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Bobina Petersen

PREMESSA

Come emerge dalle discussioni ai problemi sollevati dalla Direttiva Enel DK 5600 del marzo 2004 (dopo l'analisi teorica sono riportati alcuni interventi dei partecipanti al Forum di Electroportal) è di grande attualità la funzione della bobina Petersen con cui il neutro è collegato a terra.

TEORIA

Nei sistemi a neutro isolato la corrente di guasto a terra dipende dalla capacità di esercizio della rete ed è tanto più elevata quanto maggiore è l'estensione della rete in cavo.

La bobina Petersen collega il neutro a terra. Lo scopo è di ridurre il valore della corrente di guasto la quale, teoricamente, è nulla se l'induttanza della bobina è accordata (in risonanza) con la totale capacità di esercizio.

NB:La bobina si può schematizzare sia con elementi in serie, quindi con un'impedenza Zs=Rs+jXs sia con elementi in parallelo, quindi con ammetteza Yp=1/Zs=Gp+jBp. Com'è noto Gp=Rs/Zs2 e Bp=-Xs/Zs2. Se Rs<<|Xs|, Gp<<|Bp| per cui nella schematizzazione della bobina con elementi in parallelo la reattanza Xp=1/|Bp| è molto minore della resistenza Rp=1/Gp.

Per analizzare l'azione della bobina Petersen nei riguardi del guasto a terra, si faccia riferimento alla fig. 1 in cui i generatori di tensione sono ideali; con C sono rappresentate le capacità di esercizio dei conduttori di linea rispetto a terra e con Lp l'induttanza della bobina Petersen.

fig. 1

Supponiamo ci sia un guasto a terra per la fase 1.

Possiamo condurre l'analisi in vari modi. Lo vedremo usando il teorema di Thevenin e ricorrendo al metodo dei componenti di sequenza.

Con il teorema di Thevenin

Il circuito cui fare riferimento è quello di fig. 2 che rappresenta il generatore equivalente di Thevenin visto tra i punti 1 e T, che alimenta l'impedenza di guasto Zg.

La tensione del generatore, Eth, è la E1. Infatti U1T=E1-UTN ed UTN=0 poiché le tre capacità uguali costituiscono un carico equilibrato. Con Millmann, indicando con Rs la resistenza della bobina Petersen e con Xs la sua reattanza nella schematizzazione serie, si ha:

UTN=j3/X'*(E1+E2+E3) / (j/X'+1/(Rs+jXs)

che è nulla perché il sistema delle E è simmetrico, quindi E1+E2+E3=0.

L'impedenza interna, ZTh, è il parallelo delle tre reattanze capacitive 1/wC, quindi X'=1/3wC, con la reattanza induttiva della bobina di Petersen schematizzata con elementi in parallelo, Xp=wLp . In parallelo c' anche la resistenza Rp che, per le considerazioni precedentemente fatte si può trascurare.

La corrente di guasto è data da

Ig=ETh/(ZTh+Zg).

Nel caso di guasto franco, cioè Zg=0, essendo 1/ZTh=YTh=1/Zp+1/Zc=-j/Xp+j/X' si ha

Ig=E1/ZTh=E1*YTh=E1*j(1/X' – 1/Xp)

Ig=E1*j(3wC – 1/wLp)

Da essa si vede che se Xp=X' (risonanza parallelo), cioè wLp =1/3wC quindi se l'induttanza della bobina vale Lp=1/3w2C la corrente di guasto è nulla: Ig=0.

La bobina di Petersen annulla dunque, teoricamente, la corrente di guasto a terra se il valore della sua induttanza entra in risonanza con la capacità di esercizio della rete. In tal caso l'impedenza del generatore di Thevenin, ZTh diventa infinita.

Per conseguire lo scopo, essa va dimensionata sulla rete cui è inserita.

Il neutro isolato, essendo Zth=Zc=-jX' darebbe invece luogo, sempre in caso di guasto franco, ad una corrente capacitiva

Ig=E1/ZTh=E1/(-jX')=jE1*3wC

crescente con C, quindi con l'estensione della rete, importante soprattutto per le reti in cavo dove la capacità di esercizio è maggiore di quella delle linee aeree.

Esiste, con il neutro isolato, anche un ulteriore problema: la tensione che assumono le fasi sane in caso di guasto verso terra. La tensione suddetta è data, per il secondo principio di Kirchhoff, dalla differenza tra la tensione di fase e la tensione tra terra e neutro.

Si ha cioè

U2T=E2-UTN

U3T=E3-UTN

Come si ha

U1T=E1-UTN

Poiché

U1T=E1*Zg/(Zg+ZTh)=E1/(1+Zg/ZTh)

Si ha

UTN=E1*(1-1/(1+Zg/ZTh))=E1/(1+Zg/ZTh)

Se il guasto è franco, come quello esaminato, la tensione verso terra della fase guasta è nulla, mentre la tensione tra terra e neutro è uguale alla tensione della fase stessa, cioè E1. Nelle fasi sane la tensione fase terra assume il valore della tensione concatenata.

Se il guasto ha una resistenza finita la tensione nelle fasi sane assume un valore compreso tra il valore della stellata verso terra e la concatenata. Ciò impone che l'isolamento verso terra sia dimensionato comunque sempre per la concatenata.

Se poi il guasto è induttivo, le cose si complicano ulteriormente.

