CABINE MT/BT - Collegio dei Periti Industriali...anno 2012 Cabine MT/BT 24 Potenza limite...

CABINE MT/BT

anno 2012 Cabine MT/BT 2

Cabine MT/BT

GENERALITA’


In relazione alla tensione nominale i sistemi elettrici si dividono in (1):

Categoria 0 - fino a 50 V ca (120 V cc)

Categoria I - da 50 V ca (120 V cc) a 1.000 V ca (1.500 V cc)

Categoria II - da 1.000 V ca (1.500 V cc) a 45.000 V

Categoria III – oltre 45.000 V

sistemi elettrici

Categorie dei sistemi elettrici

Relatore

Note di presentazione

1 = CEI 64-8 – art. 22.1


sistemi elettrici

Secondo norma CEI 11-1(1):

fino a 1.000 V : bassa tensione

oltre 1.000 V : alta tensione

Secondo altre norme e in questa memoria:

Categoria 0: bassiss. tens. (fino a 50 V)

Categoria I: bassa tens. BT (fino a 1.000 V)

Categoria II: media tens. MT (fino a 45.000 V)

Categoria III: alta tens. AT (oltre 45.000 V)

Alta – Media – Bassa tensione

in evoluzione: altissima tens. > 150.000 V

Relatore


1 = Impianti elettrici con tensione nominale superiore a 1 kV in corrente alternata


sistemi elettrici

Per la CEI 11-1, tutte le aree elettriche chiuse sono stazioni (elettriche)

Nella letteratura tecnica e nella CEI 64-8 si distinguono le officine elettriche in:

Centrali elettriche (produzione)

Stazioni (almeno un sistema di III categoria; cioè > 45 kV)

Cabine: tutto il resto

Cabine MT/BT


sistemi elettrici

Nella terminologia ENEL:

Stazioni (cabine primarie)

Cabine MT/BT (cabine secondarie)

Cabine MT/BT

AT

MT

MT

BT


tensioni

Tensione nominale

E’ la tensione assegnata ad un sistema elettrico o ad un prodotto ed è indicata con il simbolo:

U oppure Un - negli impianti

Ur (r = rated) - in molte norme di prodotto

I valori normali (unificati o standard) sono: 3 6 10 15 20 30 kV

Le tensioni unificate dalla norma CEI 0-16 sono: 15 20 kV

vi sono ancora reti esistenti con tensioni da 6 kV; 10 kV; 23 kV; ecc.


tensioni

In MT si utilizza anche la tensione massima Um e cioè la tensione più elevata tra le fasi per la quale l’apparecchiatura può essere utilizzata.

La Um serve come riferimento per il livello di isolamento.

Un’apparecchiatura con una data Um può essere impiegata in più sistemi con diversa tensione nominale; ad esempio con Um di 3,6 kV può essere utilizzata in sistemi elettrici di 3 kV o di 3,3 kV

Tensione massima


tensioni

Tensioni nominali in kV:

3 6 10 15 20 30

Tensioni massime in kV:

3,6 7,2 12 17,5 24 36

Tensione normali (unificate)

UnUmax

=0,833


tensioni

Il livello di isolamento è individuato dall’insieme di due tensioni:Ud tensione di tenuta industriale

(50 Hz applicata per un minuto)Up tensione di tenuta ad impulso

(onda 1,2/50 s)

Il livello di isolamento individua anche la distanza in aria per la tenuta dielettrica, tra le fasi e verso terra.

Livello di isolamento


correnti

Valori normali (unificati) della corrente Ir delle apparecchiature in MT:

400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 A

Correnti nominali (Ir )


correnti

Il valore di picco (Ip ) aumenta se diminuisce coscc e se il cortocircuito avviene nel momento in cui la tensione è zero (

= 0)

In MT si assume Ip = 2,5 I’k(coscc = 0,1 e = 0)

Il potere di chiusura (di stabilimento) è riferito al valore di picco Ip

Le sollecitazioni elettrodinamiche dipendono da Ip

2

Valore di picco (Ip )


correnti

E’ la corrente di cortocircuito che un’apparecchiatura in MT può sopportare per la durata del cortocircuito (tk )

Valori normali della Ik :

8 10 12,5 16 20 25 kA

Valori normali di tk :

0,2 0,5 1 2 (per TRF) 3 s

Per le apparecchiature in MT tk = 1 s (se non diversamente specificato)

Corrente nominale di breve durata (Ik )


Cabine MT/BT

INTERRUTTORI MT

Relatore


Ndr per grafico: Slide di inizio capitolo. Pagina destra del volume con sotto foto di interruttore MT-VEI – Fluvac e/o Modularc (vedi file disegni_schemi.ppt – slide 3)


definizioni

Sezionatore

Dispositivo meccanico di manovra, capace di aprire e chiudere un circuito a vuoto e di garantire nella posizione di aperto il sezionamento del circuito (distanza di sezionamento in aria superficiale)

Interruttore non automatico (o interruttore di manovra) (1)

Dispositivo meccanico di manovra, capace di aprire e chiudere un circuito sotto carico e di stabilire e sopportare, ma non interrompere, una corrente di cortocircuito

Dispositivi di manovra

Relatore


1 = non garantisce il sezionamento


definizioni

Interruttore di manovra – sezionatore (IMS)

Dispositivo meccanico che unisce le due funzioni di “Interruttore non automatico” e di “Sezionatore”

Interruttore automatico (1)

Dispositivo meccanico di manovra, capace di aprire e chiudere un circuito sotto carico e di chiudere, sopportare ed interrompere una corrente di cortocircuito

Dispositivi di manovra

Relatore


1 = non garantisce il sezionamento (salvo che nella versione estraibile)


tipologia e scelta

Gli interruttori in MT sono ormai soltanto sotto vuoto oppure in esafluoruro di zolfo (SF6 )

le prestazioni sono di fatto equivalenti

la scelta segue criteri di:

economia - esperienza personale - unificazioni di magazzino - ecc.

Gli interruttori a volume d’olio ridotto (VOR) sono in disuso

Tipologie di Interruttori


tipologia e scelta

Tensione nominale (Ur ) :

quella del sistema elettrico

Corrente nominale (Ir ) :

almeno uguale alla corrente d’intervento del relè di max corrente ritardato (1)

Potere d’interruzione nominale in cortocircuito (Isc )

almeno uguale alla corrente di cortocircuito nel punto di installazione

Scelta dell’interruttore

Relatore


1 = Relé 51 (vedi slides 46-47)


Cabine MT/BT

TRASFORMATORI


Potenza

La potenza nominale di un TRF trifase vale: (kVA)

essendo Ur e Ir la tensione e la corrente nominale del TRF

Valori nominali della potenza dei trasformatori in kVA(1):

50 63 100 160 200 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500

Potenza nominale

IUS rrr3

Relatore


1 = In grassetto BLU i valori preferenziali secondo la Norme CEI 14-12 art. 21 e CEI 14-13 art. 21


Tipologia

I TRF in olio sono utilizzati nelle cabine di distribuzione pubblica e negli impianti utilizzatori soprattutto all’aperto

I TRF a secco sono utilizzati in genere all’interno per ridurre il rischio relativo all’incendio (tipo E1/C1/F1)

se il TRF alimenta servizi di sicurezza che devono funzionare durante l’incendio si adotta il tipo E1/C1/F2 (Norma italiana CEI 14-8)

se installato all’aperto si adotta il tipo E2/C2/F1; entro un apposito box IP23

Scelta del tipo di TRF


Collegamenti

In Italia sono utilizzati TRF Dyn 11 (imposti dall’Enel, salvo accordi particolari)

Collegamenti e indice orarioavvolgimento primario D = triangoloavvolgimento secondario y = stella

Dyn

11

sfasamento angolare; in anticipo tra i vettori delle tensioni primarie e quelli delle tensioni secondarie, in multipli di 30°. 11 = 330°

centro stella = accessibiletipo

gruppo

simbologia


Tenuta al c.to-c.to

Un TRF è costruito in modo da resistere alla propria corrente di cortocircuito sul secondario (Ik = corrente di breve durata) per 2 secondi (tk ) se non altrimenti specificato.

Si assume che dopo 2 secondi le protezioni siano ovviamente intervenute.

in realtà intervengono molto prima per essere selettive con le protezione ENEL(1)

Tenuta al cortocircuito di un TRF

Relatore


1 = Vedi capitolo sui “Concetti generali di Selettività


Potenza limite (c.to-c.to)

La corrente di cortocircuito trifase Ik sulle sbarre BT deve richiamare sul primario una corrente

1200 A per evitare l’intervento

delle protezioni ENEL (1).

La corrente di cortocircuito trifase richiamata sul primario vale Ik /m dove m è il rapporto di trasformazione:

Limite potenza TRF

50400

0002020 V

VmkV . 537400

0001515 ,.

VVmkV

(cortocircuito)

Relatore


1 = In caso di cortocircuito lato MT le protezioni Enel intervengono ma richiudono immediatamente trovando il dispositivo generale utente aperto. Questo transitorio black-out è accettato in quanto un guasto lato MT è poco probabile.


Potenza limite (c.to-c.to)

Non si può allacciare alla rete MT dell’ENEL un TRF di potenza superiore a:

1600kVA (Ucc = 6%) a 15 kV

2000 kVA

AAmIK 1282

53710048

,

.

AAmIK 1026

53750038

,

.

