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CESI A4505247Rapporto RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Approvato Pag. 1/31

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Cliente Ricerca di Sistema

Oggetto Rassegna delle esperienze di comportamento dei sistemi di protezione in eventi critici verificatisi nelle reti di distribuzione - Parte A

Ordine L17401C

Note Rete21/Protel/Workpackage 2/Milestone2.1A Rapporto 1/4 della milestone

La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del CESI.

N. pagine 31 N. pagine fuori testo

Data 27/05/2004

Elaborato B.U. RETE T&D – SR B. Ceresoli

Verificato B.U. RETE T&D S. Corsi

Approvato B.U. RETE T&D A. Ardito


Nota del Responsabile del Sottoprogetto PROTEL Il Workpackage 2 (WP2) del Sottoprogetto PROTEL affronta il tema delle “ Funzioni innovative di protezione della rete di distribuzione per la continuità e qualità del servizio ”. In questo ambito sono state ad oggi avviate quattro indagini parallele: - La prima, seguita direttamente dal personale CESI, affronta in senso lato il tema dell’inadeguatezza

di alcune protezioni operanti sulla rete di distribuzione a fronte di eventi critici e dell’esigenza, sempre più sentita a fronte di un uso al limite del processo, dell’individuazione di nuove soluzioni protettive di tipo coordinato ed intelligente che evitino inutili e/o dannosi interventi intempestivi.

- La seconda indagine, svolta dall’Università di Bologna, affronta il tema degli aspetti ancora critici riguardo alla localizzazione dei guasti nelle reti di distribuzione di media tensione, con l’obiettivo della messa a punto di funzioni innovative in grado di superare alcune delle limitazioni dei sistemi attualmente in uso.

- La terza indagine, svolta dall’Università del Salerno, si concentra invece sul tema della redditività di un sistema elettrico e sulla determinazione dei limiti di impiego dei componenti per accrescere la loro affidabilità e vita. Particolare attenzione viene data ai trasformatori di potenza per le reti MT. Il rilievo corretto dell’affaticamento dei materiali, conseguibile tramite apposito modello, consente la gestione intelligente delle manutenzioni e, nel caso di rilievo tempo reale dei margini di utilizzo, il più adeguato intervento delle protezioni di componente che si adattano in funzione delle condizioni operative e del percorso di vita del componente stesso.

- La quarta indagine, svolta dall’Università di Padova, affronta il tema delle protezioni delle reti MT in presenza di forte penetrazione della Generazione Distribuita, con l’obiettivo di individuare soluzioni innovative capaci di superare i vincoli e limiti attuali.

Tenuto conto di ciò, la Milestone 2.1 del WP2 del Sottoprogetto PROTEL : “Rassegna delle esperienze di comportamento dei sistemi di protezione in eventi critici verificatisi nelle reti di distribuzione” consta, di fatto, di quattro distinti contributi, uno per ciascuna indagine. Tutti i contributi hanno per obiettivo la messa in evidenza dei problemi ancora non risolti nell’area di pertinenza, avvalendosi della bibliografia e di dati sperimentali disponibili. Trattandosi del punto di avvio dell’indagine, essi di fatto costituiscono la base di comprensione dello stato dell’arte ed il riferimento per le indagini successive all’interno del progetto. Più precisamente, la quota parte di milestone descritta dal presente rapporto 2.1A, ha un respiro ampio e prende a primario riferimento gli eventi critici verificatisi nell’esercizio delle reti di distribuzione a causa del comportamento dei sistemi di protezione. La seconda quota parte è descritta dal rapporto 2.1B e propone la rassegna degli aspetti tuttora critici riguardo alla localizzazione dei guasti nelle reti MT, conseguita mediante analisi della letteratura sull’argomento. La terza quota parte è descritta dal rapporto 2.1C e riguarda la criticità dei modelli per la determinazione dei reali margini di impiego dei trasformatori di reti MT, individuata attraverso l’analisi bibliografica. La quarta ed ultima quota parte è descritta dal rapporto 2.1D e propone l’analisi della normativa esistente per gli allacciamenti di GD alle reti MT e lo studio dell’impatto della GD sulle protezioni oggi operative e problemi connessi. Tutti i rapporti evidenziano i problemi esistenti e quelli emergenti a fronte del processo di liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica. I passi a seguire prendono spunto da tali problemi per indicare le soluzioni più recenti e/o emergenti proposte dai costruttori e dalla letteratura e per motivare e supportare proposte innovative che potranno scaturire nel corso del progetto Protel, su aspetti funzionali su cui l’indagine si concentrerà per approfondimenti.


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Indice

1 SOMMARIO ....................................................................................................................................................5

2 INTRODUZIONE AI PROBLEMI DI SICUREZZA E QUALITA’ DEL SERVIZIO NELLE RETI DI DISTRIBUZIONE ... .......................................................................................................................................6

3 EVENTI CRITICI NELL’ESERCIZIO DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE IN RIFERIMENTO AL COMPORTAMENTO DEI SISTEMI DI PROTEZIONE .........................................................................8

3.1 ESEMPI DI CRITICITÀ SULLE RETI DI DISTRIBUZIONE INTERNAZIONALI..........................................................11 3.1.1 POLONIA............................................................................................................................................11 3.1.2 ARGENTINA .......................................................................................................................................12 3.1.3 FRANCIA ............................................................................................................................................14 3.1.4 FINLANDIA/SVEZIA ..........................................................................................................................16 3.1.5 GERMANIA.........................................................................................................................................18 3.1.6 CINA ...................................................................................................................................................20 3.1.7 USA .....................................................................................................................................................21 3.1.8 REPUBBLICA CECA..........................................................................................................................23 3.1.9 BELGIO ..............................................................................................................................................24 3.1.10 ITALIA ............................................................................................................................................25 3.1.11 COMMENTI ...................................................................................................................................29

4 BIBLIOGRAFIA............................................................................................................................................30


STORIA DELLE REVISIONI

Numero revisione

Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati

0 27/05/2004 A4505247


1 SOMMARIO

Il presente rapporto analizza la situazione delle reti di distribuzione in media tensione a livello nazionale e internazionale, dal punto di vista dei sistemi di protezione e di controllo. L’analisi parte necessariamente da una discussione dell’attuale contesto tecnico/legislativo, caratterizzato da profonde novità che, in tutti i principali paesi industrializzati e sotto la spinta delle Autorità nazionali per l’energia, stanno rapidamente mutando il ruolo delle società di distribuzione e soprattutto le modalità di esercizio delle reti di distribuzione. A partire dalle notizie riscontrabili sulla bibliografia internazionale più recente, vengono messi in evidenza le principali criticità che i sistemi di protezione e controllo hanno evidenziato negli ultimi anni, nonché gli orientamenti espressi al fine di adeguare i sistemi ai vincoli di qualità (durata delle interruzioni, potenza interrotta, ecc.) imposti dalle Autorità stesse. In particolare vengono descritti i fenomeni fisici (condizioni particolari di guasto) che portano a malfunzionamenti (mancati interventi e/o interventi intempestivi) delle protezioni della rete MT attualmente adottate sulle reti di differenti paesi. Alcuni cenni sono anche fatti sullo stato dell’automazione delle reti MT, le cui funzionalità sono sempre più sovrapposte a quelle del sistema di protezione. Non sono trattate nel seguito le problematiche relative ai dispositivi di localizzazione del guasto e alle reti con Generazione Distribuita, oggetto di altri rapporti nell’ambito del progetto PROTEL.


2 INTRODUZIONE AI PROBLEMI DI SICUREZZA E QUALITA’ DEL SERVIZIO NELLE RETI DI DISTRIBUZIONE

Le reti di distribuzione dei principali paesi industrializzati sono attualmente interessate da due processi evolutivi molto importanti che stanno fungendo da “motore” per le innovazioni dei sistemi di protezione e controllo : 1. le regolamentazioni in divenire delle Autorità nazionali per l’energia che, combinate con la

monetizzazione della qualità del servizio, hanno vieppiù creato dipendenza tra la qualità della fornitura e l’economicità connessa. Gli enti di distribuzione sono quindi stati fortemente motivati a migliorare le prestazioni del loro sistema, almeno per quanto riguarda la riduzione della durata delle interruzioni subite dai propri clienti;

2. l’incentivazione alla crescita della generazione distribuita (GD), sempre su base legislativo-economica), che trova una posizione resistente da parte delle società distributrici, perché l’onere dell’adeguamento della rete elettrica di distribuzione, necessario alla penetrazione della GD, sarebbe a carico di tali società.

