Norma CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle Imprese distributrici di energia Elettrica
Norma CEI 0-16 L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS in data 20 marzo 2008
con Delibera ARG/elt 33/08 ha pubblicato sul sito www.autorita.energia.it Il documento:
Condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell’energia elettrica a tensione nominale superiore ad 1 kV
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Norma CEI 0-16 Stabilito che che: le imprese distributrici hanno l’obbligo di connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche nonché le deliberazioni dell’Autorità in materia di tariffe, contributi ed oneri.
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Norma CEI 0-16 •Precedentemente le imprese distributrici hanno elaborato ed adottato autonomamente regole tecniche volontarie per la connessione alle reti;
•l’analisi di dette regole ha evidenziato la discrezionalità dei criteri di allaciamento assunti dalle stesse imprese;
•con la deliberazione n. 136/04 l’Autorità ha avviato un procedimento ai fini della formazione di provvedimenti, in materia di condizioni tecnico-economiche di accesso alle reti di distribuzione di energia elettrica;
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Norma CEI 0-16 •il percorso avviato dall’Autorità è teso a garantire l’accesso alle reti di distribuzione di energia elettrica basato su regole trasparenti e non discriminatorie; •l’Autorità ha inteso coinvolgere il CEI nella definizione di una regola tecnica di riferimento direttamente applicabile dalle imprese distributrici; •il CEI ha emanato, a seguito di un complesso processo di attivazione di esperti e di duplice inchiesta pubblica, la norma
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CEI 0-16.
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Norma CEI 0-16 L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS DELIBERA di riconoscere la Norma CEI 0-16, di cui all’Allegato A, che costituisce parte integrante e sostanziale del provvedimento, quale Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti che immettono o prelevano dalle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV;
Struttura della norma La norma è suddivisa in 8 parti e 7 Allegati A,B,C,D,E,F e G
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Norma CEI 0-16 Oggetto e scopo della Norma •Definire i criteri tecnici per la connessione degli Utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata superiore a 1 kV fino a 150 kV. •Le soluzioni tecniche indicate nel presente documento rappresentano lo stato dell’arte attualmente praticabile. Soluzioni alternative rispetto a quelle qui indicate, in grado di ottenere le stesse prestazioni richieste in termini di affidabilità e di sicurezza, possono essere praticate, a condizione che siano preventivamente sottoposte ed accettate dall’AEEG) su proposta di un’apposita Commissione Tecnica. •Gli impianti oggetto della presente Norma devono essere costruiti a regola d’arte e a tal fine è sufficiente la rispondenza alle norme del CEI.
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Norma CEI 0-16 Campo di applicazione La presente Norma si applica alle reti delle imprese distributrici di energia elettrica e agli impianti elettrici degli Utenti dei servizi di distribuzione e di connessione alle reti di distribuzione, nel seguito denominati Utenti della rete (Utenti).
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Norma CEI 0-16 Caratteristiche degli Utenti e loro classificazione
•Utenti ATTIVI. impianti che contengono qualsiasi macchinario (rotante o statico) che converta ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata previsto per funzionare in parallelo (anche transitorio) con la rete.
•Utenti PASSIVI. •impianti non ricadenti nella definizione precedente.
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Norma CEI 0-16 Caratteristiche delle reti: •Livelli di tensione e frequenza Nelle reti MT sono maggiormente diffusi due valori di tensione di esercizio: 15 kV e 20 kV. Alcune porzioni del sistema di MT sono esercite con differenti livelli (23 kV, 9 kV, ecc)(7). La frequenza nominale (fn) è di 50 Hz. •Stato del neutro La rete MT è gestita prevalentemente con neutro messo a terra tramite impedenza costituita da reattanza induttiva e resistenza o da semplice resistenza. Alcune porzioni di reti MT, attualmente non trascurabili, sono esercite a neutro isolato.