2000 kVA (Ucc = 6%) a 20 kV

2500 kVA

AAmIK 962

5010048

.

AAmIK 1202

5010060

.

Tali limiti possono cambiare con il tipo di protezione sulla linea a monte secondo accordi con l’ente distributore

Limite potenza TRF

(cortocircuito)


Potenza limite (in parallelo)

Due trasformatori possono essere collegati in parallelo solo se hanno:

stessa tensione, primaria e secondaria

regolatori di tensione nella stessa posizione

stesso simbolo di collegamento (Dyn 11)

stessa tensione di cortocircuito (Ucc )

la potenza può essere diversa ma è consigliabile non andare oltre a 2 o 3 taglie di differenza. (Es. 160-400 kVA)

trasformatori di potenza troppo diversa hanno coscc diversi

Limite potenza TRF

(in parallelo)


Corrente inserzione

La messa in tensione di un TRF comporta una corrente di inserzione

Valore di picco I0i = ki

I’r

dove I’r è la corrente nominale sul primario I’r = Ir /m

La corrente di inserzione si smorza secondo una legge esponenziale con costante di tempo Ti

Bisogna dimensionare le protezioni del TRF in modo che non intervengano con la corrente di inserzione

Limite potenza TRF

(inserzione)


Potenza limite (inserzione)

Alla messa in servizio di una linea MT dell’Enel la corrente di inserzione complessiva di tutti gli utenti non deve provocare l’intervento delle protezioni della linea stessa

A tal fine ogni Cliente Enel non può mettere contemporaneamente in tensione TRF (anche se non in parallelo sul lato BT) per una potenza complessiva superiore a:

3 x 1600 kVA a 15 kV

3 x 2000 kVA a 20 kV

Limite potenza TRF

(inserzione)


Potenza limite (temporiz.)

Se l’utente necessità di una potenza superiore ai limiti appena detti, deve temporizzare l’inserzione dei TRF, in gruppi di potenza complessiva inferiore a quella indicata.

Al ritorno della tensione l’automatismo ristabilisce la posizione dell’interruttore.

l’interruttore non deve essere richiuso al ritorno della tensione se al mancare della tensione era già aperto.

Limite potenza TRF

(temporizzazione)


Potenza limite (temporiz.)

Limite potenza TRF

(temporizzazione)

Sr = 2000 kVA

TRF2

PTR 2

Sr = 2000 kVA

TRF3

PTR 3

U<

79

Sr = 2000 kVA

TRF4

PTR 4M

PG

Sr = 2000 kVA

TRF1

PTR 1

20 kV

Relatore


Automatismi su PTR4 per ritardare l’inserzione del TRF4: - Apertura comandata da relè di minima tensione ad intervento ritardato (es. 3 s), in modo da non intervenire per la chiusura rapida sulla linea del distributore - Richiusura ritardata (5÷10 s) comandata dal relè di chiusura automatica (79). N.B. = La soluzione è da evitare per la scarsa affidabilità dovuta alla presenza del relè di minima tensione. Ndr x Mezzadri: valutare se accennare qui alla problematica dell’obbligarietà del relè di minima tensione anche sugli altri interruttori PTR (logica conseguenza ad una direttiva Enel …….), oppure lasciare la discrezionalità al relatore.


Conduttura TRF-QE BT

La conduttura può essere costituita da cavi, oppure da condotti sbarre.

I cavi sono in generale unipolari del tipo FG7R 06/1 kV.

Con TRF > 400 kVA si utilizzano cavi in parallelo:

in questo caso è opportuno scegliere cavi con portata >10% di quella necessaria in modo che sopportino la ripartizione non uniforme della corrente tra i cavi stessi.

con i condotti sbarra questoproblema non si verifica

Conduttura TRF – QE BT QEBT



Posa di cavi in parallelo

Per uniformare le mutue induttanze e quindi la ripartizione della corrente tra i cavi in parallelo, bisogna disporre i cavi di una stessa fase in modo simmetrico rispetto al centro del fascio di cavi.

Conduttura TRF – QE BT

Con cavi in parallelo in numero dispari non è possibile ottenere tale simmetria.

+

N 1 2 3 3 2 1 N 2 3 3 N2

1 1

N

+

N 3 2 N1

+

1 2 3

con 2 cavi

3

1 3 21

+

2 1 3 1

32 2

con 4 cavi

QEBT



Condotti sbarre (EN 60439-2 / CEI17-13/2)

con TRF 400÷1000 kVA la scelta tra condotti sbarre e cavi in parallelo è soprattutto di tipo economico e/o logistico;

con TRF > 1000 kVA si preferiscono i condotti sbarre in quanto la gestione dei cavi in parallelo risulta troppo difficoltosa.

La corrente nominale ammissibile di breve durata del condotto sbarre (Icw ) deve essere almeno uguale alla corrente di cortocircuito 3F sul secondario del TRF (IK ):

(Icw

IK )




In genere Icw è riferita a 1 s, mentre le protezioni intervengono in tempi minori: ad esempio entro 0,5 s.

Il condotto sbarre può dunque sopportare una corrente maggiore secondo la relazione: Icw

2 · 1

IK2 · 0,5.

E’ sufficiente che IK

1,4 Icw .

In questo caso però bisogna chiedere conferma al costruttore che le sollecitazioni elettrodinamiche conseguenti alla corrente di picco (Ip ) sono, dal condotto sbarre, sopportabili senza danno.



Rifasamento TRF

Il TRF è un carico induttivo, sia a vuoto che a carico;

A vuoto, con centralina di rifasamento staccata, il TRF assorbe la corrente a vuoto (I0 ) e dunque una potenza reattiva (Q0 ) di:

Q0 = Sr · I0 %

per rifasare Q0 occorre un condensatore a monte dell’interruttore generale BT (adeguatamente protetto e sezionato)

Rifasamento TRF

Relatore


Sr = potenza nominale del TRF I0% = valore percentuale della corrente a vuoto del TRF


Rifasamento TRF

Nelle attività a ciclo continuo il condensatore a monte del Generale BT non serve perché basta maggiorare di Q0 la potenza reattiva compensata dalla centralina automatica di rifasamento.

Rifasamento TRF

In generale utilizzando trasformatori EDM (1) il problema del rifasamento a vuoto risulta minimizzato in quanto le perdite a vuoto (P0 ) sono molto contenute.

Relatore


1 = Elettromeccanica Di Marnate S.p.A. – Trasformatori a secco in resina epossidica.


Rifasamento TRF

A carico, la potenza reattiva assorbita dagli avvolgimenti del TRF (Qa ) dipende dal valore del carico:

a pieno carico: Qa 100% = Sr · Ucc %

a carico ridotto: Qa 70% = 0,49 · Qa 100%

La potenza reattiva assorbita a carico del TRF può essere compensata dalla centralina automatica di rifasamento, assumendo il carico costante mediamente più probabile.

Rifasamento TRF

Relatore


La formula qui indicata per il calcolo della potenza reattiva del trasformatore a carico è una buona approssimazione in quanto viene trascurata la piccola componente resistiva dell’impedenza degli avvolgimenti del trasformatore. Sr = potenza nominale TRF Ucc = tensione di cortocircuito TRF


Cabine MT/BT

PROTEZIONE CONTRO SOVRACORRENTI e

GUASTI VERSO TERRA


Dispositivi MT

La norma CEI 0-16 richiede la presenza di un dispositivo di protezione generale DG e di una protezione generale di sovracorrente PG con il compito di sezionare e proteggere l’impianto utilizzatore della rete ed evitare che un guasto presso l’utente determini l’intervento delle protezioni in linea.

tarature max e caratteristiche minime delle protezioni sono imposte dalla norma CEI 0-16(1).

l’impianto di terra utente deve essere dimensionato in base alle protezioni dell’ENEL e non dell’UTENTE

Dispositivi di protezione utente - MT

DG PG

Relatore


1 = le tarature massime non hanno lo scopo di proteggere l’utente dalle sovracorrenti anche se, occasionalmente, ciò può avvenire.


Dispositivi MT

Caratteristiche del dispositivo di protezione generale DG

La norma CEI 0-16 generalmente impone un dispositivo di protezione e sezionamento unico:

interruttore estraibile, oppure

un interruttore + un sezionatore

valore unificato del potere di interruzione 12,5 kA in base al valore di Ik indicato (pianificato) dalla norma CEI 0-16


DG


Dispositivi MT

Caratteristiche della protezione generale di sovracorrente PG

due soglie:

istantanea 50 (ex 51.S2)

ritardata 51 (ex 51.S1)

Sovraccarico 51(facoltativa o richiesta)


PG

MODIFICATO DA NORMA CEI 0-16

Relatore


Per la protezione generale Enel richiede in genere tarature max e tempi di seguito indicati: PG50 = 650 A / intervento istantaneo PG51 = 195 A / con ritardo 0,5 s (compreso il tempo di apertura interruttore). NB. Tra parentesi i termini con i quali venivano indicati i relè di protezione


Protezione da sovracorrenti

Devono essere protetti contro il sovraccarico ed il cortocircuito:cavi MTsezionatori interruttori di manovra –

sezionatori trasformatoricavi BT (1)

Protezione contro le sovracorrenti

Relatore


1 = La protezione da cortocircuito non è sempre obbligatoria (vedi slide 68)



Protezione dei cavi MT dal sovraccarico :

la corrente di taratura del relè 51 deve essere inferiore alla portata del cavo: ITR51

Iz

per proteggere il cavo MT dal sovraccarico con l’interruttore BT: Iz

In BT /m


Relatore


m = rapporto di trasformazione (37,5 o 50).