Gli effetti delle azioni delle Autorità, che appaiono a prima vista virtuosi (azione stimolo al miglioramento del servizio e quindi all’innovazione tecnologica), si scontrano tuttavia con un contesto economico in cui vigono alcune parole d’ordine legate alla necessità di riduzione dei costi, che hanno prodotto in conseguenza una significativa riduzione degli investimenti, delle attività di innovazione, della manutenzione degli impianti. Ne consegue il pericolo di avere una perdita di qualità del servizio, cioè un effetto opposto a quello auspicato. Questa situazione di spinte contrastanti rappresenta un aspetto che non sembra limitato al solo ambito italiano, e viene rimarcato frequentemente nella bibliografia tecnica a livello internazionale, relativa alla distribuzione. Si citano ad esempio alcune considerazioni relative ad una rete di distribuzione in Germania (riportate da [1]) : “La liberalizzazione del mercato dell’energia porta ad una considerevole riduzione dei costi per le compagnie fornitrici di energia. Le contromisure adottate dalle compagnie così come i nuovi concetti dell’esercizio della rete rappresentano un cambiamento ai consueti principi di pianificazione, costruzione ed esercizio fino ad oggi accettati e messi in pratica. In futuro la pianificazione del sistema di potenza sarà caratterizzata da : - una ovvia tendenza verso un modo di pensare orientato agli aspetti economici; - una mancanza di investimenti; - una diminuzione del grado di ridondanza della rete ed un sovraccarico “pianificato” per i

componenti in esercizio. La scelta dei componenti per l’esercizio sarà incentrata sulla semplificazione funzionale e sull’uso di soluzioni ragionevoli. La gestione della fornitura elettrica sarà caratterizzata da una estesa rinuncia alla manutenzione preventiva (…), da un graduale passaggio alla manutenzione “su evento”, da una concentrazione dei centri di dispacciamento del carico esistenti.


Inoltre, le azioni di forte riduzione del personale porteranno alla perdita di conoscenza e di persone esperte, ad una scarsa qualità del lavoro e ad un aumento del carico di lavoro per il personale rimasto (…) In conseguenza sarebbe da attendersi una riduzione sia dell’affidabilità sia della qualità del servizio. In particolare, si potrebbe prevedere nelle reti di distribuzione MT un aumento delle frequenze di guasto e del numero di clienti coinvolti. Il tempo medio per la localizzazione di guasto ed il ripristino della fornitura sarebbe accresciuto in dipendenza della riduzione del personale. Questa tendenza può essere cambiata per mezzo di tecnologie efficaci per la localizzazione del guasto…” Queste spinte opposte hanno obbligato a investigare e realizzare soluzioni innovative a ritorno temporale relativamente breve, non necessariamente quelle di miglior compromesso tecnico-economico di lungo termine né necessariamente sostenibili a lungo termine. Questo aspetto costituisce un elemento aggiuntivo da tenere presente nello scenario relativo all’attuale evoluzione delle protezioni e del controllo di reti di distribuzione. Considerando poi che la citata regolamentazione della qualità del servizio da parte delle Autorità ha riguardato (almeno per ora) essenzialmente le interruzioni della fornitura (e non altri aspetti della qualità del servizio, come ad es. le armoniche), può essere chiaro il fatto che le innovazioni nelle reti di distribuzione di cui si trova riscontro nella bibliografia recente sembrano prevalentemente orientate allo sviluppo di funzioni di automazione della rete MT. Automatizzare la rete di distribuzione, rendendo appunto automatiche e quindi più rapide le manovre di selezione del tronco guasto e ripristino della fornitura, permette appunto in tempi relativamente rapidi e con costi relativamente contenuti di diminuire in modo significativo la interruzioni della fornitura. E’ quanto risulta ad esempio dalla recente esperienza in ambito Enel, dove le interruzioni lunghe degli utenti (BT in particolare) sono state decisamente ridotte negli ultimissimi anni laddove è stata introdotta una efficace modalità di automazione per la selezione automatica del tronco guasto. Un’unica vistosa eccezione a questo discorso può essere vista nel discorso della messa a terra del neutro sulle reti di distribuzione tramite bobina di Petersen, Questa modalità (non di automazione, ma nemmeno direttamente di protezione) appare in corso di espansione in Europa e i risultati di esercizio conseguiti sembrano decisamente portare ad un miglioramento della qualità del servizio anche (pur se non prevalentemente) per quanto riguarda le interruzioni lunghe. In più, sempre l’esperienza di Enel Distribuzione dimostra come la bobina di Petersen interagisca e migliori i risultati della automazione, permettendo una modalità di automazione più veloce ed efficace (cfr. automazione di tipo FNC utilizzato da Enel Distribuzione [5]).


3 EVENTI CRITICI NELL’ESERCIZIO DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE IN RIFERIMENTO AL COMPORTAMENTO DEI SISTEMI DI PROTEZIONE

Risulta difficile trovare in letteratura notizie specifiche relative al comportamento dei sistemi di protezione nelle reti di distribuzione, mentre molto si può trovare in relazione allo stato dell’arte e alle evoluzioni future dell’automazione di rete. Ciò in coerenza a quanto detto nel capitolo precedente sulla attuale situazione delle compagnie di distribuzione. Ancora meno viene riportato su eventi critici accaduti nelle diverse reti di distribuzione; certamente l‘effetto legato ad uno specifico evento in queste reti è molto più limitato rispetto al caso della rete di trasmissione (black-out o disalimentazione di intere aree di carico). Non sono quindi di regola reperibili articoli dedicati alla descrizione di eventi critici sulla rete di distribuzione, e il comportamento scorretto del sistema di distribuzione è di solito presentato in termini generali e come spunto per presentare possibili miglioramenti, sia sulle funzionalità delle singole protezioni, sia sulla architettura dei sistemi di protezione e controllo nel loro complesso. Ciò premesso, gli spunti che emergono a livello internazionale dalla bibliografia più recente specifica delle reti di distribuzione possono così essere classificati : a) insufficiente selettività dei sistemi di protezione basati su funzioni di massima corrente),

quindi problemi di coordinamento dei vari dispositivi di protezione posti lungo le linee MT).

E’ un problema sentito prevalentemente nelle reti di distribuzione con neutro messo francamente a terra (per i quali tutti i tipi di corto circuito sono caratterizzati da correnti elevate durante il guasto), ma che interessa anche gli altri tipi di rete (in cui le elevate correnti entrano in gioco solo per guasti polifasi a terra o tra le fasi, statisticamente molto meno frequenti di quelli monofasi a terra). Come noto le reti MT di distribuzione pubblica sono nella quasi totalità esercite con struttura radiale e risultano in prevalenza di tipo passivo. Per tali reti (in cui il corto circuito viene sempre alimentato da un solo lato), il principio di protezione adottato universalmente contro i guasti ad elevata corrente è quello di massima corrente1: ciò in quanto può essere realizzato in maniera semplice un criterio di coordinamento delle protezioni che conservi sufficiente selettività. Tale coordinamento può basarsi sia su criteri di tipo temporale (si ritarda di più la protezione posta più a monte, per consentire a valle un intervento selettivo) sia sui valori di soglia in corrente (la corrente di guasto tende a diminuire allontanandosi dalla sorgente di potenza, quindi le tarature delle soglie sono più alte per le protezioni a monte). In presenza di differenti tipi di guasto, differenti impedenze di guasto e differenti caratteristiche di intervento dei relè di massima corrente, tuttavia, la selettività suddetta può non essere sempre garantita. Per ragioni di economicità, inoltre, è molto frequente l’utilizzo nelle reti di

