Dimensionamento e protezione dell’impianto Capitolo 7

Capitolo 7

Dimensionamento e protezione

dell’impianto

In questo capitolo sono trattati temi riguardanti il dimensionamento dei cavi della rete di allacciamento dell’impianto alla rete di distribuzione Enel (figura 7.1) e la scelta del sistema di protezione atto alla rilevazione di correnti anomale di funzionamento (sovracorrenti e correnti di cortocircuito). Si è effettuato il calcolo delle componenti alternate subtransitorie (valori efficaci) delle correnti di cortocircuito a frequenza nominale ai nodi della rete di allacciamento (modellando il sistema con i circuiti monofase di sequenza, Capitolo 6) ed è proposta la taratura di massima dei dispositivi di protezione.

Punto di consegna L1 L2 L3 L4 L5 L6 L7 L8 L9 L11 L1 2 L1 3 WT1 WT2 WT3 WT4 WT5 WT6 WT7 WT8 WT9 WT10 WT11

Figura 7.1: Schema unifilare dell’impianto

7.1 Dimensionamento cavi della rete di allacciamento

Il dimensionamento della rete di allacciamento si è effettuata considerando cavi di media tensione per posa interrata prodotti dall’ABB [9].

DATI:

Isolamento: XLPE Tipo cavo: tripolare

Tensione nominale: 20kV (Um=24 kV)

Conduttore: rame

In tabella 7.1 sono indicati i valori delle portate teoriche (Io) per cavi posati nelle

seguenti condizioni:

- temperatura del terreno: 20 °C - temperatura ambiente: 35 °C

- profondità di posa: 1.0 m - resistività del terreno: 1.0 Km/W

Tabella 7.1: Portate per cavi MT Sezione (mm2) I0 (A) 16 115 25 145 35 175 50 210 70 250 95 300 120 340 150 380 185 430 240 495 300 555 400 625 500 700 630 785

Tabella 7.2: Parametri elettrici dei cavi MT

Sezione (mm2) Capacità (µF/km) Induttanza (mH/km) Resistenza 50Hz (Ω /km) 50 0.17 0.39 0.494 240 0.29 0.30 0.0996

7.1.2 Dimensionamento

Corrente di utilizzo di ciascun cavo

Ing= 749 A corrente nominale aerogeneratore lato BT

InG = ⋅ = MT ng BT V I V V 15000 A 749 V

690 ⋅ _{≅ 34 A corrente nominale aerogeneratore lato MT}

Si è considerato ciascun aerogeneratore funzionante a cosϕ =0.95 (Capitolo 4): è un ipotesi cautelativa in quanto nell’impianto in questione le turbine eoliche saranno impostate per funzionamento di default, ovvero a; il trasformatore 690/15000 di ogni aerogeneratore è considerato ideale (rendimento del 100%).

In tabella 7.3 sono riportati i valori della corrente di utilizzo IB di ciascun cavo:

Tabella 7.3: Corrente di utilizzo

dei cavi Linea IB (A) L 374 L1 34 L2 136 L3 102 L4 68 L5 102 L6 102 L7 68 L8 102 L9 136 L11 34 L12 136 L13 136 Portata

I valori delle portate teoriche I0 (tabella 7.3) vanno moltiplicati per i coefficienti

relativi a condizioni di posa dei cavi diverse da quelle standard.

Si assumono i coefficienti relativi alle seguenti condizioni di posa:

- temperatura del terreno 20 °C (k1=1)

- profondità di posa 1m (k2=1)

- resistività del terreno 1.2 Km/W (k3=0.93)

- distanza tra cavi posati nello stesso scavo 200 mm** (k4=0.81)

** il coefficiente è relativo a due cavi nello stesso scavo; per tre si utilizza k4b=0.71

Per il cavo L data la corrente di utilizzo (374 A), è necessario una sezione da 240 mm2, mentre per le altre linee sono sufficienti sezioni di 50 mm2 (per alcuni tratti si possono utilizzare sezioni inferiori, ma è più conveniente, in termini di costo legato all’acquisto del cavo, utilizzare una sezione unica).

