Emergenza in MT - Electro Graphics
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Emergency Day Convention 2006 <strong>Emergenza</strong> <strong>in</strong> media tensione e taratura delle protezioni<br />
Analisi dei parametri elettrici <strong>in</strong> condizioni variabili: normale<br />
ed emergenza<br />
<strong>Emergenza</strong> <strong>in</strong> media tensione e taratura delle protezioni.<br />
di Giuseppe Agost<strong>in</strong>i, <strong>Electro</strong> <strong>Graphics</strong><br />
Cause dei guasti, probabilità e percentuali<br />
La rete di distribuzione dell energia elettrica è un sistema unico con gli utenti, nel quale i<br />
disservizi del s<strong>in</strong>golo si ripercuotono anche sugli altri.<br />
Il guasto a terra è una delle pr<strong>in</strong>cipali emergenze che avvengono nelle reti di media tensione:<br />
esso copre circa l ottanta percento del totale dei guasti. Può avere carattere degenerativo,<br />
ossia propagarsi ad una seconda fase o a tutte e tre a causa degli archi di corrente che si<br />
<strong>in</strong>nestano nelle vic<strong>in</strong>anze.<br />
Ai f<strong>in</strong>i della cont<strong>in</strong>uità di servizio occorre che le protezioni siano selettive, <strong>in</strong> modo da evitare<br />
che un guasto su un impianto utente determ<strong>in</strong>i il distacco di un <strong>in</strong>tero ramo della rete <strong>MT</strong> e di<br />
tutti gli altri utenti ad esso allacciati.<br />
Nella figura <strong>in</strong> basso è rappresentata una semplice rete di distribuzione <strong>in</strong> media, ove la zona<br />
colorata <strong>in</strong> verde rappresenta la rete di un utente, allacciato all ENEL e vic<strong>in</strong>o ad altri utenti.<br />
Figura 1 - Rete def<strong>in</strong>ita con Ampère Professional<br />
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Emergency Day Convention 2006 <strong>Emergenza</strong> <strong>in</strong> media tensione e taratura delle protezioni<br />
Contesto Normativo e Legislativo<br />
L Autorità per l energia elettrica e il gas prescrive a tutte le Aziende Elettriche:<br />
(Delibera AEEG 4/04, Testo <strong>in</strong>tegrato dell autorità per l energia elettrica <strong>in</strong> materia di qualità<br />
dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell energia elettrica. Periodo di regolazione 2004-<br />
2007 ):<br />
o Di presentare entro il 30 aprile 2004 una proposta avente ad oggetto i requisiti tecnici<br />
per il coord<strong>in</strong>amento delle protezioni, atti a selezionare i guasti orig<strong>in</strong>ati negli impianti<br />
di utenza dei clienti di maggiore dimensione e a evitare che tali guasti si propagh<strong>in</strong>o alla<br />
rete di distribuzione.<br />
o Di adeguare la propria rete di distribuzione dell energia al f<strong>in</strong>e di raggiungere gli<br />
standard richiesti entro il 2007.<br />
Le <strong>in</strong>dicazioni del fornitore ENEL<br />
Per aumentare la cont<strong>in</strong>uità di servizio della rete di distribuzione <strong>in</strong> <strong>MT</strong>, e limitare i disagi<br />
dovuti a situazioni di emergenza, ENEL ha deciso di seguire due strade tra loro correlate:<br />
o modificare il sistema di gestione del neutro passando da isolato a compensato;<br />
o garantire la selettività tra le proprie protezioni e quelle degli utenti <strong>in</strong> <strong>MT</strong>.<br />
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Protezione a sovraccarico e a corto circuito<br />
Come primo passo, vediamo le prescrizioni ENEL per garantire la selettività delle sue protezioni<br />
con quelle dell utente.<br />
Le tipologia di protezione utilizzate da ENEL a sovracorrente sono:<br />
o soglia contro i sovraccarichi (detta 51.S1 o 51);<br />
o soglia contro i cortocircuiti (detta 51.S2 o 50).<br />
Pertanto, il dispositivo di protezione generale di un utente <strong>MT</strong> ha il compito di aprire <strong>in</strong> caso di<br />
