Lo Stato Del Neutro Nelle Reti Trifasi

Università degli studi di Padova

Corso di PROGETTAZIONE DI SISTEMI

ELETTRICI

INDUSTRIALI

LO STATO DEL NEUTRO

NELLE RETI TRIFASI

Prof: Turri Roberto

GRUPPO: Sergio Fetti

Vittorio Stefani

Daniele Russino

ANNO ACCADEMICO 2009-2010

II Sommario

Sommario

Introduzione: Definizione di stato del neutro nelle reti trifasi di potenza .................................. V

Capitolo 1: Evoluzione storica e gestione mondiale ................................................................... 1

1.1 Evoluzione storica ................................................................................................................. 1

1.2 Come viene gestito in Europa e nel mondo ............................................................................. 3

1.2.1 Gestione Italiana................................................................................................................ 5

Capitolo 2: Situazione attuale ................................................................................................... 7

2.1 Stato del neutro nelle reti industriali ....................................................................................... 7

2.1 Modalità di atterramento del neutro nelle reti industriali ...................................................... 7

2.1.1 Perché non si usa la bobina Petersen nelle reti industriali ? ............................................ 8

2.2 Bobina Petersen con reti in cavo .............................................................................................. 8

2.3 Stato del neutro nelle reti AT ............................................................................................... 9

2.4 Stato del neutro nelle reti BT ................................................................................................. 10

2.4.1 Sistema TT ....................................................................................................................... 11

2.4.2Sistema TN ........................................................................................................................ 12

2.4.3 Sistema IT ........................................................................................................................ 12

2.5 Stato del neutro nelle reti MT ................................................................................................ 13

2.5.1 Neutro isolato .................................................................................................................. 13

2.5.2 Neutro messo a terra attraverso resistenza .................................................................... 13

2.5.3 Neutro a terra tramite induttanza (BOBINA PETERSEN) ................................................. 15

Capitolo 3: Ripasso teoria alle sequenze .................................................................................. 21

3.1 Analisi dei guasti mediante applicazione della teoria alle sequenze ..................................... 22

3.2 Modello equivalente dei componenti elettrici alle tre sequenze ......................................... 23

3.3 Bipolo alla sequenza diretta ................................................................................................... 24

3.4 Bipolo alla sequenza inversa .................................................................................................. 25

3.5 Bipolo equivalente alla sequenza zero: .................................................................................. 26

3.6 Collegamento delle tre sequenze nel caso di guasto fase terra ............................................ 26

3.7 Risoluzione del problema: ...................................................................................................... 27

Capitolo 4: Guasto fase terra nei differenti sistemi di gestione del neutro ................................ 29

4.1 Guasto fase terra con neutro isolato: .................................................................................... 30

4.2 Guasto fase terra con neutro accordato: ............................................................................... 32

4.3 Guasto fase terra con neutro compensato: ........................................................................... 34

III Sommario

4.4 Guasto fase terra: neutro parzialmente compensato ............................................................ 36

Capitolo 5: Adeguamento del sistema di protezione ............................................................... 39

5.1 Rele’ di massima corrente omopolare 51n ............................................................................ 39

5.2 Rele’ direzionale di terra 67n ................................................................................................ 40

5.3 Scelta della gestione dei rele’ di protezione .......................................................................... 41

5.4 Scelta dei relè di protezione nelle reti a neutro isolato ........................................................ 42

5.5 Scelta dei relè di protezione nelle reti a neutro compensato ............................................... 43

5.7 Settori di intervento della protezione 67N ............................................................................ 43

5.7.1 Settore di intervento della 67n nelle reti a neutro isolato............................................. 44

5.7.2 Settore di intervento della 67n nelle reti a neutro compensato .................................... 45

5.7.3 Protezione varmetrica e wattmetrica: necessità di adeguamento ................................ 47

Capitolo 6: Bobina Petersen ................................................................................................... 49

6.1 Principio di funzionamento della Bobina di Petersen ............................................................ 49

6.3 Tipologie di Bobine ................................................................................................................. 50

6.3.1 Fissa: ................................................................................................................................ 50

6.3.2 Mobile: ............................................................................................................................ 51

6.4 Scelta della bobina ................................................................................................................. 51

6.5 Immagini bobine................................................................................................................. 52

Capitolo 7: Sovratensioni ....................................................................................................... 55

7.1 Influenza sovratensioni sulle fasi sane ................................................................................... 55

7.2 Tensione di ripristino (Tensione riadescamento)................................................................... 56

7.3 Sovratensione di neutro all’eliminazione del guasto ............................................................. 56

7.4 Effetto su reti con compensazione parziale .......................................................................... 57

Capitolo 8: Effetti sul riadescamento dell’arco ........................................................................ 59

8.1 Riassumendo .......................................................................................................................... 61

Capitolo 9: Dispositivo analizzatore di neutro DAN ................................................................. 63

9.1 Scopo di utilizzo ...................................................................................................................... 63

9.2 Principio di funzionamento .................................................................................................... 63

9.3 Collegameto ........................................................................................................................... 66

9.4 Funzionalità richieste ............................................................................................................. 67

9.5 Architettura funzionale .......................................................................................................... 69

9.5.1 Alimentazione ................................................................................................................. 70

9.5.2 Display/Visualizzatore ..................................................................................................... 70

9.5.3 Segnali scambiati da Dan ................................................................................................. 70

IV Sommario

9.5.4 Interfacciamento con pc .................................................................................................. 70

9.5.5 Autodiagnosi .................................................................................................................... 70

9.5.6 Immagini DAN in esercizio ............................................................................................... 71

Capitolo 10: Trasformatore formatore di neutro ..................................................................... 73

10.1 Scopo di utilizzo .................................................................................................................... 73

10.2 Principio di funzionamento. ................................................................................................. 73

10.2.1 Modalità di servizio ....................................................................................................... 74

10.3 Collegamento ....................................................................................................................... 75

10.4 Aspetti costruttivi ................................................................................................................. 76

10.4.1 Installazione / raffreddamento / sovratemperature..................................................... 76

10.4.2 Caratteristiche nominali ................................................................................................ 76

10.4.3 Tolleranze sui valori prescritti e garantiti ...................................................................... 76

10.4.4 Caratteristiche dimensionali ......................................................................................... 77

10.4.5 Caratteristiche costruttive ............................................................................................. 77

10.4.6 Nucleo e avvolgimenti ................................................................................................... 77

10.4.7 Cassa e sistema refrigerante ......................................................................................... 77

10.4.8 Isolatori passanti ........................................................................................................... 78

10.4.9 Dispositivi di appoggio e scorrimento ........................................................................... 78

10.4.10 Accessori meccanici ..................................................................................................... 78

10.4.11 Accessori elettrici ........................................................................................................ 78

10.4.12 Targhe .......................................................................................................................... 78

V Sommario

Introduzione

Definizione di stato del neutro nelle reti trifasi di potenza Per stato del neutro si intende come viene gestito il centro stella dei trasformatori trifasi nelle reti di distribuzione di potenza AT, MT e BT. Esso infatti può essere connesso o meno a terra mediante diverse configurazioni:

1) Neutro isolato

2) Neutro direttamente a terra

3) Neutro a terra tramite resistenza

4) Neutro a terra tramite sola induttanza

5) Neutro a terra tramite resistenza in parallelo a induttanza

6) Neutro a terra tramite resistenza in parallelo a induttanza, più resistenza

La modalità di gestione del neutro di una rete trifase di distribuzione non ha nessuna influenza ai fini del trasporto della potenza quando la rete funziona nelle normali condizioni di esercizio. Inve-ce in presenza di cortocircuiti, interruzioni, guasti verso terra ecc.. ovvero in presenza di cause di-simmetrizzanti del sistema, lo stato del neutro influenza in modo determinante i valori di tensioni e correnti presenti nella sezione di guasto. In particolare il tipo di guasto che riveste maggiore in-teresse è il guasto monofase a terra. Questo perché il guasto fase terra rispetto agli altri tipi di guasto è quello che si verifica con maggior frequenza (dal 70% al 90% dei casi) e l’intensità della corrente di guasto dipende dallo stato di gestione del neutro della rete. Per questi due motivi è il tipo di evento disimmetrizzante che riveste maggiore attenzione, ad esso è stato quindi dedicato un intero capitolo del nostro lavoro. Come vedremo nei successivi capitoli, la scelta del sistema di gestione del neutro ha subito nel corso degli anni notevoli evoluzioni, in particolare in Italia dove nell’ultimo decennio le reti di distribuzione di MT sono state sottoposte ad una totale revisione; passando da sistemi a neutro isolato a sistemi a neutro compensato con resistenza e bobina Pe-tersen.

1 Evoluzione storica e gestione mondiale

Capitolo 1

Evoluzione storica e gestione mondiale

1.1 Evoluzione storica

Le scelte di esercizio del neutro nelle reti di trasporto e di distribuzione dell’energia elettrica ven-nero definite nei primi decenni del Novecento. Per le reti di trasporto in alta tensione la scelta del neutro “atterrato in modo efficace” fu unanimemente riconosciuta come la più conveniente. An-che per la distribuzione in BT fu adottata unanimemente la scelta del neutro atterrato in modo diretto. Per quanto riguarda invece la distribuzione in MT, la scelta di come gestire lo stato del neutro non ricadde su una particolare tecnica di esercizio. Ancora oggi infatti in Europa e nel resto del mondo lo stato del neutro viene esercito con differenti e svariate soluzioni; che vanno dal neutro isolato, al neutro connesso direttamente a terra, al neutro compensato in varie modalità (induttanza o induttanza in parallelo a resistenza). Ciò è dovuto probabilmente al fatto che cia-scuna azienda elettrica ha compiuto, nei primi decenni del secolo scorso, una sua scelta iniziale di esercizio del neutro e l’ha mantenuta nel tempo introducendo via via, nel corso degli anni, tecni-che di esercizio e sistemi di protezione per ovviare ai problemi posti dall’aumento dell’estensione

delle reti MT, dall’aumento delle correnti di guasto monofase a terra ecc. Pertanto nei primi decenni del Novecento in Europa e nel Mondo vennero stabilite le seguenti

convenzioni a riguardo la gestione del neutro dei diversi sistemi di tensione:

- AT neutro efficacemente a terra - MT varie soluzioni - BT neutro a terra

La scelta di gestire i centri stella dei trasformatori a neutro isolato nelle reti di media tensione sembrerebbe in effetti la scelta più logica e più conveniente, non solamente in termini di costo e manutenzione, ma anche per quanto riguarda il basso valore di corrente di cortocircuito in caso di guasto fase terra e quindi la possibilità di funzionamento anche in regime di guasto. Per questi motivi in Italia la scelta originaria fu proprio quella di esercire la rete MT con neutro isolato. In-fatti le reti MT, nella loro fase iniziale, erano di modesta estensione con lunghezza inferiore a 100 km. Le correnti di guasto monofase a terra erano sfasate in anticipo sulla tensione di fase e di va-lore modesto, generalmente inferiore a 5 A, valore compatibile con l’autoestinzione dell’arco ca-pacitivo. D’altra parte la presenza di un guasto a terra permanente determinava, nel caso di gua-sto franco e di neutro perfettamente isolato, solamente uno “spostamento del centro stella” in uno dei vertici del triangolo delle tensioni concatenate; consentendo quindi il funzionamento in-disturbato dei carichi trifase. Con il passare del tempo, e con il crescente fabbisogno di energia e-lettrica, si è però avuto contemporaneamente l’aumento della capacità di generazione installata e del numero di linee elettriche di trasporto. La conseguente diminuzione delle reattanze capacitive ha comportato un notevole aumento delle correnti di guasto monofase a terra (sino a 300 ÷ 400 A) e conseguentemente la riduzione della probabilità di autoestinzione degli archi. Nonostante il notevole incremento della corrente di guasto monofase a terra, la scelta del neutro isolato ha mantenuto nel corso del tempo sostanzialmente

2 Capitolo 1

immutata la sua validità, in quanto i vari esercenti hanno introdotto perfezionamenti e tecniche alternative per ridurre l’incidenza dei guasti a terra; quali ad esempio la tecnica di apertura e ri-chiusura tripolare automatica rapida e ripetuta, oppure la tecnica di cortocircuitare temporanea-mente a terra, nella stazione di partenza, la fase interessata dall’arco ecc.. La continuità di eserci-zio veniva assicurata grazie all’introduzione delle protezioni varmetriche di sequenza omopolare ( come vedremo più in dettaglio nel capitolo inerente all’adeguamento del sistema di protezione).

Negli stessi anni i cui si provvedeva al perfezionamento del sistema di protezione per le reti a neu-tro isolato, un ingegnere danese di nome Petersen nel 1916 propose di esercire le reti di MT con il neutro collegato a terra attraverso una pura induttanza. Tale induttanza veniva realizzata median-te una bobina di materiale conduttore, la quale prese il nome del suo inventore, ovvero bobina Petersen. La figura qui sotto riportata è uno schema dimostrativo di come dovevano essere eser-cite le linee di media tensione secondo il nuovo criterio.

La soluzione proposta da Petersen fu accolta tiepidamente, in particolare perché era stata propo-sta in un periodo in cui i diversi paesi avevano già operato le loro scelte in merito alle tecniche di esercizio, ed avevano già introdotto accorgimenti atti a fronteggiare i guasti a terra. La bobina Pe-tersen venne comunque adottata negli stati del Nord Europa (Germania, Paesi Scandinavi ecc.). In alcuni di essi si cercò di applicare il principio di funzionamento della bobina Petersen anche al campo delle alte tensioni (220 kV ), recedendo però subito dal tentativo, poiché ci si rese conto che risultava nulla l’efficacia della bobina ai fini della “neutralizzazione” dell’arco a terra, in quan-to nelle linee di AT la conduttanza di dispersione era notevolmente maggiore che nelle linee di MT. Nel caso in cui il guasto si rivela non autoestinguente ma permanente, risulta prudente o ne-cessario (per ragioni di sicurezza delle persone) disalimentare la linea affetta da guasto.

La messa a terra del centro stella dei trasformatori nelle reti di distribuzione tramite una pura in-duttanza perfettamente accordata (ovvero con un valore di induttanza tale da annullare comple-tamentela corrente di guasto monofase a terra) presentò un grosso inconveniente di cui Petersen si accorse subito: le protezioni installate non erano più in grado di rilevare il guasto. Per ovviare questo inconveniente venne proposto di mettere a terra il neutro tramite una resistenza connessa in parallelo alla bobina Petersen. In questo modo si riduce si la corrente di guasto a terra, ma essa mantiene un valore tale da consentire alle protezioni di rilevarla ed intervenire.

I vari paesi d’ Europa e del mondo, sulla base di opportune valutazioni tecniche ed economiche, scelsero quindi il sistema più adeguato di gestione del neutro. Ancora oggi in Europa ogni paese mantiene le scelte compiute in passato, sebbene a partire dagli anni ’20 vi furono innumerevoli richieste (documentate dalla letteratura tecnica) di una totale revisione sui sistemi adottati.


Recentemente il problema è tornato alla ribalta con maggiore insistenza e urgenza, tanto da spin-gere le Aziende Elettriche a considerare seriamente la questione, abbandonando quindi l’atteggiamento di rifiuto e disinteresse per l’argomento oggetto spesso di controversie e conte-stazioni. Tale cambiamento di atteggiamento è giustificabile in parte dall’ aumento dell’importanza che ha assunto la qualità del servizio da garantire all’utente, ed in parte è dovuto al fatto che l’installazione di bobine Petersen richiede un costo tutto sommato modesto.

In Italia la riapertura della discussione sull’ argomento è stata riproposta da tecnici della stessa ENEL, la quale risultava frutto di lunghi anni di ricerca, analisi critica e sperimentazione delle di-verse tecniche di esercizio del neutro sulle reti di distribuzione in media tensione. Pertanto dal 1992 al 1995 ENEL DISTRIBUZIONE ha eseguito una prima sperimentazione di messa a terra del neutro mediante bobina Petersen a bobina mobile a nucleo tuffante e tramite bobina fissa (anche lungo linee MT) in 3 cabine primarie. Una seconda sperimentazione di gestione del centro stella a neutro compensato mediante bobina Petersen è stata condotta negli anni 1999 – 2000.

I risultati incoraggianti ottenuti hanno convinto ENEL S.p.a ad avviare un intenso e massiccio pro-

gramma di installazione di bobine Petersen, al punto che entro il 2007 – 2008 era stato pre-

visto che il 100 % delle cabine primarie con reti MT a 15kV e 20kV passassero dal siste-

ma a neutro isolato al sistema a neutro compensato tramite resistenza e bobina Peter-

sen.