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Norma CEI 0-16 Criteri per la scelta del livello di tensione e degli schemi di connessione alle reti AT e MT
Valori indicativi di potenza che è possibile connettere sui differenti livelli di tensione delle reti di distribuzione Schneider Electric
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Norma CEI 0-16 Schema dell’impianto per la connessione. Utente passivo
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Norma CEI 0-16 Schema dell’impianto per la connessione. Utente attivo
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Implicazioni della norma CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG e relative SOLUZIONI:
L’esperienza di Schneider Electric
Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… Per Sistema di Protezione del Cliente è da intendersi l’insieme costituito da:
●Dispositivo Generale di Utente
DG
●Protezione Generale
PG
● Riduttori di corrente di fase
TA
● Riduttore di corrente omopolare
TO
● Riduttori di tensione
TV
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+
Circuiti di comando dell’interruttore
Sistema di Protezione Generale
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… Dispositivo Generale DG di Utente: ● Apparecchiatura di manovra e sezionamento la cui apertura ( comandata dal Sistema di Protezione Generale) assicura la separazione dell’intero impianto dell’Utente dalla rete, tipicamente costituito da: ● Sezionatore tripolare CEI EN 62271-102 e interruttore tripolare CEI EN 62271100 con sganciatore di apertura, in esecuzione fissa. DG All’Impianto utilizzatore
● interruttore tripolare in esecuzione estraibile conforme alla CEI EN 61271-200 con sganciatore di apertura. DG All’ impianto utilizzatore
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione: Caso Generale IMS.. a certe condizioni può essere omesso! (B) TV utente attivo…DG+DI
TA di fase
PG (A)
TV in
posizione alternativa a (B) utente passivo..
Sezionatore di terra opzionale Cavo di collegamento TA omopolare
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DG Soluzione 1: AT7-A ….piccoli utenti passivi.. ● SOLUZIONE MONOBLOCCO AT7-A CON TRASFORMATORI DI CORRENTE LPCT ● n°1 Trasformatore posizionato nel locale cliente ● potenza 1600 kVA a 15 kV ● Protezioni Generale richiesta, con estensione della rete limitata esercita a 15 kV : ● Protezione di fase 50 -51 ● protezione omopolare di terra 51N
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DG Soluzione 1: AT7-A AT7-A
I> 51 I>> 50 Io> 51N
Pannello rimovibile solo dopo l’intervento del DISTRIBUTORE Schneider Electric
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750 mm
Oblò d’ispezione 19
DG Soluzione 1: AT7-A Uscita Cavi
Unità Funzionale rovesciata con arrivo dal basso e uscita dall’alto equipaggiata con: ● Sezionatore di linea in SF6 ● Interruttore SF1 ● Sezionatore di terra lato utenza ● TA tipo LPCT TLP160 ● Toroide CSH160 ● Sepam 1000, tipo S20 Ingresso cavi
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DG Soluzione 1: AT7-A LPCT Low Power Current Transformer
● Sensore TLP 160 AT7-A ● Norma di riferimento IEC 60044-8. ● Avvolgimento secondario su nucleo magnetico e chiuso su shunt di precisione integrato, ● Uscita in tensione (mV) ● Multi range corrente nominale primaria da 5 A a 630 per AT7 ● Risolve il problema della apertura accidentale del secondario
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La GAMMA AT7 ..2005 AT7-A ..2008 AT7-B …Schneider Electric investe nelle unità monoblocco...
2008 AT7-B 2005 AT7-A
2008 : con AT7-A + AT7-B
nasce la Gamma AT7 Schneider Electric
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AT7-B… Semplicità & Qualità... ● Unità monoblocco con interruttore SF ●Soluzione dedicata al Dispositivo
Generale ● Ingresso ed uscita cavi MT dal basso ● Pronta per l’installazione..... semplice e veloce ● Nessun assemblaggio in cantiere
● Trasformatori di corrente tipo LPCT “Multi Range”
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AT7-A....ed il nuovo AT7-B… le dimensioni...
● Larghezza 750mm
● Larghezza 875mm
● Altezza 2118mm
● Altezza
● Profondità 1220mm
● Profondità 1220mm
AT7-A Schneider Electric
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1875mm
New AT7-B 24
AT7-A…ed il nuovo AT7-B … gli schemi unifilari…!
AT7-A Schneider Electric
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New AT7-B
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Gamma AT7‌.la soluzione impiantistica semplice, unita all’innovazione dei sensori di misura multi-range LPCT...
AT7-A
Un solo sensore per tutte le Con sensore TLP esigenze di protezione e misura 160
Sicurezza del funzionamento Sepam + TLP......
AT7-B Con sensore TLP 130
.....Catena di protezione semplice e sicura....
