Quadro MT connessione utente attivo

[MaPPaZZo]

Ciao a tutti, vorrei sapere se questa soluzione sarebbe adatta in cabina di consegna lontana dall'impianto:

• cella arrivo linea da punto consegna locale ENEL con interruttore di manovra sezionatore, messa a terra e TA ompolari 40/1 per la 67N;
• unità con interruttore di manovra sezionatore e fusibili a protezione 2 TV fase/fase per la protezione interfaccia;
• unità con INTERRUTTORE GENERALE e INTERFACCIA con relè ABB REF542 plus (o THYTRONIC SVF5740);
• unità di risalita con 3 TA fase (doppio secondario per 50-51-50N e misure) e 3 TV fase/terra primario stella (doppio secondario per 59Vo a triangolo aperto e misure a stella) e contatore ;
• cella partenza linea con interruttore di manovra sezionatore e messa a terra;
• unità con interruttore di manovra sezionatore e fusibili a protezione trafo servizi ausiliari 50 kVA;
• Box trasformatore

Cosi facendo non ci sarebbe possibilità del rincalzo della protezione interfaccia alla protezione generale.
Considerando che nella cabina interna all'impianto sarebbe replicato più o meno lo stesso quadro ma con protezione generale e interfaccia ABB o THYTRONIC, si starebbe tranquilli uguale avendo doppia interfaccia?

Ho visto poi che ENEL nel documento dei dispositivi di interfaccia non cita il REF542 plus, considerato invce valido come protezione generale, invece il THYTRONIC lo cita valido come interfaccia ma non come protezione generale.
Dovrei mettere un THYTRONIC o un ABB?
Poi perché nel fotovoltaico la 59Vo non serve?

Grazie!

[MASSIMO-G]

Se si tratta di un impianto fotovoltaico (come mi pare di capire dal tuo accenno alla 59Uo) io non farei coicidere il DG con il DI come è in questa tua descrizione. In teoria l'enel sul DG non lascia fare la richiusura automatica (consentita sul DI fotovoltaico), poi questa cosa è appunto teoria in quanto spesso succede che la richiusura automatica gestita dalla protezione di interfaccia viene effettuata ugualemnete sul DG+DI (importante che in caso di guasto per 50-51-51N-67N il reset della protezione generale venga fatto manualmente). Però accenni anche al rincalzo che attualmente non è previsto negli impianti fotovoltaici come non è prevista la 59Uo, la mancanza di rincalzo e protezione di tensione residua è definita dalla guida CEI 82-25 (secondo detta guida gli inverter non sono in grado di mantenere la tensione di rete e di conseguenza le due funzioni sopracitate non sono necessarie). Quindi se si tratta di fotovoltaico niente rincalzo e 59Uo ,almeno per ora (i normatori hanno in animo di cambiare di nuovo questa cosa per quanto ne so) se non si tratta di fotovoltaico molto probabile che invece rincalzo e 59Uo siano neecssari. Comunque l'interfaccia può anche essere prevista nella cabina a valle. la tua configurazione è corretta se intendi fare coicidere interfaccia e protezione generale. In quel caso potresti avere il solo REF542 che fa entrambe le funzioni. Se monti thytronic ci voglione due protezioni diverse, NA10 o NA30 come protezione generale (a seconda che serva il 67N o meno) e NV10P di interfaccia (SVF5740 andava bene fino a qualche anno fa ora non piu). Abb o Thytronic è la stessa cosa , il REF542 è ammesso come protezione di interfaccia. Io ho utilizzato entrambi ,preferisco Thytronic perché la domino molto meglio rispetto al REF542 ma come dicevo sono equivalenti ai fini enel.
Sulla protezione generale se utilizzi ABB puoi usare i combisensor dei sensori non induttivi di corrente e tensione che ti sostituiscono TA e TV dedicati alla protezione generale. Comunque ricapitolando se vuoi fare coincidere protezione generale e interfaccia in ricezione allora va bene cosi e non serve un'ulteriore cabina a valle. Se per motivi vari serve la cabina a valle allora l'interfaccia la puoi fare suulla seconda cabina

[MaPPaZZo]

Si è un fotovoltaico.

Sto analizzando la possibile soluzione della cabina di consegna (1); l'altra cabina è nell'area dell'impianto ed è lontana (2).

La (2) ipotizzo abbia la protezione di interfaccia e la generale (che possono coincidere o no)

A questo punto la (1) non avrebbe bisogno di rincalzo sia perché è un fotovoltaico (grazie per la dritta), sia perché se non dovesse aprire la protezione di interfaccia (PI) in (1) ci pensa ad aprire (2).
Nello stesso tempo (1) sarebbe una specie di master, e (2) uno specie di slave perché se mancasse tensione lato Enel aprirebbe (1), e in cascata (2) perché non vedrebbe tensione, e stesso processo per la richiusura.
Altro punto è che se ci fosse un guasto tra (1) e (2) aprirebbe la Protezione Generale (PG) in (1), e mancando tensione lato rete aprirebbe la PI di (2) che quindi non alimenterebbe il guasto (la 82-25 non ce l'ho quindi qualche riferimento purtroppo mi manca).
Inoltre sempre per guasto tra (1) e (2) se per qualche strano motivo non dovesse aprire la PG di (1) aprirebbe ENEL che collega l'utente tramite stallo dedicato in Cabina Primaria (CP), e quindi l'apertura non interesserebbe gli altri utenti, e vedendo mancanza tensione aprirebbe ancora la PI di (2).

