Guasti nei sistemi IT, in CC e taratura protezioni direzionali
I software di calcolo della linea Ampère 2024, estendono le possibilità di valutazioni dei guasti nelle reti in bassa tensione gestite con neutro a terra secondo il sistema IT; tali reti hanno valori di correnti di primo guasto a terra normalmente bassi, perché il centro stella del trasformatore o è aperto o è collegato a terra tramite impedenza elevata.
Inoltre, come previsto dalla norma IEC 61660-1, ai fini del calcolo delle correnti di corto circuito in corrente continua, sono determinati i fattori di correzione σ da applicare, per ogni sorgente che alimenta il guasto, alla corrente di cortocircuito di picco e di regime quasi stazionario.
Il software Ampère Professional 2024 applica un algoritmo che propaga la corrente con la quale ciascuna sorgente contribuisce al guasto, ‘leggendo’ la quota parte che giunge al punto di guasto.
Il notevole sviluppo di sistemi di distribuzione di energia, generata soprattutto da fonte rinnovabile, ha visto un proliferare delle applicazioni con reti in anello; in tali casi, è frequente la necessità di utilizzare protezioni direzionali.
Il software di calcolo di Electro Graphics, integra la gestione e verifica della soglia di intervento direzionale IPD, migliorando la simulazione delle reti elettriche in questo ambito.
Per dare risposte complete agli operatori che lavorano in ambito internazionale, il software Ampère Professional può gestire ora le tabelle di portata dei cavi secondo norma brasiliana ABNT NBR 16612, dedicata alla posa di cavi unipolari in ambito fotovoltaico, lato corrente continua.
Infine, il software Ampère Professional è stato aggiornato relativamente alla normativa francese: in particolare, per il calcolo dei guasti minimi, ora si utilizza la Guida UTE C 15-500.
L’utilizzo dei software di calcolo elettrico di Electro Graphics permette una progettazione efficiente, sicura e oggetto costante aggiornamento alle norme correnti.
Calcolo guasti nei sistemi IT secondo CEI 64-8; 413.1.5.4
Le reti in bassa tensione gestite con neutro a terra secondo il sistema IT hanno valori di correnti di primo guasto a terra normalmente bassi, perché il centro stella del trasformatore o è aperto o è collegato a terra tramite impedenza elevata. La corrente di guasto dipende comunque dalla capacità delle linee sottostanti al trasformatore, con valori medi impostati a 300 pF/m.
Per quanto normalmente piccolo, tale contributo è considerato dal software nel calcolo del primo guasto a terra.
Sempre per i sistemi IT, è possibile eseguire il calcolo del secondo guasto a terra secondo la procedura indicata dalla norma CEI 64-8. L’opzione risiede nella scheda Setup di Calcolo della finestra di dialogo Proprietà: Sistemi IT, calcola ‘Ia’ intervento protezione a secondo guasto applicando 2 Ia Zs <= U (CEI 64-8; 413.1.5.4):
In tal caso, il calcolo delle correnti di secondo guasto nei sistemi IT, avviene applicando il metodo della norma CEI 64-8, calcolando Zs (impedenza di anello fase-protezione) e Z’s (impedenza di anello neutro-protezione), e scegliendo le situazioni peggiori per l’intervento della protezione. Il software, altrimenti, effettua un calcolo iterativo che simula tutte le possibilità di secondo guasto, il quale può avvenire in un punto casuale della rete. Scegliere il metodo 2 Ia Zs può essere utile per reti molto complesse e con tempi di calcolo elevati.
Calcolo guasti in corrente continua - estensioni
Fattore di correzione
La norma IEC 61660-1 introduce un fattore di correzione σ da applicare, per ogni sorgente che alimenta il guasto, alla corrente di cortocircuito di picco e di regime quasi stazionario.
dove con j si identifica la j-esima sorgente.
Tale accorgimento ha origine dal fatto che non tutta la corrente generata da una sorgente attraversa il cortocircuito, una quota parte infatti si richiude per mezzo delle impedenze delle altre sorgenti.
Dalla lista delle sorgenti sono esclusi i condensatori, come richiesto dalla norma stessa.
Il software applica un algoritmo che propaga la corrente con la quale ciascuna sorgente contribuisce al guasto, ‘leggendo’ la quota parte che giunge al punto di guasto. Questo metodo espande l’esempio e le considerazioni proposte dalla norma IEC 61660-1, in quanto non si impongono limiti e vincoli alla struttura delle reti elettriche in corrente continua gestite dal software. I valori calcolati per σj sono normalmente poco inferiori all’unità.