Protezione dei cavi MT dal cortocircuito :

la sezione del cavo scelta deve soddisfare la condizione: I2 t

K2 S2

per l’interruttore MT si considera:

I = la corrente di cortocircuito trifase

all’inizio linea

t = il tempo di eliminazione del guasto.


Il tempo che intercorre tra l’instante in cui avviene il cortocircuito e l’estinzione della corrente. Somma del: t di intervento del relè di protezione (50 ms) + t di interruzione dell’interruttore (60 ms) + t di ritardo intenzionale. (1)

Relatore


1 = Nel caso di dispositivi con ritardo intenzionale, il tempo di intervento del relè di protezione (50 ms) non è da considerare in quanto già computato nel ritardo intenzionale.



Protezione del TRF dal sovraccarico.Il TRF può essere protetto nei seguenti modi:solo dalle protezioni interne;dalle protezioni interne + le

protezioni esterne (sul circuito a monte o a valle);

solo dalle protezioni esterne (per piccoli TRF privi di protezioni interne).




Protezione del TRF dal sovraccarico.protezioni INTERNE

TRF in Olio

Buchholz: allarme e/o intervento interruttore MT;

Termometro a contatti: ventilazione forzata, parzializzazione del carico, intervento interruttore MT o BT;

Valvola di sovrapressione: intervento interruttore MT.




Protezione del TRF dal sovraccarico.protezioni INTERNE

TRF a Secco

Centralina con termosonde: ventilazione forzata, parzializzazione del carico, intervento interruttore MT o BT;




Protezione del TRF dal sovraccarico.protezioni ESTERNE

TRF con protezioni interne termodinamiche (termometro a contatti e centralina con termosonde):

interruttore BT tarato con ITR

1,1 Ir(protezione di back-up)

TRF senza protezioni interne termodinamiche:

TRF al 70%: interruttore BT con ITR

Ir

TRF + del 70%: interruttore BT con ITR

0,9 Ir


Relatore


ITR = corrente di taratura interruttori BT Ir = corrente nominale TRF


correnti di c.to-c.to

Cortocircuito TRIFASE

Corrente di cortocircuito trifase riportata sul primario: m =

37,5 (15 kV)

50 (20 kV)

Corrente di cortocircuito trifase:

Ik = U0 /Zt = 100 Ir / Ucc %

Correnti di cortocircuito nel TRF

L3L2L1

IkIkIk

N

L3I’k

L2I’k

L1I’k m

Ik

mIk

3

Relatore


Ik = corrente di cortocircuito lato BT I’k = corrente di cortocircuito lato MT U0 = tensione stellata lato BT Zr = impedenza TRF Ir = corrente nominale TRF Ucc% = tensione percentuale di cortocircuito TRF



Cortocircuito FASE-FASE

Corrente di cortocircuito fase-fase riportata al primario (TRF triangolo- stella):

Corrente di cortocircuito fase-fase:

Ik2 = 3 U0 / 2Zt= 3 Ik / 2 = 0,866 Ik

L3L2L1

Ik2Ik2

N

L3I’k2

L22I’k2

L1I’k2

mIk

2

23

3

mIk




Cortocircuito FASE-NEUTRO

Corrente di cortocircuito fase-neutro riportata al primario (TRF triangolo- stella):

Corrente di cortocircuito fase-neutro:

Ik1 = U0 / Zt = Ik

L3L2L1

Ik1Ik1

N

L3I’k1

L2L1I’k1

3

mIk




c.to-c.to F-N

c.to-c.to F-F

c.to-c.to 3F

L3L2L1

IkIkIk

N

L3I’k

L2I’k

L1I’k

L3L2L1

Ik2Ik2

N

L3I’k2

L22I’k2

L1I’k2

Ik1

I’k1

L3L2L1

Ik1

N

L3L2L1I’k1

Ucc

IrIk =100 Ik1 = Ik3 mIkI’

k1 =32 IkIk2 =2m

IkI’k2 =m

IkI’k =



Protez. TRF da c.to-c.to

Corrente minima di cortocircuito sul primario.

a seguito di un cortocircuito sul secondario del TRF intervengono le protezioni sul primario che devono intervenire per la corrente minima del cortocircuito che è quella FASE-FASE

I’k2 = Ik /2m

se però il TA di rilevamento sovracorrenti è su tutte e tre (3) le fasi, la corrente su una fase è pari a 2I’k2 = Ik /m. In questo caso quindi diventa più sfavorevole il cortocircuito FASE-NEUTRO

I’k1 = Ik /3m

Protezione TRF contro il cortocircuito



Corrente minima rilevata dalle protezioni sul primario per un cortocircuito sul secondario

con TA sulle tre fasi cortocircuito critico: FASE-NEUTRO

I’k1 = Ik /3m; ……. se si considera 0,95 U0

I’k1 = 0,95 Ik /3m = 0,55 Ik /m

con TA solo sulle due fasi cortocircuito critico: FASE-FASE

I’k2 = Ik /2m; ……. se si considera 0,95 U

I’k2 = 0,95 Ik /2m = 0,47 Ik /m




Interruttore MT

il relè istantaneo (PG 50 o PTR 50) non deve intervenire per un cortocircuito sulla BT se si vuole la selettività con gli interruttori BT;

solo con il relé ritardato (PG 51 o PTR 51) si può ottenere la selettività con gli interruttori BT:

ITR51

0,55 Ik /m se il TA è sulle tre fasi

ITR51

0,47 Ik /m se il TA è solo su due fasi……………………………




Interruttore MT …………………….

il relé ritardato (51) non deve intervenire all’inserzione del TRF (1). A tal fine deve essere soddisfatta la seguente condizione:

ITR51

0,7 Ioi dove Ioi = ki Ir (2)

se ITR51

0,7Ioi il relè non interviene purché il ritardo intenzionale sia

tr

(3)

TRF a secco da 1000 kVA, 15 kVI’r = 38,5 A ; ki = 9; Ti = 0,75 s Ioi = 9 I’r = 346 ASe = ITR51 = 195 A ITR51 Ioi = 0,56 < 0,7


Relatore


1 = Ovviamente anche il relè istantaneo (50) tarato 650 A non deve intervenire all’inserzione del TRF. 2 = vedi i parametri relativi alla corrente d’inserzione dei TRF nelle slide 63-64-65 3 = tempo minimo di intervento ricavabile dalla figura rappresentata nella slide che segue ……


tab. TRF in OLIO

Parametri relativi alla corrente d’inserzione dei Trasformatori

Sr (kVA) ki Ti (s)

50100160250400630

151412121211

0,100,150,200,220,250,30

Sr (kVA) ki

8001000125016002000

1010998

0,300,350,350,400,45

Ti (s)

Trasformatori in OLIO

Relatore


TRF in OLIO


tab. TRF a SECCO

Sr (kVA) Ki (xIn ) Ti (s)

100160250400630

13,711,111,310,510,1

0,450,650,650,650,70

Sr (kVA)

8001000125016002000

9,89,08,98,88,1

0,700,750,750,750,80

Ti (s)Ki (xIn )


Trasformatori a SECCO - 15 kV

Relatore


TRF a SECCO


tab. TRF a SECCO

Sr (kVA) Ki (xIn ) Ti (s)

100160250400630

13,712,312,210,710,5

0,450,500,500,650,65

Sr (kVA)

8001000125016002000

9,79,08,78,68,6

0,700,750,750,750,75

Ti (s)Ki (xIn )


- 20 kV

Trasformatori a SECCO

Relatore


TRF a SECCO


Determinazione Ir

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,70

2,01,81,61,41,21,00,80,60,40,2

0,3

0,56ITR51 / Ioi

tr

0,3Ti = 0,3x0,75 s = 0,23 str ·Ti

zona di non intervento del relè 51 durante l’inserzione del TRF

Relatore


Questo grafico consente di determinare il tempo minimo di ritardo (tr) del relè 51. Di fatto il problema della corrente di inserzione del TRF (Ioi) non è da enfatizzare perché in pratica le impedenze di rete, che generalmente si trovano negli impianti, ridimensionano fortemente la questione.



Interruttore MT

il relè istantaneo (PG 50 o PTR 50) deve intervenire solo per un cortocircuito sul primario del TRF:

non deve intervenire all’inserzione del TRF: ITR50

Ioi ;

non dovrebbe intervenire per un cortocircuito sul secondario del TRF


Relatore


N.B = Coma già annotato nella slide precedente, spesso il relè 50 non interviene anche se ITR50 > Ioi, perché la corrente di inserzione del TRF reale è fortemente limitata dall’impedenza di rete.


