Dossier tecnico n° 3/

Coordinamento

delle protezioni MT/BT

Dossier tecnico n° 3/ ^MT-BT

Indice

1. Distribuzione elettrica 3 1.1 Sicurezza e disponibilità

dell’alimentazione 3 1.2 Le norme impianti 4 1.3 Sistemi di neutro 4 2. Allacciamento in Media

Tensione 9

2.1 Criteri di selettività in MT 9 2.2 Criteri di allacciamento

in MT 15

3. Apparecchi di protezione in Bassa Tensione 19 3.1 La norma di prodotto

CEI EN 60947.2 19

3.2 Tecniche di selettività in

bassa tensione 22

3.3 Selettività in caso di

guasto verso terra 26 3.4 Selettività con trasformatori

in parallelo 27

3.5 Selettività alla chiusura 28 4. Tabelle di selettività

in Bassa Tensione 29 4.1 Regole di utilizzo 29 5. Esempio di studio di

selettività di un impianto

MT/BT 31

5.1 Arrivo generale MT 32 5.2 Distribuzione in BT 38 6. Tabelle di selettività (guida

al sistema BT) 41

7. Allegato: Calcolo delle correnti di guasto in cabina MT/BT: metodo pratico 47 8. Allegato: Selettività tra

fusibile MT e interruttore

BT 51

9. Allegato: Caratteristiche elettriche di trasformatori

MT/BT 53

10. Allegato: Segni grafici e codici di identificazione delle protezioni 55

Bibliografia 57

Dossier Tecnico n. 3/MT--BT

Coordinamento

delle protezioni MT/BT

1 Introduzione I dispositivi di protezione controllano in permanenza lo stato elettrico degli elementi di una rete elettrica e provocano la loro messa fuori tensione (per esempio l’apertura di un interruttore), quando questi elementi sono interessati da anomalie di funzionamento: sovraccarico,

corto---circuito, cedimento dell’isolante.

La scelta di un dispositivo di protezione non è il frutto di una riflessione isolata, ma una delle tappe più importanti nella

progettazione di una rete elettrica.

La presente guida ha lo scopo di indicare le regole generali per scegliere le regolazioni più adatta al funzionamento dell’impianto.

Il documento si propone di approfondire quanto già indicato nella guida CEI 11---35 a riguardo delle protezioni in media tensione unitamente al coordinamento selettivo delle protezioni in bassa tensione, il tutto nel rispetto dei vincoli, di regolazione e di potenza installata, previsti dal Distributore.

1.1 Sicurezza e disponibilità

dell’alimentazione

Le valutazioni per la scelta di un dispositivo di protezione sono molteplici:

H partecipare alla protezione delle persone contro i rischi elettrici;

H evitare il deterioramento del materiale (un cortocircuito trifase su una sbarra di media tensione può far fondere fino a 50 kg di rame in un secondo; la

temperatura dell’arco può superare 10000˚C);

H limitare le sollecitazioni termiche meccaniche e dielettriche alle quali sono sottoposti i materiali;

H preservare la stabilità e la continuità della rete;

H proteggere le installazioni vicine ( per esempio, ridurre la durata delle sovratensioni dovute ad un guasto a terra).

Per arrivare a questo obbiettivo, un sistema di protezione deve essere rapido, selettivo e affidabile.

Per questo si deve essere coscienti dei limiti della protezione, essa non può annullare le perturbazioni, ma può limitare il loro effetto e la loro durata, inoltre la sua scelta è sovente un compromesso

tecnico---economico tra la sicurezza e la disponibilità dell’alimentazione dell’energia elettrica.

Studio delle protezioni di una rete Lo studio delle protezioni di una rete si compone di due tappe distinte.

H La definizione del sistema di protezione.

H La determinazione delle regolazioni di ciascuna unità di protezione, anche chiamata coordinamento delle protezioni o studio della selettività.

Definizione del sistema di protezione

E’ la scelta degli elementi di protezione e della struttura globale d’insieme di funzioni coerenti e adattate alla rete.

Il sistema di protezione è composta dagli elementi seguenti:

H Trasformatori di misura (corrente e tensione) che forniscono le informazioni delle grandezze della rete necessarie alla rilevazione del guasto.

H Relè di protezione, dedicati al controllo continuo dello stato elettrico della rete e al comando di apertura del dispositivo di interruzione.

H Organi di interruzione con il compito di eliminare il guasto: interruttori, combinato --- fusibile (IMS), contattore --- fusibile.

La scelta delle protezioni definisce i dispositivi di protezione che intervengono sui principali guasti che interessano la rete e le macchine:

H corto circuito tra fasi e tra fase e terra, H sovraccarichi,

H guasti propri delle macchine rotanti.

Per scegliere correttamente le protezioni devono essere prese in considerazione i seguenti parametri:

H l’architettura e la potenza della rete unitamente ai suoi differenti modi di gestione,

H lo schema di collegamento a terra ( neutro isolato... ),

H le caratteristiche della sorgente di energia e il loro contributo in caso di guasto (ente distributore),

H i tipi di carico,

H il bisogno di continuità di servizio e di disponibilità dell’alimentazione.

Determinazione delle regolazioni delle unità di protezione

Ciascuna funzione di protezione deve essere regolata al fine di gestire in modo ottimale la rete elettrica e per tutte le sue possibili configurazioni di utilizzo.

I valori di regolazione nascono da calcoli completamente basati sulle caratteristiche elettriche dettagliate degli elementi che compongono la rete.

Questo tipo di studio viene generalmente eseguito con l’ausilio di programmi dedicati e da personale che abbia una forte conoscenza delle problematiche di impianto, in modo tale da poter analizzare e di conseguenza definire i valori di

regolazione più idonei.

1 Distribuzione elettrica

Protezione per guasto verso terra G = protezione a corrente differenziale T = protezione a corrente residua

AT/BT G

1 2 3

1.2 Norme impianti Le norme e le guide che regolano gli impianti in media tensione (CEI 11---1 e CEI 11---35) e bassa tensione (CEI 64---8) trattano l’argomento coordinamento delle protezioni e raccomandano un buon coordinamento tra i dispositivi stessi.

Per quanto riguarda i prodotti di media tensione, il coordinamento tra i dispositivi di protezione, TA e TV è preso in

considerazione nella guida CEI 11---35 mentre per il combinato, interruttore di manovra sezionatore (IMS) con fusibili, la norma CEI EN 60420 (CEI 17---46) indica le condizioni di base da rispettare per garantire il corretto coordinamento (IMS + fusibile).

La norma impianti CEI 11---1 precisa che si deve scegliere opportunamente la

disposizione dei circuiti per soddisfare le esigenze di esercizio e di sicurezza e si deve tenere in considerazione la continuità di servizio in caso di guasto e di

manutenzione in relazione alla

configurazione della rete di distribuzione.

Per quanto riguarda la cabina MT/BT, e più specificatamente il coordinamento tra le protezioni in media e in bassa tensione, si rimanda alla guida CEI 11---35 allegato F.

La norma che regolamenta i dispositivi di protezione in bassa tensione (CEI 60947---2) identifica le modalità di esecuzione delle prove per accertare:

H il coordinamento selettivo (Allegato 5

” Verifica della selettività”).