1 La protezione elettrica riconosce nei conduttori di potenza il passaggio di una corrente superiore ad una soglia prefissata e comanda di conseguenza l’apertura dell’organo di manovra (interruttore) ad essa associato, disalimentando rapidamente la linea sede di guasto.


distribuzione di dispositivi di protezione a fusibile (ad esempio sul lato MT dei trasformatori di distribuzione MT/BT), le cui caratteristiche di intervento, intrinsecamente differenti da quelle dei relé, comportano maggiori problemi appunto di coordinamento. b) insufficiente selettività e possibile intempestività dei sistemi di protezione basati su funzioni

direzionali per i guasti a terra di tipo monofase o doppio-monofase (cross-country), specialmente a fronte di fenomeni di guasto o perdite di isolamento di tipo “intermittente”

E’ un problema sentito prevalentemente nelle reti di distribuzione con neutro isolato o messo a terra tramite impedenza, dove per guasti a terra monofasi non è possibile adottare un criterio di protezione a massima corrente, per i piccoli valori di correnti di guasto in gioco. E’ una criticità relativamente comune in diverse realtà almeno a livello europeo. Nei sistemi a neutro isolato o a terra tramite impedenza, le correnti di guasto monofase a terra sono sempre di entità ridotta e largamente inferiori alle correnti di carico (ad esempio, per neutro isolato esse sono determinate dalla sole capacità verso terra delle linee, per neutro compensato tramite bobina esse risultano ancora più piccole perché le componenti capacitive sono “compensate” dalla componente induttiva fornita dalla bobina stessa). Per questo motivo si sono sviluppati principi di funzionamento per le protezioni diversi da quello legato alla sola misura di corrente; tipicamente viene adottato un principio direzionale che si basa sulla misura delle grandezze omopolari (tensione e corrente di sequenza zero) e del loro reciproco sfasamento2. Per guasti monofasi in cui le forme d’onda delle suddette grandezze risultano fortemente distorte (casi relativamente frequenti appunto nelle reti a neutro isolato e/o compensato, proprio per il piccolo valore di energia in gioco che non sempre porta ad una evoluzione della corrente di guasto verso condizioni “stabili”), la valutazione delle ampiezze e soprattutto degli sfasamenti è sempre affetta da sensibili errori, la cui entità può falsare completamente il comportamento della protezione. Inoltre la presenza di componenti unidirezionali nelle correnti e/o tensioni omopolari porta a fenomeni di saturazione di TA e dei TV rispettivamente con un analogo effetto di distorsione sulle grandezze tradotte e poste in ingresso alle protezioni. Nel caso di guasti doppio monofase, al contrario3, l’elevata corrente, anche se perfettamente sinusoidale, può essere mal trasdotta dal TA omopolare (usualmente dimensionato per correnti relativamente piccole, proprie appunto dei guasti monofasi), con problemi analoghi a quelli sopra descritti da parte delle protezioni direzionali.

2 Durante il guasto a terra in un certo punto della rete MT, in tutte le linee della rete compaiono correnti e tensioni alla sequenza omopolare; prendendo come riferimento comune la tensione omopolare (misurata sulla sbarra MT del trasformatore AT/MT e comunque poco variabile lungo la rete), la corrente omopolare nella linea guasta è diversamente sfasata rispetto a tutte quelle delle altre linee. Sfruttando questo principio è possibile stabilire la direzione del punto guasto e quindi stabilire in quale linea è presente il guasto stesso. 3 Questo tipo di guasto è caratterizzato dalla presenza di guasto a terra in due punti distinti della rete appartenenti a fasi diverse e molto spesso a linee diverse. In questo caso la corrente di guasto non è limitata dalle capacità delle rete, ma dalle (piccole) reattanze serie delle linee, e quindi assume valori elevati.


c) insufficiente sensibilità nella rilevazione dei guasti (per cui si hanno difficoltà a rilevare correttamente guasti ad elevata resistenza).

Anche questo problema è, per ovvi motivi, prevalentemente riscontrabile nelle reti di distribuzione con neutro isolato o messo a terra tramite impedenza. Per le reti di distribuzione a neutro isolato o a terra tramite impedenza i guasti monofase ad elevata resistenza risultano relativamente frequenti, poiché le piccole energie in gioco possono mantenere il guasto in una condizione stabile alta resistenza di guasto4. Può risultare pertanto utile rilevare rapidamente queste condizioni, comunque pericolose. La pratica dell’esercizio ha portato a distinguere concettualmente due situazioni : - una condizione con resistenze di guasto a terra fino dell’ordine di alcuni kΩ, considerata

vero e proprio guasto in linea, che conviene rimuovere rapidamente anche a prezzo di una interruzione momentanea del servizio;

- una condizione corrispondente a resistenze di guasto di qualche decina di kOhm, che può corrispondere più che a un guasto vero e proprio ben localizzato, ad una situazione di degrado diffuso dell’isolamento (si pensi all’insieme di isolatori in ambiente inquinato in presenza di forte umidità) o ad una situazione di forte squilibrio in linea (sia legato al carico sia legato a eccessiva differenza nei parametri elettrici delle singole fasi). In questo caso non risulta di norma necessario e/o utile aprire la linea e ci si limita a trasmettere al centro di controllo remoto una segnalazione.

Per valori così elevati di resistenza di guasto le grandezze omopolari in ingresso alle protezioni sono molto piccole e ancora una volta gli errori dei trasduttori possono essere eccessivi ai fini di una corretta valutazione da parte della protezione. Ad esempio, in reti a neutro isolato di tipo urbano (quindi molto estese e in cavo), guasti con resistenza di alcuni kΩ corrispondono a grandezze secondarie dell’ordine di alcuni V (tensione omopolare secondaria) e di alcune decine di mA (corrente omopolare secondaria), ovvero qualche percento della tensione (o corrente) nominale del trasduttore. Per valori di “guasto” di alcune decine di kΩ le grandezze possono essere così piccole da rendere quasi impossibile la misura diretta delle grandezze stesse.

4 Ad esempio: dispersione parziale dell’isolamento di un cavo che non evolve in perdita completa dell’isolamento stesso, contatto a terra tramite un ramo, conduttore a terra su terreno ad alta resistività, ecc.)


3.1 Esempi di criticità sulle reti di distribuzione internazionali Nel seguito si presenta un elenco che prende spunto dalla bibliografia più recente sull’esercizio delle reti di distribuzione di alcuni paesi esteri; alcune criticità legate direttamente o indirettamente ai sistemi di protezione vengono brevemente descritte in riferimento ai problemi sopra evidenziati. 3.1.1 POLONIA Criticità presentata : difficoltà nella rilevazione di archi intermittenti e di guasti a elevata resistenza (riferimenti [2],[12],[13]) Le reti MT urbane (principalmente a 15 kV) della Polonia hanno manifestato recentemente eccessivi tassi di guasto monofase in parte riconosciuti come legati al degrado dell’isolamento dei cavi più vecchi, con tecnologia di isolamento a carta impregnata e giunti vicino al termine della vita attesa. La condizione critica si è manifestata anche nelle reti MT con neutro posto a terra tramite bobina di Petersen5. L’elevata percentuale di guasti a terra non correttamente rilevati (anche fino al 50%) ha portato alla necessità di introdurre nuove protezioni di linea, basate sulla misura della ammettenza e/o della conduttanza verso terra di ciascuna linea. Con tale principio (introdotto a partire dai primi anni ’90) la percentuale di guasti non rilevata è molto diminuita, restando comunque significativa (stimata attorno al 5%) per la presenza di guasti probabilmente di tipo intermittente. A questo problema si riallacciano le analisi presentate in [12],[13] il cui scopo è quello di proporre algoritmi di nuova concezione da implementare in protezioni direzionali. Può essere interessante riportare da [2] le seguenti tabelle che indicano per le reti di media tensioni delle principali società di distribuzione le frequenza delle varie tipologie di guasto, in funzione del tipo di linea e dello stato del neutro :

5 In Polonia la soluzione più comunemente adottata è con bobina “fissa” (cioè con valore regolabile solo manualmente) e resistenza in parallelo inserita temporaneamente durante il guasto (cioè a valle del riconoscimento di una condizione di guasto in rete) allo scopo di permettere la rilevazione della linea guasta da parte delle protezioni.


