1

2

NORMA TEHNICA ENEL REGULAMENT PRIVIND RACORDAREA UTILIZATORILOR LA REŢELE ELECTRICE DE MEDIE TENSIUNE ŞI ÎNALTĂ TENSIUNE ALE SOCIETĂŢILOR DE DISTRIBUTIE DE ENERGIE ELECTRICĂ ENEL

CUPRINS

Ediţia de faţă, furnizează prescripţii de referinţă pentru racordarea instalaţiilor Utilizatorilor ţinând cont de caracteristicile utilizatorilor, electrice şi de gestionare a reţelelor din gestiune Enel. Prescripţiile ţin cont atât de cerinţele distribuţiei energiei electrice şi a siguranţei funcţionale a reţelelor, cât şi de cerinţele Utilizatorilor care vor trebui să fie racordaţi la acestea din urmă. Enel, formulând în detaliu Utilizatorilor prescripţiile de racordare si respectând Norma de faţă, pun în practică un comportament uniform, transparent şi echitabil (ne-discriminatoriu). Prescripţiile au ca scop racordarea la reţelele de distribuţie cu condiţia ca instalaţiile Utilizatorilor să fie conforme acesteia. Norma de faţă se aplică noilor utilităţi şi parţial şi celor existente. Partea 1 – Obiect, scop şi definiţii..............................................................................10 1 Obiectul şi scopul Normei............................................................................10 2 Domeniul de aplicare ..................................................................................10 3 Definiţii termeni ...........................................................................................10 3.1. Gol de tensiune ...........................................................................................11 3.2. Staţia de Transformare (ST)........................................................................11 3.3. Sarcini esenţiale (referitoare la instalaţiile de producere)............................11 3.4 Sarcini privilegiate (referitoare la instalaţii de producere)............................11 3.5 Sarcini proprii ..............................................................................................11 3.6. Cablul de legătură .......................................................................................11 3.7. Compatibilitate electromagnetică (CEM).....................................................11 3.8 Racordare ...................................................................................................11 3.9 Dispozitiv de control al paralelismului .........................................................11 3.10 Dispozitivul generatorului ............................................................................11 3.11 Dispozitiv de Interfaţă..................................................................................11 3.12 Dispozitiv de manevra.................................................................................12 3.13 Dispozitiv General al Utilizatorului (DG) ......................................................12 3.14 Distribuitor ...................................................................................................12 3.15 Exploatare ...................................................................................................12 3.16 Sarcină de energie electrică........................................................................12 3.17 Flicker .........................................................................................................12 3.18 Funcţionarea reţelei în condiţii excepţionale ...............................................12 3.19 Funcţionarea reţelei în condiţii normale de funcţionare...............................12 3.20 Funcţionare insularizată ..............................................................................12 3.21 Gestionarul reţelei electrice de transport (RET - Transelectrica).................13 3.23 Grup generator............................................................................................13 3.24 Instalaţie de producere................................................................................13 3.25 Instalaţie de autoproducere.........................................................................13 3.26 Instalaţie de cogenerare..............................................................................13 3.27 Instalaţie de utilizare (sau de Utilizator) ......................................................13 3.28 Instalaţie Consumator .................................................................................13

3

3.31 Instalaţie de racordare ................................................................................13 3.33 Întreruperea alimentării ...............................................................................13 3.34 Limite admisibile pentru perturbaţiile provocate de receptoarele Utilizatorului14 3.35 Nivel de compatibilitate ...............................................................................14 3.36 Nivel de emisie............................................................................................14 3.37 Nivel de emisie transferată..........................................................................14 3.38 Planificarea operaţională a RED .................................................................14 3.39 Puterea maximă posibilă a unei unităţi (a unei centrale).............................14 3.41 Puterea cerută de reţea ..............................................................................14 3.42 Puterea nominală ........................................................................................14 3.43 Programarea operaţională a funcţionării RED.............................................14 3.44 Limita de proprietate ...................................................................................15 3.45 Punct de delimitare .....................................................................................15 3.46 Punct de racordare (la RED) .......................................................................15 3.47 Variaţia tensiunii..........................................................................................15 3.48 Variaţia rapidă de tensiune..........................................................................15 3.49 Reţea (reţea de distribuţie, reţea de distribuţie publică) ..............................15 3.50 Reţea de Înaltă Tensiune (ÎT)......................................................................15 3.51 Reţea Foarte Înaltă Tensiune (FÎT) .............................................................15 3.52 Reţea Joasă Tensiune (JT) .........................................................................15 3.53 Reţea în insulă ............................................................................................15 3.54 Reţea MT ....................................................................................................15 3.55 Reţea planificată .........................................................................................15 3.56 Refuz de sarcină .........................................................................................16 3.57 Reanclanşare automată rapidă ...................................................................16 3.58 Servicii auxiliare de reţea ............................................................................16 3.59 Servicii auxiliare generale ...........................................................................16 3.60 Serviciul de reglare a frecvenţei ..................................................................16 3.61 Serviciul de reglare al tensiunii....................................................................16 3.62 Sistem de Protecţie Generală (SPG) ..........................................................16 3.63 Staţie electrică.............................................................................................16 3.64 Serviciul de descarcare automata a sarcinii (DAS) ....................................16 3.65 Sistem cu neutrul legat direct la pământ .....................................................16 3.66 Tensiune armonică......................................................................................17 3.67 Tensiune de exploatare declarată (tensiune declarată) ..............................17 3.68 Utilizatorul reţelei.........................................................................................17 3.69 Consumator (de energie electrica) ..............................................................17 3.70 Consumator nedispecerizabil ......................................................................17 3.71 Consumator dispecerizabil ..........................................................................17 3.72 Grup electric (generator) .............................................................................17 3.73 Grup dispecerizabil .....................................................................................17 3.74 Grup nedispecerizabil .................................................................................18 Partea 2 – Caracteristici ale Utilizatorilor, ale reţelelor, ale criteriilor pentru alegerea nivelului de tensiune şi ale schemelor de racordare la reţelele ÎT şi MT ................19 4 Caracteristici ale Utilizatorilor şi clasificarea acestora.................................19 4.1 Instalaţia de utilizare ...................................................................................19 4.1.1 Sensibilitatea echipamentelor în funcţie de parametrii de calitate a energiei

electrice...................................................................................................... 19 4.1.2 Aparate perturbatoare ................................................................................ 20 4.1.3 Utilizatori întreruptibili ................................................................................. 22 4.2 Instalaţii de producere.................................................................................22

4

4.2.1 Puterea....................................................................................................... 22 4.2.2 Instalaţii de producere perturbatoare ......................................................... 22 4.4 Reţele de distribuţie ....................................................................................23 5 Caracteristicile reţelelor...............................................................................23 5.1 Caracteristicile reţelelor de ÎT......................................................................23 5.1.1 Caracteristici structurale............................................................................. 23 5.1.2 Caracteristici de exploatare........................................................................ 24 5.1.3 Calitatea serviciului .................................................................................... 25 5.1.4 Supravegherea reţelelor de distribuţie ....................................................... 26 5.1.5 Sisteme de comunicaţie ............................................................................. 26 5.1.6 Indisponibilitate pentru lucrări..................................................................... 26 5.2 Caracteristici ale reţelelor de MT.................................................................27 5.2.1 Caracteristici structurale............................................................................. 27 5.2.2 Caracteristici de exploatare........................................................................ 28 5.2.3 Calitatea serviciului în reţelele de MT ........................................................ 30 6 Criterii pentru alegerea nivelului de tensiune şi a schemelor de racordare la

reţelele de ÎT şi MT .....................................................................................31 6.1 Obiective şi reguli generale .........................................................................31 6.2 Definiţia racordării .......................................................................................31 6.3 Determinarea nivelului de tensiune şi a punctului de racordare (pasul P1).31 6.4 Alegerea schemei instalaţiei de racordare (pasul P2) .................................33 6.4.1 Scheme de racordare................................................................................. 33 6.4.2 Fiabilitatea diferitelor scheme de racordare ............................................... 33 Partea 3 – Reguli de racordare la reţelele ÎT..............................................................35 7 Racordarea la reţelele ÎT.............................................................................35 7.1 Scheme de racordare..................................................................................35 7.1.1 Racordare rigidă în derivaţie în T ............................................................... 35 7.1.2 Racordare în intrare-ieşire.......................................................................... 35 7.1.3 Racordarea în antenă ................................................................................ 36 7.2 Schema instalaţiei pentru racordare............................................................37 7.2.1 Absenţă bare.............................................................................................. 38 7.2.2 Sistem monobara ....................................................................................... 38 7.2.3 Dispozitive de legare la pământ necesare racordării.................................. 39 7.3 Soluţii indicative de racordare .....................................................................40 7.4 Scheme de racordare..................................................................................42 7.4.2 Scheme monofilare pentru racordarea în antenă ....................................... 47 7.4.3 Scheme monofilare pentru conectare intrare-ieşire.................................... 52 7.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori ........60 7.5.1 Puncte de delimitare şi echipamente ale Utilizatorului necesare pentru

racordare.................................................................................................... 60 7.5.2 Instalaţie de racordare la reţea................................................................... 62 7.5.3 Instalaţia de utilizare pentru racordare ....................................................... 63 7.5.4 Puncte de racordare multiple şi alimentare de rezervă .............................. 64 7.5.5 Instalaţia de legare la pământ .................................................................... 65 7.5.7 Indisponibilitate datorită lucrărilor de mentenanţa ...................................... 67 7.5.8 Servicii auxiliare ......................................................................................... 67 7.5.9 Caracteristicile suprafeţelor şi spatiile aferente instalaţiei de racordare..... 67 7.5.10 Caracteristicile componentelor electrice..................................................... 69 7.5.11 Dispozitiv General ...................................................................................... 69 7.5.12 Sistemul de protecţie asociat la Dispozitivul General................................. 69 7.5.13 Tratarea neutrului....................................................................................... 72

5

7.5.14 Sisteme de comunicaţie ............................................................................. 72 7.6 Reguli tehnice de racordare pentru Consumatori........................................72 7.6.1 Dispozitive pentru întreruperea sarcinii .......................................................72 7.6.2 Limite de schimb de putere reactivă........................................................... 73 7.7 Reguli tehnice de racordare pentru Producători..........................................73 7.7.1 Prescripţii generale .................................................................................... 73 7.7.3 Producători dispecerizabili ......................................................................... 75 7.7.4 Funcţionarea grupului din reţea în insula ................................................... 76 7.7.5 Informaţii pentru evidenta evenimentelor ................................................... 76 7.7.6 Limite de schimb de putere reactivă........................................................... 76 7.8 Reguli tehnice pentru racordare reţelelor interne de utilizare ......................76 Partea 4 – Reguli de racordare la reţeaua de MT........................................................77 8 Racordarea la reţeaua de MT .....................................................................77 8.1 Scheme de racordare..................................................................................77 8.1.1 Racordare în intrare – ieşire pe liniile existente (schema A) ...................... 78 8.1.2 Racordare în antenă din staţie ÎT/MT (schema B1).................................... 78 8.1.3 Racordare în antenă din postul de MT/JT (schema B2)............................. 78 8.1.4 Racordare în antenă prin EDM (eventual adăugat în post existent) în lungul

unei linii existente (schema C) ................................................................... 78 8.1.5 Racordare în derivaţie rigidă în T pe o linie existentă (schema D) ............. 78 8.2 Schema instalaţiei de racordare..................................................................78 8.2.1 Dispozitive de legare la pământ aferente racordării ................................... 80 8.3 Soluţii de racordare .....................................................................................81 8.4 Schema instalaţiei de utilizare pentru racordare .........................................82 8.4.1 Schemă cu o singură celulă (caz general aplicabil tuturor Utilizatorilor) .... 82 8.4.2 Schema cu doua celule de MT pe bara principală ..................................... 84 8.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori ........86 8.5.1 Punct de delimitare, puncte de delimitare de gestiune şi de exploatare..... 86 8.5.2 Instalaţia de racordare ............................................................................... 87 8.5.3 Instalaţia de utilizare .................................................................................. 87 8.5.4 Puncte de racordare multiple şi alimentări de rezervă ............................... 88 8.5.5 Instalaţia de legare la pământ .................................................................... 89 8.5.6 Responsabilităţi privind securitatea............................................................ 91 8.5.7 Indisponibilitate datorată lucrărilor de mentenanţă..................................... 92 8.5.9 Caracteristicile spaţiilor .............................................................................. 92 8.5.10 Caracteristicile echipamentelor electrice.................................................... 94 8.5.11 Dispozitiv General ...................................................................................... 94 8.5.12 Sistem de protecţie asociat la Dispozitivul General.................................... 95 8.5.13 Limite de putere pe secţiunile de bare de JT............................................ 102 8.5.14 Limitele magnetizarii transformatoarelor conectate simultan.................... 103 8.6.1 DG simplificat pentru instalaţia Consumatorului cu un transformator MT/JT cu

putere ≤ 400 kVA (soluţie în studiu) ........................................................ 103 8.6.2 Instalaţie consumator cu schema de racordare în antenă........................ 104 8.6.3 Limite de schimb de putere reactivă......................................................... 104 8.7 Reguli tehnice de racordare pentru Producători........................................105 8.7.1 Limite de putere totală produsă care se pot racorda la reţelele de MT .... 105 8.7.2 Schema generală de racordare a unui Producător................................... 105 8.7.3 Condiţii de funcţionare a instalaţiei de producere..................................... 110 8.7.4 Dispozitive prevăzute ............................................................................... 110 8.7.5 Sisteme de protecţie ................................................................................ 112 8.7.6 Instalaţia producătorului racordat în antenă ............................................. 115

6

8.7.7 Limite de schimb de putere reactivă......................................................... 115 8.8 Reguli tehnice pentru racordarea reţelelor interne ale Producătorilor .......115 Partea 5 – Prevederi pentru Producători şi Consumatori, IT şi MT, pentru compatibilitatea electromagnetică (EMC), măsurarea continuităţii şi calităţii tensiunii.....................................................................................................................................116 9 Prevederi pentru compatibilitatea electromagnetică..................................116 9.1 Evaluarea perturbaţiilor .............................................................................116 10 Măsurarea continuităţii şi calităţii tensiunii.................................................116 Partea 6 – Reguli de racordare între reţele de distribuţie.......................................117 11 Reguli tehnice de racordare pentru reţelele de distribuţie .........................117 11.1 Punct de interconectare ............................................................................117 11.2 Măsurarea energiei schimbate ..................................................................117 11.3 Semnale şi măsurări schimbate între operatorii de reţea ..........................117 11.4 Exploatare şi întreţinere ............................................................................117 11.5 Calitate tehnică a serviciului......................................................................117 Partea 7 – Sisteme de măsurare a energiei...............................................................118 12 Sisteme de măsurare a energiei ...............................................................118 12.1 Caracteristicile sistemelor de măsurare ....................................................118 12.2 Instalarea sistemului de măsurare ............................................................119 12.3 Cerinţe funcţionale ale contorului ..............................................................120 12.4 Activarea şi întreţinerea sistemului de măsurare.......................................121 12.5 Sistemul de măsurare al energiei în punctele de consum.........................122 12.6 Sistemul de măsurare a energiei în punctele de producere ......................122 Parte 8 – Contract de Distribuţie/Furnizare, obligaţii de informare şi documentaţii123 13 Contract de Distribuţie/Furnizare, obligaţii de informare şi documentaţie .123 13.1 Contract de Distribuţie/Furnizare...............................................................123 13.1.1 Caracteristici indicative ale REŢELEI în punctul de racordare ................. 123 13.1.2 Caracteristici ale instalaţiilor şi ale proceselor.......................................... 124 13.1.3 Exploatarea, conducerea şi controlul instalaţiilor ..................................... 124 13.1.4 Convenţia de Exploatare.......................................................................... 125 13.2 Documentaţie tehnică necesară pentru racordare ....................................125 13.2.1 Schemă monofilară .................................................................................. 126 13.2.2 Schemele funcţionale ale Sistemului de Comandă, Control şi Protecţie .. 126 13.2.3 Descrieri tehnice, manuale şi date de recepţie......................................... 126 ANEXA L1 ...................................................................................................................128 (Model de scrisoare care trebuie trimisă clienţilor înainte de punerea în funcţiune a Postului de transformare) ..........................................................................................................128 ANEXA L2 ...................................................................................................................130 Declaraţie de confirmare a racordării ...........................................................................130 ANEXA A.....................................................................................................................131 Coordonarea protecţiilor şi a automatizărilor de reţea cu protecţiile instalaţiilor utilizatorului ....................................................................................................................131 A.1 Reţele de ÎT...............................................................................................131 A.1.1 Protecţii şi automatizări de reţea ...............................................................132 A.1.2 Coordonarea protecţiilor reţelei cu cele ale utilizatorului ...........................132 A.2 Reţele de MT.............................................................................................132 A.2.1 Protecţii şi automatizări de reţea ...............................................................132 A.2.2 Coordonarea protecţiilor reţelei cu cele ale Utilizatorului ..........................133 A.2.3 Coordonare selectivă între protecţiile utilizatorului la aceeaşi tensiune cu

tensiunea de racordare .............................................................................133 ANEXA B.....................................................................................................................135

7

Cerinţe minime ale DG şi SPG pentru instalaţii de MT existente .................................135 Declaraţie de conformitate ...........................................................................................135 B.1 Încercări la sistemul DG+PG.....................................................................135 ANEXA C.....................................................................................................................138 Caracteristici privind Sistemul de Protecţie General pentru reţelele de ÎT ...................138 C.1 Generalităţi................................................................................................138 C.1.1 Transformatoare de curent pentru protecţie (TC)......................................138 C.1.2 Transformatoare de tensiune pentru protecţie (TT)...................................139 C.1.3 Indicaţii de funcţionare pentru PG.............................................................139 C.1.4 Încercări şi certificări ale PG......................................................................140 C.1.4.1 Încercări de funcţionare.............................................................................140 C.1.4.2 Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător ...................................140 C.1.4.3 Încercări de supraîncărcare a circuitelor de măsurare ..............................142 C.1.4.4 Conformitatea dispozitivelor ......................................................................142 ANEXA D.....................................................................................................................143 Caracteristicile Sistemului de Protecţie Generală (SPG) pentru reţele de MT .............143 D.1 Definiţia SPG pentru reţele de MT ............................................................143 D.2 Caracteristicile SPG neintegrat .................................................................145 D.2.1 TC pentru protecţia maximală de curent ...................................................145 D.2.1.1 Caracteristici şi verificări în cazul utilizării de TC lineare...........................146 D.2.1.1.1 Verificări efectuate pe TC lineare ..............................................................146 D.2.1.1.2 Încercări funcţionale pentru PG care utilizează TC liniare.........................147 D.2.1.2 Caracteristici şi verificări în cazul utilizării TC neliniare .............................147 D.2.1.2.1 Verificări în cazul TC neliniare...................................................................147 D.2.1.2.2 Încercările pentru confirmarea cuplării corecte PG+TC neliniar. ...............147 D.2.1.3 Soluţii de protejare prin utilizarea de transformatoare de curent

neconvenţionale ........................................................................................151 D.2.2 Transformatoare de curent toroidale pentru protecţia împotriva defectelor la

pământ (TCH) ...........................................................................................151 D.2.2.1 Caracteristicile şi încercările pentru transformatoarele de curent homopolar

(TCH) omologate.......................................................................................153 D.2.2.1.1 Caracteristicile TCH omologate.................................................................153 D.2.2.1.2 Încercări funcţionale pentru PG care utilizează TCH omologate ...............153 D.2.2.2 Caracteristicile şi încercările pentru TCH neomologate ............................154 D.2.2.2.1 Caracteristicile TCH neomologate.............................................................154 D.2.2.2.2 Încercări funcţionale pentru PG care utilizează TCH neomologate ...........154 D.2.2.3 Caracteristicile şi încercările pentru TCH neconvenţionale .......................156 D.2.3 Transformatoare de tensiune pentru tensiunea homopolara.....................156 D.2.3.1 Caracteristicile şi încercările pentru TT homopolare omologate................157 D.2.3.1.1 Caracteristicile TT homopolare omologate................................................157 D.2.3.1.2 Încercări funcţionale pentru TT homopolare omologate ............................157 D.2.3.2 Caracteristicile şi încercările pentru TT homopolare neomologate............158 D 2.3.2.1 Caracteristici ale TT homopolare neomologate.........................................158 D 2.3.2.2 Încercări funcţionale pentru TT homopolare neomologate ........................158 D.2.3.3 TT homopolare neconvenţionale...............................................................158 D.2.4 Caracteristicile Protecţiei Generale (PG)...................................................158 D.2.4.1 Prescripţii funcţionale pentru protecţia maximală de curent de fază .........158 D.2.4.2 Prescripţii funcţionale pentru protecţia împotriva curentului maximal homopolar

..................................................................................................................159 D.2.4.3 Prescripţii funcţionale pentru protecţia homopolară direcţională ...............160 D.2.4.4 Încercări cu arc intermitent ........................................................................161

8

D.2.4.4.1 Încercări pe SPG cu protecţie maximală homopolară de curent ...............162 D.2.4.4.2 Încercări pe SPG cu protecţie homopolară direcţională ............................162 D.2.4.5 Comenzi de deschidere întreruptor ...........................................................163 D.2.4.6 Semnalizări locale .....................................................................................163 D.2.4.7 Încercări pe PG .........................................................................................164 D.2.4.7.1 Încercări funcţionale ..................................................................................164 D.2.4.7.2 Încercări de compatibilitate electromagnetică ...........................................165 D.2.4.7.3 Încercări de compatibilitate cu mediul .......................................................166 D.2.4.7.4 Încercări de supraîncărcare ale circuitelor de măsură...............................167 D.2.5 Conformitatea dispozitivelor ......................................................................167 D.3 Caracteristicile Sistemului de Protecţie Generală integrat ........................168 D.3.1 Prescripţii funcţionale pentru SPG integrat................................................168 D.3.1.1 Prescripţii funcţionale pentru protecţia maximală de curent de fază .........168 D.3.1.2 Prescripţii de funcţionare pentru protecţia maximală homopolară de curent169 D.3.1.3 Prescripţii de funcţionare pentru protecţia homopolară direcţională ..........170 D.3.1.4 Comenzi de deschidere întreruptor ...........................................................171 D.3.1.5 Semnalizări locale .....................................................................................172 D.3.2. Încercări şi certificări ale SPG integrat ......................................................172 D.3.3 Încercări de funcţionare.............................................................................172 D.3.3.1 Exemplu de posibilă modalitate de verificare a treptei homopolare direcţionale

în SPG integrate care folosesc 3 traductoare de curent............................173 D.3.3.2 Încercări pentru defecte polifazate ............................................................176 D.3.3.3 Încercări de defect monofazat ...................................................................177 D.3.3.3.1 Încercări la SPG cu protecţie maximală homopolară de curent.................177 D.3.3.3.2 Încercări la SPG cu protecţie homopolară direcţională .............................179 D.3.3.4 Încercare cu arc intermitent.......................................................................180 D.3.3.4.1 Încercări la SPG integrat cu protecţie de curent homopolar maxim ..........180 D.3.3.4.2 Încercări pe SPG cu protecţie homopolară direcţională ............................180 D.3.4 Încercări de compatibilitate şi adiţionale....................................................181 D.3.5 Conformitatea dispozitivelor ......................................................................183 D.4 Sistemul de control şi înregistrări asociat la PG........................................187 D.4.1 Caracteristici .............................................................................................187 D.4.2 Funcţii ale data logger...............................................................................188 D.4.2.1 Prezenţa legăturii între PG şi logger (doar dacă logger nu e incorporat în PG)

..................................................................................................................188 D.4.2.2 Prezenţa alimentării logger (doar dacă logger nu e incorporat în PG) ......188 D.4.2.3 Prezenţa alimentării PG ............................................................................188 D.4.2.4 Prezenţa şi continuitatea circuitului de declanşare....................................188 D.4.2.5 Trepte de reglaj setate pe PG după instalare............................................188 D.4.2.6 Evenimente care au cauzat activarea PG .................................................189 D.4.2.7 Evenimente care au cauzat emiterea comenzii de deblocare a DG..........189 D.4.2.8 Funcţionalitatea releului ............................................................................189 D.4.2.9 Prezenţa circuitelor de curent....................................................................189 D.4.2.10 Prezenţa circuitelor de tensiune ................................................................189 D.4.3 Încercări de funcţionalitate ........................................................................190 D.4.4 Conformitatea dispozitivelor ......................................................................190 ANEXA E.....................................................................................................................192 Caracteristici ale Sistemului de Protecţie de Interfaţă (SPI).........................................192 E.1 Caracteristici ale sistemului de protecţie de interfaţă (SPI) .......................192 E.2 Traductoare de măsură (TT) .....................................................................192 E.3 Caracteristici ale protecţiilor ......................................................................192

9

E.3.1 Componenţa sistemului.............................................................................192 E.3.2 Protecţia minimală de tensiune de linie.....................................................193 E.3.3 Protecţia maximală de tensiune de linie (59).............................................193 E.3.4 Protecţia minimală de frecvenţă (81 <)......................................................193 E.3.5 Protecţia maximală de frecvenţă (81 >).....................................................194 E.3.6 Protecţia maximală de tensiune homopolară (59 Vo)................................194 E.3.7 Erori limite pentru mărimile de intervenţie .................................................195 E. 3.8 Consum şi suprasarcină a circuitelor de tensiune de măsură ...................195 E.3.9 Circuit de declanşare ................................................................................195 E.3.10 Semnalizări ...............................................................................................195 E.3.11 Teste .........................................................................................................195 E.3.11.1 Teste funcţionale.......................................................................................195 E.3.11.1.1 Precizări suplimentare pentru teste...........................................................196 E.3.11.2 Teste de compatibilitate electromagnetică ................................................196 E.3.11.3 Teste de compatibilitate cu mediul ............................................................196 E.3.11.4 Teste de suprasarcină a circuitelor de măsură şi de alimentare ...............197 E.3.12 Certificare..................................................................................................197 ANEXA F .....................................................................................................................198 Puterea de scurtcircuit în punctul de racordare............................................................198 ANEXA G ....................................................................................................................200 Informaţii de furnizat cu privire la funcţionalitatea şi la reglajele SPG..........................200 ANEXA H.....................................................................................................................201 CONSTRUCŢIE PT .....................................................................................................201 ANEXA J .....................................................................................................................204 CONVENTIE DE EXPLOATARE .................................................................................204 ANEXA K.....................................................................................................................205 CONVENTIE DE EXPLOATARE .................................................................................205 ANEXA L .....................................................................................................................212 (Model scrisoare de trimis la clienti pentru a le comunica valoarea curentului homopolar si timpul de eliminare al acestuia) ...................................................................................212 ANEXA M ....................................................................................................................213

10

REGULAMENT PRIVIND RACORDAREA UTILIZATORILOR LA REŢELE ELECTRICE DE ÎNALTĂ TENSIUNE ŞI MEDIE TENSIUNE ALE SOCIETĂŢILOR DE DISTRIBUTIE DE ENERGIE ELECTRICĂ ENEL

Partea 1 – Obiect, scop şi definiţii

1 Obiectul şi scopul Normei Scopul Normei este de a defini criteriile tehnice pentru racordarea Utilizatorilor la reţele electrice de distribuţie de curent alternativ cu tensiune nominală mai mare de 1 kV până la 110 kV. Soluţiile tehnice indicate în acest document reprezintă regulile în materie care se utilizează la momentul actual. Soluţiile alternative faţă de cele indicate aici, în măsură să indeplineasca aceleaşi cerinte în ceea ce priveşte fiabilitatea şi siguranţa, pot fi aplicate, cu condiţia să fie în prealabil supuse atenţiei şi acceptate de către ANRE. Instalaţiile care fac obiectul prezentei Norme trebuie să fie construite după toate standardele şi reglementările în vigoare (adecvarea cu normele şi standardele Europene şi Internaţionale).

2 Domeniul de aplicare Norma de faţă se aplică tuturor instalaţiilor electrice aferente Utilizatorilor serviciului de distribuţie şi noilor instalatii de racordare la reţelele de distribuţie a Utilizatorilor. Utilizatorii reţelei electrice sunt proprietari de:

- instalaţii de utilizare, care cuprind:

o consumatori racordaţi la reţele de distribuţie a energiei electrice de MT si JT;

o consumatori racordaţi la reţele de distribuţie a energiei electrice ENEL de IT; se aplică si regulile tehnice stabilite de către Operatorul de Transport si de Sistem - Transelectrica, pentru aspectele care privesc dispecerizarea.

- instalaţii de producere care includ:

o unităţi de producere nedispecerizabile racordate la reţele de distribuţie a energiei electrice ENEL;

o unităţi de producere dispecerizabile racordate la reţele de distribuţie a energiei electrice; se aplică si regulile tehnice stabilite de către Transelectrica, pentru aspectele referitoare la dispecerizare, măsurare, programarea mentenanţei, precum şi aspecte referitoare la dispozitive de control şi protecţie1;

- reţele de distribuţie interconectate (cu alţi propietari).

Utilizatorii reţelei de distribuţie se clasifică în: Utilizatori activi (Producători) - instalaţiile care conţin orice maşină (rotativă sau statică) care converteşte orice formă de energie utilă în energie electrică în curent alternativ prevăzută pentru a funcţiona în paralel (şi tranzitoriu) cu reţeaua. Utilizatori pasivi (Consumatori) - toate instalaţiile care nu intră în definiţia precedentă.

