guasto esterno all’Utente (dopo l’apertura dell’interruttore di linea del Distributore),apertura dell’interruttore di linea del Distributore,

evitando:l’alimentazione del guasto o in isola indesiderata di altri utenti,che la chiusura dell’interruttore del Distributore avvenga in discordanza di fase con la genera-zione.

Per guasti interni all’Utente stesso la separazione dell’Utente dalla rete pubblica avviene invece aprendo il Dispositivo Generale (DG) mediante il Sistema di Protezione Generale (SPG).

Dispositivo di Interfaccia (DI)Il dispositivo deve essere costituito da:

un interruttore tripolare in esecuzione estraibile con sganciatore di apertura a mancanza di tensione, oppure;un interruttore tripolare con sganciatore di apertura a mancanza di tensione e un sezionatore installato a monte o a valle dell’interruttore.

Dispositivo del generatore (DDG)Per gruppi di generazione MT, il dispositivo DDG può essere costituito da:

un interruttore tripolare in esecuzione estraibile con sganciatori di apertura, oppure;un interruttore tripolare con sganciatore di apertura ed un sezionatore installato sul lato rete dell’interruttore.

Per gruppi di generazione BT, il DDG può essere costituito da interruttore automatico.Il DDG può svolgere le funzioni del DDI, qualora ne abbia le caratteristiche: come sopra speci-fi cato, è comunque necessario che, fra la generazione e la rete di distribuzione, siano sempre presenti due interruttori in serie tra loro o, in alternativa, un interruttore ed un contattore.

•

•

••

••

•

•

••

Distributore

Utente


Utenze privilegiate




GS

SPG

SPI

Distributore

Utente


Utenze privilegiate




GS

SPG

SPI

55

5.2 Funzioni protettive

27 Minima tensione a due soglie commutabili59 Massima tensione a due soglie commutabili81U Minima frequenza a due soglie commutabili81O Massima frequenza a due soglie commutabili59N Massima tensione omopolare[1][2] 51 Massima corrente (facoltativa): di rincalzo a 27BF Rincalzo alla mancata apertura del DI [1][2]

Nota 1 Solo con generatori in grado di sostenere la tensione (sincroni, asincroni autoeccitati, inverter come generatori di tensione) con potenza complessiva ≥ 400 kVA

Nota 2 In caso di impianto fotovoltaico, essendo gli inverter generatori di corrente, la protezione 59V0 non è necessaria anche nel caso di impianti con potenza complessiva ≥ 400 kVA

•••••••

Comandoremoto ditelescatto

EventualePG 67N

Comando remoto dicommutazione soglie27-59-81>-81<

DI

DDG

DG

GS

59N

27 59

81O 81U

(51)BF

56

5.3 Commutazione soglie 27-59-81O-81U

ScopoAl fi ne di ridurre gli scatti intempestivi della protezione di interfaccia (PI) e favorire il sostenimento della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) in condizioni di emergenza con il contributo della gene-razione degli autoproduttori, è opportuno programmare le protezioni 27 - 59 - 81O - 81U del PI con regolazioni poco sensibili a condizione che sia sicuramente garantita la ricezione del comando di telescatto emesso dalla cabina primaria (CP) al momento dell’apertura del dispositivo di linea.

TelescattoAll’apertura dell’Interruttore di Linea (DL) in cabina primaria viene comandata l’apertura del Di-spositivo d’Interfaccia dell’Utente (DI); il comando è trasmesso dal Distributore e viene ricevuto dall’Utente per comandare direttamente l’apertura del DI. Sostituisce la protezione contro la perdita di rete (apre il DI anche in condizioni di equilibrio tra generazione e carico).