guasto a valle <strong>in</strong> modo selettivo con la protezione ENEL.<br />
La protezione utente può essere di due tipi:<br />
o <strong>in</strong>terruttore automatico con relè a due soglie;<br />
o <strong>in</strong>terruttore di manovra sezionatore con fusibili <strong>in</strong> <strong>MT</strong>.<br />
Caratteristiche<br />
Soglia corrente 51.S1 o 51 (sovraccarico):<br />
o Soglia 30-600 A, a grad<strong>in</strong>i di 15A (valori primari)<br />
o Tempo di ritardo 0,05-5 s, a grad<strong>in</strong>i do 0,05s<br />
Soglia corrente 51.S2 o 50 (corto circuito):<br />
o Soglia 30-3000 A, a grad<strong>in</strong>i di 15A (valori primari)<br />
o Tempo di ritardo 0,05-5 s, a grad<strong>in</strong>i do 0,05s<br />
Quanto sopra è riferito a TA conformi a quelli <strong>in</strong>dicati al par. 6.3.1 della DK 5600 ed. V, cioè<br />
con rapporto di trasformazione 300:5.<br />
In caso di adozione di TA con diverso rapporto di trasformazione, i campi di taratura del relè<br />
devono essere tali da consentire, <strong>in</strong> ogni caso, l impostazione di tarature per entrambe le<br />
soglie nel campo compreso fra 60 A e 1500 A primari.<br />
Figura 2 - Taratura curve di <strong>in</strong>tervento protezioni<br />
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Tarature<br />
Normalmente per gli <strong>in</strong>terruttori automatici l ENEL richiede le seguanti tarature:<br />
o Sovraccarico 51.S1: I
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Neutro a terra tramite reattanza pura<br />
o Nel punto di guasto a terra non circola alcuna corrente<br />
(se la bob<strong>in</strong>a è perfettamente accordata).<br />
§ Qu<strong>in</strong>di è difficile <strong>in</strong>dividuare la l<strong>in</strong>ea guasta.<br />
o Anche con un certo grado di disaccordo tra bob<strong>in</strong>e e rete,<br />
la corrente è comunque limitata.<br />
§ Elevata probabilità di autoest<strong>in</strong>zione dell arco.<br />
§ Prevenzione dei guasti <strong>in</strong>termittenti.<br />
Nei parametri della rete <strong>in</strong> esame è possibile def<strong>in</strong>ire lo stato del neutro del trasformatore di<br />
alimentazione della rete di distribuzione AT/<strong>MT</strong>.<br />
Neutro a terra tramite resistenza pura<br />
o La resistenza è dimensionata per limitare la corrente di guasto<br />
monofase a terra al 5-10% della corrente di corto circuito<br />
trifase.<br />
o La presenza della resistenza impedisce il fenomeno degli archi a<br />
terra <strong>in</strong>termittenti e smorza le sovratensioni di orig<strong>in</strong>e <strong>in</strong>terna.<br />
o Solo la l<strong>in</strong>ea guasta è percorsa dalla componente resistiva della<br />
corrente di guasto dovuta alla resistenza di messa a terra.<br />
Figura 3 - Gestione dello stato del neutro con Ampère Professional<br />
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Neutro a terra tramite impedenza (reattanza + resistenza)<br />
o La comb<strong>in</strong>azione permette:<br />
§ di limitare la corrente di guasto monofase a terra<br />
(teoricamente alla sola componente resistiva)<br />
§ possibilità di creare reti <strong>in</strong> assetto standard con<br />
correnti di guasto a terra di: 50A a 20kV, 40A a<br />
15kV (*)<br />
§ di utilizzare protezioni direzionali<br />
§ di limitare le sovratensioni di orig<strong>in</strong>e <strong>in</strong>terna<br />
(*) con la reattanza e la resistenza regolabili, l ente fornitore può mantenere con buona<br />
precisione valori stabili di corrente di guasto a terra presunta. Esso può giocare sia sul<br />
modulo che sulla fase della componente omopolare di guasto, permettendo un efficace utilizzo<br />
delle protezioni direzionali di terra.<br />
Il software Ampère Professional, fornisce al progettista una stima della capacità totale della<br />
rete di distribuzione e i valore teorico di coord<strong>in</strong>amento della bob<strong>in</strong>a.<br />