Tabella 7.4: Portata teorica (I0), portata (Iz) e corrente di

utilizzo (IB) dei cavi MT dell’impianto

Linea Sezione (mm2) I0 (A) IZ (A) IB (A) L 240 495 416 374 L1 50 210 139* 34 L2 50 210 139* 136 L3 50 210 158 102 L4 50 210 158 68 L5 50 210 158 102 L6 50 210 158 102 L7 50 210 158 68 L8 50 210 158 102 L9 50 210 158 136 L11 50 210 158 34 L12 50 210 158 136 L13 50 210 139* 136

* L1, L2, L12 sono posati nello stesso scavo

Sezione dei cavi e cortocircuito

Se un cortocircuito dura per un tempo eccessivo, il riscaldamento del cavo può danneggiare l’isolante in modo inammissibile.

Tabella 7.5: Max corrente di corto ammissibile per i cavi MT

Sezione (mm2) Corrente max di

cortocircuito sopportabile dal cavo per 1 s (kA)

50 7.2 240 34.5

La verifica dell’idoneità delle sezioni di progetto a resistere agli effetti termici determinati dal cortocircuito è eseguita calcolando le correnti di guasto conseguenti ad un cortocircuito trifase (guasto più gravoso, cfr. Capitolo 6) al nodo 5 e al nodo 0 (figura 7.2).

z6 z9 z2 z3 z4 z5 z1 z11 z xccr 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 z7 z8 L6 L7 L8 L9 L11 L1 L2 L3 L4 L5 xcc xcc xcc xcc xcc xcc xcc xcc xcc xcc z12 z13 L12 L13 xcc

Figura 7.2: Circuito equivalente di sequenza diretta dell’impianto:guasto trifase al nodo 5 e al nodo 0

• Guasto trifase al nodo 5:

Si considera l’equivalente di Thevenin della rete alla sequenza diretta, visto dal nodo in cui avviene il guasto(figura 7.3). Si suppone che il regime di funzionamento prima del cortocircuito sia il regime permanente e che su ciascun nodo la tensione sia pari al valore nominale (Vth = Vn= 15 kV). I calcoli di

cortocircuito sono eseguiti assumendo la tensione V=1.1⋅Vn.

55 ) (z_dd v icc5 5

Figura 7.3: Equivalente di Thevenin dal nodo 5

v= 1.1 p.u. (z_dd)₅₅ = 0.0022+0.0052*i p.u. = = 55 ) ( 5 dd th cc z v i & 195 p.u. Icc5= = 7506 A icc5⋅k

Considerando tempi di eliminazione del guasto inferiori a 1 s, non sussistono problemi legati al cortocircuito per tutte le linee di sezione 50 mm2 dell’impianto.

• Guasto trifase all’inizio della linea L (nodo 0) 5 eq z 5 _z eq z v

Equivalente della rete di distribuzione

xccr Equivalente del sistema

a valle del nodo 5

0

Figura 7.4:Circuito equivalente per il calcolo della corrente di guasto al nodo 0

5 eq z = (0.0004+0.0269j) p.u. = = eq 0 cc z v i & 406 p.u. Icc0 =icc0⋅ =16 kA k

Per tempi di eliminazione del guasto inferiori al secondo, il cavo L (di sezione 240 mm2) è dimensionato con ampio margine (tabella 7.5).

Osservazioni:

- il guasto è considerato cautelativamente con Rg=0.

- 2 3 _b b V P k ⋅ = ( cfr.Capitolo 6)

7.2 PROTEZIONE DELL’IMPIANTO

Guasti lato MT

Si considerano guasti localizzati su uno dei due semianelli costituenti la rete di allacciamento, dato che per l’altro valgono considerazioni del tutto analoghe. Le correnti di cortocircuito calcolate nel seguito sono determinate con rete di allacciamento in configurazione “A” (funzionamento in condizioni normali, con linea di back-up L12 sezionata, figura 7.5) e in configurazione “B”(assetto di rete

corrispondente ad un avvenuto guasto su L9 , figura 7.6).