Dopo questa presentazione riguardante l’ evoluzione storica dello stato del neutro, a partire dai primi anni del Novecento fino ai giorni nostri, abbiamo ritenuto opportuno raffrontare le diverse scelte adottate dagli altri paesi europei, mettendone in luce le motivazioni ed i criteri che hanno portato all’ adozione di differenti e svariate soluzioni.

1.2 Come viene gestito in Europa e nel mondo

Nelle reti MT di distribuzione pubblica il neutro è cosi gestito:

Neutro collegato direttamente a terra (USA, Canada, Nord America in generale) Neutro isolato (Italia: vecchia concezione) Neutro collegato a terra tramite resistore di basso valore (Francia) Neutro collegato a terra tramite reattanza (bobina di Petersen): (Germania e Italia)

PAESETENSIONE DI ESERCIZIO

(KV)TIPO DI ESERCIZIO DEL NEUTRO

ESPERIENZE SULLA BOBINA DI ACCORDO

FRANCIA 20 a terra tramite resistenza sperimentazione dal 1990

10 24%isolato-9%resist.-64%comp.

20 1%isolato-2%resist.-97%comp.

30 7%isolato-93%comp.




INGHILTERRA frencamente a terra

SVEZIA compensato

PORTOGALLO a terra tramite resistenza nessuna sperimentazione in corso

SPAGNA a terra tramite resistenza nessuna sperimentazione in corso

GIAPPONE isolato studi sulla messa a terra in corso

IRLANDA isolato studi sulla messa a terra in corso

GERMANIA

AUSTRIA

Tabella 1: Situazione della gestione del neutro nel mondo

4 Capitolo 1

Giappone e Irlanda. Neutro isolato. Sono in corso studi sull’adozione della messa a terra del neutro. Portogallo e Spagna.

L’esercizio è effettuato con messa a terra del neutro mediante resistenza limitatrice (300÷400 A come in Francia). Sono in corso di valutazione, in Spagna, sperimentazioni con bobine di Petersen. Svezia. Si ha l’utilizzo della bobina di Petersen con apertura della linea guasta dopo circa cinque secondi. Inghilterra. Esercizio con neutro direttamente a terra. Tale pratica sembra dettata dalla elevatissima percen-tuale di cavo sotterraneo per cui i guasti sono ritenuti prevalentemente permanenti. Anche qui sono in corso valutazioni/ sperimentazioni di utilizzo di bobine di Petersen. Austria. La percentuale di estensione di rete MT esercita a neutro isolato varia dal 26% per i 10 kV a meno dell’1% per i 20 kV e 30 kV. Assolutamente preponderante è l’utilizzo della bobina di estinzione. Il guasto a terra può essere aperto in tempi brevi o meno. Germania. La percentuale di estensione di rete MT esercita a neutro isolato è pari al 24%. Il 9% della rete a 10 kV (2% a 20 kV) è esercita con resistenza di messa a terra. La gran parte delle reti in cavo sot-terraneo cittadine è esercita a con messa a terra del neutro compensato. Nelle reti compensate la

corrente di guasto a terra è limitata a 50÷60 A. La richiusura è limitata. Il guasto a terra può essere aperto in tempi brevi o meno. Francia.

Attualmente esercisce le reti con neutro a terra tramite resistenza limitatrice (300 Ω e 1000 Ω, in funzione delle tipologie delle reti). Ha avviato una sperimentazione finalizzata all’installazione di bobine di Petersen nel 1990, a causa dell’aumento della corrente monofase di guasto a terra (cavizzazione) per il sempre crescente uti-lizzo di cavi. Le conseguenze dell’attività sperimentale condotta sono state le seguenti:

Limitazione della corrente di guasto a 35÷40 A con un contributo attivo di circa 20 A Regolazione della compensazione realizzata automaticamente mediante analizzatore di neutro

a iniezione di corrente. Adozione di bobine mobili (con combinazione in parallelo di induttanze e resistenza parallelo in media tensione, non del tipo a nucleo mobile e resistenza parallelo in bassa tensione).


Figura 1: Situazione europea

1.2.1 Gestione Italiana

Sempre per quanto riguarda l’ Italia, la tabella qui sotto riportata riporta per diverse linee di me-dia tensione le soluzioni adottate in funzione dei diversi valori di corrente di guasto fase terra a neutro isolato:

Tabella 2: Situazione Italiana

AlternativaN° m edio linee

M T

T ensione di esercizio de lla

rete 15 kV

T ensione d i esercizio de lla re te

20 kV

1 4 0 A- 45 A 0 A - 60 A

2 6 45 A - 150 A 60 A - 200 A

3 7 75 A - 225 A 100 A - 300 A

3 b is 10 > 225 A > 300 A

4 7com e 3 per s ituazioni partico lari

com e 3 per s ituazioni partico lari

4 b is 10com e 3 bis per

s ituazioni partico lari

com e 3 b is per s ituazioni partico lari

Bob ina m obile co llegata a l centro stella (1)

B ob ina m obile co llegata tram ite T FN

Bobina m obile + bob ina fissa co llegata a l centro stella

Bob ina m obile + fissa co llegata tram ite T FN

M essa a terra del neutro M TS oluzion i ind ividuate in funzione della corren te m onofase d i guasto a terra a neutro

iso lato (capativa) Ic

T ipologia im pianto

R esistore co llegato a l centro stella

Bob ina fissa co llegata a l centro stella (1 )

(1) nel cam po d i sovrapposizione la scelta va fatta tenendo conto del contributo alla corren te d i guasto capacitiva m onofase a terra to tale delle due linee m agg iori (ad es. I1m ax <= 40% & I1m ax +

I2m ax <= 70%) per rag ioni d i esercizio

Capitolo 2

Situazione attuale

2.1 Stato del neutro nelle reti industriali

Le strutture industriali alle quali faremo riferimento sono tutte quelle alimentate attraverso un

collegamento in alta tensione dal distributore pubblico, ma che dispongono di una propria rete di

media tensione (industrie petrolchimiche, farmaceutiche, industrie della carta ecc..).

Rispetto alla distribuzione pubblica presentano molti elementi di maggiore complessità e criticità. (Concentrazioni di carico elevate in aree ristrette, importanti e complessi apparati di trasforma-zione ed utilizzazione con numerose macchine di elevata potenza a poca distanza reciproca, at-trezzature di elevato costo nei quali possono essere presenti aree “ad elevato rischio specifico”, coesistenza con isole di utenze sensibili ai disturbi di varia natura prodotta dai circuiti di potenza, sistemi indipendenti di generazione di emergenza,ecc..) Sulla base di queste considerazioni risulta evidente che nelle reti industriali le esigenze di avere una qualità della potenza migliore possibile e maggiore sicurezza nell’ esercizio sono molto più sentite rispetto ai sistemi di distribuzione pubblica. Ben presto perciò, le scelte nel campo della distribuzione in media tensione in ambito industriale, e tra queste anche le scelte di esercizio del neutro, cominciarono a seguire percorsi diversi dalle scelte effettuate dagli esercenti dei sistemi di

distribuzione pubblica. Per questi motivi quasi universalmente le reti di media tensione

appartenenti al settore industriale vengono esercite con neutro messo a terra tramite

resistenza. Anche in questo caso possiamo scegliere tra una varia gamma di soluzioni:

2.1 Modalità di atterramento del neutro nelle reti industriali

- Atterramento a bassa resistenza (poco superiore a 10 Ω), quando la pratica di intervento sul guasto monofase a terra è di prevedere il distacco immediato del distributore nel caso in cui il guasto è localizzato su di un distributore che alimenta un carico alimentato in MT, mentre nel caso in cui il guasto è localizzato su di un tronco della rete, è prevista la di-sconnessione del tronco MT affetto da guasto dopo un piccolo ritardo di tempo (400 ms).

- Atterramento ad elevata resistenza (dell’ordine di 2000 Ω), associato alla scelta di conti-nuare il servizio in presenza di guasto monofase a terra. Il guasto, peraltro, attiva un al-larme ed avvia la fase di localizzazione del tronco colpito, che viene escluso dal servizio in un momento successivo compatibilmente con le esigenze del processo (generalmente, in 8 ÷ 24 ore).

- Atterramento con bassa/media resistenza: il neutro del sistema è normalmente connes-so a terra con bassa resistenza (poche decine di Ohm). In caso di guasto, le protezioni so-no coordinate con tale resistenza in modo da intervenire immediatamente se il guasto è localizzato sul carico, disconnettendo lo specifico alimentatore dalla rete. Se invece il gua-sto è localizzato su di un tronco della rete a monte, in serie alla prima resistenza ne viene collegata una seconda, in modo che la resistenza totale di atterramento assuma un valore di circa 700 Ω e si possa continuare il servizio. Ovviamente viene attivato un allarme e si da avvio alla fase di localizzazione del guasto, per disconnettere il tronco guasto dalla rete

8 Capitolo 2

in un momento successivo, compatibilmente con le esigenze del processo (generalmente, in 8 ÷ 24 ore).

2.1.1 Perché non si usa la bobina Petersen nelle reti industriali ?

Il principale inconveniente della gestione delle reti di industriali tramite neutro compensato con bobina Petersen è dovuto al fatto che le linee di media tensione degli stabilimenti industriali sono linee in cavo. Infatti i principali vantaggi offerti dall’ atterramento tramite induttanza, ossia:

A. Evitare che l’arco elettrico in aria innescato da sovratensioni impulsive di origine esterna costituisca un percorso a bassa impedenza (un cortocircuito) per le correnti a frequenza industriale.

B. Lasciar quindi defluire attraverso il condotto ionizzato d’ arco la sola corrente impulsiva

associata.

C. Consentire che l’isolamento in aria riacquisti le sue proprietà dielettriche. GLI EFFETTI BENEFICI DELLA BOBINA PETERSEN SONO DUNQUE LIMITATI ALLE SOLE LINEE AERE-

E, OPPURE A LINEE CHE PRESENTANO TRATTI IN CAVO E TRATTI AEREI.

2.2 Bobina Petersen con reti in cavo

Come precedentemente esposto, la gestione del neutro tramite bobina Petersen nelle reti di me-

dia tensione costituite da linee in cavo non presentano gli stessi notevoli benefici che presentano

le linee aeree, dato che l’isolante non è più costituito da aria.

Tanto per cominciare le reti in cavo interrato sono protette dal colpo di fulmine diretto, per cui

l’entità delle sovratensioni di origine esterna che possono interessarle, trasmesse dalle linee ae-

ree del sistema che le alimenta, sono notevolmente ridotte nel loro valore di cresta.

Inoltre il grado di isolamento delle linee in cavo è piuttosto elevato e quindi un eventuale arco

elettrico, innescato da una sovratensione, che superasse la tenuta del cavo provoca la perforazio-

ne del dielettrico tra una fase e la terra, deteriorando l’isolamento in modo irreversibile.

Risulta dunque evidente che il grande pregio della bobina Petersen di estinguere tutti i guasti che

susseguono ad archi elettrici in aria tra fase e terra non può essere applicato a linee in cavo.

E’ necessario però specificare che questo beneficio garantito nelle linee aeree viene perduto so-

lamente in caso di guasti localizzati sulle linee in cavo del sistema MT, mentre viene conservato

per tutta la restante parte del sistema. Tutti gli altri vantaggi derivanti dalla gestione del neutro

tramite bobina Petersen visti per linee aeree continuano a sussistere anche per le linee in cavo.

In particolare, nel caso di reti in cavo, l’annullamento o la drastica riduzione della corrente di gua-

sto monofase a terra dovuta all’impiego della bobina Petersen risulta essere più sentita rispetto

al caso delle linee aeree per i seguenti motivi:

- La corrente di ritorno circolante nelle guaine si riduce, questo comporta un minore peri-colo di deformazione irreversibile (con conseguente creazione di cavità) dell’isolamento.

- Esiste maggiore probabilità incidenza, rispetto al caso delle linee aeree, di presenza di

guasti di fase derivanti dalla evoluzione di guasti monofasi, in conseguenza degli effetti termici della corrente di guasto monofase sull’isolamento verso le altre fasi e tra queste ultime e la terra.

9 Situazione attuale

È anche doveroso ricordare che, sia in Europa che nel resto del mondo, la messa a terra del neu-tro con bobina Petersen non è stata limitata alle reti con prevalenza di linee aeree, ma vi furono importanti applicazioni anche a reti reti in cavo. Sebbene i benefici che se ne ricavano siano cer-tamente meno rilevanti, l’esercizio con bobina Petersen mantiene anche in questi casi innegabili vantaggi rispetto alle altre tecniche di esercizio del neutro. In Europa, un esempio importante di applicazione alle reti in cavo interrato è quello della rete di-media tensione di Berlino, che raggiunse ben presto un’estensione ragguardevole, con correnti-capacitive dell’ordine di 1000 A.

2.3 Stato del neutro nelle reti AT

In AT il neutro risulta essere efficacemente a terra; questo significa che in una rete in alta tensione tutti i trasformatori presenti si possono teoricamente gestire con neutro a terra. Tuttavia la prin-cipale conseguenza della messa a terra di tutti i centro stella comporterebbe una drastica riduzio-ne dell’impedenza complessiva che limita la corrente di guasto in caso monofase a terra. L’effetto di una bassa impedenza limitatrice porta ad avere elevate correnti di guasto. D’altro canto sarebbe ancora meno consigliato gestire il sistema di alta tensione mediante neutro isolato, poiché a fronte di un notevole abbassamento della corrente di guasto, si avrebbero come inconveniente un elevato valore delle sovratensioni sulle fasi sane. Quindi bisogna trovare un giusto compromesso tra correnti di guasto e sovratensioni, perché :

• Se vengono connessi a terra tutti i centri-stella dei trasformatori si verificano basse sovra-tensioni ma elevate correnti di guasto.

• Se tutti i centri stella dei trasformatori vengono gestiti a neutro isolato si verificano basse correnti di guasto ma elevate sovratensioni.

Per questi motivi i gestori del sistema elettrico devono fare uno studio e stabilire una percentuale di centri-stella da connettere a terra. Perciò stato del neutro efficacemente a terra significa met-tere a terra un certo numero di centri-stella dei trasformatori nel sistema di alta tensione. Si definisce fattore di guasto a terra K di un punto generico della rete , il rapporto tra il più elevato valore efficace delle tensioni assunte verso terra e il valore efficace E della tensione di fase che si

ha nel punto considerato. Matematicamente |1|

1(*3 )2

a

aak

+++

= con dX

Xa 0= cioè il rapporto

tra la reattanza alla sequenza zero e la reattanza alla sequenza diretta. Nella figura sottostate si può evidenziare il suo andamento:

10 Capitolo 2

Figura 2: Fattore di guasto

Una rete ha neutro efficacemente a terra se le sovratensioni a frequenza di rete non superano

l’80 % della tensione concatenata, cioè k ≤ 3*8.0 = 1,4. Quindi anche dal grafico si vede che

per valori di a ≤ 5 la rete è efficacemente a terra. Nel punto caratterizzato da a= -2 si riscontra un

pericoloso picco di risonanza.

2.4 Stato del neutro nelle reti BT

In BT il neutro viene sempre gestito a terra per motivi di sicurezza; così i dispositivi di protezione scattano rapidamente in caso di guasto. Gli aspetti da considerare nella scelta dello stato del neu-tro nelle reti di BT sono i seguenti:

• Sicurezza delle persone

• Continuità del servizio

• Protezione contro i guasti a terra

• Sovratensioni Uno dei motivi che hanno indotto a mettere a terra direttamente il neutro delle reti di BT è l’eliminazione, o quanto meno l’efficace limitazione del rischio di danni agli impianti, di folgora-zione delle persone e d’incendio in caso di contatto accidentale con i conduttori di una rete di MT o di AT. Può infatti avvenire che, in conseguenza della rottura o dell’allentamento di un condutto-re di una linea aerea a MT o ad AT in una campata d’attraversamento con linea a BT, si verifichi un contatto. Altra possibilità di contatto, sia pure più remota, si ha entro i trasformatori che ali-mentano la rete, in caso di cedimento dell’isolamento tra l’avvolgimento primario e quello secon-dario. Il generico sistema di distribuzione in BT posto a valle della cabina di trasformazione MT/BT è composto da tre conduttori di fase più un conduttore di neutro collegato al centro stella del tra-sformatore.


Schema simbolico di cabina di trasformazione MT/BT

Figura 3: Schema simbolico di cabina di trasformazione

In relazione allo stato del neutro ed alla situazione delle masse i sistemi elettrici sono individuati con due lettere. La prima lettera indica lo stato del neutro:

• T = neutro connesso a terra;

• I = neutro isolato da terra. La seconda lettera indica la situazione delle masse metalliche:

• T = masse collegate a terra;

• N = masse collegate al neutro. Si distinguono perciò tre tipi diversi di sistemi di distribuzione:

1. SISTEMA TT 2. SISTEMA TN 3. SISTEMA IT

Vediamo qui di seguito (senza entrare troppo nel dettaglio) ciascuno di questi sistemi, esponen-done le principali caratteristiche elettriche.