3 Definiţii termeni În continuare expresia „în amonte” identifică circuitele înainte de punctul de racordare; respectiv, expresia „în aval” identifică circuitele Utilizatorului aflate după punctul de racordare. În prezenta Norma se aplică următoarea terminologie:

1 În faza cererii de racordare, Utilizatorul are drept interfaţă pe Transelectrica. Ulterior, după realizarea racordării, în faza de exploatare, subiectul proprietar al instalaţiilor de producere care cuprind unităţi de producere dispecerizabile va avea raporturi şi cu Distribuitorul. În acest scop, Regulamentul de Exploatare (prevăzut în cadrul Contractului de Distributie) trebuie să fie redactat împreună de Utilizator, de Distribuitor şi de Transelectrica.

11

3.1. Gol de tensiune Reducerea bruscă a tensiunii de alimentare la o valoare între 90% şi 1% din tensiunea nominală (declarată) urmată de o revenire a tensiunii, după un scurt interval de timp. În mod convenţional durata unui gol de tensiune este între 10 ms şi 1 minut. Amplitudinea golului este definită ca diferenţa între valoarea minimă efectivă, pe durata golului şi tensiunea declarată. Variaţiile de tensiune care nu conduc la o reducere a tensiunii sub 90% din tensiunea declarata nu se consideră goluri de tensiune. Golul de tensiune poate afecta una sau mai multe faze şi se numeşte unipolar, bipolar sau tripolar dacă afectează respectiv una, două sau trei faze.

3.2. Staţia de Transformare (ST) Staţie electrică alimentată la ÎT, prevăzută cu cel puţin un transformator ÎT/MT dedicat reţelei de distribuţie.

3.3. Sarcini esenţiale (referitoare la instalaţiile de producere) Sarcini electrice asociate direct procesului de producere a energiei electrice al producătorului şi indispensabile continuităţii aceluiaşi proces de producere a energiei electrice.

3.4 Sarcini privilegiate (referitoare la instalaţii de producere) O parte din sarcinile electrice prezente în instalaţie (în sensul prezentei Norme, în instalaţia de producere) cărora Utilizatorul intenţionează să le garanteze o continuitate în mod deosebit. În caz de funcţionare separată de reţeaua electrică de distribuţie, sarcinile privilegiate sunt în mod obişnuit alimentate de către instalaţia de producţie după deschiderea întreruptorului de interfaţă. Sarcinile privilegiate includ sarcinile esenţiale.

3.5 Sarcini proprii Toate sarcinile electrice prezente în instalaţia de producere a energiei electrice sau care sunt direct conectate la aceasta fără interpunerea reţelei de distribuţie.

3.6. Cablul de legătură Porţiunea de cablu, complet echipat cu terminale, care leagă în punctul de delimitare clemele din intrare ale Dispozitivului General al utilizatorului MT. A se vedea în acest sens şi Figura 19.

3.7. Compatibilitate electromagnetică (CEM) Aptitudinea unui dispozitiv (echipament sau sistem) de a funcţiona în mediul său electromagnetic, fără să producă el însuşi perturbaţii electromagnetice intolerabile pentru orice ce se găseşte în acest mediu.

3.8 Racordare Legătura la o reţea a unei instalaţii electrice pentru care există, cel puţin într-un punct, continuitatea în alimentare, fără interpunerea instalaţiilor electrice ale terţilor, cu aceeaşi reţea.

3.9 Dispozitiv de control al paralelismului Automatizare care permite efectuarea legăturii în paralel între reţele sau între reţea şi generator.

3.10 Dispozitivul generatorului Echipament de manevră a cărui deschidere (comandată de un sistem de protecţie adecvat) determină separarea grupului de generare de reţeaua de distribuţie.

3.11 Dispozitiv de Interfaţă Unul (sau mai multe) echipamente de manevră a cărei/căror deschidere (comandată de un sistem de protecţie adecvat) asigură separarea instalaţiei de producere de reţea, permiţând instalaţiei de producere funcţionarea în insulă pentru sarcinile privilegiate.

12

3.12 Dispozitiv de manevra Echipament de manevră a cărei deschidere (comandată de un sistem de protecţie adecvat) asigură separarea unei celule întregi a Utilizatorului de la reţea.

3.13 Dispozitiv General al Utilizatorului (DG) Echipament de manevră şi separare al cărui deschidere (comandată de Sistemul de Protecţie Generala) asigură separarea întregii instalaţii a Utilizatorului de la reţea.

3.14 Distribuitor Orice persoana care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de distribuţie şi este titulară a unei licenţe de distribuţie prin care răspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi, dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de distribuţie într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabil, interconectarea acestuia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a răspunde cererilor rezonabile privind distribuţia energiei electrice. (Legea energiei electrice nr. 13/2007 cu modificările şi completările ulterioare)

3.15 Exploatare Ansamblul de operaţii (manevre) executate pentru asigurarea adaptării continue la cerere a producerii, transportului, distribuitiei şi furnizării de energie electrică în condiţii corespunzătoare tehnico-economice şi de siguranţă. (Ordinul 35/2002 Regulament de conducere şi organizare a activităţii de mentenanţă) Toate activităţile care cuprind lucrările necesare pentru a permite funcţionarea instalaţiei electrice. Aceste activităţi cuprind domenii precum comutaţia, comanda, controlul şi întreţinerea precum şi activitatea electrică şi neelectrică. (SR EN 50110/1)

3.16 Sarcină de energie electrică Cererea de energie electrică pe care sistemul energetic naţional trebuie să o satisfacă; prezintă o evoluţie în timp variabilă, în cursul zilei, al lunii şi al anului.

3.17 Flicker Impresia de jenă vizuală produsă de o sursă luminoasă a cărei luminozitate sau distribuţie spectrală variază în timp datorită variaţiei tensiunii de alimentare. Caracterizat şi normat prin severitatea fliker-ului pe termen scurt (Pst), măsurată pe o perioadă de 10 minute cu aparate specializate, respectiv pe termen lung (Plt) calculată pe o perioadă de două ore (12 intervale de 10 minute). (Ord 28/2007 - Standard de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice)

3.18 Funcţionarea reţelei în condiţii excepţionale Condiţii de funcţionare a reţelei, apărute în funcţionarea SEN care necesită reducerea consumului de energie electrică pe zone de reţea sau la nivelul SEN.

3.19 Funcţionarea reţelei în condiţii normale de funcţionare Condiţii de funcţionare a reţelei, care permit realizarea acoperirii sarcinii, a generării, a manevrelor în reţea şi eliminarea defectelor de către sistemul automat de protecţie în absenţa unor condiţii excepţionale, determinate de influenţe exterioare sau de evenimente majore. (SR EN 50160)

3.20 Funcţionare insularizată Funcţionare stabilă a unei părţi de reţea după insularizare. Insularizare - măsură de urgenţa care constă în fracţionarea reţelei în subreţele, fiecare dintre acestea păstrând echilibrul între producere şi sarcină pentru a funcţiona separat. (SR CEI 60050 – 603)

13

3.21 Gestionarul reţelei electrice de transport (RET - Transelectrica) Orice persoană care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de transport şi este titulară a unei licenţe de transport prin care răspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de transport într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabilă, interconectarea acesteia cu alte sisteme electroenergetice, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a acoperii cererile rezonabile pentru transportul energiei electrice. (Legea energiei electrice nr. 13/2007 cu modificările şi completările ulterioare) 3.22 Factor de nesimetrie a tensiunii Într-o reţea trifazată, exprimă gradul de nesimetrie, fiind definit prin raportul (în procente) între valorile efective ale componentelor de secvenţă inversă sau homopolară şi componenta de secvenţă directă a tensiunii. (SR CEI 60050 - 604)

3.23 Grup generator Ansamblu de maşini rotative care permit transformarea energiei mecanice sau termice în energie electrică. (SR CEI 60050 – 602)

3.24 Instalaţie de producere Ansamblul maşinilor, circuitelor, serviciilor auxiliare, echipamentelor şi eventualelor sarcini pentru generarea energiei electrice.

3.25 Instalaţie de autoproducere În accepţia prezentei Norme, instalaţia de autoproducere este o instalaţie specială de producere.

3.26 Instalaţie de cogenerare În accepţia prezentei Norme, instalaţia de cogenerare este o instalaţie specială de producere combinată a energiei electrice şi termice. (Ordinul 35/2004 Codul tehnic RET – revizia 1 Ordinul 20/2004)

3.27 Instalaţie de utilizare (sau de Utilizator) Instalaţie electrică a utilizatorului în aval de punctul/punctele de delimitare. În cazul mai multor puncte de delimitare se consideră o singură instalaţie de utilizare, numai dacă instalaţiile din aval aferente fiecărui punct de delimitare sunt legate electric între ele prin reţele ale Utilizatorului prin excepţie, sursele de iluminat public sau alte sarcini distribuite, de acelaşi tip şi ale aceluiaşi Utilizator, racordate la un circuit de joasă tensiune din postul de transformare sau dintr-o cutie de distribuţie, se pot considera o singură instalaţie de utilizare. (HG 90/2008 Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public)

3.28 Instalaţie Consumator Ansamblul maşinilor, circuitelor, echipamentelor destinate utilizării energiei electrice.

3.31 Instalaţie de racordare Instalaţia electrică realizată între punctul de racordare la reţeaua electrică de interes public şi punctul de delimitare dintre instalaţiile ENEL şi instalaţiile Utilizatorului. Instalaţia de racordare cuprinde şi grupul de măsurare a energiei electrice, inclusiv în cazurile de excepţie, când punctul de măsurare este diferit de punctul de delimitare (vezi Fig. 16). (HG 90/2008 Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public)

3.33 Întreruperea alimentării Situaţie în care tensiunea în punctul de racordare este mai mică decât 1% din tensiunea declarată (contractuală) în punctul de delimitare. Întreruperea este definită ca fiind:

− Întrerupere lungă dacă are o durată mai mare de 3 min;

14

− Întrerupere scurtă dacă are o durată mai mare de 1 s şi 3 min;

− Întrerupere tranzitorie daca durata este de maxim 1 s.

3.34 Limite admisibile pentru perturbaţiile provocate de receptoarele Utilizatorului Limita maximă de emisie de perturbaţii în reţea, permisă Utilizatorului racordat la acea reţea.

3.35 Nivel de compatibilitate Nivelul unei perturbaţii electromagnetice specificate, utilizat ca nivel de referinţă pentru coordonare, la stabilirea limitelor de emisie şi de imunitate. (SR 60050 -161)

3.36 Nivel de emisie Nivelul unei perturbaţii electromagnetice date, emisă de un anumit dispozitiv, aparat sau sistem. (SR 60050 -161)

3.37 Nivel de emisie transferată Limita maximă a valorii de perturbaţie electromagnetică ce se poate transfera la o reţea cu un anumit nivel de tensiune din reţele cu alte niveluri de tensiune.

3.38 Planificarea operaţională a RED Activitate constând în planificarea de către ENEL, pe diferite orizonturi de timp (anual, semestrial, lunar) a schemei normale de funcţionare a RED din autoritatea sa de decizie, a schemei de funcţionare pe diferite orizonturi de timp (lunar, anual, etc) cu respectarea standardului de performanţă pentru distribuţia energiei electrice. Utilizatorii RED trebuie să furnizeze la solicitarea ENEL, date tehnice necesare pentru planificarea dezvoltării şi conducerea prin dispecer, în conformitate cu prevederile din Codul Tehnic RED. (Codul tehnic RED - Ord 128/2008)

3.39 Puterea maximă posibilă a unei unităţi (a unei centrale) Puterea electrică maximă realizabilă într-o unitate (centrala) în regim continuu, având toate componentele în stare de funcţionare. (SR CEI 60050 – 602) 3.40 Puterea aprobată a unei unităţi (a unei centrale) Puterea activa (aparenta) maxima sau simultana pe care utilizatorul o poate absorbi sau evacua prin instalaţia de racordare la reţeaua electrică pentru care se emite avizul tehnic de racordare. Se consemnează în avizul tehnic de racordare şi este luata in considerare la dimensionarea instalaţiei de racordare a utilizatorului respectiv (HG 90/2008 Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public)

3.41 Puterea cerută de reţea Putere care trebuie furnizată reţelei pentru acoperirea consumului.

3.42 Puterea nominală Puterea aparentă maximă la care un generator sau un transformator pot funcţiona cu continuitate în condiţii specificate.

3.43 Programarea operaţională a funcţionării RED Activitate care permite programarea pe un orizont de timp (anual, semestrial, lunar) de către ENEL a schemei de funcţionare a RED din autoritatea sa de decizie şi a modului de echilibrare producere-consum, cu respectarea parametrilor tehnici de calitate şi siguranţă. (terminologie ANRE)

15

3.44 Limita de proprietate Punct între reţea şi instalaţia Utilizatorului pentru racordare, unde are loc separarea proprietăţii între Enel şi Utilizator.

3.45 Punct de delimitare Locul în care instalaţiile Utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea (vezi Fig. 16 pentru ÎT şi Fig. 19 pentru MT). (HG 90/2008 Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public)

3.46 Punct de racordare (la RED) Punctul fizic din reţeaua electrică la care se racordează un Utilizator (vezi Fig.16). (HG 90/2008 Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public)

3.47 Variaţia tensiunii Creştere sau descreşterea tensiunii, determinată în mod normal, de variaţia sarcinii. (SR EN 50160)

3.48 Variaţia rapidă de tensiune Variaţie singulară rapidă a valorii efective a tensiunii, între două niveluri consecutive, care au rămas stabile pentru un interval de timp definit, dar nespecificat (de exemplu 200 ms). (SR EN 50160)

3.49 Reţea (reţea de distribuţie, reţea de distribuţie publică) Reţea electrică de distribuţie: reţea electrică cu tensiunea de linie nominală până la 110 kV inclusiv. Reţea electrică de interes public: reţea electrică la care sunt racordaţi cel puţin doi utilizatori. (Codul tehnic al RED - Ord 128/2008)

3.50 Reţea de Înaltă Tensiune (ÎT) Sistem cu tensiune nominală de 110 kV inclusiv (niveluri de tensiune superioare nu sunt tratate în Norma de faţă). (Ord 28/2007 - Standard de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice)

3.51 Reţea Foarte Înaltă Tensiune (FÎT) Sistem cu tensiunea nominală între faze peste 110 kV.

3.52 Reţea Joasă Tensiune (JT) Sistem cu tensiunea având valoarea efectivă nominală cel mult egală cu 1 kV. (SR EN 50160)

3.53 Reţea în insulă Porţiunea din reţeaua electrică neconectată la restul reţelei electrice de distribuţie publica.

3.54 Reţea MT Sistem cu tensiunea având valoarea efectivă nominală peste 1 kV şi mai mică de 110 kV. (SR EN 50160)

3.55 Reţea planificată Structurarea reţelei de distribuţie după cum rezultă din activitatea de planificare definită la 3.38.

16

3.56 Refuz de sarcină Stare de funcţionare a unui grup de generare, care, după o decuplare de la reţea datorată evenimentelor externe, continuă să alimenteze propriile servicii auxiliare, astfel încât să poată efectua în cel mai scurt timp cu putinţă reintrarea în paralel cu reţeaua.

3.57 Reanclanşare automată rapidă Reanclanşare automată unipolară sau tripolară a unui întreruptor care are loc după un interval de timp de ordinul secundelor după o declanşare ca urmare a unui defect. (SR CEI 60050 – 604)

3.58 Servicii auxiliare de reţea Ansamblul de echipamente auxiliare specifice unităţii care sunt indispensabile funcţionării acesteia (ex. Mori, pompe de circulaţie, ventilatoare). (SR CEI 60050-602)

3.59 Servicii auxiliare generale Ansamblu de echipamente auxiliare comune pentru grupul generator şi pentru întreaga centrală. (SR CEI 60050-602)

3.60 Serviciul de reglare a frecvenţei Acţiune de menţinere a frecvenţei la 50 Hz prin echilibrul între puterea debitată în reţea, puterea absorbită şi pierderi.

3.61 Serviciul de reglare al tensiunii Acţiune de menţinere a tensiunilor în nodurile reţelei în limite specificate.

3.62 Sistem de Protecţie Generală (SPG) Sistem de protecţie asociat Dispozitivului General, compus din:

- traductoare de curent (şi, dacă sunt prevăzuţi, traductoare de tensiune) cu conectările aferente la relee de protecţie;

- relee de protecţie cu alimentarea aferentă;

- circuite de declanşare a întreruptorului2.

3.63 Staţie electrică Parte a unui sistem electroenergetic, situată pe un anumit amplasament şi care conţine, în principal, extremităţile liniilor de transport sau de distribuţie, echipamentul electric de comutaţie şi de comandă, clădiri şi transformatoare. O staţie conţine, în general, dispozitive de protecţie şi de comandă ale reţelei (de ex. Protecţiile prin relee). (SR CEI 60050 -601)

3.64 Serviciul de descarcare automata a sarcinii (DAS) Serviciul furnizat de unităţile de consum dispecerizabile, racordate la reţea, cu obligaţia de racordare ale terţilor, echipate în fiecare punct individual de absorbţie, cu echipamente de descarcare automata a sarcinii conforme specificaţiilor tehnice definite de către Transelectrica şi în care se pot dispune decuplări de sarcină prin modalităţile definite de către Transelectrica însuşi.

3.65 Sistem cu neutrul legat direct la pământ Sistem în care, în caz de contact direct la pământ a unei faze, tensiunea la pământ a fazelor neafectate, excluzând perioada tranzitorie, nu depăşeşte în nici un punct 80% din tensiunea nominală între faze.

2 În accepţia prezentei Norme, SPG nu include DG. Una sau mai multe funcţii ale SPG pot fi îndeplinite de un dispozitiv unic (SPG integrat).

17

3.66 Tensiune armonică Tensiune sinusoidală a cărei frecvenţă este egală cu un multiplu întreg al frecvenţei fundamentale a tensiunii de alimentare. Tensiunile armonice pot fi evaluate:

− individual prin amplitudinea lor relativă (Ub) raportată la tensiunea fundamentală U1 în care b este rangul armonicei.

− global, de exemplu, prin factorul total de distorsiune THD, calculat pe baza următoarei relaţii:

unde ub este raportul dintre amplitudinea componentei armonice şi amplitudinea componentei fundamentale.

3.67 Tensiune de exploatare declarată (tensiune declarată) Tensiunea de exploatare declarată este în mod normal tensiunea nominală a sistemului Un. Dacă, printr-un acord între Distribuitor şi Utilizator, se furnizează în punctul de delimitare o tensiune diferită de cea nominală atunci tensiunea de exploatare declarată este această tensiune stabilită prin acord.

3.68 Utilizatorul reţelei Utilizator de reţea electrica: producător, operator de transport şi de sistem, operator de distribuţie, furnizor, consumator de energie electrica, racordaţ la o reţea electrica. (Cod Tehnic RED – Ord ANRE 128/2008)

3.69 Consumator (de energie electrica) Persoana fizică sau juridică ce cumpără energie electrică pentru consumul propriu şi eventual, pentru un subconsumator racordat la instalaţiile sale. (Codul tehnic al RET – revizia 1 Ordinul 20/2004)

3.70 Consumator nedispecerizabil Toţi consumatorii care nu intră în definiţia Consumatorilor dispecerizabili.

3.71 Consumator dispecerizabil Consumator care, în concordanţă cu cerinţele contractuale, îşi reduce sarcina sau este întrerupt fie prin acţiunea directă a Transelectrica, fie prin acţiunea Consumatorului, la cererea Transelectrica. (Ordinul 35/2004 Codul tehnic RET – revizia 1 Ordinul 20/2004) Unităţi de consum ale căror programe de consum sunt relevante, ţinând cont de sarcina acestora şi de limitele de capacitate de transport, în vederea previzionării de către Transelectrica a necesarului de resurse pentru dispecerizare.

3.72 Grup electric (generator) Ansamblu de echipamente (de regulă rotative) destinat producerii de energie electrică prin transformarea unei alte forme de energie. (Codul tehnic al RED - Ord 128/2008) Ansamblu de instalaţii electrice, pentru producerea de energie electrică, racordate la reţele de distribuţie şi prin intermediul liniilor directe sau reţelelor interne de utilizare astfel încât debitările de energie electrică corespunzătoare unui ansamblu să fie măsurabile în mod autonom. Unităţile reversibile de generare şi absorbţie sunt considerate unităţi de producere.

3.73 Grup dispecerizabil Grupul generator care poate fi programat pe piaţa angro şi a cărui putere se încadrează în următoarele categorii:

18

− Grupuri generatoare hidroelectrice cu putere mai mare de 10 MW;

− Grupuri generatoare termoelectrice cu putere mai mare de 20 MW; (Codul tehnic al RED - Ord 128/2008).

− Unităţi de producere cu puterea globală a grupurilor de generare asociate mai mare de 10 MW

3.74 Grup nedispecerizabil Toate Unităţile de producere care nu intră în definiţia 3.73.

19

Partea 2 – Caracteristici ale Utilizatorilor, ale reţelelor, ale criteriilor pentru alegerea nivelului de tensiune şi ale schemelor de racordare la reţelele ÎT şi MT

4 Caracteristici ale Utilizatorilor şi clasificarea acestora Utilizatorii racordaţi direct la reţeaua de distribuţie ÎT şi MT sunt subiecţi care exploatează:

- instalaţii de producere;

- instalaţii de utilizare;

- reţele interne de utilizare, după definiţiile ANRE;

- reţele de distribuţie (în cadrul consolidării şi interconectării între reţele de distribuţie).

În accepţia regulilor tehnice de racordare, în mod special paragrafele 7 şi 8, Utilizatorii reţelei de distribuţie se clasifică în:

- Utilizatori activi (Producători). Din această categorie de Utilizatori fac parte instalaţiile care conţin orice maşină (rotativă sau statică) care converteşte orice formă de energie utilă în energie electrică în curent alternativ prevăzută pentru a funcţiona în paralel (şi tranzitoriu) cu reţeaua.

- Utilizatori pasivi (Consumatori). Din această categorie fac parte toate instalaţiile care nu intră în definiţia precedentă.

4.1 Instalaţia de utilizare În accepţia prezentei Norme, instalaţiile Utilizatorilor pot fi caracterizate după următoarele criterii:

- putere;

- sensibilitatea echipamentelor, a sarcinilor la calitatea alimentării; - perturbaţii emise în reţea;

- continuitate in alimentare.

Aceste criterii, care nu sunt limitative, au scopul de a caracteriza, în manieră simplificată, instalaţiile de utilizare în raport cu cerinţele lor minime şi cu factorii care le influenţează.

4.1.1 Sensibilitatea echipamentelor în funcţie de parametrii de calitate a energiei electrice În funcţie de sensibilitatea privind continuitatea serviciului de distributie, instalaţiile Utilizatorilor pot fi împărţite în următoarele două categorii:

- aparate insensibile;

- aparate sensibile.

Aparatele pot fi sensibile în funcţie de parametrii de calitate a energiei electrice (întreruperi ale alimentării) şi la diferitele caracteristici ale tensiunii, cum sunt:

- goluri de tensiune;

- variaţii de tensiune;

- supratensiuni;

- variaţii de frecvenţă;

- armonici;

- nesimetrie a tensiunii .

In Tabelul 1 este prezentata lista aparatelor sensibile din punct de vedere al fenomenului considerat si al consecintelor.

20

Tabelul 1 – Echipamente sensibile FENOMEN CONSIDERAT ECHIPAMENT SENSIBIL CONSECINŢE

Aparate electronice digitale de control de proces sau maşini de calcul în general

Opriri şi/sau anomalii ale proceselor/maşinilor (a)

Goluri de tensiune: ΔV ≤ 30% VN Δt ≤ 60 ÷ 100 ms Acţionări cu viteză variabilă

(electronică de putere) Intervenţii ale protecţiilor electronicii de putere

Goluri de tensiune: ΔV ≤ 30% VN Δt ≤ 60 ÷ 100 ms

În plus faţă de cele de mai sus căderea dispozitivelor electromecanice (relee auxiliare, teleruptori)

Oprire globală a tuturor utilităţilor

(b) Supratensiuni de lungă durată Motoare şi maşini electrice Bobine de contoare Becuri cu incandescenţă

Scurtarea duratei de viaţă a izolaţiei

Variaţii lente de tensiune ΔV = ± 10% VN

Instalaţii de iluminat Aceleaşi aparate de la (a) şi (b)

În caz de reducere, încetinire sau oprire a motoarelor electrice: aceleaşi consecinţe ca la (a) şi (b)

Componente electronice atât de control cât şi de putere

Străpungerea izolaţiei Supratensiuni de impuls

Motoare, cabluri şi maşini electrice în general Deteriorare a circuitelor electronice

Tranzitorii de comutare (punţi convertoare, tehnici chopper)

Linii transmisie date şi semnale la un nivel de putere scăzut Aparate electronice de control

Proastă funcţionare a sistemelor de control şi de elaborare a datelor

Condensatori

Supraîncălzire şi deteriorare condensatori

Releu de protecţie Acţionari intempestive ale releului de protecţie

Receptoare industriale de puteri mici.

Proastă funcţionare a sistemelor de control şi de transmisie a datelor

Motoare şi maşini rotative

Transformatoare

Armonici

Cabluri electrice

Creşterea pierderilor la motoare, transformatoare şi cabluri şi implicit supraîncălzirea acestora

Nesimetrii şi dezechilibre Motoare electrice şi maşini rotative în general Supraîncălzire

4.1.2 Aparate perturbatoare Aparate pot fi împărţite, în funcţie de perturbaţiile emise în reţea, în următoarele categorii:

- sarcini neperturbatoare; - sarcini distorsionante (sarcini neliniare printre care acţionarea cu viteze variabile, becuri,

convertoare statice, aparate electrocasnice, cuptoare cu arc, aparate de sudură, transformatoare, motoare, etc.);

- sarcini fluctuante (aparate de sudură, motoare de capacitate mare pornite direct în mod repetat în timp, racordarea transformatoarelor, etc.).

O listă nelimitativă a aparatelor perturbatoare este prezentată în Tab.2.

21

Tabelul 2 – Aparate perturbatoare PERTURBĂRI GENERATE APARATE

SQ FT VT AR FS RE Încălzire cu rezistenţă (1) (2) (3)

Cuptoare casnice - Microunde - infraroşii

(1) (1)

Cuptoare industriale - cu inducţie - HF - UHF - Plasmă - arc

Aparate de sudură - cu rezistenţă - cu arc

(3)

Motoare - asincrone (ex. pentru compresoare) - cu viteze variabil

Transformatoare Convertoare - c.a./c.c. - c.a./c.a. şi ciclu- convertoare

Electroeroziune Becuri cu descărcare Televizoare Radiologie

Legenda SQ = Nesimetrii şi dezechilibre FT = fluctuaţii de tensiune (Flicker) VT = variaţii de tensiune AR = armonici FS = frecvenţe anormale RE = radioemisie (1) monofazate (2) la conectare, când puterea echipamentului nu este mai mică în raport cu cea de scurtcircuit a reţelei (3) cu control electronic Toate sarcinile prezente in instalaţia Utilizatorului, dacă sunt perturbatoare, trebuie să respecte Normele CEI care reglementează perturbaţiile conduse şi induse în reţeaua la care acestea sunt legate, în scopul de a nu afecta calitatea serviciului reţelei. Perturbaţiile maxime care pot fi emise în reţea sunt alocate de către ENEL ţinând cont de marjele disponibile în zona de reţea interesată şi au in vedere :

- variaţii de tensiune (lente şi rapide);

- fluctuaţii de tensiune (Flicker);

- armonici;

- dezechilibru al fazelor.

22

Pentru definirea acestor mărimi, referinţa este Norma SR EN 50160. Pentru criteriile de evaluare, un punct efectiv de referinţă tehnică (chiar dacă nu exhaustiv pentru toate fenomenele menţionate mai sus) este reprezentat de rapoartele tehnice CEI TR 61000-3-6 pentru armonici, CEI TR 61000-3-73 pentru fenomenele de Flicker şi variaţii rapide şi CEI TR 61000-3-13 pentru dezechilibre.

4.1.3 Utilizatori întreruptibili Se numesc Utilizatori Întreruptibili acei Utilizatori care la solicitarea furnizorului îşi diminuează puterea absorbită sau acceptă deconectarea in schimbul unei compensaţii/reduceri tarifare stabilite de comun acord cu furnizorul. (HG 1007/2004 Regulament de furnizare a energiei electrice la consumatori) Instalaţie de comandă şi achiziţie de date (Arhitectura de control) prevede că Utilizatorul Întreruptibil trebuie să-si prevada o legătură pentru transmisia de date între propriul sediu industrial şi Transelectrica, în general cel mai apropiat. În plus, în sediul industrial este instalată o maşină de teleoperaţiuni, denumită Unitate Periferică de Decuplare Sarcini (UPDC) care achiziţionează măsura sarcinii deservite în timp real şi pe aceea a întregului sediu industrial, precum şi alte informaţii auxiliare şi pune în practică comanda de deconectare la ordinul provenit din sălile de comandă ale Transelectrica.

4.2 Instalaţii de producere Instalaţiile de producere a energiei electrice sunt clasificate în raport cu puterea şi perturbaţiile emise în reţea.

4.2.1 Puterea Puterea efectivă a instalaţiilor de producere influenţează alegerea nivelului de tensiune al racordării la reţelele de distribuţie.