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AT7-A oppure AT7-B ?…una gamma che copre tutte le soluzioni impiantistiche della Cabina “semplice...” Esempi di installazione ● Impianti nuovi semplici o/e revamping ove viene sostituito anche il trasformatore ed i cavi MT Olio >>>>>> Resina
AT7 – A oppure AT7-B ? ● AT7-A è la soluzione, l’uscita cavi dall’alto permette la connessione diretta sui terminali MT del TRASFORMATORE
● Nuovi impianti con opere edili già ● AT7 –B è la soluzione esistenti (cunicolo cavi MT) non modificabili. inoltre……… per le soluzioni semplici risulta più rapida in ● Revamping della sola Unità di termini di installazione media tensione (DG) , rimane il rispetto alla gamma SM6... Trasformatore MT/Bt ed i cavi MT di collegamento allo stesso.
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Schema unifilare
-A 7 AT
-B 7 AT
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AT7-B Low Power Current Trasformer …un solo sensore per tutte le esigenze di protezione e misura... ● Norma di riferimento IEC 60044-8. ● Avvolgimento secondario su nucleo magnetico e chiuso su shunt di precisione integrato, uscita in tensione mV ● Multi range corrente nominale primaria da 5 A a 630 A in AT7
NEW ! Sensore TLP 130 AT7-B
● Risolve il problema della apertura accidentale del secondario
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione: impianto (attivo-passivo) con due montanti MT dalla sbarra principale Sezionatore di linea opzionale (C) TV utente attivo
PG
PG
(A , B ) TV In alternativa utente passivo
Sezionatore di terra opzionale TA omopolare solo segnalazione opzionale
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione: impianto passivo con due montanti MT dalla sbarra principale . GAM 2
DM1 A
PG
DM1 A
PG
TA omopolare solo segnalazione Schneider Electric
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Soluzione SM6 …fronte quadro… GAM 2
DM1 A
DM1 A
Pannello rimovibile solo dopo l’intervento del DISTRIBUTORE
1875 1875mm mm
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione: impianto passivo con due montanti MT dalla sbarra principale e TV su uno dei due montanti ai fini della misura di Vo. GAM 2
DM1 A
PG 50-51-51N
DM1 P
PG 50 - 51- 51N -67N
TV per 67N
TAT solo segnalazione linea estesa Schneider Electric
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Soluzione SM6 …fronte quadro… GAM 2
DM1 A
DM1 P
Pannello rimovibile solo dopo l’intervento del DISTRIBUTORE
1875 1875mm mm
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… REGOLAZIONI DELLE PROTEZIONI I> e I>> Qualora si adotti questa soluzione, che non prevede un unico DG
Soluzione ottimale… La necessità di ottenere le protezioni I>, I>> dell’impianto Utente (soglia I> presente a richiesta del Distributore) viene soddisfatta con i relé che equipaggiano ciascun dispositivo di montante, imponendo che la somma delle soglie di ciascun relé rispetti i vincoli imposti dal Distributore.
Soluzione da valutare !! In alternativa, la protezione può essere anche realizzata sommando i segnali secondari dei TA di fase dei due montanti (per esempio tramite opportuni TA sommatori). Questa soluzione va attentamente valutata…. Schneider Electric
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG‌ Soluzione con i due trasformatori e regolazione delle protezioni da sovraccarico
PG
I contr.=95 A t
t
95 A Schneider Electric
250 A
800 kVA In = 32 A
1600 kVA In=63 A
Iins
I>
15 kV
PG
trafo
600 A
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63 A
250 A
600 A
31,5 A
250 A
600 A 35
Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione ESEMPIO due montanti MT dalla sbarra principale e TV di sbarra , impianto con un montante attivo (esempio 3 campi fotovoltaici) e l’altro passivo. IM
TV di sbarra per: Protezioni V>, V< f>,f<
CM2
DM1 A
PG+ PI
DM1 A
PG
TA omopolare solo segnalazione Schneider Electric
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segue 36
Soluzione SM6 …fronte quadro…. IM
CM2
DM1 A
DM1 A
SEZIONATORE di terra manovrabile solo dopo intervento del DISTRIBUTORE
2375 2375mm mm
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema di principio d’impianto di utenza attivo con 3 campi fotovoltaici per cui è conveniente DG+DI in MT
15 / 20 kV 400 kVA 400 V
segue
Pannello FV
AC DC
DC AC AC DC
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione ESEMPIO due montanti MT dalla sbarra principale e TV di sbarra , impianto con un montante attivo…(fotovoltaico) e l’altro passivo. IM
DM1 A
PG
DM1 A
PG
TA omopolare solo segnalazione Schneider Electric
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segue 39
Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema di principio d’impianto di utenza 1 campo fotovoltaico per cui è conveniente DI + DGG in BT
TV su sbarra BT per: Protezioni di V>, V< f>,f< segue
15 / 20 kV 800 / 1250 kVA 400 V
DI+ PI AC
Pannello FV DC
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Schema d’impianto di utenza per la connessione: DG semplificato per impianto passivo con un solo montante MT con a valle un solo trasformatore MT/BT di potenza nominale ≤ 400 kVA allo studio!!! Relè, solo di massima corrente omopolare
PG
TA omopolare
Unico Quadro MT IgT ≤ 50 A Bobina di apertura sia a mancanza che a lancio
Fus In ≤ 25 A Cavo MT < 20m
Trafo 400 kVA max e protetto da sovraccarico lato BT Schneider Electric
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Questo dispositivo èè in corso di specificazione Questo dispositivo in corso di Implicazioni CEI 0-16 su DG especificazione SPG… presso presso ilil CEI CEI Progetto Progetto CEI CEI C.971 C.971 Un -C Un GdL GdL ad ad HOC HOC del del SC SC CEI CEI 17 17 A A-C ha ha dato dato un un contributo contributo alla alla stesura stesura del del documento documento Attualmente è le Attualmente nnè le connessioni connessioni di di impianti impianti nuovi nuovi nnè è gli gli adeguamenti adeguamenti di di impianti impianti esistenti esistenti sono sono
!!