2.4.1 Sistema TT

Nel sistema TT il neutro è collegato direttamente a terra e le masse sono collegate ad un impianto

di terra locale, elettricamente indipendente da quello del neutro.

Figura 4: Sistema TT

12 Capitolo 2

2.4.2Sistema TN

Nel sistema TN il neutro è collegato direttamente a terra, mentre le masse sono collegate al con-

duttore di neutro. Si distinguono i seguenti due tipi di sistemi TN, a seconda che i conduttori di

neutro e di protezione siano separati o meno:

• TN-C: i conduttori di neutro e di protezione sono in comune;

• TN-S: i conduttori di neutro e di protezione sono separati;

Il conduttore che svolge la funzione sia di conduttore di neutro (N) che di conduttore di protezio-

ne equipotenziale (PE) assume la denominazione di conduttore PEN.

Il sistema di distribuzione TN è tipico degli impianti aventi una propria cabina di trasformazione.

Figura 5: A sinistra sistema TN-C A destra sistema TN-S

2.4.3 Sistema IT

Nel sistema elettrico IT il neutro del trasformatore è isolato da terra oppure collegato a terra at-

traverso un’impedenza di valore sufficientemente elevato, mentre tutte le masse sono collegate a

terra.

Tale sistema di distribuzione, che non prevede in genere l’interruzione dell’alimentazione dopo un

primo guasto, viene attuata quando esistano particolari esigenze di continuità di servizio. Nella

pratica, negli impianti aventi tensione nominale di 230/400 V, si raccomanda di scegliere una resi-

stenza avente valore dell’ordine di qualche centinaio di Ω.

Sistema di distribuzione IT

Figura 6: Sistema IT


Per concludere e riassumere, si ricorda che da molti anni si effettua di norma la messa a terra del

neutro degli impianti di distribuzione pubblica e, per la maggior parte, anche degli impianti indu-

striali di BT dotati di cabina propria: ciò al fine della sicurezza delle persone e delle apparecchiatu-

re, per consentire una efficace ed economica protezione selettiva e rendere semplice la localizza-

zione dei guasti.

2.5 Stato del neutro nelle reti MT

Nelle reti di MT (sistemi di distribuzione e sistemi industriali) ci sono varie soluzioni di esercizio del

neutro che vanno dal neutro isolato al neutro messo a terra tramite impedenza. Come abbiamo

già accennato l’impedenza può essere costituita da pura resistenza, resistenza in parallelo ad in-

duttanza, o addirittura da un conduttore di impedenza nulla (neutro francamente a terra).

2.5.1 Neutro isolato

Questo sistema di gestione è denominato anche “neutro messo a terra attraverso capacità”. Il

motivo di questa denominazione è dovuta al fatto che in caso di guasto fase-terra vengono messe

in gioco correnti di natura capacitiva, ovvero il ritorno della corrente di guasto Ig non può che es-

sere attraverso le capacità delle fasi sane di tutto il sistema elettrico.

Può essere vista come la tecnica “originaria” più logica e conveniente per reti di modesta esten-

sione (basse correnti di cortocircuito monofase, possibilità di funzionamento anche in regime di

guasto).

Nonostante il conseguente incremento della corrente di guasto monofase a terra, la scelta del

neutro isolato mantenne sostanzialmente immutata la sua validità, sotto l’aspetto della continuità

del servizio, grazie alla introduzione della protezione varmetrica di sequenza omopolare e della

tecnica di richiusura automatica.

I vantaggi della gestione di un sistema a neutro isolato sono i seguenti:

• In caso di guasto a terra circola una bassa corrente capacitiva.

• Viene garantita una certa semplicità di esercizio (si utilizzano relè a sensibilità varmetrica e interruttori a richiusura automatica).

• Non vengono richieste opere di installazione e manutenzione.

• Non si deve far fronte a costi di installazione.

Gli svantaggi invece sono i seguenti:

• Elevata sollecitazione dell’isolamento.

• Verificarsi del fenomeno dell’arco a terra intermittente.

• Possibilità di restare in servizio con fase a terra per guasto fortemente resistivo (pericolo per le persone).

2.5.2 Neutro messo a terra attraverso resistenza

Quasi universalmente la scelta di esercizio del neutro sulla rete MT nel settore industriale si è at-

testata sul neutro messo a terra attraverso resistenza.

14 Capitolo 2

Atterramento a bassa resistenza (poco superiore a 10 Ω)

(quando la pratica di intervento sul guasto monofase è di prevedere il distacco immediato del di-

stributore, o la sconnessione del tronco MT affetto da guasto dopo un piccolo ritardo di tempo

(400 ms).

Atterramento ad elevata resistenza (dell’ordine di 2000 Ω)

(quando la pratica è di continuare il servizio in presenza di guasto monofase a terra. Il guasto, pe-

raltro, attiva un allarme ed avvia la fase di localizzazione del tronco colpito, che viene escluso dal

servizio in un momento successivo, compatibile con le esigenze del processo -generalmente, in 8

÷ 24 ore).

Atterramento con bassa/media resistenza

( le protezioni sono coordinate in modo da intervenire immediatamente se il guasto è localizzato

sul carico; se invece il guasto è localizzato su di un tronco della rete a monte, in serie alla prima

resistenza ne viene collegata una seconda, in modo che la resistenza totale di atterramento assu-

ma un valore di circa 700 Ω e si possa continuare il servizio).

• La resistenza deve essere tale da limitare la corrente di guasto monofase a terra ad una frazione (5-10%) della corrente di cortocircuito trifase.

• L’autoestinzione dei guasti è presente solo in reti di limitate dimensioni.

• La presenza della resistenza impedisce il fenomeno degli archi a terra intermittenti e smorza le sovratensioni di origine interna.

Solo la linea affetta da guasto è interessata da una componente attiva della corrente omopolare

dovuta alla resistenza di messa a terra.

L’esercizio di una rete di distribuzione con il neutro a terra tramite resistenza, rappresenta un ra-

gionevole compromesso tra la condizione di messa a terra direttamente e la condizione di neutro

isolato. Un inconveniente che si attribuisce a questo tipo di esercizio è la riduzione del numero di

guasti a terra che possono autoestinguersi: ciò a causa della più elevata corrente di guasto mono-

fase che può caratterizzare questo tipo di reti rispetto a quella tipica delle reti funzionanti a neu-

tro isolato.


2.5.3 Neutro a terra tramite induttanza (BOBINA PETERSEN)

Nel 1916 fu proposta da un ingegnere danese di nome Petersen la soluzione di esercire le reti

MT con collegamento a terra attraverso una induttanza realizzata mediante una bobina di mate-

riale conduttore, denominata appunto bobina Petersen.

In paesi europei come la Germania e la Scandinavia si è ricorsi alla messa a terra del neutro trami-

te reattanza accordata allo scopo di:

• limitare la corrente di guasto monofase a terra ( favorendo la realizzazione degli impianti di terra delle cabine MT/BT);

• riduzione di numero, ampiezza e durata delle sovratensioni sostenute in caso di apertura di linee o di auto-estinzione di guasti;

• aumentare la probabilità di auto-estinzione dei guasti monofase (evitando quindi l’apertura dell’interruttore di linea);

• ridurre i rischi dell’arco intermittente;

2.5.3.1 Confronto tra atterramento con Bobina Petersen e altre tecniche di esercizio

Vantaggi conseguiti nella messa a terra del neutro tramite bobina Petersen:

• In caso di guasto monofase a terra, se la bobina è perfettamente accordata, non circola alcuna corrente di guasto.

• La probabilità di autoestinzione dei guasti a terra è elevata anche con un certo grado di disaccordo della bobina di Petersen rispetto alla rete.

• La bobina di Petersen, estinguendo gli archi a terra, previene di per sé i guasti intermit-tenti.

• Nell’esercizio normale la bobina Petersen, se inserita fra neutro e terra, non introduce perdite significative né spostamenti del neutro, ma consente l’identificazione precoce di particolari dissimmetrie del sistema (cortocircuiti fra spire di una stessa fase nei trasfor-matori, ecc.) e con sente il drenaggio a terra di cariche statiche accumulate sul sistema.

• Inibisce il riadescamento dei guasti e quindi riduce le interruzioni lunghe.

• Riduce il numero, l’ ampiezza e la durata delle sovratensioni sostenute.

16 Capitolo 2

• Riduce drasticamente le sollecitazioni di tensione ai capi del guasto e riduce la potenza a frequenza industriale dissipata nel guasto.

• Per quanto concerne il comportamento in presenza di guasto a terra permanente, la ri-duzione della corrente di guasto a piccole percentuali della corrente capacitiva di guasto a terra riduce drasticamente gli effetti termici ed elettrodinamici nel punto di guasto, evi-tando i danni (incendi, esplosioni) associati alle elevate correnti di guasto.

Svantaggi:

• Con questo tipo di messa a terra del neutro è possibile utilizzare solo relé che rilevino la tensione omopolare o la corrente che fluisce nella bobina. Non è possibile individuare se-lettivamente la linea guasta con facilità. Se la bobina Petersen fosse perfettamente accor-data, la corrente di guasto verrebbe completamente estinta e le protezioni non sarebbero in grado di rilevarla e quindi di intervenire.

• La gestione del neutro a terra tramite Bobina Petersen presenta notevoli vantaggi solo nelle linee elettriche aeree o comunque che presentano almeno un tratto aereo.

• L’installazione e la gestione di Bobine Petersen richiede costi di manodopera e manuten-zione, anche se tutto sommato modesti.

2.5.3.2 Gestione del neutro con Bobina Petersen: approfondimenti

Effettuare un confronto rigoroso elencando tutti i vantaggi, gli svantaggi e le differenze che carat-

terizzano la gestione di un sistema MT a neutro compensato rispetto alle altre tecniche di gestio-

ne renderebbe la trattazione dell’argomento piuttosto complessa ed “indigesta”; abbiamo quindi

preferito riportare in questi approfondimenti gli aspetti più utili e più interessanti riguardanti

l’impiego della Bobina Petersen nelle reti di media tensione.

Non tutti sanno che:Non tutti sanno che:Non tutti sanno che:Non tutti sanno che:

Nella fase di sviluppo di un guasto a terra, la presenza della bobina Petersen consente la rivelazio-

ne precoce di guasti nei trasformatori, riduce drasticamente le sollecitazioni di tensione ai capi del

guasto e riduce la potenza a frequenza industriale dissipata dal guasto. Infatti, essendo la resi-

stenza di guasto in serie col circuito risonante formato dalla bobina e dalla capacità del sistema, la

massima parte della caduta di tensione si localizza ai capi del circuito risonante (ai morsetti della

bobina). Anche nel caso di guasti ad elevata resistenza (resistenza di guasto pari ad 1/10 della re-

sistenza in parallelo al circuito risonante), è piuttosto semplice dimostrare che la tensione si loca-

lizza quasi interamente (circa 10/11) ai capi della bobina, rendendo questa situazione molto so-

migliante a quanto avviene in un guasto franco a terra.

Diciamo quindi che la rivelazione della presenza di un guasto ad elevata impedenza risulta, nei

sistemi atterrati con bobina Petersen, molto più agevole che nei sistemi con diverso tipo di at-

terramento del neutro.

Se consideriamo le sollecitazioni elettriche presenti a regime sul sistema in presenza di guasto a terra, è stato riscontrato che, procedendo dai sistemi con neutro direttamente atterrato verso quelli a neutro isolato, le sollecitazioni di corrente diminuiscono, mentre quelle di tensione au-mentano. I sistemi con neutro atterrato con bobina Petersen si collocano in posizione intermedia fra quelli a neutro francamente a terra e quelli a neutro isolato.


Nei sistemi con bobina Petersen, come in tutti i sistemi con neutro messo a terra, risulta eliminato l’arco intermittente a terra e vengono eliminati gli effetti del “guasto inverso”. Le sovratensioni conseguenti ad interruzione di linea in presenza di guasto a terra sono minime nel caso di sistemi a neutro atterrato in modo diretto (1,5 E), mentre aumentano passando dai sistemi con neutro atterrato tramite resistenza (2,5 E) a quelli atterrati con bobina Petersen (2,8 E), per raggiungere il massimo nei sistemi a neutro isolato (3,9 E). Se però, nei sistemi atterrati tramite resistenza, il va-lore di quest’ultima è prossimo a quello della capacità verso terra del sistema, le sovratensioni conseguenti all’interruzione della linea guasta possono risultare superiori a quelle dei sistemi at-terrati attraverso reattanza. In linea di principio, le influenze elettrostatiche in presenza di guasto sono maggiori nei sistemi a neutro isolato ed atterrato con bobina Petersen rispetto agli altri, ma tali influenze assumono oggi minor rilievo che in passato, grazie all’uso generalizzato di cavi schermati nei circuiti dicomunica-zione. Se consideriamo ora la situazione di pericolo per gli esseri viventi in presenza di guasto a terra, la

riduzione della corrente di guasto a frequenza industriale grazie alla presenza della bobina Pe-

tersen determina anche la riduzione del pericolo derivante dalla tensione di passo (o di contat-

to) in vicinanza del punto di guasto. Inoltre, l’eventuale accidentale collegamento a massa di un conduttore di fase non determina l’instaurarsi di un arco elettrico, con conseguente eliminazione di pericoli per gli operatori (esplosione di quadri, ecc.). La letteratura internazionale riporta una serie di casi in cui, perfino il contatto diretto di opera-

tori con parti in tensione in reti esercite con bobina Petersen (a tensione da 10 kV ad 80 kV)non

ha determinato conseguenze fatali.

QUALITA’ DELLA POTENZA ( POWER QUALITY ) E STATO DEL NEUTRO

I principali fenomeni che si devono considerare quando si valuta la power quality (qualità della potenza fornita all’utente) sono:

- Interruzioni lunghe e/o brevi - Brusche riduzioni della tensione (buchi di tensione/voltage dips oppure voltage sags) - Presenza di sovratensioni interne ed esterne - Disturbi transitori delle tensioni - Fluttuazioni di tensione (step changes, flicker).

Stabilire un netto e preciso legame tra lo stato del neutro di un sistema e la qualità della potenza fornita è tutt’oggi cosa assai complicata, sia perché non è ancora stato eseguito uno studio siste-matico precisandone gli effetti su ciascuno dei suddetti fenomeni, sia perché risultano difficili da prevedere i tempi e le difficoltà che le prove sperimentali potrebbero richiedere al fine di svilup-pare una analisi completa dell’argomento. Tuttavia alcune considerazioni si possono fare: Nelle reti di distribuzione pubblica nelle quali si è provveduto ad effettuare il passaggio all’atterramento con bobina Petersen si è constatata sperimentalmente una evidente riduzione del numero di guasti permanenti a terra e del numero di guasti di fase “evolutivi”; perciò questo comporta come conseguenza una evidente riduzione del numero di interruzioni lunghe e brevi conseguenti al guasto. Stesse conclusioni si possono trarre per quanto riguarda i buchi di tensione, in particolare con ri-ferimento ai buchi di ampiezza elevata e per quelli di lunga durata conseguenti a guasti sulla MT.

18 Capitolo 2

Considerando invece le sovratensioni a frequenza industriale conseguenti a guasti monofasi a ter-ra, è stato riscontrato che nei sistemi con bobina Petersen l’ampiezza delle sovratensioni perma-nenti risulta superiore a quella dei sistemi atterrati tramite resistenza, ma la durata complessiva risulta certamente inferiore. I sistemi con bobina Petersen, insieme ai siststemi a neutro comunque messo a terra (con la sola eccezione dei sistemi atterrati con bassa reattanza), presentano rispetto ai sistemi con neutro iso-lato, il vantaggio di essere esenti dal fenomeno dell’arco intermittente e dalla conseguente sovra-tensione. Per quanto riguarda le sovratensioni transitorie di origine interna conseguenti a mano-vre (interruzione di correnti magnetizzanti, disenergizzazione di linee in assenza o in presenza di guasti, ecc.), le indagini teoriche e sperimentali mostrano che esse sono praticamente indipedenti dallo stato del neutro e sono invece fortemente dipendenti da possibili riadescamenti d’arco negli interruttori. L’entità di queste sovratensioni dipende quindi principalmente dal comportamento dell’interruttore, mentre l’influenza del metodo di atterramento si esprime non tanto in una ridu-zione dell’ampiezza del transitorio, quanto in una diminuzione della frequenza della corrente di guasto nei sistemi con bobina Petersen. Per quanto riguarda i “voltage swells” ed i “voltage sags”, essi consistono nella sopraelevazione

del valore efficace della tensione delle fasi sane in presenza di un guasto monofase a terra (quando non sono originate da brusco distacco di grossi carichi). Pertanto, la loro intensità si mo-difica di poco nel passaggio da esercizio a neutro isolato ad esercizio con bobina Petersen, mentre si riduce in modo più evidente risulta negli altri tipi di esercizio con neutro messo a terra. I “disturbi transitori” delle tensioni sono originati da transitori conseguenti a manovre, brusche variazioni di carico, inserzione e disinserzione di banchi di condensatori (talvolta accompagnati da condizioni di risonanza) ecc., e non sembrano essere particolarmente influenzati dallo stato del neutro del sistema. Conclusioni analoghe si possono trarre per quanto riguarda i transitori extra-

rapidi, collegati a sovratensioni di origine esterna, archi elettrici, perforazione di isolamenti, ecc.. La dissimmetria del sistema delle tensioni fornite all’utenza, per la parte che ricade nella respon-sabilità dell’Ente distributore, è legata alla dissimmetria costruttiva residua del sistema elettrico e non ha rapporti con lo stato del neutro. Per quanto riguarda le armoniche, si è già sottolineato che l’atterramento con bobina Petersen presenta il comportamento migliore, anche rispetto ai sistemi a neutro isolato, nell’impedire la circolazione delle correnti armoniche a carattere omopolare.