H il coordinamento serie (Allegato 6

”Verifica della protezione di sostegno”).

Le combinazioni prese in considerazione prevedono l’utilizzo sia di interruttori limitatori (categoria A) che non limitatori o meglio ad intervento ritardabile (categoria B).

Per un maggior approfondimento sull’argomento si rimanda al capitolo 3.1.

Per quanto riguarda gli impianti in bassa tensione, la norma CEI 64---8 lascia al committente e al progettista il compito di valutare se le situazioni di esercizio richiedano un coordinamento selettivo tra le protezioni contro le sovracorrenti e i guasti verso terra.

La stessa norma richiama il coordinamento in filiazione, o di sostegno, ammettendo che il potere di interruzione del dispositivo di protezione possa essere inferiore alla corrente di cortocircuito presunta nel punto di installazione a patto che a monte sia installato un altro dispositivo avente il necessario potere di interruzione e che l’energia che essi lasciano passare non superi quella che può essere sopportata senza danno dal dispositivo situato a valle.

Per approfondimenti sul tema si rimanda ad altra documentazione tecnica.

1.3 Sistemi di neutro ^Generalità

La continuità di servizio è richiesta qualunque sia il sistema di neutro e di conseguenza lo è anche il coordinamento selettivo e i criteri per attuarlo.

I dispositivi utilizzati per proteggere l’impianto e le persone dai rischi elettrici sono differenti secondo il sistema di neutro utilizzato, e di conseguenza il

coordinamento selettivo riguarderà tutte o alcune delle seguenti protezioni:

H protezione contro il sovraccarico, H protezione contro il cortocircuito, H protezione contro il guasto verso terra

che può essere realizzata con dispositivi:

--- a corrente differenziale associato al dispositivo di protezione;

--- a corrente differenziale integrato nello sganciatore;

--- a corrente residua integrato nello sganciatore;

--- a corrente residua con sistema relè/toroide esterno all’interruttore;

--- per il controllo permanente dell’isolamento.

La rete elettrica del Distributore viene

esercita normalmente a neutro compensato

e in casi eccezionali a neutro isolato.

Utente Distributore

Neutro isolato AT/MT

V

Irs Ird

Utente Distributore

Neutro compensato AT/MT

V

Irs Ird

Sistemi di neutro in media tensione

I sistemi di neutro utilizzati negli impianti in media tensione del Distributore sono i seguenti.

Neutro isolato.

Non c’è nessun collegamento elettrico tra il centro stella del trasformatore e la terra ad eccezione di apparecchi di misura o protezione. FIG. 2

I vantaggi essenziali di questo tipo di distribuzione è quello di permettere il mantenimento del primo guasto verso terra in impianti la cui estensione comporta valori di corrente capacitiva limitati.

Questo fatto permette al Distributore di gestire al meglio il primo guasto d’isolamento con appositi sistemi di richiusura posti in cabina primaria.

I fenomeni che si manifestano al primo guasto di isolamento sono i seguenti:

H sovratensioni a frequenza industriale a regime pari a 1,74 volte la tensione nominale verso terra. Le sollecitazione a cui l’isolamento è soggetto dipendono dal tempo di permanenza del guasto;

H difficoltà di realizzare protezioni selettive;

H ferrorisonanza con i trasformatori di tensione (TV).

FIG. 2

FIG. 3

Neutro compensato

Il centro stella del trasformatore è collegato a terra tramite una reattanza accordata con la capacità della linea in modo che la corrente di guasto sia praticamente nulla.

Il sistema di collegamento a terra prevede anche una resistenza. per permettere la circolazione di una corrente di guasto sufficiente per fare intervenire le protezioni.

I vantaggi di questa soluzione sono:

H ridotta corrente di guasto e conseguente estinzione naturale dei guasti non permanenti;

H tensioni di terra limitate;

I principali inconvenienti che si presentano al primo guasto di isolamento sono i seguenti:

H rischio di sovratensioni transitorie anche se limitate;

H il guasto può permanere per un tempo elevato.

L’impianto di terra è dimensionato sulla

base della corrente di guasto più bassa ma

anche per tensioni di contatto possibili

(UTP) più basse di quelle normalmente

ammesse in caso di neutro isolato.

1 2 3 PE N

Utilizzatori

1 2 N 3 PE

Sistemi di neutro in bassa

tensione I sistemi di neutro utilizzati negli impianti in bassa tensione sono i seguenti.

Sistema TT

Viene utilizzato per utenze alimentate in bassa tensione.

Il neutro del trasformatore è collegato a terra e le masse dell’utenza sono collegate ad una terra propria distinta da quella del Distributore.

Le protezioni utilizzate sono le seguenti:

H per i guasti di fase protezione contro le sovracorrenti;

H per i guasti verso terra protezione a corrente differenziale o residua.

FIG.4

Sistema TNC (conduttore di neutro e di protezione unico PEN) oppure TNS.

Viene utilizzato quando il Distributore prevede l’allacciamento in media tensione per la fornitura di energia.

Il neutro del trasformatore è collegato a terra e le masse dell’utenza sono collegate alla terra di cabina mediante il conduttore di protezione.

Le protezioni utilizzate sono le seguenti:

H per i guasti di fase protezione contro le sovracorrenti;

H per i guasti verso terra protezione contro il cortocircuito.

In presenza di linee molto lunghe con

sezioni ridotte e correnti di guasto inferiori

alla soglia magnetica, oppure quando il

confronto tra la corrente di guasto e la

soglia di intervento della protezione contro il

cortocircuito non concede margini di

sicurezza, si utilizza la protezione a corrente

differenziale o residua.

1 2 3 N

Utilizzatori CPI

Sistema IT

In questo sistema non è obbligatorio l’intervento delle protezioni al primo guasto d’isolamento e quindi si utilizzato quando il processo produttivo richiede una elevata continuità dell’alimentazione.

Il neutro del trasformatore è isolato da terra e le masse dell’utenza sono collegate a terra, individualmente, a gruppi o ad una unica terra, con un conduttore di protezione (PE).

Le protezioni utilizzate sono le seguenti.

H per i guasti di fase protezione contro le sovracorrenti;

H per il primo guasto d’isolamento controllore permanente di isolamento (CPI);

H per il secondo guasto verso terra protezione contro il cortocircuito oppure, solo sulle partenze e se le condizioni circuitali (criterio di messa a terra delle masse di utenza) lo richiedono, protezione a corrente differenziale;

H protezione contro le sovratensioni di natura atmosferica o dovute

all’azionamento di dispositivi di comando (ad esempio di batterie di condensatori).

FIG.6

2.1 Criteri di selettività in MT

Le protezioni costituiscono tra loro un insieme coerente dipendente dalla struttura della rete e dal suo regime di neutro.

Essa deve essere vista attraverso un sistema che si basa sul principio della selettività, che consiste nell’isolare il più rapidamente possibile la parte di rete interessata al guasto lasciando in tensione tutta la parte sana della rete.

Possono essere utilizzati differenti mezzi per assicurare una buona selettività tra le protezioni di una rete elettrica:

H selettività cronometrica tra i tempi di intervento;

H selettività amperometrica tra le correnti di regolazione;

H selettività con scambio di informazioni detta anche selettività logica;

H selettività che utilizzi protezioni di tipo direzionale;

H selettività che combini le precedenti al fine di assicurare una migliore prestazione globale tecnica ed economica, o per ottenere un rincalzo alla selettività principale (back---up).