Logica di funzionamentoCon sistema di comunicazione per telescatto da Cabina Primaria ad Autoproduttore correttamen-te funzionante, è attiva la prima soglia delle protezioni 27 - 59 - 81O - 81U con regolazioni poco sensibili (tali da non distaccare l’Utente attivo in condizioni di emergenza della Rete di Trasmis-sione Nazionale RTN, es. blackout).Con sistema di comunicazione per telescatto da Cabina Primaria ad Autoproduttore non funzio-nante, sarà attiva la seconda soglia delle protezioni 27 - 59 - 81O - 81U con regolazioni più sensi-bili (ai valori fi n d’ora richiesti dal Distributore).La commutazione delle soglie è comandata ad un ingresso digitale della Protezione d’Interfaccia (PI).La trasmissione-ricezione del comando di commutazione soglie è attualmente allo studio.

tf

t

fn

81O(f>)

81U(f<)

UUn

f

t

fnt

UUn

RegolazioniBanco B

RegolazioniBanco A

RX TEST OK

Tele

scat

to

CP

PI

GS

BANK

BANK B

A

RX TEST NOT OK

Tele

scat

to

CP

PI

GS

BANK

BANK B

A

81O(f>)

81U(f<)

27(U<)

59(U>)

27(U<)

59(U>)

57

5.4 Protezione contro la perdita di rete

Funzione della PI per aprire il DI anche quando l’interruttore di linea del Distributore dovesse aprirsi senza transito di potenza attiva.Essendo la variazione di frequenza proporzionale alla variazione di Potenza (ΔP Δf), nell’esem-pio illustrato, essendo nulla la somma delle potenze generate ed assorbite (ΔP P’-P” = 0), una eventuale apertura dell’interruttore (DL) non produrrebbe variazioni di frequenza (ΔP Δf = 0), per cui le protezioni di massima e di minima frequenza (81> e 81<) non interverrebbero. P’ = (PG1 + PG2 + PG3) - (PU1 + PU2 + PU3) = (2 + 1 + 3.5) - (1.5 + 2.5 + 2.5) = 0

Il sistema è attualmente allo studio.

DL

U

PG1=3.5 MW

Interruttore di lineadel Distributore (DL) CHIUSO

Interruttore di lineadel Distributore (DL) APERTO

PU1=2.5 MWPU1=2.5 MW PU1=1.5 MW

GS U

PG1=1 MW

GS

P’ = 0

P’ = 0

U

PG1=2 MW

GS

DL

U

PG1=3.5 MW

PU1=2.5 MWPU1=2.5 MW PU1=1.5 MW

GS U

PG1=1 MW

GS U

PG1=2 MW

GS

58

5.5 Misura delle tensioni

Protezioni 27-59Devono essere misurate almeno due tensioni concatenate per le protezioni 27-59.

Misura con due TV fase-faseFattore di tensione nominale 1,3 per 30 sClasse di precisione 3PPrestazione nominale ≥ 5 VANon devono superare alcuna prova funzionale.

Misura diretta in BT (se DI è in BT)

TV per 59NStesse caratteristiche del TV impiegato per la protezione direzionale di terra 67N del Sistema di Protezione Generale (SPG). E’ ammesso che lo stesso TV impiegato per la protezione direzionale di terra 67N del Sistema di Protezione Generale (SPG) sia impiegato anche per 59N del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI).

5.6 Circuiti di comando

Con bobina di minima tensione del Dispositivo di Interfaccia (DI)

Al mancare della tensione ausiliaria oppure per un’interruzione del circuito, garantisce l’apertura del DI evitando che, per guasto interno all’Utente, apra l’interruttore di linea del Distributore creando disservizio a tutti gli utenti connessi alla stessa linea. La PI deve essere dotata di un contatto di scatto aperto in assenza di tensione ausiliaria (NA), che risulti chiuso in presenza della tensione stessa (contatto azionato da relè d’uscita normalmente eccitato NE).

•

•

Contatto aperto in assenza di Uaux.In presenza di Uaux il relativo relè finale (NE-Normalmente Eccitato)si eccita ed il contatto si chiude.Allo scatto della PI il contatto si apre diseccitando la bobina di minima tensione (apertura DI).

DI

U<NE

UPS

PI

Contatto aperto in assenza di Uaux.In presenza di Uaux il relativo relè finale (NE-Normalmente Eccitato)si eccita ed il contatto si chiude.Allo scatto della PI il contatto si apre diseccitando la bobina di minima tensione (apertura DI).