Consideriamo il neutro isolato ed il guasto induttivo puro, Zg=jXg con Xg=wLg dove Lg è l'induttanza del guasto. Si ha Ig=E1/(ZTh+ Zg)=E1/(-jX'+jXg )=-jE1(-1/3wC +wLg) che diventa infinita, se Lg=1/3w2C, condizione di risonanza, con tensione infinita ai capi del guasto, cioè tra fase guasta e terra. Si ha in tal caso Zg/ZTh=-1 per cui tende all'infinito la tensione tra terra e neutro, UTN, e, con essa, la tensione delle fasi sane.

In pratica la tensione non sarà infinita perché ci sarà sicuramente una resistenza di guasto diversa da zero, ma la tensione verso terra, prodotto dell'impedenza di guasto Zg=Rg+jwLg, per la corrente di guasto, che in condizioni di risonanza sarà Ig=E1/Rg, potrà assumere valori elevati e la tensione verso terra compromettere definitivamente l'isolamento.

La bobina Petersen adattata alla linea, impedisce i valori elevati della corrente di guasto, limitando le tensioni del sistema verso terra anche nel caso di guasti induttivi. Infatti, con bobina accordata, si ha Zg/ZTh=0, poiché ZTh è infinita. La tensione UTN non supera la tensione della fase guasta e quella delle fasi sane verso terra non supera la concatenata.

Si può limitare la tensione verso terra anche con l'impiego di una resistenza di messa a terra del neutro, RP. In questo caso si ha Zth=RP(-jX')/( RP-jX'). Se il guasto è puramente induttivo, si ha Ig=E1/(RP(-jX')/( RP-jX')+ jXg). E' inoltre Zg/ZTh=(R-jX')/(-RX'/Xg).

In condizioni di guasto risonante X'=Xg, quindi Zg/ZTh=-1+jX'/R.

Da cui UTN=-jE1*R/X'.

Affinché la tensione terra neutro non superi il valore della tensione di fase basta che sia R<X' cioè

R<1/3wC.

Componenti di sequenza.

Il guasto di una fase a terra corrisponde alla serie dei tre bipoli di sequenza diretta (D), inversa (I) e zero (0). Le tensioni di sequenza D,I e 0 sono quelle presenti nei generatori, che qui si suppongono solo di sequenza diretta.

Le impedenze di sequenza si ricavano imponendo nella sezione di guasto una terna di sequenza D,I, 0, dopo aver annullato la fem dei generatori di rete ed eseguendo quindi il rapporto tra la tensione del generatore di una fase e la corrispondente corrente immessa.

Quindi Zd=Ed/Id; Zi=Ei/Ii; Z0=E0/I0

Il bipolo alla sequenza diretta è costituito dalla tensione a vuoto verso terra, quindi la tensione stellata, con in serie l'impedenza di guasto, essendo nulle le impedenze di linea e dei generatori, per ipotesi.

Il bipolo alla sequenza inversa comprende la sola impedenza di guasto, essendo per ipotesi simmetrica la terna delle tensioni stellate.

Il bipolo di sequenza zero è costituito dalla serie dell'impedenza di guasto con il parallelo della reattanza della capacità di una fase rispetto a terra e di una reattanza induttiva pari al triplo della reattanza Xp della bobina Petersen. La figura mostra le reti per il calcolo di Z0.

La corrente di guasto è allora data da

Ig=3*E1*(3Zg+1/(1/j3Xp-1/jXc))=3*E1(3Zg+j(1/Xc-1/3Xp)

che, nel caso di guasto franco diventa

Ig=3jE1(1/Xc-1/3Xp)= jE1(3wC-1/wLp)già trovata in precedenza.

 

Discussione sul DK5600 marzo 2004 - (Da Forum di Electroportal)

Pierluigi

Un argomento molto sentito nelle zone in cui l'ENEL procede al cambiamento di esercizio della rete MT con l'introduzione delle bobine di "Petersen", è costituito dall'adeguamento delle protezioni utente alle prescrizioni di cui alla IV edizione del documento DK 5600 (del marzo 2004).
In particolare non è più possibile l'utilizzo, come "Dispositivo generale" di un IMS (interruttore di manovra -sezionatore).
Ora, è interessante osservare che l'ammissibilità di tale soluzione (per piccole cabine, con unico trasformatore sino a 400 kVA) era ancora ribadita nella III edizione del DK 5600 (emessa soltanto un anno prima, nel febbraio 2003).
Questa situazione comporta che i quadri MT di questo tipo recentemente realizzati, spesso a servizio di piccole aziende, sono da sostituire, con aggravi economici difficili da giustificare (nei confronti del proprietario) ed oggettivamente poco opportuni in un quadro congiunturale come quello attuale.
La motivazione della sostituzione (tecnicamente ineccepibile) risiede unicamente in esigenze di continuità del servizio, alla luce degli orientamenti dell'Autorità per l'Energia.
E' mia opinione che allo stato attuale si possa affermare che non esiste alcun obbligo giuridico e normativo (la DK 5600 non è una norma CEI e pertanto non ha valore giuridico ai fini della definizione dello "stato dell'arte") ad eseguire tale trasformazione. L'unico soggetto abilitato a stabilire questo obbligo è l'Autorità per l'Energia, che allo stato attuale non mi risulta abbia ancora deliberato in materia (per esempio fissando la data ultima di adeguamento e le relative sanzioni).
Ho espresso le mie opinioni, desidererei un riscontro delle Vostre.