Nota Bene.

Non tutti i criteri di selettività sotto indicati sono applicabili in impianti alimentati in media tensione e assoggetti alla specifica DK5600.

2.1.1 Selettività cronometrica

TA= 1.1s

Guasto tra le fasi A

50/51

50/51

50/51

50/51 B

C

D TB= 0.8s

TC= 0.5s

TD= 0.2s

FIG.7

Essa consiste nel temporizzare differentemente le protezioni di massima corrente posizionate lungo la rete, questa temporizzazione è tanto più elevata quanto è più prossima la sorgente.

Modo di funzionamento

Con riferimento allo schema, il guasto in D è visto da tutte le protezioni.

La protezione temporizzata D attiva i suoi contatti in uscita più rapidamente di quella installata in C, quella in C più rapidamente di quella in B.

Dopo l’apertura dell’interruttore in D e la scomparsa della corrente di guasto, le protezioni in A,B,C che non sono più sollecitate, ritornano nella posizione di riposo dopo un tempo di inerzia.

La differenza dei tempi di funzionamento ∆T tra due protezioni successive è chiamato intervallo di selettività, esso dovrà tenere conto:

H del tempo di interruzione Tc

dell’interruttore a valle, che include i tempi di risposta dell’apparecchio all’apertura e del tempo d’arco;

H delle tolleranze della temporizzazione

∆T delle due protezioni in serie;

H del tempo di ricaduta della protezione a monte Tr;

H di un margine di sicurezza m;

∆T deve quindi soddisfare la seguente relazione:

∆T> Tc + Tr + ∆T + m

Tenuto conto delle caratteristiche attuali degli apparecchi e dei relè si può adottare un valore di 0,25 s.

Esempio: Tc=95ms, ∆T=25ms, Tr=40ms;

per l’intervallo di selettività 250 ms il margine di sicurezza è di 65ms.

Vantaggi

Questo tipo di selettività ha due vantaggi:

H assicura una protezione di rincalzo; per esempio se la protezione D è guasta la protezione C apre il proprio interruttore dopo il ritardo intenzionale;

H è di semplice utilizzo.

Inconvenienti

Maggiore è il numero di protezioni in cascata, maggiore sarà il tempo di eliminazione del guasto nel punto più vicino alla sorgente dove la corrente di guasto è maggiore.

Ciò potrebbe portare ad un tempo incompatibile con la tenuta dei materiali alla corrente di cortocircuito, o con le regolazioni di protezioni a monte (collegamento con una rete pubblica di distribuzione).

Applicazione

Questo principio è applicato nelle reti di distribuzione radiale.

Le temporizzazioni definite per ottenere la selettività sono attivate quando la corrente supera la soglia regolata sul relè, è necessario che le regolazioni delle soglie siano coerenti tra loro.

2 Allacciamento in Media Tensione

IsA, TA

Guasto tra le fasi 50/51

50/51 IsB, TB

IsA, TA

Guasto tra le fasi 50/51

50/51 IsB, TB

IccAmin IccBmax

IccBmax IccA

IccB

ZONA A

ZONA B

Ta

B

IccA t

Tb

A1

IccB IsA IsB

I A2

2.1.2 Selettività amperometrica

FIG.8

Essa è basata sul fatto che all’interno di una rete, la corrente di guasto è tanto più bassa quanto il guasto è lontano dalla sorgente.

Modo di funzionamento

Una protezione amperometrica è disposta alla partenza di ciascun tronco di linea, la sua soglia è regolata ad un valore inferiore al valore di cortocircuito minimo provocato da un guasto sulla sezione di impianto controllata, e superiore al valore massimo della corrente di guasto al di là della zona sorvegliata.

Vantaggi

Così regolata, ciascuna protezione funziona solo per i guasti situati immediatamente a valle della sua posizione di installazione, all’interno della zona controllata; la protezione a monte (A) è insensibile ai guasti che si manifestano al secondario del trasformatore.

Questo sistema è applicato nella protezione dei trasformatori con vantaggi di semplicità, di riduzione dei tempi di intervento (intervento senza ritardo).

Un esempio è quello della figura 9:

IccBmax < IsA < IccAmin

dove i termini hanno il seguente significato:

IsA = regolazione della soglia

IccB = corrente di cortocircuito massima al secondario del trasformatore riportato al primario.

Le temporizzazioni TA e TB sono indipendenti.

La temporizzazione della protezione A può essere inferiore a quella di B o al limite essere uguale (caso di selettività tra protezione in MT e in BT).

FIG.9

Inconvenienti

La protezione situata a monte (A) non assicura il soccorso alla protezione situata a valle (B).

Per migliorare il livello di protezione dell’impianto e del trasformatore si dovrà utilizzare, sulla protezione A, una seconda soglia A2 con selettività combinata (amperometrica + cronometrica, oppure amperometrica + logica).

Un esempio può essere il caso di protezioni

a monte e a valle di un trasformatori AT/MT

oppure MT/BT.

IsB TB Ist.

IsA TA Ist.

TB+T3

FIG.11

2.1.3 Selettività Logica

TA= 0.1s

50/51

50/51

50/51

50/51

TB= 0.1s

TC= 0.1s

TD= 0.1s tra le fasi

Guasto

FIG.10

Questo sistema è stato sviluppato per rimediare agli inconvenienti della selettività cronometrica (elevata energia in gioco durante il guasto).

La selettività logica è utilizzata quando si vuole ottenere un ridotto tempo di eliminazione del guasto in ogni punto dell’impianto.

Modo di funzionamento

Lo scambio d’informazione logica tra le protezioni (tempo di trasmissione almeno 100ms) permette l’eliminazione degli intervalli di selettività, e quindi di ridurre considerevolmente il ritardo di sgancio degli interruttori situati vicini alla sorgente (vedere fig. 10).

In effetti, in una rete con distribuzione radiale, le protezioni situate a monte del punto di guasto sono attivate, quelle a valle non lo sono; questo permette di localizzare senza ambiguità il punto di guasto e l’interruttore da comandare.

Ciascuna protezione attivata dal guasto invia:

H un ordine di blocco logico alla

protezione a monte (blocco dell’ordine di apertura dell’interruttore);

H un ordine di apertura all’interruttore associato se non ha ricevuto un blocco logico dalla protezione a valle.

Vedere anche il paragrafo sulla selettività combinata.

Questo principio è illustrato nella figura 10.

Alla comparsa di un guasto a valle di B, solo le protezioni A e B sono attivate dal passaggio della corrente di guasto, la protezione in B blocca la protezione in A.

La protezione in B provoca l’apertura del proprio interruttore con un ritardo intenzionale TB.

Nel caso in cui il sistema di trasmissione delle informazioni non funzioni

correttamente (filo pilota interrotto), la durata dell’ordine di blocco logico, per la

protezione in A, è limitata ad un tempo TB+T3 dove T3 (tipicamente 100ms) è un tempo che tiene conto della durata di apertura dell’interruttore.

In questo caso la protezione in A comanda il proprio interruttore dopo TB+T3 (circa 200ms).

