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Nei sistemi di distribuzione elettrica a media tensione (MT), i relè di protezione rappresentano la prima linea di difesa contro i guasti elettrici, i danni alle apparecchiature e i rischi per il personale. La comprensione del modo in cui questi relè si intersecano e comunicano attraverso mappe logiche di intervento è fondamentale per la progettazione, la messa in servizio e la manutenzione di sistemi di alimentazione affidabili.
In 18 anni di esperienza nella messa in servizio di quadri MT in impianti petrolchimici, centri dati e sottostazioni di pubblica utilità, ho potuto constatare di persona come schemi di relè mal coordinati possano provocare guasti catastrofici a cascata. Al contrario, le mappe logiche di intervento progettate correttamente hanno permesso di risparmiare milioni di dollari in apparecchiature e, cosa più importante, di evitare infortuni.
Questo articolo fornisce un esame approfondito delle funzioni più comuni dei relè di protezione - i dispositivi ANSI numero 50, 51, 50N, 51N, 27, 59 e 86 - e spiega come si interbloccano nelle architetture dei quadri MT. Che si tratti di un ingegnere della protezione che progetta nuovi sistemi o di un tecnico sul campo che risolve i problemi delle installazioni esistenti, questa guida sarà un riferimento pratico per comprendere il coordinamento della logica di intervento dei relè.
Prima di immergersi negli schemi di interblocco, è necessario comprendere chiaramente la funzione di ciascun relè. Lo standard ANSI/IEEE C37.2 definisce i numeri dei dispositivi che sono diventati il linguaggio universale della tecnica di protezione.
Dispositivo 50 (sovracorrente istantanea) si attiva senza ritardo intenzionale quando la corrente supera una soglia predeterminata. Le impostazioni tipiche del pick-up vanno da 6 a 10 volte la corrente a pieno carico per la protezione dei trasformatori e da 1,5 a 2 volte per le applicazioni dei motori. L'elemento istantaneo consente di eliminare i guasti ad alta velocità per i guasti ravvicinati, dove il potenziale di danno è maggiore.
Dispositivo 51 (sovracorrente a tempo) introduce una caratteristica tempo-corrente inversa, consentendo ai dispositivi a valle di eliminare i guasti prima che intervengano i relè a monte. Questo coordinamento si ottiene attraverso curve standardizzate (IEC estremamente inversa, molto inversa, standard inversa, o IEEE moderatamente inversa, molto inversa, estremamente inversa).
Dispositivo 50N (sovracorrente istantanea di terra) rileva i guasti a terra attraverso la misurazione della corrente residua. Nei sistemi con messa a terra solida, le impostazioni del pickup sono in genere comprese tra 10-20% del valore nominale del TA di fase. Per i sistemi con messa a terra a resistenza, le impostazioni devono essere coordinate con la massima corrente passante della resistenza di messa a terra del neutro.
Dispositivo 51N (messa a terra per sovracorrente a tempo) fornisce una protezione dai guasti a terra coordinata nel tempo, essenziale nei sistemi in cui è richiesto un coordinamento selettivo tra più dispositivi di guasto a terra.
Dispositivo 27 (sottotensione) protegge dai cali di tensione e dalla perdita di alimentazione, tipicamente impostata tra 80-90% della tensione nominale con ritardi di 1-10 secondi a seconda dell'applicazione. Questa funzione è fondamentale per la protezione del motore e per prevenire il riavvio automatico in condizioni di degrado.
Dispositivo 59 (sovratensione) protegge da condizioni di sovratensione prolungate che possono danneggiare l'isolamento e le apparecchiature collegate. Le impostazioni sono in genere comprese tra 110 e 120% della tensione nominale.
Dispositivo 86 (relè di blocco) è un dispositivo di riarmo manuale azionato elettricamente che mantiene gli interruttori automatici nella posizione di intervento finché un operatore non riconosce manualmente la condizione di guasto. Questa funzione è fondamentale per garantire che i guasti vengano esaminati prima della rialimentazione.
La mappa della logica di intervento definisce il modo in cui le uscite dei relè di protezione si collegano alle bobine di intervento degli interruttori, ai relè di blocco e ai sistemi ausiliari. I moderni quadri MT utilizzano tre architetture di sgancio principali:
Nelle applicazioni più semplici, i contatti di sgancio dei singoli relè sono collegati direttamente alla bobina di sgancio dell'interruttore. Pur essendo economico, questo approccio non offre i vantaggi dell'indicazione consolidata dei guasti e richiede contatti ausiliari separati per ciascun relè per bloccare la richiusura automatica.