Protez. Condutt. da c.to-c.to

La protezione contro il cortocircuito della conduttura, che va dal TRF al QE Generale di BT, non è richiesta purché:

sia ridotto al minimo il rischio di cortocircuito (1)

non ci siano materiali combustibili nelle vicinanze (1)

sia protetta dal sovraccarico

Ad “abundantiam”, si può imporre che la protezione sul primario intervenga per cortocircuito fase-fase in fondo alla linea senza verificare l’I2t

Protez. CONDUTTURA lato BT dal c.to-c.to

QEBT

Relatore


1 = CEI 64-8 - art. 473.2.3


tab. protez. da sovracorrenti

Chi protegge ... e cosa ...:


protezione da cortocircuito

dispositivo di protezione

Interruttore MT PG o PTR

SI

Cavo MT Conduttura BTTRF

Interruttore BTPTR

SI

SI

NO

SI

SI

SI

NO

SI

SI

SI

NO

PG oPTR

PBT protezione da sovraccarico


tab. protez. da sovracorrenti


La soluzione più frequente ….:

L’interruttore MT protegge dal cortocircuito:

Il cavo MT e la conduttura BT

Il TRF per cortoc.to su primario e secondario

L’interruttore BT protegge dal sovraccarico:

Il cavo MT e la conduttura BT

Il TRF (protez. di rincalzo a quelle interne)

PG oPTR

PBT

dispositivo di protezione

Interruttore MT PG o PTR

SI

Cavo MT Conduttura BTTRF

Interruttore BTPTR

SI

SI

NO

SI

SI

SI

NO

SI

SI

SI

NO


relè per guasti a terra

TA e TV di misura

Devono garantire una corretta misurazione della grandezza elettrica, nel proprio campo di impiego e salvaguardare gli strumenti di misura da eventuali sovracorrenti (per valori elevati devono andare in saturazione).

TA e TV di protezione

Devono garantire una rilevazione corretta della grandezza elettrica per un campo di valori più ampio (correnti di cortocircuito).

TA e TV



Rileva la corrente di guasto verso terra che può essere prelevata mediante tre (3) TA (collegamento Holmgreen) o meglio da un TA toroidale (1)

Relè di max corrente OMOPOLARE (51N)

TA toroidale L1L2L3

al relè 51N

collegamento Holmgreen

L1L2L3

I > I >

I >

I >

armatura cavi MT

Relatore


1 = Enel richiede un TA toroidale



La corrente di taratura del relè deve essere superiore alla corrente capacitiva della linea a valle affinché il relè non intervenga per un guasto a terra a monte

L1L2L3

51N

TA toroidale

Relè di max corrente OMOPOLARE (51N)

Relatore


N.B. Nel caso di impianti di una certa estensione (a valle del toroide), per l’utente si possono verificare frequenti ed inaccettabili disservizi.



Controlla la corrente omopolare e la tensione omopolare

Relè direzionale di terra (67N)

67N

TA toroidale

alimentazione ausiliaria

circuito di apertura

interruttore

L1L2L3

TV

Relatore


N.B. - Il relè direzionale di terra è in grado di individuare l’origine del guasto e se questo interessa l’impianto dell’utente interviene; se il guasto è a monte della protezione non interviene. - I trasformatori voltmetrici (TV) hanno il difetto, non trascurabile, di essere molto costosi ed ingombranti.



Il relè deve essere regolato in modo che:

la tensione omopolare superi il limite imposto (limite in tensione)

la corrente omopolare superi il limite imposto (limite in corrente)

lo sfasamento tra la tensione e corrente omopolare rientri nell’intervallo previsto (condizione angolare)

La norma CEI 0-16 richiede inoltre che il relè abbia 2 soglie di intervento singolarmente escludibili (1):

67.S1 per neutro compensato

67.S2 per neutro isolato


Relatore


1 = A tale riguardo si riporta un passaggio tratto dall’art. 6.2.2 (Sistema di protezione generale) della DK 5600 - V edizione – giugno 2006. ................ L’esercizio della rete di media tensione di ENEL avviene con neutro connesso a terra tramite impedenza (neutro compensato). Alcune reti, tuttavia, possono venire esercite ancora a neutro isolato in funzione dei programmi di installazione delle suddette impedenze. In ogni caso, poiché ENEL, durante il normale esercizio della propria rete a neutro compensato può cambiare, senza preavviso, lo stato del neutro (ad es. brevi passaggi da neutro compensato a neutro isolato per manutenzione delle impedenza o di altri componenti del sistema di messa a terra del neutro MT, oppure per misura delle correnti capacitive di guasto a terra della rete MT), è necessario che le protezioni per i guasti a terra di cui è dotato l’impianto del cliente siano sempre in grado di funzionare correttamente, a prescindere dallo stato del neutro. E’ altresì evidente che, qualora lo stato del neutro della rete MT subisca variazioni permanenti (passaggio da neutro isolato a neutro compensato, che verrà preannunciato con le tempistiche previste dalle Delibere dell’AEEG), tutti i clienti MT dovranno essere informati circa: - il necessario adeguamento della protezione generale (cfr. allegato PG) ed i relativi valori di taratura; - il valore di corrente di guasto monofase a terra con relativo tempo di eliminazione del guasto (nelle normali condizioni di esercizio del neutro della rete MT) per il dimensionamento e la verifica degli impianti di terra.



Esempio di soglie di intervento del 67N richieste da Enel

U0 = 6 V secondario TV

I0 = 2 A (al primario)

0 = 61°÷ 257°

Tempo eliminazione del guasto

300 ms

67.S1(neutro COMPEN- SATO)

U0 = 2 V secondario TV

I0 = 2 A (al primario)

0 = 60° ÷ 120°

Tempo eliminazione del guasto 150 ms

67.S2(neutro ISOLATO)


Neutro Isolato

Neutro Compensato

S1

S2

61°60°

120°

257°

U0

I0


A5,c3I,

c2I,cI

A245c3Ic2IcI

(1.000 m cavo MT)LI

0=1

3 2

U 03 U 02

U N0 N

,c2Ic2I

,cIcI

,c3Ic3I

FI

RI

Guasto a terra

Neutro COMPENSATO 51NL1L2L3

,c3I ,

c2I

,cIRcI I

'

1

2cI3cI

3OU

3

2OU

2

1OU(=0)

cI 0

AT MT

N

LIONU

RI

A35RIcILIcIFI

' (prevalenza

resistivo)

Guasto a terra

Lc II

Relatore


Con neutro compensato il valore della corrente di guasto a terra si riduce ad alcune decine di ampere.


Guasto a terra

Neutro ISOLATO

A5,c3I,

c2I,cI

A245c3Ic2IcI

'

cIcIFI

001U UU N 00

UUU 003023

(1.000 m cavo MT)FI 0=1

3 2

U 03 U 02

U N0

N

,c2Ic2I

,cIcI

,c3Ic3I

Guasto a terra51N

NL1L2L3

,c3I ,

c2I

,cI

'cc II

1

2cI3cI

3OU

3

2OU

2

1OU(=0)

cI 0

AT MT

ONU

Relatore


Con neutro isolato il valore della corrente di guasto a terra può essere di alcune centinaia di ampere.


Guasto a terra

In caso di guasto a monte del 51N, se lo sviluppo dell’impianto a valle supera i 400 m (20 kV) o 533 m 15 kV) (1), la protezione interviene intempesti- vamente

Guasto a terra

neutro isolato 2A - 170 msneutro comp. 2A - 450 ms (1a soglia)

1,2 Ig - 120 ms (2° soglia)

Esempio di richiesta CEI 0-16

51N

L1L2L3

> 400 m (20 kV)> 533 m (15 kV)scatto intempestivo

'cc II

'cI

DA NORMA CEI 0-16

Relatore


1= superate queste lunghezze, la DK 5600 richiede quindi il relè direzionale di terra 67N ad integrazione del relè omopolare 51N che comunque resta come protezione dal doppio guasto a terra (vedi slide 82). Ndr x Mezzadri: La guida blu n.13 di TNE dice ancora 500 m (pag. 133). Lasciamo???


Guasto a terra

La protezione direzionale di terra ENEL è generalmente tarata a circa 2 A con i seguenti ritardi:

67.S1 ritardo 120 s

neutro compensato

67.S2 ritardo 0,4 s

neutro isolato

Guasto a terra


Guasto a terra

Relè direzionale di terra UTENTE:

neutro compensato

67.S1tar. 2 Arit. 0,45 s (ENEL 120 s )

neutro isolato

67.S2tar. 2 Arit. 0,17 s (ENEL 0,4 s)

67N

L1L2L3

Guasto a terra


Doppio guasto a terra

L1 L2 L3

Doppio guasto a terra

I0

I0

67.S1 - 120 s67.S2 - 0,45 s67.S3 - 0,1 s - 150 A

67.S167.S267.S3

istantaneo (tr 0,1 s)

può essere sostituita da

67.S3

UTENTE

L1L2L3

L1L2L3

I0

67.S1 - 0,3 s67.S2 - 0,15 s51N - 150 A

1200,17

0,45

Relatore


In funzione delle due fasi in guasto il relè 67 Utente (S1 o S2) potrebbe non intervenire in quanto la direzione della corrente può assumere versi diversi, quindi è necessario il relè 51N (o 67.S3) che non è influenzato dalla direzione della corrente. Il 67.S3 chiude il cerchio di intervento con il 67.S1 e 67.S2. Dallo schema in figura si evince che, in caso di doppio guasto a terra, interviene comunque uno dei due relè 67N Enel (soglia 67.S3); se però il guasto si verifica a valle della protezione Utente, le soglie S1 o S2 dell’altro relè 67N potrebbero risultare selettive e salvaguardare così la continuità di servizio della linea MT.


Cabine MT/BT

CONCETTI GENERALI DI SELETTIVITA’


concetti generali

La selettività non è specificamente richiesta da norme legislative e tecniche le quali hanno come fondamentale riferimento la sicurezza dal rischio elettrico.