• Rete in configurazione “A”

In tabella 7.6 sono riportate le correnti di corto(valori efficaci) trifase sui nodi MT della rete (figura 7.5). Le correnti sono comprensive del contributo al corto della rete di distribuzione e di quello degli aerogeneratori. Il calcolo delle correnti di cortocircuito è eseguito servendosi degli equivalenti di sequenza diretta visti dal nodo sede del guasto :

hh dd n h ) z ( v 1 . 1 icc = ⋅ [p.u.]

Tabella 7.6: Correnti di corto

(rete di allacciamento in configurazione “A”)

Nodo icc [p.u.] Icc [A]

1 144 5543

2 152 5850

3 164 6312

4 171 6583

L6 L2 L3 L4 L5 L1 L11 L xccr 1 2 3 4 5 L7 L8 L9 RETE DI DISTRIBUZIONE MT L12 L13

Figura 7.5:Circuito equivalente alla sequenza diretta dell’impianto:rete di allacciamento in configurazione”A”

• Rete in configurazione “B”

In tabella 7.7 sono riportate le correnti di cortocircuito per guasti nei nodi indicati in figura 7.6.

Tabella 7.7: Correnti di corto (rete in configurazione “B”)

Nodo icc [p.u.] Icc [kA]

5 195 7506 1 145 5581 2 138 5312 3 129 4965 4 124 4772 L6 L2 L3 L4 L5 L1 L11 L xccr 1 2 3 4 5 L7 L8 RETE DI DISTRIBUZIONE MT L12 L13

Figura 7.6: Circuito equivalente alla sequenza diretta dell’impianto:rete di allacciamento in configurazione”B”

Corrente di corto erogata dagli aerogeneratori

Per guasti sulla media tensione, il contributo al corto degli aerogeneratori (lato MT) è notevolmente inferiore a quello della rete di distribuzione.

BT MT

e"

0.235 p.u. 0.06 p.u

Figura 7.7:Corrente di corto erogata dall’aerogeneratore:guasto sulla media tensione

In caso di guasto immediatamente a monte del trasformatore (figura 7.7), l’aerogeneratore eroga una corrente di circa 140A*. Per guasti sulla rete di allacciamento, le correnti di corto erogate dagli aerogeneratori sono inferiori al valore riportato per effetto delle impedenze di linea.

*la corrente di corto è calcolata considerando la tensione equivalente di Thevenin del nodo sede del guasto pari a 1.1 Vn

Ai fini della taratura dei dispositivi di protezione (paragrafo 7.2) si considera solo il contributo al corto della rete MT Enel(tabella 7.8).

Tabella 7.8: Correnti di corto (erogate dalla rete di distribuzione) a) Rete in configurazione “A”

Nodo icc [p.u.] Icc [A]

1 119 4580 2 125 4811 3 134 5158 4 140 5389 5 157 6043 b) Rete in configurazione “B”

Nodo icc [p.u.] Icc [A]

5 157 6043

1 119 4580

2 114 4388

3 107 4118

Guasti lato BT

Sono calcolate le correnti di corto relative a guasti trifase ai morsetti dell’ aerogeneratore 6 e dell’ aerogeneratore 10(figura 7.8). I valori di corrente determinati rappresentano rispettivamente la massima e la minima corrente di corto fluente nell’impianto a seguito di un corto lato bassa tensione.

L6 L2 L3 L4 L5 L1 L11 L xccr 1 2 3 4 5 L7 L8 L9 RETE DI DISTRIBUZIONE MT L12 L13 X Y WT 6 WT 7 WT 8 WT 9 WT 10 WT 1 WT 2 WT 3 WT 4 WT 5 WT 11

Figura 7.8:Circuito equivalente alla sequenza diretta dell’impianto:guasti sulla bassa tensione

Si trascura il contributo al corto degli aerogeneratori; è considerata solo la corrente di cortocircuito erogata dalla rete.