SICUREZZA E STATO DEL NEUTRO NELLE RETI INDUSTRIALI

Vediamo ora di riassumere brevemente quali vantaggi (in termini di sicurezza) offre la gestione del neutro atterrato tramite bobina Petersen rispetto ad altri tipi di gestione. In ambito industria-le, dove i problemi di sicurezza delle persone sono di fondamentale importanza, l’atterramento con bobina Petersen presenta notevoli vantaggi, e cioè:

- Riduzione dei gradienti di potenziale vicino al guasto. - Assenza di archi a frequenza industriale in caso di messa a terra accidentale di una fase. - Possibilità che perfino il contatto diretto in MT non abbia conseguenze fatali per

l’operatore. - Facilità di corrispondere alle prescrizioni normative in tema di sicurezza nei riguardi del ri-

schio elettrico per guasti sulla MT. - Riduzione delle situazioni di pericolo originate da archi a frequenza industriale in ambienti

a rischio specifico (ambienti con rischio di esplosione). - Riduzione delle situazioni di pericolo originate da archi elettrici a frequenza industriale

all’interno di quadri elettrici, ecc..


CONCLUSIONI RIASSUNTIVE

Sotto moltissimi aspetti, l’esercizio con neutro messo a terra tramite bobina Petersen si è dimo-strato il più adatto per la classe delle medie tensioni. Anche nel caso di reti MT industriali con li-nee in cavo, dove la percentuale di guasti caratterizzati dalla presenza di archi elettrici con possi-bilità di autoestinzione è minore, l’esercizio con bobina Petersen resta preferibile, soprattutto per i vantaggi derivanti dalla riduzione della pericolosità del guasto monofase a terra. L’esercizio del sistema con bobina Petersen determina, anche nelle reti interne a stabilimenti in-dustriali, un miglioramento degli indici di qualità della potenza elettrica. Più specificatamente riduzione (per numero e durata) dei buchi di tensione, interruzioni di lunga e breve durata, miglio-re comportamento armonico, e di altri specifici disturbi. Anche con riferimento agli aspetti di sicurezza del sistema di distribuzione, nelle aree a rischio specifico in cui sono presenti installazioni elettriche, l’esercizio con bobina Petersen si mostra pre-feribile, grazie alla sua azione di annullamento dell’arco a frequenza industriale verso terra. Tale azione si riflette anche in una riduzione del pericolo per le persone in caso di guasto a terra sulle linee di media tensione.

Capitolo 3

Ripasso teoria alle sequenze

Un sistema trifase di distribuzione di potenza si definisce simmetrico se i generatori di tensione

che alimentano tale sistema generano terne di forze elettromotrici rappresentabili mediante tre

vettori rotanti di pari ampiezza e sfasati di °±120 . Lo stesso sistema si definisce equilibrato se i

carichi presentano la stessa impedenza per ognuna delle tre fasi. Considerata una qualunque se-

zione trasversale di una rete trifase simmetrica ed equilibrata, nelle normali condizioni di esercizio

presenta su tale sezione una terna simmetrica di tensioni stellate, una conseguente terna simme-

trica di tensioni concatenate, ed una terna simmetrica di correnti di linea.

ESEMPIO DI SISTEMA TRIFASE SIMMETRICO ED EQUILIBRATO:

Se in una rete trifase simmetrica ed equilibrata si verificano cortocircuiti o interruzioni, questi so-

no a tutti gli effetti elementi disimmetrizzanti, ovvero considerata una generica sezione trasver-

sale, tensioni stellate e concatenate e correnti di linea non costituiscono più terne simmetriche.

22 Capitolo 3

ESEMPIO DI SISTEMA TRIFASE DISIMMETRICO:

La conoscenza delle correnti e delle tensioni conseguenti ai guasti permette di risolvere numerosi

problemi come ad esempio, quelli riguardanti la corretta scelta degli interruttori destinati

all’interruzione delle correnti di cortocircuito, quelli relativi alle apparecchiature di misura e pro-

tezione destinati ad avvertire il guasto e quindi ad intervenire in maniera appropriata, quelli rela-

tivi alle sollecitazioni termiche ed elettrodinamiche dei vari elementi d’impianto, e quelli riguar-

danti la stabilità delle macchine sincrone. Per tutti questi motivi è necessario calcolare correnti e

tensioni che si instaurano in un sistema trifase divenuto dissimmetrico a causa di un guasto.

3.1 Analisi dei guasti mediante applicazione della teoria alle sequenze

La terna dissimmetrica di tensioni e correnti che si viene ad instaurare nella sezione di guasto di

un sistema trifase dissimmetrico può essere ottenuta come somma vettoriale di tre terne simme-

triche; in particolare come somma di una terna simmetrica diretta rotante in verso orario, una

terna simmetrica inversa rotante in senso antiorario ed una terna omopolare.

I componenti elettrici di un sistema, ovvero linee aeree, linee in cavo, carichi, macchine sincrone e

asincrone modificano il loro comportamento a seconda della natura della terna simmetrica di ten-

sioni con la quale vengono alimentati. Per applicare il metodo di analisi alle tre sequenze è indi-

spensabile conoscere il modello elettrico equivalente di questi componenti di fronte ad una terna

simmetrica diretta, ad una terna simmetrica inversa, e ad una terna omopolare.

3.2 Modello equivalente dei componenti elettrici alle tre sequenze

Ripasso teoria alle sequenze

odello equivalente dei componenti elettrici alle tre sequenze

Figura 7: Componenti elettrici alle sequenze

23 Ripasso teoria alle sequenze

odello equivalente dei componenti elettrici alle tre sequenze

24 Capitolo 3

Figura 8: Trasformatori alle sequenze

3.3 Bipolo alla sequenza diretta

Consideriamo un generico sistema elettrico, comunque complesso, costituito da tre conduttori di

fase e da un eventuale conduttore di neutro, nel caso non fosse presente si assuma come poten-

ziale nullo il potenziale del terreno. Considerata una generica sezione S, si vuole determinare il

modello elettrico equivalente che il sistema elettrico complesso presenta quando in tale sezione

si applica una terna simmetrica diretta di tensioni.

Figura 9: Sistema elettrico alle sequenze


Applicando il principio del generatore equivalente di tensione, il sistema elettrico complesso vi-

sto da una terna simmetrica diretta di tensioni è equivalente ad un generatore reale trifase le cui

forze elettromotrici sono pari alle tensioni a vuoto che si misurerebbe tra i morsetti 1, 2, 3 ed il

neutro. Le impedenze interne del generatore trifase equivalente corrispondono invece alle impe-

denze che si potrebbero misurare tra ciascuna fase ed il neutro una volta reso passivo il sistema

elettrico complesso. Pertanto il sistema elettrico complesso è equivalente al seguente bipolo alla

sequenza diretta:

Figura 10: Bipolo alla sequenza diretta

3.4 Bipolo alla sequenza inversa

Ragionando in modo del tutto analogo è possibile costruire il generatore equivalente di tensione

visto dai morsetti 1, 2, 3 ed il neutro quando in essi è applicata una terna simmetrica inversa di

tensioni: le forze elettromotrici sono pari alle tensioni a vuoto che si misurerebbe tra i morsetti 1,

2, 3 ed il neutro. Le impedenze interne del generatore trifase equivalente corrispondono invece

alle impedenze che si potrebbero misurare tra ciascuna fase ed il neutro una volta reso passivo il

sistema elettrico complesso. Pertanto il sistema elettrico complesso è equivalente al seguente bi-

polo alla sequenza inversa:

Figura 11: Bipolo alla sequenza inversa

26 Capitolo 3

3.5 Bipolo equivalente alla sequenza zero:

Il sistema elettrico complesso può essere sostituito con il bipolo equivalente alla sequenza zero

quando ai morsetti 1, 2, 3 sia applicata una terna di tensioni omopolare. Il generatore reale di

tensione alla sequenza zero presenterà forze elettromotrici che corrisponderanno alle tensioni a

vuoto presenti tra le porte 1-0, 2-0, 3-0 del sistema elettrico complesso, mentre le impedenze e-

quivalenti corrisponderanno alle impedenze viste da una terna omopolare di tensioni applicata ai

morsetti d’ingresso 1, 2, 3 una volta reso passivo il sistema.

Figura 12: Bipolo alla sequenza zero

3.6 Collegamento delle tre sequenze nel caso di guasto fase terra

Se in una generica sezione S di una rete trifase simmetrica si verifica un cortocircuito oppure una

interruzione, nel regime permanente che ne consegue le tensioni 321 ,, EEE &&& tra i morsetti 1, 2,

3,0 costituiscono una terna non simmetrica, la quale può tuttavia essere considerata la sovrappo-

sizione di una terna alla sequenza diretta ddd EEE &&& αα ,, 2 , di una terna alla sequenza inversa

III EEE &&& 2,, αα e di una terna omopolare 000 ,, EEE &&& . Anche le correnti 321 ,, III &&& uscenti dai

morsetti 1, 2, 3 formano una terna non simmetrica, risultante dalla sovrapposizione di una terna

simmetrica diretta di correnti, una terna simmetrica inversa ed una terna omopolare.

I tre bipoli alle sequenze precedentemente costruiti sono strettamente vincolati ad equazioni che

dipendono dal tipo di guasto che si verifica. Al variare del tipo di cortocircuito o di interruzione si

modifica il tipo di collegamento dei tre bipoli equivalenti alle diverse sequenze.

Non è tuttavia interesse nostro eseguire un'analisi dettagliata su tutti i vari tipi di guasto che pos-

sono insorgere in una rete trifase di distribuzione, ma ci limitiamo al solo caso di guasto monofase

a terra. Essendo il nostro obiettivo primario lo studio del comportamento di un sistema trifase al

variare delle diverse modalità di gestione del neutro, dedicheremo la nostra attenzione solamente

all’analisi del guasto fase terra; questa scelta è motivata da due fondamentali ragioni:

1. Il guasto fase terra è il tipo di guasto più usuale, ossia si verifica con maggiore probabilità.

2. Il guasto fase terra interessa il bipolo equivalente alla sequenza zero, la cui Zo varia a se-

conda di come viene gestito lo stato del neutro.


Si dimostra che al guasto fase terra corrisponde il collegamento in serie delle tre sequenze,

quindi a seguito del verificarsi di quest’ultimo i tre bipoli alle sequenze precedentemente costruiti

assumono la seguente configurazione:

3.7 Risoluzione del problema:

Si tratta ora di risolvere un semplice circuito elettrico in regime sinusoidale nel dominio dei fasori,

nel quale i termini noti sono le impedenze alle sequenze Zd, Zi, Zo e la forza elettromotrice Ev;

mentre le incognite sono le correnti Id, Ii, Io. La soluzione del circuito elettrico è la seguente:

oZiZdZ

vEoIiIdI

&&&

&&&&

++=== dIdZvEdE &&&& ⋅−= iIiZiE &&& ⋅−= oIoZoE &&& ⋅−=

Risolto il circuito alle tre sequenze si tratta ora di ricavare le tensioni 321 ,, EEE &&& e le correnti

321 ,, III &&& effettivamente presenti sulla sezione di guasto in presenza di un cortocircuito monofase

a terra. Per fare ciò ci possiamo servire delle grandezze appena determinate, e quindi applicando

le seguenti formule di trasformazione otteniamo:

001 =++= EEEE id&&&&

001

3

ZZZ

EIIII

Id

vId &&&

&&&&&

++⋅

=++=

Id EEEE &&&& ⋅+⋅+= αα 202 032 == II &&

Id EEEE &&&& ⋅+⋅+= 203 αα 3

2

)2

3

2

1(

π

αj

ej =+−=& 3

22 )

2

3

2

1(

π

αj

ej−

=−−=&

Capitolo 4

Guasto fase terra nei differenti sistemi di gestione del neutro

Ci apprestiamo ora ad analizzare come varia l’intensità della corrente di guasto verso terra al va-

riare dei diversi sistemi di gestione del neutro: prima di addentrarci nei vari casi diamo delle sem-

plici ma fondamentali definizioni:

Ig = Intensità della corrente di guasto nel caso di corto fase terra.

Rg = Resistenza del corpo conduttore che causa il cortocircuito, ovvero resistenza del tratto che

collega la fase cortocircuitata a terra o al neutro.

Zn = Impedenza del tratto che collega il centro stella del trasformatore a terra

Co = Capacità di esercizio tra fase e terra

L = Induttanza della bobina Petersen ( quando è presente ).

Introdotte queste definizioni possiamo ora procedere allo studio della corrente di guasto nel caso

di corto fase terra per diversi sistemi di gestione del neutro; conviene prima costruire uno schema

di validità generale da seguire come riferimento.

SCHEMA GENERALE DI RIFERIMENTO:

30 Capitolo 4

4.1 Guasto fase terra con neutro isolato:

In questo caso la corrente di cortocircuito si richiude a terra solamente attraverso le capacità di

esercizio delle due fasi sane. La corrente di guasto fase terra è limitata solamente dalla reattanza

capacitiva verso terra, mentre l’impedenza Zn del tratto che collega il centro stella alla terra si può

ritenere infinita. L’intensità di tale corrente è pertanto indipendente dal punto in cui avviene il

guasto poiché la capacità Co è calcolata tenendo conto della lunghezza di tutte le linee elettrica-

mente connesse.

Procediamo ora allo studio della corrente di guasto costruendo i tre bipoli alla sequenza diretta,

alla sequenza inversa e alla sequenza zero; che in un guasto fase terra che si verifica in una rete a

neutro isolato assumono la seguente configurazione:

31 Guasto fase terra nei differenti sistemi di gestione del neutro

Se si considera una resistenza di guasto di valore nullo si ottiene un modello elettrico ulteriormen-

te semplificato, cosicché il valore della corrente di guasto Ig risulta essere data da:

Ig = 3jωCoE

Oltre che al calcolo della corrente di guasto Ig il metodo di analisi basato sull’applicazione della

teoria delle componenti simmetriche permette di determinare le sovratensioni a cui si portano le

fasi sane, perciò è possibile tracciare il diagramma vettoriale di tensioni e correnti presenti nella

sezione di guasto in seguito ad un guasto fase terra avvenuto in un sistema a neutro isolato.

Vo = 3∙E

La tensione Vo che si genera sulle capacità di esercizio risulta essere circa tre volte la tensione di

alimentazione della rete. Tale sovratensione è piuttosto pericolosa perché sollecita l’isolamento

dei componenti elettrici che ne sono interessati durante il tempo di permanenza del guasto.

32 Capitolo 4

4.2 Guasto fase terra con neutro accordato:

Nel caso di neutro accordato il centro stella del trasformatore è connesso a terra tramite pura in-

duttanza, realizzata tramite una bobina nota col nome di BOBINA PETERSEN.

In caso di corto fase terra la corrente di guasto si richiude sia attraverso le capacità di esercizio

delle fasi sane, sia attraverso la bobina Petersen. Se tale induttanza è perfettamente accordata la

corrente di guasto verso terra Ig si estingue, pertanto la bobina Petersen è pure denominata bo-

bina di auto estinzione.