3.1.2 ARGENTINA Criticità presentata : eccessivi tempi di ripristino del servizio per inadeguata capacità di localizzazione del guasto (riferimento [3]) Similmente ad altri enti regolatori, l’autorità Argentina ha imposto penalità su indici che tengono conto sia delle durate delle interruzioni che della potenza interrotta, incentivando fortemente le società di distribuzione a dotarsi di una migliore capacità di localizzazione del guasto e di sezionamento automatico dei tronchi guasti. La soluzione scelta da alcuni distributori (nel caso specifico di [3] è la EDEMSA di Mendoza) è stata quella di dotarsi di un sufficiente numero di recloser installati lungo le più importanti linee MT. Un recloser è di fatto un interruttore con una protezione associata, normalmente con funzione di massima corrente più funzione direzionale di terra. In alcuni casi l’interruttore è anche dotato di dispositivo di richiusura automatica. Pertanto l’inserzione di uno o più recloser lungo una linea di media tensione permette di fatto di selezionare direttamente e in maniera automatica una parte della linea (e non tutta), con evidente vantaggio sulla continuità del servizio di una parte degli utenti. In più, l’adozione della richiusura nei recloser (che nel caso frequente di guasto temporaneo rialimenta completamente anche il tratto sede di guasto in tempi molto rapidi) e un adeguato schema di telecontrollo manuale degli altri dispositivi di sezionamento lungo le linee, hanno permesso un significativo miglioramento degli indici di qualità sopra ricordati. Il caso in esame è una chiara applicazione del concetto di sviluppo dell’automazione di rete, giustificato economicamente dalla nuova legislazione introdotta a carico dell’ente distributore. I parametri di qualità definiti dall’Autorità (per ciascuna linea MT) sono i seguenti : FMIK : Potenza complessiva non fornita rispetto alla potenza installata TTIK : Tempo totale della perdita di fornitura rispetto alla potenza installata

inst

fs

kVAkVA

FMIK ∑= inst

fsfs

kVATkVA

TTIK ∑ ⋅=

kVAinst: potenza installata lungo la linea MT; kVAfs: potenza messa fuori servizio per ciascuna interruzione; Tfs: durata della singola interruzione L’andamento del valore medio dei suddetti indici è rappresentato nelle seguenti figure ([3]).


Da [3] si riporta anche un grafico relativo alle cause percentuali di guasto sulle reti di distribuzione di EDEMSA. Si noti l’elevato valore della voce “manutenzione”.


3.1.3 FRANCIA Criticità presentate : scarsa selettività per la presenza lungo linea di rilevatori di guasto solo amperometrici; interventi intempestivi di fusibili lato MT, dimensioni di rete eccessive che portano a non rispettare più i limiti sulla sicurezza (quindi necessità protezioni più selettive e/o passaggio a neutro compensato) (riferimento [4]) La realtà della rete di distribuzione francese (gestita fino al recentissimo passato con neutro messo a terra tramite resistenza) presenta alcuni aspetti che si evidenziano come critici sia dal punto di vista strutturale sia dal punto di vista del sistema di protezione. Da una parte la notevole estensione di reti MT di tipo aereo in tutte le aree rurali comporta un numero di guasti (soprattutto di tipo transitorio, trattandosi di cause atmosferiche) relativamente elevato. Questo aspetto, di per sé indipendente dal sistema di protezione, ha condotto allo sviluppo di un programma di cavizzazione delle linee aeree (attraverso tecniche di interramento innovative e di basso costo) che ha portato negli ultimi 10 anni ad un incremento dal 20% al 30 % della percentuali di linee MT in cavo sul totale; il vantaggio derivato dalla diminuzione dei tassi di guasto ha giustificato economicamente il progetto (assieme a ragioni di tipo legislativo/ambientale). In realtà si sono evidenziate carenze anche dal punto di vista del sistema di protezione, legate a differenti aspetti :di seguito descritti. - l’uso generalizzato di fusibili MT posti a protezione dei trasformatori MT/BT, causa di

numerosi interventi intempestivi in occasione appunto di guasti di tipo transitorio. In questo caso la natura stessa dell’organo di protezione ha portato a interruzioni di tipo permanente a fronte di guasti in rete semplicemente di tipo transitorio. Questo problema ha portato allo sviluppo di sistemi a fusibile più sofisticati e selettivi integrati nei trasformatori MT/BT di nuova fornitura (fusibili di fase con dispositivo di apertura trifase anche per intervento su una sola fase; fusibile su circuito di terra sensibile a basse correnti omopolari [4])

- l’uso generalizzato lungo le linee MT di dispositivi di rilevazione del guasto a semplice

principio amperometrico (soglie di massima corrente di fase e/o di massima corrente omopolare) che, vantaggiosi dal punto di vista della semplicità e della economicità, non sono in grado in molte situazioni di rete di garantire la necessaria selettività (ad esempio, per un guasto a terra monofase in reti con linee di capacità molto differenti tra loro, guasti su linee a piccola capacità possono provocare interventi intempestivi su altre linee a elevata capacità). La prevista adozione di dispositivi analoghi ma basati su principio direzionale e quindi più selettivi, dovrebbe migliorare sia l’automazione in rete per la selezione del tronco guasto (si associa alla rilevazione di guasti monofasi permanenti a valle del punto di installazione l’apertura automatica di un organo di manovra posto lungo la linea) sia le operazioni di manutenzione preventiva (si registrano i guasti temporanei in rete identificando le porzioni di rete più bisognose di manutenzione al fine di abbassare la probabilità di guasti permanenti; in casi estremi l’informazione può portare alla decisione di interramento della linea).


Nella figura seguente (da [4]) si riporta l’esempio di un rilevatore di guasto direzionale per linea aerea : basandosi su valutazioni dei campi elettrico e magnetico residui a opportuna distanza dei conduttori è in grado di valutare, per guasti fino a valori di resistenza di qualche centinaio di Ω, la direzione del guasto e fornire opportuna segnalazione (anche una segnalazione luminosa permanente per guasti appunto permanenti, ad ausilio della localizzazione del guasto stesso ad opera delle squadre). Rilevatori simili per linee in cavo, dotati di TA di linea + omopolari, e di misura di tensione di fase tramite partitore capacitivo, consentono sensibilità assai maggiori, fino attorno ad 1-2 kΩ.

- necessità di adottare la messa a terra del neutro con bobina di Petersen per le reti MT in cavo le cui accresciute dimensioni hanno portato a correnti di guasto monofase eccessive in termini di sicurezza (elevate correnti di guasto implicano elevate tensioni di passo e di contatto); come conseguenza, è risultato necessario modificare o sostituire completamente le protezioni di linea delle reti MT per renderle adatte all’esercizio con neutro compensato.


3.1.4 FINLANDIA/SVEZIA Criticità presentata : presenza in rete di archi intermittenti difficilmente rilevabili dal sistema di protezione e conseguenti scatti delle protezioni di back-up (del trasformatore AT/MT) (riferimento [6]) Nei paesi scandinavi la messa a terra del neutro con bobina di compensazione è adottata ormai da lungo tempo; risulta pertanto interessante disporre dell’esperienza di esercizio delle reti di distribuzione di tali paesi. In [6] si afferma che il fenomeno dell’arco intermittente risulta specialmente frequente nelle reti compensate in cavo, ed è originato da una serie di scariche attraverso l’isolamento dei cavi a causa di una ridotta tenuta di tensione in taluni punti del cavo stesso. Il tipico meccanismo di arco è il seguente : il guasto ha inizio quando la tensione fase-terra nel punto danneggiato supera la residua tenuta dell’isolamento e si estingue il più delle volte non appena la corrente di guasto attraversa per la prima volta lo zero (cfr. figura seguente, tratta appunto da [6]).