DI

U<NE

UPS

PI

DI

DI

DDG DDG

DG DG

GS GS

59N

27 59

81O 81U

EventualePG 67N

EventualePG 67N

PIPI

59N

27 59

81O 81U

59

5.7 Proposte THYTRONIC di protezioni (PI) per utenti attivi MT e AT

Thytronic presenta una serie di relè di protezione, conformi alla Norma CEI 0-16 in una proposta differenziata in termini di costo e funzioni.

NV016Implementa tutte le funzioni protettive per utenti attivi richieste nella PI dalla CEI 0-16 e in ag-giunta la protezione di rincalzo alla mancata apertura del DI (27-59-81>-81<-59N-commutazione soglie-BF).Appartenente ad una linea di relè di protezione low-cost a microprocessore (SMART LINE).

NV10PImplementa tutte le funzioni protettive per utenti attivi richieste nella PI dalla CEI 0-16 e in ag-giunta:

Protezione di rincalzo alla mancata apertura del DI (27-59-81>-81<-59NCommutazione soglieMancata apertura interruttore (BF).

Le caratteristiche tecniche sono comuni a tutti i relè di protezione Thytronic appartenenti alla famiglia Pro-N

A)

B)

•••

74TCS BF

59N

27 59METERING

- UL1...UL3, UE...- Oscillography- Events & Faults log

81O 81R81U

Control functions

52


PROTECTION RELAYNV10P

74TCS

59N

27 59 METERING- UL1...UL3, UE...- Events & Faults log

81O 81U

Control functions

52

COMMUNICATION- RS232- Modbus RS485- IEC 870-5-103

PROTECTION RELAYNV016

le nostre proposte

low cost con funzioni accessorie

60

M U L T I F U N Z I O N E D I T E N S I O N E E F R E Q U E N Z A

PG

PL

DI

UTENTE

G3 ~

Protezioni di linea

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NV016 / NV10P

CABINA PRIMARIAlow cost

74TCS

59N

27 59 METERING- UL1...UL3, UE...- Events & Faults log

81O 81U

Control functions

52

COMMUNICATION- RS232- Modbus RS485- IEC 870-5-103

PROTECTION RELAYNV016

Funzioni di protezione27 Minima tensione59 Massima tensione81O Massima frequenza81U Minima frequenza59N Massima tensione residuaBF Mancata apertura interruttore

61

Funzioni di protezione27 Minima tensione59 Massima tensione59N Massima tensione residua81O Massima frequenza81U Minima frequenza81R Derivata di frequenzaBF Mancata apertura interruttore

M U L T I F U N Z I O N E D I T E N S I O N E E F R E Q U E N Z A

PG

PL

DI

UTENTE

G3 ~

Protezioni di linea

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NA016 / NA10 / NA30 / NA60

NV016 / NV10P

CABINA PRIMARIA con funzioni accessorie

74TCS BF

59N

27 59METERING

- UL1...UL3, UE...- Oscillography- Events & Faults log

81O 81R81U

Control functions

52


PROTECTION RELAYNV10P

62

5.8 Funzioni aggiuntive di monitoraggio e controllo

Commutazione soglieLa funzione di commutazione delle soglie delle protezioni 27-59-81>-81< è realizzabile mediante l’impiego del doppio banco di regolazioni, disponibile in tutti i dispositivi della serie Pro-N.I relè di protezione Pro_N dispongono di due confi gurazioni di taratura indipendentemente pro-grammabili (Confi gurazione A e B), l’attivazione dell’ingresso, programmato per tale funzione, produce la commutazione del banco di taratura abilitando i parametri di confi gurazione relativi al banco B alternativo a quello corrente.

Rincalzo alla mancata apertura del DI[1][2] Premessa

La funzione è realizzabile in modo completo mediante l’attivazione della funzione di mancata apertura interruttore su tutte le soglie delle funzioni utilizzate nella Protezione di Interfaccia, disponibile in tutti i dispositivi della serie Pro-N e quindi nel relè NV10P.

Logica di funzionamentoAvviamento BF da interruttore: se sono confi gurati uno oppure due ingressi logici con funzione di acquisizione dello stato dei contatti ausiliari dell’interruttore 52a e 52b, viene abilitato il con-trollo dello stato dell’interruttore[3].