Procediamo ora allo studio della corrente di guasto costruendo i tre bipoli alla sequenza diretta,

alla sequenza inversa e alla sequenza zero; che in un guasto fase terra che si verifica in una rete a

neutro isolato assumono la seguente configurazione:


Calcolo della corrente di cortocircuito nel caso di guasto fase terra:

cZnZ

cZnZRg3

E3Io3Ig

&&

&&

&

+⋅+

⋅=⋅=

L’impedenza di neutro corrisponde alla reattanza induttiva della bobina di Petersen:

LjnZ ω=&

Cj

3-1C

L3

Rg3

3

Lj3Cj

1

Lj3Cj

1

3Rg

E3gI

2

⋅

⋅+

⋅=

⋅+⋅

⋅⋅⋅+

⋅=

ωω

ωω

ωω

LC

E&

LC

E

LC

2

23-1

Lj3Rg3

3

3-1

CjC

L3

Rg3

E3gI

ωω

ω

ω +

⋅=⋅⋅⋅

+

⋅=&

)3-Rg(1Lj

)31(

31

Lj3)3-3Rg(1

E3gI

2

2

2

2 LC

LCE

LC

LC ωωω

ωωω +

−⋅=

−+

⋅=&

Nel caso in cui si opti per un sistema perfettamente accordato l’induttanza della bobina Petersen

deve avere valore pari a:

C231

Lω

=

Con questo valore dell’induttanza della bobina Petersen si ha la completa estinzione della corren-

te di cortocircuito nel caso di guasto monofase a terra, infatti:

[ ][ ]

01-1Rg

C3

j1-1E

3

13-1Rg

3

1j

3

13-1E

Io3Ig

22

2

22

=+

⋅

⋅=

⋅

+

⋅

=⋅=

ωωω

ωω

ωω

CCC

CC

34 Capitolo 4

La bobina Petersen perfettamente accordata estingue completamente la corrente di guasto in

presenza di un corto fase terra.

DIAGRAMMA VETTORIALE NELLA SEZIONE DI GUASTO

4.3 Guasto fase terra con neutro compensato:

La gestione del sistema a neutro compensato prevede il collegamento del centro stella a terra mediante pura resistenza; tale scelta da luogo ad una riduzione significativa della corrente di gua-sto verso terra, la quale mantiene comunque un valore tale da consentire alle protezioni di rile-varla ed intervenire.


CONSIDERAZIONI PRINCIPALI

1. Il valore della resistenza deve essere stabilito in modo tale che la corrente di guasto mo-nofase a terra assuma un valore prossimo al 5-10 % della corrente di cortocircuito trifase che si potrebbe verificare sulla medesima sezione di guasto.

2. Generalmente la messa a terra tramite resistenza non è sufficiente a estinguere il guasto monofase a terra. Questo può avvenire solo in reti di piccole dimensioni.

3. La messa a terra del centro stella del trasformatore tramite resistenza evita la formazione di archi elettrici tra conduttore e terra.

4. Possibilità di utilizzare relè a bassa sensibilità watt metrica.

Procediamo ora allo studio della corrente di guasto costruendo i tre bipoli alla sequenza diretta, alla sequenza inversa e alla sequenza zero che, in un guasto fase terra che si verifica in una rete a neutro messo a terra tramite resistenza, assumono la seguente configurazione:

L’impedenza alla sequenza zero assume in questo caso il seguente valore:

CRj

Cj

Cj

R

Cj

CRjCj

R

RCj

RCj

ZcZ

ZcZoZ

R

R

⋅+⋅⋅

⋅=

⋅⋅+

⋅=+

⋅

⋅⋅=

+⋅

=ω

ωω

ωω

ω

ω

ω31

331

3

31

31

&&

&&&

36 Capitolo 4

CRj

RoZ

ω31

3

+=&

La corrente di guasto verso terra si può quindi determinare nel seguente modo:

( )( )

( )[ ]CRjRgR

CRjE

CRj

CRjRgRE

RgCRj

RE

RgoZ

EoIiIdI

⋅++⋅+⋅=

⋅+⋅++

=+

⋅+

=+

===ω

ω

ωω

ω313

31

31

31333

31

33&

&&

&

&&&&

( )( )CRjRgR

CRjEoII

G ⋅++⋅+⋅==

ωω

31

313 &&&


4.4 Guasto fase terra: neutro parzialmente compensato La gestione del sistema a neutro parzialmente compensato prevede il collegamento del centro stella a terra mediante resistenza connessa in parallelo con una reattanza; tale scelta da luogo ad una riduzione significativa della corrente di guasto verso terra, garantendo comunque alle prote-zioni il rilevamento della stessa e quindi un sicuro intervento. Questa soluzione può essere quindi considerata la combinazione dei due sistemi precedentemente analizzati.

CONSIDERAZIONI PRINCIPALI

1. Il valore della corrente di guasto monofase a terra è limitata entro i valori massimi stabili-

ti. 2. E’ possibile utilizzare un sistema di protezione di tipo wattmetrico (come dimostreremo

nel capitolo successivo ).


3. Le sovratensioni di origine interna e quindi eventuali archi elettrici verso terra vengono fortemente limitati.

Procediamo ora allo studio della corrente di guasto costruendo i tre bipoli alla sequenza diretta, alla sequenza inversa e alla sequenza zero che, in un guasto fase terra che si verifica in una rete a neutro messo a terra tramite resistenza in parallelo ad un’induttanza, assumono la seguente con-figurazione:

38 Capitolo 4

L’impedenza alla sequenza omopolare assume quindi il seguente valore:

( ) LjLCR

LRj

LRj

RLjLCRLjR

CjZZcZ

oZ

LR

ωωω

ωωω

ωω +−

=++−

=++⋅

=++

22 31

3

3

3

1

3

1

3

11

1111

&&&

&

La corrente di guasto fase terra può dunque essere stimata mediante le seguenti espressioni:

( ) RgLjCLjR

LRjE

RgoZ

EoIiIdI

331

332

++⋅−

=+

===

ωωω

&

&

&&&&

( )[ ]( )

( )( )[ ]LjLCRRgLRj

LjLCRE

LjLCR

LjLCRRgLRj

EoI

ωωωωω

ωωωωω +−+

+−⋅=

+−+−+

=2

2

2

2 3133

31

31

3133&

&&

( )( )[ ] ( ) LRgjLCRRgLRj

LjLCRE

LjLCRRgLRj

LjLCREoII G ωωω

ωωωωω

ωω+−⋅+

+−⋅=+−+

+−⋅=⋅=2

2

2

2

1

)31(

31

313 &&&&

( )( ) ( )RgRLjLCRRg

LjLCREI

G ++−⋅+−⋅=ωω

ωω2

2

31

31&&


Capitolo 5

Adeguamento del sistema di protezione

La scelta del sistema di gestione del neutro comporta dover scegliere un sistema di protezione il più possibile idoneo al tipo di impianto che si intende proteggere da cortocircuito. In altre parole le caratteristiche delle protezioni devono essere diverse a seconda di come si decide di gestire il neutro in un impianto elettrico. Quindi il sistema di protezione deve adeguarsi al variare dello sta-to di gestione del neutro. La scelta del sistema di protezione (e delle sue caratteristiche) più ido-neo a proteggere un impianto che può essere gestito con neutro isolato, oppure con neutro con-nesso a terra tramite resistenza, tramite induttanza ecc.. viene denominata adeguamento del si-stema di protezione all’impianto da proteggere. Per proteggere un impianto da un guasto monofase a terra si utilizzano apposite protezioni note con il nome di relè di terra. In particolare i due tipi di protezioni che si devono usare in media ten-sione sono noti come:

• RELE’ DI MASSIMA CORRENTE OMOPOLARE 51N

• RELE’ DIREZIONALE DI TERRA 67N

Per garantire una efficace protezione contro il guasto fase terra le norme impongono l’utilizzo o del solo rele’ di massima protezione 51N, oppure l’utilizzo sia della protezione 51N sia della prote-zione direzionale 67N. Per stabilire ciò si devono valutare opportune considerazioni, che tratte-remo nei paragrafi successivi. Come premessa esaminiamo il principio di funzionamento delle due protezioni:

5.1 Rele’ di massima corrente omopolare 51n

Lo schema di principio di questo tipo di protezione è riportato qui di seguito:

40 Capitolo 5

La protezione 51N deve essere alimentata tramite un riduttore di corrente ( TA ) toroidale omo-

polare, il quale deve essere in grado di riprodurre al secondario anche la massima corrente di cor-tocircuito in caso di doppio guasto a terra su linee diverse. In regime di normale funzionamento la somma vettoriale delle correnti nelle tre fasi è nulla; di conseguenza risulta nullo pure il flusso magnetico da esse prodotto. In regime di guasto a terra la somma vettoriale delle tre correnti di fase è diversa da zero. Ciò comporta che il flusso magnetico risultante da esse prodotto si conca-tena con l’avvolgimento secondario del riduttore toroidale, dando luogo ad una corrente non nul-la. La corrente omopolare così generata viene percepita dalla protezione 51N, la quale eccita una bobina (nella figura indicata con BA ) la quale determina l’intervento delle protezioni e quindi l’interruzione del circuito. Le caratteristiche del TA toroidale omopolare indicate dall’ ENEL sono le seguenti

• RAPPORTO 100/1

• CLASSE 5P20

• CORRENTE NOMINALE PRIMARIA 100 (A)

• ERRORE < 5%

Generalmente la protezione 51N è tarata ad una corrente Io pari a 2 (A) con una soglia di sicurez-za prevista pari al 70 %.

5.2 Rele’ direzionale di terra 67n Lo schema di principio di questo tipo di protezione è riportato qui di seguito:

La struttura generale ed il principio di funzionamento risultano più complessi della protezione precedente. Per prima cosa notiamo che anche questa protezione è provvista di un riduttore di corrente toroidale (TA) omopolare del tutto analogo, sia per caratteristiche costruttive che per modo di funzionare, della 51N. Oltre che un TA toroidale atto alla rilevazione della corrente Io omopolare presente in caso di guasto a terra sono previsti anche due riduttori di corrente di fase, in grado di riprodurre al secondario una corrente proporzionale alla corrente presente nella ri-spettiva fase. L’ ENEL prevede per i suddetti TA di fase le seguenti caratteristiche:

• RAPPORTO 300/5

• CLASSE 10P30

• ERRORE < 10 %

41 Adeguamento del sistema di protezione

La protezione 67N oltre che a misurare la corrente residua omopolare in caso di guasto a terra deve misurare anche la tensione residua Vo. A tal fine si devono impiegare tre riduttori di ten-

sione con polo a terra e con secondario collegato a triangolo aperto; connessi rigidamente alle sbarre di MT. I tre secondari dei TV risultano connessi in serie, per cui ognuno di essi presenterà al secondario una tensione circa pari a 100/3 V. In regime di normale funzionamento la somma vet-toriale delle tre tensioni presenti sui secondari dei TV è nulla, la protezione rileva in tal caso una tensione omopolare Vo nulla. In caso di guasto fase terra la somma delle tensioni presenti nei tre secondari danno un risultato non nullo ed in caso di totale annullamento di una tensione rispetto

a terra la tensione risultante è pari a 100 V. Una volta rilevati il vettore corrente omopolare oI& , il

vettore tensione omopolare oV& ed il loro sfasamento δ la protezione è in grado di stimare la

potenza messa in gioco, la quale sarà pari a δcos⋅⋅= IoVoPo . Il segno di tale potenza (positiva o negativa) consente al relè 67N di stabilire la direzione della cor-rente di guasto, e quindi di stabilire se il guasto è avvenuto a monte o a valle di essa. Proprio per questa sua proprietà la protezione 67N viene denominata relè direzionale di terra. Dovendo esse-re le protezioni selettive, è logico che il relè direzionale 67N comanderà l’apertura del circuito solo in presenza di guasti a terra presenti a valle di essa. Il relè può essere così tarato in tensione, cor-

rente e angolo. L’angolo δ dipende dal tipo e dalle caratteristiche della rete, in particolare dal sistema di gestione del neutro. Recentemente vengono sempre più richiesti relè direzionali di ter-ra dotati di due tarature diverse sempre attive, questo perché lo stato del neutro delle rete MT può subire repentini mutamenti, ed il più delle volte senza alcun preavviso.

5.3 Scelta della gestione dei rele’ di protezione Una volta chiarite le caratteristiche ed il principio di funzionamento su cui sono basate le prote-zioni 51N e 67N ci si pone ora il problema di come abbinarle, e quindi stabilire in base a quali cri-teri si deve decidere se usare solo la protezione 51N oppure usare sia la protezione 51N sia la pro-tezione 67N. Attualmente vige da parte dell’ ENEL la seguente consuetudine:

In relazione alle caratteristiche dell’impianto del cliente, la protezione adottata contro i guasti a

terra può essere costituita o da un relè direzionale di terra abbinato ad un relè di massima cor-

rente omopolare (57N + 67N), oppure da un semplice relè di massima corrente omopolare

(51N). La protezione direzionale 67N è necessaria solo se la linea in cavo (o parzialmente in ca-

vo) della rete MT a valle del riduttore toroidale hanno una lunghezza complessiva superiore a:

• Lc > 350 m a 20 KV

• Lc > 460 m a 15 KV Tale criterio di scelta è giustificato dal fatto che le linee in cavo presentano capacità trasversali molto più elevate delle linee aeree a conduttori nudi. Come detto in precedenza la protezione 51N non è in grado di stabilire la direzione della corrente di guasto, quindi non può stabilire se il guasto avviene a monte o a valle di essa; al contrario della protezione 67N. Se in una linea MT in cavo protetta da solo relè omopolare 51N si verifica un guasto fase terra a monte di essa il tratto di linea in cavo che sta a valle della protezione, a causa delle sue capacità trasversali da origine ad una corrente di dispersione verso terra, la quale va ad aumentare l’intensità della corrente guasto a terra. Tale corrente, nota con il nome di contributo capacitivo alla corrente di guasto, se di di-screta entità rischia di essere rilevata dalla protezione 51N, la quale interviene aprendo il circuito. Questo è male, poiché una protezione non deve mai intervenire per un guasto situato a monte di essa, altrimenti viene a mancare il principio di selettività, il quale prevede in caso di guasto la messa fuori servizio della minore porzione di rete possibile, allo scopo di garantire il più possibile la continuità del servizio.

42 Capitolo 5

Pertanto se la corrente di contributo Ic è maggiore della corrente di taratura della protezione 51N

( TIcI && > ) si ha un intervento indesiderato della stessa. In tal caso si deve aggiungere la prote-

zione direzionale 67N, la quale provoca l’apertura del dispositivo generale solo se il guasto è in-terno all’impianto del cliente, evitando così interventi non voluti della protezione 51N. La lunghezza della linea in cavo oltre la quale è necessario l’ausilio del relè direzionale di terra si ricava facilmente dai seguenti calcoli: 1) Le linee in cavo forniscono un contributo capacitivo alla corrente di guasto pari a: Ic = 0,2 (A) x L (km) x V (kV)

Poiché la protezione 51N è tarata a 2 A, e considerando una soglia di sicurezza 70 % Ic < It 0,2 x V x L < 0,7 x 2 = 1,4 (A) da cui si ricava la lunghezza critica: per V = 20 kV si ha Lc = 350 m

per V = 15 kV si ha Lc = 460 m

5.4 Scelta dei relè di protezione nelle reti a neutro isolato Nelle reti a neutro isolato le correnti capacitive di guasto monofase franco a terra sono dell’ordine del centinaio di ampere ( 200 – 350 A). Se la protezione generale dell’utente è a massima corrente omopolare (51N) la sua soglia di taratura deve essere:

1. Maggiore del contributo che l’impianto a valle della protezione stessa fornisce alla corren-te di guasto monofase a terra in rete (altrimenti interviene per un guasto a monte)

2. Minore della corrente di guasto monofase a terra della rete di distribuzione, decurtata dal suddetto contributo (altrimenti non interviene per un guasto a valle dell’utente).

Quindi nelle reti a neutro isolato la corrente di guasto dovuta alla rete è molto più grande del contributo dell’impianto a valle della protezione dell’utente (250 A circa contro 5A), rendendo sufficiente la protezione 51N per distinguere un guasto a valle o a monte dell’utente.


5.5 Scelta dei relè di protezione nelle reti a neutro compensato Nelle reti a neutro compensato la corrente capacitiva di guasto monofase a terra viene quasi completamente annullata dalla corrente induttiva della bobina Petersen (regolata in modo che la sua corrente sia circa il 95 % della corrente capacitiva) e nel circuito di guasto circola una corrente prevalentemente resistiva di circa 35 A, imposta dalla resistenza in parallelo alla bobina Petersen. La differenza di corrente si riduce quindi a circa 40 A; se poi il guasto non è franco la differenza si riduce ulteriormente. Il ricorso alla sola protezione 51N non è più consigliabile per il rischio di in-terventi non voluti. Nelle reti a neutro compensato è quindi ragionevole optare per la scelta che prevede la combinazione delle protezioni ( 51N + 67N ).