Alla presenza di un guasto tra A e B (figura 11) la protezione A comanda l’apertura dopo un tempo TA (valore minimo 100ms).

Vantaggi

Il tempo di apertura è indipendente dalla posizione del guasto e dal numero di protezioni in cascata. Così è possibile ridurre al minimo i ritardi intenzionali delle protezioni che dovrebbero crescere con il numero di livelli di distribuzione (selettività cronometrica).

In più, questo sistema integra al suo interno la protezione di rincalzo in caso la

protezione a valle non eliminasse il guasto.

Inconvenienti

Il sistema necessita della trasmissione del segnale logico tra i diversi livelli di protezione, quindi necessita di un conduttore ausiliario (filo pilota).

Il collegamento potrebbe essere problematico quando le protezioni sono lontane ad esempio nel caso di più cabine di distribuzione distanti diversi centinaia di metri.

Le difficoltà possono essere superate

utilizzando la combinazione tra la selettività

logica a livello di quadro di distribuzione e

la selettività cronometrica tra zone lontane

(vedi capitolo selettività combinata) oppure

utilizzando interconnessioni tra le protezioni

eseguite con cavo in fibra ottica.

TA= 0.4s

67 67

TB= 0.4s

Guasto 2 Guasto 1

Principio della protezione direzionale di fase Guasto in 1

Protezione in A attiva, protezione in B non attiva Guasto in 2

Protezione in A non attiva, protezione in B non attiva

TA 67N

Cavo di lunghezza 700m Guasto 2 Guasto 1

2.1.4 Selettività direzionale

FIG.12

Nel caso di distribuzione ad anello, o per un guasto alimentato da più sorgenti di alimentazioni, o nel caso di correnti di guasti a terra di valore ridotto, unitamente a linee in derivazione di notevole estensione, viene utilizzata una protezione sensibile al senso di circolazione della corrente di guasto per poterla localizzare ed eliminare in modo selettivo.

Questo è il ruolo delle protezioni direzionali di massima corrente.

Modo di funzionamento L’azione della protezione è differente secondo il senso della corrente, identificato dal suo sfasamento rispetto ad una grandezza di riferimento (normalmente un vettore di tensione); il relè dovrà quindi disporre delle informazioni di corrente e di tensione (TA + TV).

Le condizioni di intervento, cioè

l’identificazione della zona di intervento e di non intervento, sono definite in funzione della rete da proteggere e del flusso di energia di guasto (fig. 12).

Nota

In presenza di un guasto nel punto 2 interverranno le protezioni adirezionali preposte alla protezione delle due linee.

Esempio di utilizzo della protezione omopolare direzionale (fig 13) Punto di consegna dell’energia elettrica da parte dell’Ente fornitore a 20 kV con rete di distribuzione con lunghezza delle linee a valle di 700 m e con regolazione della protezione contro il guasto a terra di 2A e corrente di guasto di 50A.

In caso di guasto nel punto 2 la corrente di guasto assume il valore massimo di 50 A e senso di circolazione dalla sorgente verso l’impianto da proteggere.

Nel caso di guasto nel punto 1 la corrente di guasto che interessa la protezione è la corrente capacitiva contributo della linea 1.

Essa assume un valore di

Ic=0,2xV(kV)xL(km)=0,2x20x0,7=2,8A e senso di circolazione dall’impianto da proteggere verso la sorgente.

Per evitare l’intervento della protezione per guasti a monte è necessario l’utilizzo di protezioni di tipo direzionale con direzione di intervento verso la rete da proteggere.

Vantaggi

Assicura l’eliminazione selettiva del guasto salvaguardando, nel caso di più

alimentazioni o più linee in parallelo, la

continuità di esercizio.

IsA1, TA1 50

Guasto tra le fasi IsA2, TA2 51

IsB, TB 51

IccB, IccA

IccB

TA2 t B

TB

A

IsA2 IccB IsB

TA1 I

IsA1 IccA

∆Τ

51 TB

Ist.

51 TA

Ist.

TB+T3 51 IsA, TA1

TA1 t B

TB

A

IsA IccB IsB

TA I

IccA

∆Τ Sel.

Cronometrica

Sel. Logica

2.1.5 Selettività combinata Una selettività mista è una combinazione di funzioni elementari di selettività che assicurano dei vantaggi complementari alla selettività semplice descritta nelle pagine precedenti quali:

H selettività totale,

H ridondanza o protezione di rincalzo.

Di seguito alcuni esempi pratici di applicazione con associazioni di due tipi di selettività:

H amperometrica + cronometrica, H logica + cronometrica.

Selettività amperometrica + cronometrica (fig. 14)

L’esempio mostra quello che è descritto di seguito:

H selettività amperometrica tra A1 e B, H selettività cronometrica tra A2 e B.

Si ottiene così una selettività totale, e la protezione in A assicura il soccorso per un guasto in B

FIG.14

Selettività logica + cronometrica di soccorso (fig. 15)

L’esempio mostra quello che è descritto di seguito:

H selettività logica tra A e B H selettività cronometrica tra A1 e B.

In caso di guasto a monte di B, la protezione A1 assicura un intervento di soccorso ad A nel caso di un suo non corretto funzionamento dovuto ad un guasto del sistema di trasmissione del blocco logico (ordine di blocco permanente).

FIG.15

Quadro QA

50/51 50/51

50/51

50/51

Quadro QB

TA= 0.1s TA= 1.1s

TA= 0.5s TB= 0.8s

TC= 0.1s TC= 0.5s

TD= 0.2s Logica Cronometrica

Selettività

B

C

D

A

Selettività Cronometrica

Selettività Logica

Selettività Logica

Selettività logica + cronometrica mista

L’esempio mostra quello che è descritto di seguito:

H selettività logica all’interno del quadro (tra A e B, tra C e D);

H selettività cronometrica tra i due quadri QA (protezione B) e QB (protezione C) con TB = TC + ∆T.

In questo modo non è necessario installare un collegamento di trasmissione del segnale di blocco logico tra i due quadri lontani.

I tempi di eliminazione del guasto sono ridotti rispetto ad una selettività

cronometrica semplice attuata su tutti i livelli di distribuzione (1,1s per guasto a valle della protezione A).

FIG.16

La figura evidenzia il confronto tra i tempi

relativi alla selettività logica e quelli relativi

alla selettività cronometrica.

AT/MT

CP

Impianto Cliente

cortocircuito

2.2 Criteri di

allacciamento in MT

Le prescrizioni della DK 5600 si applicano:

H integralmente, ai nuovi allacciamenti ed in occasione del rifacimento di impianti esistenti e della relativa cabina;

H in caso di cambiamento della potenza contrattuale;

H limitatamente al sistema di protezione, ai clienti esistenti che passano da neutro isolato a neutro a terra tramite

impedenza;

H limitatamente al locale misura, ai clienti dotati di gruppi di misura elettronici.

Per sistema di protezione del cliente si intende l’insieme costituito da:

H dispositivo generale DG, H protezione generale PG,

H riduttori di corrente TA e di tensione TV che alimentano la protezione PG.

Aspetti generali

La tensione nominale per l’allacciamento (MT o BT) viene definito dal Distributore caso per caso in funzione della rete e della potenza richiesta.