Correnti minime di guasto
In parallelo alle correnti massime di guasto, vengono calcolate le correnti minime applicando i correttivi nei punti indicati dalla norma IEC 61660-1, ossia per i raddrizzatori e le batterie.
Per le linee elettriche si applica la massima temperatura di esercizio, ossia a sovraccarico.
Protezioni direzionali 67
Il software gestisce e verifica la Soglia di intervento direzionale IPD, migliorando la simulazione delle reti elettriche in anello. Vediamo le nuove funzionalità considerando un esempio con protezione trifase. Avremo quindi una funzione di massima corrente di fase associata al rilevamento di direzione. Sarà eccitata se la funzione di massima corrente di fase nella direzione scelta (linea o sbarra) viene attivata per almeno una delle tre fasi (o due fasi su tre, secondo parametrizzazione). L’allarme legato al funzionamento della protezione indica la/le fase/i in guasto.
L’intervento è temporizzato e la temporizzazione può essere a tempo indipendente o a tempo dipendente.
Con la figura che segue come riferimento, analizziamo il funzionamento di una protezione 67 e le proprietà gestite dal software.
La direzione della corrente (I1) è determinata a partire dalla misura della sua fase (a1) rispetto a una grandezza di polarizzazione (U23), che è la tensione concatenata in quadratura con la tensione di riferimento della fase in esame (V1).
Si definisce Zona linea / Direzione linea / Forward la parte di rete a valle della protezione.
Si definisce Zona sbarre / Direzione sbarre / Backward la parte di rete a monte della protezione.
Il piano dei vettori di corrente di una fase è diviso in due semipiani corrispondenti alla Zona linea e alla Zona sbarre. L’Angolo caratteristico Ɵ (30°) è l’angolo della perpendicolare alla retta limite tra queste due zone e la grandezza di polarizzazione (U23).
Ipotesi Memoria di tensione
In caso di scomparsa di tutte le tensioni al verificarsi di un guasto trifase vicino al sistema di sbarre, il livello di tensione può essere insufficiente per il rilevamento della direzione del guasto. La protezione utilizza quindi una memoria di tensione per determinare la direzione in modo affidabile. Il software Ampère lavora considerando che la protezione direzionale 67 possieda questa funzione di memorizzazione.
Soglia di intervento direzionale IPD [A]: valore dello sgancio della protezione. A seconda delle caratteristiche della protezione utilizzata, può essere impostato un valore, oppure lasciato a 0 (zero) per utilizzare la corrente Is del TA come soglia di intervento.
Criterio di sgancio: le protezioni 67 possono intervenire controllando il valore della corrente di fase secondo due modalità: Modulo o Proiezione. L’immagine precedente presenta la modalità Modulo, per la quale basta che la corrente di guasto sia maggiore della soglia a prescindere dall’angolo rispetto alla retta limite. Più avanti, nell’esempio dei trasformatori in parallelo, l’immagine presenta il criterio di sgancio Proiezione, secondo cui per intervenire, la corrente di guasto deve avere una proiezione sulla retta caratteristica maggiore della soglia di intervento.
[Zona linea/Zona sbarre]: le protezioni 67 possono lavorare con due modalità diverse per determinare la zona di intervento. La casella va selezionata se la protezione utilizza la logica Linea/Sbarre + Angolo caratteristico. Altrimenti comanda solo l’Angolo caratteristico: 0°-90° o 270°-359° Zona linea; 91°-269° Zona sbarre.
Logica operativa 2/3: in alcuni casi è consigliabile scegliere una logica di intervento del tipo a due fasi su tre.
Esempio Media tensione
Nell’esempio che segue, vediamo il comportamento di due protezioni direzionali 67 utilizzate per proteggere un tratto di rete gestito in anello. A seguito di un guasto trifase in un punto F esterno all’anello, una protezione va in allarme (colore verde) e l’altra non viene coinvolta (colore grigio).
Analizziamo i valori delle protezioni direzionali riportati nelle etichette in magliatura e nella lista del pannello ANSI 67.
Protezione non in allarme: la freccia verso l’alto indica la direzione della corrente di guasto, con un valore di 1,201 kA. I dati all’interno delle parentesi quadre sono le tarature della protezione, e in ordine, l’impostazione Zona linea (F), un angolo caratteristico di 60° e Logica operativa 1/3 (una fasi su tre). Segue l’elenco delle direzioni delle correnti di fase concordi con la retta limite I(↑↑↑), e in questo caso sono tutte e tre in direzione Zona sbarre. Viene riportato lo stato di allarme con la lista delle fasi che farebbero intervenire la protezione A(000), ossia nessuna fase. Di conseguenza nessuna fase sgancia T(000), e il riquadro si colora di grigio indicando nessun allarme.