conseguibili è omopolare conseguibili associando associando un un rel relè omopolare ad ad un un IMS …!!! IMS ++ fusibili fusibili attualmente attualmente in in commercio commercio…!!! Schneider Electric
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● il Sistema di Protezione associato al DG è quindi composto da : ● Trasduttori di corrente di fase (TA) ● Trasduttori di corrente e di terra omopolare TO ● Eventuali trasduttori di tensione (TV) ● Relè di protezione con relativa alimentazione (PG) ● Circuiti di apertura dell’interruttore deve funzionare correttamente in tutto il campo di variabilità delle correnti e delle tensioni che si possono determinare nelle condizioni di guasto per le quali è stato previsto. TA
TAT All’ impianto utilizzatore
DG
TV
PG Schneider Electric
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… ● Utenti per cui la IgT capacitiva è < 80% della corrente di regolazione stabilita dal Distributore:
SPG con protezioni 50 I>>>, 51 I>> I>, 50N Io> 51N Io>> Utenti per cui la IgT capacitivo è > 80% della corrente di regolazione stabilita dal Distributore:
SPG con protezioni (50 I>>> 51 I>> I>) , (50N Io> 51N Io>>) (67N NC NI)
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Implicazioni CEI 0-16 ed.2a su DG e SPG… TV
● Sistema di Protezione Generale NON INTEGRATO
TA tradizionali
LPCT
RELE’ SEPAM
TO TA Toroidale Schneider Electric
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PG Sepam:.. TV in linea con
CEI 0-16 ed.2a
●Novità sulle caratteristiche dei TV automaticamente idonei… TV fase-terra impiegati per la ricostruzione della tensione omopolare alla PG con le seguenti caratteristiche: ● classe 0,5, 3P; ● fattore di tensione 1,9 per 30 s; ● prestazione nominale 50 VA, e idonea potenza termica per la resistenza di smorzamento antiferrorisonanza…!!
!!