Lo schema d’allacciamento (derivazione o entra---esce) è definito a discrezione del Distibutore, che può modificarlo in un secondo tempo.

L’esercizio della rete MT può essere a neutro isolato oppure a terra tramite impedenza.

Le caratteristiche della tensione MT fornita dal Distributore sono conformi alla Norma CEI EN 50160.

Le apparecchiature del cliente devono essere conformi alle Norme IEC 61000 per la compatibilità elettromagnetica.

FIG.17

Potenza installabile

E’ stabilito un limite per la taglia del singolo trasformatore, in modo da garantire la selettività fra le protezioni di massima corrente del Distributore e del cliente per cortocircuito sulle sbarre BT

.

Tensione (kV) 15 Potenza (kVA) 1600

20 2000

Se linea e protezioni lo consentono, il Distributore può accettare taglie fino a:

Tensione (kV) 15 Potenza (kVA) 2000

20 2500 Sono stati presi in considerazione

trasformatori con Vcc: 6%, questo consente di ottenere una selettività tra le protezioni di bassa tensione e le protezioni poste in cabina primaria.

E’ quindi possibile l’utilizzo di trasformatori di taglia superiore con il vincolo di mantenere costante la corrente di guasto passante (tensioni di cortocircuito maggiori).

Ad esempio a 15 kV, la taglia passa da 1600 kVA con Vcc= 6% a:

H 2000 kVA, se Vcc= 8%

H 3200 kVA, se Vcc= 10%.

Il limite di taglia si applica all’insieme di trasformatori in parallelo.

Ad esempio, a 15 kV, la taglia di due

trasformatori uguali in parallelo non può

superare 1600 / 2 = 800 kVA.

Impianto cliente 800 kVA

800 kVA 15 kV

Impianto cliente 2 x 1600 kVA

1250 kVA 15 kV

Relè minima V FIG.18

FIG.19

La potenza di trasformazione massima installabile dal cliente (potenza

contemporaneamente in servizio) è limitata a 2 x limite di taglia del singolo

trasformatore.

Quindi:

H 2x 1600 kVA a 15 kV, H 2x 2000 kVA a 20 kV.

La limitazione delle potenze ha lo scopo di evitare l’apertura dell’interruttore di linea in C.P. al momento della sua chiusura in assenza di guasto (chiusura intenzionale o richiusura automatica). Tale apertura è dovuta all’eccessiva corrente d’inserzione dei trasformatori MT/BT

contemporaneamente alimentati dalla linea del Distributore.

Il cliente che necessita di trasformatori con potenza complessiva maggiore del limite imposto è autorizzato, previo accordo, solo se impiega un dispositivo che eviti la contemporanea energizzazione dei trasformatori che superano il limite di potenza installabile.

Ad esempio, il cliente può installare un relé di minima tensione (relè 27) che apra entro 0,25 s i trasformatori eccedenti il limite, e li richiuda (relè 59) al ritorno della tensione dopo non meno di 5 s.

Impianto utilizzatore

L’impianto utilizzatore MT, che inizia dal punto di prelievo, deve essere dimensionato con i dati di rete forniti dal Distributore:

H tensione nominale (ad esempio 15 kV), H tensione d’isolamento di 24 kV per

qualsiasi tensione nominale con esclusione dei trasformatori di potenza, H corrente di cortocircuito massima di

rete, pari a 12,5 kA previo conferma dell’Ente Distributore.

Il cavo di collegamento, allestito dal cliente comprese le terminazioni, deve essere:

H il più corto possibile, perché protetto dall’interruttore del Distributore;

H di sezione minima equivalente a 95 mm

rame, in modo da sopportare per 0,5 s la massima Icc= 12,5 kA.

Il dispositivo generale DG del cliente, che deve assicurare le funzioni di sezionamento, comando e interruzione, può essere costituito, in alternativa, da:

H sezionatore + interruttore scollegabile, H interruttore estraibile in accordo alla

normativa CEI EN 60298.

Come dispositivo generale DG non è più

ammesso l’IMS con fusibili, perché la DK

5600 impone a tutti gli utenti MT la

protezione contro i guasti a terra.

Caratteristiche impianto utente

Lunghezza linee aeree MT in conduttori nudi (m)

Lunghezza linee MT in cavo (m)

Protezioni

Trasformatori

MT/BT DG PG Massima

corrente di guasto (A)

0 < 500 > 1 in unico

locale cliente interruttore 51

51N 10000

2000

>0 In tutti gli altri casi interruttore 51

67 51N

10000 500 2000

Protezione Generale

La protezione PG è sempre costituita da:

H una protezione di massima corrente, H una protezione contro i guasti a terra.

La tipologia delle protezioni dipende dalle caratteristiche dell’impianto cliente.

Nota: La specifica DK5600 identifica le protezioni con codifica differente da quella normalizzata:

H 51 Protezione di massima corrente, H 67 Protezione direzionale di terra, H 51N Protezione di massima corrente

omopolare.

La protezione PG deve avere le

caratteristiche riportate nell’allegato PG della DK 5600.

La conformità a tale documento deve essere attestata da una documentazione di prova emessa da un laboratorio accreditato da un ente (in Italia il SINAL) facente capo all’EA europeo.

L’allegato PG prevede un pannello protezioni dotato di:

H comandi e segnalazioni locali del dispositivo DG,

H protezioni per le quali sono indicate precisioni e campi di taratura, H alimentazione ausiliaria in corrente

continua, o fornita da UPS che garantisca almeno 2 ore di funzionamento, tale da assicurare l’apertura di DG anche in assenza di tensione sul lato BT.

Per i clienti che hanno un impianto MT semplice e/o con ridotto rischio di guasto, ovvero:

H senza linee MT aeree in conduttori nudi, H con cavi MT di lunghezza <500 m, H con trasformatori in un unico locale, è ritenuta sufficiente la sola protezione di massima corrente omopolare 51N con una soglia d’intervento.

I clienti che hanno un impianto MT complesso e/o con rischio di guasto più elevato, cioè che hanno, in alternativa:

H linee MT aeree in conduttori nudi, H cavi MT di lunghezza >500 m, H trasformatori in cabine diverse, devono installare due protezioni contro i guasti a terra:

H una protezione direzionale di terra 67N, che assicura l’intervento per guasto monofase a terra nell’impianto MT cliente;

H una protezione di massima corrente omopolare 51N aggiuntiva, che assicura l’intervento per doppio guasto a terra su linee diverse di cui uno nell’impianto MT dell’utente.

La protezione di massima corrente 51 deve essere alimentata tramite riduttori di corrente (TA) di fase capaci di riprodurre la corrente primaria al secondario, in modo

sufficientemente fedele e preciso da garantire il funzionamento della protezione, fino alla massima corrente di cortocircuito rilevabile in prossimità di una cabina primaria dotata di trasformatori AT/MT della taglia unificata più grande.

La DK 5600 indica le caratteristiche dei TA ritenuti sicuramente idonei per una corrente di cortocircuito massima pari a 10000 A.

Le caratteristiche dei TA di fase indicate, a titolo d’esempio nella specifica DK5600, sono:

H rapporto 300/5 o 300/1 H classe 10P30

Il cliente può installare TA di fase di caratteristiche diverse, ma è tenuto a dimostrare che il sistema protettivo così realizzato ha le caratteristiche richieste.