4.2.2 Instalaţii de producere perturbatoare Instalaţiile de producere pot fi catalogate în funcţie de perturbaţiile emise în reţea în următoarele categorii:

- instalaţii neperturbatoare;

- instalaţii conectate prin dispozitive distorsionante (de exemplu instalaţii conectate prin convertoare statice);

- instalaţii cu producere fluctuantă.

O lista nelimitativa a instalaţiilor de producere perturbătoare este prezentată în Tab.3. Tabelul 3 – Instalaţii de producere perturbatoare

PERTURBAŢII GENERATE INSTALAŢII DE PRODUCERE SQ FT VT AR FS RE Instalaţii eoliene conectate prin: − generatoare asincrone − generatoare asincrone cu dublă alimentare

generator sincron + convertor static c.a./c.a. Instalaţii conectate prin generatoare asincrone Instalaţii conectate prin convertoare:

- c.c./c.a. - c.a./c.c. – c.c./c.a.

Legenda 3 Pentru variaţiile rapide, este în studiu o metodă pentru evaluarea acestora bazată pe compararea între puterea de scurtcircuit în nodul de racordare şi puterea disponibilă la Utilizator. Anexa F conţine câteva valori informative extrase din acest studiu.

23

SQ = Dezechilibre FT = Fluctuaţii de tensiune (flicker) VT = variaţii de tensiune AR = armonici FS = frecvenţe anormale RE = radioemisie

4.4 Reţele de distribuţie Utilizatorii, în cazul reţelelor interconectate pot fi proprietari de:

- staţii de transformare racordate la reţele ÎT ale altui Distribuitor;

- porţiuni de reţea de distribuţie MT ENEL racordate la reţele de distribuţie MT ale distribuitorilor sau alţi proprietari ;

- porţiuni de reţea de distribuţie ÎT ENEL racordate la reţele de distribuţie ÎT ale altor distribuitori sau alţi proprietari.

5 Caracteristicile reţelelor În continuare se descriu caracteristicile principale ale reţelelor de distribuţie; aceste caracteristici trebuie să fie luate în considerare la racordarea Utilizatorilor la reţea.

5.1 Caracteristicile reţelelor de ÎT

5.1.1 Caracteristici structurale

5.1.1.1 Nivelul de tensiune şi frecvenţă Reţeaua ÎT este constituită din secţiuni cu tensiune nominală (Un) mai mare de 35 kV şi mai mică sau egală cu tensiunea de110 kV la o frecvenţă nominală (fn) de 50 Hz.

5.1.1.2 Tratarea neutrului Reţelele de ÎT cu tensiune nominală (Un) ≥ 110 kV au neutrul legat efectiv la pământ. Reţelele de ÎT cu tensiuni nominale mai mici pot fi exploatate cu diferite stări ale neutrului.

5.1.1.3 Curent de scurtcircuit trifazat maxim în scopul dimensionării echipamentelor Valoarea curentului de scurtcircuit care se ia în calcul la alegerea echipamentelor trebuie să fie comunicată de către ENEL Consumatorului.

5.1.1.4 Curent de scurtcircuit monofazat maxim în scopul dimensionării prizei de pământ Valoarea curentului de scurtcircuit monofazat care se ia în calcul la dimensionarea prizei de pământ trebuie să fie comunicată de către ENEL Consumatorului.

5.1.1.5 Curent de scurtcircuit trifazat maxim în punctul de racordare Valoarea maximă a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare comunicată de ENEL la cererea Utilizatorului. Această valoare trebuie să fie calculată conform SR EN 60909-0, în schema normală de funcţionare a reţelei şi cu generare maximă.

5.1.1.6 Curent de scurtcircuit trifazat minim în punctul de racordare Valoarea minimă a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare comunicată de ENEL la cererea Utilizatorului. Această valoare trebuie să fie calculată conform SR EN 60909-0, în structura normală de exploatare a reţelei şi cu generare minimă.

24

5.1.1.7 Curent de scurtcircuit trifazat minim convenţional în punctul de racordare Valoarea minimă convenţională a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare trebuie să fie comunicată de către ENEL la cererea Utilizatorului. Această valoare trebuie să fie calculată conform SR EN 60909-0, în structura de reţea N-1 (care prevede indisponibilitatea componentei sistemului electric – linie, generator, transformator de interconectare - care are influenţa majoră asupra valorilor totale ale curenţilor de scurtcircuit în punctul examinat) şi cu generare minimă. Deci calculul curenţilor şi puterilor de scurtcircuit minime se efectuează în condiţiile normale de exploatare, considerând a fi în funcţiune numai o parte din parcul de generare disponibil (situaţie de generare minimă în gol de sarcina) şi presupunând sursa de tensiune echivalentă în punctul de scurtcircuit egală cu 100% din tensiunea nominală. În plus, calculul nodurilor individuale ale reţelei trebuie efectuat ulterior cu ipoteza că o componentă a sistemului electric nu este disponibilă. În cazul în care instalaţia examinată este exploatată în antenă calculul curentului şi puterii de scurtcircuit minim în nod se efectuează raportând regula de mai sus la primul nod de alimentare în amonte care dispune de cel puţin două legături active cu restul reţelei.

5.1.1.8 Curent de defect monofazat în punctul de racordare şi timpul de eliminare a defectului Valoarea curentului de defect monofazat (după cum este definită în 5.1.1.4) şi timpul de eliminare a defectului trebuie să fie comunicate de către ENEL Utilizatorului cu ocazia cererii de racordare şi de fiecare dată când survin modificări, după cum este detaliat în 7.5.5. Valorile maxime ale curenţilor de defect monofazat trebuie să fie calculate conform SR EN 60909-0 şi, împreună cu timpul de eliminare a defectului, permit dimensionarea şi verificarea eficacităţii prizelor de pământ, în conformitate cu prevederile SR HD 637 S1. Timpul de eliminare a curentului de defect la pământ trebuie să fie calculat în conformitate cu prevederile SR HD 637 S1. Priza de pământ a Utilizatorului, în funcţie de schema de racordare adoptata, trebuie să fie dimensionată astfel încât curentul de defect la pământ de mai sus să nu creeze tensiuni de atingere şi de pas mai mari decât valorile admisibile precizate în SR HD 637 S1, corelate cu timpul de eliminare a defectului (Anexa L).

5.1.1.9 Nivel de ţinere al izolaţiei Nivelurile minime de ţinere ale izolaţiei aplicate în instalaţia Utilizatorului pentru racordare trebuie să fie comunicate de către ENEL şi trebuie să fie conforme cu prevederile SR EN 60071-1 şi SR EN 60071-2.

5.1.2 Caracteristici de exploatare

5.1.2.1 Funcţionarea reţelei Nivelurile de tensiune ale reţelelor de ÎT sunt determinate de structura si de exploatarea RET, în funcţie de prezenţa staţiilor FÎT/ÎT şi a unităţilor de generare, precum şi de reglementările cu privire la aceste unităţi şi staţii. Aşadar aceste valori sunt determinate de către Transelectrica şi reproduse într-un document corespunzător care este actualizat periodic. În acest document sunt redate nivelurile minime şi maxime ale valorii tensiunii efective în următoarele condiţii în care se poate afla exploatarea sistemului electric:

- pentru 95% din timp în condiţii de exploatare normale;

25

- pentru 100% din timp în condiţiile de exploatare normale sau de defect;

- în condiţii de urgenţă sau de restabilire.

Pentru punctele de racordare individuale, ENEL trebuie să comunice Utilizatorului valoarea medie a valorii efective a tensiunii (tensiune declarată) şi a domeniului de variaţie aferent, precum şi valoarea frecvenţei cu domeniul de variaţie aferent. Frecvenţa de exploatare a reţelei în condiţii normale este de 50 Hz (± 1%). În funcţionarea reţelei în condiţii de urgenţă sau de restabilire (insulă) valorile de frecvenţă pot varia în domeniul 50 Hz +4/ - 6%.

5.1.2.2 Eliminarea defectelor Sistemul de protecţie al reţelei este structurat şi coordonat astfel încât să opereze eliminarea selectivă a defectului în timpi corelaţi cu timpii proprii echipamentelor de manevră şi ai sistemelor de protecţie conform nivelului tehnologic actual. În acest caz, protecţiile adoptate de ENEL nu au scopul de a proteja instalaţiile Utilizatorului; prin urmare protecţia acestor instalaţii este exclusiv în grija Utilizatorului. În plus, după cum este evidenţiat de SR EN 637 S1, releele de protecţie ale reţelelor de ÎT (protecţii de distanţa, protecţii diferenţiale de linie, protecţii maximale de curent, etc.) plasate de-a lungul circuitelor electrice nu au rolul să asigure protecţia împotriva atingerilor directe. În general, aceste protecţii care realizează întreruperea automată a circuitelor nu sunt adecvate pentru protecţia contra atingerilor directe.

5.1.2.3 Automatizări de reţea Reţeaua poate fi dotată cu automatizări cum sunt:

- reanclanşări rapide uni/tripolare şi/sau reanclanşări temporizate tripolare, cu eventual

control al paralelismului/sincronismului;

- automatizarea secvenţelor de manevră;

- sisteme de teledeclansare (atât a sarcinii cât şi a grupurilor generatoare);

- descărcarea de sarcină (DASU,DASF).

Controlul suprasarcinii este de regulă gestionat în diferite faze de exploatare în timp real a reţelei.

5.1.3 Calitatea serviciului Calitatea serviciului poate fi definită în relaţie cu:

- continuitatea serviciului;

- calitatea tensiunii.

Prin continuitatea serviciului se înţelege respectarea parametrilor privind întreruperea programata sau neprogramata a furnizării energiei electrice, iar prin calitatea tensiunii se intelege respectarea parametrilor privind caracteristicile tensiunii ca de exemplu frecvenţa, amplitudinea şi forma de undă. Calitatea serviciului este măsurată prin indicatori care se bazează pe prezenţa, amplitudinea şi frecvenţa tensiunii în reţelele Utilizatorilor.

5.1.3.1 Continuitatea serviciului Întreruperile neprogramate care trebuie verificate se disting în :

26

- întreruperile lungi (durata > 3 min)

- întreruperi scurte (1s < durata > 3 min)

- întreruperi tranzitorii (durata ≤ 1 s)

5.1.3.2 Calitatea tensiunii Caracteristicile tensiunii care pot fi luate în consideraţie sunt următoarele:

- frecvenţa ;

- amplitudinea şi variaţia tensiunii la frecvenţa de reţea;

- goluri de tensiune;

- variaţii rapide ale tensiunii;

- supratensiuni;

- tensiuni armonice;

- flicker;

- dezechilibru de tensiune.

În scopul evitării daunelor in instalaţiile proprii, cauzate de distorsiunile armonice sau nesimetriile prezente în reţea, Utilizatorul când este necesar, are datoria de a adopta măsuri adecvate (de exemplu să instaleze protecţii suplimentare) care să separe propria instalaţie de reţea la depăşirea limitelor setate de Utilizator. Intervenţia acestor protecţii, în cazul Producătorilor, trebuie să fie stabilită de comun acord cu ENEL (şi/sau Transelectrica pentru unităţi de producere dispecerizabile).

5.1.4 Supravegherea reţelelor de distribuţie ENEL garantează funcţionarea reţelelor, în limitele capacitatilor de distributie a reţelelor respective. ENEL este responsabil de supravegherea reţelelor, de mentenanţa acestora şi de siguranţa persoanelor în limitele stabilite de legile şi normele tehnice în vigoare. Supravegherea reţelelor de distribuţie include supervizarea stării instalaţiilor, executarea manevrelor şi asistenţa tehnică de urgenţă. Manevrele (în regim normal de exploatare, de urgenţă şi de asigurare a condiţiilor de securitate) sunt executate, în mod automat şi manual, prin sisteme de telecontrol sau prin asistenţă la faţa locului a instalaţiilor şi sunt concordate între ENEL şi Transelectrica. Pentru necesităţile de exploatare ale reţelelor de distribuţie, criteriile pe baza cărora se executa manevrele de conectare şi deconectare ale instalaţiilor de producere cu putere mai mică de 10 MW şi ale instalaţiilor de utilizare racordate direct la reţelele de distribuţie de ÎT sunt stabilite între ENEL şi Utilizator, în timp ce pentru instalaţiile de producere cu putere mai mare de 10 MW ENEL trebuie să stabilească de comun acord manevrele cu Transelectrica. Dacă pentru executarea manevrelor de asigurare a condiţiilor de securitate pentru lucrări trebuie să fie implicate părţi de instalaţie în proprietatea terţilor, aceştia trebuie să fie de acord cu efectuarea manevrelor respective, conform cu prevederile Convenţiei de Exploatare.

5.1.5 Sisteme de comunicaţie În reţea pot fi prezente aparate de măsură, de transmisie date şi de interfaţă pentru recepţia semnalelor de telecontrol, telereglare şi telecomandă, cu excepţia sistemelor de telemăsură.

5.1.6 Indisponibilitate pentru lucrări Înainte de intrarea în serviciu a unei instalaţii generice pentru care este prevăzută conectarea la reţea, ENEL, de comun acord cu Transelectrica, cu ceilalţi gestionari de reţele cu obligaţie de

27

conectare a terţilor şi cu Utilizatorul, defineşte numărul maxim previzibil de zile pe an de întrerupere pentru mentenanţă programată. Limitări la schimbul de putere cu Utilizatorii pot fi necesare în timpul mentenanţei programate în zone de reţea care nu sunt buclate în mod adecvat; aceste limitări sunt comunicate în prealabil Utilizatorilor implicaţi. Cu ocazia oricărei intervenţii de mentenanţă programată, ENEL defineşte programele de mentenanţă coordonându-se cu Transelectrica, cu alţi gestionari de reţele cu obligaţie de conectare a terţilor şi ţinând cont de cerinţele Utilizatorilor. În caz de intervenţii de forţă majoră care comportă adoptarea unor scheme de reţea provizorii ENEL poate, dacă este necesar şi pentru intervalul de timp necesar, să limiteze schimbul de putere cu Utilizatorii.

5.2 Caracteristici ale reţelelor de MT

5.2.1 Caracteristici structurale

5.2.1.1 Niveluri de tensiune si frecvenţă În reţelele MT sunt cu predilecţie răspândite trei valori de tensiune de exploatare: 6, 10 kV şi 20 kV. Frecvenţa nominală (fn) este de 50 Hz.

5.2.1.2 Starea neutrului In marea majoritate a cazurilor reţeaua de MT funcţionează cu neutrul tratat prin impedanţă compusă din reactanţă inductivă şi rezistenţă sau numai prin rezistenta. Există porţiuni de reţea de MT care sunt exploatate cu neutru izolat.

5.2.1.3 Curent de scurtcircuit trifazat maxim (în scopul dimensionării echipamentelor) Valoarea curentului de scurtcircuit adoptată (planificată) pentru alegerea echipamentelor, comunicată de ENEL Utilizatorului.

5.2.1.4 Curent de scurtcircuit trifazat maxim de exploatare Valoarea maximă a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare, comunicată de ENEL la cerere Utilizatorului. Această valoare trebuie să fie calculată conform SR EN 60909-0, în funcţionarea reţelei în condiţii normale, cu maximă generare MT şi curent de scurtcircuit maxim de exploatare pe reţeaua ÎT.

5.2.1.5 Curent de scurtcircuit trifazat minim de exploatare Valoare minimă a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare, comunicată de ENEL la cerere Utilizatorului. Această valoare trebuie să fie calculată conform SR EN 60909-0, în funcţionarea reţelei în condiţii normale, cu minimă generare MT şi curent de scurtcircuit minim de exploatare pe reţeaua de ÎT.

5.2.1.6 Curent de scurtcircuit trifazat minim convenţional Valoarea minimă convenţională a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare, comunicată de ENEL la cererea Utilizatorului. Această valoare trebuie să fie calculată conform SR EN 60909-0, în structura care prevede măsuri normale de contraalimentare, absenţa generării pe reţeaua MT şi curent de scurtcircuit minim de exploatare pe reţeaua ÎT.

5.2.1.7 Curent de defect monofazat şi timp de eliminare a defectului Valorile maxime actuale ale curenţilor de defect monofazat şi ale timpului de eliminare a curentului de defect homopolar trebuie să fie declarate de către ENEL Utilizatorului pe baza parametrilor de

28

reţea şi permit definirea dimensionării instalaţiilor de legare la pământ, conform prevederilor SR HD 637 S1, SR CEI 60364-4-44, SR CEI 61200-413, SR EN 61140, SR HD 384.4.41 S2, SR HD 384.4.442 S1. În cazul sistemelor cu neutru izolat, este posibilă determinarea în mod convenţional a valorii (în Amperi) curentului de defect monofazat după următoarea formulă empirică:

unde

- U este tensiunea nominală între fazele reţelei în kV:

- L1 este suma lungimilor în km ale liniilor aeriene;

- L2 este suma lungimilor în km ale liniilor în cablu, legate în mod obişnuit metalic între ele în

timpul funcţionării reţelei în condiţii normale.

Formula enunţată mai sus este aproximată în mod convenţional; valori mai exacte pot fi calculate conform SR EN 60909-0. În cazul sistemului cu neutru legat la pământ prin impedanţă, valoarea curentului de defect monofazat este independentă de lungimea reţelei MT şi se defineşte în mod convenţional de către ENEL. Valoarea maximă efectivă a curentului de defect monofazat şi timpul de eliminare a defectului trebuie să fie calculate şi comunicate de către ENEL Utilizatorului cu ocazia cererii de racordare şi, în consecinţă, conform dispoziţiilor de la 8.5.5. Timpul de eliminare a curentului de defect la pământ trebuie să fie calculat considerând şi eventuala reanclanşare rapidă prevăzută (şi eventuale alte reanclanşări care au loc în 5 s de la începutul defectului). În acest caz trebuie însă să fie exclus timpul de aşteptare al reanclanşării. Instalaţia de legare la pământ a Utilizatorului, în funcţie de racordarea luată în considerare, trebuie să fie dimensionată astfel încât curentul de defect la pământ mai sus menţionat să nu creeze tensiuni de atingere mai mari decât valorile admisibile precizate în SR HD 637 S1, în funcţie de timpul de eliminare a defectului.

5.2.1.8 Defect de tip dublă punere la pământ În conformitate cu SR HD 637 S1, în cazul în care primul defect monofazat este eliminat într-un timp mai mare de 1 s, ENEL trebuie să comunice Utilizatorului timpul de eliminare şi valoarea curentului de defect la dubla punere la pamant. Valoarea curentului de defect la dubla punere la pamant trebuie să fie calculată conform prescripţiilor SR EN 60909-0, pe baza curentului trifazat maxim de scurtcircuit de dimensionare a echipamentelor. Această valoare nu este luată în considerare în scopul verificării tensiunilor de atingere, ci numai în scopul verificării solicitărilor termice ale elementelor care constituie priza de legare la pământ.

5.2.1.9 Nivelurile de ţinere ale izolaţiei Nivelurile minime de ţinere ale izolaţiei aferente dispozitivului general (sau echivalent) şi ale instalaţiilor Utilizatorului în amonte (partea de reţea de distribuţie) de dispozitivul general trebuie să fie comunicate de către ENEL în baza valorii planificate sau mai mari, a nivelului de izolare al reţelei şi conform cu prevederile SR EN 60071-1 şi SR EN 60071-2.

5.2.2 Caracteristici de exploatare

5.2.2.1 Funcţionarea reţelei

29

Reţelele de MT de distribuţie sunt în general exploatate în mod radial şi sunt de obicei contra-alimentabile (alimentate de la doua capete dar nu în acelaşi timp). În reţele cu posibilitatea de contraalimentare există legături care sunt în mod uzual deschise, care se reconfigurează în caz de defecte pentru a asigura continuitatea serviciului. Pentru punctele de racordare individuale ENEL trebuie să indice tensiunea declarată şi domeniul de variaţie aferent în acord cu SR EN 50160. NOTĂ Norma SR EN 50160 prevede condiţii specifice (referitoare la modulul de tensiune şi la frecvenţă) de adoptat pentru sistemele electrice în condiţii particulare.

5.2.2.2 Funcţionarea porţiunilor de reţea MT de distribuţie în insulă ENEL poate să menţină temporar (de exemplu din motive de mentenanţă) în exploatare în insulă porţiuni de reţea de MT stipulând acorduri cu proprietari de instalaţii de producere şi eventuali Consumatori (de exemplu sarcini perturbatoare sau de putere mare) racordaţi la porţiunea de reţea de MT. În timpul exploatării în insulă, în porţiunea de reţea în insulă parametrii de calitate a serviciului trebuie să fie menţinuţi în următoarele limite:

− variaţii de frecvenţă

• 50 ± 1% pentru 100% din timp;

• 50 + 4/-6% pentru 95% din timp;

− variaţii lente de tensiune

• Un + 10%;

• Un – 15%.

Toţi ceilalţi parametri de calitate a serviciului pot în schimb să fie afectati în funcţie de caracteristicile reţelei în insulă a sarcinilor reţelei şi de generatoarele conectate. ENEL, la definirea porţiunilor de reţea MT care se pot exploata în insulă, trebuie să îşi ia toate precauţiile menite să limiteze, pe cât posibil, afectarea parametrilor de calitate a serviciului, menţionată mai sus. În funcţionarea porţiunilor de reţea de MT în insulă ENEL, în calitate de coordonator, şi proprietarii mai sus menţionaţi ai instalaţiilor de producere trebuie:

- să garanteze securitatea persoanelor la un nivel egal celui prevăzut în timpul condiţiilor normale de funcţionare;

- să asigure eliminarea defectului prin intermediul utilizării protecţiilor instalate pe reţea şi pe fiecare instalaţie de producere (este admisă selectivitatea incompletă a sistemului de protecţie);

- să adopte precauţii adecvate sau proceduri astfel încât să evite condiţii potenţial periculoase pentru echipamentele conectate în timpul restabilirii legăturii în paralel cu restul reţelei de distribuţie.

5.2.2.3 Eliminarea defectelor Reţelele de distribuţie de MT sunt în general protejate cel puţin la scurtcircuit, suprasarcină şi defectele cu pământul. Sistemul de protecţie al reţelei MT este structurat şi coordonat astfel încât să opereze eliminarea selectivă a scurtcircuitelor4; suprasarcinilor şi defectelor cu pământul în timpi corelaţi cu performanţele echipamentelor de manevră şi ai sistemelor de protecţie pe care tehnologia le pune la dispoziţie. 4 În ceea ce priveşte eliminarea scurtcircuitelor, selectivitatea completă nu se poate obţine în toate situaţiile

30

Nu sunt adoptate măsuri impotriva întreruperilor de fază. În orice caz, protecţiile adoptate de ENEL nu au scopul de a proteja instalaţiile Utilizatorului; în consecinţă protecţia acestor instalaţii este exclusiv în grija Utilizatorului . În plus, după cum este evidenţiat de Norma SR HD 637 S1, releele de protecţie (la supracurenţi, la defecte cu pământul, atât direcţionale cât şi nedirecţionale etc.) plasate în lungul circuitelor electrice nu sunt deloc adecvate în vederea asigurării protecţiei împotriva atingerilor directe. În acest sens, nu sunt considerate valide sistemele de protecţie care realizează întreruperea automată a circuitului.

5.2.2.4 Automatizări de reţea În reţelele de distribuţie de MT este în mod uzual prevăzută reanclanşarea automata rapida (RAR) cu una sau mai multe reanclanşări temporizate. În plus, pot fi instalate dispozitive telecontrolate manual şi/sau automat în scopul selectării porţiunii de reţea unde are loc defectul.

5.2.3 Calitatea serviciului în reţelele de MT Calitatea serviciului pe reţelele de MT poate fi definită cu aceleaşi criterii de la 5.1.3.

31

6 Criterii pentru alegerea nivelului de tensiune şi a schemelor de racordare la reţelele de ÎT şi MT

6.1 Obiective şi reguli generale Obiectivul racordării este de a garanta Utilizatorilor accesul la reţea, continuitatea serviciului şi calitatea tensiunii considerând eficacitatea şi siguranţa sistemului electric precum şi cerinţe speciale care pot fi susţinute cu documente ale Utilizatorului. Racordarea corectă a instalaţiei în reţea, schemele de racordare şi configurarea instalaţiilor de racordare trebuie să asigure (prin structura legăturii, echipamentele de manevră şi sistemele de măsură, protecţie şi control) deplina compatibilitate cu reţeaua şi cu cerinţele gestionării acesteia. Soluţia de racordare analizează separat elementele componente ale instalaţiei de racordare şi defineşte soluţii tipice pentru cazuri uzuale.

6.2 Definiţia racordării Soluţiile pentru racordarea la reţelele de distribuţie de ÎT şi MT trebuie să fie evaluate ţinând cont de cererile Utilizatorului şi verificând funcţionarea corectă şi sigură locală şi globală a reţelei respective. Identificarea instalaţiei de racordare se caracterizează prin următorii paşi:

P1. nivel de tensiune şi punctul de racordare al reţelei de distribuţie la care Utilizatorul poate fi racordat în funcţie de tipologia, capacitatea şi cerinţele de exploatare ale instalaţiei Utilizatorului şi de cerinţele şi caracteristicile porţiunii de reţea de distribuţie implicată;

P2. schema de racordare a instalaţiei (întrare -ieşire, antena, etc.);

P3. schema de conectare (sisteme de bară şi echipament de manevră şi de întrerupere, în funcţie de mentenanţă şi de sistemul de protecţie al reţelei).

Paşii P1 şi P2 sunt descrişi în mod unitar în ceea ce priveşte reţelele de ÎT şi MT la următoarele paragrafe 6.3 şi 6.4. Specificaţii ulterioare cu privire la pasul P2 sunt furnizate pentru reţeaua de ÎT la paragraful 7.1 şi pentru reţeaua de MT la paragraful 8.1. Pasul P3 este descris pentru reţeaua de ÎT la paragraful 7.2 şi pentru reţeaua de MT la paragraful 8.2.

6.3 Determinarea nivelului de tensiune şi a punctului de racordare (pasul P1) Pasul P1 constă în alegerea nivelului de tensiune şi a punctului de racordare la reţea în care să se conecteze instalaţia. Aceste alegeri sunt realizate de către ENEL pe baza datelor prezentate mai jos:

1. Capacitatea instalaţiei, care trebuie să fie compatibilă cu criteriile de exploatare a reţelei. În general trebuie să fie evaluate nivelul de tensiune, selectivitatea protecţiilor precum şi încărcarea liniilor şi a transformatoarelor.

2. Preluarea sarcinilor limitrofe atât în structura reţelei existente cât şi în cea previzională.

3. Caracteristici ale reţelei limitrofe.

4. Contribuţia generatoarelor la puterea de scurtcircuit, care nu trebuie să determine depăşirea, în niciun punct al reţelei, a nivelurilor de scurtcircuit prevăzute de ENEL, luând în considerare toate contribuţiile instalaţiei (generatoare, motoare, etc.), independent de

32

puterea maximă care se poate schimba. În acest sens, pentru fiecare nivel de tensiune, curentul maxim de scurtcircuit atins în urma noii conectări nu trebuie să fie mai mare de 90% (80% dacă e pe reţea de MT) din puterea de rupere a întreruptoarelor existente (curent de scurtcircuit trifazat maxim în scopul dimensionării echipamentelor)5. Marja restantă de 10% (sau 20%) este dedicată incertitudinii planificării şi exploatării reţelei (precum şi incertitudinii asupra datelor de reţea, mai pregnantă pentru MT).

5. Niveluri de perturbaţie emise (variaţii rapide, armonice, flicker, nesimetrie a tensiunilor) de către utilizatorii activi sau pasivi nu trebuie sa determine depăşirea nivelurilor de planificare a compatibilităţii electromagnetice stabilite de Codul Tehnic RET pentru reţeaua de ÎT şi nivelurile stabilite de CEI 61000-2-12 pentru reţeaua de MT. Evaluările tehnice trebuie efectuate conform rapoartelor tehnice CEI TR 61000-3-6 pentru armonici, CEI TR 61000-3-76 în ceea ce priveşte efectul flicker şi variaţiile rapide, CEI TR 61000-3-13 pentru dezechilibre.

6. Cerinţe ale Utilizatorului în materie de continuitate a serviciului de distributie.

7. Cerinţe ale Utilizatorului în materie de variaţii lente, goluri de tensiune, putere de scurtcircuit, calitate a tensiunii.

8. Posibilitatea de dezvoltare a reţelei în scopul satisfacerii cerinţelor de la punctele precedente în eventualitatea în care aceste cerinţe nu se pot satisface în mod eficace prin modificări ale instalaţiei de utilizare.

În general, puterea care se poate racorda în funcţie de nivelul de tensiune este indicată în Tab. 4. Tabelul 4 - Valori indicative de putere care se pot racorda pe diferite niveluri de tensiune ale reţelelor de distribuţie conform Ord 129 - 2008.

Putere MW

Nivelul de tensiune al reţelei

< 0,1 JT JT(1)

0,1 – 0,2 MT 0,2 – 2,5 MT

MT 2,5 – 7,5 Consumator 2,5 – 10 Producator ÎT

7,5 – 50 Consumator 10 – 50 Producător ÎT

>50 Consumator/Producător ÎT FÎT

(1) Se accepta racordarea la JT doar a utilizatorilor existenţi care solicita spor de putere si nu depăşesc 0,2 MW puterea totala ceruta.