Esempio Trasformatori in parallelo
Riprendiamo la problematica precedente; la rete presenta l’alimentazione affidata a due trasformatori in parallelo, i quali devono essere protetti a guasto all’interno dell’anello, evitando aperture indesiderate.
Un caso critico è la gestione di un guasto bifase sul lato di primario, che può accadere se accidentalmente due fasi vengono in contatto. Tale guasto può mandare in allarme entrambe le protezioni direzionali posizionate lato arrivo, come si evince dall’immagine.
Per sezionare il tratto di linea del ramo di sinistra, si desidererebbe che solamente l’utenza ArrivoBT1 intervenisse. Con le impostazioni definite [B↑ 30° L1/3], la fase 1 e la fase 3 sono concordi e mettono in allarme la protezione A(101).
Nella protezione ArrivoBT2, a destra, con impostazioni [B↑ 30° L1/3] uguali alla precedente, la fase 2 è concorde in direzione, e con Logica operativa L1/3 si attiva l’allarme, situazione non desiderata.
Per questa utenza viene in aiuto la Logica operativa, in quanto impostandola in posizione L2/3 e richiedendo almeno due fasi concordi, si raggiunge l’obiettivo di creare la selettività richiesta.
Siccome la rete è simmetrica e il guasto potrebbe avvenire sul ramo del secondo trasformatore, è necessario impostare entrambe le protezioni su Logica operativa L2/3.
La figura seguente riporta quanto descritto.
Norma brasiliana ABNT NBR 16612
La norma è destinata alla posa di cavi in ambito fotovoltaico lato corrente continua, per cavi unipolari in rame.
Essa propone una serie di ambienti di posa che riguardano la posa libera in aria, la posa direttamente interrata, la posa interrata in cunicolo, e la posa in parete. Per ciascun ambiente si distinguono diversi scenari con temperatura ambiente o profondità di posa specificate, pertanto con valori di portata predefiniti senza la necessità di fornire coefficienti di declassamento. Si tiene conto solo del coefficiente di prossimità, utilizzando i valori della norma NBR 5410.
Normalmente sono proposte temperature ambiente dai 20° ai 40°, con valori superiori per la posa in aria libera. La temperatura di lavoro dei cavi è a 90°C, tranne una posa in aria libera fino a 120°C.
Non viene indicato alcun tipo di isolante dalla norma, ma essendo la temperatura di lavoro a 90°, vengono abilitate tutte le mescole EPR, HEPR, XLPE. Ricordiamo che per utilizzare tale norma, occorre abilitarla dalla finestra Proprietà, scheda Norme e Costanti globali, accedendo ai dati estesi della norma utilizzata.
Normativa francese e calcolo delle correnti minime di cortocircuito
Il software Ampère Professional è stato aggiornato relativamente alla normativa francese. In particolare, per il calcolo dei guasti minimi, ora si utilizza la Guida UTE C 15-500, aggiornamento della Cenelec R064-003. Inoltre, quando si sceglie la norma francese, il software imposta automaticamente tale guida per il calcolo dei guasti minimi, di cui ricordiamo i principi base:
a) in bassa tensione, la tensione nominale viene moltiplicata per il fattore Cmin, con valori tipici presi dalla Tabella 1 della norma CEI EN 60909-0, che possono essere 0.95 se Cmax = 1.05, oppure 0.90 se Cmax = 1.10;
b) in media tensione il fattore Cmin è pari a 1;
c) guasti permanenti con contributo della fornitura e dei generatori in regime di guasto permanente.
La temperatura dei conduttori per il calcolo della corrente di cortocircuito minima si può scegliere tra:
- la guida UTE C 15-500, per cui sono determinate le resistenze alla temperatura limite dell’isolante in servizio ordinario del cavo; con protezione di tipo fusibile la temperatura è la media con la temperatura di fine guasto.
- la norma CEI EN 60909-0, che indica le temperature alla fine del guasto.
Ulteriori modifiche apportate per allinearsi alla norma francese riguardano:
- nella finestra Fornitura si permettere la combinazione dei coefficiente Cmax e Cmin con valori 1.1 e 0.95.
- nella finestra Fornitura Media tensione, attivata la calcolatrice per tutte le norme, con l'aggiunta della possibilità di calcolare la corrente di guasto minima trifase aggiungendo la potenza minima di cortocircuito trifase.
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