Le protezioni di terra 51N e 67N devono essere alimentate tramite un riduttore di corrente (TA) toroidale omopolare capace di riprodurre la corrente primaria al

secondario, in modo sufficientemente fedele e preciso da garantire il funzionamento delle protezioni, fino alla massima corrente di doppio guasto a terra.

La DK5600 indica le caratteristiche del TA toroidale ritenuto sicuramente idoneo per una corrente di doppio guasto a terra massima pari a 2000 A.

Le caratteristiche del TA toroidale omopolare indicate dal Distributore sono:

H rapporto 100/1, H classe 5P20.

Il cliente può installare un TA toroidale omopolare di caratteristiche diverse, ma è tenuto a dimostrare che il sistema protettivo così realizzato ha le prestazioni richieste.

Nota Bene.

La Delibera per l’Autorità dell’Energia accetta il dispositivo IMS + fusibile come dispositivo generale in impianti già esistenti a patto che:

--- si esegua regolare manutenzione sul dispositivo generale;

--- la periodicità delle verifiche sia semestrale;

--- venga eseguita da aziende specializzate e con requisiti certificati ISO;

--- si tenga un registro degli interventi di manutenzione.

Si deve porre particolare attenzione a riguardo del fusibile e in particolare:

--- alla corretta taglia per garantire la selettività con la protezione in cabina primaria (fusibile con corrente non superiore a 40A a 20kV e 63A a 15kV);

--- alla verifica dell’integrità della terna di

fusibili dopo un intervento. Si consiglia la

sostituzione della terna anche se

l’intervento ha interessato un solo fusibile.

Caratteristiche

in tensione Ue Ui Uimp

Descrizione

tensione nominale di impiego tensione nominale di isolamento tensione nominale di tenuta ad impulso in corrente In

Ith Ithe Iu

corrente nominale di impiego

corrente termica convenzionale in aria libera corrente termica convenzionale in involucro corrente nominale ininterrotta

in cortocircuito Icm Icu Ics Icw

potere di chiusura nominale in cortocircuito

potere di interruzione nominale estremo in cortocircuito potere di interruzione nominale di servizio in cortocircuito corrente nominale ammissibile di breve durata

sganciatori Ir 1.05 x Ir 1.3 x Ir Ii Isd

corrente di regolazione di sovraccarico corrente convenzionale di non intervento corrente convenzionale di intervento

corrente di regolazione di intervento istantaneo corrente di regolazione di intervento di corto ritardo

Tabella delle caratteristiche principali Norma CEI EN 60947.2 Allegato K

La norma di prodotto CEI EN 60947.2

La conformità alla norma CEI EN 60947.2 a partire dal 1997, può essere considerata un’assicurazione contro qualsiasi rischio nell’utilizzo degli interruttori automatici.

Questa norma è stata approvata a livello europeo.

I principi

La norma definisce le caratteristiche essenziali richieste agli interruttori automatici ad uso industriale:

H classificazione secondo la categoria d’impiego,

H l’attitudine al sezionamento,

H le caratteristiche elettriche di regolazione degli sganciatori (allegato K),

H le informazioni utili all’impiego, H i criteri costruttivi,

H il coordinamento delle protezioni (allegato A).

La stessa norma stabilisce anche una serie di prove di tipo a cui è necessario sottoporre gli interruttori automatici.

Tali prove riproducono le reali condizioni di impiego degli interruttori secondo una sequenza di test ben definita.

Categoria di interruttori automatici

La norma definisce anche due categorie di interruttori automatici:

H Categoria A, comprende interruttori per i quali non è previsto alcun ritardo intenzionale allo sgancio. Si tratta di interruttori modulari e scatolati fino a 630A per i quali è realizzabile la selettività amperometrica ed energetica.

H Categoria B, comprende interruttori per i quali è possibile ritardare

intenzionalmente lo sgancio per correnti di cortocircuito inferiori alla Icw.

Si tratta di interruttori scatolati di grossa taglia o di interruttori di tipo aperto.

In questo caso è importante avere una Icw elevata il più possibile prossima al potere di interruzione Icu per avere un limite di selettività elevato.

3 Apparecchi di protezione

in bassa tensione

tr t

i

t = cost

3.1.2 Richiami sulle caratteristiche elettriche nominali

Le caratteristiche di regolazione sono fornite da curve di intervento identificate dalle seguenti correnti.

H Corrente nominale d’impiego (In).

Corrente ininterrotta massima sopportata ad una specifica temperatura ambiente (40˚C) senza riscaldamento anomalo.

H Corrente di regolazione di sovraccarico (Ir).

Dipende dalla corrente nominale In e dal campo di regolazione ammesso dallo sganciatore. Per correnti inferiori a Inf la protezione non interviene, per correnti superiori a If la protezione interviene secondo la curva a tempo inverso caratteristica dello sganciatore.

Questa soglia è detta Protezione di Lungo Ritardo.

H Corrente di regolazione intervento in cortocircuito (Isd).

Dipende dalla corrente nominale oppure dalla corrente di regolazione a secondo se lo sganciatore è rispettivamente del tipo magnetotermico o elettronico.

L’apertura dell’interruttore può avvenire in uno dei seguenti modi:

--- a tempo costante con temporizzazione --- a tempo dipendente secondo tsd;

l’inclinazione corrispondente alla funzione i

t=cost,

--- a tempo istantaneo (in analogia con la protezione ad intervento istantaneo).

Questa protezione è chiamata Protezione di Corto Ritardo.

H Corrente di regolazione intervento istantaneo (Ii).

Dipende dalla corrente di regolazione della Protezione di Corto Ritardo. In presenza di un cortocircuito non impedente, quindi con correnti elevate, l’interruttore automatico deve interrompere istantaneamente la corrente di guasto. La soglia istantanea,

compatibilmente con le caratteristiche di tenuta dell’interruttore (Icw), può essere inibita per migliorare i livelli di selettività,.

Tutte le seguenti caratteristiche sono definite per una data tensione di impiego (Ue).

H Potere di chiusura nominale in cortocircuito (Icm).

E’ il valore massimo del primo picco della corrente di cortocircuito

asimmetrica che l’interruttore automatico è in grado di stabilire e interrompere.

H Potere di interruzione nominale estremo (Icu).

E’ il valore massimo della corrente di cortocircuito che l’interruttore può interrompere sotto determinate

condizioni (tensione, fattore di potenza in cortocircuito,.. ). Tale valore viene verificato in base a una sequenza prestabilita (due interruzioni) dopo la quale il dispositivo deve garantire ancora un livello di sicurezza accettabile.

H Potere di interruzione nominale di servizio (Ics).

Esprime, in valore % di Icu, l’attitudine di un interruttore automatico a garantire un servizio normale dopo avere interrotto per tre volte questa corrente di cortocircuito. Più la Ics è prossima alla Icu più l’interruttore è performante e adatto per garantire una maggior continuità di servizio. Al termine del triplo ciclo di interruzione il dispositivo deve garantire in particolare modo:

--- la tenuta dielettrica;

--- il funzionamento della protezione contro i sovraccarichi.

H Corrente nominale di breve durata ammessa (Icw).