Schemi più sofisticati instradano tutte le uscite del relè di protezione attraverso un relè di blocco 86. Questa configurazione offre diversi vantaggi:
I moderni relè numerici implementano la logica di intervento internamente attraverso porte logiche programmabili. I contatti di uscita del relè possono essere configurati per rappresentare singoli elementi di protezione o funzioni di intervento combinate.
[Figura 1: Schema a blocchi della logica di intervento che mostra l'interconnessione tra gli elementi 50/51, 50N/51N, 27, 59 che alimentano il relè di blocco 86 con percorsi paralleli alla bobina di intervento dell'interruttore, all'indicazione di stato e alle interfacce SCADA/DCS].
L'interazione tra le funzioni di protezione segue principi consolidati che garantiscono sia l'affidabilità (funzionamento quando richiesto) sia la sicurezza (non funzionamento errato).
Le funzioni 50/51 e 50N/51N devono essere coordinate nel tempo e nella grandezza. Consideriamo una configurazione tipica:
Per un alimentatore MV da 2000A con TA 2000:5:
- 51 pickup: 1,2 × FLA = 2400A (secondario 6A)
- 51 quadrante del tempo: 0,5 su curva molto inversa
- 50 pickup: 8 × FLA = 16.000A (secondario 40A)
- Pickup 51N: secondario 0,5A (primario 200A, TA 10%)
- Quadrante temporale 51N: 0,3 su curva molto inversa
- Pickup 50N: secondario 2A (primario 800A)
Gli elementi di guasto a terra sono impostati in modo più sensibile perché i guasti a terra comportano in genere magnitudo inferiori rispetto ai guasti di fase, ma sono ugualmente pericolosi.
Le protezioni da sottotensione (27) e sovratensione (59) sono spesso interbloccate con le funzioni di sovracorrente per aumentare la sicurezza dello schema:
Sovracorrente di contenimento della tensione (51 V) riduce la soglia di pickup al diminuire della tensione, migliorando la sensibilità ai guasti remoti in cui la depressione della tensione è significativa ma l'aumento di corrente è modesto.
Sovracorrente controllata dalla tensione attiva l'elemento di sovracorrente solo quando la tensione scende al di sotto di una soglia, fornendo una protezione di riserva per le applicazioni dei generatori.
Il dispositivo 86 riceve gli ingressi da tutte le funzioni di protezione e fornisce le uscite per:
- Bobina di sgancio primaria (percorso 52a)
- Bobina di riserva (se in dotazione)
- Contatto di blocco del circuito chiuso (52Y)
- Allarme SCADA/DCS
- Annuncio locale
[Figura 2: Schema di cablaggio dettagliato del relè di blocco 86 che mostra i contatti di ingresso multipli (50, 51, 50N, 51N, 27, 59), i contatti di uscita per la bobina di sgancio, il blocco della chiusura e i circuiti di indicazione, con meccanismo di segnalazione del target].
Per ottenere un coordinamento selettivo è necessaria un'analisi sistematica delle caratteristiche tempo-corrente del sistema di protezione.
L'intervallo di tempo minimo di coordinamento (CTI) tra i dispositivi a monte e a valle deve tenere conto di:
- Tempo di sgancio dell'interruttore (in genere 3-5 cicli per gli interruttori MT)
- Eccessiva corsa del relè (2-4 cicli per gli elettromeccanici, trascurabile per i numerici)
- Margine di sicurezza (5-10 cicli)
La prassi industriale stabilisce un CTI di 0,2-0,4 secondi tra dispositivi successivi. La formula è:
CTI = Tempo dell'interruttore + Oltrecorsa del relè + Margine di sicurezza
Per le moderne combinazioni di relè numerici e interruttori a vuoto:
CTI = 0,08s + 0,00s + 0,12s = 0,20s minimo
La funzione 50 presenta sfide di coordinamento perché opera senza un ritardo temporale intenzionale. Due approcci garantiscono la selettività:
Interblocco selettivo di zona (ZSI): I relè a valle inviano segnali di blocco ai dispositivi a monte quando rilevano guasti nella loro zona. Il relè a monte ritarda il funzionamento per un breve intervallo (in genere 50-100 ms) a meno che non riceva alcun segnale di blocco, indicando un guasto del bus.
Coordinamento istantaneo del prelievo: Impostare l'elemento 50 a monte al di sopra della corrente massima di passaggio del dispositivo a valle, assicurando che solo i guasti a valle causino il funzionamento del 50 a monte.