Perturbaţiile generate de Utilizator şi emise în reţea sunt evaluate de către ENEL prin modalităţi stabilite de normele in vigoare, ţinând cont de ceea ce se precizează în continuare. Nivelurile de compatibilitate sunt normalizate numai pentru reţelele de JT şi MT. Pentru reţelele de ÎT normele furnizează „niveluri de planificare”, care pot fi considerate nu ca limite absolute, ci ca

5 În acest caz specific (insuficientă ţinere la scurtcircuit a ehipamentelor existente), se va evalua posibilitatea de a substitui echipamentele în cauză după cum este stabilit de către ANRE. 6 Pentru variaţiile rapide, este posibilă aplicarea unei metode pentru evaluarea acestora, bazată pe comparaţia între puterea de scurtcircuit din punctul de racordare şi puterea disponibilă a Utilizatorului, conţinută în Anexa F.

33

valori care sunt recomandate să nu fie depăşite, pentru a respecta nivelurile de compatibilitate în reţelele de niveluri inferioare. Limitele de emisie ale instalaţiei perturbatoare individuale trebuie să fie stabilite ţinând cont de nivelul de planificare adoptat al emisiilor altor instalaţii/Utilizatori deja racordaţi la aceeaşi reţea, de emisia transferată de restul reţelei şi de emisiile viitoare ale unor eventuale noi instalaţii.

6.4 Alegerea schemei instalaţiei de racordare (pasul P2) Identificarea schemei şi a punctului de racordare a instalaţiei Utilizatorului în reţea este realizată de către ENEL ţinând cont de posibilităţile de racordare în apropierea liniilor electrice, staţiilor şi posturilor de transformare. Din acest motiv la determinarea schemei de racordare se iau în considerare următorii factori:

- capacitatea instalaţiei;

- amplasarea instalaţiei faţă de reţea şi prezenţa în zona de interes a instalaţiilor de producere, a liniilor, a staţiilor şi posturilor de transformare;

- condiţiile de exploatare a reţelei la care este conectată instalaţia;

- posibilitatea de extindere a staţiilor şi a posturilor de transformare şi, în general, posibilităţile de dezvoltare ale reţelei;

- dispozitivele de protecţie şi automatizare prezente in instalaţiile ENEL;

- cerinţele Utilizatorului legate de continuitate şi de calitate a serviciului de distributie.

Aceste evaluări trebuie să fie efectuate, atunci când este necesar, pentru situaţiile considerate mai semnificative, în faza de planificare a reţelei (sarcina previzională la vârf, sarcina minimă, producţia maximă, producţie minimă. etc.). Soluţii diferite de aceea identificată de către ENEL şi propusă de către Utilizator pot fi evaluate, la cererea Utilizatorului, şi eventual realizate, în conformitate cu condiţiile economice şi de siguranţă in funcţionare stabilite prin reglementările ANRE.

6.4.1 Scheme de racordare Principalele scheme de racordare se împart în:

a) racordări pe linii existente:

- în schema intrare-ieşire;

- în derivaţie rigidă în T;

b) racordare în antenă în staţii de transformare. Precizări cu privire la posibile scheme de conectare sunt redate în paragraful 7.1 pentru Înalta Tensiune şi 8.1 pentru Medie Tensiune.

6.4.2 Fiabilitatea diferitelor scheme de racordare ENEL este obligat să furnizeze Utilizatorului informaţii cu privire la fiabilitatea schemelor de racordare propuse. Indicatorul de fiabilitate al schemei de racordare este corelat cu durata cumulată probabilă de întrerupere a serviciului (ore/an) şi cu numărul de întreruperi, suferite de Utilizator din cauza defectelor la sistemul de alimentare sau datorate lucrărilor, chiar dacă acestea din urmă, în general, sunt programabile şi întreruperea datorată lucrărilor se realizează în general cu anunţarea prealabilă.

34

Fiabilitatea menţionată mai sus face abstracţie de întreruperile tranzitorii şi de scurtă durată precum şi de fiabilitatea echipamentelor care compun instalaţia de racordare.

Diminuarea fiabilităţii în urma unui defect pe porţiunea de linie ÎT care alimentează Utilizatorul este:

- neglijabilă, pentru schema de racordare în intrare-ieşire;

- dependentă de lungimea liniei în antenă, pentru schema de racordare în antenă;

- dependentă de suma lungimii derivaţiei în T şi de aceea a liniei aferente in care derivaţia este conectată rigid, pentru schema de racordare în derivaţie rigidă în T (în general derivaţia în T este aceea care oferă fiabilitatea cea mai redusă, dintre diferitele scheme de racordare).

Diminuarea fiabilităţii din cauza lucrărilor pe porţiunea de linie ÎT care alimentează Utilizatorul este:

- neglijabilă, pentru schema de racordare în intrare-ieşire cu două circuite individuale;

- dependentă de dublul lungimii liniei7, pentru racordarea în intrare-ieşire realizată cu un circuit dublu8;

- dependentă de lungimea liniei în antenă, pentru racordarea în antenă;

- dependentă de suma lungimii derivaţiei în T şi de aceea a magistralei aferente a cărei derivaţie este conectată rigid, pentru racordarea în derivaţie rigidă în T.

Diminuarea fiabilităţii în urma defectului şi a lucrărilor pe porţiunea de linie MT care alimentează Utilizatorul depinde de lungimea liniei respective. În cazul schemei intrare-ieşire poate fi redusă durata nealimentării în cazul în care Utilizatorul respectiv poate fi realimentat.

7 Lungimea considerata, în aceste scopuri, este aceea a liniei adăugate începând de la linia existentă, mai exact de la punctele de racordare, după cum sunt indicate în Figura 16. 8 Problema diminuării fiabilităţii datorate lucrărilor este relevantă numai în cazul liniilor aeriene.

35

Partea 3 – Reguli de racordare la reţelele ÎT

7 Racordarea la reţelele ÎT

7.1 Scheme de racordare

7.1.1 Racordare rigidă în derivaţie în T Prin racordare rigidă în T se înţelege racordarea, prin intermediul unei derivaţii de la o linie electrică existentă, a unui tronson de linie cu un singur întreruptor la capătul părţii Utilizatorului.

Figura 1 – Racordare rigidă în derivaţie în T

Această schemă este cea mai simplă şi mai puţin costisitoare, însă reduce fiabilitatea reţelelor; aceasta oferă o continuitate a serviciului mai mică şi, în anumite condiţii, reduce condiţiile de funcţionare a protecţiilor la distanţă, în rapiditate şi selectivitate. Pe reţelele ÎT se poate aplica în general pentru puteri pana la 20 MW, cu condiţia ca niciunul din capetele liniei să nu fie în execuţie blindată (modul hibrid, GIS, complex multifuncţional, etc) . Este permisă maxim o derivaţie rigidă în T de la fiecare linie individuală a reţelei de ÎT cu două capete (antenă). Ţinând cont de timpii foarte lungi necesari pentru repararea liniilor în cablu ÎT, nu se recomandă realizarea (chiar şi parţială) a derivaţiei în cablu subteran. Pentru a evita disfuncţii de lungă durată pe reţea, în caz de defecte permanente pe derivaţie, este prevăzută racordarea unei separări la începutul derivaţiei respective, în următoarele cazuri:

- derivaţie în cablu subteran;

- derivaţie de lungime care nu este de neglijat (> 300 m) în linie aeriană.

Acest tip de racordare suporta întreruperi (fie la defect, fie pentru mentenanţă) în număr şi durată net superioare celor de la celelalte scheme de racordare.

7.1.2 Racordare în intrare-ieşire Prin intrare-ieşire se înţelege racordarea unei staţii de conexiune pe o linie nouă sau existentă, astfel încât să genereze două tronsoane individuale de linie aferente la două staţii de racordare diferite.

36

Figura 2 – Racordare în intrare-ieşire Racordarea în intrare-ieşire poate fi realizată cu două linii separate sau cu o linie cu dublu circuit. Din punct de vedere electric, schema cu linii separate permite mentenanţa pe un circuit cu celălalt sub tensiune şi o fiabilitate mai mare. În funcţionare normală, cele două scheme sunt echivalente. Pentru mentenanţă, schema cu linie de legătură cu dublu circuit implică nealimentarea utilizatorului întrucât intervenţia asupra unuia din circuite, în porţiunea cu dublu circuit, necesită scoaterea din functiune a ambelor linii (numai pentru liniile aeriene).

7.1.3 Racordarea în antenă Prin racordarea în antenă se înţelege, în general, o modalitate de racordare care să prevadă una sau mai multe linii (cu originea în aceeaşi Staţie de Transformare/Staţie existentă, sau în două Staţii de Transformare diferite/staţii existente) dedicate unui singur Utilizator. Racordarea în antenă (a cărei schema de principiu este reprodusă în Fig.3) se poate realiza in mai multe variante, care fac obiectul paragrafelor următoare.

Figura 3 – Racordare în antenă

7.1.3.1 Racordarea în antenă simplă (figura 6) În acest caz, instalaţia de utilizare este racordata la reţea prin intermediul unei singure linii aparţinând ENEL, dintr-o o staţie (ST) existentă. La alegerea acestei soluţii o racordare similară, trebuie să se ţină cont de lucrările de mentenanţa pe linia dintre ST şi Utilizator. Pentru conectarea instalaţiilor de distribuţie (pentru care se aplică ceea ce este prevăzut în articolul 11), racordarea în antenă simplă este în general folosită în cazul în care reţeaua de distribuţie de MT se poate realimenta în întregime de la alte instalaţii.

7.1.3.2 Racordarea în antenă în staţie adiacentă Prin racordarea în staţie adiacentă se înţelege legătura unei instalaţii de utilizare cu bare de staţie fără linie interpusă sau cu porţiuni de conductoare de lungime în general mai mică de 50 m fără

37

întreruptor pe plecarea de la bara ST. În asemenea situaţii, este necesar să se instaleze un separator (eventual motorizat) în ST ENEL. Din punct de vedere al fiabilităţii, racordarea în staţie adiacentă prezintă caracteristici funcţionale analoage cu aceea în antenă simplă.

7.1.3.3 Racordarea în antenă in celula Staţiei de Transformare Prin racordarea in celula staţiei, se înţelege legătura instalaţiei de utilizare pentru conectare direct în celula din staţie, fără linie interpusă a ENEL. In situatia in care linia dintre ST Enel si ST Utilizator, se afla în proprietatea Utilizatorului, aceasta este protejată de dispozitivele ENEL; echipamentele trebuie dimensionate la capacitate la scurtcircuit inclusiv in cazul functionarii protecţiilor de rezervă (în mod obişnuit, a 2 a treaptă a protecţiei de distanţă). Utilizatorul trebuie să semneze cu Enel un drept de servitute legală pentru trecerea liniei în interiorul terenurilor din proprietatea ENEL (în special zona ST). In cazul in care punctul de delimitare este diferit de punctul de măsurare sunt prevăzute contoare de măsurare a pierderilor. Din punctul de vedere al fiabilităţii, racordarea pe celula din ST prezintă caracteristici funcţionale analoage celei în antena simplă.

7.2 Schema instalaţiei pentru racordare Schema de racordare este definită de către ENEL, dacă se poate de comun acord cu Utilizatorul, pe baza următoarelor criterii:

- cerinţe ale reţelei;

- cerinţe ale instalaţiei Utilizatorului.

În cazul conectării la reţeaua ÎT a unităţilor dispecerizabile, alegerea schemei de conectare trebuie să fie stabilită de comun acord şi cu Transelectrica. Cerinţele reţelei sunt aceleaşi cu cele enunţate pentru alegerea punctului şi schemei de racordare cu o atenţie deosebită acordată flexibilităţii sistemelor de bare, pentru a asigura disponibilitatea necesară de conectare şi în timpul mentenanţei când instalaţia respectivă alimentează alţi Utilizatori cu deconectarea rapidă şi selectivă la defect a instalaţiei. Cerinţa Utilizatorului este disponibilitatea de conectare la reţea în caz de activitate de mentenanţă programată, de indisponibilitate a unor porţiuni de reţea în urma intervenţiei automate a protecţiilor de reţea, posibilitatea de a menţine alimentate eventuale sarcini privilegiate. Alegerea schemei de conectare poate fi condiţionată de cea a schemei de racordare. În raport cu sistemele de bară se disting:

- absenţa barelor;

- sisteme cu bară simplă sau „monobară”.

Criteriile generale pe baza cărora trebuie să fie definite schemele de conectare la reţea sunt reproduse în continuare:

- schema trebuie să garanteze siguranţa exploatării şi a mentenanţei atât a instalaţiei Utilizatorului cât şi a reţelei la care aceasta este conectata;

- în scopurile exploatării şi mentenanţei, schema trebuie să asigure separarea funcţională şi fizică între instalaţia Utilizatorului şi reţea, minimizând impactul asupra modalităţilor operative de supraveghere a celor două tipuri de instalaţii;

38

- schema adoptată trebuie să fie aceea care, ţinând cont de punctul precedent şi respectând prescripţiile tehnice, minimizează impactul tehnico/economic atât pe reţea cât şi asupra sistemului electric al Utilizatorului;

- schema trebuie să asigure măsurarea în punctele de delimitare în acord cu dispoziţiile în vigoare;

- schema nu trebuie să afecteze disponibilitatea reţelei în vecinătatea punctului de delimitare şi trebuie să permită, în caz de defect în instalaţia Utilizatorului, deconectarea acestuia cu daune minime pentru reţea;

- schema trebuie să prevadă deconectarea instalaţiei Utilizatorului, prin acţionarea unuia sau mai multor dispozitive de separare, în mod permanent sau pentru lucrări (pe reţea sau la Utilizator) realizată în conformitate cu normele de securitate în vigoare; funcţia de separare este obligatorie şi trebuie să separe în siguranţă instalaţia Utilizatorului din punctul de delimitare (în general din motive de mentenanţă).

În toate cazurile, echipamentul din instalaţia de utilizare, cel mai apropiat de instalaţia de racordare, trebuie să fie un separator în scopul de a permite mentenanţa altor echipamente ale instalaţiei Utilizatorului fără a trebui să fie implicat ENEL.

7.2.1 Absenţă bare Schema instalaţiei de reţea pentru conectare cu absenţă bare pe reţeaua de ÎT se poate adopta numai în cazul inserării în antenă sau în derivaţie rigidă în T, în eventualitatea în care liniei de sosire îi corespund configuraţiile de instalaţie Utilizatorului redate în schemele monofilare din Fig. 4A, Fig. 5A, Fig. 6, şi Fig. 7B. În special, schemele reprezentate în Fig. 5B şi 7B sunt admise în cazul în care instalaţia Utilizatorului este asistată tehnic 24 ore pe zi, astfel încât să permită manevra separatorului general şi de legare la pământ la cererea ENEL. Aceste echipamente rezultă, de fapt, funcţionale la punerea în siguranţă a liniei de ÎT a ENEL.

7.2.2 Sistem monobara Cu referire la echipamentele de manevră care condiţionează topologia reţelei şi cu schemele adoptate în mod obişnuit pe reţea se disting, pentru sistemele de monobară:

- scheme normale;

- scheme reduse, în care separarea instalaţiei de racordare este încredinţată, în întregime sau în parte, separatoarelor şi nu întreruptoarelor;

- scheme extinse, în care sunt adăugate echipamente de separare din motive specifice (de exemplu cuple de bară sau separatoare by-pass).

Alegerea schemei normale sau reduse a echipamentelor de manevră, tipologia acestora (telecomandate, motorizate, manuale) şi prezenţa sau absenţa separatorilor de tip by-pass (vezi figura 14) se face ţinând cont de cerinţa de deconectare a instalaţiei utilizatorului respectiv de by-pass a acesteia.

7.2.2.1 Schema normală Este reprezentată în Fig. 13 şi se foloseşte pentru conectarea unei singure celule de Utilizator. În aceeaşi figură sunt evidenţiate (cu linii punctate) echipamentele prevăzute în cazul în care sunt necesare mai multe celule de Utilizator. În astfel de cazuri, atunci când este omis întreruptorul general (în condiţiile care vor fi detaliate în continuare) funcţiile atribuite în mod normal acestui întreruptor sunt preluate de întreruptoarele de pe bara Utilizatorului.

7.2.2.2 Scheme reduse Pe reţeaua de ÎT adoptarea unei scheme reduse (vezi Fig.8 şi Fig.10) comportă un număr mai mare şi o durată mai mare a întreruperilor faţă de alte tipuri de schemă, anulând multe din avantajele unei scheme tip intrare-ieşire. Această schemă trebuie să fie compatibilă cu configuraţia

39

reţelei, cu cerinţele acesteia, cu tipul de instalaţii prezentate, cu coordonarea protecţiilor, etc. Trebuie de asemenea să fie confirmată de Utilizator (printr-o opţiune explicită ce se va menţiona în Contractul de Distributie) disponibilitatea de a pregăti instalaţia astfel încât schema să poată să fie completata ulterior. Schema redusă are un cost mai mic faţă de cea normală. Totuşi, în raport cu soluţiile de conectare în T rigid, reduce timpii de indisponibilitate a liniei pentru mentenanţă programata (în cazul prezenţei unui întreruptor, şi din cauza defectelor). Această soluţie reduce fiabilitatea reţelelor de ÎT, oferă o calitate a serviciului inferioară şi, în anumite condiţii, îngreunează intervenţia protecţiilor de distanţă. Nu poate fi introdusă mai mult de o schemă redusă pe o linie de ÎT la două capete; nu pot fi introduse scheme reduse pe linii cu mai mult de două capete. Pe reţeaua de ÎT schema redusă nu se poate aplica în cazul staţiilor/posturilor situate la capetele liniei realizate în execuţie blindată şi nici în cazul Producătorului cu o putere mai mare de 20 MVA, sau Consumator cu o putere mai mare de 50 MW. La conectarea Staţiilor de Transformare (cărora li se aplică prescripţiile prevăzute în art. 11) această soluţie se poate în general aplica în cazurile în care reţeaua de distribuţie MT se poate realimenta.

7.2.2.3 Schema extinsă În general unica extindere a schemei este adăugarea unei cuple pe bară şi eventual a unui separator by-pass (K1) în sistemele în intrare-ieşire (vezi Fig. 14 şi Fig. 15). Separatorul by-pass realizează separarea instalaţiei Utilizatorului, prin închiderea unui echipament dedicat, în mod permanent sau pentru lucrări (pe reţea sau la Utilizator) ulterior deschiderii separatoarelor de linie a ENEL. Pe reţeaua de ÎT prezenţa separatorului K1 trebuie să fie evaluată de ENEL pentru fiecare caz in parte ţinând cont de necesitatea continuităţii serviciului liniei pe care este realizată racordare în schema intrare-ieşire.

7.2.2.4 Schemă cu mai mulţi Utilizatori şi schemă cu multiple bare Utilizator Pentru conectarea mai multor Utilizatori este necesară dotarea barei cu separator longitudinal în scopul de a permite deconectarea independentă a barelor fiecărui Utilizator (Fig. 14 şi Fig.15). O schema analoagă poate fi adoptată pentru conectarea unui singur Utilizator cu cerinţe speciale în ceea ce priveşte continuitatea şi disponibilitatea alimentării. În acest caz este de fapt posibil să se prevadă dublarea întreruptorului general, dotând bara cu separator longitudinal (K) în scopul de a permite deconectarea independentă a celor două semibare ale Utilizatorului. În astfel de cazuri, este de recomandat motorizarea echipamentelor de separare (vezi Fig. 14 şi Fig.15).

7.2.3 Dispozitive de legare la pământ necesare racordării În schemele următoare (Fig. de la 4 la 16) sunt indicate dispozitive de legare la pământ strict necesare racordării. Prin urmare:

- pentru schemele care se referă la Consumatori, nu este indicat nici un separator de legare la pământ în instalaţia Consumatorului, întrucât Consumatorul nu constituie o sursă de alimentare; pentru a evita pericolul scurtcircuitelor accidentale, este interzisă instalarea separatoarelor de legare la pământ imediat în aval de punctul de delimitare: rezultă că separatoarele de legare la pământ vor putea fi instalate numai în aval de primul separator al instalaţiei de utilizare9;

9 În caz de necesităţi speciale de exploatare a reţelei sau de cerinţe speciale de siguranţă, cu acordul prealabil între ENEL şi Utilizator, separatorii de legare la pământ vor putea fi instalaţi şi în amonte de primul separator de linie al Utilizatorului.

40

- pentru schemele care se referă la Producători, este indicat primul separator de legare la pământ al instalaţiei Producătorului (şi poziţia corespunzătoare) întrucât Producătorul constituie o posibilă sursă de alimentare.

Pentru activităţile de mentenanţă pe separatoarele imediat în aval de punctul de delimitare (toţi Utilizatorii) sau imediat în amonte (Producătorii) este necesară stabilirea unor acorduri adecvate între părţi, în conformitate cu procedurile stabilite în IPSSM-01-2007, Convenţia de Exploatare.

7.3 Soluţii indicative de racordare Tabelul 5, de mai jos, recapitulează indicaţiile generale cu privire la alegerea schemelor de racordare, în funcţie de tipul de utilizator, de putere şi de numărul de celule ale Utilizatorului. Criteriul de alegere al schemelor de racordare prezentate în Tab. 5 este în concordanţă cu consideraţiile de fiabilitate şi flexibilitate a reţelei redate în paragraful 6.4.2. Aplicarea Tab.5, în cazul Utilizatorilor care pot atât sa consume energie din reţea cat si sa producă energie este următoarea:

a) se consideră puterea maximă simultan absorbita la Consumator şi se identifică soluţiile corespunzătoare;

b) se consideră puterea nominală a respectivului Producător şi se identifică soluţiile corespunzătoare; soluţiile recomandate sunt cele care satisfac ambele criterii a) şi b).

41

Tabelul 5 – Soluţii indicative de racordare la reţelele de distribuţie de ÎT

Legenda: x soluţie recomandată; — soluţie nerecomandată; nc caz de neluat în consideraţie în Tabelul de faţă; (1) nu este valabil pentru Utilizatorii cu cel puţin una dintre staţii/posturi în execuţie blindată, sau cu cel puţin una dintre staţii/posturi conectate cu schemă redusă; (2) nu este valabil pentru Utilizatorii cu cel puţin una dintre staţii/posturi în execuţie blindată, sau cu cel puţin una dintre staţii/posturi conectate cu schemă redusă; (3) cu fiecare transformator de capacitate mai mică de 20 MVA; (4) Prin putere nominală a Producătorului se înţelege suma puterilor nominale ale tuturor generatoarelor

Putere simultan

absorbita [MW]

Reţea IL.1

(Derivaţ. în T

MR2(2) (Intrare-ieşire redus

cu nici un întreruptor)

MR1(2) (Intrare-ieşire

reduscu1 întreruptor

ISx (Antena)

CBa (Intrare-ieşire cu o singură celulă

Utilizator)

CBb (Intrare-ieşire

cu celulă multiplă Utilizator

MT nc nc nc nc nc nc 3-10 ÎT x(1) x x x x —

10-20 ÎT x(1) x x x x x 20-50 ÎT — x(3) x(3) x x x

50-100 ÎT — — — x x x

ÎT — — — x x x

CONS

UMAT

OR

>100

FÎT nc nc nc nc nc nc

Putere

nominală [MVA](4)

MT nc nc nc nc nc nc 3-10

ÎT x(1) x x x x — 10-20 ÎT x(1) x x x x —

20-100 ÎT — — — x x x 100-200 ÎT — — — x x x

ÎT — — — x x x

PROD

UCĂT

OR

> 200

FÎT nc nc nc nc nc nc

42

7.4 Scheme de racordare În acest paragraf sunt prezentate schemele monofilare ale soluţiilor standard de racordare. Schemele sunt de principiu, întrucât nu reprezintă în manieră exhaustivă toate echipamentele necesare realizării practice a racordării. În scheme toate echipamentele aferente conectării sunt evidenţiate cu litere majuscule. Semnificaţia fiecărei litere este prezentată în legendele care urmează. Legende pentru toate Schemele: Consumatori:

1. separatoarele indicate cu litera A sunt necesare pentru derivaţii în cablu de orice lungime sau pentru derivaţii în linie aeriană de lungime mai mare de 300 m;

2. întreruptoarele indicate cu litera B, barele indicate cu litera D şi separatoarele indicate cu litera E sunt necesare numai pentru Utilizatori cu mai multe celule;

3. TT indicate cu litera F nu sunt întotdeauna necesare. Pot fi substituite de TT de bară indicate cu litera C pentru Utilizatori cu mai multe celule.

Producătorii:

1. separatoarele indicate cu litera A sunt necesare pentru derivaţii în cablu de orice lungime sau pentru derivaţii în linie aeriană de lungime mai mare de 300 m;

2. TT indicate cu litera B sunt necesare numai dacă întreruptoarele indicate cu litera C sunt în paralel;

3. întreruptoarele indicate cu litera C şi separatoarele indicate cu litera D sunt necesare numai dacă ADM (aparat de măsură) este unic;

4. barele indicate cu litera F şi separatoarele indicate cu litera G sunt necesare numai pentru Utilizatorii cu mai multe celule;

5. TT indicate cu litera H sunt necesare numai dacă întreruptoarele indicate cu litera I sunt în paralel. Pot fi substituite de TT indicate cu litera E numai pentru Utilizatorii cu mai multe celule;

6. întreruptoarele indicate cu litera I sunt necesare pentru Utilizatorii cu mai multe celule dacă nu este prezent DG în amonte indicat cu litera C.

A se observa că separatoarele de legare la pământ indicate urmează principiul de a permite legarea la pământ în siguranţă a tuturor surselor de alimentare posibile şi deci nu sunt indicate legăturile la pământ la locurile de muncă care sunt reglementate de proceduri specifice. Schemele indicate în Figurile 5B şi 7B fac excepţie de la principiul enunţat mai sus şi pot fi adoptate numai cu acordul prealabil al ENEL ţinând cont de necesitatea accesului la instalaţia de utilizare pentru racordare din partea ENEL respectiv în caz de legare la pământ a liniei de ÎT.

43

Scheme monofilare pentru racordare în derivaţie rigidă în T

Figura 4A - Racordare rigidă în derivaţie în T (schema IL1) pentru un singur Consumator

44

NOTE – 1) ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI 2) ÎN ABSENŢA DG, PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIA PROPRIE A DG. Figura 4B – Racordare rigidă în derivaţie în T (schema IL1) pentru mai mulţi Consumatori

45

Figura 5A – Racordarea rigidă în derivaţie în T (schema IL1) pentru un singur Producător

46

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE DELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 5B – Racordarea rigidă în derivaţie în T (schema IL1) pentru mai mulţi Producători

47

7.4.2 Scheme monofilare pentru racordarea în antenă

NOTE

1. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI

2. ÎN ABSENŢA DG, PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIA PROPRIE A DG.

Figura 6A – Racordarea în antenă (schema ISx) pentru Consumatori

48

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE DELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 6B – Racordare în antenă (schema ISx) pentru Producători

49

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE LIVRARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 7A – Racordare în antenă (schema ISx) pentru Producători

50

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE DELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 7B – Racordare în antenă (schema ISx) pentru Producători

51

Figura 7C – Racordare în antenă (schema ISx) pentru Producători cu prelungirea barei de 110 kV

52

7.4.3 Scheme monofilare pentru conectare intrare-ieşire

NOTE

1. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI

2. ÎN ABSENŢA DG, PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIA PROPRIE A DG.

Figura 8 – Racordarea în intrare-ieşire cu schema redusă pe ambele celule (schema MR2) pentru Consumatori

53

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE DELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACTIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 9 – Racordare în intrare-ieşire cu schema redusă pe ambele celule (schema MR2) pentru Producători

54

NOTE

1. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI

2. ÎN ABSENŢA DG, PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIA PROPRIE A DG.

Figura 10 – Racordarea în intrare-ieşire cu schema redusă pe o singură celulă (schema MR1) pentru Consumatori

55

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE DELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 11– Racordare în intrare-ieşire cu schema redusă pentru o singură celulă (schema MR1) pentru Producători (până la 20 MVA)

56

NOTE

1. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TV PE BARA UTILIZATORULUI

2. ÎN ABSENŢA DG, PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIA PROPRIE A DG.

Figura 12 – Racordarea în intrare-ieşire (schema CBa) pentru Producători

57

NOTE

1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DE DELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBILĂ OMITEREA DG DACĂ FIECARE ADM ESTE PLASAT ÎN AVAL DE DISPOZITIVUL DE CELULĂ RESPECTIV.

2. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI PROTECŢIILE DE INTERFAŢĂ ÎN CAZUL ÎN CARE ACESTE FUNCŢII SUNT PREVĂZUTE ŞI NU SUNT ÎNDEPLINITE DE ALŢI ÎNTRERUPTORI ÎN AVAL.