Massimo

Per ora l'adeguamento viene richiesto solo per le nuove cabine e per eventuali modifiche o cambiamenti di cabine vecchie. In questi mesi ho assistito a convegni tecnici, che vertevano sulla nuova direttiva Enel, organizzati da vari costruttori. Da questi incontri ho inteso che per aderire al sistema dei rimborsi che l'Autorità per l'Energia andrà ad allestire, bisognerà adeguarsi entro il 2006, se si ha una potenza maggiore di 500kW, e entro il 2007 per potenze minori. Chi non si adeguerà, dovrebbe pagare una "multa" che andrà a finanziare i rimborsi da richiedersi in caso di interruzioni o cattiva qualità dell'energia. Questo è quanto ho capito io. Essendo per ora l'argomento piuttosto nebuloso potrei sbagliarmi.

Michele

Confermo che, attualmente, l'obbligo di seguire la nuova DK 5600 riguarda esclusivamente le nuove forniture o la trasformazione di cabine esistenti. In questi casi, se non sei conforme al DK5600, non ti viene erogata energia.
Per tutti gli altri casi, l'obbligo scatterà con l'approvazione del regolamento d'attuazione da parte dell'Autorità per l'energia, che, da quanto ne so, è prossimo e ricalca la DK 5600 .... A intenditor poche parole.... Chi non si adeguerà, non potrà beneficiare dei rimborsi "automatici" in caso di black-out e "automaticamente" potrà essere accusato di essere responsabile di eventuali disservizi con la conseguenza di pagare "automaticamente" i danni a tutti gli utenti coinvolti nel black-out.

Marco

Aggiungo solo, a corollario di quanto gia' ben esposto dai colleghi, che comunque se l'ENEL manda al cliente la lettera nella quale comunica i nuovi valori di taratura per il cambio dello stato del neutro, le protezioni della cabina devono essere obbligatoriamente ritarate.
Correggetemi se sbaglio, ma questa operazione si fa nei relè elettronici del quadro MT, quindi non dovrebbe comportare spese di sostituzione di pezzi. Al massimo penso si dovrà aggiungere un relè (il 51n?).

Michele

Alla richiesta dei valori di corrente di guasto e tempo di intervento delle protezioni, l'ENEL invia anche un allegato con riportate le tarature delle protezioni, ma è un allegato standard (di fatto è presente anche la taratura per la 67N che è richiesta in casi specifici) con l'ottica di "anticipare" gli eventi, ma di fatto non obbliga l'utente a conformarsi; mi spiego meglio, al momento attuale l'ENEL non cessa la fornitura se non adeguo la mia cabina elettrica esistente e se non vengono fatte delle modifiche.
Purtroppo non è vero che basta installare solo il relè di protezione 51N per essere in regola con la DK5600.

  1. Non sono più ammesse le cabine alte;
  2. ci vuole il locale misure dedicato;
  3. non si può installare più di 2 trasformatori pari alla taglia limite prevista senza dei particolari accorgimenti;
  4. non sono più ammesse le protezioni a fusibili come DG;
  5. non sono ammesse le protezioni dirette;
  6. il cavo di collegamento MT con Enel deve essere di sezione minima 95 mmq;
  7. i riduttori di corrente e tensione devono avere determinate caratteristiche così come i relè di protezione;
  8. ecc.

Mettiamo poi la sfiga che ho una cabina primaria con trasformazione che alimenta altra cabina di trasformazione per cui ho l'obbligo anche del direzionale di terra, ma non ho posto per i TV.

Marco

Non mi sono spiegato. La nuova DK5600, come è stato già detto, si applica solo agli impianti nuovi o nel caso di lavori di ampliamento/modifica di cabine esistenti.

Cosa fare però agli impianti esistenti, nel caso in cui l'ENEL comunichi il cambiamento dello stato del neutro?

Non si applicano le prescrizioni edilizie, meccaniche, ecc. della DK, in quanto io utente non sto facendo modifiche alla cabina. Ma il cambiamento del neutro cambia la gestione della "sicurezza elettrica", quindi l'utente non può temporeggiare e rimandare la questione.
Mi sembra in tal caso necessario applicare (o meglio usare) quella parte di DK che riguarda le sole protezioni, alle quali e' necessario adeguarsi subito con le tarature.

Massimo

Il cambiamento dello stato del neutro viene già previsto nelle nuove cabine dove serve il direzionale. Infatti vengono impostate tre soglie sempre attive, una per il neutro a terra, una per il neutro isolato e una omeopolare, a 150A istantaneo, per il doppio guasto a terra. L'Enel in ogni istante, per propri scopi (tipo manuntenzione), può cambiare lo stato del neutro della linea al quale l'utente è allacciato. Il cambiamento del neutro non interessa l'utente nel caso il suo contributo capacitivo ad eventuali guasti sia trascurabile, e ricada quindi nel caso di avere installato solo il 51N. Per adeguarsi occorre soddisfare tutte le esigenze e le prescrizioni presenti nella DK5600 e soddisfare i campi di taratura richiesti dal DK 4452 con una protezione certificata. Presso gli impianti esistenti, certe vecchie protezioni direzionali non soddisfano nemmeno i campi di taratura richiesti (la direzionale veniva usata solo in casi molto rari) e non possono avere le due soglie attive. In pratica chi volesse adeguarsi solo per le tarature, se avesse già un 51N ma ricadesse nella condizione odierna di avere il direzionale, se impostasse i 3A richiesti per la 51N, si ritroverebbe con il relè che scatta in modo intempestivo per guasti esterni; se avesse già il direzionale, probabilmente non potrebbe averlo con le due soglie attive. L'adeguamento deve essere totale.