La selettività è però essenziale per la “regola dell’arte” dal punto di vista della funzionalità degli impianti.

Selettività

PG oPTR

PBT


concetti generali

La selettività per un guasto in MT è importante con 2 o più TRF ma non realizzabile in quanto la protezione generale richiesta dall’Enel PG è praticamente istantanea (50+60 ms) e mette fuori tensione tutto l’impianto.

E’ possibile chiedere 2 forniture separate, (anche per la stessa attività) per migliorare la continuità, ma si hanno così costi superiori

Selettività per un guasto in MT

Icc 600A

PG

PTR


concetti generali

La selettività per un cortocircuito in BT tra generale BT PBT e interruttori sulle singole partenze PD va possibilmente garantita.

La selettività tra generale BT PBT e interruttore MT PG è necessaria per mantenere il TRF in esercizio quando alimenta i servizi di sicurezza e serve comunque a garantire la selettività nei guasti a valle delle singole partenze in BT PD ………………..…

Selettività per un guasto in BT

PG

PBT

PD

Relatore


………vedi slide che segue ……


concetti generali

………………..

Per un guasto in AA deve intervenire l’interruttore PBT1e non PG .

Per un guasto in BB deve intervenire l’interruttore PD1e non PBT1 o PG .


Alimentazione pompa antincendio

PG

PBT1

PD1

PBT2

PD2

Relatore


E’ molto importante che in caso di guasto in A l’interruttore generale lato BT (PBT) sia selettivo con l’interruttore lato MT (PG) perché altrimenti, in caso di guasto in B, anche se viene garantita la selettività tra l’interruttore derivato BT (PD) e l’interruttore generale BT (PBT), potrebbe intervenire l’interruttore lato MT (PG) e mettere fuori servizio tutto l’impianto a valle del TRF.


concetti generali


Se ci sono più TRF non in parallelo la selettività, tra interruttori MT per un cortocircuito sulla BT, è possibile e necessaria per consentire l’apertura dell’interruttore PTR del TRF interessato senza far intervenire il generale PG

PG

PBT1

PTR1

PBT2

PTR2

PD1 PD2

Icc ’


concetti generali


Nel caso di TRF in parallelo la selettività non è possibile in quanto la corrente di cortocircuito interessa entrambi gli interruttori PTR

PG

PBT1

PTR1

PBT2

PTR2

PD1 PD2

I’k

I’k x 2

I’k


Selettività_1 TRF

Cabine MT/BT

con singolo TRF

studio SELETTIVITA’


Legenda

TRF singolo

PG 50 = 600 A - 120 ms (50 + 60) ms51 = 250 A - 500 ms (50 + 60) ms

impostabili (390 ms)

PBT (rit. 0,3 s)

In = 1003000 A

Imag = IR

X 833095051 ,,

IX

RBTGBT

mP

PD (rit. 0,2 s)

In

InBT

Imag = IR

X 833080 ,,

IXIX

RDBTRBTD

PG

PBT

PD

Relatore


Legenda: PG = Protezione Generale MT: 50 = taratura amperometrica del relé istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica del relé ritardato MT PBT = Protezione Interruttore Bassa Tensione: In = corrente nominale in funzione della taglia del TRF; Imag = taratura intervento magnetico; XBT = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico; m = rapporto di trasformazione (37,5 o 50); IRBT = corrente regolata PBT; 0,95 = precisione PG 51 ±5% (questo coefficiente rappresenta la condizione peggiore ai fini della selettività: -5%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%); PD = Protezione Interruttore Derivato: In = corrente nominale di protezione del derivato PD; Imag = taratura intervento magnetico; XD = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico; IRD = corrente regolata PD; 0,8 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: -20%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PD ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%); Ndr per il grafico: queste note sono molto importanti e devono essere chiaramente leggibili. Non essendo possibile ridurre e/o restringere i testi, anzi tutte le parti in grassetto devono andare a capo e i 3 paragrafi devono essere tra loro spaziati, si consiglia di adottare una di queste soluzioni: 1 - Far proseguire i paragrafi nelle slides successive (max 2) purché risultino tutte sulle due facciate di un libro aperto; 2 - Realizzare sotto la presente slide una finta, senza numero, con tutte le note qui riportate.


PG 51.S2

TRF singolo

Interviene PG 50 (istantaneo = 0 s)

PG

PBT

PD

Relatore


Cortocircuito lato MT


PG 51.S1

TRF singolo

Interviene PG 51 (ritardato = 0,5 s)

A partire da determinate potenze interviene PG 50 (istantaneo)

PG

PBT

PD

1000 kVA - 15 kV I’k ~ 640 A (Ik ~ 24 kA)

1000 kVA - 15 kV I’k ~ 640 A (Ik ~ 24 kA)

1600 kVA - 20 kV I’k ~ 770 A (Ik ~ 38,5 kA)

1600 kVA - 20 kV I’k ~ 770 A (Ik ~ 38,5 kA)

Relatore


Cortocircuito immediatamente a valle del TRF


PBT

TRF singolo

Interviene PBT con una selettività verso PG 50 (istantaneo) fino a:

PG

PBT

PD

800 kVA - 15 kV I’k 512 A (Ik 19,2 kA)

800 kVA - 15 kV I’k 512 A (Ik 19,2 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A(Ik 30 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A(Ik 30 kA)

Relatore


Cortocircuito a valle dell’interruttore generale BT


PD

TRF singolo

E’ possibile la selettività nei confronti di PBT con In , t e Imag di PD opportunamente tarate.

Il limite di selettività rispetto a PG 50 (istantaneo) resta comunque fino a:

PG

PBT

PD

800 kVA - 15 kV I’k 512 A (Ik 19,2 kA)

800 kVA - 15 kV I’k 512 A (Ik 19,2 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A (Ik 30 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A (Ik 30 kA)

Relatore


Cortocircuito a valle di un interruttore derivato dalla sbarra generale BT


Selettività_2-3 TRF in isola

Cabine MT/BT

con 2 o 3 TRF in isola



Legenda_schema

2 o 3 TRF in isola PG

PBT

PD

PTR


Legenda_a

2 o 3 TRF in isola

PG 50 = 600 A – 0 s (50 + 60) ms51 = 250 A - 0,5 s (400 + 60) ms

PTR 50 = 600 A – 0 s (50 + 60) ms 51 = 250 A - 0,25 s (250 + 60) ms

PG

PBT

PD

PTR

PBT (rit. 0,1 s)

In = 1003000 A

Imag = IR

X

833095051 ,,

IX

RBTTRBT

mP

Relatore


Legenda: PG = Protezione Generale MT: 50 = taratura amperometrica del relé istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica del relé ritardato MT PTR = Protezione TRF MT: 50 = taratura amperometrica dl relè istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica dl relè ritardato MT; PBT = Protezione Interruttore Bassa Tensione: In = corrente nominale in funzione della taglia del TRF; Imag = taratura intervento magnetico; XBT = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico; m = rapporto di trasformazione (37,5 o 50); IRBT = corrente regolata PBT; 0,95 = precisione PTR 51 ±5% (questo coefficiente rappresenta la condizione peggiore ai fini della selettività: -5%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%); _______________________ Ndr per il grafico: queste note, come quelle della slide che segue, sono molto importanti e devono essere chiaramente leggibili. Non essendo possibile ridurre e/o restringere i testi, anzi tutte le parti in grassetto devono andare a capo e i 4 paragrafi (3+1) devono essere tra loro spaziati, si consiglia di adottare una di queste soluzioni: 1 - Anticipare 1 o 2 paragrafi di questa slide nella slide che precede purché risulti insieme a questa sulle due facciate di un libro aperto; 2 - Utilizzare lo spazio per le note nel volume, riportando i testi di questa slide e di quella che segue, purché risultino entrambe, insieme ai testi, sulle due facciate di un libro aperto.


Legenda_b

2 o 3 TRF in isola

PD (rit. 0 s)

In

InBT

Imag = IR

X

833080 ,,

IXIX

RDBTRBTD

NB. Se si utilizza la selettività logica lato BT il ritardo PD può essere 0,1 s ed il ritardo PBT 0,3 s


PG

PBT

PD

PTR

Relatore


PD = Protezione Interruttore Derivato: In = corrente nominale di protezione del derivato PD; Imag = taratura intervento magnetico; XD = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico; IRBT = corrente regolata PBT; IRD = corrente regolata PD; 0,8 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: -20%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PD ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%);


PG 51.S2 – PTR 50

Interviene PG 50 e PTR 50 (istantaneo = 0 s)

PG

PBT

PD

PTR

2 o 3 TRF in isola

Relatore




PTR 51

Interviene PTR 51 (ritardato = 0,25 s)

A partire da determinate potenze interviene PG 50 e PTR 50 (istantaneo)

PG

PBT

PD

PTR

2 o 3 TRF in isola

1250 kVA - 15 kV I’k ~ 800 A e (Ik ~ 30 kA)

1250 kVA - 15 kV I’k ~ 800 A e (Ik ~ 30 kA)

1600 kVA - 20 kV I’k ~ 770 A e (Ik ~ 38,5 kA)

1600 kVA - 20 kV I’k ~ 770 A e (Ik ~ 38,5 kA)

Relatore




PBT

Interviene PBT con una selettività verso PG 50 e PTR 50 (istantaneo) fino a:

800 kVA - 15 kV I’k 512 A (Ik 24 kA)

800 kVA - 15 kV I’k 512 A (Ik 24 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A (Ik 30 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A (Ik 30 kA)

PG

PBT

PD

PTR

2 o 3 TRF in isola

Relatore




PD


Il limite di selettività rispetto a PG 50 e PTR 50 (istantaneo) resta comunque fino a:

1000 kVA - 15 kV I’k 512 A(Ik 24 kA)

1000 kVA - 15 kV I’k 512 A(Ik 24 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A(Ik 30 kA)

1250 kVA - 20 kV I’k 600 A(Ik 30 kA)

2 o 3 TRF in isola

PG

PBT

PD

PTR

Relatore





Cabine MT/BT

con 2 TRF in parallelo



Legenda_a

2 TRF in parallelo

PG 50 = 600 A – 0 s (50 + 60) ms51 = 250 A - 0,5 s (400 + 60) ms

PTR 50 = 600 A – 0 s (50 + 60) ms51 = 15250 A - 0,25 s (250 + 60) ms

PBT (rit. 0,1 s) In = 1003000 AImag = IR

X

833095051 ,,'

IX

RBTTRBT

mP

PG

PBT

PD

PTR

83309505051 ,,,

IX

RBTGBT

mPo

Relatore


Legenda: PG = Protezione Generale MT: 50 = taratura amperometrica del relé istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica del relé ritardato MT PTR = Protezione TRF MT: 50 = taratura amperometrica dl relè istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica dl relè ritardato MT; PBT = Protezione Interruttore Bassa Tensione: In = corrente nominale in funzione della taglia del TRF; Imag = taratura intervento magnetico; X’BT e XBT = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico (va scelto il minore dei due); m = rapporto di trasformazione (37,5 o 50); 0,5 = coefficiente che considera una Icc’ doppia sul PG; IRBT = corrente regolata PBT; 0,95 = precisione PTR 51 e PG 51 ±5% (questo coefficiente rappresenta la condizione peggiore ai fini della selettività: -5%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%); _______________________ Ndr per il grafico: queste note, come quelle della slide che segue, sono molto importanti e devono essere chiaramente leggibili. Non essendo possibile ridurre e/o restringere i testi, anzi tutte le parti in grassetto devono andare a capo e i 4 paragrafi (3+1) devono essere tra loro spaziati, si consiglia di adottare una di queste soluzioni: 1 - Anticipare 1 o 2 paragrafi di questa slide nella slide che precede purché risulti insieme a questa sulle due facciate di un libro aperto; 2 - Utilizzare lo spazio per le note nel volume, riportando i testi di questa slide e di quella che segue, purché risultino entrambe, insieme ai testi, sulle due facciate di un libro aperto.




PG

PBT

PD

PTR

Legenda_b

2 TRF in parallelo

PD (rit. 0 s)

In

InBT

Imag = IR

X

8330802 ,,

IXIX

RDBTRBTD

Relatore


PD = Protezione Interruttore Derivato: In = corrente nominale di protezione del derivato PD; Imag = taratura intervento magnetico; XD = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico; 2 = coefficiente che considera una Icc doppia sul PD rispetto al PBT (con un solo TRF funzionante questo coefficiente può determinare una mancata selettività tra PBT e PD); IRBT = corrente regolata PBT; IRD = corrente regolata PD; 0,8 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: -20%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PD ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%);


PG 51.S2 – PTR 50


2 TRF in parallelo

PG

PBT

PD

PTR

Relatore




PTR 51

Interviene PTR 51 (ritardato = 0,25 s)di entrambi i TRASFORMATORI


2 TRF in parallelo

400 kVA - 15 kV I’k ~ 770 A (Ik ~ 29 kA)

400 kVA - 15 kV I’k ~ 770 A (Ik ~ 29 kA)

800 kVA - 20 kV

I’k ~ 770 A (Ik ~ 38,5 kA)

800 kVA - 20 kV

I’k ~ 770 A (Ik ~ 38,5 kA)

PG

PBT

PD

PTR

Relatore




PBT

Intervengono entrambi i PBT con una selettività verso PG 50 (istantaneo) fino a:

2 TRF in parallelo

PG

PBT

PD

PTR

250 kVA - 15 kV I’k ~ 480 A (Ik ~ 18 kA)

250 kVA - 15 kV I’k ~ 480 A (Ik ~ 18 kA)

630 kVA - 20 kV

I’k ~ 600 A (Ik ~ 30 kA)

630 kVA - 20 kV

I’k ~ 600 A (Ik ~ 30 kA)

Relatore




PD



2 TRF in parallelo

PG

PBT

PD

PTR

250 kVA - 15 kV I’k ~ 480 A (Ik ~ 18 kA)

250 kVA - 15 kV I’k ~ 480 A (Ik ~ 18 kA)

630 kVA - 20 kV

I’k ~ 600 A (Ik ~ 30 kA)

630 kVA - 20 kV

I’k ~ 600 A (Ik ~ 30 kA)

Relatore





Cabine MT/BT

con 3 TRF in parallelo



Legenda_a

3 TRF in parallelo

PD

PG

PBT

PTR

PG 50 = 600 A – 0 s (50 + 60) ms51 = 250 A - 0,4 s (400 + 60) ms

PTR 50 = 600 A – 0 s (50 + 60) ms51 = 15250 A - 0,25 s (250 + 60) ms

PBT (rit. 0,1 s) In = 1003000 AImag = IR

X

833095051 ,,'

IX

RBTTRBT

mP

833095033051 ,,,

IX

RBTGBT

mPo

Relatore


Legenda: PG = Protezione Generale MT: 50 = taratura amperometrica del relé istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica del relé ritardato MT PTR = Protezione TRF MT: 50 = taratura amperometrica dl relè istantaneo MT; 51 = taratura amperometrica dl relè ritardato MT; PBT = Protezione Interruttore Bassa Tensione: In = corrente nominale in funzione della taglia del TRF; Imag = taratura intervento magnetico; X’BT e XBT = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico (va scelto il minore dei due); m = rapporto di trasformazione (37,5 o 50); 0,33 = coefficiente che considera una I’k tripla sul PG; IRBT = corrente regolata PBT; 0,95 = precisione PTR 51 e PG 51 ±5% (questo coefficiente rappresenta la condizione peggiore ai fini della selettività: -5%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%); _______________________ Ndr per il grafico: queste note, come quelle della slide che segue, sono molto importanti e devono essere chiaramente leggibili. Non essendo possibile ridurre e/o restringere i testi, anzi tutte le parti in grassetto devono andare a capo e i 4 paragrafi (3+1) devono essere tra loro spaziati, si consiglia di adottare una di queste soluzioni: 1 - Anticipare 1 o 2 paragrafi di questa slide nella slide che precede purché risulti insieme a questa sulle due facciate di un libro aperto; 2 - Utilizzare lo spazio per le note nel volume, riportando i testi di questa slide e di quella che segue, purché risultino entrambe, insieme ai testi, sulle due facciate di un libro aperto.




Legenda_b

3 TRF in parallelo

PD (rit. 0 s)

In

InBT

Imag = IR

X

8330803 ,,

IXIX

RDBTRBTD

PD

PG

PBT

PTR

PROVE DI SELETTIVITA’

Relatore


PD = Protezione Interruttore Derivato: In = corrente nominale di protezione del derivato PD; Imag = taratura intervento magnetico; XD = coefficiente moltiplicativo di IR per l’identificazione dell’intervento magnetico; 3 = coefficiente che considera una Ik tripla sul PD rispetto al PBT (con un TRF fuori servizio questo coefficiente può determinare una mancata selettività tra PBT e PD); IRBT = corrente regolata PBT; IRD = corrente regolata PD; 0,8 = precisione PBT ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: -20%); 0,833 = 1/1,2 = precisione PD ±20% (questo coefficiente considera la condizione peggiore ai fini della selettività: +20%);


PG 51.S2 – PTR 50


3 TRF in parallelo

PD

PG

PBT

PTR

Relatore




PTR 51

Interviene PTR 51 (ritardato = 0,25 s)di tutti TRASFORMATORI


3 TRF in parallelo

250 kVA - 15 kV I’k ~ 720 A (Ik ~ 27 kA)

250 kVA - 15 kV I’k ~ 720 A (Ik ~ 27 kA)

400 kVA - 20 kV

I’k ~ 866 A (Ik ~ 43,3 kA)

400 kVA - 20 kV

I’k ~ 866 A (Ik ~ 43,3 kA)PD

PG

PBT

PTR

Relatore




PBT

Intervengono tutti i PBT con una selettività verso PG 50 (istantaneo) fino a:

160 kVA - 15 kV

I’k 453 A (Ik 17,5 kA)

160 kVA - 15 kV

I’k 453 A (Ik 17,5 kA)

250 kVA - 20 kV

I’k 540 A (Ik 27 kA)

250 kVA - 20 kV

I’k 540 A (Ik 27 kA)

3 TRF in parallelo

PD

PG

PBT

PTR

Relatore




PD



3 TRF in parallelo

PD

PG

PBT

PTR

160 kVA - 15 kV

I’k 453 A (Ik 17,5 kA)

160 kVA - 15 kV

I’k 453 A (Ik 17,5 kA)

250 kVA - 20 kV

I’k 540 A (Ik 27 kA)

250 kVA - 20 kV

I’k 540 A (Ik 27 kA)

Relatore




Tab. selettività TRF- RESINA

Cabine MT/BT

con TRF in RESINA

Tabelle di SELETTIVITA’

Relatore


Per legenda esplicativa dei valori e dei colori indicati nelle tabelle che seguono, vedi a pagina ……….