Figura 6 - Gestione dello stato del neutro con Ampère Professional<br />
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Protezione contro i guasti a terra, le prescrizioni ENEL<br />
In relazione alle caratteristiche dell impianto del cliente (vedi tabella sottostante), la protezione<br />
contro i guasti a terra può essere costituita o da una direzionale di terra abb<strong>in</strong>ata ad una<br />
massima corrente omopolare (67N + 51N) oppure da una semplice protezione di massima<br />
corrente omopolare (51N).<br />
Riassumendo, la protezione 67N occorre solo se i cavi <strong>in</strong> media tensione a valle del<br />
trasformatore toroidale hanno una lunghezza complessiva superiore a :<br />
§ Lc > 350 m a 20 kV;<br />
§ Lc > 460 m a 15 kV;<br />
Se ci sono l<strong>in</strong>ee aeree, del loro contributo ne va tenuto conto come evidenziato nella figura qui<br />
sopra.<br />
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Analisi delle possibili scelte<br />
Perché la protezione di massima corrente omopolare (51N) non è più sufficiente?<br />
Perché serve la protezione direzionale di terra?<br />
o Le l<strong>in</strong>ee <strong>in</strong> cavo forniscono un contributo capacitivo alla corrente di guasto di:<br />
§ IC = 0,2 (A) x L (km) x V (kV)<br />
Poiché la protezione 51N è tarata a 2 A, e considerando una soglia di sicurezza al 70%,<br />
si ricava<br />
da cui:<br />
§ 0,2 x V x L
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Perché la protezione di massima corrente omopolare deve essere ancora presente se<br />
c è la protezione direzionale di terra?<br />
Il doppio guasto monofase a terra sulla rete <strong>MT</strong> (due guasti su due fasi diverse, di cui uno<br />
nell impianto dell utente) comporta correnti elevate che circolano sulle sole fasi escludendo il<br />
centro stella del trasformatore e la sua eventuale bob<strong>in</strong>a di Petersen.<br />
Le stesse correnti omopolari che circolano nella rete utente sono <strong>in</strong>dipendenti dallo stato del<br />
neutro.<br />
Ora non si ha più una relazione predeterm<strong>in</strong>ata di fase tra la tensione omopolare e la corrente,<br />
<strong>in</strong> quanto essa dipende dalla resistenza di guasto e dal senso ciclico delle due fasi <strong>in</strong>teressate<br />
dai guasti a terra.<br />
Essendo i guasti aleatori, ossia non determ<strong>in</strong>abili il punto di guasto e le fasi co<strong>in</strong>volte, la sola<br />
protezione 67N non è più sufficiente per elim<strong>in</strong>are il doppio guasto a terra.<br />
Si rende necessaria, qu<strong>in</strong>di, una protezione 51N che è <strong>in</strong>dipendente dall angolo della corrente,<br />
ma dal solo valore <strong>in</strong> modulo della corrente. Essa deve avere una corrente di soglia elevata<br />
(circa 150A) per essere <strong>in</strong>dipendente dal primo guasto a terra.<br />
Per chi possiede la sola protezione 51N non cambia nulla, <strong>in</strong> quanto essa cont<strong>in</strong>ua ad<br />
<strong>in</strong>tervenire anche per il secondo guasto a terra. Esso ha sempre bisogno di un TA omopolare<br />
con rapporto 100/1 e classe di precisione 5P20 o equivalente per garantire il funzionamento<br />
anche ad elevate correnti, senza andare <strong>in</strong> saturazione.<br />
Se l utente possiede una direzionale di terra a 3 soglie, può tarare quest ultima per essere<br />
selettiva con la 67.S3 dell Enel e così non è necessaria la protezione 51N.<br />
Per chi possiede una protezione con <strong>in</strong>terruttore di manovra sezionatore IMS e fusibili, la<br />
protezione contro i guasti doppi monofase non è di fatto assicurata.<br />
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Caratteristiche e prescrizioni<br />
Caratteristiche protezione direzionale di terra e massima corrente omopolare (67N +<br />
51N)<br />
La protezione direzionale di terra deve essere a due soglie di <strong>in</strong>tervento ciascuna delle quali<br />