Figura 13 – Racordare în intrare-ieşire (schema CBa) pentru Producători

58

NOTĂ – ESTE POSIBILĂ MOTORIZAREA ŞI TELECOMANDAREA SEPARATORILOR L1, L2 ŞI K Figura 14 – Racordare în intrare-ieşire cu dublă celulă Consumator, cuplă şi by-pass (schema CBb) pentru Consumatori

59

NOTĂ – ESTE POSIBILĂ MOTORIZAREA ŞI TELECOMANDAREA SEPARATORILOR L1, L2 ŞI K. Figura 15 – Racordarea în intrare-ieşire cu dublă celulă Producător, cuplă şi by-pass (schema CBb) pentru Producători

60

7.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori

7.5.1 Puncte de delimitare şi echipamente ale Utilizatorului necesare pentru racordare Activităţile de competenţa ENEL trebuie să fie separate de activităţile de competenţa Utilizatorului. Fig. 16 prezinta în termeni generali configuraţia legăturii Utilizatorului pentru racordare în schema intrare-ieşire a unui Consumator. Punctul de delimitare este locul în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile ENEL. În cazul în care instalaţia de racordare prevede sisteme de protecţie, comandă şi control, trebuie să fie prevăzută o construcţie adecvată (conform cu specificaţiile de la 7.5.9) în care să fie plasate sistemele de protecţie, comandă şi control ale echipamentelor aferente instalaţiei de racordare. În cazul în care construcţia mai sus menţionată este realizată pe proprietatea Utilizatorului, accesul în siguranţă la această construcţie din partea ENEL trebuie să fie garantat în orice moment şi fără anunţ prealabil. În cazul Consumatorilor, sunt plasate în interiorul construcţiei echipamente de măsurare şi/sau telemăsură a mărimilor electrice. În acest caz la această construcţie (conform cu dispoziţiile de la 7.5.9) are acces şi Utilizatorul. În cazul Producătorilor, trebuie să fie prevăzută o încăpere adecvată pentru grupul de măsurare (în conformitate cu dispoziţiile de la 7.5.9), garantând accesul ENEL; este de preferat ca acest acces să se facă din domeniul public. Accesul în siguranţă la această clădire din partea ENEL trebuie să fie garantat în orice moment şi fără anunţ prealabil. Orice intervenţie a personalului ENEL necesară pentru punerea în siguranţă a instalaţiei Utilizatorului (sau părţi ale acesteia) este reglementată în Convenţia de Exploatare.

61

Figura 16 – Configurare generală a conectării Utilizatorului (de ex. Consumator) În cadrul instalaţiei de reţea pentru racordare pot să fie legate unul sau mai multe10 puncte de delimitare, care să separe proprietatea ENEL de cea a unui sau mai mulţi Utilizatori şi definesc delimitarea în funcţie de competenţe pentru realizarea lucrărilor şi a responsabilităţilor în materie de mentenanţă şi garanţie reciprocă a prestaţiilor. În cazul echipamentelor şi componentelor funcţionale şi pentru activitatea de distribuţie instalate în instalaţiile Utilizatorului, trebuie să fie clare delegările pentru responsabilitatea exploatării şi a mentenanţei între ENEL şi Utilizator.

7.5.1.1 Punct de delimitare de gestiune Punctul de delimitare este la cuţitele separatorului de linie (separator de legare la pământ atunci când este prezent) făcând parte din instalaţia Utilizatorului pentru racordare. Punctul de delimitare defineşte punctul de delimitare de gestiune. Pentru circuitele de JT de control şi protecţie în punctul de delimitare de gestiune e în general identificat în interfeţele specifice sau şirurile de cleme ale interfeţei.

10 În caz de conectare a mai multor Utilizatori sau de un singur Utilizator cu mai multe puncte de delimitare.

62

7.5.1.2. Echipamente ale Utilizatorului aferente racordării Sunt definite echipamente funcţionale necesare Utilizatorului (chiar dacă nu în mod exclusiv):

a. toate întreruptoarele, separatoarele şi sistemele de bară care, în funcţie de schema de racordare, sunt necesare pentru a configura reţeaua, cât şi pentru a garanta continuitatea, realimentarea şi flexibilitatea de gestionare a reţelei;

b. toate sistemele de protecţie, telecontrolul şi automatizările de declanşare care acţionează pe întreruptoare garantează conectarea operativă a instalaţiei Utilizatorului în condiţii posibile de funcţionare;

c. întreruptoarele necesare deconectării Utilizatorului de la reţea cu sisteme de protecţie aferente şi de telecontrol cât şi automatizările necesare pentru declanşare;

d. aparatele de monitorizare, de măsurare şi a telecomunicaţie care garantează fluxul de date între ENEL şi Utilizator.

În ce priveşte echipamentele de reglare de tensiune şi de frecvenţă cât şi aparatele de monitorizare, de măsurare şi de telecomunicaţie între gestionarul de reţea şi Utilizator răspund cerinţelor Codului Tehnic (RED şi RET). Raporturile între ENEL şi Utilizator trebuie să fie în conformitate cu regulile generale enumerate mai jos.

- Exploatarea, şi în special conducerea, părţilor de la litera a) precedentă trebuie să fie efectuată ţinând cont de indicaţiile ENEL, care determină configurările de reţea prin intermediul comenzii echipamentelor de manevră. Intervenţia promptă şi punerea în siguranţă a instalaţiilor trebuie să fie asigurate în timpi minimi. E necesar ca aceste elemente de manevră să poată să fie acţionate, de comun acord cu ENEL, în timp de 24 de ore ale zilei şi pe parcursul întregului an, local sau comandate de la distanţă.

- Exploatarea părţilor de la litera b) precedentă trebuie să cuprindă efectuarea reglajelor la protecţiile aferente instalaţiei de utilizare, reglaje stabilite de ENEL. În caz de funcţionare necorespunzătoare, restabilirea funcţionalităţii depline trebuie să survină în timpi minimi, ţinând cont de faptul protecţiile nu sunt disponibile trebuie deconectată instalaţia.

- Gestionarea din partea Utilizatorului a aparatelor de la litera c) trebuie să asigure deplina şi continua funcţionalitate, cât şi restabilirea acesteia în timpi minimi.

- Gestionarea din partea Utilizatorului a echipamentelor de la litera d) trebuie să asigure aceleaşi funcţii asigurate pentru aparatele de la litera b), ţinând, oricum, cont de micile criticităţi a timpilor de restabilire a părţilor de instalaţie în cauză faţă de sistemele de protecţie şi control.

- Orice modificare a aparatelor de la punctele a), b), c) şi d) relevantă pentru funcţionarea reţelei trebuie să fie stabilită cu ENEL.

- În caz de dezvoltare si/sau modificare a reţelei, Utilizatorul e obligat să îşi adapteze echipamentele de la punctul precedent în funcţie de cerinţele ENEL.

- Mentenanţa aparatelor de la punctele a), b), c) şi d) relevantă pentru funcţionarea reţelei trebuie să fie stabilită cu ENEL şi notificată acestuia.

7.5.2 Instalaţie de racordare la reţea Proiectarea, realizarea, mentenanţa, reparaţia şi exploatarea instalaţiei de racordare sunt în responsabilitatea ENEL. În cadrul instalaţiei de racordare, instalaţia realizată în amonte de punctul de delimitare este compusă din echipamente de manevră şi de separare ale ENEL.

63

Pe aceeaşi bară de ÎT care face parte din instalaţia de racordare, poate să fie prevăzută realizarea unei derivaţii a unui transformator de ÎT/MT (Staţia de Transformare), funcţională activităţii ENEL (de ex., distribuţia publică în medie tensiune). În acest caz, punerea la dispoziţie a spaţiilor necesare activităţii ENEL nu direct funcţionale pentru racordarea Utilizatorului trebuie să fie obiectul acordurilor specifice. Instalaţia de racordare de regulă e realizata într-un spaţiu pus la dispoziţie de către Utilizator, la care accesul e rezervat în mod exclusiv personalului ENEL. Instalaţia Utilizatorului trebuie să fie tot timpul separabilă de restul reţelei.

7.5.3 Instalaţia de utilizare pentru racordare 7.5.3.1 Echipamente prevăzute Instalaţiile de utilizare pentru racordare trebuie să rezulte ca fiind racordate la reţea prin intermediul unuia sau mai multor dispozitive de separare şi întrerupere. În special, sunt necesare in toate cazurile echipamentele enumerate în continuare; în funcţie de tipul de instalaţie ce trebuie racordat (instalaţie producător sau consumator) sunt necesare dispozitivele, specificate la 7.6.1.

- separator general, amplasat în aval, imediat după fiecare punct de delimitare, destinat să separe instalaţia de utilizare de instalaţia de racordare.

- întreruptor general, amplasat în aval, imediat după separatorul general, care asigura deconectarea de la reţea a întregii instalaţii de utilizare. Acest întreruptor poate să fie dotat cu un dispozitiv pentru punerea în paralel a reţelei şi în mod normal ar trebui să fie prevăzut pentru toate tipologiile de Utilizatori11. Cu toate acestea, întreruptorul general poate să fie omis dacă sunt respectate următoarele condiţii:

− bara Utilizatorului este amplasată imediat în aval după punctul de delimitare şi este echipată cu trei transformatoare de tensiune;

− pe bară sunt introduse max. trei celule echipate cu transformatoare de măsurare/protecţie imediat în aval după întreruptorul respectiv;

− instalaţia de utilizare nu este racordata în derivaţie rigidă sau cu scheme reduse pe o porţiune de reţea unde să fie adoptată o protecţie diferenţială de linie12;protectia diferentială de linie e necesara când liniile sunt realizate în cablu sau aerian cu lungime < 10 km.

- Daca întreruptorului general îi lipsesc funcţiile atribuite în mod normal, acestea sunt preluate de întreruptoarele imediate care sunt cuplate la bara Utilizatorului, pe fiecare dintre acestea vor trebui prevăzute protecţii şi reglaje tipice ale dispozitivului general.

- Funcţia întreruptorului general nu poate să fie preluata de către întreruptoare a căror stare influenţează configurata reţelei ENEL.

Comanda de închidere a întreruptorului general trebuie să fie in sarcina Utilizatorului şi modalitatea de operare este stabilită prin Convenţia de Exploatare. Echipamentele funcţionale necesare Utilizatorului sunt: - întreruptoarele, separatoarele şi sistemele de bară; - sistemele de protecţie, telecontrolul şi automatizările de declanşare; - întreruptoarele necesare deconectării Utilizatorului de la reţea; 11 Separatorul general împreună cu întreruptorul general e numit Dispozitiv general (DG). 12 Tipic, protecţia diferenţială de linie e adoptată atunci când sunt linii realizate în cablu.

64

- aparatele de monitorizare, de măsurare şi a telecomunicaţie care garantează fluxul de date între ENEL şi Utilizator. Echipamentele de reglare de tensiune şi frecvenţă cat şi aparatele de monitorizare, de măsurare şi de telecomunicaţie între gestionarul de reţea şi Utilizator, corespund cerinţelor Codului Tehnic (RED şi RET).

7.5.3.2 Criterii de dimensionare Separarea între Utilizator şi ENEL, în termeni de responsabilitate a exploatării, cu referire la activitatea de conducere şi mentenanţă a instalaţiei de racordare, trebuie să fie uşor identificabile pe scheme şi vizibile în teren. Pentru instalaţiile existente în exploatare, separarea trebuie să se realizeze în mod compatibil cu structura instalaţiei existente şi în special cu spaţiile disponibile. SR HD 637 S1 este standard de referinţă pentru proiectarea şi construcţia instalaţiei pentru racordare. Componentele instalaţiei trebuie să corespundă cu standardele CEI şi CENELEC. Toate echipamentele sunt dimensionate corespunzător cu caracteristicile reţelei în punctul de racordare (de ex. tensiune şi curent nominal, curent de scurtcircuit, etc.). Dimensiunile suprafeţelor ocupate de către instalaţii şi de către construcţii trebuie să fie în aşa fel încât să respecte distanţele de protecţie şi siguranţă stabilită de către Ord ANRE 4/2007 modificat de Ord. 49/2007. ENEL poate modifica: caracteristicile energiei furnizate Utilizatorului în propriile instalaţii, criteriile de exploatare ale reţelei, în baza evoluţiilor normelor, ale progresului tehnologic care interesează sistemele şi echipamentele, şi reglementarile impuse de evoluţia standardelor internaţionale adoptate. În acest caz e necesară modificarea instalaţiilor şi echipamentelor prin grija ENEL, respectiv a Utilizatorului pentru cele din gestiunea sa. Utilizatorului îi va fi acordata o perioada necesară pentru adecvarea propriilor instalaţii şi echipamente prin acorduri încheiate între părţi.

7.5.4 Puncte de racordare multiple şi alimentare de rezervă Funcţionarea în paralel cu diferite puncte de racordare a instalaţiei de utilizare este reglementată de către ENEL. În caz de prezenţă a punctelor de racordare multiple, chiar şi pentru alimentare de rezervă, trebuie să fie prevăzute, la cererea ENEL, interblocaje mecanice. Aceste interblocaje trebuie să acţioneze pe echipamente de manevră pentru a evita funcţionarea în paralel a sistemelor electrice distincte. Daca nu sunt posibile soluţii cu interblocaje mecanice, datorita complexitatii instalaţiilor sau tipului echipamentelor utilizate, , se prevad blocaje electrice (interblocaje) redundante. ENEL se va asigura de corecta funcţionare a interblocajelor, participând la probele de punere în funcţie şi/sau solicitând, în orice moment, efectuarea manevrelor aferente în prezenţa propriilor reprezentanţi. Pentru a evita întreruperea serviciului de distribuţie în perioada de schimbare a stării electrice a reţelei, prin acord prealabil între ENEL şi Utilizator, este admisa funcţionarea tranzitorie în paralel, numai pe perioada manevrelor sau doar prin sisteme de automatizare care să verifice

65

diferenţa dintre modulul tensiunilor şi defazajul acestora. Valorile maxime ale parametrilor pentru funcţionarea în paralel sunt definite de către ENEL. Durata de funcţionare în paralel, a posibilităţilor de alimentare, trebuie să fie cea mai scurtă posibilă, compatibilă cu timpii de manevră şi de telecomandă a întreruptoarelor şi trebuie să fie stabilită cu ENEL.

7.5.5 Instalaţia de legare la pământ 7.5.5.1 Dimensionare Instalaţia de legare la pământ, aferenta instalaţiei de racordare se realizează prin grija ENEL. Instalaţia de utilizare pentru racordare este proiectată şi realizată prin grija Utilizatorului. Proiectarea instalaţiei de legare la pământ trebuie să fie realizata prin grija Utilizatorului în baza informaţiilor furnizate de către ENEL referitoare la: legarea maselor, a maselor străine, a echipamentelor, a construcţiilor şi a oricăror alte elemente care influenţează tensiunile de atingere şi de pas în instalaţiile de distribuţie şi în instalaţiile de utilizare pentru racordare. În proiectul instalaţiei de legare la pământ se ţine cont de reducerea curentului la pământ datorată conductoarelor de protecţie/însoţire sau a ecranelor cablurilor, conform cerintelor din SR HD 637 S1. Printr-un acord prealabil incheiat intre ENEL si Utilizator, pentru evitarea transmiterii unor potenţiale periculoase, se vor stabili masurile concrete necesare (de ex. modul de legare la pamant a cablurilor la un capat sau la ambele capete, etc.). În acest caz, ENEL trebuie să garanteze continuitatea conductorului de protecţie şi ecranarea cablurilor. Informaţia despre disponibilitatea sau nu a conductorului de protecţie şi ecranarea cablurilor, pentru scopul prezentului paragraf trebuie să fie furnizata Utilizatorului de către ENEL împreună cu informaţiile de mai sus. Dimensionarea instalaţiei de legare la pământ a instalaţiei de utilizare trebuie să fie efectuată de către Utilizator în baza valorii curent IE (după cum e definită în SR HD 637 S1) şi a timpului de eliminare a defectului. ENEL trebuie să furnizeze Utilizatorului, la cererea acestuia, valoarea curentului de defect monofazat IF (după cum e definită în SR HD 637 S1) şi timpul de eliminare a defectului (vezi şi în 5.1.1.8).

7.5.5.2 Verificări Verificările iniţiale ale instalaţiei de legare la pământ aferenta instalaţiei de utilizare se efectueaza prin măsurarea tensiunii de atingere şi de pas, prin metoda directa, conform cerintelor din SR HD 637 S1.. În special, se cere ca verificările să fie făcute cu un instrument capabil care să alimenteze circuitul de curent cu cel puţin 50 A. La finalul verificării se va întocmi un buletin de verificare care va contine: metodologia de verificare, rezultatele verificării cu indicarea valorilor măsurate a tensiunilor de atingere şi de pas şi punctele în care s-au efectuat măsurătorile. Verificarea iniţială a instalaţiei de legare la pământ a instalaţiei de racordare este de competenţa ENEL şi va fi efectuată prin grija acestuia13; reprezentanţii Utilizatorului pot să asiste la aceste verificări. E de dorit ca verificările celor doua instalatii (de utilizare si de

13 E recomandabil ca părţile să se pună de acord în aşa fel încât Utilizatorului să îi revină sarcina de a verifica ambele instalaţii, în timp ce ENEL pune la dispoziţie circuitul de curent şi priza de pamant auxiliar, compatibil cu exigenţele exploatării reţelei şi de alimentare ale altor Utilizatori.

66

racordare) să se desfăşoare prin acord prealabil între părţi, pentru că, în mod normal, efectuarea acestor măsurători implică folosirea unei prize de pământ auxiliare pentru închiderea circuitului curentului de măsurare cu legături provizorii (circuit prin injecţie de curent); ENEL pune la dispoziţie (prin acorduri prealabile cu Utilizatorul) o linie proprie de alimentare, cât şi instalaţia de legare la pământ a unei instalaţii auxiliare la care, circuitul de curent este priza auxiliara de curent. Înainte de punere în funcţie, Utilizatorul transmite ENEL o copie a Declaraţiei de conformitate eliberată de un electrician (autorizat). Această declaraţie se refera la întreaga instalaţie electrică ce poate fi folosita sau poate să fie limitată doar la instalaţia de legare la pământ. La această declaraţie trebuie adăugat Buletinul de verificare a prizei de pământ care se refera la măsurarea tensiunilor de atingere şi de pas (pentru instalaţia de utilizare), emis de Executant care trebuie să-l dea Utilizatorului în baza unei convenţii contractuale care se va introduce în mod explicit în acordurile dintre Utilizator şi Executant. ENEL are dreptul de a asista la aceste verificări conform legislaţiei în vigoare. Verificările periodice a instalaţiei de legare la pământ a instalaţiei de utilizare intra în responsabilitatea Utilizatorului, care va transmite la ENEL copia buletinului de verificare cu verificările efectuate în conformitate cu SR HD 637 S114. ENEL va comunica Utilizatorului variaţiile semnificative şi permanente ale valorilor curentului de defect monofazat şi/sau timpul de eliminare a defectului prin intermediul unei scrisori recomandate transmise cu aviz de primire. (Anexa L). Pentru a comunica Utilizatorului valoarea curentului de defect monofazat, ENEL, care exploatează reţeaua de înaltă tensiune, trebuie să menţină actualizate datele cu frecvenţa măsurătorilor cel puţin anuale. Calculul se face cu referire la starea electrică normală de funcţionare normală a reţelei de ÎT; nu se vor lua în considerare, situaţii care nu sunt permanente, de ex. defecte, modificări de configuraţie . Prin variaţie semnificativă şi permanentă a timpului de intervenţie, se înţelege orice tip de variaţie (crescătoare) a timpului de intervenţie. În cazul curentului de defect, prin variaţie semnificativă şi permanentă, se înţelege o variaţie stabilă (de ex. creştere semnificativă a curentului ca urmare a apariţiei de linii noi sau staţii, sau instalaţii de producere) a curentului de defect monofazat superioară valorii deja comunicate Utilizatorului15. Verificările periodice ale instalaţiei de legare la pământ din gestiunea ENEL sunt obligaţia acestuia. Este de dorit ca verificările să se efectueze de comun acord. Utilizatorul rămâne proprietarul exclusiv şi responsabil a instalaţiei legare la pământ, inclusiv pentru mentenanţă, exploatare şi eventuale alte prevederi de racordare necesare pentru încadrarea in limitele de securitate, fiind excluse extinderile sau modificările instalaţiei efectuate de către ENEL16.

7.5.5.3 Racordări la alte instalaţii de legare la pământ 14 În alternativă, prin comunicare prealabilă în faza de racordare, poate să se folosească un sistem de poştă electronică certificat. 15 Doar dacă variaţia depăşeşte 10 . 16 Prin extinderi sau modificări se înţelege chiar şi adăugarea (sau aşezare diferită) de mase care nu sunt cuprinse în informaţiile restrictive furnizate în fază de proiect (vezi 7.5.5.1).

67

Când situatia o impune, se pot menţine separate instalaţiile de legare la pământ din instalaţiile Utilizatorului la care sunt legate masele echipamentelor de ÎT, de restul instalaţiei de legare la pământ a Utilizatorului (de ex. staţie de ÎT cu transformatoare ÎT/MT ale Utilizatorului, situate la distanţă corespunzătoare faţă de restul instalaţiei de MT şi JT a Utilizatorului), pentru a evita tensiuni periculoase intre diferite instalaţii de legare la pământ, în cazul în care diferenta de potential în timpul unui defect la ÎT cu pământul depăşeşte nivelul de izolaţie la frecventa industriala a echipamentului, trebuie prevăzut un transformator de izolare dimensionat corespunzător.

7.5.6 Responsabilităţi privind securitatea ENEL şi Utilizatorul adoptă reguli de securitate pentru executarea lucrărilor în instalaţia proprie, în acord cu toate normele în vigoare (SR EN 50110 – 1) şi cu procedurile adoptate de ENEL, prevăzând, printre altele, măsurile de securitate în punctele de separare şi la locul de muncă. ENEL şi Utilizatorii actualizează regulile de securitate conform normativelor în vigoare şi cu ocazia modificărilor instalaţiilor.

7.5.7 Indisponibilitate datorită lucrărilor de mentenanţa Programele de mentenanţă ale instalaţiei de utilizare care pot afecta buna funcţionare a instalaţiei de racordare trebuie stabilite de comun acord şi aprobate de către ENEL, pentru a fi puse în concordanta cu planurile de mentenanţă ale reţelei. Utilizatorul trebuie să:

- comunice ENEL perioada când poate fi întrerupt la termenii stabiliţi de către acesta;

- comunice la timp orice cerere de modificare;

- coordoneze planurile de lucrări proprii cu cele ale ENEL, respectând programele stabilite de comun acord.

Programele de mentenanţă ale tuturor celorlalte elemente de reţea (relee, sisteme de comunicaţie, etc.) care nu pot fi întrerupte, trebuie să fie comunicate la ENEL cu o perioadă de timp înainte şi să fie aprobate de către acesta.

7.5.8 Servicii auxiliare Utilizatorul e obligat să furnizeze în zona de competenţă a ENEL servicii interne c.a. 400/230 V, alimentate din instalaţie proprie, cu o putere adecvată exigenţelor instalaţiei de racordare (în general 10 kVA pentru racordări în antenă sau derivaţie, şi de 30 kVA pentru racordări în intrare – ieşire). Legarea la pământ a nulului de JT trebuie să fie efectuată la aceeaşi instalaţie de legare la pământ a instalaţiei de reţea pentru racordare. Pentru racordările în schema intrare – ieşire la linia de ÎT, disparitia serviciilor interne c.a. 400/230 V să fie limitată la două ore de la comunicarea din partea ENEL, de exemplu prin intermediul grupului electrogen sau o alta alimentare de rezervă. În cazul racordarii în schema intrare – ieşire, faţă de alimentarea de rezervă pusă la dispoziţie de Utilizator, rămâne la latitudinea ENEL să dispună o alimentare ulterioară, pentru servicii auxiliare, racordata la o reţea de MT sau de JT pentru alimentarea de rezerva, în funcţie de condiţiile stabilite de către ANRE.

7.5.9 Caracteristicile suprafeţelor şi spatiile aferente instalaţiei de racordare Pentru realizarea instalaţiei de racordare Utilizatorul trebuie să pună la dispoziţia ENEL un spaţiu echipat corespunzător, în care trebuie să fie realizată şi construcţia pentru serviciile auxiliare. Cu privire la acest fapt, se precizează următoarele:

68

- Racordare intrare – ieşire: suprafaţa care va fi pusa la dispoziţie este destinată instalaţiei de racordare.

- Racordare în antenă din Staţia de Transformare: suprafaţa care va fi pusa la dispoziţie este necesara pentru un eventual separator (şi măsurare în caz de Consumator).

- Racordare în derivaţie T : suprafaţa care va fi pusa la dispoziţie este destinată instalaţiei de racordare. (şi măsurare în caz de Consumator).

În cazul în care se utilizează racordarea derivaţiei în T se utilizează separatorul A iar terenul necesar instalaţiei de racordare se obţine prin grija Utilizatorului.

În cazul racordării în antenă sau în derivaţie T, e opţiunea ENEL de a solicita ca suprafeţele destinate instalaţiei de reţea pentru racordare să permită dezvoltarea unei viitoare racordări în intrare – ieşire. Suprafeţele în discuţie rămân în proprietatea Utilizatorului cu cesionare pentru Enel, cu drept de uz si servitute , pe toată durata existentei capacitatii energetice. Atunci când ENEL consideră necesar să îşi asigure disponibilitatea suprafeţei pentru propriile exigenţe chiar şi în eventualitatea unei încetări a racordării Utilizatorului, trebuie să fie stipulat un act de servitute nestrămutabilă, cu opţiunea de achiziţionare a terenului cu drept de preemţiune. (privilegiu pe care îl are cineva printr-un contract sau printr-o lege, la o vânzare-cumpărare, de a fi, în condiţii egale, cel preferat dintre mai mulţi cumpărători.) Suprafaţa pusa la dispoziţia ENEL trebuie să aibă acces direct din domeniul public; în cazul racordării în antenă sau în T, atunci când această suprafaţa este pe proprietatea Utilizatorului accesul în siguranţă din partea ENEL (cu mijloace specifice pentru operaţiile pe care trebuie să le îndeplinească) trebuie să fie garantat în orice moment şi fără preaviz. Suprafeţele trebuie să fie prevăzute cu iluminat extern comandat de un întrerupător cu senzor de lumina. Construcţiile civile, , necesare pentru realizarea instalaţiei de racordare (clădire, împrejmuiri, fundaţii, canale, tuburi pentru trecerea cablurilor de JT, etc.) trebuie să corespundă prescripţiilor ENEL. Construcţiile vor fi executate de către Utilizator, care are opţiunea de a alege executantul acestor instalaţii. Documentatia tehnica aferenta instalaţiei de racordare trebuie să fie avizata de catre ENEL; condiţiile fundamentale care trebuie îndeplinite sunt următoarele:

- separarea de gestiune dintre instalaţia ENEL şi cea a Utilizatorului trebuie să fie realizată prin intermediul unei împrejmuiri înalte de cel puţin 2 metri, preferabil din plasă nemetalică sau din panouri nemetalice (cărămidă, prefabricate din ciment, etc.), astfel încât să permită delimitarea instalaţiilor;

- accesul la staţia ENEL trebuie să fie direct din domeniul public şi să se realizeze printr-o poartă de tip culisant, care să permită intrarea cu o autoutilitară cu capacitate de până la 10 tone, cu lăţime de cel puţin 5 metri, necesară pentru reparaţii speciale ale instalaţiilor, sau pentru exigente de siguranţă industrială; se poate deroga de la acest principiu doar dacă va fi garantat tot timpul personalului ENEL accesul rapid şi în siguranţă la instalaţiile de competenţa acestuia.

- drumul de acces trebuie să fie asfaltat, iar pentru suprafeţele unde se vor instala echipamentele trebuie să se utilizeze un pavaj adecvat;

Construcţia trebuie să fie în conformitate cu Normele legale şi tehnice care sunt în vigoare, trebuie să aibă caracteristici statice, mecanice şi structurale (de ex. protejate împotriva agenţilor

69

atmosferici) adecvate folosirii sale, în funcţie de ceea ce e prevăzut de normele în vigoare şi de prescripţiile ENEL, şi trebuie să fie compusă din:

- un spaţiu pentru contoare (doar pentru Consumatori, dimensiuni indicative 2,0 m x 3,5 m, înălţime 2,8 m), pentru măsura de ÎT care trebuie să fie realizată cu uşi distincte dotate cu încuietori diferite, în aşa fel încât personalul ENEL şi cel al Utilizatorului să poată intra doar la instalaţia de competenţă proprie;

- trei spatii pentru racordul în intrare – ieşire, (prezenţa întreruptoarelor de ÎT în partea ENEL); încăperi accesibile doar ENEL, sunt destinate după cum urmează: un spaţiu pentru amplasarea celulelor (dimensiuni indicative 6,0 m x 3,5 m x 2,8 m), un spaţiu pentru bateria staţionară de la servicii auxiliare (dimensiuni indicative 2,0 m x 3,5 m x 2,8 m) şi un spaţiu pentru telecontrol (dimensiuni indicative 2 m x 3,5 m x 2,8 m). Spaţiul pentru exploatarea bateriei staţionare trebuie să fie realizata în conformitate cu Norma SR EN 50272 – 2 şi cu ISSPM – 01 -2007 care sunt în vigoare.

Construcţia, în plus, mai trebuie să fie dotată cu o instalaţie electrică pentru servicii auxiliare (iluminat şi forţa) cât şi cu climatizare pentru vară şi iarnă.

7.5.10 Caracteristicile componentelor electrice Prescripţiile următoare se aplică la instalaţia de reţea pentru racordare şi la instalaţia de utilizare. Toate părţile din instalaţie şi toate echipamentele trebuie să corespundă normativelor în vigoare si trebuie să fie în conformitate cu procesul verbal de recepţie finala a staţiei. Părţile importante din instalaţie în scopul fiabilităţii şi a continuităţii serviciului de reţea (ca de ex. maşini, echipamente sau sisteme de control) trebuie să fie furnizate de către Executantii care operează în regim de calitate, în conformitate cu SR EN ISO 9001. Componentele electrice din instalatia de racordare respectiv din instalatia de utilizare primare si secundare trebuie să prezinte caracteristici de funcţionare şi suprasarcină, permanentă sau tranzitorie, corespunzătoare caracteristicilor nominale şi curenţilor maximi de scurtcircuit ale reţelei în punctele de racordare. Pentru importanţa specială a Dispozitivului General (căruia îi sunt delegate funcţii de intervenţie selectivă în caz de defect intern la reţeaua Utilizatorului) prescripţiile sunt trecute în paragraful următor.