● valore di induzione di lavoro <= 0,7 T; ● rapporto di trasformazione che sul triangolo aperto dia 100 V in caso di guasto monofase franco a terra sulla rete MT
Disponibili …!!! Disponibili…!!! Schneider Electric
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PG Sepam:.. protezione generale in linea con CEI 0-16 ed.2a ●SEPAM serie 20 tipo S20
Funzioni di protezione: ● 50/51 massima corrente di fase …disponibile a tre soglie, di cui una a tempo dipendente « opzionale » e due a tempo indipendente definito.!!! ● 50N/51N massima corrente omopolare a due soglie , una per guasti monofase terra, una per doppio guasto monofase a terra Schneider Electric
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PG Sepam:.. protezione generale in linea con CEI 0-16 ed.2a ed in corso di ri-certificazione parziale!!! ●SEPAM serie 40 tipo S41
Funzioni di protezione: ● 50/51 massima corrente di fase a tre soglie, di cui una opzionale; ● 50N/51N massima corrente omopolare…a due soglie; ● 67N massima corrente direzionale di terra…a due soglie; ● 27 minima tensione Schneider Electric
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PG regolazioni in linea con
CEI 0-16 ed.2a
● Regolazioni della PG impostati dall’Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. ● Protezione di massima corrente di fase a tre soglie (valori minimi)
t
Attivata dall’Utente in accordo con il Distributore. IEC 60255, VIT ( Very Inverse Time)
I>
I>> 500 ms
I>>>
120 ms
250 A 600 A
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I (A)
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PG regolazioni in linea con
CEI 0-16 ed.2a
● Regolazioni della PG impostati dall’Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. ● Protezione di massima corrente omopolare a due soglie (valori minimi)
Neutro Isolato In assenza di 67N
In presenza di 67N
t
t Io>
Io>>
Io>>
170 ms
170 ms I (A) 2A
I (A) 140% della IgT monofase comunicata dal Distributore a NI
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PG regolazioni in linea con
CEI 0-16 ed.2a
● Regolazioni della PG impostati dall’Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. ● Protezione di massima corrente omopolare a due soglie (valori minimi)
Neutro Compensato In assenza di 67N una delle due regolazioni t
t
11
Io>
Io>
In presenza di 67N t
22
Gradino di selettività
450 ms
Io>>
Io>> 170 ms
170 ms
170 ms I (A) 2A
140 % IgT
I (A) 2A
a NC
I (A) 140 % IgT a NC
Correnti di guasto a terra a NC a 20 kV - 70 A a 15 kV - 56 A Schneider Electric
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PG regolazioni in linea con
CEI 0-16 ed.2a
● Regolazioni della PG impostati dall’Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore. ● Protezione di direzionale di terra a due soglie + 51N di rincalzo (valori minimi)
Neutro Compensato
Neutro Isolato
Io = 2 A Vo = 5 V Teg = 450 ms
Io = 2 A
60°
Zona di blocco
250°
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Vo = 2 V
Doppio guasto monofase a terra
Teg = 170 ms
Io >> = 140% IgT.. A
140% IgT A Zona di blocco
Zona di blocco
Zona di intervento
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PG selettività logica…. ● Utenti con particolari esigenze di continuità di esercizio posso utilizzare la
“Selettività Logica”. ● Da utilizzare per l’eliminazione selettiva dei guasti monofasi a terra senza alterare le regolazioni (ritardo intenzionale) del DG. ● E’ utilizzabile anche per i guasti polifasi (e doppi monofasi a terra) purchè: la parte di rete MT Utente tra il DG e dispositivi di protezione a valle ( qualora non ricompresi nello stesso quadro) sia costituita da linea in cavo. ● Qualora l’adozione di tali sistemi preveda la modifica delle regolazioni della PG, l’Utente può apportare tali modifiche secondo quanto previsto nei tre casi di seguito trattati.
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PG selettività logica….richiami….!!! ● Selettività cronometrica
● Selettività mediante scambio di informazioni “logica”
1 I>
TA= 0,55 s
I>
TB= 0,3 s
I>
I> I>
I>
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TA= 0,1 s
TB= 0,1 s
TB Ist.
TC= 0,05 s
Guasto tra le fasi
I>
TA Ist.
I>
Linea segnale
TC= 0,05 s
Guasto tra le fasi
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PG selettività logica: caso 1 apre sempe la PG di linea..!! ● Selezione del guasto mediante apertura della protezione di linea e richiusura Previa informazione al Distributore, l’Utente con protezioni a selettività logica, può regolare il SPG in modo che la completa estinzione del guasto avvenga in 200ms. Nel caso di guasto appena a valle del DG, lo stesso apre in max 200 ms anche se il guasto è eliminato dal Distributore che poi opera la richiusura rapida. Protezione di linea CP Apre CP ApreCP CP Rint=istantanea Teg =70-150 ms 1 I>
2 I>
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TB Ist.
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TA Ist.
PG regolazione Rint = 100 ms Teg = 200 ms Protezione partenza regolazione Rint = 50 ms Teg = 120-150ms
SEPAM + MES 114 S20 o S41 SEPAM S20 -T20-M20
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PG selettività logica: caso 2 un solo livello di selettività..!! ● Selezione del guasto sulle utenze finali senza apertura della protezione di linea Utente che: rientri nei requisiti AEEG tipo A, P > 5 MW connesso a linea ritardabile intenzionalmente all’ AP int. CP con approvazione scritta del Distributore CP CP
Non Apre Apre CP ?CP Non Apre Apre CPCP ? 1
I>
2 I>
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TB Ist.
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TA Ist.