L’avviamento del temporizzatore della protezione di mancata apertura dell’interruttore si verifi -ca se sono entrambe soddisfatte le seguenti condizioni:

Intervento e avviamento di funzioni di protezione interne al relè (intervento delle soglie as-sociate alla protezione di mancata apertura dell’interruttore) o, se abilitato, dall’intervento di protezioni esterne associate ad un ingresso logico del relè.Lo stato dei contatti ausiliari 52a e 52b dell’interruttore corrisponde allo stato di interruttore chiuso.

Se per tutta la durata del tempo di intervento impostato tBF> le due precedenti condizioni si mantengono soddisfatte, allo scadere del tempo stesso si ha l’intervento della protezione di mancata apertura dell’interruttore, viceversa il temporizzatore viene azzerato e la protezione si ripristina.

E’ possibile abilitare la funzione di mancata apertura su intervento di protezioni esterne che sono sprovviste di tale funzione; a tal fi ne è necessario utilizzare un ingresso logico per acquisi-re lo stato d’intervento della protezione esterna selezionando la funzione TripProtExt all’ingresso logico medesimo.

Nota 1 Solo con generatori in grado di sostenere la tensione (sincroni, asincroni autoeccitati, inverter come generatori di tensione) con potenza complessiva ≥ 400 kVA

Nota 2 In caso di impianto fotovoltaico, essendo gli inverter generatori di corrente, la protezione 59V0 non è necessaria anche nel caso di impianti con potenza complessiva ≥ 400 kVA

Nota 3 Con versione fw precedente a 1.60, per la corretta acquisizione dello stato dell’interruttore è indispensabile utilizzare due ingressi logici; con versioni fw successive, rinunciando alla verifi ca di incongruenza, è suffi ciente un ingresso logico per l’acquisizione di un contatto (52a o 52b)

A)

B)

OFF≡Profile A, ON≡Profile B

Profile A Profile B

Profile A Profile selection Profile B

Set profile

T 0 INx t ON

T0n.o.n.c.

INx t O N Logic INx t O F F

INx t OFF

Binary input INx

63CEI 0-16 - Vademecum - 05 - 2010

Dispositivo di richiusura automatica per impianti fotovoltaiciIntroduzione

A seguito dell’apertura del Dispositivo di Interfaccia (DI), comandato dal Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), è possibile operare la richiusura automatica in condizioni di sicurezza mediante la protezione NV10P dotata di un apposito programma PLC (controllore programmabile).[1] Il di-spositivo di richiusura è progettato per mantenere le informazioni necessarie anche se si verifi ca la perdita di alimentazione ausiliaria del relè NV10P.[2]

Nota 1 - La funzione di richiusura automatica richiede l’implementazione del modulo fw relativo; per la procedura d’acquisto occorre rivolgersi a Thytronic.

Nota 2 - E’ necessario che sia presente un’unità di mantenimento (UPS) in grado di fornire l’alimentazione ausiliaria alla protezione per almeno 30 s .

NV10P-schCEI016-MT.ai

L1L2L3

B7

B8

NV10P

Utenzeprivilegiate

Comando remotoblocco della richiusura

BF - Rincalzo alla mancata apertura

Trip - NV10P

SELF (diagnostica)

Collegamenti ingressi digitali e relè finali per funzione di richiusura automatica (PLC) e misura delle tensioni d’entrata fase-fasecon collegamento diretto sul lato BT (versioni con UR = 400 V)

+UAUX

+UAUX

+UAUX

-UAUX

E1

THYB

US

A9

A10

A11

A12A13

A14

A3A4A5

A6A7A8K2

K3

K4

K5

K6

K1

RS23

2

FRONT PANEL

CIRC

UITI

D’E

NTR

ATA

VOLT

MET

RICI

RELE

’ FIN

ALI

A19A20

A21A22

+UAUX

+UAUX

-UAUX

Comando abilitazionerichiusura

Comandoabilitazionerichiusura

Comando chiusura

Fallita richiusura

Comandochiusura

BF (K2)

BF (K2)

RS48

5

F1F2F3F4F5A+

B-

D1

ETHE

RNET

UAUXA1 ≅

A2

INGR

ESSI

DIG

ITAL

IIN1

IN2

B5

B6

B3

B4

B1

B2 UL1

UL2

UL3

UE

52bDI

Trip - NV10P (K1)

-UAUX -UAUX

Finecorsa interruttore aperto (52b)

~

64

6 S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E P E R U T E N T I A T6 S I S T E M A D I P R O T E Z I O N E P E R U T E N T I A T

6.1 Tipologia

La tipologia del sistema di protezione per gli utenti allacciati alla rete di distribuzione AT dipende dalla natura attiva o passiva dell’impianto dell’utente.