7.5.11 Dispozitiv General Dispozitivul General trebuie să corespundă prevederilor conţinute la 7.5.3.1. Funcţiile de protecţie asociate DG sunt detaliate în paragraful care urmează.

7.5.12 Sistemul de protecţie asociat la Dispozitivul General

7.5.12.1 Criterii generale Sistemele de protecţie ale Utilizatorului şi ale reţelei trebuie să:

- contribuie la identificarea sigură a elementelor defecte ale sistemului electric şi la eliminarea lor pentru a accelera diagnoza întreruperii şi reluarea serviciului;

- fie coordonate corespunzător;

- fie monitorizate, pentru a confirma funcţionarea şi analiza întreruperilor;

- asigure rezerva reciprocă în caz de funcţionări necorespunzătoare.

70

Alegerea sistemului de protecţie al Utilizatorului (pentru aspectele importante pentru reţeaua de distribuţie) trebuie să fie efectuata urmărind indicaţiile ENEL, ţinând cont printre altele, de următoarele aspecte:

- starea protecţiilor în staţiile limitrofe;

- scheme de racordare;

- caracteristici ale instalaţiei de reţea pentru racordare, ale instalaţiei de utilizare pentru racordare şi de restul instalaţiei Utilizatorului (executate în aer, SF6, etc.);

- caracteristici de legătură (linie aeriană, în cablu, mixtă).

Caracteristicile şi tipologia releelor ce se utilizeaza trebuie să ţină cont de tipul instalaţiei Utilizatorului (Consumator sau Producător). Utilizatorul şi ENEL sunt responsabili de corecta funcţionare a propriilor sisteme de protecţie. Aceste sisteme trebuie să fie întreţinute corect. În caz de intervenţii intempestive, sau a lipsei intervenţiei sistemului de protecţie a Utilizatorului, la cerere Utilizatorul însuşi trebuie să furnizeze ENEL (şi Transelectrica) informaţiile necesare pentru reconstituirea evenimentului. Proceduri analoage le aplică ENEL în caz de funcţionare necorespunzătoare a sistemului de protecţie din competenţa acestuia. În caz de funcţionare necorespunzătoare a sistemului de protecţie de la Utilizator, ENEL şi Transelectrica au dreptul de a cere revizia sistemului şi imediata adoptare a prevederilor corective. În ce priveşte informaţiile pe care Utilizatorul trebuie să le furnizeze ENEL (şi Transelectrica), acestea sunt specificate în Ordinul 35/2004 Codul tehnic RET – revizia 1 Ordinul 20/2004 şi Ord 51/2009 pentru Producători; pentru ceilalţi Utilizatori aceste informaţiile constau în semnalizări de demarare şi declanşare a protecţiilor, cât şi în eventuale diagrame de la osciloperturbografele prezente în instalaţie. Echipamentele din instalaţia Utilizatorului trebuie să fie protejate împotriva solicitărilor datorate defectelor neeliminate de protecţiile de reţea (ca de ex. defecte longitudinale17). Aceste echipamente trebuie să reziste la solicitările datorate defectelor de reţea, şi la eventualele reanclanşări efectuate din reţeaua proprie. 7.5.12.2 Protecţiile adoptate de Utilizatori În punctul de delimitare ENEL nu este obligat să instaleze echipamente de protecţie. Sistemul de protecţie (sau Sistemul de Protecţie Generală, denumit SPG în continuare) asociat Dispozitivului General e compus din:

- transformatoare de curent (şi, dacă sunt prevăzute transformatoare de tensiune) cu conectările aferente la releele de protecţie;

- relee de protecţie (Protecţii Generale, PG în continuare) cu alimentarea aferentă;

- circuite pentru comanda declanşării întreruptorului.

SPG trebuie să fie în măsură să funcţioneze corect pe tot domeniul de variaţie a curentului şi a tensiunii care se pot apare în condiţii de defect pentru care au fost prevăzute. Protecţiile împotriva defectelor interne18 trebuie să prevadă izolarea în mod definitiv şi selectiv doar a părţii cu defect din instalaţia Utilizatorului, compatibilă cu schema de racordare adoptată, fără să implice părţi de reţea sau alţi Utilizatori în mod direct sau indirect racordaţi.

17 Cazul cel mai obişnuit de defect longitudinal constă în întreruperea de fază. 18 Prin defecte interne se înţeleg defecte care au origine în interiorul instalaţiei Utilizatorului.

71

Aceste protecţii (Protecţie Generală, PG în continuare) trebuie să acţioneze pe întreruptorul general (sau pe întreruptoarele fixate pe bara Utilizatorului în cazul în care DG lipseşte). Funcţiile descrise mai sus trebuie să fie garantate, de exemplu19 prin intermediul:

- protecţiei maximale de curent trifazat cu două trepte independente de timp;

- protecţie care prevede separarea Utilizatorului de la reţea declanşând dispozitivul general în caz de lipsă de tensiune auxiliară, de exemplu realizată cu un releu de minimă tensiune.

Atunci când nu e garantată tot timpul imediata posibilitate de manevră20 a întreruptorului general (DG) la cererea ENEL, e dreptul ENEL de a-i cere Utilizatorului instalarea unui releu de minimă de tensiune cu acţiune temporizată, în măsură să deschidă întreruptorul general ca urmare a unei nealimentări prelungite a instalaţiei proprii. Dat fiind specificul funcţiilor care trebuie să fie garantate de PG în raport cu caracteristicile speciale ale reţelei de ÎT de distribuţie, cât şi necesitatea cu grad înalt de fiabilitate şi rapiditate a intervenţiei pe care această protecţie trebuie să o garanteze, în anexa C se descriu detaliat cerinţele Sistemului de Protecţie Generală.

7.5.12.3 Reglajul dispozitivelor de protecţie Reglajele tuturor protecţiilor electrice, principale şi de rezervă, oriunde instalate (în staţii/post de transformare, în instalaţia de racordare, în instalaţia Producătorului), care să condiţioneze eliminarea defectelor pe reţea sunt stabilite de către ENEL prin intermediul procedurilor codificate, de comun acord cu Transelectrica, în conformitate cu prevederile din Codurile Tehnice RED şi RET. In acest scop ENEL şi Utilizatorul, , trebuie să schimbe informaţiile necesare.

7.5.12.4 Intervenţii pe dispozitivele de protecţie Reglajul protecţiilor generale depinde de caracteristicile instalaţiei Utilizatorului şi de reţeaua de alimentare. Valorile de reglaj a protecţiilor generale trebuie să fie setate de către Utilizator în baza a ceea ce îi este comunicat de către ENEL de comun acord cu Transelectrica; ţinând cont de specificul instalaţiilor de ÎT, reglajele protecţiilor trebuie să fie indicate la fiecare caz, în funcţie de criteriile de selectivitate. Caracteristicile funcţionale şi reglajele protecţiilor electrice, stabilite de comun acord sau deja setate pe aceste protecţii, nu pot să fie modificate de către Utilizator fără acordul prealabil cu ENEL. Utilizatorul e obligat să adapteze protecţiile din propriile instalaţii, care pot influenta corecta funcţionare a reţelei, având caracteristici insuficiente pentru a corespunde prevederilor prezentei Norme.

7.5.12.5 Dispozitive de reanclanşare automată Dispozitivele de reanclanşare rapidă şi temporizata sunt asociate Protecţiilor de linie. ENEL şi Transelectrica stabilesc de comun acord, în funcţie de caracteristicile instalaţiei Utilizatorului şi a reţelei, tipul de reanclanşare (unipolară, tripolară, uni – tripolară) ce trebuie

19 Pentru protecţie împotriva defectelor interne a instalaţiilor Producătorilor, a se vedea şi Norma ANRE (Codul Tehnic RED şi RET). 20 Această posibilitate este garantată atunci când instalaţia este urmărită în mod permanent de personal în măsură să efectueze manevre sau manevrare în telesupraveghere la cererea ENEL.

72

adoptată, iar acolo unde e necesar, condiţii de paralelism, în funcţie de prevederile conţinute în Codul Tehnic RED. Aceste alegeri trebuie să fie făcute în funcţie de criteriile adoptate uzual pentru liniile de la reţeaua de distribuţie/transport cu nivel egal de tensiune. În general, reanclanşarea temporizata tripolară nu se adoptă la legăturile directe aferente pentru Producători, pentru a evita solicitările mecanice inadmisibile pe generatoarele prezente, şi în tronsoanele succesive de reţea. În cazuri speciale, reanclanşarea rapidă tripolară poate să fie adoptată şi în vecinătatea Producătorilor, stabilind criterii oportune de funcţionare în siguranţa. În alternativă, poate să fie cerută declanşarea şi reanclanşarea uni – tripolară, chiar adecvând întreruptoarele de la reţeaua existentă. Pe celulele de ÎT aferente liniilor în cablu de regula nu se activează dispozitivul RAR. Proprietarul fiecărei componente sau echipament garantează corespondenţa componentei sau a echipamentului cu cerinţele de mai sus.

7.5.13 Tratarea neutrului Pentru tensiuni egale sau mai mari de 110 kV, neutrul transformatoarelor de putere din centrale şi de interconectare între reţele, trebuie să fie prevăzute cu neutrul accesibil pe partea de ÎT . Pentru inchiderea curentului homopolar, aceste transformatoare trebuie să aibă o înfăşurare cu conexiunea în triunghi.

7.5.14 Sisteme de comunicaţie Utilizatorul trebuie să transmită la ENEL, dacă acesta îi cere, semnalizările şi măsurătorile stabilite în faza de definire a racordării numai punctul de delimitare. Pentru Utilizatorii a căror instalaţii cuprind unităţi (de producere sau de consum) importante, sistemele de control în timp real, de comunicaţie, telereglare şi teletransmisie de date, telefonie şi telecomenzi trebuie să fie compatibile cu cerinţele din Codurile tehnice RED şi RET. Doar pentru liniile de racordare a instalaţiei la reţea vor putea să fie cerute de către Utilizator, dacă sunt disponibile, informaţii importante din:

- registratoare cronologice a evenimentelor;

- semnalizări locale;

- dispozitive pentru monitorizarea calităţii tensiunii.

Se recomandă ca protocoalele de comunicaţie să fie în conformitate cu normele din seria CEI 60870.

7.6 Reguli tehnice de racordare pentru Consumatori Prevederile prezentului paragraf se aplică la toate echipamentele electrice racordate direct la reţeaua care preiau energie pentru utilizare proprie, prin racordări unice (un singur punct de consum) sau multiple.

7.6.1 Dispozitive pentru întreruperea sarcinii Întreruperea de sarcina se efectuează:

- cu dispozitive locale (DAS), bazate pe măsurarea frecvenţei şi/sau a tensiunii;

- cu dispozitive centralizate de către DET (DM-deconectări manuale).

Întreruperea de sarcină cu dispozitive locale se va realiza, in funcţie de variaţia de frecvenţă, în aşa fel încât să asigure o deconectare selectiva de sarcină minima (în MW) necesară pentru a

73

restabili frecvenţa nominală. În acest scop, la cererea DET, vor fi instalate de către ENEL în propriile instalaţii dispozitive specifice pentru întreruperea sarcinilor sensibile la frecvenţă (DAS) şi/sau la variaţia acesteia care să poată să acţioneze pe întreruptoarele liniilor de alimentare ale Utilizatorilor. Pentru întreruperile de sarcina efectuate cu dispozitive centralizate se aplică regulile din Codul Tehnic RED. Necesitatea şi modalitatea de instalare a dispozitivelor de întrerupere de sarcina sunt definite în faza de racordare, sau în faza următoare, în funcţie de evoluţia Planurilor de securitate a sistemului. În cazul Utilizatorilor care se pot întrerupe, trebuie să se respecte prevederile conţinute în Codul Tehnic RED.

7.6.2 Limite de schimb de putere reactivă Valorile limită ale factorului de putere permise în punctul de delimitare trebuie să fie stabilite de comun acord în Contractul de Distribuţie, cu respectarea normativelor tehnice în vigoare şi a Codului Tehnic RED.

7.7 Reguli tehnice de racordare pentru Producători Racordarea pentru Producători e stabilita în paragraful 7.7.2, pentru Producătorii a căror instalaţii nu cuprind unităţi de producere dispecerizabile; racordarea restului de Producători este în schimb stabilita de paragraful 7.7.3. Anumite cerinţe de protecţie specifice, legate de reţeaua de ÎT, sunt prezentate în continuare.

7.7.1 Prescripţii generale

7.7.1.1 Teledeclansare rapidă pentru protecţie Având în vedere caracteristicile instalaţiilor şi schema de racordare, cu scopul de a garanta selectivitatea intervenţiei şi posibilitatea de eliminare a defectului ENEL şi/sau DET pot să impună folosirea de sisteme de teledeclanşare directă care să acţioneze pe întreruptoarele generale sau de interfaţă.

7.7.1.2 Teleprotecţie şi diferenţiale longitudinale În cazul liniilor scurte sau cu mai mult de două capete, extremitatea din competenţa Utilizatorului trebuie să fie echipată cu protecţii şi echipamente de teleprotecţie compatibile cu cele adoptate pe reţea. În cazul folosirii protecţiilor diferenţiale longitudinale de linie, echipamentele de la capete trebuie să fie identice (acelaşi fabricant şi acelaşi tip).

7.7.2 Producători nedispecerizabili Regulile tehnice de racordare de la acest paragraf se aplică exclusiv producătorilor nedispecerizabili. La cererea Producătorului, atunci când condiţiile de la reţea o permit, se aplica, în alternativă cu ceea ce e prevăzut în paragraful prezent, soluţiile specificate la 7.7.3 pentru unităţi de producere dispecerizabile.

7.7.2.1 Instalaţie de utilizare. Echipamente prevăzute În plus de ceea ce e prevăzut la 7.5, pentru instalaţiile Producătorului trebuie să fie prevazute următoarele echipamente (vezi Fig. 17):

- întreruptor de generator, care exclude fiecare grup de generare. Acest întreruptor trebuie să fie dotat cu un dispozitiv pentru punerea în paralel;

74

- întreruptor de interfaţă, în măsură să asigure separarea unei porţiuni de reţea a Producătorului cuprinzând eventuale linii, unul sau mai multe generatoare, eventualele sarcini esenţiale şi eventualele sarcini privilegiate care să permită funcţionarea lor separată de reţea. Aceasta trebuie să cuprindă un dispozitiv pentru punerea în paralel între reţele.

În anumite cazuri, întreruptoarele pot să cuprindă mai multe funcţii dintre cele enumerate înainte, dacă:

- între punctul de racordare şi fiecare grup de generare sunt instalate cel puţin două întreruptoare;

- întreruptoarele îndeplinesc toate funcţiile prevăzute pentru fiecare întreruptor individual.

Manevra întreruptoarelor de generator şi de interfaţă îi revine exclusiv Producătorului.

Fig. 17 – Configurare generală a instalaţiei Producătorului

7.7.2.2 Performanţele aferente instalaţiilor producătorului Performanţele instalaţiilor producătorului, atât în condiţii normale, cât şi în caz de defect sunt definite de Norma ANRE (Codul Tehnic RED, Cod Tehnic RET şi Ordinul 51/2009 Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centrale electrice eoliene).

7.7.2.3 Protecţii ale grupurilor de generare

75

Alegerea sistemului de protecţie şi a reglării necesare grupurilor de generare trebuie să fie efectuată în mod coordonat intre ENEL şi DET în baza a ceea ce e prevăzut în Codul Tehnic RED, ţinând cont de:

- schema de racordare adoptată (în intrare – ieşire, în antenă, etc.);

- puterea nominală totală a instalaţiei de producere;

- caracteristici de realizare a instalaţiei de producere, a instalaţiei de racordare, a staţiei aferenta unităţii de producere ;

- caracteristici ale liniei de racordare între instalaţia de reţea pentru racordare şi staţia (sau staţiile) de conectare (linie aeriană, în cablu, mixtă, etc.).

Trebuie să fie prevăzute protecţii de rezervă care, coordonate în mod corect, înlocuiesc lipsa intervenţiei protecţiilor principale.

7.7.2.4 Protecţii împotriva defectelor interne în instalaţia de utilizare Protecţiile grupurilor de generare la defecte interne sunt descrise în Codul Tehnic RET şi Ord 51/2009; acestea trebuie să izoleze rapid defectul în aşa fel încât să minimizeze perturbaţiile induse în reţeaua de distribuţie.

7.7.2.5 Dispozitive specifice pentru separarea reţelei Deconectarea grupurilor de generare de la reţeaua de ÎT cu ajutorul dispozitivului de este necesara în următoarele cazuri:

- funcţionare în reţea separată, cuprinzând şi cazul separării temporare a reţelei prin efectul de deschidere şi succesiva reanclanşare rapidă tripolară pe întreruptoarele de reţea puse la instalaţia Utilizatorului;

- defecte21 sau funcţionări anormale22 ale reţelei de ÎT, în conformitate cu ceea ce e solicitat de ENEL şi eventual de către DET.

Deconectarea grupurilor trebuie să se realizeze prin intermediul intervenţiei protecţiei de interfaţă, a căror cerinţe funcţionale sunt precizate în Anexa E. Instalaţiile conectate, direct sau prin intermediul unei linii, trebuie sa fie dotate cu protecţii împotriva refuzului de declanşare întreruptor. Instalaţia Utilizatorului trebuie să fie pregatita cu posibilitatea de a primi comandă de declanşare, care va fi redirecţionata către întreruptoarele destinate să elimine contribuţia generatoarelor la defect. Convenţia de Exploatare stabileste modalităţile de deconectare la defecte externe care permit reanclanşarea rapidă tripolară chiar şi în apropierea grupurilor. În toate situaţiile şi racordările, cu exceptia centralelor eoliene, Producătorul va continua alimentarea instalaţiei sale interne in insula. Liniile de ÎT aferente instalaţiei de racordare trebuie să fie protejate în funcţie de criteriile adoptate de către DET pentru liniile din reţeaua de transport/distribuţie cu acelaşi nivel de tensiune. În instalaţia de racordare trebuie să fie instalate întreruptoare în măsură să întrerupă curentul maxim de scurtcircuit, provenit de la reţea sau de la instalaţia Utilizatorului, calculat de ENEL.

7.7.3 Producători dispecerizabili

21 Se înţeleg, în special, acele defecte în măsură să ducă la scoaterea din alimentare a Producătorului. 22 Se înţeleg, în special, funcţionările de reţea cu o frecvenţă şi o tensiune peste limitele cerute de către ENEL si Transelectrica, nu neapărat să coincidă cu limitele de exploatare.

76

Pentru Producători cu instalaţii care cuprind unităţi de producere dispecerizabile, se aplică prevederile conţinute în Codurile Tehnice RED şi RET.

7.7.4 Funcţionarea grupului din reţea în insula În condiţii excepţionale si de funcţionare a reţelei, ENEL şi/sau DEN pot să prevadă funcţionarea în insula a unei porţiuni de reţea, prin acord prealabil cu Utilizatorii titulari de instalaţii de generare realizate cu un sistem specific de reglaj. În această circumstanţă grupurile de generare sunt solicitate de ample variaţii de putere care cauzează intervenţia regulatoarelor de frecvenţă şi de tensiune. În caz de furnizare a acestui serviciu, grupurile de generare (şi reţeaua Producătorului, dacă e prezentă) trebuie să fie în măsură să funcţioneze racordate la reţea izolate de restul acesteia, în funcţie de acordurile specifice între ENEL şi /sau DET.

7.7.5 Informaţii pentru evidenta evenimentelor Pentru evidenta evenimentelor trebuie să fie disponibile atât pentru ENEL cât şi pentru DET, dacă aceştia o cer, cel puţin:

- înregistrări cronologice a evenimentelor;

- înregistrări ale semnalelor locale.

7.7.6 Limite de schimb de putere reactivă Regimul de schimb al puterii reactive e definit de normele în vigoare şi de Codurile Tehnice RED şi RET. Eventualele regimuri diferite derivate din exigenţe speciale datorate tipologiei instalaţiei Utilizatorului şi/sau a reţelei la care e racordat trebuie să fie stabilite de comun acord cu ENEL şi descrise în Convenţia de Exploatare .

7.8 Reguli tehnice pentru racordare reţelelor interne de utilizare Atunci când sistemele interne de utilizare nu cuprind unităţi de generare, se aplică regulile de la paragraful 7.5 şi 7.6 ; atunci când cuprind unităţi de generare, e necesar să se aplice ceea ce e prevăzut în 7.5 şi 7.6.2.

77

Partea 4 – Reguli de racordare la reţeaua de MT 8 Racordarea la reţeaua de MT

8.1 Scheme de racordare Schemele de principiu corespunzătoare conectării în reţeaua ENEL a instalaţiilor de racordare sunt prezentate în Fig. 18 (unde în stânga e prezentată situaţia înainte de racordare şi în dreapta situaţia după racordare a noului Utilizator).

Fig. 18 - Scheme de racordare a instalaţiei Utilizatorului

Legendă: D – instalaţie de racordare; M – măsură; U – instalaţia de utilizare; A – punct de alimentare adăugată în cadrul instalaţiei de racordare

78

8.1.1 Racordare în intrare – ieşire pe liniile existente (schema A) Prin intrare – ieşire, se înţelege racordarea unei instalaţii de racordare în apropierea unei linii existente, în aşa fel ca să se realizeze două tronsoane de linie racordate intre două posturi de transformare distincte. Această schemă permite, în general, realimentarea Utilizatorului, asigurând continuitatea serviciului de alimentare.

8.1.2 Racordare în antenă din staţie ÎT/MT (schema B1) Racordarea prevede realizarea unei linii alimentate direct din Staţia de ÎT/MT pentru a permite racordarea unui Utilizator. Această schema de racordare poate să fie adoptată atunci când schemele de racordare dintr-o linie existenta nu sunt admise din punct de vedere tehnic. Spaţiul destinat instalaţiei de racordare trebuie să permită o extindere pentru echipamentele necesare unei racordări ulterioare in schema intrare – ieşire.

8.1.3 Racordare în antenă din postul de MT/JT (schema B2) Prin racordarea în antenă din postul de MT/JT, se înţelege racordarea prin intermediul unui tronson de linie conectat la bare de MT dintr-un post de distribuţie existent. Spaţiul destinat instalaţiei de racordare trebuie să permită o extindere pentru echipamentele necesare unei racordări ulterioare in schema intrare – ieşire.

8.1.4 Racordare în antenă prin EDM (eventual adăugat în post existent) în lungul unei linii existente (schema C) Prin racordare în antenă cu echipamente de manevră - EDM (eventual adăugat în post, partea A în Fig. 18) in lungul unei linii existente, se înţelege racordarea prin intermediul unui EDM în vecinătatea unei linii existente. Plecând de la EDM, se prevede o linie dedicată pentru alimentarea unui Utilizator. Eventualul spaţiu dedicat pentru EDM. trebuie să permită o extindere pentru echipamentele necesare unei racordări ulterioare in schema intrare – ieşire.

8.1.5 Racordare în derivaţie rigidă în T pe o linie existentă (schema D) Prin racordare rigidă în T, se înţelege racordarea prin intermediul unei derivaţii dintr- o linie de MT existentă a unui tronson de linie doar cu un singur întreruptor în instalaţia de racordare. Această schemă este cea mai simplă şi mai puţin costisitoare, însă reduce fiabilitatea reţelei; in aceasta schemă scade continuitatea în alimentare. Racordarea în T rigidă se poate face doar în situaţii excepţionale.

8.2 Schema instalaţiei de racordare Indiferent de soluţia de racordare, in punctul de delimitare (SC) se aplica schema instalaţiei din Fig. 19. Plecând de la cablul de MT în aval de punctul de delimitare, figura indică schema instalaţiei de utilizare pentru racordare, instalaţia de racordare (D) realizată pentru a conecta instalaţia Utilizatorului (U). Dispunerea echipamentelor de măsurare se referă la cazul general de Consumator; în cazul Producătorului, atunci când echipamentele de măsură sunt de competenta sa (punct de producere), acestea trebuie să fie conectate imediat în aval de Dispozitivul General, amplasate în aşa fel încât să fie protejate (împotriva curentului de defect provenit de la reţea) de acelaşi dispozitiv general (vezi Fig. 20).

79

Fig. 19 – Schema de racordare între postul de racordare şi instalaţia Consumatorului

Fig. 20 – Schema de racordare între postul de racordare şi instalaţia Producătorului

Fig. 20 A – Schema de racordare între postul de racordare şi instalaţia Producător-Consumator

80

Legenda: D – spaţiu pentru instalaţia de racordare M – spaţiu sau nişă pentru instalaţia de măsurare U – spaţiu pentru instalaţia de utilizare SL – celulă de linie SC – celulă de delimitare C – punct de delimitare 1 – grup de măsură 2 – dispozitiv general al Utilizatorului 3 – spaţiu prezent/de prevăzut pentru racordare în schema intrare – ieşire

8.2.1 Dispozitive de legare la pământ aferente racordării Pentru aceste scheme de racordare (Fig. 19, Fig. 20, Fig 20A) manevrele ulterioare de exploatare şi/sau de mentenanţă se efectuează conform SR EN 50110-1 şi SR EN 50110-2, IPSSM–01/2007 privind lucrările efectuate în absenta tensiunii. Executarea legăturii la pământ şi în scurtcircuit a instalaţiei MT (tensiune mai mare de 1 kV) poate să fie efectuată astfel:

- aplicând dispozitivele mobile;

- utilizând echipamentele stabilite pentru a efectua legarea la pământ şi în scurtcircuit a porţiunii de instalaţie (acolo unde exista).

Acestea fiind premisele, Utilizatorul trebuie să adopte23 situaţia de schemă a instalaţiei ilustrate în continuare.

Se impune montarea unui separator de legare la pământ în aval de terminalele cablului de legatura dintre instalatia Enel si instalatia Utilizatorului; în acest caz, daca Utilizatorul cere intervenţia ENEL, pentru a scoate de sub tensiune şi de a lega la pamant cablul de legatura, reprezentanţii ENEL trebuie să detina o cheie - care nu poate fi duplicată de catre Utilizator si care va fi extrasă numai după ce a fost închis separatorul de legare la pamant de la celula de delimitare a ENEL (indicat prin SC în Fig. 19), permitand astfel închiderea primului separator de legare la pământ din instalatia Utilizatorului. Utilizatorul va verifica şi el lipsa tensiunii pe cablul de legatura înainte de a realiza legarea la pământ a acestui separator. Pe acest separator de legare la pământ, trebuie să existe următoarea inscripţie:

"SEPARATOR MANEVRABIL DOAR DUPĂ INTERVENŢIA ENEL"

În general, operaţiile cu ocazia legarii la pământ a cablului de legătură sunt realizate de către fiecare (Utilizator şi ENEL) pentru instalaţia din competenţă. Instalaţia de utilizare dintre punctul de delimitare şi primul dispozitiv de separare al Utilizatorului, trebuie să fie considerată permanent sub tensiune; la aceasta se poate avea acces doar după ce s-a efectuat scoaterea de sub tensiune şi legarea la pamant a cablului de legatura de catre ENEL, respectiv legarea la pământ de pe partea Utilizatorului. Cu ocazia solicitării Utilizatorului de a interveni la ENEL pentru scoaterea de sub tensiune a acestui cablu, ENEL separă cablul (în spaţiul propriu), îl leagă la pământ şi în scurtcircuit şi comunică (în scris) Utilizatorului această condiţie24 25 .

23 Dispozitivele de legare la pământ sunt fixe. 24 Personalul care efectuează operaţiunile de mai sus trebuie să respecte Convenţia de exploatare si IPSSM – 01/2007

81

8.3 Soluţii de racordare În acest paragraf, sunt evidenţiate criteriile de stabilire a soluţiei de racordare evidenţiindu-se doar schemele electrice ale instalaţiilor de racordare care asigura interfaţa cu instalaţiile Utilizatorului. Tab. 6 prezintă indicaţii generale privind alegerea schemelor de racordare, în funcţie de tipul Utilizatorului (Consumator sau Producător), acestea nefiind exhaustive. Criteriul de alegere a schemelor de racordare prezentate în Tabel are la baza consideraţiile privind fiabilitatea şi flexibilitatea reţelei, prezentate la paragraful 6.4.2. Tabelul 6 – Soluţii de racordare la reţeaua de distribuţie de MT (Ordinul ANRE 129/2008)

Posibilităţi de racordare a utilizatorului

Clasa Sarcina

maximă de durată(MVA)

Treapta de tensiune la punctul de racord

(kV) Direct la tensiunea reţelei zonale

(kV) Prin

transformare

C 2,5 – 7,5** 20 20 20/6 (10) kV 20/0,4 kV

D 0,1 – 2,5

20 10* 6*

6*- 20 20/0,4 kV 10/0,4 kV 6/0,4 kV

E 0,03 - 0,1 0,4 MT 0,4 MT/0,4 kV

F < 0,03 0,4 0,4 Legenda

* tensiune existentă, dar care nu se mai dezvoltă ** sarcina maximă pentru producători clasa C de la 2,5 – 10 MVA

D B2 C A B1

Puterea simultan

absorbita [MW]

Reţea

Derivaţie în T Radial din PT existent

Radial în derivaţie Intrare-Iesire Radial din ST

JT e e e e e 0,1 - 0,2*

MT X X X X –

0,2 - 1 MT X (1) X X X –

1 – 2,5 MT – X X X X

Cons

umat

ori

2,5 – 10 MT – X X X X

25 Date fiind operaţiunile speciale, în ambele cazuri 1) şi 2) e exclus în mod riguros folosirea de personal comun după cum e definit în SR EN 50110-1 şi SR EN 50110-2.