Protezione di linea Distr. Rint > 170 ms Teg > 240 ms PG regolazione Rint =100 ms Teg = 170 ms Protezione partenza regolazione Rint = 50 o istantanea Teg < 120 ms
SEPAM + MES 114 S20 o S41
SEPAM S20 -T20-M20
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PG selettività logica: caso 3 più livelli di selettività…!! ● Selezione del guasto sulle utenze finali senza apertura della protezione di linea Utente che: rientri nei requisiti AEEG tipo B, P > 5 MW + 2 liv. di tensione
oppure Linee > 3 Km connesso a CP con una linea realizzata in cavo con caratteristiche tali da essere ritardabile intenzionalmente all’apertura dell’interruttore in CP e che abbia ottenuta approvazione scritta del Distributore ALLORA !!
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PG selettività logica: caso 3 più livelli di selettività…!! CP CP
Non NonApre ApreCP CP 1 I>
2 I>
3 I>
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TB Ist.
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TB Ist.
TA Ist.
Protezione di linea Rint > 250 ms Teg > 320 ms PG regolazione Rint = 100 ms Teg = 170 ms
SEPAM + MES 114 S41
Protezione partenza regolazione Rint = 100 ms Teg = 170 ms
SEPAM + MES 114 S20 T20
Protezione partenza regolazione Rint = istantanea Teg > 100 ms
SEPAM S20 -T20-M20
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PG
guasti principali sulla rete MT. Considerazioni…..
●Corto circuito Trifase 9000 A simmetrici sovrapposti ad una componente unidirezionale di ampiezza 9000*√2 e costante di tempo di circa 20 ms.
●Guasto monofase a terra a NC 50 A simmetrici sovrapposti ad una componente unidirezionale generata dalle bobine di estinzione d’arco o di Petersen presenti sulla rete ENEL, stimabile in 500*√2 A di cresta e con costante di tempo pari a 150 ms,
●Doppio guasto monofase a terra 2000 A simmetrici
●Arco intermittente NEW!! (files formato ASCII e Binario “sito CEI”) Guasto che, innescatosi per una tensione fase terra di opportuno valore, mantiene una certa resistenza per una parte del ciclo; tale resistenza poi è fatta crescere molto rapidamente ed in circa 1ms porta all’estinzione dell’arco…..!!!! Schneider Electric
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PG
guasto monofase a terra a neutro compensato NC. ….Considerazioni… ●La modifica della gestione del neutro ha avuto un impatto notevole sulle correnti di guasto a terra. Transitorio della corrente di guasto a terra ● 50 A simmetrici ● 500*√2 A di cresta ● Costante di tempo pari a 150 ms
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60
PG +TO prove con corrente di guasto monofase a terra a neutro compensato NC. ….Considerazioni… Circuito di prova schema
Laboratorio di prova
toroide
relè
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61
PG +TO comportamento per una associazione relè idoneo + toroide non idoneo. ….Considerazioni…
Inizio guasto 640 ms
Prima attivazione protezione con immediata ricaduta
Invio comando di scatto
Seconda attivazione e mantenimento
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PG +TO comportamento per una associazione relè idoneo + toroide idoneo. ….Considerazioni…
Inizio guasto
228 ms
Invio comando di scatto
Attivazione protezione
CSH 190 Schneider Electric
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CSH 160 63
Norma CEI 0-16 ● Oscilloperturbografia di un Guasto
studio…!!
arco Intermittente…allo
t
Guasto all’arco intermittente sono da prendere in considerazione due casi:
Vf-t Lg Vf-t
1. Durata fenomeno < 80 ms
Ls If
2. Durata fenomeno > 80 ms occorre verificare l’eventuale capacità di rilevazione e di insensibilità della protezione nei confronti di questo genere di fenomeno.
Lg If Ls IgT Gs Schneider Electric
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Circuiti di comando CEI 0-16 …Considerazioni.. ●L’intervento della PG deve comandare direttamente l’apertura del DG mediante bobina a mancanza di tensione !!! In alternativa è possibile impiegare una bobina di apertura a lancio di corrente !!! ● Per evitare aperture intempestive del proprio DG è consigliato alimentare, sia la PG, che la bobina di apertura a mancanza di tensione o lancio di corrente con data logger, logger tramite la medesima tensione ausiliaria, la cui disponibilità deve essere garantita da un UPS o batteria tampone…per almeno
1 ora !!!. ● I comandi degli interruttori devono essere di tipo elettrico e non occorrono motorizzazioni….(par. 8.5.12.4) Schneider Electric
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Norma CEI 0-16 Considerazioni sul funzionamento della bobina Minima tensione + UPS • Rete con buchi di tensione e bobina di apertura a mancanza di tensione (230 V) alimentata con UPS idoneo, non ci sono scatti intempestivi
Cabina primaria
•Manca ENEL •Quando l’UPS esaurisce la sua riserva apre il DG
DG Bobina di apertura a
PG
mancanza di tensione
•Al ritorno di ENEL Si può richiudere il DG eccitando la bobina di minima tensione, con sorgente ausiliaria di soccorso, quindi si può ripristinare il servizio…
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UPS
con by pass
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Bobina a lancio di corrente. Considerazioni… ●In alternativa alla bobina di apertura a mancanza di tensione, è possibile
bobina di apertura a lancio di corrente, purchè la PG sia dotata di un opportuno sistema di controllo e registrazione atto a consentire le
impiegare (per il comando del DG da parte della PG) una
verifiche del caso.