• Guasto in X (figura 7.8)

zeq

X

1.1v_n

Figura 7.9:Circuito equivalente di Thevenin per il calcolo della corrente di corto al nodo X cc 6 7 8 9 ccr eq x j z z z z z j x z = ⋅ + + + + + + ⋅ = 0.0061+0.0669j p.u. icc x= eq n z v 1 . 1 ⋅& = 16 p.u. IccxMT =iccx⋅k = 630 A • Guasto in Y (figura 7.8)

Dall’applicazione del teorema di Thevenin si ha: :

cc ccr

eq x j z j x

iccY = eq n z v 1 . 1 ⋅& =17 p.u. IccYMT = icc ⋅k= 639 A

Guasti interni agli aerogeneratori

Aerogeneratore

Interruttore

di macchina

Figura 7.10 :Guasto interno ad un aerogeneratore

La corrente di corto per guasti interni agli aerogeneratori deve essere inferiore al potere di interruzione (15kA) dell’interruttore a bordo macchina.

• Guasto interno all’aerogeneratore 10(figura 7.11)

5

eq

z 5 _xcc

Equivalente del sistema

WT10

interruttore di macchina

Icc10BT

Figura 7.11:Circuito equivalente di sequenza diretta:guasto interno all’aerogeneratore 10. = 5 eq z 0.0022+0.0053j Icc10BT= 14 kA Osservazioni:

- la corrente di guasto calcolata comprende il contributo al corto di tutti gli aerogeneratori (escluso il 10) e della rete di distribuzione;

- guasti interni agli altri aerogeneratori dell’impianto comportano correnti di corto inferiori a quella calcolata per guasto sul G10

7.2.1.1 Protezione con dispositivi a massima corrente

Protezione con selettività totale

La protezione selettiva dell’ impianto con dispositivi a massima corrente (figura 7.12 ) presenta tutte quelle problematiche connesse con la gestione di una struttura in semianello (capitolo 2).

Sezione ricevitrice L6 L7 L8 L9 L1 2 WT6 WT7 WT8 WT9 p9a p8a p7a p6a p6b p7b p8b p12b PG

• Coordinamento delle protezioni

In base a quanto detto al paragrafo 7.21, non ci sono problemi legati a scatti intempestivi delle protezioni per effetto delle correnti di corto erogate dagli aerogeneratori. Con riferimento al sistema di protezione riportato in figura 7.12 si ha che in condizioni di funzionamento normali (con linea di back-up sezionata), un eventuale guasto su un tratto di cavo deve essere aperto dalla protezione “pa”

ad esso relativa; in caso di funzionamento con linea di back-up chiusa sono necessarie anche le protezioni “pb” .Il sistema più semplice di taratura consiste

nello stabilire una sequenza temporale di intervento per le protezioni “pa” e per le

“pb”. Il relè p6a viene tarato per scatto istantaneo, mentre l’intervento di p7a, p8a ,

e p9a viene ritardato di un intervallo di selettività. In maniera del tutto analoga si

coordinano le protezioni “pb”, impostando p8b per scatto istantaneo e ritardando

p7b , p6b e p12b . Una taratura di questo tipo comporta perdita di selettività nella

rilevazione del guasto : un corto circuito su L7 (figura 7.12) provoca lo scatto in

primo gradino di p8b (in luogo di p7a , che interviene di secondo gradino) e

quindi l’apertura della linea sana L6. Per evitare scatti intempestivi, le protezioni

“pb” devono essere inibite quando si funziona con linea di back-up aperta. Il

coordinamento delle protezioni con lo stato di L12 (chiusa o aperta) è reso

problematico dal fatto che, con linea di back-up chiusa, si hanno condizioni di funzionamento diverse a seconda della linea sulla quale è avvenuto il guasto (figura 7.13 ). L6 L7 L8 L9 L1 2 p9a p6a p6b p7b p12b (a)

Figura 7.13 :Protezioni da attivare(nero) e da

inibire in caso di funzionamento con linea L(a) e linea L (b) sezionata

L6 L7 L8 L9 L1 2 p9a p7a p12b p8b p8a (b)

Il problema esposto, relativo a scatti intempestivi dei dispositivi di protezione può essere risolto munendo le protezioni a massima corrente “pa” e “pb” con relè

direzionale.