Fisicamente le cause del suddetto deterioramento possono essere differenti : impurità e umidità dovute a reazioni chimiche legate al processo di invecchiamento, stress meccanici, danneggiamenti meccanici degli strati isolanti, penetrazione di acqua. In generale il processo di deterioramento richiede tempi assai lunghi fino alla improvvisa comparsa del fenomeno. Dal punto di vista del sistema di protezione, viene osservato che il principale effetto negativo legato al fenomeno consiste in scatti intempestivi della protezione di massima tensione omopolare posta sulle sbarre MT della sottostazione AT/MT. Questa protezione è di regola posta come rincalzo della protezione di linea MT ed è quindi ritardata rispetto a quest’ultima; essa provoca inoltre il distacco di tutte le linee facenti capo alla sbarra MT stessa, quindi di un numero assai rilevante di utenti. Il possibile intervento della suddetta protezione è dovuto al suo carattere non direzionale e alla permanenza di tensione omopolare tra un innesco e l’altro di


corrente6, nell’ipotesi in cui la protezione di linea, basata su un principio di funzionamento di tipo “sinusoidale”, non riconosca affatto la condizione di guasto o ricada troppo rapidamente7. Le protezioni direzionali di terra “tradizionali” sono state in genere progettate per funzionare con forme d’onda sinusoidali o prevalentemente sinusoidali, senza definiti criteri per forme d’onda molto distorte. Per questo motivo le specifiche ragioni di malfunzionamento sono molteplici e possono essere diverse per modelli e costruttori diversi. In particolare, la corretta rilevazione della direzione del guasto dipende : - dal tipo di filtraggio in ingresso (differenti filtraggi modificano ovviamente la forma d’onda

“finale” vista dal relé in ingresso; questo aspetto è particolarmente delicato nelle protezioni direzionali che devono valutare anche gli sfasamenti tra le grandezze in ingresso);

- dal tipo di campionamento (nel caso di protezioni digitali), che influenza moltissimo l’ampiezza reale “vista” dell’impulso di corrente al riadescamento dell’arco;

- dal tempo minimo di avviamento (starting time) progettato per la protezione (tale tempo non può essere troppo ridotto per permettere misure attendibili dei parametri –ampiezza e fase- della sinusoide; se troppo elevato tuttavia la protezione può non avviarsi affatto a fronte di archi intermittenti).

Si noti che anche soluzioni relativamente sofisticate adottate in alcune protezioni digitali per ricondursi a criteri “sinusoidali” (ad es. calcoli di FFT operati sui campioni numerici in ingresso) possono nel caso di archi intermittenti portare a grossolani errori di valutazione soprattutto dello sfasamento tra tensioni e correnti. A fronte di questi problemi viene ribadito in [6] e in altri documenti relativi alle reti di distribuzione dell’area scandinava la necessità di sviluppare nuovi e più adeguati criteri/algoritmi di rilevazione direzionale del guasto a terra, ad es. basati sul “riconoscimento” e “conteggio” degli impulsi di corrente oppure su opportuna elaborazione delle misure di angolo (sfasamento tra tensione e corrente in ingresso) ottenute tramite FFT a finestra scorrevole. In taluni casi un algoritmo efficace per le situazioni transitorie di arco intermittente non si rivela tale per le condizioni di guasto “sinusoidali” per cui può avere senso implementare protezioni con più algoritmi di natura diverse operanti in parallelo e interagenti secondo un’opportuna logica.

6 Si osservi la figura sopra riportata; l’oscillazione (smorzata) della tensione è alla frequenza caratteristica della risonanza tra induttanza di Petersen e capacità totale della rete, frequenza pari a 50 Hz o molto prossima a tale valore. Poiché infatti durante il guasto a terra la corrente fornita dall’induttanza stessa deve compensare quella fornita dalle capacità delle linee, si fa appunto in modo che sia, a 50 Hz, XC≈XL, da cui l’effetto sulla protezione di sbarra. 7 La caratteristica direzionale della protezione della linea sede del guasto, rende probabile la ricaduta del segnale interno di avviamento tra un re-innesco e l’altro (specialmente se tali re-inneschi non sono troppo ravvicinati).


3.1.5 GERMANIA Criticità presentata : difficoltà di rilevazione di guasti sia ad alta resistenza sia di tipo intermittente (riadescamenti di arco verso terra); (riferimento [7]) In questo caso si fa riferimento alle reti di distribuzione della Germania, nella maggioranza esercite come per il caso dei paesi scandinavi con neutro messo a terra tramite bobina di compensazione. Anche per queste reti viene riconosciuta una carenza delle protezioni contro i guasti a terra “tradizionali”, progettate “solo per guasti a bassa resistenza e in condizioni stazionarie”. Tali protezioni vengono perciò indicate come inadeguate a fronte sia di guasti ad elevata resistenza (high ohmic earth faults) sia per guasti intermittenti (intermittent earth faults). Il primo tipo di guasto risulta molto frequente nelle linee aeree delle aree rurali, mentre il secondo tipo è caratteristico nelle reti in cavo esercite con neutro compensato. Gli effetti negativi lamentati consistono : - in mancati interventi delle protezioni sulle linee con guasto (la protezione non è in grado di

riconoscere il guasto stesso); - in interventi intempestivi con apertura di linee MT non guaste, per effetto di guasti in altre

linee Questa situazione assume ancora maggior criticità in conseguenza dei nuovi scenari di mercato competitivo in cui la funzione delle protezioni ha acquisito ancora maggiore importanza. L’articolo [7] fa riferimento anche a protezioni direzionali “tradizionali” basate sul principio “transitorio” (conventional transient relay), che sfrutta il differente segno, all’inizio del guasto, della corrente residua nella linea guasta rispetto a quello delle analoghe grandezze di tutte le altre linee (analisi della corrente di scarica delle capacità di linea). Il principio può essere compreso osservando le seguenti figure in cui per un guasto monofase a bassa resistenza vengono riportate : - in blu la tensione omopolare misurata sulle sbarre MT - nella prima figura (tracce verde e magenta) le correnti omopolari misurate su due linee sane - nella seconda figura (traccia rossa) la corrente omopolare misurata sulla linea guasta


Tale principio, che consente un’immediata discriminazione della linea guasta (ma che richiede che tale condizione di guasto sia poi “confermata” nei cicli successivi da un criterio “in sinusoidale”), può in generale portare ad errori, per una serie di motivi : - si basa, oltre che su valutazioni di segno, sull’uso di soglie in tensione e in corrente (in

particolare le soglie istantanee per la determinazione direzionale di inizio guasto) che non sempre sono tarabili in maniera soddisfacente per tutte le condizioni di rete;

- cade in difetto per guasti ad elevata resistenza, per i quali il transitorio di scarica suddetto è pressoché inesistente (in particolare la tensione omopolare in questo caso cresce molto lentamente senza transitorio ad alta frequenza);

- per archi intermittenti la tensione omopolare (in valore efficace) all’estinzione di ciascun guasto non sempre ricade in tempo sotto le soglie di trigger , quindi la protezione non può correttamente “riavviarsi” (re-trigger) alla successiva scarica8. Inoltre, come visto, la frequenza della “oscillazione libera” può discostarsi dal valore nominale 50 Hz il che può portare a valutazioni anche molto errate degli sfasamenti angolari (anche per calcoli tramite FFT).

- infine, per richiusure (su guasto o positive) effettuate da organi di manovra (es. sezionatori motorizzati, ma anche interruttori) in cui i tre poli delle tre fasi non chiudono contemporaneamente, si possono avere transitori spuri delle grandezze omopolari che portano il principio descritto a valutazioni errate.

In [7] si fanno alcuni cenni sui princìpi di un nuovo algoritmo per le protezioni direzionali che consente di superare i limiti sopra esposti degli algoritmi “tradizionali” sia nel caso di arco intermittente sia con elevate resistenze di guasto (si parla di qualche kΩ al più). Tale algoritmo risulta basato sulla determinazione delle traiettorie descritte nel tempo dalle grandezze elettriche in ingresso alla protezione direzionale, e in particolare quelle nel piano (Vo,Qo) (tensione omopolare, carica omopolare = integrale nel tempo della corrente omopolare). Lo studio di tali traiettorie permette di discriminare la linea guasta dal resto delle altre linee.