deve poter essere esclusa <strong>in</strong> modo <strong>in</strong>dipendente dall altra.<br />
Def<strong>in</strong>iamo con:<br />
o Io la componente omopolare della corrente di guasto a terra;<br />
o Vo tensione omopolare;<br />
I campi di taratura previsti sono i seguenti:<br />
Soglia 67.S1 (per Neutro Compensato):<br />
o Io 0,2-5 A a grad<strong>in</strong>i di 0,1 A (valori primari)<br />
o Vo 0,4-20 V a grad<strong>in</strong>i di 0,1 V<br />
o settore di <strong>in</strong>tervento (def. da due angoli) 0-360 a grad<strong>in</strong>i di 1°<br />
o tempo di ritardo 0,05-1 s a grad<strong>in</strong>i di 0,05 s<br />
Soglia 67.S2 (per Neutro Isolato):<br />
o Io 0,2-5 A a grad<strong>in</strong>i di 0,1 A (valori primari)<br />
o Vo 0,4-20 V a grad<strong>in</strong>i di 0,1 V<br />
o settore di <strong>in</strong>tervento (def. da due angoli) 0-360 a grad<strong>in</strong>i di 1°<br />
o tempo di ritardo 0,05-1 s a grad<strong>in</strong>i di 0,05 s<br />
La protezione di massima corrente omopolare deve essere unipolare ad una soglia.<br />
I campi di taratura previsti sono i seguenti:<br />
Soglia max corrente 51N:<br />
o Soglia 10-500 A a grad<strong>in</strong>i di 5 A (valori primari)<br />
o tempo di ritardo 0,05-1 s a grad<strong>in</strong>i di 0,05 s<br />
La protezione di massima corrente 51N non deve <strong>in</strong>tervenire per il primo guasto a terra, per il<br />
quale è adibita la protezione 67N.<br />
Essa, <strong>in</strong>vece, deve <strong>in</strong>tervenire per proteggere l utente contro i doppi guasti a terra.<br />
Caratteristiche protezione di massima corrente omopolare (51N)<br />
La protezione di massima corrente omopolare deve essere unipolare ad una soglia.<br />
I campi di taratura previsti sono i seguenti:<br />
Soglia max corrente 51N:<br />
o Soglia 0-10 A a grad<strong>in</strong>i di 0,5 A (valori primari)<br />
o tempo di ritardo 0,05-1 s a grad<strong>in</strong>i di 0,05 s<br />
La differenza sostanziale tra le due protezioni 51N è il campo di lavoro delle correnti, elevate<br />
per la prima, basse per la seconda.<br />
Viste le prescrizioni ENEL, passiamo ai valori tipici di taratura su campo.<br />
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Direzionale di terra, tarature tipiche<br />
NC = Neutro Compensato NI = Neutro Isolato<br />
Possiamo qu<strong>in</strong>di impostare questi parametri per la protezione dell utenza DG Utente 1:<br />
Figura 4 - Taratura della protezione direzionale di terra con Ampère Professional<br />
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Esam<strong>in</strong>iamo la propagazione delle correnti di guasto a terra nei sistemi a neutro isolato o<br />
compensato affiancando i risultati di calcolo della rete d esempio elaborata con Ampère<br />
Professional.<br />
Sistema a neutro isolato o compensato, funzionamento normale<br />
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Sistema a neutro compensato, guasto lato utente - emergenza<br />
Supponiamo che la reattanza della bob<strong>in</strong>a di Petersen sia accordata con la capacità di l<strong>in</strong>ea.<br />
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti <strong>in</strong> parallelo delle capacità di l<strong>in</strong>ea utente, rete e<br />
bob<strong>in</strong>a.<br />
La sonda omopolare legge la sola corrente di componente resistiva, con verso uscente.<br />
La protezione omopolare direzionale <strong>in</strong>terviene per la prima soglia 67.S1.<br />
Si deve tarare la resistenza al f<strong>in</strong>e di fornire una corrente di guasto relativamente bassa,<br />
<strong>in</strong>feriore della omopolare di terra 51N.<br />
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Sistema a neutro compensato, guasto lato rete<br />
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti <strong>in</strong> parallelo delle capacità di l<strong>in</strong>ea utente, rete e<br />
bob<strong>in</strong>a.<br />