• Temporizzazione

La sequenza temporale di intervento stabilita per le protezioni comporta un tempo di ritardo per la protezione del dispositivo generale non conforme alla specifica Enel DK5600 (Appendice 2).

Se le protezioni a valle di p6a (p7a ,p8a ,p9a e PG)sono ritardate di un intervallo di

selettività =0.3 s, il relè PG viene ad essere tarato con un tempo di ritardo pari a 1.2 s (figura 7.14), mentre il limite massimo imposto dall’Enel é di 0.5 s.

t

∆

t(s)

PG p9a p8a p7a p6a 0.3

0.6 0.9 1.2

0.0

Figura 7.14: Protezione con relè di massima corrente:taratura dell’elemento tempo

Per realizzare una selettività di tipo amperometrico è necessario che ogni protezione sia tarata per una corrente superiore di almeno il 25% il valore della corrente di cortocircuito che si ha per guasto all’inizio del tronco successivo. Dal le correnti di corto calcolate al paragrafo 7.21 si vede come per la rete in questione non sia possibile coordinare le protezioni in selettività amperometrica.

Per rientrare nei tempi di eliminazione del guasto prescritti dall’ente distributore si possono utilizzare dispositivi di protezione predisposti per operare in selettività logica.

Alla luce di quanto detto, si può concludere che, con le protezioni per la MT,la selettività totale nella rilevazione del guasto per la rete oggetto di studio può essere realizzata solo a fronte di una notevole complicazione del sistema di protezione (protezioni a massima corrente con relè direzionali coordinate in selettività logica); complicazione, per altro non giustificata dato che per le linee in cavo, le situazioni di guasto sono molto rare.

Protezione con selettività parziale

Conviene rinunciare alla selettività totale e proteggere l’impianto con protezioni a massima corrente installate sulle linee in partenza dalla sbarra al nodo 5(figura 7.15). Sezione ricevitrice L1 L2 L3 L4 L5 L6 L7 L8 L9 L11 L12 L13 WT1 WT2 WT3 WT4 WT5 WT6 WT7 WT8 WT9 WT10 WT11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 p9 p12 p13 p2 p1 p10 p11 PG T10

• Guasti sulle linee

Un sistema di protezione così strutturato, consente un coordinamento dei relè molto semplice, che può essere realizzato tarando per intervento istantaneo le protezioni delle linee in partenza dal nodo 5 e ritardando di un gradino la PG. La perdita di selettività nella rilevazione nel guasto è dovuta al fatto che, guasti interni ai due semianelli costituenti l’allacciamento comportano lo scatto delle protezioni sulle linee in partenza dal nodo 5 ad essi relative.

In condizioni di funzionamento normali, con linea di back-up L12 sezionata, un

guasto sulla linea L7 ad esempio, comporta lo scatto di p9 . Una volta individuata

la linea sede del guasto (L7) questa viene aperta tramite sezionatori previsti all’

estremità di ogni tronco di cavo e le quattro unità di produzione allacciate al semianello sono riconnesse alla rete chiudendo la linea L12 e l’interruttore aperto

dallo scatto della p9. L’individuazione della linea guasta può essere effettuata

manualmente dal personale addetto o se l’impianto è telecontrollato, coordinando le protezioni p9 e p2 con sezionatori motorizzati in maniera tale da realizzare

• Guasti sui trasformatori

Per evitare che guasti sui trasformatori (lato BT e lato MT) comportino l’apertura di tutto il semianello si possono prevedere protezioni a massima corrente su ogni montante di macchina(figura 7.16). In assenza della p7, un guasto lato MT sul trasformatore dell’aerogeneratore W7, comporta lo scatto del relè p9 e quindi l’apertura di quattro unità di produzione.

