Seminario tecnico AEIT - aeit-taa. · PDF fileSeminario tecnico AEIT Le principali caratteristiche del sistema di protezione della rete MT e degli Utenti attivi e passiviMT,secondolaNorma

Seminario tecnico Seminario tecnico AEIT

Le principali caratteristichedel sistema di protezione dellaLe principali caratteristichedel sistema di protezione dellarete MT e degli Utenti attivi epassivi MT, secondo la NormaCEI 0 16

rete MT e degli Utenti attivi epassivi MT, secondo la NormaCEI 0 16CEI 0-16CEI 0-16

Relatore

Gastone Guizzo

1

Trento, 25 settembre 2013

Le protezioni d’impianto

Obbligo delle protezioni

Le principali Leggi e Norme che stabiliscono l’obbligo dieffettuare la protezione a salvaguardia degli impianti,contro le sovracorrenti di forte intensità (corto circuiti), di

d t i t ità ( i hi) t i ti tmodesta intensità (sovraccarichi) e contro i guasti a terra,sono:

dagli artt. 80 e 81 del D.Lgs. n. 81/2008;g g / ;

dall’art. 4.2 della Norma CEI EN 61936-1 (CEI 99-2);

dagli artt. 4.2, 5.2 e 5.3 della Norma 11-17;

dai cap. 41 e 43 della Norma CEI 64-8/4.

Inoltre l’art. 3.4.2 e 3.5.5.2 della Guida CEI 0-2 e cap.8.3della Guida CEI 11-35, raccomandano inoltre ilcoordinamento selettivo delle protezioni, ossia l’aperturadel solo circuito direttamente interessato dal guasto.

2

Le protezioni d’impianto

Requisiti di un sistema di protezione

p p

q p

a)proteggere il/i componente/i d’impianto,le persone, le cose;

b)risultare selettiva nei confronti dellei i d ll lprotezioni poste a monte ed a valle, al

fine di poter selezionare la sola porzionedi impianto sede di guasto;di impianto sede di guasto;

c)non deve dar origine ad interventiintempestivi;p ;

d)deve essere affidabile

Tipologia delle interruzioni/guastipo og a de e te u o /guastGli eventi che interessano un sistema elettrico MTsono:

guasti polifasi: sono dovuti a sovraccarichi ecortocircuiti.I sovraccarichi ed i cortocircuiti sono eventi abbastanzaI sovraccarichi ed i cortocircuiti sono eventi abbastanza

poco frequenti.

guasti a terra: sono del tipo monofase a terra,g p ,doppiomonofase e polifase a terra.L’incidenza dei guasti monofasi a terra è di circa il 55%del totale interruzioni; mentre i doppiomonofasi a terra; ppsono circa il 12% del totale interruzioni e simanifestano con sovracorrenti dell’ordine di 2 kA.I guasti polifasi con contatto a terra sono generalmentedi tipo bifase con sovracorrenti dell’ordine di 3÷5 kA.Tali eventi sono dovuti a cedimenti dell’isolamentoprincipalmente a causa sovratensioni atmosferiche.

segue

Tipologia delle interruzioni/guasti

guasti inversi: generalmente causati dalla rottura di un

Gli eventi che interessano un sistema elettrico MTsono:

guasti inversi: generalmente causati dalla rottura di unconduttore, in cui rimane isolata l’estremità latoalimentazione.Incidenza molto modestaIncidenza molto modesta.archi intermittenti a terra: si manifestano nelle reti incavo, in particolare nei giunti.Incidenza modestaIncidenza modesta.

“La selezione dei guasti a terra nellegreti MT a neutro isoalto con l’impiegodi una nuova protezione”. De Bernardi,G. Mazza, G. Guizzo, C. Malaguti

interruzione di fase: incidenza modesta.