82

D B2 C A B1 Puterea instalata

[MVA] Reţea

Derivaţie în T Radial din PT existent

Radial în derivaţie Intrare-Iesire Radial din ST

JT e e e e e 0,1 - 0,2*

MT X (1) X X X –

0,2 - 1 MT – X X X X

1 – 2,5 MT – – – X X

Prod

ucăt

ori

2,5 – 10 MT – – – – x

Legenda ”X” - soluţie indicată ”X(1)” - soluţie practicabilă însă neindicată (pentru Consumatori pasivi până la 0,4 MW) ”–” - soluţie neindicată ”e” - numai pentru utilizatorii existenţi Nota:

• noile racordări peste 100 kW se vor face exclusiv pe MT .

• sporurile de putere (pentru contractele de furnizare existente) vor fi acordate pentru clienţii de la JT până la putere totală de 200 kW.

• clienţii racordaţi pe JT care solicită un spor de putere, în urma căruia vor depăşi puterea totală cerută de 200 kW vor avea drept consecinţă trecerea de la JT la MT.

8.4 Schema instalaţiei de utilizare pentru racordare

8.4.1 Schemă cu o singură celulă (caz general aplicabil tuturor Utilizatorilor) Pentru instalaţiile racordate la MT, instalaţiile de utilizare constau în :

- cablu de legătură;

- dispozitiv/e general/e (DG).

Schemele din Fig. 19 şi Fig. 20 prezintă cum cablul de legătură şi partea de reţea de MT în amonte de primul dispozitiv de protecţie al Utilizatorului sunt protejate de întreruptorul ENEL instalat în Staţia de Transformare/Punct de alimentare. Pentru a preveni probabilitatea minima de defect pe această porţiune de instalaţie, trebuie să se respecte prevederile prezentului articol. În special, partea de instalaţie indicată cu numărul 2 în Fig. 19 şi în Fig. 20 (care nu cuprinde toată instalaţia de utilizare rămasă) poate să fie realizată exclusiv în modurile ilustrate în continuare. Schemele exemplificate din Fig. 21, Fig. 22 şi Fig. 23 prezintă echipamentele care constituie instalaţiile de utilizare pentru conectare. În aceste scheme sunt indicate doar echipamentele aferente conectării. Celelalte echipamente în aval de dispozitivul general al Utilizatorului, instalate din considerente de siguranţa sau de mentenanţă/exploatare, nu sunt prezentate pentru că sunt în afara domeniului de aplicare a prezentului document. În schemele următoare, instalarea de TT, TC şi a TC homopolar (TCH în continuare) e cea recomandată. Schema, adoptată în general, pentru instalaţia utilizatorului pentru celula de MT imediat în aval de cablul de legătură e ilustrată în continuare în Fig. 21. În funcţie de necesitatea de protecţie (detaliată la paragraful 8.5.12), e necesara completarea schemei cu trei TT. Daca cele trei TT sunt conectate la barele de MT în amonte de întreruptorul

83

automat sau de TC26, acestea vor trebui protejate pe partea de MT, cu un IMS combinat cu fuzibili (In ≤ 6,3 A) pentru protecţia primarului TT; daca cele trei TT sunt conectate în aval de DG şi TC, nu sunt restricţii privind protecţia circuitului primar a acestor TT. Indiferent de modul de montare a celor trei TT27, intervenţia fuzibilelor IMS şi/sau a protecţiilor din circuitele secundare, trebuie, in fiecare caz sa determine declansarea DG sau comutarea funcţiilor protecţiei 67N (protecţie direcţională homopolară) în 51N (protecţie maximala de curent homopolar), menţinând valorile setate în funcţie de treapta de intervenţie a curentului homopolar. Revenirea protecţiei 67N trebuie să se efectueze în cel mai scurt timp posibil (timp minim necesar pentru înlocuirea elementului defect), astfel încât să se evite declanşări intempestive în caz de defect monofazat extern reţelei Utilizatorului. Atunci când TC nu au o înfăşurare primară (de ex. TC de tip toroidal), acestea pot să fie instalate în amonte de DG, în poziţie analoagă celei indicate pentru TC homopolar. Poziţionarea TC, de tip neconvenţional integrate în DG, în amonte sau în aval de dispozitivul de întrerupere, se va realiza ţinand cont de eventualele intervenţii din partea ENEL, in situatii de mentenanta sau de defectare a TC, pentru legarea la pamant a cablului de legătură. Orice intervenţie a personalului ENEL necesară pentru legarea la pământ a instalaţiei Utilizatorului (sau părţi ale acesteia) trebuie să fie reglementată în Convenţia de Exploatare.

26 Aşadar, in aceasta poziţie un defect la TT nu se remediaza cu intervenţia DG. 27 IMS va trebui să fie prevăzut cu mecanism care să asigure deschiderea celor trei poli chiar şi în caz de intervenţie a unei singuranţe fuzibile; în plus mai trebuie să fie dotată cu un contact auxiliar în măsură să provoace comutarea de la protecţia 67N la 51N. IMS poate să fie omis dacă protecţia e în măsură să comute de la 67N la 51N efectuând constant cel puţin controlul lipsei a una sau mai multe tensiuni secundare a TT.

84

Figura 21 – schema de instalaţie de utilizare pentru racordare: caz general

8.4.2 Schema cu doua celule de MT pe bara principală În cazul instalaţiei de MT cu două celule de MT, Dispozitivul General (DG) poate sa lipseasca în condiţiile urmatoare:

- funcţiile atribuite DG sunt îndeplinite de întreruptoarele conectate la bara Utilizatorului (dispozitiv de celulă);

- cablul de legătură are terminalul legat la şirul de cleme în amonte de primul separator din Fig. 22.

Pentru această tipologie de instalaţie, e admisă configurarea din următoarea Fig. 22, doar dacă sunt respectate următoarele condiţii:

- modul compact de MT (monobloc), unic, care conţine două celule de consumator (este exclusa constructia cu bare rigide);

- nu se poate instala ulterior nici un echipament, faţă de cele indicate în Fig 22, instalate pe bara de MT.

În funcţie de protecţia necesară (detaliată la paragraful 8.5.12), e necesar să se completeze schema cu trei TT. Daca cele trei TT sunt legate la barele de MT în amonte de întrerupător sau de TC28, acestea vor trebui protejate pe latura de MT, cu un IMS combinat cu siguranţe fuzibile (In ≤ 6,3 A) pentru protecţia primarului TT29; daca cele trei TT sunt conectate în aval de DG şi TC, nu sunt restricţii privind protecţia primară a acestor TT. Indiferent de modul de montare a celor trei TT, intervenţia fuzibilelor IMS şi/sau a protecţiilor din circuitele secundare, trebuie, în fiecare caz să determine declansarea DG, sau comutarea functiilor protecţiei 67N (protecţie homopolară direcţională) în 51N (protecţie maximală de curent homopolar), menţinând valorile setate in functie de treapta de intervenţie a curentului homopolar. Revenirea protecţiei 67N trebuie să se efectueze în cel mai scurt timp posibil (timp minim necesar pentru înlocuirea elementului defect) în aşa fel încât să se evite declanşări intempestive, în caz unui defect monofazat extern reţelei Consumatorului.

28 Defectul aparut la TT în aceasta configuraţie nu este eliminat de intervenţia DG. 29 IMS va trebui să fie prevăzut cu mecanism care să cauzeze deschiderea celor trei poli chiar şi în caz de intervenţie a unei sigurante fuzibile; în plus mai trebuie să fie dotată cu un contact auxiliar în măsură să provoace comutarea de la protecţia 67 N la 51N. IMS poate să fie omis dacă protecţia e în măsură să comute de la 67N la 51N efectuând constant cel puţin controlul lipsei a una sau mai multe tensiuni secundare a TT.

85

Figura 22 – Schema instalaţiei de utilizare pentru racordare: instalaţie cu două celule MT de la bara principală Atunci când se adoptă această soluţie, necesitatea de a obţine protecţiile de curent I >, I>> in instalaţia Utilizatorului (treapta I > prezent la cererea ENEL) va fi efectuată cu relee care echipează fiecare dispozitiv de celulă, impunând ca suma treptelor fiecărui releu să respecte restricţiile impuse de ENEL. În alternativă, protecţia poate să fie realizată însumând semnalele secundare a TC din cele două celule (de ex. TC sumatoare). Cu privire la schema din Fig. 22, separatorul general (atunci când se instaleaza) trebuie să fie interblocat cu poziţia "deschis" a celor doua întreruptoare automate (DG) din aval, adică trebuie să conţină un întreruptor de manevră separator manevrabil sub sarcină (IMS). Atunci când se foloseşte această soluţie cu două transformatoare în paralel, pe partea de JT, va fi prevazută cu interblocări şi subordonări între întreruptoarele de MT şi JT ale fiecărui transformator, cu evitarea de a avea sub tensiune partea de MT a unui transformator, prin intermediul conectării în paralel pe partea de JT. În figură, liniile continue reprezintă soluţia cu TT de bară; liniile întrerupte reprezintă soluţia cu trei TT protejate de întreruptor (A si B), fara TT de bara (C). În cel din urmă caz, nu se vor prevedea TT de bară. Starea de stins a ledurilor, care semnalizează prezenţa tensiunii, nu asigură absenţa tensiunii pe această celulă.

86

8.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori În paragraful următor se indica reguli tehnice de racordare aplicabile la instalaţia de utilizare pentru racordarea tuturor categoriilor de Utilizatori. Specificaţii ulterioare sunt conţinute în paragrafele dedicate categoriei de Consumatori (paragraful 8) şi la categoria de Producător (paragraful 8.7).

8.5.1 Punct de delimitare, puncte de delimitare de gestiune şi de exploatare Identificarea limitelor de competenţă funcţională, deci totalitatea de instalaţii şi echipamente a căror exploatare şi mentenanţă sunt puse în responsabilitatea unei entităţi stabilite, trebuie să fie efectuată pentru a se ajunge la următoarele obiective:

- controlul continuităţii alimentării circuitului reţelei din partea ENEL, obţinut prin intermediul separatoarelor, întreruptoarelor, tablouri, cabluri şi echipamente electrice;

- claritatea relaţiilor dintre ENEL şi Utilizator cu scopul corectei exploatări a reţelei electrice;

- identificarea clară a responsabilităţilor aferente conducerii şi mentenanţei fiecărui echipament de manevră cu scopul asigurării securităţii personalului pe parcursul lucrărilor la instalaţii;

- menţinerea standardelor de realizare şi de coordonare a sistemelor de protecţie între reţeaua de distribuţie şi instalaţia Utilizatorului.

Pentru a obţine aceste obiective e necesar ca echipamentele de manevră, care fac parte din instalaţia de racordare, să fie permanent accesibile reprezentanţilor ENEL pe tot parcursul anului. Din acest motiv, activităţile ENEL trebuie să fie separate de activităţile desfăşurate de Utilizator. În acest scop limitele şi instalaţiile trebuie să fie realizate în conformitate cu ceea ce e prevăzut la acest paragraf. În punctul de conexiune/postul de transformare , e identificată instalaţia de racordare compusă din totalitatea echipamentelor şi a elementelor de manevră necesare pentru conectarea instalaţiei Utilizatorului la reţeaua ENEL, instalate între punctul de racordare al liniei şi punctul de delimitare (vezi Fig. 19 şi Fig. 20). Punctul de delimitare e situat în instalaţia de racordare, şi e definit de clemele în aval de dispozitivul de separare al ENEL, care alimentează instalaţia Utilizatorului, la care se conecteaza terminalele cablului de legătură; acesta constituie punctul de delimitare între instalaţia de racordare, în proprietate ENEL, şi instalaţia de utilizare pentru conectare, aflată in proprietatea Utilizatorului. Instalaţia Utilizatorului e compusă, în general, din echipamente, linii, motoare, receptoare şi generatoare, proprietate a Utilizatorului, necesare pentru activitatea proprie. Clădirea civilă aferenta postului de racordare aparţine, de regulă Utilizatorului. Limita de proprietate30 poate să coincidă cu delimitarea de gestiune, care conform regulilor tehnice de racordare, constituie separarea între activitatea ENEL şi cea a Utilizatorului. Sunt de competenţa ENEL:

− instalarea şi mentenanţa echipamentelor de măsură a energiei electrice absorbite de Consumator şi monitorizarea şi înregistrarea acestor date;

30 În acest document prin proprietate, se înţelege disponibilitatea bunului în general.

87

− relevarea şi înregistrarea energiei electrice produse de Producător;

− telecontrolul şi protecţia instalaţie de racordare din competenţa ENEL, care garantează siguranţa şi exploatarea instalaţiei de racordare în condiţiile de funcţionare admise.

Pentru o exploatare corecta a reţelei ENEL sunt importante sistemele de protecţie şi automatizările care intervin asupra echipamentelor de manevră ale Utilizatorului (vezi paragraful 8.4). Mentenanţa acestor sisteme de protecţie şi automatizări trebuie să fie efectuată de către Utilizator.

8.5.2 Instalaţia de racordare Proiectarea, construcţia, mentenanţa, repararea şi exploatarea instalaţiei de racordare este în responsabilitatea ENEL, conform Codului Tehnic RED. Conform celor de mai sus instalaţia de racordare e compusă din echipamente de manevră şi separare care aparţin ENEL. Pe aceeaşi bară de MT, care face parte din instalaţia de racordare, poate să fie prevăzută instalarea unui transformator de MT/JT (post de transformare) utilizat pentru distribuţie de catre ENEL (de ex. distribuţie publică în joasă tensiune JT). În acest caz, punerea la dispoziţie a spaţiilor necesare activităţii ENEL fac obiectul acordurilor specifice între ENEL şi Utilizator. În plus, ENEL trebuie să lege nulul JT al transformatorului la o instalaţie de legare la pământ separată de cea a Utilizatorului, cel puţin dacă:

- instalaţie face parte dintr-o instalaţie de legare la pământ generală, sau

- ecranele metalice a cablurilor de MT ale ENEL sunt conectate la instalaţia de legare la pământ a Utilizatorului.

Instalaţia de racordare e amplasata într-un spaţiu pus la dispoziţie de Utilizator (compartiment de racordare), unde accesul e rezervat exclusiv personalului operativ al ENEL. Instalaţia Utilizatorului trebuie să fie tot timpul separabilă de restul reţelei, ca în Fig. 20. Din acest motiv, dispozitivul de separare, comandă şi întrerupere, instalat de ENEL în apropierea punctului de delimitare trebuie să aibă caracteristici tehnice minime conforme prevederilor din Norma SR EN 60265 – 1.

8.5.3 Instalaţia de utilizare 8.5.3.1 Echipamente prevăzute Instalaţiile utilizate pentru racordare trebuie să fie conectate la reţea prin intermediul unuia sau mai multor echipamente de separare şi întrerupere. În funcţie de tipul de instalaţie conectată (Producător, Consumator sau Producator + Consumator) sunt necesare dispozitive specificate la 8.7. - Separator general, instalat în aval de punctul de delimitare şi destinat să separe instalaţia de utilizare de la reţea. - Întreruptor general, instalat în aval de separatorul general si destinat să întrerupă de la instalaţia de racordare întreaga instalaţie a Utilizatorului. Acest echipament e normal să fie prevăzut pentru toate tipologiile de Utilizatori31 . Cu toate acestea, întreruptorul general poate să lipseasca dacă se respectă următoarele condiţii (ilustrate în Fig. 22):

31 Separator general împreună cu întreruptorul general, realizat tipic cu ajutorul unei carcase, denumit în continuare Dispozitiv General (DG).

88

- bara Utilizatorului e amplasata imediat în aval dupa punctul de delimitare, echipată cu trei transformatoare de tensiune;

- la această bară să fie introduse maxim două celule cu întreruptor de protecţie.

- În caz de omitere a dispozitivului general (DG), funcţiile atribuite în mod normal acestui dispozitiv sunt preluate de către dispozitivele montate pe bara Utilizator (dispozitive de celulă), pe fiecare dintre acestea să fie prevăzute protecţii şi reglaje tipice ale DG. Comanda de închidere a întreruptorului general trebuie să fie in sarcina Utilizatorului şi modalitatea de operare este stabilită prin Convenţia de Exploatare.

8.5.3.2 Criterii de dimensionare Delimitarea intre Utilizator şi ENEL, în ceea ce priveşte responsabilitatea exploatării, cu privire la activitatea de conducere şi mentenanţă a instalaţiei de racordare, trebuie să poată fi bine identificată pe scheme şi pe teren. Proiectarea, construcţia, mentenanţa, repararea şi exploatarea întregii instalaţii de utilizare sunt în exclusiva obligaţie a Utilizatorului. (vezi Anexa H) Instalaţia de utilizare trebuie să fie construită corespunzător astfel încât să respecte legislaţia în vigoare în materie de siguranţă şi protecţie a muncii, ţinând cont de tratarea neutrului din reţeaua ENEL. Cablul de legatura MT, cu terminalele de la capete, trebuie să fie cât mai scurt posibil (maxim 20 m) şi cu secţiunea cel puţin echivalentă cu 95 mm² din cupru. Atunci când nu e posibilă realizarea spaţiilor de racordare şi de Consum/Producere în structuri adiacente, este admisă (cu acord prealabil al ENEL) derogarea de la prezentele prevederi, dacă se foloseşte un cablu, tronson unic cu protecţie mecanică suplimentara. (vezi Norma NTE 007/08/00 Normativ pentru proiectarea şi executarea reţelelor de cabluri electrice – Ordinul 38/2008). Caracteristicile electrice (curent admisibil de scurtă durată, capacitate de întrerupere, tensiune nominală, nivel de izolaţie, etc.) ale echipamentelor (întreruptoare, întreruptoare de manevră – separator, cabluri, izolatoare, etc.) care compun instalaţia trebuie să fie adecvate tipului de instalaţie şi cerintelor ENEL. Pentru dimensionarea corespunzătoare a instalaţiei de utilizare (consum/evacuare) ENEL furnizează Utilizatorului datele necesare : tensiune nominală, nivel de izolaţie, curent de scurtcircuit maxim în punctul de racordare. (punctul 5.2.1.3). Valorile maxime de reglaj a PG cerute de ENEL nu au ca scop protejarea instalaţiei Utilizatorului, ci aceea de a asigura selectivitatea fata de protecţiile de reţea. ENEL poate modifica caracteristicile energiei furnizate Utilizatorului în propriile instalaţii, cât şi criteriile de exploatare ale reţelei, în baza evoluţiilor normelor, ale progresului tehnologic care interesează sistemele şi echipamentele şi situaţiile de reglementare, în funcţie de evoluţia standardelor internaţionale adoptate. În acest caz e necesară modificarea instalaţiilor şi echipamentelor prin grija ENEL, respectiv a Utilizatorului pentru cele din gestiunea sa. Prin acordurile încheiate intre părţi Utilizatorului îi va fi garantată o perioada necesară pentru adecvarea propriilor instalaţii şi echipamente, in conformitate cu standardele si normele in vigoare.

8.5.4 Puncte de racordare multiple şi alimentări de rezervă

89

Când sunt prevăzute puncte de racordare multiple şi/sau surse auxiliare constituite de grupuri generatoare pentru alimentare de rezervă (de ex. grupuri electrogene) şi/sau surse neîntreruptibile (UPS), ca rezerva la sursa principala, Utilizatorul are obligaţia sa prevadă in propria instalaţie sisteme de interblocare, între elementele de manevră ale reţelei si cele din instalaţia de utilizare pentru a evita funcţionarea în paralel a celor doua sisteme. În acest scop trebuie să fie instalate în punctul de delimitare între partea de instalaţie a Utilizatorului alimentată de la sursa auxiliara şi restul instalaţiei Utilizatorului, două dispozitive interblocate în mod electric şi mecanic sau o singură blocare electrică redundanta. ENEL va verifica funcţionarea corecta a interblocărilor participând la probele de punere în funcţie a blocajelor în momentul punerii în funcţiune şi/sau solicitând, în orice moment, efectuarea manevrelor aferente în prezenţa propriilor reprezentanţi. Pentru a evita întreruperea serviciului de distribuţie în perioada de schimbare a stării electrice a reţelei, prin acord prealabil între ENEL şi Utilizator, este admisa funcţionarea temporara in paralel (de ex. grupuri electrogene) între alimentarea de rezervă (de ex. grupuri electrogene) şi reţea, sau prevederea doar de sisteme de automatizare care să verifice durata funcţionarii în paralel a surselor în condiţiile prevăzute de Codul tehnic RED şi Codul tehnic RET. În cazul în care Utilizatorul e dotat cu surse proprii trifazate cu putere mai mare de 10 kW pentru alimentarea consumatorilor (care nu permit întrerupere), trebuie să se evite ca aceste echipamente să poată chiar şi tranzitoriu, menţinerea sub tensiune a reţelei. Separarea acestor echipamente de la reţea trebuie să fie realizata de un dispozitiv de interfaţa capabil să asigure separarea faţă de reţea şi care să fie dotat cu protecţiile prevăzute de Codul tehnic RED şi Codul tehnic RET 32.

8.5.5 Instalaţia de legare la pământ 8.5.5.1 Dimensionare Dimensionarea instalaţiei de legare la pământ a instalatiei de utilizare trebuie sa fie efectuata in baza valorii curent IF (conform SR HD 637 S1) si a timpului de eliminare a defectului (tF).. În particular, cu titlu de precauţie, se asumă un factor de reducere egal cu 0.7 (SR HD 637 S1). În racordările realizate în cablu cu cel puţin 3 (trei) posturi de transformare unde ecranele cablurilor sunt legate între ele, ENEL trebuie să lege ecranele cablurilor la instalaţia de legare la pământ a postului Utilizatorului, excepţie făcând alte prevederi comunicate şi motivate din partea ENEL. La această instalaţie trebuie să fie conectate şi masele echipamentelor funcţionale din competenţa ENEL. În acest scop, instalaţia de racordare trebuie să fie prevăzuta cu piese de separare pentru legarea maselor echipamentelor ENEL, la instalaţia de legare la pământ. Pentru a dimensiona această instalaţie de legare la pământ, ENEL comunică Utilizatorului valoarea de curent de defect monofazat (IF) şi timpul de eliminare a defectului (tF), calculate conform SR HD 637 S1.

32 Pentru realizarea separarii, nu sunt admise dispozitive de tip static. Necesitatea unui dispozitiv de interfaţa în cazul în care UPS e realizat cu by-pass, sau are rol de transformare a c.a./c.c. astfel incat să realimenteze reţeaua în amonte de baterie(i).

90

Utilizatorul rămâne proprietarul şi responsabilul instalaţiei de legare la pământ generale chiar şi în scopul exploatării şi a activităţilor de mentenanţă ulterioare. Chiar dacă instalaţia de utilizare e amplasata într-o zonă urbană concentrată unde exista o instalaţie de legare la pământ generala, în conformitate cu SR HD 637 S1, instalaţia de legare la pământ trebuie să fie compusă din cel puţin un contur inchis, eventual tip plasa (în funcţie de rezistivitatea terenului), ENEL trebuie să comunice Utilizatorului absenta instalaţiei generale de legare la pământ. În acest caz Utilizatorul e obligat să îşi dimensioneze instalaţia de legare la pământ corespunzător cu noile condiţii. În cazul reţelei cu neutru izolat, curentul de defect cu pământul comunicat Utilizatorului trebuie să fie mărit cu 10 de ENEL, faţă de valoarea de curent calculată sau măsurată (curent efectiv) cu o valoare minimă de 20 A. În toate cazurile, instalaţia trebuie să fie dimensionată în aşa fel încât să corespunda ambelor condiţii de mai jos:

- curent de defect la pământ şi timp de eliminare a defectului comunicată de ENEL;

- curent de defect la pământ de 50 A la 20 kV, şi timp de eliminare a defectului mult mai mare de 10 s.

În cazul reţelei cu neutru compensat (prin bobină de compensare – Petersen – cu reglare automată, rezistenţă sau mixt), ENEL trebuie sa comunice Utilizatorilor valoarea maximă a curentului de defect la pământ în condiţii normale de exploatare (calculată luând în considerare bobinele/rezistenţele în exploatare, în funcţie de caracteristica lor oricum cu un minim de 50 A la 20 kV) şi în proporţie pentru alte tensiuni. În acel caz ENEL trebuie să asigure că, în condiţii normale de exploatare, curentul capacitiv de defect monofazat a reţelei de MT să fie în interiorul domeniului de reglare (ţinând cont de gradul de compensare). ENEL comunică Utilizatorului variaţiile semnificative şi permanente ale valorilor curentului de defect monofazat şi timpul de eliminare a defectului, prin intermediul unei scrisori recomandate cu aviz de primire, cât şi eventuala schimbare a modului de tratare a neutrului. ENEL efectuează calculul (prin modalităţile specificate la 5.2.1.7) sau măsoară (cel putin anual) curentul capacitiv de defect la pământ pentru fiecare sistem de bare pentru a-l comunica Utilizatorului.Calculul trebuie realizat in schema normală de functionare a reţelei şi în cazul unei abateri de la schema normala de functionare , în funcţie de gradul de compensare stabilit de ENEL pentru sistemele de compensare. Nu trebuie să fie considerate, situaţii nepermanente, de ex. derivate din nefuncţionarea transformatoarelor de ÎT/MT, defecte ale sistemelor de compensare, defecte ale liniilor de MT, variaţii de stare de curent în urma lucrărilor, până când se prevede restabilirea precedentelor condiţii de exploatare din momentul în care survine repararea defectelor sau finalizarea lucrărilor. Nu se iau în considerare nici situaţiile derivate din dezacordările eventualului sistem de compensare pentru care e prevăzută restabilirea condiţiilor normale de compensare (de ex. printr-o acordare nouă manuală pe bobinele fixe, adaptare a sistemului de compensare în caz de curent de defect monofazat care depăşeşte domeniul de reglare a bobinelor în funcţie de gradul de compensare adoptat, etc.) În ceea ce priveşte curentul de defect, determinat de variaţii semnificative şi permanente, determinat de extinderea reţelei în cablu, (atât în reţele cu neutru izolat cat şi compensat) şi

91

unde nu este posibil să se modifice compensarea tratării neutrului manual, este necesar să se comunice Utilizatorilor noile valori ale curentului de defect33. În ceea ce priveşte timpul de intervenţie, prin variaţie semnificativă şi permanentă se înţelege orice variaţie a timpului de intervenţie34.

8.5.5.2 Verificări Verificările iniţiale şi periodice sunt in responsabilitatea Utilizatorului. Verificarea iniţiala a instalaţiei de legare la pământ aferenta instalaţiei de utilizare consta in măsurarea tensiunii de atingere şi de pas, conform celor prevăzute in Norma SR HD 637 S1, şi anume valorile UT şi Us. Verificările se efectuaza prin injectarea unui curent de cel puţin 5 A. La finalul verificării se va întocmi un buletin de verificare care va contine: metodologia de verificare, rezultatele verificării cu indicarea valorilor măsurate ale tensiunilor de atingere şi de pas şi punctele în care s-au efectuat măsurătorile. Înainte de punere în functiune, Utilizatorul transmite ENEL o copie a Declaraţiei de conformitate eliberata de un electrician autorizat. Această declaraţie se refera la întreaga instalaţie electrica ce poate fi folosita sau poate să fie limitată doar la instalaţia de legare la pământ. La această declaraţie trebuie adăugat Buletinul de verificare a prizei de pământ care se refera la măsurarea tensiunilor de atingere şi de pas (pentru instalaţia de utilizare), emis de catre Executantul instalaţiei de utilizare care trebuie să-l dea Utilizatorului în baza unei convenţii contractuale care se va introduce în mod explicit în acordurile dintre Utilizator şi executant. ENEL are dreptul de a asista la aceste verificări conform legislaţiei în vigoare. Verificările periodice a instalaţiei de legare la pământ a instalaţiei de utilizare sunt în responsabilitatea Utilizatorului, care va transmite la ENEL copia buletinului de verificare cu verificările efectuate în conformitate cu SR HD 637 S135. Eventuale completări ulterioare necesare pentru încadrarea în limitele de siguranţă în ce priveşte tensiunile de atingere si de pas, sunt in responsabilitatea Utilizatorului.

8.5.5.3 Legături la alte instalaţii de legare la pământ Cand situatia o impune, se pot menţine separate instalaţiile de legare la pământ din instalaţia de Utilizare (de ex. post de MT cu transformatoare MT/JT ale Utilizatorului, situate la distanţă corespunzătoare faţă de restul instalaţiei de JT a Utilizatorului), pentru a se evita transferul de potentiale intre diferite instalaţii de legare la pământ. În cazul în care diferenta de potential, la un defect la MT cu pământul, depăşeşte nivelul de izolaţie la frecventa industriala a echipamentului, trebuie prevăzut un transformator de izolare dimensionat corespunzător.