Caratterizza gli interruttori automatici di categoria B. Rappresenta la corrente di cortocircuito massima che l’interruttore automatico può sopportare per una breve durata (0,5, 1, 3s) senza l’alterazione delle proprie caratteristiche.

FIG. 20: Esempio di caratteristica di

intervento.

Icu (kA)

(valore efficace) Valore minimo del

fattore n = Icm /Icu 1.5 1.7 2 2.1 2.2 0.7

0.5 0.3 0.25 0.2

Fattore di potenza da 4.5 a 6

Oltre 6 fino a 10 Oltre 10 fino a 20 Oltre 20 fino a 50 Oltre 50

Rapporto n tra il potere di chiusura (Icm) e il potere di interruzione in cortocircuito (Icu).

Icm I

Durata del transitorio

t I

t Icu

FIG.21

3.1.3 Coordinamento selettivo tra interruttori automatici

La selettività consiste nel garantire il coordinamento tra le caratteristiche di funzionamento di interruttori installati in serie in modo che, in caso di guasto a valle, intervenga soltanto l’interruttore posizionato immediatamente a monte del guasto.

La norma CEI EN 60947---2 identifica un valore di corrente Is che definisce il limite di selettività tale che:

H se la corrente di guasto è inferiore al valore Is interviene soltanto l’interruttore automatico D2 a valle (selettività totale);

H se la corrente di cortocircuito è superiore a Is intervengono entrambi gli interruttori D1 e D2 (selettività parziale).

Se il limite di selettività (Is) sfrutta il criterio energetico il coordinamento è supportato da prove specifiche effettuate dal costruttore che fornirà apposite tabelle di selettività.

La norma CEI EN 60947---2 definisce anche

le prove relative al coordinamento in serie o

coordinamento di sostegno (filiazione),

argomento trattato in altro documento

tecnico.

D2 D1

0 Is Icc presunta

Interviene

solo D2 Intervengono sia D2 che D1

Icc presunta

D2 Ist

D2

Is t

D2 Icu I

Coordinamento selettivo D1 Icu D1

D2 D1

3.2 Tecniche di selettività in bassa tensione

Gli apparecchi di interruzione in bassa tensione hanno elevata capacità di limitazione della corrente di cortocircuito.

Tale caratteristica è tanto più accentuata quanto la corrente nominale dell’interruttore è piccola.

Quindi se si utilizzano interruttori a valle con correnti nominali non superiori a 630A il coordinamento selettivo è di tipo energetico, mentre in presenza di interruttori con corrente superiore a 630A la selettività con l’interruttore a monte è prevalentemente di tipo cronometrico.

I limiti di selettività (Is) deducibili dalle relative tabelle devono essere poi confrontati con la corrente di cortocircuito presunta sull’impianto per definire il reale livello di selettività.

FIG.22 LEGENDA:

Icu: potere di interruzione degli interruttori D1 e D2

Is: corrente di scambio corrispondente al

limite di selettività. Il limite di selettività può

essere superiore alla corrente di intervento

istantaneo dell’interruttore a monte se si

sfrutta l’effetto di limitazione dell’interruttore

a valle.

t

Icc Selettività amperometrica Icc

A

B

t

= t

A

B

apre solo B aprono A e B

I

I

I

t

Icc Selettività cronometrica Icc

A

B

t

A

B

apre solo B

gradino 1

t

gradino ∅

t

= ritardo sgancio t

= tempo di interruzione

I

I

senza soglia istantanea

t

Icc Selettività cronometrica Icc

A

B

A

B

apre solo B

gradino 1

gradino ∅

t

= ritardo sgancio t

= tempo di interruzione

aprono A e B

I

I

con soglia istantanea

t

t

3.2.1 Selettivtà amperometrica

FIG.23

Questa tecnica è direttamente legata alla differenziazione delle curve di intervento di lungo ritardo e di corto ritardo.

Il limite di selettività è dato dalla soglia di intervento istantaneo (Im oppure Isd) dell’interruttore a monte.

Si applica prevalentemente a livello di distribuzione intermedia e terminale dove gli interruttori sono istantanei e conduce, solitamente, a selettività parziale.

Il coordinamento è tanto più efficace quanto più si differenziano le correnti di

cortocircuito nei punti in cui si installano gli interruttori e quindi in presenza di conduttori di piccola sezione e/o di linee di notevole lunghezza.

Per migliorare la selettività è quindi opportuno suddividere il più possibile le partenze.

In generale si devono rispettare le seguenti condizioni:

H Ir monte ² Ir valle x 1,6 H Im monte ² Im valle x 1,5.

3.2.2 Selettività cronometrica

FIG. 24

Questa tecnica permette di estendere la selettività oltre i limiti di selettività amperometrica utilizzando interruttori di categoria B.

Si attua differenziando i tempi di intevento e quindi imponendo un ritardo all’intervento della protezione di corto ritardo a monte (D1).

Gli sganciatori cronometrici hanno temporizzazioni selettive tra loro, quindi è sufficiente regolare la protezione su gradini differenti.

Attenzione: il tempo massimo di interruzione (t

) è la somma del tempo massimo senza sgancio (∆t) e del tempo di interruzione (t

).

Tali sganciatori permettono di ottenere fino a quattro livelli di selettività cronometrica.

Se l’interruttore ha una corrente di breve durata Icw pari al suo potere di cortocircuito Icu la selettività cronometrica è totale (vedere figura 24).

Qualora l’interruttore abbia una Icw inferiore alla Icu, la temporizzazione non può essere mantenuta oltre la soglia istantanea Ii.

Al di sopra di tale soglia l’interruttore diventa istantaneo e di conseguenza la selettività potrebbe diventare parziale con limite pari a tale soglia (vedere figura 25).

Al fine di garantire la selettività per tutte le sovracorrenti (sovraccarico, cortocircuito impedente, cortocircuito franco), si devono rispettare anche le regole richieste per la selettività amperometrica oltre alla differenziazione dei tempi di intervento.

Se a valle si utilizza un interruttore limitatore è possibile sfruttare il suo effetto di limitazione e incrementare il limite di selettività che, in tal caso, supererà la soglia istantanea.

FIG. 25

t

Icc Icc A

B

t

B A

t

Caratteristica di intervento Compact serie NS

t

I

I

I

I

= soglia di corto ritardo I

= soglia istantanea

I

= soglia di sgancio riflesso

Icc A

B

Energia di non intervento

I

I

I

I

= soglia magnetica / corto ritardo I

= soglia istantanea

I

= soglia di sgancio riflesso Energia passante I

[A

S]

3.2.3 Selettività energetica

FIG. 26

FIG. 27

Un interruttore limitatore a valle riduce la corrente di cortocircuito presunta e di conseguenza migliora i limiti di selettività.

Quando si utilizzano interruttori di categoria A sia a valle che a monte, non è possibile effettuare lo studio di selettività direttamente sulle curve tempo/corrente a causa dell’esigua differenza tra i tempi di intervento.

Il confronto è fatto tra la curva di limitazione dell’energia lasciata passare dall’interruttore a valle e l’energia minima che provoca lo sgancio dell’interruttore a monte.

Se le due curve non hanno punti di intersezione la selettività è totale.