15 kV 15 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,9 4 1,8 48 22,6 28,5 15 0,4 15 600 0,3 160 0,6 4,663 91 2,4 4 2,2 58,6 27,7 36 15 0,4 15 600 0,3 160 0,8 3,4

100 144 3,8 4 3,6 96 45,3 52 13,7 0,45 30 600 0,3 160 1 5,5160 231 6,1 4 5,7 152 71,8 67,7 11,1 0,65 60 600 0,3 250 1 7,1250 361 9,6 4 9 240 113,4 108,4 11,3 0,65 105 600 0,3 630 0,6 8,2400 578 15,4 4 14,4 384 181,4 161,7 10,5 0,65 165 600 0,3 630 1 7,7630 910 24,2 6 15,1 402,6 190,2 244,4 10,1 0,7 180 600 0,3 1000 1 5,3800 1156 30,8 6 19,2 512 241,9 301,8 9,8 0,7 195 600 0,3 1600 0,8 4,5

1000 1445 38,5 6 24 640 302,4 346,5 9 0,75 220 600 0,3 1600 1 41250 1806 48,1 6 30,1 802,6 379,2 413,6 8,6 0,75 250 600 0,3 2000 1 3,71600 2312 61,6 6 38,5 1026,6 485,1 542 8,8 0,75 250 600 0,3 2500 1 2,9

interruttore PBTPG 51

Imag = IR ()

Sr

(kVA)Ir

(A)Ucc

(%)Ik

(kA)Ki

Ti

(s)

15 kV 15 kV

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

I'k min (A)

I'0i

(A)I'r

(A)I'k

(A)

Resina-1-15kV

1 TRF da 15 kV

Trasformatori in RESINA

Per garantire il non intervento dell’interruttore PBT su Ik = 24 kA prevedere interruttore aperto

1600

PG 51 (0,5s)50 (0 s)

InBT (0,3 s)

Sr


20 kV 20 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,4 4 1,8 36 17,1 21 15 0,4 15 600 0,3 160 0,6 6,163 91 1,8 4 2,2 44 20,9 27 15 0,4 15 600 0,3 160 0,8 4,6

100 144 2,8 4 3,6 72 34,2 38,3 13,7 0,45 30 600 0,3 160 1 7,4160 231 4,6 4 5,7 114 54,1 56,5 12,3 0,5 45 600 0,3 250 1 7,1250 361 7,2 4 9 180 85,5 87,8 12,2 0,5 75 600 0,3 630 0,6 7,8400 578 11,5 4 14,4 288 136,8 123 10,7 0,65 120 600 0,3 630 1 7,5630 910 18,2 6 15,1 302 143,4 191,1 10,5 0,65 135 600 0,3 1000 1 5,3800 1156 23,1 6 19,2 384 182,4 224 9,7 0,7 165 600 0,3 1600 0,8 5,1

1000 1445 28,9 6 24 480 228 260,1 9 0,75 195 600 0,3 1600 1 4,81250 1806 36,1 6 30,1 602 285,9 314 8,7 0,75 220 600 0,3 2000 1 4,31600 2312 46,2 6 38,5 770 365,7 420,4 9,1 0,75 250 600 0,3 2500 1 3,92000 2890 57,8 6 48,1 962 456,9 497 8,6 0,75 250 600 0,3 3000 1 3,2

interruttore PBT20 kV

PG 51 400 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

KiTi

(s)Ucc

(%)Ik

(kA)PG 51

Imag = IR ()

I'r

(A)I'k

(A)I'k min

(A)I'0i

(A)

20 kV

Sr

(kVA)Ir

(A)

Resina-1-20kV

1 TRF da 20 kV



1600

PG 51 (0,5 s)50 (0 s)

InBT (0,3 s)

Sr


15 kV 15 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,9 4 1,8 48 22,6 28,5 57 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 4,663 91 2,4 4 2,2 58,6 27,7 36 72 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 3,4

100 144 3,8 4 3,6 96 45,3 52 104,1 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 5,5160 231 6,1 4 5,7 152 71,8 67,7 135,4 11,1 0,65 60 600 250 600 0,1 250 1 7,1250 361 9,6 4 9 240 113,4 108,4 216,9 11,3 0,65 105 600 250 600 0,1 630 0,6 8,2400 578 15,4 4 14,4 384 181,4 161,7 323,4 10,5 0,65 165 600 250 600 0,1 630 1 7,7630 910 24,2 6 15,1 402,6 190,2 244,4 488,8 10,1 0,7 180 600 250 600 0,1 1000 1 5,3800 1156 30,8 6 19,2 512 241,9 301,8 603,6 9,8 0,7 195 600 250 600 0,1 1600 0,8 4,5

1000 1445 38,5 6 24 640 302,4 346,5 693 9 0,75 220 600 250 600 0,1 1600 1 41250 1806 48,1 6 30,1 802,6 379,2 413,6 827,3 8,6 0,75 250 600 250 600 0,1 2000 1 3,71600 2312 61,6 6 38,5 1026,6 485,1 542 1084 8,8 0,75 250 600 250 600 0,1 2500 1 2,9

PTR 51 250 ms

(A)

PTR 50 istant.

(A)

PTR 51

Imag = IR ()

I'0i

(A)Ki

Ti

(s)

15 kV

Ik' (A)

I'k min (A)

I'0i 2 (A)

Sr

(kVA)Ir

(A)Ucc

(%)Ik

(kA)I'r

(A)

interruttore PBT15 kV

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

Resina-2-isola-15kV

2 TRF in ISOLA da 15 kV


Per garantire il non intervento dell’interruttore PBT su Ikc = 24 kA prevedere interruttore aperto

1600

PG 51 (0,5 s)50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)


20 kV 20 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,4 4 1,8 36 17,1 21 42 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 6,163 91 1,8 4 2,2 44 20,9 27 54 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 4,6

100 144 2,8 4 3,6 72 34,2 38,3 76,7 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 7,4160 231 4,6 4 5,7 114 54,1 56,5 113,1 12,3 0,5 45 600 250 600 0,1 250 1 7,1250 361 7,2 4 9 180 85,5 87,8 175,6 12,2 0,5 75 600 250 600 0,1 630 0,6 7,8400 578 11,5 4 14,4 288 136,8 123 246,1 10,7 0,65 120 600 250 600 0,1 630 1 7,5630 910 18,2 6 15,1 302 143,4 191,1 382,2 10,5 0,65 135 600 250 600 0,1 1000 1 5,3800 1156 23,1 6 19,2 384 182,4 224 448,1 9,7 0,7 165 600 250 600 0,1 1600 0,8 5,1

1000 1445 28,9 6 24 480 228 260,1 520,2 9 0,75 195 600 250 600 0,1 1600 1 4,81250 1806 36,1 6 30,1 602 285,9 314 628,1 8,7 0,75 220 600 250 600 0,1 2000 1 4,31600 2312 46,2 6 38,5 770 365,7 420,4 840,8 9,1 0,75 250 600 250 600 0,1 2500 1 3,92000 2890 57,8 6 48,1 962 456,9 497 994,1 8,6 0,75 250 600 250 600 0,1 3000 1 3,2

PTR 51

Imag = IR ()

PTR 51 250 ms

(A)

PTR 50 istant.

(A)

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

Sr

(kVA)Ir

(A)Ucc

(%)Ik

(kA)I'r

(A)Ki

Ti

(s)Ik' (A)

I'k min (A)

I'0i 2 (A)

I'0i

(A)

20 kV interruttore PBT20 kV

Resina-2-isola-20kV




1600

PG 51 (0,5 s)50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)


Resina-2-parall-15kV

2 TRF in PARALLELO da 15 kV

Trasformatori in RESINAPG 51 (0,5 s)

50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)

15 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,9 4 3,6 96 22,6 28,5 57 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 4,6 29,963 91 2,4 4 4,5 120 28,3 36 72 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 3,4 22,4

100 144 3,8 4 7,2 192 45,3 52 104,1 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 5,5 17,9160 231 6,1 4 11,5 306,6 72,4 67,7 135,4 11,1 0,65 60 600 250 600 0,1 250 1 7,1 11,5250 361 9,6 4 18 480 113,4 108,4 216,9 11,3 0,65 105 600 250 600 0,1 630 0,6 8,2 7,6400 578 15,4 4 28,9 770,6 182 161,7 323,4 10,5 0,65 165 600 250 600 0,1 630 1 7,7 4,5630 910 24,2 6 30,3 808 190,8 244,4 488,8 10,1 0,7 180 600 250 600 0,1 1000 1 5,3 2,8800 1156 30,8 6 38,5 1026,6 242,5 301,8 603,6 9,8 0,7 195 600 250 600 0,1 1600 0,8 4,5 2,2

PTR 51

Imag = IR ()

15 kV

PG 51

Imag = IR ()

Ucc

(%)PG 51

500 ms (A)

PG 50 istant.

(A)

Ti

(s)

interruttore PBT

I'r

(A)I'k 2 (A)

I'k min (A)

I'0i

(A)I'0i 2

(A)

PTR 51 250 ms

(A)

PTR 50 istant.