Caratteristiche delle diverse tipologie di interruzionedi interruzione

Evento di tipomonofase a terra

Inizio evento


Evoluzione di un evento da monofase-bifase-trifase concontatto a terra

monofase bifase trifase


Evoluzione di un evento da monofase-bifase-trifase concontatto a terra

monof.bifase trifase


Distribuzione delle resistenze di guasto a terra pereventi di tipo monofaseeventi di tipo monofase

Periodo di osservazione: 1/6/90‐1/6/92eventi considerati: n° 1696

40

45

50

(%)eventi considerati: n 1696

20

25

30

35

0

5

10

15

00‐50 50‐150 150‐250 250‐500 500‐1000 1000‐1500 1500‐2000 2000‐5000

Resistenza (Ω)

V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi - Campagna di misure sulla rete elettrica: V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi Campagna di misure sulla rete elettrica: metodologia e risultati. Memoria presentata al convegno "La qualità del prodotto elettricità interfacciamento distributore-utente" Verona 25-26 novembre 1993


Distribuzione delle sovracorrenti per eventi di tipopolifasepolifase

Periodo di osservazione: 1/6/90‐1/6/92eventi considerati: n° 692

50

60(%

)

20

30

40

0

10

20

V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi - Campagna di misure sulla rete elettrica:

0‐1 1‐2 2‐3 3‐4 4‐5 5‐6 6‐7

Corrente (kA)

V. Biscaglia, D. Cappellieri, G. Gambelli, G. Guizzo, F. Panin, G. Rocchi Campagna di misure sulla rete elettrica: metodologia e risultati. Memoria presentata al convegno "La qualità del prodotto elettricità interfacciamento distributore-utente" Verona 25-26 novembre 1993

Principali caratteristiche del sistema di protezionee di automazione

Protezioni Linea MT, del tipoa tempo indipendente:50

Cabina primariaC.S. I.C.S./INT C.S.

Linea MT

51 a due soglie d’intervento67N79 (D.R.A.)

Trasformatore AT/MT Rilevatori di guasto del tipo

a tempo indipendente:515167N79 (D.R.A.)

Protezioni esterne TR AT/MT atempo indipendente:51 AT50 AT Ap Intt.AT e MT

Protezioni sbarra MT a tempoindipendente:50 AT

51 MT

Protezioni commutatore:1° soglia: 50: bloccomanovra di commutazione

Ap Int. MT 59N5927

Ap Intt.AT e MT

manovra di commutazione2° soglia: conteggio manovre


Protezioni contro le sovracorrenti: esempio diProtezioni contro le sovracorrenti: esempio dicoordinamento





Linea MT ICS/INT

1,4

P t i li

1

1,2Protezione linea

ICS

0,6

0,8

0,2

0,4

00 500 1000 1500 2000 2500 3000800~360


Protezioni contro i guasti a terraProtezioni contro i guasti a terra

Per la selezione dei guasti monofasi a terra, la protezione è deltipo direzionale ed in particolare di tipo varmetrico per reti a

i l di i i ineutro isolato di tipo wattmetrico per reti a neutro compensato.

Per quanto riguarda la selezione dei guasti doppio monofase aterra la protezione è sempre del tipo direzionale, ma con soglie ep p p , gsettore d’intervento diverso da quelle della protezione perselezione dei guasti monofasi a terra.

I segnali di ingresso sono la tensione residua (I ) e la tensioneI segnali di ingresso sono la tensione residua (Ir) e la tensioneomopolare (V0).Le resistenze di guasto monofase a terra selezionabili dallaprotezione direzionale di terra, per una rete a 20 kV, varia daprotezione direzionale di terra, per una rete a 20 kV, varia dacirca 7 kΩ a circa 4 kΩ, per reti a neutro compensato e 7 kΩ acirca 2 kΩ per reti a neutro isolato.La maggior resistenza di guasto si riscontra nelle reti congg gmodesta corrente capacitiva.


Posizione dei vettori tensione omopolare e correnteomopolare nelle reti a neutro isolato e compensato, per guasto

e di automazione

Settore

monofase a terra

Settore di

I0g

VARMETRICO (NI)

δ

Settore di intervento I0g

I0sSettore di intervento Settore

WATTMETRICO (NC) V0

I0s

V0

• La corrente residua nelle linee sane è sempre di90° in anticipo sulla tensione omopolareLa corrente residua nelle linee sane

V0

90 in anticipo sulla tensione omopolare• La fase della corrente residua nella linea guasta è

variabile• L’angolo δ:

• Dipende dalla configurazione di rete e dalla% di compensazione

è sempre di 90° in anticipo sullatensione omopolare

La corrente residua nella lineaguasta è sempre in ritardo di 90°

% di compensazione• È indipendente dalla resistenza di guasto

rispetto alla tensione omopolare


Protezioni contro i guasti a terra: caratteristiche funzionali

Vo Vo Vo

“Neutro compensato” “Neutro isolato” “Doppio guasto monofase”

Zona di sicuro intervento



intervento

67 S1 67 S2 67 S3

t = variabile (1-10 s)Φ: 61‐257

t = 0.4 sΦ: 60‐120

t = 0.1 sΦ: 190‐10

17

67 S4: t = 2 s


UP: Unità Periferica di Telecontrollo e Automazione:caratteristiche principali bi d i

Inoltro telecomandi di AP/CH IMS/ICSimpartiti dal centro agli IMS/ICS di cabina

d

caratteristiche principali UP per cabina secondaria

secondaria;

Monitoraggio posizione organi di manovratelecontrollati;

Monitoraggio presenza di tensione MTsulla sbarra della cabina secondaria esulle linee attestate alla cabina stessa (sepresenti i rilevatori di tensione);presenti i rilevatori di tensione);

Impostare/modificare parametri su UP surichiesta dal centro (per es. inversione delverso dei rilevatori di guasto direzionali);

UP per montaggio su palo

verso dei rilevatori di guasto direzionali);

Attuazione, su abilitazione dal centro,degli automatismi per la selezione deltronco guasto

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tronco guasto.


RGDAT: Rilevatori di Guasto Direzionale e diG o d Gu s o o dAssenza Tensione

Dispositivo previsto per rilevare i guasti e lap p p gpresenza/assenza tensione sulla rete MT

Tipologie rilevatori:

• installazione nelle cabine secondarie;

• installazione su parte aerea delle cabine a torre;

• installazione su linee MT in conduttori nudi.installazione su linee MT in conduttori nudi.

Tali dispositivi sono adatti sia per reti a neutro isolatoche compensato;

I di i i d ll t it biIn caso di inversione della corrente, a seguito cambioassetto di esercizio, la caratteristica di intervento, perguasti a terra deve essere invertita, attraverso segnaleesterno, da posto di teleconduzione.

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este o, da posto d te eco du o e


RGDAT: Rilevatori di Guasto Direzionale e diAssenza Tensione: esempi di installazione

Cabina secondaria Su cabina secondaria a

torre

Su palo

20

Principali caratteristiche del sistema di protezione e diautomazioneautomazione

Esempio di selezione automatica del tronco guasto contecnica FRGApplicazione: reti a neutro isolato o compensato

Principali caratteristiche del sistema di protezione e diautomazioneautomazione

Esempio di selezione automatica del tronco guasto con tecnica FNCApplicazione: reti a neutro compensato.Tipologia di guasti selezionati: monofase a terra; per eventi di tipo polifase odoppio monofase a terra la sequenza è analoga a quella prevista per FRG

Principali caratteristichePrincipali caratteristichePrincipali caratteristichefunzionali del SPG secondola Norma CEI 0-16 ed. III,

Principali caratteristichefunzionali del SPG secondola Norma CEI 0-16 ed. III,2012-122012-12

23

Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12

Caratteristiche SPG e relative regolazioni

Protezione contro le sovracorrenti:protezione di massima corrente di fase almeno tripolare a tre soglie diProtezione contro le sovracorrenti:protezione di massima corrente di fase almeno tripolare a tre soglie dip p gintervento:

prima soglia I> (51) a tempo molto inverso (IEC 60255 VIT Very InverseTime): contro il sovraccarico, attivazione e regolazione sono d

p p gintervento:

prima soglia I> (51) a tempo molto inverso (IEC 60255 VIT Very InverseTime): contro il sovraccarico, attivazione e regolazione sono d) gdiscrezione del Distributore;

seconda soglia I>> (51) a tempo indipendente contro sovracorrenti dimodesta intensità;

) gdiscrezione del Distributore;

seconda soglia I>> (51) a tempo indipendente contro sovracorrenti dimodesta intensità;

terza soglia I>>> (50) a tempo indipendente contro cortocircuiti in MT.terza soglia I>>> (50) a tempo indipendente contro cortocircuiti in MT.