8 Si veda l’andamento della tensione omopolare riportato nel grafico del paragrafo 3.1.4


3.1.6 CINA Criticità presentata : difficoltà di rilevazione di guasti di tipo intermittente (riferimento [8]) La maggior parte delle reti elettriche di distribuzione cinesi sono esercite con neutro isolato o compensato tramite bobina di Petersen, e anche in questa realtà la richiesta di maggiore qualità del servizio sembra portare, anzitutto, alla necessità di protezioni direzionali più precise e selettive. Nel caso dell’articolo [8] si fa riferimento a protezioni “basate sulla misura di tensioni e correnti alla sequenza zero” che sono ritenute addirittura non applicabili in reti a neutro compensato (affermazione peraltro non molto comprensibile e poco condivisibile), e comunque poco affidabili in caso di archi intermittenti. Si citano anche protezioni basate sulla rilevazione di 5a armonica (o armoniche di ordine superiore9), indicate come poco sensibili, e protezioni basate sul principio “transitorio” sopra ricordato, di difficile realizzazione pratica prima dell’avvento delle protezioni digitali ad elevata frequenza di campionamento. Anche in questo caso il nuovo principio proposto per la protezione direzionale si basa su elaborazioni dei segnali istantanei di tensione e corrente omopolare, al fine di distinguere la direzione delle componenti capacitive di corrente omopolare. Queste componenti sono riconosciute nel dominio del tempo analizzando la quantità ottenute dal prodotto (corrente omopolare)x(derivata prima della tensione omopolare), che hanno in generale “segno” opposto nella linea guasta rispetto a tutte le altre linee10. L’utilizzo delle solo componenti capacitive e il modello definito nel dominio del tempo fanno sì che questo algoritmo sia applicabile indipendentemente dallo stato del neutro e anche nel cao di archi intermittenti.

9 Probabilmente basate sul fatto che alla sequenza omopolare le armoniche, presenti durante la fase di guasto, scompaiono all’estinzione dello stesso (durante l’oscillazione “libera” del sistema bobina di Petersen + capacità di rete). 10 Questa condizione non è in realtà sempre rispettata per le reti compensate con bobina di Petersen; non è chiaro in [8] se in tale caso il criterio resta quello semplice del segno o sia più sofisticato.


3.1.7 USA Criticità presentata : insufficiente selettività delle protezioni di massima corrente lungo le linee MT, per reti con neutro a terra francamente (riferimento [9]) Contrariamente alla gran parte delle reti di distribuzione europee continentali, la pratica prevalente dei paesi anglosassoni (Gran Bretagna, USA, Canada, Australia) è quella di esercire con neutro messo francamente a terra11. Come già più volte ricordato, la conseguenza più evidente di questo tipo di esercizio su reti passive è l’elevato valore della corrente di guasto anche per guasti monofasi e la non necessità di protezioni direzionali. I sistemi di protezione delle linee di queste reti MT sono di solito basati su relè a massima corrente di fase e massima corrente omopolare, tarati in modo da proteggere la linea dai corti circuiti sia trifasi, sia fase-fase, sia monofasi a terra. Tipicamente si ha una protezione a soglia istantanea che opera per guasti “vicini” alla protezione e una protezione a caratteristica “a tempo inverso” che interviene per la maggior parte dei guasti lungo la linea. Chiaramente queste protezioni devono coordinarsi con tutti i dispositivi a fusibile utilizzati a protezione dei trasformatori di distribuzione connessi lungo la linea. Inoltre esistono anche requisiti di coordinamento con le protezioni di backup, che sono di solito realizzate tramite le protezioni del trasformatore AT/MT (per motivi di economicità non si adottano sulle reti di distribuzione protezioni ridondanti). Queste ultime protezioni devono intervenire a fronte di mancato intervento di quelle principali, ma anche a seguito di guasti sulle sbarre MT della cabina primaria e/o per fallita manovra degli interruttori di linea (breaker failure function). In molti casi i tempi di intervento delle protezioni di backup possono essere troppo elevati rispetto ai requisiti di carichi sensibili; più in generale il coordinamento tra tutte le protezioni (che deve essere rispettato nelle differenti condizioni di guasto in rete) costringe a utilizzare margini non compatibili con altre esigenze (qualità del servizio, sicurezza dei componenti). Si pone quindi in generale il problema di ridurre i tempi di intervento mantenendo le necessarie selettività. In [9] vengono descritti alcuni criteri volti a realizzare questo auspicato miglioramento del sistema di protezione : - l’utilizzo contemporaneo di soglie a tempo indipendente e a tempo dipendente; ad esempio

sembrano efficaci protezioni di linee dotate (vedi figura) : - di un elemento “istantaneo” per i guasti a più elevata corrente; - di due soglie a tempo indipendente, - di una soglia a tempo dipendente, coordinata con i fusibili a valle sui trasformatori

MT/BT

11 Si distinguono due modalità di messa a terra con neutro francamente a terra : • una con neutro a terra “distribuito” (solid multigrounding neutral), in cui il sistema di distribuzione è a 4 fili

con il filo di neutro posto intenzionalmente a terra in corrispondenza di ogni sottostazione MT/BT; questo tipo di sistema consente anche l’alimentazione di carichi monofasi sulla media tensione (cioè permette la cosiddetta distribuzione monofase) ed è molto usato negli USA, in Canada e in Australia.

• una con neutro a terra “non distribuito” (solid unigrounding neutral), in cui il sistema di distribuzione è a tre fili (cioè il neutro è messo a terra in Cabina e non è distribuito) con carichi MT solo “fase-fase” oppure, al più si ha quarto filo distribuito ma isolato (con carichi MT fase-neutro). Metodo usato in Gran Bretagna.


Con questa coordinamento più complicato si possono avere sensibili guadagni dei tempi di intervento per i guasti, specialmente per i guasti nei tratti a fine linea (si consideri a titolo di esempio la tabella sotto riportata, sempre da [9]).

- l’adozione di protezioni di massima corrente di sequenza inversa : la quasi totalità dei guasti

reali ha carattere non simmetrico, con presenza di correnti alla sequenza inversa; da qui la possibilità di assumere tale grandezza come indice di guasto. Rispetto ai semplici relè di massima corrente, tale principio consente una maggiore sensibilità (si può tarare la protezione a valori piccoli di corrente inversa, sopra una certa soglia legata agli squilibri di rete accettabili).

- l’adozione di protezioni differenziali di sbarra MT, che possano rendere molto più rapida l’eliminazione di guasti sulle sbarre stesse, altrimenti eliminati con eccessivo ritardo dall protezioni di massima corrente dei trasformatori. Tali protezioni possono essere anche realizzate tramite una semplice unità logica che riceva in ingresso i segnali di avviamento delle protezioni del trasformatore AT/MT e delle linee MT;

- l’adozione di breaker failure protection per i sistemi di sbarre MT, secondo gli schemi utilizzati e consolidati sulle sbarre dei sistemi AT;

- l’adozione degli schemi di “fuse saving” al fine di impedire gli interventi dei fusibili sui trasformatori MT/BT in caso di guasti temporanei; lo schema aggiunge sostanzialmente una protezione di massima corrente che opera una apertura con richiusura rapida, commutando dopo la richiusura da una caratteristica “istantanea” tarata a un livello di corrente relativamente basso (quindi non coordinata con il resto del sistema) a una caratteristica a tempo inverso coordinata con il fusibile a valle. Al vantaggio di impedire l’intervento del fusibile nei casi di guasto non permanente si accompagna lo svantaggio di provocare in tutti i casi di intervento una interruzione sulle utenze a valle.