(A)

15 kV

Sr

(kVA)Ir

(A)Ik 2 (kA)

15 kV

Ki


20 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,4 4 3,6 72 17,1 21 42 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 6,1 39,963 91 1,8 4 4,5 90 21,3 27 54 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 4,6 29,9

100 144 2,8 4 7,2 144 34,2 38,3 76,7 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 7,4 23,9160 231 4,6 4 11,5 230 54,6 56,5 113,1 12,3 0,5 45 600 250 600 0,1 250 1 7,1 15,3250 361 7,2 4 18 360 85,5 87,8 175,6 12,2 0,5 75 600 250 600 0,1 630 0,6 7,8 10,1400 578 11,5 4 28,9 578 137,2 123 246,1 10,7 0,65 120 600 250 600 0,1 630 1 7,5 6630 910 18,2 6 30,3 606 143,9 191,1 382,2 10,5 0,65 135 600 250 600 0,1 1000 1 5,3 3,8800 1156 23,1 6 38,5 770 182,8 224 448,1 9,7 0,7 165 600 250 600 0,1 1600 0,8 5,1 2,9

1000 1445 28,9 6 48,1 962 228,4 260,1 520,2 9 0,75 195 600 250 600 0,1 1600 1 4,8 2,3

PG 51

Imag = IR ()

PTR 51

Imag = IR ()

20 kV

Ucc

(%)Ik 2 (kA)

I'r

(A)I'k 2 (A)

I'k min (A)

I'0i

(A)I'0i 2

(A)

PTR 51 250 ms

(A)

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

20 kV

PTR 50 istant.

(A)

20 kV

KiTi

(s)

interruttore PBT

Sr

(kVA)Ir

(A)




50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)

Per garantire il non intervento dell’interruttore PBTsu Ik = 24 kA (48/2) prevedere interruttore aperto

1600


20 kV 20 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,4 4 1,8 36 17,1 21 63 15 0,4 15 600 195 600 0,1 160 0,6 6,163 91 1,8 4 2,2 44 20,9 27 81 15 0,4 15 600 195 600 0,1 160 0,8 4,6

100 144 2,8 4 3,6 72 34,2 38,3 115 13,7 0,45 30 600 195 600 0,1 160 1 7,4160 231 4,6 4 5,7 114 54,1 56,5 169,7 12,3 0,5 45 600 195 600 0,1 250 1 7,1250 361 7,2 4 9 180 85,5 87,8 263,5 12,2 0,5 75 600 195 600 0,1 630 0,6 7,8400 578 11,5 4 14,4 288 136,8 123 369,1 10,7 0,65 120 600 195 600 0,1 630 1 7,5630 910 18,2 6 15,1 302 143,4 191,1 573,3 10,5 0,65 135 600 195 600 0,1 1000 1 5,3800 1156 23,1 6 19,2 384 182,4 224 672,2 9,7 0,7 165 600 195 600 0,1 1600 0,8 5,1

1000 1445 28,9 6 24 480 228 260,1 780,3 9 0,75 195 600 195 600 0,1 1600 1 4,81250 1806 36,1 6 30,1 602 285,9 314 942,2 8,7 0,75 220 600 195 600 0,1 2000 1 4,31600 2312 46,2 6 38,5 770 365,7 420,4 1261,2 9,1 0,75 250 600 195 600 0,1 2500 1 3,92000 2890 57,8 6 48,1 962 456,9 497 1491,2 8,6 0,75 250 600 195 600 0,1 3000 1 3,2

PTR 51

Imag = IR ()

I'0i 3 (A)

PTR 51 250 ms

(A)

Ti

(s)

interruttore PBT

I'r

(A)I'k

(A)I'k min

(A)I'0i

(A)

Ucc

(%)

20 kV 20 kV

Ik

(kA)PTR 50 istant.

(A)

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

KiSr

(kVA)Ir

(A)

Resina-3-isola-20kV



Per garantire il non intervento dell’interruttore PBT su Ik = 24 kAprevedere interruttore aperto

1600

PG 51 (0,5 s)50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)


15 kV 15 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,9 4 1,8 48 22,6 28,5 85,5 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 4,663 91 2,4 4 2,2 58,6 27,7 36 108 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 3,4

100 144 3,8 4 3,6 96 45,3 52 156,1 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 5,5160 231 6,1 4 5,7 152 71,8 67,7 203,1 11,1 0,65 60 600 250 600 0,1 250 1 7,1250 361 9,6 4 9 240 113,4 108,4 325,4 11,3 0,65 105 600 250 600 0,1 630 0,6 8,2400 578 15,4 4 14,4 384 181,4 161,7 485,1 10,5 0,65 165 600 250 600 0,1 630 1 7,7630 910 24,2 6 15,1 402,6 190,2 244,4 733,2 10,1 0,7 180 600 250 600 0,1 1000 1 5,3800 1156 30,8 6 19,2 512 241,9 301,8 905,5 9,8 0,7 195 600 250 600 0,1 1600 0,8 4,5

1000 1445 38,5 6 24 640 302,4 346,5 1039,5 9 0,75 220 600 250 600 0,1 1600 1 41250 1806 48,1 6 30,1 802,6 379,2 413,6 1240,9 8,6 0,75 250 600 250 600 0,1 2000 1 3,71600 2312 61,6 6 38,5 1026,6 485,1 542 1626,2 8,8 0,75 250 600 250 600 0,1 2500 1 2,9

Sr

(kVA)Ir

(A)

15 kV

I'0i

(A)

15 kV

PG 51 500 ms

(A)

PTR 51

Imag = IR ()

PTR 51 250 ms

(A)

PTR 50 istant.

(A)

Ucc

(%)Ik

(kA)I'r

(A)

interruttore PBT

I'k

(A)I'k min

(A)Ki

Ti

(s)PG 50 istant.

(A)

I'0i 3 (A)

Resina-3-isola-15kV



Per garantire il non intervento dell’interruttore PBT su Ik = 24 kAprevedere interruttore aperto

1600

PG 51 (0,5 s)50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)


rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,9 4 5,4 144 22,6 28,5 85,5 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 4,6 2063 91 2,4 4 6,8 181,3 28,5 36 108 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 3,4 15

100 144 3,8 4 10,8 288 45,3 52 156,1 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 5,5 12160 231 6,1 4 17,3 461,3 72,5 67,7 203,1 11,1 0,65 60 600 250 600 0,1 250 1 7,1 7,7250 361 9,6 4 27 720 113,2 108,4 325,4 11,3 0,65 105 600 250 600 0,1 630 0,6 8,2 5,1400 578 15,4 4 43,3 1154,6 181,6 161,7 485,1 10,5 0,65 165 600 250 600 0,1 630 1 7,7 3630 910 24,2 6 45,5 1213,3 190,9 244,4 733,2 10,1 0,7 180 600 250 600 0,1 1000 1 5,3 1,9

interruttore PBT

PTR 51

Imag = IR ()

PTR 51 250 ms

(A)

PTR 50 istant.

(A)

PG 51

Imag = IR ()

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

I'r

(A)I'k 3 (A)

I'k min (A)

I'0i

(A)

Ucc

(%)Ik 3 (kA)

KiTi

(s)I'0i 3

(A)

Sr

(kVA)Ir

(A)




50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)


20 kV

rit. max (s)

In

(A)K

50 72 1,4 4 5,4 108 17 21 63 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,6 6,1 26,763 91 1,8 4 6,8 136 21,5 27 81 15 0,4 15 600 250 600 0,1 160 0,8 4,6 20

100 144 2,8 4 10,8 216 34,1 38,3 115 13,7 0,45 30 600 250 600 0,1 160 1 7,4 16160 231 4,6 4 17,3 346 54,7 56,5 169,7 12,3 0,5 45 600 250 600 0,1 250 1 7,1 10,2250 361 7,2 4 27 540 85,4 87,8 263,5 12,2 0,5 75 600 250 600 0,1 630 0,6 7,8 6,8400 578 11,5 4 43,3 866 136,9 123 369,1 10,7 0,65 120 600 250 600 0,1 630 1 7,5 4630 910 18,2 6 45,5 910 143,9 191,1 573,3 10,5 0,65 135 600 250 600 0,1 1000 1 5,3 2,5800 1156 23,1 6 57,8 1156 182,8 224 672,2 9,7 0,7 165 600 250 600 0,1 1600 0,8 5,1 2

interruttore PBT20 kV20 kV

PTR 51

Imag = IR ()

PG 51 500 ms

(A)

PG 50 istant.

(A)

PTR 51 250 ms

(A)

PTR 50 istant.

(A)

PG 51

Imag = IR ()

Sr

(kVA)Ir

(A)Ucc

(%)Ik 3 (kA)

20 kV

KiTi

(s)I'r

(A)I'k 3 (A)

I'k min (A)

I'0i

(A)I'0i 3

(A)




50 (0 s)

InBT (0,1 s)

Sr

PTR 50 (0 s)51(0,25 s)


FINE

fineCABINE MT/BT

Introduzione e studio sulla selettività

Relatore


Ndr per grafico: Slide di inizio su pagina destra del volume con sotto foto o disegno di una cabina di trasformazione (vedi file disegni_schemi.ppt – slide 1)

CABINE MT/BT - Collegio dei Periti Industriali...anno 2012 Cabine MT/BT 24 Potenza limite...

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