Le regolazioni minime di seguito riportate si applicano nella generalità degliLe regolazioni minime di seguito riportate si applicano nella generalità degliLe regolazioni minime di seguito riportate si applicano nella generalità degliUtenti; per Utenti con potenza impegnata superiore a 3 MW (3 MVA se attivi)è prevista la possibilità di concordare con il Distributore regolazionidifferenti, compatibilmente con le caratteristiche della rete

Le regolazioni minime di seguito riportate si applicano nella generalità degliUtenti; per Utenti con potenza impegnata superiore a 3 MW (3 MVA se attivi)è prevista la possibilità di concordare con il Distributore regolazionidifferenti, compatibilmente con le caratteristiche della rete


SPG: regolazioni contro le sovracorrenti


Esempio di coordinamento contro le sovracorrenti


Protezione contro i guasti a terra

Regolazioni protezione massima corrente omopolare (51N e 50N) (ValoriRegolazioni protezione massima corrente omopolare (51N e 50N) (ValoriRegolazioni protezione massima corrente omopolare (51N e 50N) (Valoririferiti al 15 e 20 kV)Regolazioni protezione massima corrente omopolare (51N e 50N) (Valoririferiti al 15 e 20 kV)

Neutro isolatoNeutro isolatoNeutro isolato• Prima soglia I0> (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 0,17 s• Seconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a

terra comunicata dal Distributore tempo estinzione guasto: 0 17 s;

Neutro isolato• Prima soglia I0> (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 0,17 s• Seconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a

terra comunicata dal Distributore tempo estinzione guasto: 0 17 s;terra comunicata dal Distributore, tempo estinzione guasto: 0,17 s; presente con protezione 67N.terra comunicata dal Distributore, tempo estinzione guasto: 0,17 s; presente con protezione 67N.

Neutro compensato• Prima soglia I0> (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 0,45 s (0,8 s con nuovo IMS+fusibili+51N);

Neutro compensato• Prima soglia I0> (51N): 2 A, tempo estinzione guasto: 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 Distributore (70 A per 20 kV e 56 A per 15 kV), tempo estinzione guasto: 0,17 s; sempre presente

• Seconda soglia I0>> (50N): 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore (70 A per 20 kV e 56 A per 15 kV), tempo estinzione guasto: 0,17 s; sempre presente


Protezione contro i guasti a terra

Regolazioni protezione direzionale di massima corrente omopolare (67N.S1 e 67N.S2) (Valori riferiti al 15 e 20 kV)Regolazioni protezione direzionale di massima corrente omopolare (67N.S1 e 67N.S2) (Valori riferiti al 15 e 20 kV)

Neutro compensato: prima soglia (67N.S1):Neutro compensato: prima soglia (67N.S1):• I0> = 2 A, U0> = 5 V, settore intervento 60°÷250°, tempo estinzione

guasto: 0,45 s• I0> = 2 A, U0> = 5 V, settore intervento 60°÷250°, tempo estinzione

guasto: 0,45 s

Neutro isolato: seconda soglia (67N.S2):• I0> = 2 A, U0> = 2 V, settore intervento 60°÷120°, tempo estinzione

t 0 17

Neutro isolato: seconda soglia (67N.S2):• I0> = 2 A, U0> = 2 V, settore intervento 60°÷120°, tempo estinzione

t 0 17guasto: 0,17 sguasto: 0,17 s


Protezione contro i guasti a terra: caratteristiche d’intervento

Norma CEI 0-16: coordinamento selettivo tra leprotezioni MT di utenza: selettività logica

CEI 0-16, Caso 1: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,2 s (tap:

protezioni MT di utenza: selettività logicaSelettività dei guasti polifasi e doppio monofase a terraCEI 0 16, Caso 1: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,2 s (tap: 0,07 s, trp: 0,13 s)

Al manifestarsi del guasto si ha l’apertura

Condizioni: rete MT Utente in cavo e previa comunicazione scritta al Distributore

istantaneo

Altri Utenti

Distributore

PLEstinzione del

guasto: ~ 0,12 s

Al manifestarsi del guasto si ha l’aperturadell’interruttore del Distributore (PL) consuccessiva richiusura dello stesso entro 0,6 s,per quanto riguarda l’impianto dell’Utente si