La sola protezione 51N può continuare ad essere utilizzata quando si considera bassa la probabili-tà di guasto sul lato MT e con basso contributo di corrente di guasto a terra della linea utente (cir-ca 1,4 A da cui i 350 m li linea). Essa va tarata a 3 A nelle reti a 15 kV e a 4 A nelle reti a 20 kV. Le protezioni 67N sono più sensibili rispetto alle protezioni 51N; inoltre esse agiscono sulla prede-terminazione dell’angolo della componente omopolare della corrente di guasto. Come vedremo nei paragrafi successivi è possibile definire dei settori di intervento delle protezioni direzionali, al fine di discriminare la posizione nella rete del punto di guasto. Le soglie della protezione direzio-nale vengono tarate come quelle possedute da ENEL, solo con tempi di intervento inferiori.

5.6 Scelta dei relè di protezione: approfondimenti Perché la protezione di massima corrente omopolare (51N) deve essere ancora presente se c’è la

protezione direzionale di terra (67N) ???

Il doppio guasto monofase a terra sulla rete MT (due guasti su due fasi diverse, di cui uno nell’impianto dell’utente) comporta correnti elevate che circolano sulle sole fasi, escludendo il centro stella del trasformatore e la sua eventuale bobina Petersen. Le stesse correnti omopolari che circolano nella rete utente sono indipendenti dallo stato del neutro. In questo caso non si ha più una relazione predeterminata di fase tra la tensione omopolare e la corrente, in quanto essa dipende dalla resistenza di guasto e dal senso ciclico delle due fasi inte-ressate dai guasti a terra. Essendo i guasti eventi aleatori, ovvero non è possibile stabilire a priori dove si verificheranno e quali saranno le fasi colpite, la sola protezione 67N non è più sufficiente

ad eliminare il doppio guasto a terra. Si rende necessaria quindi anche la protezione 51N che è indipendente dall’angolo della corrente, ma dipende dal solo valore in modulo della corrente. Essa deve avere una corrente di soglia eleva-ta (circa 150 A) per essere indipendente dal primo guasto a terra. Per chi possiede la sola prote-zione 51N non cambia nulla, in quanto essa continuerà ad intervenire anche per il secondo guasto a terra. Esso ha sempre bisogno di un TA omopolare con rapporto 100/1 e classe di precisione 5P20 o equivalente, per garantire il funzionamento anche ad elevate correnti, senza andare in sa-turazione.

5.7 Settori di intervento della protezione 67N La scelta di come gestire lo stato del neutro di una rete MT comporta dover scegliere il sistema di protezione più idoneo alla protezione della stessa. Al fine di individuare il sistema di protezione più appropriato si devono prendere in considerazione i seguenti aspetti:

• Modalità di messa a terra del neutro ( bobina fissa, bobina mobile, neutro isolato ecc..)

• Analisi delle caratteristiche di intervento della protezione ( settori di intervento )

• Errori e sensibilità delle protezioni stesse.

• Costi Per quanto riguarda i settori di intervento, diremo che la protezione direzionale 67N deve presen-tare delle caratteristiche adeguate a seconda di come viene gestito il neutro; in altre parole al va-

riare dello stato del neutro cambia il settore di intervento della protezione 67N. Vediamo ora in dettaglio quali devono essere le caratteristiche di intervento opportune del relè direzionale di ter-ra a seconda di come viene gestito il neutro.

44 Capitolo 5

5.7.1 Settore di intervento della 67n nelle reti a neutro isolato

Consideriamo una rete gestita a neutro isolato soggetta ad un guasto fase terra:

Se si considera il diagramma vettoriale che rappresenta le tensioni e le correnti presenti nel si-stema in caso di guasto ci si accorge che la corrente di guasto Ig è costituita da due componenti: la componente preponderante è costituita dalla corrente capacitiva Io, mentre la componente resi-stiva Ir (dovuta alla resistenza di guasto) è molto piccola rispetto alla Io. Tuttavia è proprio questa componente resistiva di corrente che fa si che la tensione omopolare Vo non sia in perfetta qua-dratura con la corrente di guasto Ig ma risulti sfasata di un angolo superiore a 90°. Se definiamo angolo δ l’angolo compreso tra la corrente di guasto Ig e la corrente capacitiva o-mopolare Io si nota che il valore di tale angolo dipende dal valore assunto dalla componente resi-stiva Ir. L’ampiezza dell’angolo δ è compreso tra 20° e circa 30°; al variare di tale angolo il vettore rappresentativo della corrente di guasto Ig spazia tracciando un settore circolare. In altre parole non è possibile stabilire a priori l’esatta posizione del vettore Ig, ma è possibile tracciare, grazie alla conoscenza dell’angolo δ, un settore circolare entro il quale sicuramente tale vettore Ig si de-ve trovare. Questo consente alla protezione direzionale 67N di intervenire. Il grafico sotto ripor-

tato mette in evidenza il settore di intervento che deve avere una protezione atta a proteggere

un sistema a neutro isolato.


5.7.2 Settore di intervento della 67n nelle reti a neutro compensato

Consideriamo adesso una rete MT gestita a neutro compensato soggetta a guasto fase terra:

A seconda del grado di accordo della bobina Petersen la corrente induttiva LI& da essa messa in

gioco può essere minore, maggiore o uguale alla componente capacitiva Io messa in gioco dalle capacità trasversali della linea. Pertanto la corrente di guasto Ig può trovarsi in diverse posizioni, così come riportato nei seguenti diagrammi vettoriali:

46 Capitolo 5

Da queste considerazioni si intuisce come al variare dell’angolo δ (e quindi al variare della compo-nente resistiva e del grado di accordo della bobina) sia possibile individuare una superficie all’interno della quale la corrente di guasto Ig si troverà sicuramente. Tale superficie, riportata nel diagramma qui sotto, dovrà coincidere dunque con il settore di intervento della protezione dire-zionale di terra 67N.

L’ angolo δ si può facilmente determinare applicando l’equazione riportata di seguito, nella quale

compaiono le ampiezze dei vettori rappresentativi le correnti LI& e cI& .

( ) ( ) ( )CII

I

CIgI

Itg

gTOTL

R

L

R

−⋅⋅−−=

−−=

111 ρδ

IR = corrente resistiva di guasto dovuta alla resistenza di messa a terra del neutro


IL = corrente induttiva di guasto dovuta alla bobina di messa a terra del neutro IgTOT = corrente di guasto totale della semisbarra ρ= riduzione di capacità di rete rispetto al valore totale in caso di perdita di parte della rete c = contributo della linea guasta rispetto alla rete. Per quanto riguarda il grado di compensazione da adottare, la vigente normativa stabilisce che non si deve mai raggiungere un grado di sovracompensazione tale da far si che la corrente di gua-sto Ig circolante nella linea guasta si porti a 90° in anticipo rispetto alla tensione omopolare Vo. La componente resistiva Ir deve essere sufficientemente elevata, in modo tale da garantire l’intervento della protezione. Come precedentemente detto, il valore della resistenza da mettere in parallelo con la bobina di Petersen deve essere tale da garantire la circolazione di una corrente di guasto a terra circa pari al 5 – 10 % della corrente di cortocircuito trifase presente nella mede-sima sezione di guasto. Nel caso in cui il guasto fase terra non sia franco, ovvero presenti una resistenza di guasto non trascurabile, tutti gli sfasamenti tra le tensioni e le correnti presenti nella sezione di guasto riman-gono immutati. 5.7.3 Protezione varmetrica e wattmetrica: necessità di adeguamento In Italia, fino all’anno 2000, tutte le reti di media tensione venivano gestite a neutro isolato; que-sto comportò che i relè di protezione direzionali previsti fossero di tipo varmetrico. Dall’anno 2000 in poi si è avviato un intenso programma di installazione di bobine Petersen, passando quin-di da reti MT gestite a neutro isolato a reti MT gestite a neutro compensato e questo ha compor-tato come logica conseguenza, la revisione di tutti i sistemi di protezione dal guasto monofase a terra che fino a quel momento erano installati. Le reti di media tensione sono attualmente gestite a neutro compensato, ma con possibilità di passaggio a neutro isolato. Il passaggio da un sistema all’altro può avvenire repentinamente senza preavviso e anche abba-stanza frequentemente. Questo ha comportato l’adozione di sistemi di protezione che siano in grado di adeguarsi automaticamente al cambiamento dello stato del neutro di un sistema, ovvero la stessa protezione direzionale può funzionare sia come protezione varmetrica che come prote-zione wattmetrica.

Pertanto la nuova normativa in vigore ha stabilito che sulla rete MT con neutro a terra tramite impedenza si devono impiegare nuove protezioni direzionali con due soglie di taratura distinte:

• La prima soglia ( 67.S1 ) rileva il guasto quando la rete è gestita con neutro connesso a terra tramite impedenza.

• La seconda soglia ( 67.S2 ) rileva il guasto quando la rete è gestita con neutro isolato (si-tuazione che si verifica per brevi periodi dell’anno,in occasione di guasti o manutenzioni).

I diagrammi vettoriali sotto riportati mostrano i settori di intervento delle due soglie, rispettiva-mente in una linea MT gestita prima a neutro compensato e successivamente passata a neutro isolato:

48 Capitolo 5

Per concludere è stato ritenuto opportuno incollare di seguito la foto che raffigura una protezione multifunzionale, atta a proteggere la linea da guasto a terra ma anche da correnti di cortocircuito di altra natura, nella quale si possono distinguere chiaramente i riduttori di fase (TA), il riduttore di corrente omopolare toroidale, ed infine i riduttori di tensione (TV).

Capitolo 6

Bobina Petersen

6.1 Principio di funzionamento della Bobina di Petersen

La bobina di Petersen, cosi chiamata dal nome dell’inventore, è una bobina d’induttanza collega-

ta tra centro stella del trasformatore che alimenta la rete e terra. Essa viene impiegata nelle reti di

MT ed anche in alcune di AT. Il funzionamento della bobina si basa sul principio della risonanza

parallelo in un circuito L-C. Si ricorda che il suo collegamento in un sistema elettrico non ha nes-

sun rilievo ai fini del trasporto di potenza in condizioni normali di esercizio, mentre determina il

comportamento del sistema in presenza di cause dissimmetrizzanti che coinvolgono la rete alla

sequenza omopolare e, in particolare, in presenza di guasto monofase a terra. Infatti quando si

innesca un guasto monofase a terra, la corrente di guasto di Icc ha due componenti:

• un termine transitorio unidirezionale Icc t

• un termine alternativo sinusoidale permanente Icc p.

Mentre il primo si smorza dopo un tempo convenzionalmente pari a 4-5 costanti di tempo del cir-

cuito, il secondo rappresenta la corrente di guasto a regime.

Icc = Icc p + Icc t

Poiché Icc p = IL + IC se la reattanza di atterramento del centro stella XL viene dimensionata in modo tale da entrare in risonanza con la reattanza capacitiva XC a frequenza industriale, si ha che

IL = - IC Quindi la corrente di guasto a terra permanente Icc p si autoestingue non appena si smorza la componente transitoria della corrente di guasto. Proprio per questo motivo la bobina di Petersen viene anche chiamata bobina d’ estinzione, bobi-na di risonanza, o bobina neutralizzatrice d’ arco.

50 Capitolo 6

6.3 Tipologie di Bobine

Possiamo indicare due tipologie di Bobine: quella fissa e quella mobile.

6.3.1 Fissa:

La “bobina fissa” è una reattanza a prese variabili il cui valore può essere variato manualmente. Questa variazione va fatta a vuoto e una volta fissato il valore dell’induttanza questo risulta co-stante per una data configurazione di rete. In questa situazione, la condizione di perfetta com-pensazione non è in generale raggiunta ed il grado di compensazione dipende dalle condizioni di esercizio della rete stessa. Per questo tipo di funzionamento è perciò necessario prevedere il campo di variazione della corrente di guasto in funzione delle condizioni di rete previste (riduzione massima della rete, contributo massimo delle singole linee al guasto, ecc.) e verificarne la compatibilità con il sistema di protezione. Entrando nel merito costruttivo (come si può vedere dalla figura sottostante), il reattore è una semplice bobina con prese di regolazione senza colonna magnetica interna, ma con una cornice magnetica esterna la quale serve per limitare il flusso in aria e facilitarne la richiusura.

Figura 13: Struttura bobina fissa

51 Bobina Petersen

6.3.2 Mobile:

La “bobina mobile” è una reattanza con all’interno un nucleo mobile, il quale può essere regolato per mezzo di un motore. Variando la posizione del nucleo varia il traferro in aria e quindi l’induttanza L. Le spire restano fisse e quello che varia è l’altezza del traferro. Questo ci permette di fare le regolazioni anche sotto carico. Nel caso di adozione di questa bobina, le condizioni di esercizio della rete sono normalmente tali da avere una perfetta compensazione (entro i limiti di regolazione del dispositivo analizzatore + bobina) per cui la corrente di guasto monofase risulta data dal solo contributo della resistenza po-sta in parallelo alla bobina stessa; è comunque sempre possibile avere condizioni transitorie di re-te non accordata poiché durante i guasti e le conseguenti perdite di linee si perde la condizione di accordo con la rete (che può essere di nuovo raggiunta con i tempi propri della regolazione, dell’ordine delle decine di secondi). Tali condizioni sono appunto limitate ai soli periodi transitori associati alla richiusura rapida (ed eventualmente lenta), oppure alle eventuali condizioni di rete per le quali si supera il campo di variazione della bobina.

Figura 14: Struttura bobina mobile

6.4 Scelta della bobina

Per scegliere il tipo di bobina da utilizzare si tenga presente che le bobine di Petersen, diminui-scono le interruzioni transitorie monofase, la corrente di guasto monofase a terra e la probabilità di riadescamento ed evoluzione dei guasti con probabile riduzione delle interruzioni lunghe. In generale si può affermare che:

• la bobina fissa è una scelta che privilegia la semplicità di impianto;

• la bobina mobile è una scelta che privilegia la flessibilità dell’esercizio;

52 Capitolo 6

Infatti la bobina fissa, o meglio a prese variabili, non può adattarsi automaticamente al variare delle condizioni di rete per cui, una volta scelto il valore dell’accordo per una determinata condi-zione, la corrente di guasto monofase “dipende” dalle condizioni di esercizio della rete stessa. Qualora una o più linee non vengano più alimentate dalla semisbarra a neutro compensato, si a-vrà un incremento della corrente di guasto proporzionale al grado di disaccordo raggiunto. Quindi si può dire che la scelta posso farla in base al valore della corrente di guasto e al numero di inter-ruzioni transitorie, infatti :

• Per correnti di guasto minori di 80 A uso interruttori Shunt che sono degli interruttori in

grado di riconoscere il guasto e mettere la fase guasta a terra. Se il guasto è del tipo non permanente, la cosa funziona e il guasto è estinto. Questi interruttori diminuiscono le in-terruzioni transitorie monofase ma, provocando maggiori sollecitazioni agli isolamen-ti(particolarmente critiche nelle reti in cavo), possono far aumentare le interruzioni lun-ghe che, in caso di doppi guasti su reti in cavo, sono di particolare gravità.

• Quando il numero di interruzioni transitorie e la corrente di guasto monofase a terra sono elevati “tra 80 e 300 A “, per favorire l’autoestinzione dei guasti, è necessario accordare costantemente la bobina di messa a terra con la capacità della rete e quindi è indicato l’uso della bobina mobile (eventualmente accoppiata con una bobina fissa in parallelo, se la corrente di guasto è particolarmente elevata);

• Per correnti maggiori di 300 A si usa la bobina fissa. Questa può essere utilizzata, anche quando il numero di interruzioni transitorie è basso, per ridurre la corrente di guasto mo-nofase a terra per i vantaggi in termini di realizzazione e verifica degli impianti di terra del-le cabine secondarie e di riduzione del rischio di incendio dei giunti dei cavi.