L'alimentatore a 13,8kV di un impianto di produzione alimenta un trasformatore da 3000kVA. Lo schema di protezione comprende:
Protezione primaria:
- 51: Pickup 125A, molto inverso, TD 3.0
- 50: Pickup 4000A (2× spunto del trasformatore)
- 51N: Pickup 15A, molto inverso, TD 2.0
- 50N: Pickup 200A
Ad incastro:
Tutti gli elementi intervengono attraverso l'86T (blocco del trasformatore), che fa scattare l'interruttore di alimentazione a 13,8kV e blocca il principale secondario a 480V. L'elemento 27 (impostato su 85%, ritardo di 2,0s) interviene sul secondario a 480V in modo indipendente per evitare lo stallo del motore durante i cali di tensione.
Un interruttore di sicurezza a 34,5kV protegge dai guasti del bus e fornisce una protezione di riserva:
Implementazione dell'interblocco selettivo di zona:
- I relè dell'alimentatore inviano i segnali di blocco ZSI al relè di collegamento del bus
- Bus tie 51: Pickup 2000A, molto inverso, TD 5.0
- Tirante 50: Pickup 8000A, ritardato di 100 ms senza blocco ZSI
- Tirante 50N: Pickup 400A, ritardato di 100ms senza blocco ZSI
Quando si verifica un guasto del feeder, il relè del feeder invia un segnale di blocco durante il funzionamento per eliminare il guasto. Se non esiste alcun segnale di blocco (guasto del bus), il relè del bus scatta istantaneamente.
[Figura 3: Schema di interblocco selettivo di zona che mostra i percorsi di comunicazione tra i relè di alimentazione e i relè di collegamento del bus, con diagrammi di temporizzazione che illustrano il funzionamento coordinato per i guasti sia dell'alimentazione che del bus].
Una corretta messa in servizio convalida il funzionamento della mappa logica di intervento come progettato.
In base all'esperienza sul campo, i problemi più frequenti includono:
[Figura 4: Configurazione del test della logica di intervento che mostra i collegamenti dell'apparecchiatura di test dell'iniezione secondaria al relè, gli ingressi del segnale di blocco simulato e i collegamenti dell'oscilloscopio per la verifica della temporizzazione].
I moderni schemi di protezione sfruttano le capacità dei relè numerici per migliorare la funzionalità.
I relè moderni consentono di creare equazioni logiche personalizzate:
VIAGGIO = (50 O 51 O 50N O 51N O 27 O 59) E NON BLOCCO
Dove BLOCK potrebbe essere un ingresso in modalità di manutenzione o un permissivo esterno.
La messaggistica IEC 61850 GOOSE consente l'interblocco ad alta velocità senza connessioni cablate. Le applicazioni tipiche includono:
I relè numerici acquisiscono l'oscillografia e le registrazioni degli eventi, fondamentali per l'analisi successiva al guasto. Questi dati convalidano il funzionamento della logica di intervento e identificano eventuali guasti di coordinamento.
I sistemi a relè richiedono una manutenzione continua per garantire l'affidabilità per tutta la loro durata.
Basato su NFPA 70B e sulla prassi del settore:
Mantenere registri accurati, tra cui:
- Impostazioni originali dei relè e studio di coordinamento
- Schemi di cablaggio "as-built
- Risultati dei test e dati di tendenza
- Cronologia delle revisioni del firmware per i relè numerici
- Analisi dei record degli eventi per qualsiasi operazione
Le funzioni 50 (istantanea) e 51 (sovracorrente temporale) svolgono ruoli complementari. L'elemento 51 fornisce una protezione coordinata con ritardi temporali che consentono ai dispositivi a valle di eliminare i guasti per primi, mantenendo la selettività. L'elemento 50 fornisce una protezione ad alta velocità per i guasti gravi vicino alla posizione del relè, dove il potenziale di danno è maggiore e il coordinamento con i dispositivi a valle non è possibile o necessario. Insieme, forniscono una copertura completa: funzionamento selettivo per i guasti remoti e funzionamento rapido per i guasti ravvicinati.
Utilizzare un relè di blocco 86 quando si verifica una delle seguenti condizioni: (1) più dispositivi di protezione proteggono la stessa apparecchiatura e si desidera un'indicazione di guasto consolidata, (2) la richiusura automatica deve essere bloccata fino al completamento dell'indagine sul guasto, (3) lo schema di protezione richiede un'interfaccia operatore chiara per il riconoscimento del guasto o (4) i requisiti normativi impongono la funzionalità di ripristino manuale. L'intervento diretto è adatto per applicazioni semplici e non critiche, in cui la richiusura automatica è accettabile e il costo dell'installazione è una preoccupazione primaria.