Utenti attivi e passiviSistema di Protezione Generale (SPG) conforme all’Allegato C della CEI 0-16

Utenti attivi non dotati di unità di produzione rilevantiSistema di Protezione di Interfaccia (SPI) conforme all’Allegato E della CEI 0-16[1]

Utenti attivi dotati di unità di produzione rilevanti[2]

Si applicano le prescrizioni del Codice di Rete.

6.2 SPG per Utenti AT

Deve provvedere al distacco dell’utente a fronte di guasti interni comandando l’apertura del Di-spositivo Generale (DG) o degli interruttori attestati alla sbarra utente in caso di omissione del DG.

Protezione Generale (PG)

Massima corrente tripolare a due soglie di intervento a tempo indipendente (51-50) Minima tensione continua, che provvede all’apertura del DG in mancanza di tensione ausiliaria (80) Registrazione avviamenti e scatti per la ricostruzione di guasti/anomalie E’ facoltà del Distributore richiedere anche una protezione di minima tensione ritardata (27) per aprire il DG a seguito di disalimentazione prolungata dell’impianto (per impianti di utenti non presidiati o non manovrabili in teleconduzione). Non è specifi cato alcun requisito per tale protezione.

Nota 1 La specifi cazione della protezione di interfaccia nell’Allegato E è comune agli utenti AT e MT, per cui per la rela-tiva descrizione si veda la parte di presentazione relativa agli utenti MT.

Nota 2 Unità di produzione rilevanti: unità di produzione con potenza complessiva dei gruppi di generazione ≥ 10 MVA.

In caso di disservizi sulla rete AT (es. blackout), data la “rilevanza” di questi gruppi, anziché distaccarli il Gestore di Rete tende a mantenerli su porzioni di rete AT in isola intenzionale per mantenere il più possibile la continuità di servizio degli utenti.

••

••

Nota:In AT il neutro è francamente a terra, per cui il guasto a terra

è un corto circuito rilevabile dalla protezione di massima corrente

non occorrono 51N-67N

Corrente

Tempo

Intervento persovraccarico (51)

Intervento percorto circuitipolifaseo verso terra (50)

NON INTERVENTO

51 50

(27)

80

65

Trasformatori amperometrici per protezione di massima corrente (TA CEI EN 60044-1)

Caratteristiche tipiche[1] Corrente nominale primaria Ipn 200...1200 ACorrente nominale secondaria 1 - 5 APrestazione nominale 30 VAClasse di precisione 5PFattore limite di precisione 30Corrente nominale termica permanente 1,2 IpnCorrente nominale termica di c.to per 1 s ≥ Icc comunicata dal Distributore, con minimo di 20 kACorrente nominale dinamica ≥ Icc(picco) comunicata dal Distributore, con minimo di 50 kA Livello di isolamento 145 kV per reti132 kV, 170 kV per reti 150 kV

Trasformatori voltmetrici per eventuale protezione di minima tensione (TV CEI EN 60044-2)

Caratteristiche tipicheTensione nominale primaria 132/√3 kV per reti 132 kV, 150/√3 kV per reti 150 kVTensione nominale secondaria 100/√3 VPrestazione nominale ≥ 10 VA[2]

Classe di precisione 3PLivello di isolamento 145 kV per reti 132 kV, 170 kV per reti 150 kVFattore di tensione 1,5 per 30 s

Nota 1 La norma CEI 0-16 lascia maggior libertà al progettista nel caso di utenti AT rispetto agli utenti MT. I TA devono comunque garantire il corretto intervento della protezione tenendo conto della massima asimmetria della Icc

Nota 2 Con opportuna resistenza addizionale in modo che la prestazione effettiva sia superiore al 25% della prestazio-ne nominale (altrimenti il TV non “lavora” in classe di precisione, v. CEI EN 60044-2)