Michele

Attenzione che l'ENEL e relativa DK 5600 della sicurezza dell'utente se ne frega altamente. L'obbiettivo primario è la continuità di servizio e quindi la selettività tra le loro protezioni e quelle degli utenti. Significa che se ho un guasto di terra sul mio trafo, prima di far intervenire le loro protezioni intervengono le mie. Quindi non devo ritarare nulla ai fini della sicurezza; il coordinamento per la protezione dai contatti indiretti lato MT rimane lo stesso, se non cambiano i valori di corrente di guasto e tempo di intervento delle protezioni, e anche se cambiano, e magari risulta che non sono più coordinato, non è che tarando la mia protezione 51N risolvo il problema....

Marco

Giusto, quindi la nuova situazione con il Neutro compensato comporta due cambiamenti :
- la corrente di guasto a terra sarà diversa
- le tarature sono diverse.
Cosa si profila quindi per il cliente ?
Mi sembra di poter riepilogare un paio attività sostanziali:
- controllare il coordinamento dell'impianto di terra.
- ritarare i relè di protezione (sempre che siano entro il range, altrimenti è necessario cambiarli).
In tal caso, visto il nuovo acquisto da fare, tanto varrebbe acquistare relè completi di tutte le protezioni.

Pierluigi

Ritengo utile chiarire i motivi che erano alla base del mio messaggio:

  • il documento DK 5600 afferma al punto 2 che "i criteri si applicano...limitatamente al sistema di protezione in occasione del cambiamento di esercizio della rete MT su cui è allacciato un cliente ESISTENTE, da neutro isolato a neutro collegato a terra tramite impedenza";
  • l'ENEL in alcuni casi, in occasione di tale cambiamento, ha chiesto ad utenti esistenti di attestare il possesso dei criteri in questione;
  • piccole utenze sono dotate di quadri MT monoblocco con IMS non equipaggiabili con relè elettronico (in particolare è quindi impossibile disporre di protezione 51 N).

Massimo

Il neutro compensato con la bobina di Petersen, è stato introdotto per diminuire le correnti di guasto a terra che, vista la tendenza di sostituire le linee aeree con linee in cavo e con la naturale espansione della rete, stavano diventando sempre più rilevanti. La diminuzione delle correnti di guasto, come effetto secondario dava la possibilità di avere un impianto di terra con valori di resistenza più facilmente ottenibili. Su questo dato di fatto si è inserita la vicenda dell'Autorità per l'Energia, che ha portato il fornitore a esigere la massima selettività ai propri clienti per non creare disservizio agli altri. Selettività e correnti di guasto più basse, hanno significato protezioni più sofisticate negli impianti più complessi ed estesi, che con le basse correnti di guasto a terra ora richieste rischiavano di non essere selettivi rispetto ai guasti esterni.
Prima l'Enel era solita richiedere per un impianto a 15kV di tarare la 51N a 6 A, ora la taratura richiesta è la metà. Chi, ad esempio, ha un impianto esistente con un interruttore con montato un relé integrato SACE PR521 LSIG come protezione generale, può raggiungere questa taratura cambiando ad esempio il toroide esterno da 100/1 a 50/1. Il relè non è per nulla conforme alla DK5600, ma la taratura richiesta potrebbe essere ottenuta. Però non credo che questo sia accettato da Enel , che nei suoi documenti, scrive cose ben chiare. Quindi credo che, per essere a posto, bisogna seguire quanto dice la direttiva, che può essere discutibile in parecchi punti, ma per l'utente è incontestabile. Allo stato attuale, secondo me, è evidente che le cabine andrebbero adeguate. Poi, in futuro, tutto è possibile e potrebbero essere accettate anche soluzioni per le cabine esistenti che per ora non sono plausibili. Trovandomi ad adeguare un impianto che necessita di 67N, ho utilizzato per la prima volta un relè della Merlin Gerin S41. Ebbene ho scoperto che questo, per ricavare la 51N per il doppio guasto monofase, utilizza la somma dei tre TA, visto che con il toroide associato al massimo si arriva a 30°. Infatti questo toroide è un normalissimo toroide di bassa, che non ha nulla da spartire con i toroidi 5P20 con tanto ferro richiesti dalla DK5600. La Merlin Gerin dice che va bene così e anche l'Enel lo accetta, quindi non bisogna stupirsi.
Concludendo la DK5600 scrive chiaramente certe cose, ma che alla fine possono essere aggirate. Quindi, forse, prima di spendere soldi è meglio esserci assolutamente costretti.