C

Altri Utenti

0,13 sUtente

PGSelettività

possono riscontrare le seguenti situazioni:

• guasto in A: apertura del solo interruttoreP1, al ritorno della tensione tutto l’impianto amonte ritorna in servizio;C

0,13 sP2B

Selettività logica

monte ritorna in servizio;

• guasto in B: apertura del solo interruttoreP2, al ritorno della tensione tutto l’impianto amonte ritorna in servizio;

0,3 sP1

A

Selettività logica

monte ritorna in servizio;

• guasto in C: apertura del interruttore PG, alritorno della tensione tutto l’impianto rimanefuori servizio.

Selettività logica: 0,1 s = tempo minimo necessario per trasmissione e ricezione segnale di blocco

Norma CEI 0-16: coordinamento selettivo tra leprotezioni MT di utenza: selettività logicaprotezioni MT di utenza: selettività logica

CEI 0 16 Caso 2: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0 17 s (t : 0 07

Selettività dei guasti polifasi e doppio monofase a terraCEI 0-16, Caso 2: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,17 s (tap: 0,07 s, trp: 0,13 s), tempo intervento protezione Distributore: ≥ 0,17 sCondizioni: Utenti con Pdisp.≥ 5MW, linea del Distributore con caratteristiche adeguate e con approvazione dello stessoadeguate e con approvazione dello stesso

0,17 s

Distributore

PLEstinzione del

guasto: ~ 0,24 s

Al manifestarsi del guasto si riscontrano leseguenti situazioni:• guasto in A: apertura dell’interruttore P1,

Altri Utenti

0 1

g pprobabile apertura degli interruttori P2 ePG;• guasto in B: apertura dell’interruttore P2,probabile apertura dell’interruttore PG eUtente

0,1 s

0,1 s

PG

P2

Selettività logica

probabile apertura dell interruttore PG edell’interruttore di linea (PL) delDistributore;• guasto in C: apertura dell’interruttore PGe apertura dell’interruttore di linea (PL) del

C

0,3 sP1A

Selettività logica

e apertura dell’interruttore di linea (PL) delDistributore con successiva richiusura in~ 0,6 s .

B

A


Norma CEI 0-16: coordinamento selettivo tra leprotezioni MT di utenza: selettività logicaprotezioni MT di utenza: selettività logica

Selettività dei guasti polifasi e doppio monofase a terraCEI 0 16 Caso 3: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0 17 s (t : 0 07CEI 0-16, Caso 3: terza soglia PG 50 o 50N: tempo estinzione guasto: ≤ 0,17 s (tap: 0,07 s, trp: 0,13 s), tempo intervento protezione Distributore: ≥ 0,25 sCondizioni: Utenti con Pdisp.≥ 5MW, con rete su due livelli o estensione > 3 km, linea del Distributore adeguate e con approvazione dello stessodel Distributore adeguate e con approvazione dello stesso

0,25 sPLEstinzione del

guasto: ~ 0 32 sAl manifestarsi del guasto si riscontrano leseg enti sit a ioni0,25 s

Altri Utenti

PL guasto: ~ 0,32 s seguenti situazioni:• guasto in A: apertura dell’interruttore P1,

probabile apertura degli interruttori P2 ePG;

0,1 sPG • guasto in B: apertura dell’interruttore P2,probabile apertura dell’interruttore PG;

• guasto in C: apertura dell’interruttore PG.C

0,1 s

0,3 s

P2

P1

B

0,3P1A


Principali caratteristichePrincipali caratteristichePrincipali caratteristichefunzionali del SPI secondola Norma CEI 0-16 ed. III,

Principali caratteristichefunzionali del SPI secondola Norma CEI 0-16 ed. III,2012-122012-12

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Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi

Caratteristiche PI e relative regolazioni

P t i i i t l DDIProtezioni associate al DDIMassima tensione (59.S1 e 59.S2)Minima tensione (27.S1 e 27.S2)( )Massima tensione residua lato MT (59N, ritardata)Massima frequenza (81>.S1, con sblocco voltmetrico)Minima frequenza (81<.S1, con sblocco voltmetrico)Massima frequenza (81>.S2, ritardato)Minima frequenza (81<,S2, ritardato)Minima frequenza (81<,S2, ritardato)