Il CTI appropriato dipende dalla tecnologia dei relè e degli interruttori utilizzati. Per i moderni relè numerici con interruttori a vuoto, 0,20-0,25 secondi sono in genere sufficienti. Quando si tratta di relè elettromeccanici, utilizzare 0,30-0,40 secondi per tenere conto dell'extracorsa del relè. Per gli studi di coordinamento in serie che coinvolgono entrambe le tecnologie, utilizzare il valore maggiore. Verificare sempre l'adeguatezza del CTI a più livelli di corrente, in particolare alla massima corrente di guasto, dove le curve possono convergere.
No. Lo ZSI migliora il coordinamento temporale, ma non lo sostituisce. Lo schema deve mantenere la selettività anche se la comunicazione ZSI si interrompe. Considerare lo ZSI come un miglioramento delle prestazioni che consente un funzionamento più rapido dei relè a monte per i guasti del bus, mantenendo la capacità di protezione di riserva. Progettare sempre lo schema di coordinamento di base in modo che funzioni correttamente senza ZSI, quindi aggiungere lo ZSI per migliorare le prestazioni in caso di guasti specifici.
Nei sistemi con messa a terra a resistenza, la corrente massima di guasto a terra è limitata dalla resistenza di messa a terra del neutro (NGR). Impostare il pickup 51N a 10-25% della corrente nominale NGR per garantire la sensibilità ai guasti ad alta resistenza e mantenere la sicurezza contro le condizioni di carico sbilanciato. Il pickup 50N deve essere impostato a 50-80% della corrente massima di guasto a terra. Il coordinamento temporale è meno critico rispetto ai sistemi con messa a terra solida, poiché tutti i guasti a terra producono correnti di entità simile indipendentemente dalla posizione, ma è comunque necessario un coordinamento selettivo 51N se più dispositivi sono in serie.
Le cause più comuni sono: (1) impostazioni di ritardo troppo brevi per superare i normali transitori di tensione durante l'avviamento del motore o la commutazione del carico, (2) impostazioni di pickup troppo elevate rispetto alle normali variazioni di tensione, (3) calcoli inadeguati dell'onere del VT che causano errori di misurazione della tensione, (4) mancanza di coordinamento con i regolatori di tensione a monte o i commutatori e (5) cablaggio secondario del VT non corretto che introduce una caduta di tensione. Le soluzioni tipiche prevedono ritardi di 2-5 secondi e impostazioni di pick-up di 80-85% di tensione nominale, anche se applicazioni specifiche possono richiedere valori diversi.
I relè numerici possono implementare internamente le funzioni di blocco logico, mantenendo uno stato di blocco che richiede il ripristino manuale attraverso l'interfaccia HMI o di comunicazione del relè. Tuttavia, i dispositivi esterni 86 rimangono i preferiti per le applicazioni critiche perché forniscono: (1) blocco cablato e a prova di guasto del circuito di chiusura dell'interruttore, (2) flag di destinazione visibili che non richiedono l'interrogazione del relè, (3) un'azione di reset manuale definitiva che obbliga l'operatore a riconoscerla e (4) indipendenza dalla disponibilità di alimentazione del relè. Molte strutture utilizzano entrambi i sistemi: blocco logico interno per la protezione di prima linea e dispositivi esterni per il backup e la conformità alle normative.
Una progettazione efficace della logica di intervento dei relè nei quadri MT richiede l'integrazione sistematica di più funzioni di protezione in uno schema coordinato. I principi fondamentali includono:
L'investimento in una logica di sgancio dei relè correttamente progettata e messa in funzione ripaga con una migliore protezione delle apparecchiature, una riduzione dei tempi di fermo e una maggiore sicurezza del personale. Mentre la tecnologia di protezione continua a evolversi con la comunicazione digitale e l'analisi avanzata, questi principi fondamentali di coordinamento e interblocco rimangono essenziali per un funzionamento affidabile del sistema elettrico.
Per ulteriori risorse tecniche sui relè di protezione, il Power System Relaying and Control Committee (PSRCC) dell'IEEE gestisce standard ed esercitazioni complete all'indirizzo IEEE PES PSRCC.
Collegamenti interni suggeriti:
1. “Selezione di TA e VT per applicazioni di protezione MT”.”
2. “Metodologia di studio del coordinamento per i sistemi di distribuzione industriali”.”
3. “Meccanismi di funzionamento e manutenzione degli interruttori MT”.”
4. “Analisi dei rischi di arco voltaico e coordinamento della protezione”.”
5. “La comunicazione IEC 61850 nei moderni sistemi di protezione”.”