Marco

O, ecco che vedo uscire il vero tecnico (o meglio consulente tecnico),

"forse prima di spendere soldi è meglio esserci assolutamente costretti"

Non come ragionano i commerciali o le imprese installatrici che propongono di rifare tutte le cabine !!
Comunque tornando nei casi pratici,

"piccole utenze sono dotate di quadri MT monoblocco con IMS non equipaggiabili con relè elettronico (in particolare è quindi impossibile disporre di protezione 51 N)".

penso che in questi casi il problema sia risolvibile installando alla base della cella MT dei TA passanti nei cavi di media, ed installando il relè in un quadretto a parte, per poi collegarlo alla bobina di sgancio, di cui tipicamente sono dotate anche le celle tipo IMS.
Resta solo da vedere se sotto la cella o nel cunicolo c'è lo spazio fisico di infilare i 3 TA nei cavi di media.

Massimo

Aspettare fino all'ultimo rende possibile anche avvalersi di apparecchiature appena uscite che consentono di risparmiare tempo e lavoro. Ad esempio, tra poco la Sace metterà in commercio un
relè integrato con l'interruttore compatibile con il vecchio PR521, ma, al contrario di questo, conforme alla DK5600 con alimentazione aux, segnalazioni e certificato insieme ai sensori di corrente e al toroide. Sicuramente la Merlin Gerin farà lo stesso per sostituire i vecchi VIP. Poi, magari, uno può sperare in qualche proroga, che salvi gli impianti con piccoli trafo e fusibili. Certo se le cose restano così, per questi non ci sarebbe scampo: ma non si può mai dire. Tecnicamente, come dicevo, le prescrizioni sono molto chiare e inequivocabili, ma poi c'è sempre qualcuno che trova una scappatoia. A mio avviso, se si fosse seri, non dovrebbe essere consentito derogare. L'adeguamento è richiesto solo sul dispositivo generale e, per chi ricade nel caso di dovere, avere il
solo 50-51-51N, la spesa non sarebbe certo eccessiva. Comunque il futuro è ancora incerto. secondo me. La soluzione di mettere dei TA sul sezionatore sottocarico con fusibili, non è praticabile: i sezionatori non hanno le prestazioni di interruzione del corto circuito degli interruttori; sono costruiti per aprire automaticamente dopo che sono intervenuti i fusibili. Un costruttore di relè, la Orion Italia, ne costruisce uno, usato soprattutto all'estero, che fa sì che si possa impostare un valore di corrente di cto cto o energia termica, che sia il limite all'intervento del sezionatore. Oltre tale soglia l'interruzione è affidata ai fusibili. Tale soluzione viene utilizzata in sud America. Comunque il potere di interruzione dei sezionatori consente di aprire, se associati a un 51N; se intervenisse per 50, probabilmente si danneggerebbe e farebbe intervenire comunque i fusibili (gli effetti sul sezionatore dipenderebbero dalla taratura del relé e da quella dei fusibili). Ovviamente il relè di cui parlavo prima, non è certificato DK5600 e tale soluzione non sarebbe mai accettata

Mario

Se un installatore deve adeguare un quadro di media già asservito da Enel, inserendo le dovute protezioni (50-51-51N), la preesistente certificazione del costruttore del quadro decade? e come bisogna certificare tale intervento da parte dell'installatore?

Marco

In linea di massima, la sostituzione di un relè nel quadro con un modello diverso o più "avanzato", non modifica le caratteristiche meccaniche del quadro stesso. Tanto meno la presenza di uno strumento quale un relè può alterare la dissipazione termica della carpenteria. Non mi sembra quindi necessario intervenire sulla "certificazione CE" di prodotto del Quadro di Media Tensione. Tra l'altro l'inserimento di relè piu' sofisticati, tutto sommato, mi sembra aumentare il livello di sicurezza dell'impianto. Sempre che la taratura sia effettuata con la dovuta precisione, aspetto sempre molto trascurato.
Non è difficile, girando per gli impianti più disparati, vedere relè di protezione montati senza che sia nemmeno stata aperta la calotta!
Ritornando sui binari della certificazione, direi che, al termine dell'intervento, l'installatore debba allegare la Dichiarazione di Conformità ai sensi della Legge 46/90, con indicato il tipo di lavoro svolto.
Una modifica del genere, comunque, deve sempre essere accompagnata dal progetto di un professionista, il quale deve indicare per iscritto i valori di tutte le tarature dei relè di protezione.

Massimo

L'adeguamento di vecchie cabine secondo la nuova DK5600 è un'attività che in questo momento è piuttosto diffusa.
I valori di taratura delle protezioni in questo caso vengono forniti dall'Enel che, nel caso di nuove cabine o rifacimenti, pretende siano soddisfatte le sue richieste per fornire energia. In pratica le sue clausole contrattuali hanno valore più vincolante di una qualsiasi normativa, essendo incontestabili. Il progettista può dare i valori di taratura delle cabine poste a valle della ricezione, ma in quest'ultima bisogna tarare secondo i valori che ci comunicherà l'ente fornitore

Silvia

Interessante. Quindi le protezioni del DG non sono soggette ad obbligo di progetto? Mi sono persa l'abrogazione dell'articolo 4 comma b) del DPR447/91... quando è stata? Se è ENEL che dà la regolazione, perché non la certifica anche?

Caro installatore: ENEL propone una taratura in base alle sue esigenza di selettività o di esercizio; chi la regolazione di tutto ciò che è a valle del punto di consegna, è il progettista che timbra, che ovviamente (compatibilmente con le esigenze di sicurezza e funzionamento previste dalle norme CEI) tiene in conto anche le esigenze ENEL. Difficile sostenere il contrario davanti a un giudice.