WT6 WT7 WT8 WT9 L1 L6 L7 L8 L9 L11 L1 2 WT1 WT10 WT11 p7 p9

Figura 7.16:Guasto sul montante di macchina dell’aerogeneratore 7

Considerando che guasti sui trasformatori sono piuttosto rari e che ogni macchina è collegata alla rete di allacciamento con cavi di lunghezza inferiore ai cinque metri, su ciascun montante, in luogo dell’ interruttore con relativa protezione è conveniente installare solo un sezionatore.

7.2.1.2 Taratura dei dispositivi di protezione a massima corrente

L’impianto (figura 7.15) può essere protetto dal cortocircuito con relè a massima corrente della serie REJ513 prodotti dall’ ABB[10]. Il REJ513 è un dispositivo che adotta la tecnologia digitale a microprocessore per ottenere l’elaborazione dei dati relativi alla protezione; provvede alle funzioni di protezione contro sovraccarico (51) e corto circuito (50) ed è connesso alla linea da proteggere tramite trasformatore di corrente (figura 7.17).

Figura 7.17:Diagramma di connessione del relè a massima corrente REJ513

Tabella 7.9: Valori di taratura REJ513 Soglia di sovraccarico (I>) Soglia di cto-cto (I>>) Corrente di soglia(caratteristica a tempo definito) 0.30..5In 0.30..35In Start time 50 ms 30ms Tempo d’intervento 0.05..300 s 0.05..300s Tempo di ritardo (diseccitazione della protezione) 30 ms 30 ms Accuracy tempi d’intervento 0.025 s 0.025

Le considerazioni svolte nel seguito sono fatte con riferimento al sistema di protezione riportato in figura 7.12.

Protezioni sulle linee in partenza dal nodo 5

Le regolazioni dei relè devono essere tali da:

- aprire guasti su tutte le linee in serie a quelle sulla quale sono installati

- aprire guasti sui trasformatori

- non intervenire all’atto dell’ inserzione dei trasformatori: alla messa in tensione dell’impianto, ciascun trasformatore assorbe una corrente di spunto

T t

n

S I e

I =10⋅ ⋅ − . Il transitorio di inserzione è velocizzato dalle resistenze delle linee che smorzano rapidamente la corrente.

zL BT MT xccr Equivalente di rete Lcc RL LL L_r

La costante di tempo T può essere determinata in maniera approssimata considerando il circuito di figura 7.18 :

L r L cc R L L L T = + + =0.064 s

Cautelativamente non si è considerata la resistenza dell’avvolgimento lato MT del trasformatore e si è assunta l’induttanza di cortocircuito come induttanza del trasformatore lato MT(Lcc = 0.043 ).

• Protezione p9

Relè REJ513 con le seguenti regolazioni:

- il valore della prima soglia (I>) deve essere superiore alla corrente d’impiego della conduttura L9 (136 A) e inferiore al valore della portata (158 A); si

sceglie il valore 150 A (I>=150 A) a cui corrisponde una corrente di sicuro

intervento If = 180 A;

- la temporizzazione della prima soglia (t>) deve assicurare che non siano superati i limiti di sopportabilità dei cavi (curva figura 7.19) e che la protezione non apra all’inserzione dei quattro trasformatori T6, T7,T8,T9 (IS1*= 4IS ,figura 7.19). Si sceglie, sulla caratteristica a tempo definito un

tempo di intervento di prima soglia pari a 0.3 s (t>=0.3 s);

* cautelativamente, i trasformatori sono considerati direttamente connessi al nodo 5 e ciascuno con corrente di spunto pari a IS

- il valore della seconda soglia (I>>)è scelto pari a 1000 A;

- temporizzazione di seconda soglia: nessuna. La protezione è tarata per intervento istantaneo (t>>=0.05s).

Figura 7.19:Curva di intervento del relè p9, limite termico dei cavi MT(50 mm2) corrente di inserzione dei trasformatori(T6,T7,T8,T9).

Per la taratura della protezioni installate alle partenze delle altre linee, considerazioni dello stesso tipo di quelle fatte in precedenza conducono a valori di regolazione analoghi a quelli del relè p9.