6.5 Immagini bobine

In seguito vengono riportare alcune foto di Bobine in funzionamento e le loro caratteristiche:

Figura 15: Bobina fissa a prese (80 A ÷ 200 A) DT 1097 + resistenza

53 Bobina Petersen

Figura 16: Bobina mobile (60 A ÷ 300 A) DT 1096 – CP GARDA

Figura 17: Bobina mobile (60 A ÷ 300 A) DT 1096 – CP MOGLIANO

54 Capitolo 6

Figura 18: Due Bobine mobili in esercizio

Figura 19 Bobina mobile (60 A ÷ 300 A) DT 1096 – CP

PALU’ Figura 20 Bobina mobile (60 A ÷ 300 A) DT 1096 – CP

PESCHIERA

Capitolo 7

Sovratensioni

Le sovratensioni sulla rete MT a seguito di guasto a terra monofase comprendono sia quelle che si originano sulle fasi sane alla insorgenza del fenomeno, sia quelle che interessano la fase guasta all’eliminazione del guasto stesso, per autoestinzione dell’arco o per apertura della linea successi-va all’intervento delle protezioni. L’effetto della messa a terra del neutro con bobina e resistenza in parallelo su queste sovratensioni è così riassumibile:

• Non si ha influenza significativa sull’entità delle sovratensioni sulle fasi sane durante il guasto; sia quelle transitorie (sovratensioni “veloci”) che quelle sostenute (sovratensioni alla frequenza industriale);

• Si diminuisce la tensione di ripristino nei primi istanti successivi all’estinzione del guasto (tensione di riadescamento) riducendo in modo drastico la probabilità di riadescamento o, in altri termini, facilitando l’estinzione dell’arco stesso prima dell’apertura dell’interruttore di linea;

• Si ha un effetto di riduzione sulla sovratensione sostenuta all’eliminazione del guasto (o-scillazione del potenziale del neutro verso terra), sia sull’entità che sulla durata (costante di tempo)

Le figure seguenti si riferiscono a simulazioni di guasto monofase su una rete MT prevalentemen-te in cavo con corrente di guasto pari a circa 250 A; mettono in evidenza quanto ora detto attra-verso il confronto tra alcune grandezze significative con lo stesso guasto e sulla stessa rete, ipotiz-zata nei tre casi rispettivamente a neutro isolato, perfettamente compensata con bobina di Peter-sen, compensata con bobina e resistenza parallelo (tale da assorbire una corrente di circa 20 A).

7.1 Influenza sovratensioni sulle fasi sane

In questo grafico si può vedere come

non ci sia nessuna influenza sulle fasi

sane indipendentemente dal tipo di

collegamento a terra. Infatti gli anda-

menti della tensione con neutro isolato

e con compensazione coincidono.

Figura 21: Effetto della messa a terra del neutro sulle sovratensioni

56 Capitolo 7

7.2 Tensione di ripristino (Tensione riadescamento)


In questo grafico si vede l’influenza della bobina Petersen, infatti la sovratensione di ripristino nei

primi istanti all’estinzione del guasto diminuisce, ed in questo modo si riduce la probabilità di ria-

descamento dell’arco.

7.3 Sovratensione di neutro all’eliminazione del guasto


Dal grafico si può notare che anche la sovratensione di neutro trascorsi circa 30 ms ha un miglio-

ramento con la compensazione e tende ad estinguersi più velocemente.

57 Sovratensioni

7.4 Effetto su reti con compensazione parziale

La messa a terra del neutro ha quindi, in particolare, l’effetto di inibire i riadescamenti in quanto in molti casi la tensione sulla fase interessata dal guasto non raggiunge, dopo l’estinzione dello stesso, il livello di scarica dell’isolamento Ui. Vale la pena notare che la sola bobina ha effetto sulla sovratensione sostenuta successiva all’estinzione del guasto minore di quello che si ha in presenza anche della resistenza in parallelo. Questo discorso vale anche nel caso di reti con compensazione solo parziale della corrente di gua-sto, come si può osservare dalle figure seguenti che si riferiscono a reti MT in cavo simulate al cal-colatore.


C’è da tenere in conside-

razione che le figure pre-

cedenti si riferiscono a ca-

si di semplice guasto mo-

nofase permanente per

alcuni cicli e successiva e-

stinzione dello stesso. In

realtà, specie nelle reti in

cavo, si possono avere

andamenti diversi, e in

particolare guasti della

durata di un solo semiciclo

o guasti a terra intermit-

tenti. Anche in questi casi

gli effetti causati dalla

messa a terra del neutro

sulle sovratensioni di ori-

gine interna, sono legger-

mente diversi a seconda

che ci sia compensazione con la sola bobina, oppure bobina più resistenza in parallelo.


Capitolo 8

Effetti sul riadescamento dell’arco

Come già ricordato, gli effetti su correnti e tensioni della messa a terra del neutro con impedenza accordata portano a ridurre notevolmente la possibilità che l’arco di guasto monofase si manten-ga per tempi prolungati o si riadeschi successivamente alla sua estinzione. Bisogna infatti tenere presente che l’estinzione degli archi elettrici in aria dipende dalla corrente d’arco ma anche dalla tensione di ristabilimento che si stabilisce sull’arco stesso. In particolare:

• tanto maggiore è la corrente, tanto più ionizzata è l’aria interessata dall’arco e quindi mi-

nore la probabilità di estinzione dello stesso in un tempo prefissato;

• tanto maggiore è questa tensione, tanto più probabile risulta il re-innesco dell’arco dopo un tentativo di estinzione.

La capacità di auto-estinzione degli isolamenti in aria è pertanto fortemente incrementata nei sistemi con neutro messo a terra :

• per la minore corrente d’arco monofase dovuta alla compensazione,

• per il fatto che l’impedenza di messa a terra del neutro limita in modo decisivo la tensione di ristabilimento a cavallo dell’arco anche quando la compensazione della corrente capa-citiva di guasto non è completa.

Figura 26: Tensione tipica di ristabilimento in sistemi a neutro isolato e compensato

60 Capitolo 8

Di conseguenza, la curva di equi-probabilità di estinzione in un tempo prefissato di un arco in aria in funzione della corrente d’arco I e della tensione di ristabilimento Ur ha un andamento di tipo iperbolico, come riportato nella figura.

Figura 27: Curva di equi-probabilità (50%) di estinzione dell’arco in un tempo prefissato

Da questa curva si può vedere che la probabilità di avere l’estinzione dell’arco è la stessa per ten-sioni alte e correnti basse, o viceversa cioè correnti alte e tensioni basse. Concludendo, per inibire i riadescamenti la combinazione di resistenza e di bobina è particolar-mente efficace, in più non è necessaria una compensazione totale della rete in presenza della re-sistenza di neutro. Praticamente in base a prove sperimentali effettuate da ENEL, si può assumere che per correnti d’arco inferiori a 50 A la probabilità di autoestinzione con neutro compensato tramite bobina + resistenza sia sempre maggiore del 95%.

Effetti sul riadescamento dell’arco 61

8.1 Riassumendo

La seguente tabella illustra dal punto di vista delle sovratensioni e del coordiamento

dell’isolamento, l’influenza del metodo di messa a terra del neutro.

NEUTRO A TERRA

FRANCAMENTE

NEUTRO ISO-

LATO

NEUTRO A

TERRA CON RE-

SISTENZA

NEUTRO A

TERRA REAT-

TANZA

SOVRATENSIONI

SOSTENUTE

0.8 Della tensione

concatenata

≥ Tensione

concatenata

≥ Tensione

concatenata

Tensione

concatenata

SOVRATENSIONI

TRANSITORIE SU

GUASTO

Poco oltre la

Tensione di fase

≥ 2.5 volte la

tensione

di fase

≥ 2.5 volte la

tensione di

fase

2.5 volte la ten-

sione di

fase

TENSIONE DI

RIPRISTINO

ALL’ESTINZIONE

DELL’ARCO

Poco inferiore a 2

volte la tensione

Di fase

Circa 2 volte la

Tensione di fa-

se

Inferiore alla

Tensione di fa-

se

Circa la tensio-

ne

Di fase

SOVRATENSIONI

PER ARCHI

INTERMITTENTI

Assenti

Fino 4-6 volte

la tensione di

fase

Inferiore alla

tensione di

fase

Circa la tensio-

ne di fase

SOVRATENSIONI

PER APERTURA

DI LINEE A VUOTO

2 volte la

Tensione di

fase

Circa 3 volte

La tensione di

fase

2-3 volte la

tensione di fase

≥ 2 volte la

tensione di fase

SOVRATENSIONI

DI FERRORESISTENZA

Possibili

Possibili

Possibili

Possibili

Tabella 3:: Effetti della bobina di Petersen sulle sovratensioni

Capitolo 9

Dispositivo analizzatore di neutro DAN

9.1 Scopo di utilizzo

Il DAN è un dispositivo che serve per regolare in modo automatico il grado di accordo tra la bobi-

na mobile (nel seguito chiamata bobina) e la capacità omopolare della rete MT cui è collegata. Ta-

le regolazione deve potersi applicare a bobine a variazione continua di induttanza e deve funzio-

nare anche in reti caratterizzate da piccolo grado di dissimmetria.

9.2 Principio di funzionamento

Il principio su cui normalmente si basa tale Dispositivo Analizzatore di Neutro (DAN) è il seguente:

per effetto di asimmetrie sulla rete o in presenza di corrente omopolare, esiste tra neutro MT e

terra una tensione che, poiché la bobina e le capacità delle linee formano un circuito antirisonan-

te, dipende dal valore della bobina stessa e raggiunge un valore massimo quando si è in condizioni

di accordo (curva di risonanza: figura 28) :

Misurando perciò la tensione omopolare

in corrispondenza di differenti valori della

reattanza di bobina (in pratica differenti

posizioni del nucleo mobile della bobina)

l’analizzatore è in grado di ricostruire la

curva di risonanza e quindi determinare la

posizione della bobina corrispondente

all’accordo (o ad un certo grado di com-

pensazione). In generale, la tensione o-

mopolare tra neutro e terra presente per

effetto della dissimmetria della rete può

essere molto piccola (ad es. alcune decine

di Volt primari) e quindi insufficiente per

una valutazione affidabile della curva di

risonanza. In questo caso l’analizzatore

deve far uso di un dispositivo di iniezione

di corrente che, imponendo temporaneamente (es. alcuni secondi) un opportuna corrente sul cir-

cuito omopolare, provoca sul punto di neutro una corrispondente tensione.

L’iniezione di corrente di sequenza omopolare viene di solito compiuta attraverso un avvolgimen-

to a bassa tensione concentrico alla bobina di compensazione (Figura 36).

Figura 28: Curva di risonanza per il Dispositivo Analizzatore di

Neutro

64 Capitolo 9

A titolo di esempio, ci si riferisca al livello di tensione di rete di 20 kV. Un valore fissato di tensione

omopolare (ad es. 2 V secondari / 400 V primari , compatibile con la taratura della protezione

omopolare di sbarra) può essere ottenuto (in condizioni di risonanza, cioè di rete perfettamente

accordata) con differenti valori di corrente iniettata, in dipendenza del valore della resistenza pa-

rallelo Rp. Ipotizzando per la Rp un intervallo di possibili valori pari a 200÷1000 Ω. si vede che per

una corrente iniettata di valore fisso (ad esempio a 0.4 A primari, tale da ottenere con Rp=1000

Ω i 400 V sopra detti), le curve di risonanza ottenibili possono risultare, per reti di estensione mo-

desta e/o con piccoli valori di Rp, inadeguate al funzionamento dell’analizzatore (Grafici figura

29).

Figura 29: : Tensione omopolare in funzione della corrente iniettata

Può quindi essere opportuno avere valori della corrente iniettata variabili (ad es. fino a 2 A) in

modo da ottenere un valore costante della tensione omopolare al picco di risonanza, pari al pro-

dotto tra corrente iniettata e resistenza parallelo (vedere figura 30).

Figura 30: Tensione omopolare con corrente iniettata variabile

65 Dispositivo analizzatore di neutro DAN

Una curva di risonanza sufficientemente ripida consente anche di tollerare un errore maggiore

nella determinazione della condizione di accordo; il grafico della figura 31, calcolato nelle stesse

condizioni di figura 30, mostra ad esempio che un errore attorno al 5% del valore massimo di ten-

sione riscontrato permette di avere un errore nel grado di accordo inferiore al 10% nelle condi-

zioni di più bassa resistenza parallelo (Rp=200 Ω), mentre per valori più elevati di resistenza si

hanno errori inferiori al 5%.

Figura 31: Errore ammissibile nella misura della tensione omopolare

66 Capitolo 9

9.3 Collegameto

IL DAN (Dispositivo analizzatore di neutro), nel caso più semplice è collegato come da figura sotto-

stante. In ingresso ci sono:

• la tensione di neutro Vn

• la tensione Vrs della sbarra MT

• la posizione del motore.

In uscita c’è il comando del motore il quale, collegato alla bobina mobile, regolerà la sua posizio-

ne in base ai segnali inviati dal DAN.

Figura 32: Collegamento DAN alla Rete


Qui è schematizzata una possibile architettura funzionale del sistema di messa a terra del neutro

in presenza di bobina mobile e di analizzatore.

Figura 33: Architettura funzionale del sistema di messa a terra del neutro

Deve essere previsto un DAN per ciascuna semisbarra di Cabina Primaria; i DAN operano in ma-niera indipendente a congiuntore di sbarre aperto. Nel caso di esercizio a sbarra unica, uno dei due DAN deve svolgere la funzione di comando (master) mentre l’altro deve essergli asservito (slave). Per realizzare questa funzione il DAN deve ricevere dal DSSN (Dispositivo per la Selezione

dello Stato del Neutro), un segnale che lo abiliti al suddetto funzionamento.

9.4 Funzionalità richieste

Le principali funzionalità richieste al DAN sono di seguito elencate.

• Possibilità di regolazione della reattanza di bobine con correnti di compensazione massi-me di 300 A in modo continuo con passo non superiore al 3 % della corrente massima.

• Controllo automatico della reattanza della bobina in modo da avere una corrente di com-pensazione compresa tra il 20% ed il 100% della corrente massima della bobina stessa.

• Per valori richiesti al di fuori di tale intervallo il dispositivo DAN deve bloccarsi e fornire opportuna segnalazione di raggiunto “fondo scala” della bobina.

• Possibilità di tenere conto (durante il funzionamento e per le eventuali misurazioni di grandezze di rete) della presenza anche di una bobina di compensazione fissa (corrente massima fino a 200 A) e/o del trasformatore di collegamento (trasformatore AT/MT di C.P. o trasformatore formatore di neutro TFN).

• Funzionamento garantito con reti a basso grado di dissimmetria, caratterizzate da una tensione di neutro sul secondario del triangolo aperto dei TV (con rapporto di trasforma-zione Vn/100 V) non superiore a 50 mV senza elementi di squilibrio, quali ad esempio condensatori monofase.

• Il segnale atto a pilotare la compensazione deve essere acquisito in modo continuo.

68 Capitolo 9

• Le azioni atte alla determinazione del valore di reattanza della bobina non devono interfe-rire con il normale esercizio della rete MT. In particolare, non devono provocare interventi intempestivi del sistema di protezione basato sul rilevamento della componente wattme-trica della corrente omopolare che interessa le linee e sul livello della tensione omopola-re. A tal fine, la massima variazione della tensione omopolare causata dalle suddette a-zioni deve essere inferiore al 2% della tensione nominale fase-terra.

• Le misure atte alla determinazione del valore di reattanza di compensazione devono de-terminare la condizione di accordo (picco di risonanza) con un errore non superiore al 5% del valore massimo di tensione omopolare riscontrato.

• L’attuazione della procedura di adattamento del grado di compensazione deve essere at-tivata a fronte di una variazione di tensione omopolare superiore ad un valore prestabilito (impostabile) che persista per un tempo prestabilito. Al termine della procedura di adat-tamento la nuova tensione omopolare deve essere assunta come nuovo riferimento.

• Le misure e l’eventuale regolazione della bobina devono essere bloccate se la tensione

omopolare è superiore a un certo valore per un certo tempo entrambi impostabili; tali

funzioni potranno essere riprese quando la tensione omopolare permane al di sotto della

suddetta soglia per un tempo impostabile.

• Il DAN deve essere in grado di segnalare al DSSN (Dispositivo per la Selezione dello Stato

del Neutro) la condizione di tensioni omopolari uguali sulle due semisbarre e quindi signi-

ficative di un parallelo tra le semisbarre stesse.

• A congiuntore sbarre K aperto ciascun analizzatore opera in modo indipendente. Nel caso

di interruttore congiuntore sbarre K chiuso (esercizio a sbarra unica) uno dei due DAN de-

ve svolgere la funzione di comando (master) mentre l’altro deve essergli asservito (slave).

• L’analizzatore con funzione slave viene scelto all’attivazione dell’impianto, riceve il segna-

le dall’analizzatore master e porta la propria bobina in una posizione prefissata ed impo-

stabile, rimanendo in questa condizione fintanto che permane il segnale dall’analizzatore

master.

• L’analizzatore con funzione master viene scelto all’attivazione dell’impianto, riceve il se-

gnale di congiuntore K chiuso, predispone l’altro analizzatore in funzionamento slave e

può comandare anche l’eventuale iniettore di corrente dell’analizzatore slave.