LOGGER Dispositivo in grado di leggere ed archiviare una o più grandezze tempovarianti Schneider Electric
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LOGGER
…Considerazioni…
Ha la funzione di permettere la verifica della corretta disponibilità del SPG, basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG, in termini di: 1. 2. 3. 4.
presenza del collegamento tra PG e logger; (quando distinti) presenza dell’alimentazione del logger; (quando distinti) presenza dell’alimentazione della PG; presenza e continuità del circuito di comando Requisiti minimi del logger ai fini della rispondenza alla norma CEI 0-16
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LOGGER
…Considerazioni…
Ha la funzione di permettere la verifica della corretta disponibilità del SPG, basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG, in termini di: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
presenza del collegamento tra PG e logger; (quando distinti) presenza dell’alimentazione del logger; (quando distinti) presenza dell’alimentazione della PG; presenza e continuità del circuito di comando soglie di regolazione impostate dall’installazione in poi; eventi che hanno causato l’attivazione della PG; eventi che hanno causato l’emissione del comando di apertura al DG;
Requisiti per ritenere idoneo il LOGGER ai fini della Delibera 247/04 (art. 33.15) contratti per la fornitura dell’ENERGIA secondo: CEI-50160 e CEI EN 61000-4-30 Schneider Electric
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LOGGER
…Considerazioni…
Ha la funzione di permettere la verifica della corretta disponibilità del SPG, basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG, in termini di: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
presenza del collegamento tra PG e logger; presenza dell’alimentazione del logger; presenza dell’alimentazione del relè; presenza e continuità del circuito di comando soglie di regolazione impostate dall’installazione in poi; eventi che hanno causato l’attivazione della PG; eventi che hanno causato l’emissione del comando di apertura al DG; funzionalità del relè presenza dei circuiti amperometrici presenza dei circuiti voltmetrici Ulteriori Requisiti 8, 9 e 10 facoltativi…..!!
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Esempio di LOGGER…Soluzione: SEPAM S41 SEPAM serie 40 tipo S41 garantisce i requisiti minimi del logger ai fini della norma CEI 0-16 1. OK! il LOGGER è integrato nella protezione; 2. OK! il LOGGER essendo integrato, ha l’alimentazione coincidente con quella della protezione; 3. OK! Disponibile messaggio assenza tensione 4. OK! La Presenza e continuità del circuito di comando viene evidenziata attraverso un messaggio “Circuito SG” Continuità del circuito Perdita di alimentazione La non complementarità dei contatti di posizione Schneider Electric
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Esempio di LOGGER…Soluzione: SEPAM S41 in SM6 2) 3) Il LOGGER è incorporato nella protezione, per il controllo dell’alimentazione del Sepam S41, si utilizza il relè in scambio (uscita O4 – Watch-dog), collegato ad un ingresso della MES114 da configurare come “ALTRI UTILIZZI” creare con il software SFT2841 il messaggio.
AL. AL.AUX AUXOUT OUT
Ingressi logici SEPAM
Uscita SEPAM O4 (Watch-dog)
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-
+
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Esempio di LOGGERâ&#x20AC;ŚSoluzione: SEPAM S41 in SM6 4) Cablaggio per bobina a "lancio di corrente". Con controllo del circuito di apertura e della complementarietĂ aperto/chiuso. Uscita SEPAM
Uscita Comando Apertura DG (Interruttore MT)
+ Bobina a lancio
Ingressi logici su MES 114
+
I11 controllo circuito bobina DG aperto I12 controllo circuito bobina DG chiuso Schneider Electric
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DG
Contatti ausiliari interruttore Ingressi logici SEPAM 73
Esempio di LOGGER…Soluzione: SEPAM S41 in SM6 ..Recupero DATI ● L’ Ente Distributore potrà recuperare, per le sue attività di controllo, i dati memorizzati collegandosi con un PC al relè con apposito cavo.