• Protezione generale

Le regolazioni del relè di protezione generale devono essere tali da:

- aprire l’impianto in caso di guasto su L;

- garantire selettività tra la PG e le protezioni sulle linee in partenza dal nodo 5;

- non intervenire all’atto di inserzione di tutti i trasformatori dell’ impianto;

- rientrare entro le prescrizioni imposte da Enel sul dispositivo generale (DK5600 riportata in Appendice 3).

Le condizioni sopra esposte possono essere verificate impostando il relè REJ513 con le seguenti regolazioni:

- il valore della prima soglia (I>) deve essere superiore alla corrente d’impiego della conduttura L9 (374 A) e inferiore al valore della portata (416 A); si

sceglie il valore 400 A (I>=400 A) a cui corrisponde la corrente di sicuro

intervento If = 480 A;

- la temporizzazione della prima soglia (t>) deve assicurare che non siano superati i limiti di sopportabilità del cavo L ( figura 7.17), che la protezione non apra all’inserzione dei trasformatori (IS2 = 11IS) e che l’intervento della

PG sia selettivo rispetto alle protezioni a valle. Affinché la PG possa intervenire selettivamente deve essere impostato un tempo di ritardo almeno pari al seguente intervallo di selettività:

τ ε + + + + = ∆t tp₉ t_p9 ti trPG = 0.52 s s

s t_p 0.025

9 =

ε errore in “tempo” della protezione p9

s

ti =0.06 tempo medio di apertura dell’interruttore

s

tr_PG =0.03 tempo di ricaduta del relè della PG

s 05 . 0 = τ coefficiente di sicurezza Si sceglie t>=0.7s

- il valore di corrente di seconda soglia (I>>) è lo stesso di quello impostato per le protezioni a valle di PG (I>>=1000 A); il relè deve essere sensibile a guasti

a valle del nodo 5 e aprire l’impianto in caso di mancato intervento delle altre protezioni;

- il tempo di seconda soglia è impostato considerando il seguente intervallo di selettività: τ ε + + + + = ∆t tp₉ t_p9 ti trPG = 0.25 s

tp₉ =0.08 tempo di intervento della protezione p9 (protezione 50)

s t_p 0.025

9 =

ε errore in “tempo” della protezione p9

s

t_i =0.06 tempo medio di apertura dell’interruttore

s

trPG =0.03 tempo di ricaduta del relè della PG

s 05 . 0 = τ coefficiente di sicurezza Si sceglie un t>>=0.3 s .

F

termico del cavo MT(185 mm

igura 7.20:Curva di intervento della protezione a massima corrente PG, limite tori.

2

) e corrente di inserzione dei trasforma

7.2.2 Guasto monofase a terra

esempio sulla linea L9) comporta la circolazione

Un guasto monofase a terra (ad

di correnti omopolari come indicato in figura 7.22.

Rete Enel I0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 L₆ L₇ L8 L9 L₁₂ L13 L L11 L1 L2 L₃ L4 L₅

Figura 7.22:Circuito equivalente alla sequenza omopolare dell’impianto:guasto al nodo 5

Protezioni direzionali di terra

onofase a terra può essere fatta con protezioni La rilevazione del guasto m

direzionali di terra installate sulle linee in partenza dal nodo 5 e sul dispositivo generale (figura 7.23). L1 L2 L3 L4 L5 L6 L7 L8 L9 L11 L1 2 L1 3 WT1 WT2 WT3 WT4 WT5 WT6 WT7 WT8 WT9 WT10 WT11 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PGo p9o p120 p10o p1o p11o p2o p13o Sezione ricevitrice

Un sistema di protezione di questo tipo, analogo a quello visto per il guasto trifase

a p10o non è necessario che sia una direzionale di terra dato che il trasformatore

rotezione generale

(paragrafo 7.23) non consente una rilevazione selettiva del guasto.

