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Criteri di taratura degli impianti di distribuzione MT ed esempi tipici di coordinamento delle ... - page 12 / 14

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  • la protezione 51 N del Cliente MT, se lo stesso è coinvolto nel guasto doppio monofase, non interverrà. La protezione direzionale di terra (67 S1 o 67 S2) può, invece, intervenire subito o meno a seconda delle relazioni vettoriali fra V0 ed I0. Se interviene subito, la linea ENEL a monte rimane chiusa e si apre l’altra per direzionale di terra con tempo di ritardo intenzionale tR che parte dall’apertura del dispositivo generale del Cliente. In caso contrario, prima apre l’altra linea ENEL coinvolta e, con tempo di eliminazione tF che parte da tale apertura, si apre il dispositivo generale del Cliente, in modo selettivo rispetto alla linea ENEL a monte.

Qualora il Cliente disponga di fusibili MT, come previsto dalla vecchia DK 5600 e, per alcune tipologie di Clienti, dalla delibera AEEG 247/04, la protezione contro i guasti doppi monofase non è, di fatto, presente.

Altri elementi che vanno considerati

di

distribuzione

sono:

-

evitare che

guasti

BT,

a

valle

al fine

di realizzare un impianto utilizzatore coordinato

con la rete ENEL

delle

trasformazioni MT/BT dei Clienti, provochino

l’intervento delle

protezioni di linea MT;

  • -

    evitare che l’energizzazione contemporanea di tutti i trasformatori MT/BT dei Clienti stessi dia luogo ad

una corrente superiore alla soglia di scatto (51.3 o 51.2, se senza ritardo intenzionale) della protezione di

linea stessa. Adottando le seguenti ipotesi:

-

a

monte

del

Cliente

vi

può

essere

una

protezione

di

linea

MT

normale

(taratura

51.3

=

1.400

A),

una

protezione di linea particolare (taratura 51.3 = 2.000 A), una protezione di recloser installato su linea MT uscente da CP (taratura 51.2 = 900 A) od una vecchia protezione di linea con solo due soglie di massima corrente (taratura 51.2 = 900 A), una protezione di linea MT uscente da Centro Satellite (taratura 51.2 = 1.300 A), una protezione di recloser installato su linea MT uscente da Centro satellite alimentato da un TR AT/MT di potenza 25 MVA e, infine, una protezione di recloser su linea MT uscente da Centro satellite alimentato da un TR AT/MT di potenza 40 MVA;

  • -

    la Vcc dei TR MT/BT è pari al 6% per taglie superiori a 400 kVA;

  • -

    la corrente di magnetizzazione dei TR stessi è pari a 10 In a Vn = 100%;

  • -

    in caso di energizzazione di due TR in parallelo vi è un coefficiente di contemporaneità k = 0,9.

si ottengono i risultati indicati nella TABELLA II in allegato. Si fa notare che, in alcuni casi, le taglie massime consentite dei TR MT/BT dei Clienti, potrebbero essere critiche al fine del coordinamento. Non si è ritenuto, tuttavia, di ridurle ulteriormente per non penalizzare eccessivamente i Clienti stessi. Ovviamente, il limite deve intendersi relativo alla totale potenza di trasformazione, che contribuisce sia al valore di corrente di cortocircuito per guasto sulle sbarre BT (se i TR sono in parallelo BT), sia alla corrente di magnetizzazione. In pratica, considerando la tensione 20 kV ed una linea standard uscente da una sbarra MT di cabina primaria, il cliente MT può avere, nel suo impianto, più TR MT/BT con secondario in parallelo con potenza di trasformazione complessiva non superiore a 2 MVA, per quanto riguarda il corto BT, mentre, ai fini della corrente di magnetizzazione, può esservi l’energizzazione contemporanea di più TR MT/BT a patto che non si superi una potenza di trasformazione complessiva di 4 MVA.

5. SCELTA DELLE CARATTERISTICHE DEI TRASDUTTORI DI CORRENTE (TA) DI PROTEZIONE Al fine di garantire quanto sopra, nella DK 5600 IV ed. sono state anche specificate le caratteristiche dei trasduttori voltmetrici ed amperometrici, simili a quelle adottate per i medesimi componenti installati sulla rete ENEL.

In particolare, per quanto riguarda i TA di fase, 300/5 10P30, gli stessi sono in grado di tradurre, senza saturare e con errore contenuto entro il 10%, correnti primarie fino a 9 kA÷10 kA, valore ritenuto adeguato per guasti di tipo polifase o doppio monofase che vengano selezionati tramite la soglia 51.2.

Per quanto riguarda, invece, i TA omopolari, gli stessi devono essere del tipo 100/1 5P20. Il rapporto 100/1 deriva dal fatto che, generalmente, le protezioni hanno una “dinamica” pari a 10 A sugli ingressi di corrente omopolare. In pratica, per valori di corrente secondaria in ingresso fino a 10 In, la protezione rileva correttamente il valore in ingresso, per valori superiori sono possibili fenomeni di “saturazione” dovuti a “clipping”, a seguito dei quali è possibile, teoricamente, che tutti i valori di corrente in ingresso superiori alla soglia sopra citata vengano visti dalla protezione come uguali al valore di soglia stesso.

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