• Deve essere possibile impostare i parametri dello strumento sia in locale (mediante pan-

nello frontale e tramite PC) che a distanza (tramite modem), L’insieme dei parametri im-

postabili deve comprendere:

la corrente di guasto a neutro isolato della semisbarra (60÷300 A);

la reattanza omopolare del trasformatore AT/MT o TFN(0÷20% di /

√3*Imaxbobina), valore equivalente serie a 50 Hz) e la eventuale reattanza della bo-

bina fissa inserita (a 50 Hz);

la resistenza parallelo (400÷800 Ω);

la resistenza serie associata al TFN;

il fattore di qualità della bobina mobile;

il fattore di qualità della eventuale bobina fissa;

il grado di compensazione da attuare sulla rete (80÷120 %);

la minima variazione di tensione omopolare che attiva la procedura di compensa-

zione (5÷50% del valore della tensione raggiunta in condizioni di accordo) e

l’intervallo di tempo associato (30÷180 s);


la soglia di tensione omopolare che blocca l’analizzatore di neutro (1÷20 V secon-

dari) e l’intervallo di tempo associato (0.5÷5 s);

una seconda soglia di tensione omopolare utilizzabile per segnalazione ad un si-

stema esterno (1÷20 V secondari);

la modalità di funzionamento (master o slave);

la posizione alla quale portare la bobina mobile controllata dall’analizzatore slave.

Tale valore deve poter essere impostabile in modo da coprire l’intera escursione

della bobina mobile.

• Il DAN deve registrare, al termine di ogni procedura di adattamento, le seguenti grandez-

ze :

la data e l’ora (risoluzione al secondo);

la corrente di guasto a neutro isolato;

il grado di compensazione impostato e quello attuato;

la corrente di guasto a regolazione avvenuta e le sue componenti attiva e reattiva;

la curva di risonanza (della tensione omopolare in funzione del grado di compen-

sazione).

• Devono essere memorizzabili almeno 20 registrazioni.

• Le misure registrate e i parametri impostati dovranno essere visualizzati in locale e tra-

smessi a distanza, con le modalità descritte ai punti precedenti.

• Il dispositivo deve avere delle funzionalità di autodiagnosi e di reporting automatico.

L’eventuale anomalia deve essere resa disponibile tramite segnale all’esterno.

• La predisposizione inclusione-esclusione dell’analizzatore di neutro deve essere possibile

tramite pulsanti posti sul pannello o tramite telecomando.

• I parametri, le registrazioni, le visualizzazioni e la messaggistica devono essere in lingua i-

taliana o inglese.

• L’ambiente operativo delle funzioni di interfaccia con PC deve essere compatibile con i si-

stemi Windows 95,98 e Windows NT e deve comprendere librerie di comunicazione (ad

es. DLL).

9.5 Architettura funzionale

L’architettura funzionale dell’analizzatore di neutro, la cui logica di elaborazione deve essere rea-

lizzata a microprocessore, deve prevedere i seguenti blocchi:

• alimentazione,

• display /visualizzatore,

• segnali di ingresso,

• segnali di uscita,

• interfacciamento con il P.C. portatile,

• autodiagnosi.

70 Capitolo 9

9.5.1 Alimentazione

L’alimentazione del DAN in corrente continua (con batteria tampone) permette di avere la com-

pleta funzionalità del sistema di messa a terra anche in assenza di alimentazione in corrente al-

ternata. Tensione nominale 110 VDC ± 20%; 230 VAC ± 10%

• Sovraccaricabilità permanente 1,3 Vn

• Sovraccaricabilità transitoria per 1 sec. 2 Vn

Un led di segnalazione deve indicare la presenza della alimentazione. Per interruzioni della tensione di alimentazione ausiliaria di durata <50 ms, la logica di controllo dell’analizzatore di neutro deve risultare insensibile. Per durate superiori la logica di controllo non deve emettere comandi/segnalazioni spurie; deve inoltre essere garantito il corretto funziona-mento al ritorno della tensione di alimentazione, con ripristino dell’ultima condizione di funzio-namento. Nello stato di guasto dell’alimentatore deve essere prevista la segnalazione in locale e a distanza.

9.5.2 Display/Visualizzatore

Il DAN deve essere fornito di display per la visualizzazione dei parametri impostati, delle misure

effettuate e degli eventuali messaggi di auto-diagnostica.

9.5.3 Segnali scambiati da Dan

Nel DAN sono scambiati molteplici segnali sia d’ingresso che di uscita che sono scambiati a basse

tensioni da 24 a 110 VDC.

• INGRESSI: Riassumendo brevemente gli ingressi possono essere abilitazione, inabilitazio-ne del regolatore, allarmi, finecorsa superiori e inferiori, stato di master o slave, tensioni dai tv di sbarra e correnti iniettate.

• USCITE: Le uscite possono essere comando apertura, chiusura resistenza parallelo, co-mando funzionamento master slave, spie di segnalazione anomalie.

9.5.4 Interfacciamento con pc

L’interfacciamento con il PC deve essere effettuato tramite porta seriale RS 232.

9.5.5 Autodiagnosi

Il dispositivo deve avere delle funzionalità di autodiagnosi e di reporting automatico. L’eventuale

anomalia deve essere resa disponibile anche tramite segnale all’esterno.


9.5.6 Immagini DAN in esercizio

Nelle immagini seguenti sono riportai due DAN e il dispositivo iniettore di corrente in esercizio.

Figura 34: Gestore Stato del Neutro DV 966 – CP PALU’

Figura 35: Controllore (DV 1027) + Monitoraggio Continuo Isolamento (DV 1029) – CP PALU’

72 Capitolo 9

Figura 36: ECI dispositivo iniettore di corrente

Figura 37: Sala telai, in primo piano ci sono gli analizzatori di neutro

Capitolo 10

Trasformatore formatore di neutro

10.1 Scopo di utilizzo

Normalmente la bobina di Petersen va collegata al neutro uscente dal centro stella del trasforma-

tore. Può capitare però di non riuscire nel collegamento, ad esempio perché non c’è spazio nella

stazione di trasformazione, o perché il neutro non è accessibile, come accade nei trasformatori

più datati. Allora per poter ugualmente usufruire della bobina, si utilizza il Trasformatore Forma-

tore di Neutro (TFN) che realizza fisicamente il centro stella del sistema MT al quale si collega il

reattore d’estinzione d’arco (bobina di Petersen).

10.2 Principio di funzionamento.

Con questa soluzione, la bobina di compensazione è alimentata tramite il centro stella artificialmente creato con un trasformatore con avvolgimenti collegati a zig-zag.

Figura 38: Schema elettrico del TFN

74 Capitolo 10

Tale trasformatore (o, più propriamente, reattore) formatore di neutro, presenta una reattanza molto alta alle sequenze diretta ed inversa, ed una reattanza piccola e pressoché costante (pari a quella di corto circuito dei normali trasformatori) alla sequenza omopolare. Per questo esso risul-ta adatto al collegamento della bobina di compensazione. Vale la pena notare che in questo caso la reattanza omopolare del trasformatore AT/MT risulta in parallelo a quella del trasformatore zig-zag e quindi viene praticamente cortocircuitata.

Figura 39: Collegamento della bobina di Petersen al centro stella del trasformatore AT/MT

Ai fini dell’utilizzo della bobina di Petersen nella rete MT risulta sufficiente dimensionare il tra-sformatore a zig-zag per correnti dell’ordine della corrente di guasto monofase della rete MT e della durata di alcune decine di secondi. Ciò comporta la realizzazione di macchine il cui rame è molto più sfruttato rispetto a quelle tradizionali (possibilità di funzionare ad elevate densità di corrente) il che si traduce in una sensibile riduzione di costi. Bisogna infine considerare che in questo caso si aggiunge in serie alla reattanza della bobina una reattanza omopolare di valore costante pari alla reattanza di corto circuito del trasformatore zig-zag. La reattanza della bobina risulta essere:

X bobina = 1/3 * ( XC rete - X0 zig-zag )

La soluzione di collegare la bobina di messa a terra tramite zig-zag comporta quindi la necessità di un trasformatore aggiuntivo in cabina primaria, a fronte di una migliore flessibilità impiantistica. In aggiunta, bisogna considerare che:

• i valori di reattanza e resistenza omopolare del trasformatore sono pressoché costanti, il che è un vantaggio ai fini dell’accordo.

• l’utilizzo dello zig-zag elimina gli effetti sulla tensione omopolare MT del transitorio di energizzazione del trasformatore AT/MT.

10.2.1 Modalità di servizio Il Trasformatore formatore di neutro può funzionare in servizio di breve durata e in servizio per-

manente.

- Il servizio di breve durata: si verifica quando nel sistema MT che alimenta il TFN si mani-festa un guasto monofase a terra che comporta l’iniezione della corrente Ineutro = 3*I0 nel centro stella del trasformatore formatore di neutro. In queste condizioni, dunque, il TFN è alimentato da una terna di tensioni stellate con presenza simultanea di:

• componente diretta Ed = En = Vn / √3 dove Vn è la tensione nominale (concatenta)

75 Trasformatore formatore di neutro

• componente omopolare E0 = Z0 * I0 dove Z0 (Ω/fase) è la impedenza omopolare

del TFN e I0 = Ineutro /3 è la corrente omopolare. Per la suddetta condizione di ser-

vizio è prescritta una durata massima pari a 10 min. continui.

- In servizio permanente: il TFN risulta alimentato da un sistema di tensioni stellate con presenza simultanea di:

• componente diretta Ed = En = Vn / √3 come sopra

• componente omopolare E0 pari al 10% del valore prescritto in servizio di bre-

ve durata. Si suppone, infatti, che la presenza nel neutro di una corrente pari

al 10% di quella di breve durata non sia rilevata come condizione di guasto e,

pertanto, possa permanere per tempo indefinito.

10.3 Collegamento

Inseguito sono riportati i due schemi elettrici di istallazione nel caso di centro stella accessibile e

nel caso di centro stella non accessibile.

76 Capitolo 10

10.4 Aspetti costruttivi

In seguito si descrive com’è fatto costruttivamente il Trasformatore Formatore di Neutro (TFN) da impiegare nei sistemi di messa a terra del neutro nelle reti MT fino a 20 kV con impedenza di mes-sa a terra fissa o mobile delle cabine primarie. Il TFN è immerso in olio in cassa metallica alettata (raffreddamento ONAN olio naturale aria naturale) ed è adatto per installazione all’esterno in si-tuazioni esposte. Lo schema elettrico di fig. 38 mostra l’avvolgimento connesso nella tipica forma zig-zag coi tre terminali di linea L (per connessione al sistema MT) ed il terminale di neutro N (per connessione alla bobina di Petersen). Tutti i passanti, sia di linea che di neutro, devono essere del tipo sconnettibile a spina a cono esterno per cavi MT corrispondentemente terminati; in questo modo non è necessario prevedere barriere aggiuntive di protezione contro i contatti accidentali.

10.4.1 Installazione / raffreddamento / sovratemperature

L’apparecchio è adatto per installazione all’esterno in situazione esposta. Il raffreddamento è ONAN. In condizioni di regime corrispondenti al servizio permanente la sovratemperatura massi-ma dell’olio non deve superare 60 K. Partendo dal regime suddetto e applicando le condizioni indicate per il servizio di breve durata per il tempo prescritto (10 min. continui), le sovratemperature finali non devono superare i limiti seguenti:

• sovratemperatura massima dell’olio 65° K

• sovratemperatura degli avvolgimenti 100° K

10.4.2 Caratteristiche nominali

Le principali caratteristiche nominali sono riassunte in Tab. 4.

Livelli di Iso-lamento

Tensione massima Um (val. effic.) Tensione di tenuta di breve durata a f.i. (val. effic.) Tensione di tenuta ad impulso (val. cresta)

24 kV 50 kV 125 kV

Alimentazione Simmetrica

Perdite nel ferro alla tensione nominale Po Corrente a vuoto alla tensione nominale Io Livello di potenza acustica

1400 W 250 mA 60 dB(A)

Alimentazione omopolare

Corrente nominale di neutro I= 3Io - in servizio di breve durata (10 min.) - in servizio permanente Impedenza omopolare Z0 = Ro+iXo

500 A 50 A 0,9+j6

Tabella 4: Caratteristiche nominale TFN

Il TFN è destinato a reti con tensione nominale Vn=20 kV, ma, ovviamente, è idoneo anche per reti con tensione nominale inferiore (Vn=15 kV).

10.4.3 Tolleranze sui valori prescritti e garantiti

- Perdite nel ferro Po toll. + 15% - Impedenza omopolare:

• valore della resistenza R0 toll. ± 15%

• valore della reattanza X0 toll. ± 10% Sono valori massimi, senza tolleranza in più, i dati seguenti:

- corrente a vuoto; - valori limite delle sovratemperature; - livello di potenza acustica.

77 Trasformatore formatore di neutro

10.4.4 Caratteristiche dimensionali

Le dimensioni di ingombro e la disposizione degli isolatori passanti e dell’eventuale conservatore sono indicati in figura 40. In ogni caso il disegno d’ingombro della macchina completa dei relativi accessori deve essere approvato dalla Committenza.

Figura 40: Disegno di ingombro indicativo del TFN

10.4.5 Caratteristiche costruttive

Il TFN deve essere conforme alle prescrizioni delle Norme CEI EN 60076, CEI 14-4 e CEI EN 60289; i singoli sottocomponenti devono rispondere alle rispettive norme CEI.

10.4.6 Nucleo e avvolgimenti

Il nucleo è realizzato con lamierini ferro-silicio a cristalli orientati, alta permeabilità e bassa cifra di perdita. Gli avvolgimenti sono realizzati con conduttori di rame elettrolitico e sono di sezione costante.

10.4.7 Cassa e sistema refrigerante

La cassa deve essere realizzata con pareti in lamiera di acciaio e deve essere tale da non dar luogo a ristagni di acqua all’esterno e a tasche di gas all’interno. La cassa può essere munita di conservatore oppure realizzata in soluzione ermetica (senza conservatore) a riempimento totale di olio (senza cuscino di gas). L’olio isolante deve essere conforme alla Norma CEI 10-1, classe 1 o 2, esente da PCB(1). La cassa deve essere munita di golfari di sollevamento e di dispositivi di ap-poggio e scorrimento come indicato nel seguito.

78 Capitolo 10

10.4.8 Isolatori passanti

Devono essere a spina a cono esterno, conformi a standardizzazione CEI EN 50181 tipo C (24 kV-630A). Gli isolatori devono essere contrassegnati con etichette autoadesive di tipo inalterabile con adeguata simbologia di identificazione.

10.4.9 Dispositivi di appoggio e scorrimento

Il TFN deve essere dotato di quattro rulli di scorrimento conformi a quanto prescritto dalla Norma CEI 14-13. I rulli devono essere montati alla base della cassa mediante perni e forcelle orientabili in entrambi i sensi, paralleli agli assi principali. Tutte le parti realizzate in materiale ferroso a con-tatto con l’atmosfera (carpenterie, accessori, ecc.) devono essere trattate con cicli di rivestimento protettivo esterno rispondenti ai tipi DY 991/1 o equivalenti. Tutte le superfici interne a contatto con l’olio devono essere protette con pittura resistente all’olio caldo(temperatura massima 100 °C).

10.4.10 Accessori meccanici

- Conservatore d’olio (non presente nel caso di soluzione con cassa ermetica), capace di contenere la variazione di volume di olio della cassa tra le temperature di -25 °C e +90°C esso deve essere dotato di:

• indicatori di livello olio, con tacche di livello e contatti elettrici di minimo livello;

• dispositivo di riempimento;

• dispositivo per la respirazione d’aria munito di essiccatore al silicagel;

• dispositivo di spurgo. - Due golfari per il sollevamento del complesso completo e della sola parte estraibile e n. 4

occhielli per il bloccaggio durante il trasporto. - Un dispositivo per lo scarico dell’olio che permetta sia uno scarico rapido che uno spilla-

mento graduale. - Un pozzetto termometrico, munito di tappo di chiusura, per l’applicazione di un termo-

metro per la misura della temperatura olio degli strati superiori.

10.4.11 Accessori elettrici

- Un dispositivo di protezione multifunzione (tipo DGPT) per il controllo di: livello, sovrap-pressione e temperatura olio, con contatti di allarme e scatto come segue:

• allarme per basso livello olio;

• allarme e scatto per massima temperatura; - scatto per sovrappressione.

Tale dispositivo deve essere previsto solo in caso di soluzione con cassa ermetica.

• Un termometro a quadrante per la misura della temperatura olio, montato su pozzetto termometrico con contatti di allarme e scatto per massima temperatura. Tale termome-tro non è previsto nel caso di soluzione con cassa ermetica.

• Un relè a gas tipo Buchholz, montato sul tubo di collegamento tra cassa e conservatore, a due galleggianti con contatti indipendenti di allarme e di scatto. Tale relè non è previsto nel caso di soluzione con cassa ermetica.

• Due attacchi per la messa a terra disposti alla base della cassa.

10.4.12 Targhe

Devono essere previste due targhe, su appositi porta targhe, in posizioni contrapposte sui due fianchi lunghi della cassa. Le targhe devono riportare tutte le informazioni richieste dalla Norma CEI EN 60289 rif. 4

Lo Stato Del Neutro Nelle Reti Trifasi

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