3.1.8 REPUBBLICA CECA Criticità presentata : insufficiente selettività delle protezioni per reti con neutro compensato (riferimento [10]) In alcune reti di distribuzione dell’est europeo, come nel caso della repubblica Ceca e dell’Ungheria, la messa a terra del neutro è realizzata tramite bobina di Petersen più resistenza posta in parallelo, con la particolarità funzionale per cui la resistenza viene inserita solo a seguito delle rilevazione di un guasto a terra, per un predefinito intervallo temporale. La necessità di inserire il resistore è legata alla possibilità di riconoscimento della linea guasta ad opera delle protezioni direzionali, secondo uno schema utilizzato anche nelle reti italiane (in cui però il resistore è inserito permanentemente). Anche nelle reti di distribuzione della Repubblica Ceca, similmente ad altri casi già descritti, il sistema di protezione utilizzato non si è dimostrato adeguato a fronte di guasti ad elevata resistenza o intermittenti (in [10] si citano i seguenti casi : “non-metal” ground faults; fallen down phase cable; fallen down tree branch to a phase line, intermittent ground faults). Per questi casi l’andamento della tensione omopolare di sbarra, che comanda il meccanismo di inserzione del resistore parallelo, è tale da non attivare tale meccanismo, con il conseguente non intervento o intervento intempestivo delle protezioni di linea. Attraverso l’ausilio di una sperimentazione in campo, sono stati provati differenti alternative di protezione, partendo da nuove protezioni presenti sul mercato e personalizzandole alla situazione particolare con meccanismo di inserzione della resistenza. L’indicazione di [10] è quella di utilizzo di un principio di protezione basato sulla misura della Go (conduttanza omopolare di ciascuna linea MT) attraverso un confronto di misure effettuato prima e dopo l’inserzione della resistenza; una protezione di riserva operante in parallelo su diverso principio (massima corrente omopolare o principio direzionale “classico”) viene lasciata attiva e deve intervenire nell’ipotesi di guasto sul sistema di inserzione della resistenza.


3.1.9 BELGIO Criticità presentata : non adeguata selettività legata all’uso di protezioni solo amperometriche (riferimento [11]) Le reti di distribuzione belghe di cui ad [11] (società di distribuzione Electrabel Distribution Wallonia) sono in gran parte esercite con neutro a terra tramite impedenza (bobina + resistenza) e presentano modalità di protezione molto eterogenee; essenzialmente si hanno : - per le linee totalmente in cavo, protezioni a massima corrente a due soglie (sovraccarico e

corto circuito) a inizio linea; in molti casi un’altra o altre due protezioni di massima corrente (con relativo organo di manovra) sono poste lungo la linea, di solito con una sola soglia di corrente. Tutte le suddette protezioni sono a tempo indipendente, per migliorare il coordinamento.

- per le linee aeree (o con limitatissima percentuale in cavo) si utilizza una combinazione di protezioni a massima corrente di fase (a tempo indipendente) e una protezione di terra, a misura di corrente omopolare e a caratteristica a tempo inverso. Con tale caratteristica si possono avere interventi anche per bassi valori della corrente di terra e si ottiene almeno teoricamente la selettività per più protezioni poste in serie lungo la linea utilizzando curve diverse. Per l’elevato numero di guasti temporanei, le suddette linee sono dotate di un dispositivo di richiusura rapida.

- per le linee miste, con percentuale di cavo non troppo piccola, si utilizzano ancora le sue protezioni suddette, ma adottando una protezione di terra a tempo indipendente (questo per diminuire il numero di scatti intempestivi per guasti su altre linee. La richiusura rapida può essere utilizzata o meno, a seconda dei casi.

Come anche riconosciuto in [11], questo sistema di protezione (mancante in sostanza di elementi direzionali) pur se economico e di semplice manutenzione, ha un comportamento non molto soddisfacente dal punto di vista della qualità del servizio, soprattutto per i frequenti interventi intempestivi. Le possibili strade di miglioramento intraviste sono da una parte il cambiamento del sistema di protezione, dall’altra il potenziamento del sistema di controllo remoto e di automazione (attività ovviamente non in alternativi ma possibilmente complementari).


3.1.10 ITALIA Per quanto riguarda l’esperienza delle reti di distribuzione italiana, la gestione della rete è stata storicamente con neutro isolato, con protezioni a massima corrente per guasti polifasi, protezioni direzionali per guasti monofasi a terra, utilizzo di fusibili sui trasformatori MT/BT. La principale società di distribuzione (Enel Distribuzione) ha in corso in questi anni un passaggio generalizzato alla messa a terra con bobina di Petersen, con differenti soluzioni impiantistiche, tutte comunque riconducibili allo schema bobina + resistenza in parallelo. Riferimenti ai sistemi di protezione più di recente implementati sulla rete di distribuzione della società Enel Distribuzione si possono trovare in [5], [14], [15]. Un elenco di problemi specifici relativamente ai sistemi di protezione può essere fatto nei termini seguenti. Criticità : comportamento delle protezioni a fronte di archi intermittenti; in reti MT gestite sia a Neutro Isolato che a Neutro Compensato, mancate rilevazioni e scatti intempestivi a fronte di archi intermittenti sulle linee MT; Le cause e le modalità del fenomeno possono essere ritenute analoghe a quelle descritte per le reti di diversi paesi nei paragrafi precedenti. Le mancate rilevazioni (la protezione della linea sede di guasto non comanda nei tempi dovuti l’apertura dell’interruttore) possono portare in casi estremi all’intervento della protezione di riserva con conseguente apertura del trasformatore AT/MT e disalimentazione dell’intera semisbarra MT. Nella figura seguente si riporta un andamento tipico di un evento “arco intermittente” su una rete di distribuzione italiana a neutro compensato. Si osservi l’analogia alle forme d’onda descritte per altre reti (ad. es nel paragrafo 3.1.4).

-15

-10

-5

0

5

10

-10

-5

0

5

10

-200

-100

0

100

200

32

Arco Intermittente in linea MT

Electrotek Concepts® TOP, The Output Processor®

I_OMO

_G (M

ag)

I_OMO

_S (M

ag)

V_OM

O (M

ag)

Time (ms)

DERIVED>I_OMO_G(A) DERIVED>I_OMO_S(A) DERIVED>V_OMO(V)

CORRENTE OMOPOLARE (LINEA GUASTA)

CORRENTE OMOPOLARE (ALTRA LINEA)

TENSIONE OMOPOLARE (SBARRE MT)

20 ms circa


Criticità : protezione di massima tensione omopolare sulle sbarre MT; possibili scatti intempestivi della protezione di massima tensione omopolare di sbarre MT Nelle Cabine Primarie esercite con neutro compensato tramite bobina di Petersen, il manifestarsi di fenomeni transitori legati al circuito di sequenza omopolare porta in generale, per un effetto di risonanza tra la bobina stessa e la capacità della rete MT alimentata dalla CP, a valori di tensione omopolare significativi e prolungati nel tempo i quali potrebbero portare ad intervento la protezione di massima tensione omopolare. La conseguenza di tale intervento intempestivo della protezione sarebbe quella di porre fuori servizio il trasformatore AT/MT e quindi l’intera rete MT. Questo fatto è ovviamente non accettabile e pertanto è necessario poterlo prevenire analizzando in dettaglio i fenomeni che ne sono causa, stabilendo le condizioni in cui esso possa manifestarsi e operando con conseguenti opportuni provvedimenti Questi malfunzionamenti possono essere riscontrati in presenza di bobina di Petersen collegata sul centro stella MT del trafo AT/MT, in corrispondenza di : • l’energizzazione del trasformatore AT/MT conseguente alla manovra di messa in servizio

(condizione che si manifesta tipicamente quando, in condizione di esercizio a sbarre unite alimentate da un unico trasformatore, si ha la necessità di rimettere in servizio l’altro trasformatore, per passare alla normale condizione di esercizio a sbarre separate);

• il verificarsi di un buco di tensione sulle sbarre AT (ad esempio come conseguenza di un guasto su una delle linee AT che alimentano la C.P. e della successiva eliminazione dello stesso), essendo in servizio entrambi i trasformatori (su sbarre separate) o anche solo uno dei due trasformatori (su sbarre unite).

• condizioni di massimo carico delle linee con trafi AT/MT (problema di dissimmetria costruttiva).