L’attivazione delle soglie con sblocco voltmetrico avviene in per:• Massima tensione residua (59N): presenza di guasti monofasi a terra• Minima tensione di sequenza diretta (27Vd): presenza di cortocircuiti trifasi• Massima tensione di sequenza inversa (59Vi): presenza di cortocircuiti bifasi.N.B.:Quando sarà attivo il telescatto la logica a sblocco voltmetrico avrà la funzione di rincalzo in caso di anomalie sulla rete di comunicazione del Distributore



Logica di funzionamentosoglie restrittive per sbloccovoltmetrico

Caratteristiche PI e relative regolazioniNorma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attivi


Valore di tensioneValore di tensionedeterminato su 10 minuti

Spoglie attive in presenzadi sblocco voltmetrico

Scatto e sblocco voltmetrico

Sblocco voltmetrico

Sblocco voltmetricoSblocco voltmetrico


Modalità transitoria di funzionamento del SPI(stand alone): nessunsegnale/comando da parte del Distributore su rete dicomunicazionecomunicazione

Comando locale nello stato basso (0): funzionamento permanentecon soglie permissive ed restrittive con sblocco voltmetrico

Comando locale nello stato alto (1): funzionamento sempre consoglie restrittive

L t t l i d l d l l i d fi it i d llLo stato logico del comando locale, viene definito prima dellaconnessione.


Modalità definitiva di funzionamento del SPI: su letture locali e conrete di comunicazione del DSOete d co u ca o e de SO

Comando locale stabilmente nello stato basso (0): SPI funzionamentopermanentemente con soglie permissivepermanentemente con soglie permissive.In caso di guasto su linea del Distributore dove è connesso l’Utenteattivo, l’intervento del SPI è ottenuto mediante telescatto dal DSO(rete di comunicazione operativa)(rete di comunicazione operativa).Nel caso di rete di comunicazione non operativa: lo scatto del SPIavviene con soglie restrittive in presenza di sblocco

Il comando locale può assumere la posizione di alto (abilitazione sogliet itti ) l t li ità d l Di t ib t d d lrestrittive), solo per eventuali necessità del Distributore e su deroga del

Gestore di rete di Trasmissione


2 MW HzAPRE

0 MW

Modalità definitiva e transitoria di funzionamento del SPI

2 MW

DDI

SPI

51,5 HzRICH. OK 1 MW 1 MW

53

5049 51

47

PC≅ PG

Hz

CP

SPI

47,5 HzUT.1 1 MW

1 MWPC = 2 MW

2 MW HzAPRE

0 MW2 MW

DDI

SPI

51,5 HzRICH. OK 1 MW

53

5049 51

47

PC≅ PG

Vi>

V0> 50,2 Hz

SPI

47,5 HzUT.1

PC = 2 MW

Vi>

Vd < 49,8 Hz

PGD =2 MW


Funzionamento degli impianti misti di produzione e consumo ascambio di potenza attivo limitato

Campo di applicazione: impianti in cui lo scambio di potenza attiva tra larete dell’Utente (atta a funzionare in isola, generatori convenzionali sincroni) el t d t i di i i di i di f i t è bila rete ad essa esterna, in condizioni ordinarie di funzionamento è a scambioprossimo allo zero (impianti di cogenerazione, cartiere, ecc.). Tali impiantisono esclusi dai piani di difesa

Condizioni: potenza immessa ≤ 30% potenza attiva prodotta

Caratteristiche SPI: il SPI l à ffi t d d lèCaratteristiche SPI: il SPI «normale» sarà affiancato da un secondo relècon le seguenti soglie di regolazione:- minima tensione 27.S1: 0,85Un ti: 0,2 s

massima tensione 59 S1: 1 10Un ti: 0 1 s- massima tensione 59.S1: 1,10Un ti: 0,1 s- minima frequenza 81<.S1: 49,7 Hz ti: 0,1 s- massima frequenza 81>.S1: 50,3 Hz ti:0,1 s

Tale sistema dovrà essere disattivato da un relè direzionale di potenza quando lapotenza immessa è >30% per un tempo superiore a 60s.