L

T10 è collegato direttamente alla sbarra di cabina e quindi guasti esterni comportano correnti omopolari di richiusura del tutto trascurabili; si può utilizzare, in luogo della direzionale, una protezione a massima corrente omopolare (in realtà la p10o potrebbe essere omessa, ma un eventuale guasto lato MT sul T10 comporterebbe lo scatto della PG e l’apertura di tutto l’impianto).

P

’impianto è collegato alla sbarra MT della stazione elettrica in corrispondenza

igura 7.24:Guasto su linea esterna all’impianto:circolazione di correnti

L

delle centrale del Sestaione; la protezione generale deve essere una direzionale di terra per evitare che correnti omopolari di richiusura derivanti da guasti monofase sulle altre linee in partenza dalla sbarra determinino lo scatto della PG stessa e l’apertura dell’impianto eolico (figura 7.24).

F omopolari Impianto eolico SBARRA MT STAZIONE ELETTRICA PG Io Linee MT

La DK5600 prescrive che la PG preveda oltre che alla protezione direzionale di terra anche la protezione a massima corrente omopolare. Il motivo è che l’Enel, durante il normale esercizio della propria rete può cambiarne lo stato del neutro ed è quindi necessario che le protezioni per i guasti a terra di cui è dotato l’impianto del cliente siano in grado di funzionare correttamente a prescindere dallo stato del neutro.

Figura 7.25:DG con interruttore asservito a protezione di massima corrente omopolare e direzionale di terra.

Guasto monofase sulla BT

L8

L9

WT9

BT MT

L

In caso di guasto monofase a terra ai morsetti di un aerogeneratore è la protezione a bordo macchina che apre. Il collegamento a triangolo dell’avvolgimento secondario del trasformatore impedisce il transito di correnti omopolari lato MT (figura 7.27) e quindi il guasto non è rilevato dalle protezioni sulla media tensione.

Lo stato di guasto è individuato solo dalla disconnessione dell’aerogeneratore (la protezione a bordo macchina rileva la corrente di guasto e apre).

opolari per guasto monofase a terra ai morsetti di macchina(BT)

Guasto monofase a terra lato MT

Viene proposto il calcolo della corrente di guasto monofase a terra nel nodo 5. I circuiti equivalenti di sequenza della rete visti dal punto in cui avviene il guasto sono i seguenti:

55

)

(

z

equivalente alla sequenza diretta

55

)

(

z

55

)

(

z

equivalente alla sequenza omopolare

Figura 7.28:Equivalenti di sequenza visti dal nodo(5) sede del guasto monofase a terra

55

)

(

z

)

(

z

)

(

z

Figura 7.29:Schema rappresentativo della condizione di guasto monofase a terra

55 55 55 d 5 o ) oo z ( ) ii z ( ) dd z ( v i + + = & = 0.14 p.u. 5 o 5 o = ⋅ = 5.39 A corrente omopolare

16.2 A corrente di guasto monofase a terra al nodo 5

I i k = ⋅ = ₀₅ 5 g 3 I I

Data la struttura della rete di allacciamento, guasti monofase in altri nodi dell’impianto comportano correnti di corto analoghe a quella calcolata in precedenza (tabella 7.10).

Tabella 7.10: Correnti omopolari di guasto monofase a terra

nodo Io [p.u.] Io [A] 1 0.14 5.39 2 0.14 5.39 3 0.14 5.39 4 0.14 5.39

er un guasto al nodo 1, le tensioni omopolari al nodo 5 e nel nodo 0 valgono: P = ⋅ = 51 ₅ 5 ( oo) o o z i v & 1.00 p.u. = ⋅ = _{01 5} 0 ( oo) o o z i v & 1.00 p.u.

ionale di terra installata sulla linea L (PGo) può essere tarata in maniera

da rilevare guasti anche a m odo

da protezione di back-up alle “po”. Non è quindi necessario prevedere la rotezione di tensione omopolare sulla sbarra 5, dato che un mancato intervento elle “po” è seguito dallo scatto in secondo gradino della PGo.

La direz

onte della sbarra al nodo 5 e fungere in questo m

p d