Nei casi con rete a neutro isolato o con messa a terra del neutro in disposizione diversa da quella descritta, il problema non sussiste. I fenomeni ora citati, per certi versi analoghi; differiscono tuttavia per l’influenza dei parametri in gioco. In figura 3.1.10-1 si indica un andamento tipico della tensione omopolare di una sbarra MT successivo alla messa in tensione di un trasformatore AT/MT; si innesca un fenomeno lentamente smorzato pericoloso ai fini di uno scatto intempestivo della protezione.

Figura 3.1.10-1


Criticità : avviamenti intempestivi di protezioni direzionali di linea per saturazione dei TV in reti a neutro isolato Per reti MT a neutro isolato con protezioni di tipo varmetrico non di ultima generazione, si riscontrano sistematicamente avviamenti delle protezioni direzionali in neutro isolato di tutte le linee a fine guasto (cioè successivamente all’apertura dell’interruttore di una linea per corretto intervento di una protezione direzionale), per fenomeni di saturazione dei TV omopolari. A seguito di tale saturazione (dovuta alla presenza di componente unidirezionale sulla tensione omopolare della rete MT) la tensione trasdotta dai TV (e in ingresso alle protezioni) presenta oscillazioni a frequenza diversa da 50 Hz secondo un tipico andamento “a treni”. Queste oscillazioni possono in taluni casi provocare avviamenti intempestivi nelle protezioni direzionali. La figura 3.1.10-2 presenta una registrazione effettuata in campo relativa a questo fenomeno. Tale fenomeno è caratteristico della estinzione del guasto monofase sulle reti a neutro isolato e dipende essenzialmente

• dalla caratteristica di magnetizzazione dei TV, nel tratto non lineare, • dal ginocchio della caratteristica magnetica stessa dei TV, • dall’istante di interruzione della corrente di guasto, • dalla lunghezza delle linee, • dalla resistenza inserita sul secondario a triangolo aperto dei TV.

Figura 3.1.10-2 Criticità : ritardi all’intervento da parte di protezioni direzionali per saturazione dei TA omopolari in reti a neutro compensato Nelle reti d distribuzione a neutro compensato la corrente di guasto (e la corrente omopolare sulla linea guasta, “vista” dalla protezione direzionale) presenta oltre alla componente sinusoidale una componente unidirezionale (legata alla induttanza della bobina) che per valori bassi della resistenza di guasto può essere di ampiezza rilevante.


La componente unidirezionale che può essere presente è responsabile della possibile saturazione del TA che alimenta la protezione direzionale di terra e può provocare un intervento ritardato della protezione stessa (figura 3.1.10-3). La corrente omopolare che circola nelle linee sane non ha invece alcuna componente unidirezionale per cui i rispettivi TA non saturano: non si possono quindi avere scatti intempestivi delle protezioni.

Figura 3.1.10-3 In generale si ottengono saturazioni del tipo di quella rappresentata per TA toroidali a nucleo magnetico “chiuso”; altri tipi di TA (es. TA toroidali apribili cioè con nucleo apribile, TA di altro tipo intrinsecamente lineari, come TA ottici o TA Rogosky) presentano comportamenti migliori da questo punto di vista.


3.1.11 COMMENTI In generale, si conferma che la maggior parte delle carenze riscontrabili sui sistemi di protezioni delle reti di distribuzione è legata ai punti a), b),c) ricordati all’inizio del capitolo 3. Inoltre, la bibliografia fa frequenti cenni alla possibilità di migliorare il SISTEMA di protezione in termini di : - aumentare i punti di “sezionamento” lungo le linee dotandoli di dispositivi di protezione.

Una tipica applicazione in questo senso è l’introduzione dei cosiddetti reclosers lungo le linee MT; questi dispositivi sono dei veri propri interruttori collegati a protezioni direzionali di terra e di massima corrente, che sono quindi in grado di aprire rapidamente (isolando il tratto di linea a valle prima che intervenga la protezione principale ad inizio linea) a fronte di tutti i tipi di guasto. La costruzione di sistemi sempre più compatti ed economici (si integrano nello stesso dispositivo di potenza l’interruttore e i trasduttori di misura) ha reso questa soluzione economicamente proponibile, almeno per qualche tipologia di linea.

- coordinare meglio le protezioni esistenti, implementando funzioni di protezione più

selettive e/o funzioni di riserva attraverso dispositivi che si basino su informazioni provenienti da più protezioni individuali. Questo approccio va nella direzione di una centralizzazione delle funzioni, vista per lo più a livello di “substation” (cioè stazione AT/MT; in gergo italiano nelle Cabine Primarie). La funzione di protezione viene centralizzata sulla base di informazioni locali provenienti da differenti dispositivi presenti nella “Cabina Primaria”. Per le implementazioni proposte in bibliografia, le informazioni previste sono normalmente di tipo logico (avviamenti e scatti di protezioni, stato degli interruttori, ecc), anche se le soluzioni basate su misure analogiche non sono escluse ed anzi appaiono particolarmente interessanti al fine di creare funzioni di protezione più avanzate. E’ chiaro che la natura digitale delle nuove protezioni ormai largamente diffuse anche nelle reti di distribuzione rende fattibile lo sviluppo di protezioni centralizzate

- ridurre i tempi di selezione del tronco guasto e di rialimentazione degli utenti dei tronchi

“sani” attraverso tecniche di automazione e di localizzazione del guasto. L’indagine proseguirà nel WP2 con la verifica approfondita delle soluzioni tecniche che la bibliografia ed i Costruttori stanno proponendo in relazione ai vari problemi e carenze di protezioni riportati nel seguente rapporto.


4 BIBLIOGRAFIA

[1] H. Roman, H. Hylla “Experiences on location of earth faults and short circuits in rural medium voltage networks” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [2] A. Rakowska, J. Lorenc, W. Hoppel “Disturbances in polish 15 kV network by ground short-circuits” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [3] J. Tarchini, G. Sandez “Power quality improvement in distribution systems by means of optimization of the protection and control system” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [4] T. Grima “Energy supply quality: a global and innovative response” CIGRE-CIRED Workshop “Impact of earthing systems in middle voltage networks to power quality of electricity supply” - Therme Dobrna (Slovenia) - 23rd March 2004 [5] A. Cerretti, G. Di Lembo, G. Di Primio, A. Gallerani, G. Valtorta “Automatic fault clearing on MV networks with neutral point connected to ground through impedance” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [6] J. Altonen, O. Mäkinen, K. Kauhaniemi, K. Persson “Intermittent earth faults - need to improve the existing feeder earth fault protection schemes?” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [7] G. Druml, A. Kugi, O. Seifert “A new directional transient relay for high ohmic earth faults” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [8] L. Tianyou, X. Bingyin, X. Yongduan, P. Gale “New developments in earth fault protection of non-solidly earthed networks” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003


[9] A. Apostolov “Optimizing distribution feeder protection to improve power quality during short circuit faults” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [10] J. Pospisil, R. Malek, M. Cech, T. Effenberger “Innovation of protection systems for indication of ground faults in the MV networks” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003 [11] Y. Laperches - M. Braipson - P. Parent - R. Hatert “MV network control and protection policy technical and functional aspects” CIRED 16th International Conference on Electricity Distribution 2001 - Amsterdam [12] J. Lorenc, K. Musierowicz, A. Kwapisz “Detection of the Intermittent Earth Faults in Compensated MV Network” IEEE Power Tech Conference, June 23th-26th, Bologna, Italy [13] M. Michalik, T. M. Okraszewski “Application of The Wavelet Transform to Backup Protection of MV Networks – Wavelet Phase Comparison Method” IEEE Power Tech Conference, June 23th-26th, Bologna, Italy [14] B. Ceresoli, A. Cerretti, E. De Berardinis, A. Gallerani , P. Perna, G. Valtorta “Neutral connection to earth in medium voltage networks: operation experience in ENEL” CIRED 16th International Conference on Electricity Distribution 2001 - Amsterdam [15] E. Di Marino, F. La Rocca, G. Valtorta, B. Ceresoli “Change of neutral earthing of MV networks from isolated to connected to ground through impedance: operation results and transition management” CIRED 17th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003

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