Relativamente al tuo adeguamento (visto che devi inserire delle protezioni di massima corrente) temo tu debba sostituire anche dei fusibili con un interruttore automatico... quindi la certificazione del quadro decade completamente. Devi quindi emettere la DDC 46/90, allegare il progetto obbligatorio e (ti consiglio anche) la nuova certificazione del quadro.

Massimo

Le cabine elettriche ovviamente sono tenute a obbligo di progetto, però in pratica nella cabina di ricezione le prescrizioni della DK5600 marzo 04 non lasciano molto spazio di manovra al progettista. Egli deve per forza installare un relè che sia dichiarato conforme dalla casa costruttrice alla direttiva. Se decide di montare un relè equivalente, con gli stessi campi di taratura, l'Enel può decidere di farglielo sostituire, per dare tensione. I valori di taratura forniti da Enel sono sempre molto alti. Il progettista può decidere sicuramente di tarare la protezione a valori più bassi, (nel caso la ricezione alimenti direttamente un piccolo trafo dovrà scegliere valori compatibili con la protezione di quest'ultimo), però non gli è consentito di derogare dai valori forniti. La stessa scelta dei TA e del toroide sono, in pratica, imposti dall'ente fornitore con caratteristiche tali da non correre il rischio di andare in saturazioni per correnti di cto cto da 10kA

Silvia

Sull'obbligo del progetto in effetti la posizione del legislatore è chiara.

Su quanto scrivi dopo, avrei da aggiungere che...
1)Se lo spazio di manovra in cabina di ricevimento è ridotto, figuriamoci nelle cabine a valle. E quindi che si fa? Progettare senza vincoli sarebbe un lavoro inutile, di cui tutti sarebbero capaci.
2)Il relé deve essere in grado di svolgere correttamente le protezioni previste dal progettista (che nel prescriverle tiene conto anche delle esigenze Enel). Relativamente al costruttore del relé (a meno di non essermi persa l'abrogazione del DM 20/2/1992) è l'installatore che lo sceglie e ne assume la responsabilità, emettendo la DDC 46/90. Non riesco a immaginare per quale motivo Enel potrebbe o dovrebbe discriminare tra prodotti marcati CE e aventi prestazioni equivalenti - anche se dall'altra parte, quello di turno che su queste cose fa perdere tempo, al 99% c'è sempre -.
3)Relativamente ai TA e al toroide dico "finalmente" e "GRAZIE ENEL"... perché presumi che il progettista non sia in grado di applicare la norma CEI 11-1/5.2.4.1 (sulla saturazione dei TA), e perché, in più di lui, prevedi anche il guasto bifase a terra! Ma con che criterio allora il progettista dovrebbe essere in grado di applicare tutto il resto della 11-1 e delle norme che gli vanno dietro?
La indicazioni DK5600 sui TA non saranno il frutto della mente (profonda ma limitata) di qualcuno che capendo solo di TA ritiene che la loro saturazione sia il dramma esistenziale degli impianti? Se è così bisognerebbe ammettere che in Enel almeno uno che capisce di TA c'è... meno male che non c'è nessuno che ne capisce di tutto il resto. (Sempre vedere il lato positivo).

Massimo

Ti posso assicurare che allo stato attuale l'installatore può emettere tutte le dichiarazioni che vuole, ma se non si utilizzano relè che la casa costruttrice dichiara conformi alla direttiva, e si impegna a sostituirlo nel caso un laboratorio qualificato lo dichiari difforme, l'Enel non dà tensione. Lavoro in una ditta che costruisce cabine MT. Non facciamo installazione, ma seguiamo i clienti che hanno bisogno. Da aprile ho seguito decine di cabine e, per ora, la situazione è questa. Infatti tutte le case emettono questa dichiarazione (merlin gerin per i sepam , abb, thytronic, areva fir, microelettrica scientifica). Relè di prestazioni equivalenti possono non essere accettati (sostituzione ad esempio dove occorreva un 50-51-51N di un Fir MX3AM30A con un MX3DK5600, il primo relé semplicemente non sarà certificato). Per quanto riguarda la scelta dei TA, qualora il costruttore della protezione non certifichi il complesso TA-toroide-protezione, possono in pratica essere solo dei 300°, con fattore limite di precisione 30, come viene consigliato nella DK che coprono la quasi totalità dei casi.
Nelle cabine a valle il progettista ha più libertà di scelta, nel senso che può ad esempio optare per il sezionatore con fusibili (infatti per il risparmio tutti fanno così in genere anche in presenza di trafo di potenza rilevante.

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Commenti e note

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di francesco,

Mi domando perche le cabine di distribuzione ENEL non sono obbligate alle prescrizioni dela DK5600 godono di una esenzione particolare??

Rispondi

di nino .bari,

a parziale modifica di quanto letto dico che l'enel monitorizza sia gli avviamenti(BEN 5 per 67 e 3per 51)ed basso isolamento di linea mt.

Rispondi

di Angelo - Bari,

La DK5600 prevede di installare un sistema di inserzione temporizzata dei trasformatori qualora si superano i limiti riportati nella tabella di pag. 4 di 21. Questo tuttavia presenta due tipi di problemi:

1) difficoltà a conoscere la distribuzione a monte del DG;

2) la seconda è data dalla difficoltà di comprensione, se prendiamo ad esempio una distribuzione a 15 kV uscente da cabina primaria, il limite è 1600 kVA per ciascun trasformatore. Nella frase che segue "il cliente non può installare più di due trasformatori di taglia pari al limite a sbarre BT separate.