Poi credo che se PG e PI coincidono, ma apre una delle funzioni di PG, la richiusura non avviene, se invece apre una delle funzioni di PI la richiusura dovrebbe essere consentita, quindi fin qui dovrebbe essere ok ma correggetemi in caso fosse falso.

Quindi userei l' ABB come PG+PI con il REF542 plus e prevedo possa essere utilizzato anche per integrare altre protezioni in caso (59Uo, quindi prevedo anche i TV a triangolo aperto), anche perché se non ho capito male con thytronic servirebbero due relè (uno PG NA30 e l'altro PI NV10P) che agiscono sullo stesso interruttore nel caso dovessero coincidere PI e PG.
Al max eliminerei il contatore (al max lo prevedo in (2)) che tanto in (1) conterebbe uguale alle misure ENEL a meno delle perdite di 4 metri di cavo

Boh io mi sono fatto sti ragionamenti qui per questo mi sembrava ok mettere PI e PG insieme, anche perché mi sembra economica come soluzione e comunque affidabile.

Non me ne vogliate ma sono ancora uno studente che fa uno stage.

Grazie!

[MASSIMO-G]

DG e DI possono essere messe insieme, l'importante è appunto non consentire la richiusura in caso di intervento delle funzioni di protezione PG. Se la ricezione è lontana dall'altra cabina si può anche fare una normale cabina di ricezione che ha le funzioni di protezioni come PG e delegare le funzioni di interfaccia alla cabina posta a valle che alimenta il trafo elevatore dove potrebbe esserci il contatore dell'energia immessa in rete. Le soluzioni a dire il vero sono molteplici.
Se gli inverter possono essere messi in parallelo addirittura si potrebbe mettere l'interruttore di interfaccia in bassa tensione, altrimenti si collegano direttamente gli inverter al trafo e si fa l'interfacci ain media. Come si dice dalle mie parti siamo nel "campo delle cento pertiche" cioè ci possono essere tante soluzioni

[MaPPaZZo]

Perfetto, adesso è tutto chiaro. Mi viene da fare una considerazione però: ma gli inverter non hanno già per di sè installata a bordo la protezione di interfaccia per la loro natura di regolazione e interfacciamento (appunto) rete?!?!? Per esempio, un campo eolico ha bisogno di dispositivo di interfaccia alla consegna oppure basta quella insita al convertitore a IGBT che hanno a bordo?

Mi sembra di capire quindi che gli interruttori a protezione generale di norma non dovrebbero essere motorizzati, caso contrario per gli interruttori dedicati all'interfaccia che devono poter aprire e chiudere in autonomia quindi devono vedersi ricaricata la molla per l'intervento dell'interruttore autonomamente; invece se faccio coincidere generale e interfaccia dovrò avere il motorizzato in ogni caso. E' corretto?

Per quanto invece riguarda l'UPS, la sua potenza dovrà essere dimensionata in base alla potenza richiesta dagli interruttori motorizzati e autoconsumo relè, l'alimentazione di carichi privilegiati (ad esempio videosorveglianza) e luci emergenza. Ma per quanto tempo??

Se le linee che interessano l'impianto sono tutte in cavo, posso fare a meno degli scaricatori di sovratensione? Le sovratensioni potrebbero essere maggiori delle tensioni di isolamento ad impulso e a frequenza industriale proprie normalmente tollerate dei vari componenti? Per esempio per un guasto monofase franco a terra le altre due fasi non interessate dal guasto si porterebbero dalla tensione stellata alla tensione concatenata, quindi ancora dentro i livelli, come pure dovrebbero essere le sovratensioni di manovra. Sto tralasciando qualcosa?

Mi sono sbizzarrito con le domande mi sa...
Grazie mille!

[MaPPaZZo]

Mi sembra di capire quindi che gli interruttori a protezione generale di norma non dovrebbero essere motorizzati, caso contrario per gli interruttori dedicati all'interfaccia che devono poter aprire e chiudere in autonomia quindi devono vedersi ricaricata la molla per l'intervento dell'interruttore autonomamente; invece se faccio coincidere generale e interfaccia dovrò avere il motorizzato in ogni caso. E' corretto?

Qua mi rispondo da solo forse: interruttori con comando magnetico tipo questo?
http://www.abb.com/product/db0003db004279/c125739900636470c1256f0f004b8b8c.aspx?productLanguage=it&country=IT

[MASSIMO-G]

In genere gli interruttori di interfaccia sono sempre motorizzati , questo per permettere automazioni a distanza, altrimenti a ogni intervento del NV10P o equivalente occorre l'omino che vada fisicamente a chiudere l'interruttore al ritorno della rete. Le automazioni possono essere piuttosto semplici nel caso di macchine statiche come gli inverter fotovoltaici o piu complessi nel caso di generatori con macchine rotanti. Però nulla vieta che tali interruttori siano richiudibili solo manualmente dall'operatore (a parte l'evidente scomodità)

[MaPPaZZo]

grazie sei stato chiarissimo.

[foxone1978]

YEAH!!!..Grande Max!!!....
Sempre al top!!!

[mark977]

Scusa massimo G ma è permesso normativamente parlando la richiusura automatica del DG? Mi potresti dare qualche riferimento normativo?

P.S. te l'ho già chiesto in un altro blog.