La l<strong>in</strong>ea utente, con la sua capacità, contribuisce al guasto con una corrente capacitiva <strong>in</strong><br />
anticipo, letta dalla protezione 67N.<br />
La protezione omopolare direzionale non <strong>in</strong>terviene <strong>in</strong> quanto la corrente è esterna ad<br />
entrambi i settori di <strong>in</strong>tervento.<br />
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L analisi della rete porta a risultati simili, ove le correnti evidenziate <strong>in</strong> rosso rappresentano<br />
cosa vede la protezione con un guasto lato utente, quelle <strong>in</strong> verde la misura della corrente con<br />
un guasto lato rete.<br />
Figura 5 - Analisi comparata delle l<strong>in</strong>ee <strong>in</strong> funzionamento normale o <strong>in</strong> emergenza<br />
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Sistema a neutro isolato, guasto lato utente - emergenza<br />
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti <strong>in</strong> parallelo delle capacità di l<strong>in</strong>ea utente e l<strong>in</strong>ea<br />
rete.<br />
La protezione omopolare direzionale legge la corrente capacitiva della rete, risultante della<br />
differenza tra Ig e Icl2. Il verso è uscente.<br />
La protezione omopolare direzionale <strong>in</strong>terviene <strong>in</strong> quanto la corrente è all <strong>in</strong>terno di almeno un<br />
settore di <strong>in</strong>tervento.<br />
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Sistema a neutro isolato, guasto lato rete<br />
Nel punto di guasto si raccolgono le correnti <strong>in</strong> parallelo delle capacità di l<strong>in</strong>ea utente e l<strong>in</strong>ea<br />
rete.<br />
La l<strong>in</strong>ea utente, con la sua capacità, contribuisce al guasto con una corrente capacitiva <strong>in</strong><br />
anticipo, letta dalla protezione 67N.<br />
La protezione omopolare direzionale non <strong>in</strong>terviene <strong>in</strong> quanto la corrente è fuori <strong>in</strong> entrambi i<br />
settori di <strong>in</strong>tervento.<br />
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Passaggio a sistema isolato<br />
La simulazione nella rete d esempio a neutro isolato, viene risolta da Ampère Professional con<br />
l apertura del centro stella del trasformatore di alimentazione della rete <strong>MT</strong>.<br />
Le correnti evidenziate <strong>in</strong> rosso sono ora elevate per la mancanza della bob<strong>in</strong>a di Petersen e<br />
per la elevata estensione della rete.<br />
Figura 6 - Analisi comparata delle l<strong>in</strong>ee <strong>in</strong> funzionamento normale o <strong>in</strong> emergenza<br />
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Taratura protezione direzionale 67N<br />
Tipicamente i relè di protezione 67N possiedono <strong>in</strong>terfacce di impostazione dati che possono<br />
accettare valori di angolo di <strong>in</strong>tervento per le soglie 67.S1 e 67.S2 def<strong>in</strong>ibili come:<br />
o Angolo base (basic angle): valore corrispondente al punto centrale del settore di<br />
<strong>in</strong>tervento, valore positivo corrispondente ad una rotazione oraria rispetto alla tensione<br />
Vo;<br />
o Ampiezza settore (sector width): valore corrispondente alla totale ampiezza di<br />
<strong>in</strong>tervento della protezione, espressa <strong>in</strong> gradi, data dalla differenza tra l angolo<br />
massimo e l angolo m<strong>in</strong>imo.<br />
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Prima e dopo marzo 2004<br />
Gli utenti che prima della data d uscita della DK5600 possedevano un impianto con <strong>in</strong>terruttore<br />
di manovra sezionatore e fusibili <strong>in</strong> media, possono cont<strong>in</strong>uare con lo stesso sistema se:<br />
o la potenza impiegata è <strong>in</strong>feriore a 400kW<br />
o unico trasformatore<br />
o connessione tra punto di consegna e trasformatore <strong>in</strong> cavo