•••••••

••

••••••

51-503x

SPG

P1S1S2

P2

27

SPG

L1L2L3

NNN

n an bn c

66

Opinioni

Affi dabilitàObiettivi

Maggiore affi dabilità del Sistema di Protezione Generale e del Sistema di Protezione di Interfaccia.Le prescrizioni tengono conto sia delle esigenze della distribuzione dell’energia elettrica e della sicurezza funzionale delle reti in Alta Tensione e Media Tensione su tutto il territorio nazionale, sia delle esigenze degli Utenti che dovranno essere connessi a queste ultime.

ProspettiveMiglioramento della qualità degli impianti d’utenza e della qualità del servizio reso alla genera-lità degli utenti alimentati dalle reti pubbliche di distribuzione.

UniformitàObiettivi

Convergenza normativa delle regole tecniche di connessione fi no ad ora autonomamente as-sunte dalle imprese distributrici dell’energia elettrica.

RisultatiTutti i distributori, nel formulare in dettaglio ai loro utenti le prescrizioni di connessione, atte-nendosi alla norma CEI 0-16, mettono in pratica un comportamento uniforme, trasparente e non discriminatorio sul territorio nazionale.

Continuità del servizioObiettivi

Maggiore sensibilità ai problemi di selettività dell’utente.Risultati

Mediante la possibilità di impiegare la selettività logica la norma consente di realizzare sistemi di protezione selettivi non realizzabili con la logica a tempi scalari.

Contemporaneamente, per utenti con potenza maggiore o uguale a 5 MW, i margini crono-metrici con il Distributore sono insuffi cienti per ottenere una selettività sicura in occasione di cortocircuiti polifase.Inoltre le regolazioni minime ammesse per SPG sono penalizzanti per la continuità del servizio per l’Utente

Dimensionamento TAObiettivi

Maggiore affi dabilità del Sistema di Protezione Generale con le raccomandazioni sulla scelta dei trasformatori di misura

Risultati

I TA lineari risultano sovradimensionati.

Vengono considerati applicabili TA non lineari.

InnovazioneObiettivi

E’ apprezzabile il nuovo approccio dei normatori che stimolano gli utenti alla ricerca di nuove e qualifi cate soluzioni.

67CEI 0-16 - Vademecum - 05 - 2010

Sede: 20139 Milano - Piazza Mistral, 7 - Tel. +39 02 574 957 01 ra - Fax +39 02 574 037 63Stabilimento: 35127 Padova - Z.I. Sud - Via dell’Artigianato, 48 - Tel. +39 049 894 770 1 ra - Fax +39 049 870 139 0

www.thytronic.it [email protected] www.pro-n.it

IL SERVIZIO PERSONALIZZATO NELLA PRODUZIONE, LA RAPIDITÀ NELLE CONSEGNE, IL PREZZO INTERESSANTE E L’ATTENTA VALUTAZIONE DELLE ESIGENZE DEL CLIENTE HANNO CONTRIBUITO A FARCI DIVENTARE UNO DEI MIGLIORI E PIÙ AFFIDABILI PRODUTTORI DI RELÈ DI PROTEZIONE. L’ESPERIENZA QUARANTENNALE DI THYTRONIC HA RESO STANDARD QUESTI VANTAGGI CHE SONO MOLTO APPREZZATI DALLE SOCIETÀ CHE OPERANO SUI MERCATI INTERNAZIONALI. UNO STAFF QUALIFICATO E MOTIVATO CI HA PERMESSO DI IDEARE ED OFFRIRE PRODOTTI E SERVIZI ALL’AVANGUARDIA, IN GRADO DI SODDISFARE LE ESIGENZE DI SICUREZZA E CONTINUITÀ RICHIESTE NELLA PRODUZIONE E DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA. LE RISPOSTE CHE IL MERCATO CI HA DATO CONFERMANO LA VALIDITÀ DELLA NOSTRA FILOSOFIA AZIENDALE, SUPPORTANO IL NOSTRO IMPEGNO E STIMOLANO LA NOSTRA CRESCITA.

Documents

CEI016-Vademecu