Dispositivo d’interfaccia (DDI)Dispositivo d’interfaccia (DDI)

ammesso l’impiego di più DDI comandati da un unico SPI

ammesso l’impiego di più DDI comandati da un unico SPI

impianti esistenti, connessialla rete almeno un anno rispettoalla richiesta di connessione:

impianti esistenti, connessialla rete almeno un anno rispettoalla richiesta di connessione:DDI comandati da un unico SPIDDI comandati da un unico SPI alla richiesta di connessione:potenza complessiva generatori≤ 1000 kW è possibile installare

iù di t DDI h

alla richiesta di connessione:potenza complessiva generatori≤ 1000 kW è possibile installare

iù di t DDI hnon più di tre DDI, anche senzalogica ORnon più di tre DDI, anche senzalogica OR

Norma CEI 0-16 ed. III, 2012-12: Utenti attiviNorma CEI 0 16 ed. III, 2012 12: Utenti attivi

Dispositivo di rincalzo (DDR)Dispositivo di rincalzo (DDR)

richiesto per impianti attivi con potenza superiore arichiesto per impianti attivi con potenza superiore arichiesto per impianti attivi con potenza superiore a400 kW

intervento con ritardo non eccedente 1 s dallo scattodella PI e condizionato dalla posizione di chiuso della

richiesto per impianti attivi con potenza superiore a400 kW

intervento con ritardo non eccedente 1 s dallo scattodella PI e condizionato dalla posizione di chiuso delladella PI e condizionato dalla posizione di chiuso dellaprotezione d’interfacciapossono essere presenti uno o più DDR all’internod ll’i i t d l d tt

della PI e condizionato dalla posizione di chiuso dellaprotezione d’interfacciapossono essere presenti uno o più DDR all’internod ll’i i t d l d ttdell’impianto del produttoredell’impianto del produttore


P t i di i / i i t iP t i di i / i i t i

Modalità di misura della tensione e frequenza per SPIModalità di misura della tensione e frequenza per SPI

Protezione di massima/minima tensione- devono essere misurate le tre tensioni concatenateProtezione di massima/minima tensione- devono essere misurate le tre tensioni concatenate

da secondario di almeno due TV-I collegati fase-fasedal secondario di una terna di TV-NI collegati fase-terrada secondario di almeno due TV-I collegati fase-fasedal secondario di una terna di TV-NI collegati fase-terradirettamente dalle tensioni concatenate in BTdirettamente dalle tensioni concatenate in BT

P t i di i / i i fP t i di i / i i fProtezione di massima/minima frequenza

da secondario di almeno un TV-I collegato fase-fase

dal secondario di una terna di TV NI collegati fase

Protezione di massima/minima frequenza

da secondario di almeno un TV-I collegato fase-fase

dal secondario di una terna di TV NI collegati fasedal secondario di una terna di TV-NI collegati fase-terra: misura delle tre tensioni di fase oppure dalle tre tensioni concatenate (determinate internamente al SPI)

dal secondario di una terna di TV-NI collegati fase-terra: misura delle tre tensioni di fase oppure dalle tre tensioni concatenate (determinate internamente al SPI)

Posizionamento trasformatori/trasduttori di

trasformatori di corrente omopolari (TO): a monte o a

misura: regole generali

trasformatori di corrente omopolari (TO): a monte o avalle

trasformatori di corrente di fase (TA):TA I: solo a valle del DG;TA-I: solo a valle del DG;TA-T: a monte o a valle(*) del DG;TA-NI: a monte o a valle(*) del DG

trasformatori di tensione induttivi (TV-I): se installati amonte del DG o a monte dei TA di fase: IMS+fusibili MTPosizionamento ideale a valle del DG e dei TA di fase.

trasformatori di tensione non induttivi (TV-NI): possono( ) pessere installati a monte del DG e/o a monte dei TA di fasesenza alcuna protezione MT.Posizionamento ideale a valle dei TA di fasePosizionamento ideale a valle dei TA di fase

(*): posizionamento ideale

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Seminario tecnico AEIT - aeit-taa. · PDF fileSeminario tecnico AEIT Le principali caratteristiche del sistema di protezione della rete MT e degli Utenti attivi e passiviMT,secondolaNorma