Per realizzare una selettività di tipo energetico è necessario utilizzare:

H sganciatori istantanei con tempi di risposta dipendenti dalla corrente di guasto e differenziati per taglia;

H interruttori fortemente limitatori con una soglia di repulsione dei contatti differenziata per taglia.

Questa tecnica permette di raggiungere elevati livelli di selettività (fino alla totale) senza ritardi intenzionali allo sgancio e quindi ridurre al minimo le sollecitazioni, dovute alle correnti di cortocircuito, sulle condutture (cavi e condotti sbarre) e sui quadri.

Il coordinamento necessita di prove

specifiche che il costruttore deve eseguire

secondo quanto indicato dalla norma e il

cui esito viene indicato in apposite tabelle.

U.L. u i

guasto 2

U.L. ui Temporizzazione:

gradino 01

Temporizzazione:

gradino 0

guasto 1

2˚ livello

3˚ livello

guasto 1 u = on guasto 2 u = on

guasto 1 u = on guasto 2 u = off i = on

i = off P2

P3

UTENZE filo pilota

Guasto 2

t

= 80 ms

(tempo senza sgancio o ritardo intenzionale)

tcc tint

P2

P3

t

= 80 ms (tempo di trasmissione dell’informazione)

t

= 20 ms (tempo senza sgancio)

t

= 60 ms (tempo di interruzione)

t

= 80 ms (tempo massimo di interruzione)

Il segnale di blocco non è ancora arrivato e quindi lo sganciatore interviene istantaneamente (gradino 0) t

= 80 ms

(tempo senza sgancio o ritardo intenzionale)

tcc tint

t

= 60 ms (tempo di interruzione)

t

= 140 ms (tempo massimo di interruzione) P2

Informazione da valle nulla

3.2.4 Selettività logica La selettività logica richiede l’utilizzo di interruttori automatici dotati di sganciatori elettronici (STR e Micrologic) con associata questa funzione.

Questa tecnica è applicabile solo alla protezione di Corto Ritardo e alla Protezione di Terra.

Il principio di funzionamento si basa sullo scambio di informazioni tramite filo pilota che collega gli sganciatori di due o più dispositivi di protezione in serie.

H Lo scambio di informazioni richiede un tempo massimo di 80ms, quindi tutti gli sganciatori, escluso l’interruttore sulla partenza terminale, devono essere temporizzati sul primo gradino di regolazione che deve avere tempo di non sgancio non inferiore a tale limite.

H Tutti gli interruttori a monte del punto di guasto vedono transitare una corrente superiore alla loro soglia di

funzionamento e inviano un segnale di attesa all’interruttore installato a monte.

H L’interruttore installato immediatamente a monte del punto di guasto, non riceve il segnale di blocco e apre con un tempo massimo di 140ms. Tale tempo totale di apertura corrisponde al ritardo

intenzionale del primo gradino di temporizzazione ( t01 = 80ms ) più il tempo massimo di interruzione (60ms) corrispondente al gradino 0, mentre gli interruttori a monte rimangono chiusi.

Il vantaggio di questa tecnica è che si limitano i tempi di ritardo allo sgancio a tutti i livelli di distribuzione interessati dalla selettività logica.

E’ consigliabile disattivare la caratteristica di intervento CR a energia costante (i

t in posizione Off).

La selettività logica non necessita di alimentazione ausiliaria in quanto autoalimentata dai TA dell’interruttore.

Questa tecnica di selettività risulta utile quando i dispositivi di protezione non permettono di ottenere una selettività totale utilizzando solamente la selettività

energetica (interruttore con corrente nominale maggiore di 630A).

FIG.28 LEGENDA

U.L = Unità Logica dello sganciatore

u = segnale di blocco in uscita

i = segnale di blocco in ingresso

on = ordine di blocco presente

off = ordine di blocco assente.

100 1000 10000 100000 100000

10000

1000

100

10

1

0.1 0.01

Isd

Isd

I

t g arr = on

tsd

tg Ig

FIG. 29 FIG. 30

LEGENDA

Ig= corrente di rego--- lazione protezione di terra Isd= corrente di rego--- lazione corto ritardo tg= temporizzazione protezione di terra tsd= temporizzazione corto ritardo

i

t = caratteristica di intervento a energia costante

100 1000 10000 100000

100000

10000

1000

100

10

1

0.1

0.01 Ig

I

t g arr = on

tg Ig

tsd

t

I²t on

Ig = In x ... A B C D E F G H J

0.3 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

In i 400 A

Micrologic 6.0 P

“guasto a terra”

soglia (A) precisione:

regolazioni sganciatore 3.3 Selettività in caso di guasto verso terra

La protezione contro i guasti verso terra si realizza mediante taratura opportuna della protezione contro le sovracorrenti, compatibilmente con il sistema di neutro impiegato, oppure con la protezione differenziale o di terra.

Solitamente in sistemi TN le protezioni contro le sovracorrenti sono idonee per intervenire anche in caso di guasto verso terra.

A livelli alti di distribuzione le correnti di taratura (Isd) sono adatte per intervenire per guasti verso terra franchi, cioè senza impedenza nel punto di guasto, o poco impedenti.

Tali protezioni possono non essere idonee per interrompere correnti dovute a guasti fortemente impedenti che potrebbero avere intensità inferiori alle soglie di intervento delle protezioni contro le sovracorrenti.

Tali correnti, circolando permanentemente nel circuito di terra, potrebbero danneg--- giarlo e/o innescare l’incendio in luoghi con presenza di sostanze infiammabili o dare origine a disturbi elettromagnetici o a tensioni pericolose sulle masse.

Quando tale rischio non è accettabile si utilizzano idonee protezioni (differenziali o di terra) tarate in modo da evitare scatti intempestivi dovuti a corrente di dispersione naturale ma abbastanza sensibili per avvisare della presenza di correnti di guasto ritenute pericolose e di conseguenza segnalare il pericolo e/o interrompere l’alimentazione.

In tale situazione si deve assicurare che un guasto verso terra a valle dell’interruttore di partenza non provochi l’intervento delle protezione in arrivo.

Ad esempio lo sganciatore Micrologic 6.0 permette di implementare la protezione di terra secondo le regolazioni riportate in figura.

Per garantire la selettività tra la protezione di terra dell’interruttore di arrivo e le protezioni contro le sovracorrenti e di terra della partenza si devono rispettare tutte le seguenti condizioni:

H Ig arrivo ² 1,25 x Ig partenza, H Isd arrivo ² 1,25 x Ig partenza, H tg senza sgancio arrivo ² tg

interruzione partenza,

H tsd senza sgancio arrivo ² tg interruzione partenza,

H i

tg arrivo = on.

Utilizzando sganciatori della stessa tipologia, le condizioni sopra indicate vengono rispettate automaticamente differenziando i gradini di regolazione.

Quando si utilizzano interruttori di taglia elevata in arrivo e in partenza (fig. 29) può essere difficoltoso realizzare una selettività tra la protezione di terra a monte e le protezioni di sovracorrente a valle.

In tal caso si deve prevedere una prote--- zione di terra anche sulle partenze (fig. 30).

Per l’impiego della protezione differenziale

in presenza di trasformatori in parallelo e la

selettività tra dispositivi di protezione a

corrente differenziale si rimanda al

documento ”Guida al Sistema Bassa

Tensione”.