● Con il programma SFT2841 si potranno poi visualizzare tutti gli allarmi che si sono verificati dalla messa in servizio in poi. Schneider Electric
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Esempio di LOGGER…Soluzione: SEPAM S41 in SM6 …Visualizzazone DATI ●
consultazione della funzione cronologica degli ultimi 250 allarmi Sepam, con cronodatazione
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Circuito di comando CEI 0-16 Considerazioni… Considerazioni sul funzionamento della bobina a lancio di corrente + UPS • Rete con buchi di tensione e bobina di apertura a lancio di corrente (230 V), non ci sono scatti intempestivi
Cabina Primaria CP
• Manca CP DG
BA
Bobina di apertura a lancio di corrente
• Al ritorno di CP
PG
• Il DG risultava chiuso ma con la PG non più in servizio, in questo caso bisogna aspettare qualche secondo affinchè si riattivino le protezioni……
UPS
• con un UPS si può, almeno alimentata la protezione.!!. Schneider Electric
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Data Log
1h,
tenere 76
Circuito di comando CEI 0-16 Considerazioniâ&#x20AC;Ś Sepam S 41
UPS
+
C F1 P. AP
230V
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BA
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Circuito di comando CEI 0-16 Considerazioni… Conclusione: Per gestire la Bobina a lancio occorrono…!!!
UPS APC SEPAM serie 40 tipo S41 + MES114 Garantisce i Requisiti Minimi
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Norma CEI 0-16 Limiti sulle sezioni di trasformazione MT-BT Il Distributore comunica la taglia massima dei trasformatori, generalmente non inferiore a : 20 kV 2000 kVA vcc% = 6% 15 kV 1600 kVA CP
Impianto cliente cortocircuito
AT/MT
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Norma CEI 0-16 Limiti sulle sezioni di trasformazione MT-BT Probabili limiti inferiori nel caso di di strutture particolari della rete MT (RecloserTrafo AT-MT distributore di potenza limitataâ&#x20AC;Ś) CP
Impianto cliente
CS Recloser
cortocircuito
AT/MT 800 kVA
Impianto cliente
15 kV 800 kVA Schneider Electric
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Norma CEI 0-16 Limiti sulla energizzazione contemporanea dei trasformatori MTBT installati ● Le prescrizioni sono riferite a trasformatori con correnti di inserzione come indicate dall CEI 11-35. ● l’Utente non può installare trasformatori per una potenza complessiva superiore a tre volte i limiti indicati per ciascun livello di tensione, anche se con sbarre BT separate.
3 x 1600 kVA
15 kV
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Impianto cliente
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Norma CEI 0-16 Limiti sulla energizzazione contemporanea dei trasformatori MTBT installati • Prevedere opportuni dispositivi al fine di evitare la contemporanea energizzazione dei trasformatori che determinano il superamento delle limitazioni suddette. • Tali dispositivi devono intervenire in caso di mancanza di tensione superiore a 5 s e provvedere alla rienergizzazione dei trasformatori secondo quantità complessive non superiori ai limiti sopra determinati, con tempi di rientro intervallati di almeno 1 s. Impianto cliente 3 x1600 kVA
15 kV
1250 kVA Relè minima V
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Norma CEI 0-16 Limiti sulla energizzazione contemporanea dei trasformatori MTBT installati Qualora i trasformatori, pur rispettando i limiti sopra previsti (in termini di numero potenza nominale), diano luogo a una complessiva corrente di energizzazione tale da provocare l’apertura del DG per effetto dell’attivazione della soglia di massima corrente I>>>, è possibile prevedere un blocco della suddetta soglia basato sull’individuazione della seconda armonica. La presenza di tale blocco di seconda armonica non deve comunque inficiare le prestazioni richieste alla PG in termini di rapidità di intervento.
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CEI 0-16….Conclusioni Schneider Electric, rende disponibili DG rispondenti alle nuove esigenze della CEI 0-16 mentre i Sistemi di Protezione a breve lo saranno : Unità Funzionali
TA di FASE
TO omop.
Protezioni
•Selettività
+
+
=
•Continuità di servizio •Sicurezza nell’esercizio •Affidabilità
AT7-A
Schneider Electric
AT7-B
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TLP 130 TLP 160
CSH190 CSH160
Sepam
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