La corrente di inserzione temporanea di due trasformatori vista dal DG è identica se a sbarre separate oppure no. Per un guasto trifase è il doppio (se abbiamo due trasformatori) poichè si dimezza la reattanza del trasformatore e si raddoppia la corrente di corto circuito.

Saluti e complimenti per la rubrica.

Angelo

Rispondi

di Luigi,

Descrizione del  dispositivo per il monitoraggio delle perdite latenti di isolamento presso impianti MT Cliente.

 

 

Approfitto dell'ospitalità offertami dall'ing. Martini per descrivere il funzionamento del dispositivo da me ideato per la funzione di cui sopra.

L'ho chiamato RAPLI (Rilevatore Automatico Perdite Latenti di Isolamento).

Come detto nella nota del 28 marzo u.s. esso rileva le perdite latenti d�isolamento sia negli impianti  Cliente sia in quelli esterni, cioè a monte del Cliente stesso.

Il suo funzionamento &ègrave semplicissimo.

Supponiamo di avere una rete MT di media estensione la cui corrente omopolare di guasto a N.I. (Neutro Isolato) sia di circa 100A. Caso molto comune.

Supponiamo che la rete in questione sia costituita da diverse linee MT una delle quali alimenti un nostro Cliente nel cui impianto è installato il RAPLI.

E' possibile semplificare questa rete con due sole linee MT.

Nella prima raggruppiamo le capacitè in parallelo delle linee della rete. Nella seconda raggruppiamo solo le capacitè della linea in derivazione alla quale  è installato il RAPLI.

Se la prima linea avesse una capacità verso terra per fase di 8.5uF, la sua corrente omopolare di guasto sarebbe di circa 92 A,  a tensione nominale di esercizio di 20KV.

La seconda linea se avesse una capacità verso terra per fase di 1uF, la sua corrente omopolare di guasto sarebbe di circa 11 A.

E ancora, se in derivazione  a quest'ultima ci fosse il cavo Cliente con  una capacità verso terra per fase di 10nF e con il RAPLI installato in  ingresso, la sua corrente omopolare di guasto sarebbe di circa 0.11 A .Tale valore corrisponde ad una lunghezza del cavo di circa 30mt.

Premesso questo si possono verificare due casi.

Primo: guasto a terra autoestinguente a valle del RAPLI, cioè in casa Cliente.

Secondo: Guasto a terra autoestinguente a monte del RAPLI, cioè nella rete esterna ENEL.

Nel primo caso la corrente omopolare di guasto vista dal RAPLI sarebbe tutta la corrente omopolare

della rete esterna meno quella molto piccola del Cliente e cioè: 92+11-0.11=circa 103 A. Se in rete ci fosse la Petersen questo valore verrebbe ridotto a circa 50-60 A.

Nel secondo caso la corrente omopolare vista dal RAPLI sarebbe solo quella del Cliente, cioè 

0.11 A. Se in rete ci fosse la Petersen questo valore rimarrebbe tale e quale.

E' ovvio che per rilevare queste correnti omopolari è necessario utilizzare un TA toroidale (50/1) o tre TA monofasi in inserzione Holmgreen il cui secondario andrà collegato ad un dispositivo di monitoraggio che darà in uscita  opportune informazioni che saranno funzione dei valori di puntamento prefissati. Nel mio prototipo ho usato per il RAPLI un semplice PLC ( mod. ZEN della OMRON)  che evidenzia sul proprio display data, ora, min, sec, e numero delle scariche parziali verso terra subite dal cavo Cliente. Con ciò il Cliente pu� essere informato di quanto rilevato dal PLC nei modi più variegati. Anche via GSM.

Da questa descrizione si può notare che il RAPLI per il suo funzionamento non necessita di tensione omopolare,  Altri vantaggi.

  • Se presso l'impianto Cliente si verificasse un guasto monofase a terra con successiva evoluzione in corto bifase, la elevata corrente che ne conseguirebbe manderebbe in saturazione il TA toroidale del RAPLI ma non ne inficerebbe le segnalazioni da dare al Cliente perché l'evoluzione in corto bifase sarebbe figlia di  un difetto di isolamento dell'impianto stesso.
  • Anche con  archi intermittenti la segnalazione al Cliente non verrebbe mai a mancare. Comunque con la Petersen  il fenomeno degli archi intermittenti sarebbe di molto ridotto.

Per questo l'ENEL tiene la Petersen leggermente fuori sintonia rispetto alla capacità totale della rete.

  • Basso costo  dell'HW-SW del dispositivo e della sua installazione. Se il quadro MT fosse  già munito di 51N, il costo si abbasserebbe ulteriormente.
  • Un'Azienda di manutenzione impianti MT potrebbe monitorare lo stato dielettrico degli impianti dei propri Clienti acquisendo ad es. via GSM i dati forniti dal RAPLI ed informarli  della necessità urgente di interventi ispettivi e/o manutentivi da effettuarsi a prescindere dai tempi canonici previsti dai contratti  sottoscritti.

 

Svantaggi.

Abbiamo detto che il rilevamento delle correnti omopolari si effettua con  un TA toroidale o con tre TA monofasi in inserzione Holmgreen. Ebbene, se il cavo Cliente fosse piuttosto corto, la corrente omopolare di guasto da esso prodotta sarebbe di lieve entità, come visto sopra. Ciò ci precluderebbe la possibilità di monitorare, in modo certo, lo stato della rete a monte del RAPLI perché la corrente in gioco  potrebbe confondersi con quella  prodotta dalla naturale dissimetria della rete stessa. 

Solo attraverso un�analisi armonica della corrente si potrebbe stabilire di cosa trattasi.

Un sistema più semplice potrebbe essere quello di monitorare il modulo della tensione omopolare, se disponibile.

 

Un'ultima osservazione.

L'ENEL con l'introduzione della Petersen e l'automazione della propria rete MT ha dato un contributo notevole al miglioramento della qualità del servizio elettrico. Io credo che il RAPLI, se opportunamente utilizzato, contribuirà, nel suo piccolo, a fare altrettanto, riducendo sia il numero delle interruzioni che gli interventi dell'Autorità per l'energia elettrica.

Concludo invitando tutti coloro che leggeranno questa descrizione ad inviarmi i propri commenti-critiche-segnalazioni su quanto esposto. Un grazie cordialissimo all'ing. Martini.

 

                                   Luigi

 

 l.passarella@libero.it

 

 

 

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di Luigi,

L'Autorità per l'Energia con delibera n.247/04; ha stabilito le condizioni per il diritto ad indenizzo automatico, a favore di Clienti che abbiano subito interruzioni lunghe (oltre 3 minuti) nella fornitura di energia elettrica. E' una buona cosa, però la stragrande maggioranza dei Clienti rinuncerebbe ben volentieri a tale indenizzo pur di non subire interruzioni. Un improvviso black-out è sempre molto devastante soprattutto se si verifica in momenti particolari della giornata quando la produzione è in pieno svolgimento. E ciò disturba ancora di più se è stato causato dall'impianto non ben manutenuto  di un altro Cliente allacciata alla stessa rete MT. Per ovviare a ciò ho messo a punto un dispositivo che effettua istante per istante il monitoraggio dello stato di isolamanto dell'impianto MT di un qualsiasi Cliente.In anni di attività ho visto (attraverso analisi oscilloperturbografica) che il cedimento dielettrico di un  elemento di impianto: cavi, terminali, isolatori, ecc. non è mai repentino ma graduale.(Salvo il caso di fulminazione diretta) Mi spiego con un esempio. Lo scoppio di un terminale MT si verifica dopo ripetute scariche parziali verso terra che nella stragrande maggioranza dei casi si auto estinguono. Del verificarsi di queste scariche non se ne accorge nessuno. Nemmeno il DT (Direzionale di Terra) di cabina Primaria che potrà al massimo avviarsi senza perè andare a fine tempo. Come noto l'avviamento di un DT non viene segnalato. Ma il dispositvo che io ho messo a punto se ne accorge inesorabilmente ed avverte se la scarica parziale si è verificata nell'impianto del Cliente presso il quale il dispositivo è installato o a monte di esso, cioè nella rete ENEL esterna. Con questo dispositivtivo si possono, in sostanza, ottenere tre tipi di informazioni:

Primo: quando si cominciano ad avere le prime segnalazioni di cedimento dielettrico dell'impianto si può preventivamente organizzare una disalimentazione dello stesso, compatibilmente con le esigenze di produzione, per una adeguata ispezione.

Secondo:se le segnalazioni di cedimento dielettrico riguardano l'esterno si può informare l'ENEL che, o le loro linee o impianti di altri Clienti stanno mettendo a potenziale black-out tutta la rete.

Terzo: si può stabilite se la rete ENEL è esercita o meno a neutro compensato ( con bobina di Petersen). Se L'ENEL dichiara che normalmente la rete è a neutro compensato ma per una loro inderogabile esigenza la dovessero staccare, l'impianto del nostro Cliente andrebbe maggiormente a rischio perché senza la Petersen la corrente omopolare di guasto aumenterebbe parecchio. E se fossero già state segnalate da prima delle scariche parziali ora il black-out diventerebbe quasi certo.

La Petersen riduce sì la corrente del guasto ma lo "copre" anche. Quando la tolgono, tutti gli impianti con difetti di isolamento latenti vanno a forte rischio black-out.

Potete contattarmi a

l.passarella@libero.it

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di ,

Dici una cosa esatta ma fai un calcolo sbagliato. La capacit� di esercizio della fase guasta � cortocircuitata ed in essa non circola corrente. Ma le capacità delle due fasi sono sottoposte alla tensione concatenata, quindi in ciascuna di esse la corrente vale Ic = 1,73*E*wC. La corrente di guasto � la somma vettoriale delle due correnti capacitive che sono tra loro sfasate di 60�, quindi vale Ig=2*Ic*cos30�=2*0,866*1,73*E*wC=3*E*wC, come trovato applicando Thevenin

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di Guizzo Dadda,

C'è una cosa che non riesco a capire dalle formule. Il valore della corrente di guasto a terra con neutro isolato risulta 3*EwC, che è la somma delle tre correnti capacitive delle tre fasi. Ma durante il corto la capacità di esercizio della fase guasta è esclusa dal cortocircuito stesso e non è percorsa da corrente. La corente di guasto non dovrebbe essere allora la somma delle sole correnti capacitive delle fasi sane, quindi 2*EwC?

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