8.5.6 Responsabilităţi privind securitatea ENEL şi Utilizatorul adoptă reguli de securitate pentru executarea lucrărilor în instalaţia proprie, în acord cu toate normele în vigoare (SR EN 50110 – 1) şi cu procedurile adoptate de ENEL, prevăzând, printre altele, măsurile de securitate în punctele de separare şi la locul de muncă.

33 Doar dacă variaţia de curent e superioară la 20 A (pe nul izolat) sau valoarea finală de curent rezultă mai mare de 40/50 (la nul compensat) 34 Doar dacă timpul de intervenţie comunicat înainte era inferior la 10 s. 35 În anumite situaţii specifice, acolo unde nu sunt necesare obligaţiile din SR HD 637 S1, se cere documentaţia pentru verificări echivalente.

92

În special, pentru toate intervenţiile care necesită întreruperea instalaţiei de racordare sau a instalaţiei de utilizare, Utilizatorii trebuie să adopte reguli corespunzătoare cu procedurile adoptate de către ENEL prevăzând, printre altele, măsuri de siguranţă în punctele de delimitare şi la locul de muncă. Pentru a efectua intervenţii, Utilizatorul şi ENEL trebuie să utilizeze proceduri specifice de organizare, care prevăd identificarea personalului de exploatare şi intervenţie cât şi folosirea de documente specifice pentru schimbul de informaţii. ENEL şi Utilizatorii actualizează regulile de securitate conform normativelor în vigoare şi cu ocazia modificărilor instalaţiilor. Instalarea şi mentenanţa echipamentelor ENEL, respectiv ale Utilizatorului sunt în competenţa şi în responsabilitatea proprietarului acestora, chiar dacă sunt instalate într-o zona din competenţa celuilalt.

8.5.7 Indisponibilitate datorată lucrărilor de mentenanţă ENEL îşi rezervă dreptul de a întrerupe alimentare Utilizatorului, cu anunţare prealabila specificată în Convenţia de Exploatare pentru a efectua mentenanţă propriilor instalaţii sau echipamente. 8.5.8 Servicii auxiliare Atunci când nu exista un spaţiu alocat pentru un transformator de MT/JT al ENEL, Utilizatorul e obligat să asigure din propria instalaţie de JT în spaţiul alocat instalaţiei de racordare o priză 2P + N (priză monofazată cu nul de protecţie) 16 A – 230 V cu fuzibili corespunzători Normei SR EN 60309 – 2. Legarea la pământ a nulului de JT trebuie să fie efectuată la aceeaşi instalaţie de legare la pământ cu instalaţia de racordare; în caz ca acest lucru nu este posibil, se va intercala un transformator de izolare.

8.5.9 Caracteristicile spaţiilor Utilizatorul trebuie să pună la dispoziţia ENEL un spaţiu pentru instalaţia de racordare (spaţiu de racordare) şi un spaţiu sau nisa pentru aparatele de măsurare (spaţiu de măsurare), accesibil ENEL cu mijloace adecvate efectuarii intervenţiilor necesare, fără a necesita un anunţ prealabil al Utilizatorului şi fără restricţii sau proceduri care să îngrădească accesul. Aceste spaţii trebuie să aibă dimensiuni adecvate şi să fie situate la limita de proprietate. Spaţiul sau nisa care conţine echipamentele de măsură trebuie să fie accesibil atât pentru Utilizator cat şi pentru ENEL. Poziţionarea spaţiilor necesare pentru racordare, trebuie să fie construite şi menţinute în conformitate cu normele în vigoare referitoare la instalaţiile electrice, siguranţă, compatibilitate electromagnetică. Delimitarea, din punct de vedere al competentei privind exploatarea, conducerea şi întreţinerea spaţiilor se stabileşte prin Convenţia de exploatare. Este responsabilitatea Utilizatorului să menţină adecvate, în timp, caracteristicile tuturor spaţiilor. Măsurarea energiei absorbite de către Consumator trebuie să se realizeze în punctul de delimitare în MT, prin intermediul transformatoarelor de măsură de tensiune şi de curent din zona de competenţa a ENEL; nu e permisă instalarea acestor transformatoare de măsură în instalaţia de JT a Utilizatorului. Măsurarea energiei evacuate şi preluate de Producător36 trebuie să se realizeze în punctul de delimitare în MT prin intermediul transformatoarelor de măsură de tensiune şi curent din zona

36 Modul de realizare a măsurarii energiei produse de un Producător nu face obiectul prezentei Norme.

93

de competenţa a Utilizatorului, ca în Fig. 20 si 20 a (Ordinul 17/2002 Codul de măsurare a energiei electrice, Ord. 17/2002). Spaţiile de racordare şi de măsurare trebuie să aibă caracteristici statice şi mecanice adecvate solicitărilor datorate montării instalaţiilor interioare şi trebuie să corespundă următoarelor tipologii:

- post de transformare în anvelopă prefabricata sau in construcţie independenta;

- post de transformare înglobat în clădire civila.

Soluţii diferite, cum sunt de exemplu cele de sub nivelul stradal (subterane), care impun cerinţe specifice, trebuie să fie realizate corespunzător cu instalaţiile şi exploatarea lor. Dimensiunile spaţiului de racordare trebuie de regula să permită o extindere pentru echipamentele necesare unei racordări ulterioare in schema intrare – ieşire. Suprafaţa totala a spaţiului de racordare şi măsurare trebuie să fie de circa 12 m ². (Vezi Anexa H) Necesitatea prevederii de gabarite mai mari pentru spaţiul de racordare (când este necesara instalarea în spaţiul de racordare a unui transformator MT/JT proprietate ENEL pentru alimentarea in JT a altor consumatori) se reglementează prin acorduri între Utilizator şi ENEL. Detaliile constructive trebuie să fie furnizate în documentaţia de racordare de catre ENEL; proiectarea spaţiului pentru instalaţia de racordare va fi stabilita de comun acord cu ENEL. Toate spaţiile trebuie să fie dotate cu o instalaţie de iluminat adecvată, realizata corespunzător, alimentată din instalaţia de JT a Utilizatorului şi realizata prin grija acestuia, daca nu este alocat un spaţiu pentru un transformator de MT/JT al ENEL. Construcţia care adăposteşte instalaţia de racordare trebuie să aibă rezistenta la foc conform SR HD 637 S1. Deschiderile existente în spaţiul de racordare (uşi şi ferestre de aerisire) trebuie să comunice cu exteriorul; Spaţiul de racordare trebuie sa aibă ventilaţie corespunzătoare (de preferat naturală) si sa nu fie amplasat in imediata apropierea locurilor cu prezintă pericol de explozie sau de incendiu. În cazul posturilor subterane unde nu este posibila asigurarea comunicării cu exteriorul trebuie asigurata ventilaţie corespunzătoare (de preferat naturala) si amplasarea in locuri care să nu prezinte pericol de explozie sau incendiu. Spaţiile de racordare şi de măsurare trebuie să fie echipate cu uşi, prevăzute de Utilizator, în timp ce încuietorile sunt prevăzute şi instalate prin grija ENEL. De asemenea, sunt in responsabilitatea Utilizatorului, instalaţia de ventilaţie, capacul pentru puţul de acces, acoperişul şi dulgheria şi accesoriile necesare. Personalul ENEL trebuie să aibă acces in spaţiul de racordare din exterior, din domeniul public. Întreţinerea si reparaţia părţii de construcţie se realizează prin grija Utilizatorului, cu excepţia micilor intervenţii în interiorul spatiilor utilizate de ENEL. Înainte de realizarea instalaţiei de racordare Utilizatorul trebuie să prezinte Autorizaţia de construire a clădirii (atât pentru cele în construcţie independenta cât şi pentru cele în anvelopa prefabricata). În plus trebuie să prezinte toate documentele care atesta conformitatea construcţiei.

94

8.5.10 Caracteristicile echipamentelor electrice Următoarele prevederi se aplică atât la instalaţia de racordare cât şi la instalaţia de utilizare. Toate părţile de instalaţie şi echipamentele trebuie să fie realizate conform cu normele tehnice în vigoare la momentul racordării Utilizatorului. Părţile din instalaţie care contribuie la fiabilitatea şi continuitatea serviciului de distribuţie a energiei electrice trebuie să fie realizate de constructori atestaţi ANRE si certificate. Toate echipamentele şi circuitele, primare şi secundare, trebuie să prezinte caracteristici de funcţionare şi suprasarcină, permanentă şi tranzitorie (pentru cel puţin 1 s în cazul circuitelor primare), corespunzătoare caracteristicilor nominale şi curentului maxim de scurtcircuit posibil în orice punct de racordare la reţea, valori ce trebuie comunicate de către ENEL. O atenţie specială trebuie acordata alegerii caracteristicilor tehnice ale întreruptoarelor, separatoarelor, TC, TT şi transformatoarelor MT/JT, ţinând cont de caracteristicile tehnice a reţelei si de cerinţele ENEL. Transformatoarele de MT/JT trebuie să aibă conexiunea primara în triunghi . Pentru cazuri speciale (ca aparate de sudură, acţionări, etc.) pot să fie utilizate si alte conexiuni, cu acordul prealabil al ENEL. Proprietarul fiecărei componente sau echipament răspunde de conformitatea acestuia în conformitate cu prescripţiile impuse.

8.5.11 Dispozitiv General Pentru realizarea celor prevăzute la 8.5.3.1, Dispozitivul General (DG în continuare) e de regulă, constituit (cu excepţia cazului în care se aplică cererile din paragraful 8.6.1), din:

- întreruptor tripolar tip debroşabil cu comandă manuală de deschidere;

- întreruptor tripolar cu comandă manuală de deschidere şi separator tripolar instalat în amonte de întreruptor ( integrate în aceeaşi carcasă).

Funcţia de separare pentru separatorul de linie trebuie să fie conformă cu Norma SR 62271 – 200 dacă întreruptorul e nedebroşabil şi conform cu SR EN 62271 – 102 dacă funcţia de separare se va efectua prin debroşarea întreruptorului. Separatorul şi întreruptorul se vor amplasa astfel încât intervenţiile din partea ENEL sa fie minime în cazul unor eventuale activităţi de mentenanţă pe întreruptorul Utilizatorului (DG), a căror frecvenţă depinde, cu siguranţă, de soluţiile tehnice adoptate pentru realizarea acestui întreruptor de către fabricant. Această amplasare asociată şi/sau realizata constructiv cu ajutorul a două echipamente diferite, nu este restrictiva, atât timp cât sunt realizate funcţiile proprii pentru ambele echipamente, şi sunt respectate criteriile de siguranţă. Comanda de deschidere trebuie să fie supusă la protecţii adecvate, conforme cu ceea ce este stabilit la acest paragraf. Echipamentele de MT, în special DG, trebuie să fie întreţinute constant şi eficient de Utilizator. Ţinând cont că e necesar să se limiteze intervenţiile din partea personalului ENEL, necesare pentru a scoate de sub tensiune cablul de legătură, atunci când Utilizatorul adoptă amplasarea echipamentelor conform Fig. 21, (separator fizic distinct de întreruptor şi pus în amonte de acesta), se poate efectua mentenanţa instalatiei utilizatorului, minimizând necesitatea de scoatere de sub tensiune a cablului de legătură. O minimizare ulterioară a necesităţii de

95

scoatere de sub tensiune a cablului de legătură se obţine cu posibilitatea de a controla vizual starea terminalelor din exteriorul panoului de protecţie. În acest scop, e necesar ca, celula liniei de intrare să prezinte ferestre de inspecţie. Odată efectuate aceste evaluări (frecvenţa acestor intervenţii, costul echipamentelor, fiabilitate acestora în funcţie de soluţiile tehnice adoptate, etc.), Utilizatorul are dreptul de a adapta soluţii diferite (de ex. echipamente integrate sau o altă poziţionare care sunt corespunzătoare separatorului şi întreruptorului), dar care trebuie să funcţioneze conform cu prezenta Normă. Întreruptorul trebuie să fie tripolar simultan şi să aibă putere de întrerupere adecvată curentului de scurtcircuit a liniei de alimentare comunicată ENEL. Funcţiile de protecţie asociate la DG sunt detaliate în paragraful următor.

8.5.12 Sistem de protecţie asociat la Dispozitivul General 8.5.12.1 Criterii generale Sistemele de protecţie ale Utilizatorului şi ale reţelei trebuie :

- sa contribuie la identificarea exactă a elementelor defecte şi la eliminarea acestora, pentru monitorizarea rapidă a întreruperilor şi restabilirea alimentarii;

- sa fie coordonate.

Alegerea sistemului de protecţie din instalatia de utilizare (în ceea ce priveşte aspectele relevante pentru reţeaua de distribuţie) trebuie să fie făcută, ţinând cont de următoarele aspecte:

- starea protecţiilor din Staţia de Transformare;

- caracteristici instalaţiei de racordare, instalaţiei de utilizare şi de restul instalaţiei Utilizatorului;

- caracteristici racordurilor (linii aeriene, în cablu, mixtă).

Utilizatorul şi ENEL sunt responsabili de corecta funcţionare a propriilor sisteme de protecţie. Aceste sisteme trebuie să fie corect întreţinute cu ocazia intervenţiilor intempestive sau în lipsa intervenţiilor sistemului de protecţie al Utilizatorului, la cerere Utilizatorul însuşi e obligat să furnizeze la ENEL, informaţii necesare pentru reconstituirea evenimentului. Proceduri analoage se aplică de catre ENEL în caz de funcţionare necorespunzătoare a sistemului de protecţie a Utilizatorului, ENEL are dreptul să ceară revizuirea sistemului şi imediata adoptare de prevederi corective. Informaţiile pe care Utilizatorul trebuie să la furnizeze la ENEL sunt: semnalizarea demarajelor şi declanşarea protecţiilor, cu referire temporală, după cum sunt prevăzute în dispozitivul PG. Echipamentele instalaţiei Utilizatorului trebuie să reziste solicitărilor datorate avariilor neprotejate de protecţii de reţea şi eventualele reanclanşări efectuate în reţea.(ca, de ex. defecte longitudinale). Aceste echipamente trebuie în plus să reziste solicitărilor datorate avariilor de reţea, şi la eventualele reanclanşări produse pe reţeaua.

8.5.12.2 Protecţii adoptate pentru toţi Utilizatorii Linia de MT a ENEL care alimentează Utilizatorul e dotata în staţie cu protecţii maximale de curent şi cu protecţii homopolare. De regula ENEL nu instalează niciun dispozitiv de protecţie la Utilizator. Pentru a evita ca defectele interne din instalaţia Utilizatorului să aibă repercusiuni în exploatarea reţelei ENEL, Utilizatorul trebuie să instaleze un Sistem de Protecţie General care cuprinde relee de protecţie maximale de curent şi homopolare. Sistemul de protecţie asociat Dispozitivului General (sau Sistem de Protecţie General, SPG în continuare) e compus din:

96

− transformatoare de curent şi transformator homopolar (şi eventual transformatoare de tensiune) cu respectivele conectări la releele de protecţie;

− relee de protecţie cu alimentarea respectivă;

− circuite de declanşare a întreruptorului.

SPG trebuie să funcţioneze corect în domeniul de variaţie a curenţilor şi a tensiunilor care se pot determina în condiţii de defect. Exploatarea reţelei de medie tensiune în România este, în general, cu neutru tratat cu impedanţă (neutru compensat). O parte din reţelele de distribuţie, chiar şi acum, funcţionează cu neutru izolat. În cazul funcţionarii cu neutru compensat e necesar ca protecţiile, împotriva defectelor cu punere la pământ din instalaţia Utilizatorului, să funcţioneze corect, indiferent de starea neutrului. In timpul exploatării unei reţele cu neutru compensat, exista situatii, în care neutrul poate ocazional să fie izolat (de ex. defect sau mentenanţă a impedanţelor sau a altor componente a sistemului de legare la pământ a neutrului MT, sau pentru a măsura curentul capacitiv de defect cu punere la pământ al reţelei de MT37). Atunci când starea neutrului reţelei de MT suferă variaţii permanente (trecerea de la neutru izolat la neutru compensat, anunţata în prealabil în timpii prevăzuţi de normativa şi de legislaţia în vigoare), toţi Consumatorii trebuie să fie informaţi despre:

− adaptarea protecţiei generale şi reglajele aferente; − valoarea curentului de defect monofazat, cu timpul aferent de eliminare a defectului (în

condiţii de exploatare normală a neutrului reţelei de MT) necesare pentru dimensionarea şi verificarea instalaţiilor de legare la pământ.

Următoarele cerinte intra în grija Utilizatorului: SPG trebuie să fie compus din TC, TCH (şi eventual TT) care furnizează mărimile secundare necesare unui releu (protecţie generală, PG38) care cuprinde:

− protecţie maximală de curent cel puţin pe doua faze, cu trei trepte de timp, una dependenta, si celelalte două independente. Prima treapta se foloseşte împotriva suprasarcinii, a doua pentru a permite o functionare temporizata şi a treia pentru a permite o intervenţie rapidă;, simbolurizarea acestor trepte este:

− I > suprasarcină − I > > treapta 51, cu temporizare − I >>> treapta 50, instantanee − protecţie maximală de curent homopolar cu două trepte39, sau (când contribuţia la

curentul capacitiv de defect monofazat a reţelei de MT a Consumatorului40 depăşeşte 80% din curentul de reglaj stabilit de ENEL pentru protecţia 51N41)

− protecţie homopolară direcţională cu două trepte42 şi maximală de curent homopolar cu o treapta43.

37 Timpii de funcţionare pentru neutru izolat sunt cei stricţi necesari pentru mentenanţă, reparaţie a defectului sau timp de efectuat măsurare. 38 În caz de SPG integrat, semnalizările sunt furnizate la o unitate electronică specifică de traductorii de curent, şi dacă e necesar, de tensiune 39 Unul pentru defecte monofazate şi altul pentru defecte dublu monofazate. 40 Această contribuţie, care ţine cont doar de reţeaua de MT la acelaşi nivel de tensiune, poate să fie determinată cu ajutorul formulei empirice de la 5.2.1.7, sau în baza caracteristici reale a cablurilor şi a liniilor deduse din catalogul Constructorului. 41 Se referă la reglare cerută pentru protecţia 51N în cazul în care aceasta 51N e singura protecţie cerută împotriva defectelor cu punere la pământ.

97

ENEL are dreptul de a cere Consumatorului adoptarea prevederilor care limiteaza puterea maxima absorbita aprobata, cu scopul de a evita suprasarcinile din retea, sau pagubele la transformatoare de măsură, solicitând din nou de exemplu, activarea primei trepte a protecţiei maximale de curent reglată sau prevederi echivalente pe partea de JT. Această limitare de putere e finalizată pentru a evita deservicii sau daune, şi are valabilitate tranzitorie, pentru necesarele dezvoltări ale reţelei.

Utilizatorul va activa pe PG prima treapta la timp invers (proporţional cu valoarea suprasarcinii), de comun acord cu ENEL pentru a proteja instalaţia ENEL de suprasarcini44. Atunci când cerinţe speciale ale Consumatorului conduc la adoptări de sisteme de selectivitate bazate pe schimbul de informaţii, vor trebui să se urmărească prevederile specificate la 8.5.12.7. Dat fiind specificul funcţiilor care trebuie să fie garantate de SPG în raport cu caracteristicile speciale ale reţelei de distribuţie de MT, cât şi necesitatea de fiabilitate şi rapiditatea intervenţiei pe care aceste protecţii trebuie să le garanteze, în Anexa D sunt descrise detaliat caracteristicile sistemului de protectie generala (SPG) pentru retele MT. SPG poate fi realizat prin una din modalităţile constructive:

- SPG neintegrat, sau SPG cu cate un echipament PG, TC, TCH, TT individual (vezi D.2);

- SPG integrat, sau SPG cu echipamente PG, TC, TCH, TT integrate (vezi D.3).

8.5.12.3 Reglaje ale PG Reglarea protecţiei generale depinde de caracteristicile instalaţiei Consumatorului şi de reţeaua de alimentare. Valorile de reglaj ale protecţiilor generale trebuie să fie setate de Consumator în baza planului de reglaje transmis de catre ENEL Distributie Banat, ENEL Distributie Dobrogea, ENEL Distributie Muntenia. În continuare se dau reglaje minime pentru setările protecţiei45. Aceste valori constituie limita inferioară a reglajelor pe care Operatorul de Distributie poate să le comunice Consumatorului în faza de racordare. Opţional: ENEL comunica valorile de reglaj mai mari (sau trepte de curent mai mari şi/sau timpi de intervenţie mai lungi), atunci când caracteristicile reţelei permit. Opţional: Consumatorul implementeaza valori de reglaj mai mici (sau trepte de curent mai mici şi/sau timpi de intervenţie mai scurţi), atunci când caracteristicile instalaţiei proprii permit . Pentru a garanta că defectele din interiorul instalaţiei Consumatorului sunt selectate de SPG din instalatia Utilizatorului (cu o singură reanclanşare rapidă a întreruptorului din ST), trebuie să fie asigurată o funcţionare corecta a acestui SPG, în funcţie de reglajele furnizate de ENEL. Reglajele minime pentru diferitele funcţii de protecţie enumerate în continuare se aplică Utilizatorilor în general; pentru Utilizatori cu putere mai mare de 2.5 MW e necesar sa se

42 Un prag pentru selectarea defectului intern în cazul reţelei cu neutru compensat, şi altul în cazul reţelei cu neutru izolat. 43 Finalizată pentru selectare defectelor dublu monofazate. 44 Pragul la timp invers poate să fie şi activat voluntar de Utilizator, cu scopul de a proteja propria instalaţie de suprasarcini sau de defecte pe cablul din înfăşurarea de JT al transformatorului la primul tablou JT, tronson care poate rezulta de altfel neprotejat pentru suprasarcini cu valori limitate. În caz similar, se pune atenţie la erorile traductorilor, care pot (în funcţie de alegerea făcută) să fie utilizate la curenti mult mai mici decat curentului lor nominal. O protecţie mai sigură împotriva suprasarcinilor instalaţiei Utilizatorului se poate obţine cu ajutorul determinarii temperaturi în anumite puncte ale transformatorului, sau cu ajutorul unui reglaj adecvat al dispozitivului de protecţie în joasă tensiune (întreruptor de transformator partea JT, dacă e prezent), sau prin protecţie de imagine termică. 45 Pentru protecţia homopolară direcţională, sunt date valori minime pentru curent şi valori tipice pentru alţi parametri.

98

stabileasca reglaje diferite, compatibile cu necesitatea exploatării şi cu caracteristicile reţelei de distribuţie. Protecţie maximala de curent Valorile minime de reglaj comunicate Utilizatorului de catre ENEL pentru protecţiile maximale de curent de fază sunt:

- Prima treapta (I >, activare opţională): valoare şi timp de eliminare a suprasarcinii, stabilit de comun acord cu ENEL;

- a doua treapta (I > >): valoare 250 A; timp de eliminare a scurtcircuitului : 500 ms;

- al treia treapta (I >>>): valoare 600 A ; timp de eliminare a scurtcircuitului46: 120 ms47 (excepţie fac situatiile in care se impune coordonarea protectiilor).

Valorile minime de reglaj indicate se referă la nivelurile de tensiune 6kV, 10 kV şi 20 kV. Protecţie maximala de curent homopolar Reţele cu neutru izolat:

- prima treapta (I0>, folosita doar în lipsa protecţiei 67N): valoare 2 A48; timp de eliminare defect : 170 ms;

- al doua treapta (I0>>, folosita doar în prezenţa protecţiei 67N): valoare 140 din curentul de defect monofazat (comunicat de ENEL); timp de eliminare defect : 170 ms (excepţie fac situatiile in care se impune coordonarea protectiilor).

Reţele cu neutru compensat:

- prima treapta (I0>, folosita doar în lipsa 67N): valoare 2 A48; timp de eliminare defect : 450 ms (excepţie cazurile Utilizatorilor cu DG simplificat - punctul 8.6.1-, pentru care timpul admis pentru eliminarea defectului de punere la pământ este pana la 800 ms);

- a doua treapta (I0>>, prezenta chiar şi cu 67N): valoare 140 din curentul de defect monofazat (comunicat de ENEL) (în general 70 A pentru reţele la 20 kV); timp de eliminare defect: 170 ms (excepţie fac situatiile in care se impune coordonarea protectiilor)49.

În alternativă la reglajele descrise mai sus, pentru utilizatorii reţelelor cu neutru compensat care nu necesită protecţia 67N, se va utiliza doar protecţia Io>, cu următoarele reglaje: valoare 2 A, timp de eliminare defect 170 ms. Protecţie direcţională homopolară Valorile de reglaj ale protecţiei direcţionale homopolare sunt: - prima treapta (selectarea defectului cu punere la pământ în retea cu neutru izolat)

- Io: 2 A

- Uo: 2 V;

46 Prin timp de eliminare a supracurentului (eliminare defect), se înţelege suma timpilor de intervenţie a protecţiei, a timpului de deschidere a întreruptorului până la stingerea completa a curentului. 47 DG trebuie să realizeze deschiderea în 120 ms, luand in considerare şi deschiderea întreruptorului de linie, în măsură sa elimine defectul intr-un timp cuprins între 70 ms şi 150 ms. 48 Sunt posibile valori mai mici, oricum nu mai mici de 1 A, în cazul reţelelelor cu extindere redusă 49 Pragul Io >> are ca scop eliminarea defectului cu dublă punere la pământ din reţeaua cu neutru compensat. Atunci când timpul total de intervenţie a primului prag e reglat la 450 ms, valoarea de curent pentru pragul doi trebuie reglată în funcţie de indicaţiile ENEL, in general la 140 din valoarea curentului de defect la pământ comunicat pentru regimul cu neutru compensat.

99

- Zona de functionare (defazaj Io faţă de Uo): 60 ˚ ÷ 120 ˚;

- Timp de eliminare a defectului: 170 ms;

- a doua treapta (selectarea defectului cu punere la pământ în reteacu neutru compensat)

- Io: 2 A

- Uo: 5 V;

- Zona de functionare ( defazaj Io faţă de Uo): 60 ˚ ÷ 250 ˚;

- Timp de eliminare a defectului: 450 ms;

Valorile minime de reglaj indicate se referă la nivelurile de tensiune: 6kV, 10 kV şi 20 kV..

8.5.12.4 Circuite de comandă Prevederile prezentate în continuare vor oferi o fiabilitate ridicată a circuitelor de comandă ale PG. În general, pentru comanda de declanşare a DG prin acţiunea PG, trebuie folosită o bobină absenţă tensiune50 51. Ca urmare, atunci când lipseşte tensiunea de alimentare de la PG, (cu UPS sau baterie în tampon), se verifică deschiderea DG (DG trebuie deschis) şi în lipsa comenzii provenite de la PG, SPG ar putea rămâne ineficient pe timp nedefinit, lăsând obligaţia de selectare a defectului intern in reteaua Utilizatorului, întrerupătorului de linie Enel, cu consecinţe negative pentru Utilizatorii alimentaţi din aceeaşi linie52. Protecţia are un contact normal deschis (ND) în absenţa alimentării auxiliare. Acest contact ND, atunci când e asociat la un circuit de comandă de absenţă tensiune, trebuie să rezulte închis în prezenţa tensiunii auxiliare. Trebuie să fie prevăzute îmbunătăţiri menite să prevină întreruperi accidentale a cablurilor de racordare între PG şi bobina de deschidere a DG. În locul bobinei absenta tensiune, e posibil să se folosească (pentru a declanşa DG prin PG) o bobină de declanşare cu injecţie de curent, dacă PG e prevazut cu sistem de control şi de înregistrare care permite verificarea cazului. Caracteristicile acestui sistem de control şi înregistrare sunt prezentate în Anexa D. În acest caz (circuit de comandă cu injecţie de curent), contactul ND a PG trebuie să fie deschis în prezenţa alimentării auxiliare.

50 Circuitele de comandă a PG şi DG, cât şi bobina de absenta tensiune, trebuie să fie alimentate de la aceeaşi tensiune auxiliară. Asta pentru a garanta, în lipsă de alimentare auxiliară, intervenţia bobinei de absenţă tensiune. 51 În scopul prezentului paragraf, se consideră echivalente cu bobina în lipsă de tensiune şi sistemele de deschidere automată a întreruptorului în absenta tensiunii auxiliare astfel incat că respectivul întreruptor sa dispuna de un adecvat sistem de acumulare de energie în interior, în măsură să asigure deschiderea. Se subliniază că eventuale dispozitive de eliminare temporară a bobinei în lipsă de tensiune, vor trebui să excludă bobina pentru un timp nu mai mare de 5 s, astfel incat sa permită exclusiv închiderea DG şi restabilire alimentarii auxiliare. 52 Pentru a evita deschideri intempestive ale DG, Utilizatorul poate face urmatoarele îmbunătăţiri: - alimentarea PG (şi circuitul de declanşare la tensiune minima) cu ajutorul circuitelor auxiliare speciale care prevăd alimentarea comună şi de urgenţă, de ex. alimentat de la un UPS sau la o baterie tampon (sau altă alimentare de urgenţă echivalentă); pentru a permite realimentarea instalaţiei ca urmare a lipsei mari de alimentare a UPS, e necesar ca acesta (UPS) din urmă să fie prevăzut cu o îmbunătăţire de aşa fel încât să menţină o sarcină reziduală suficientă la închiderea întreruptorului general; - să predispună de o alarmă care să evidenţieze imediat lipsa de alimentare normală şi trecerea la cea de urgenţă pentru a permite solicitarea activărilor, a oportunelor intervenţii pentru restabilirea intempestivă a alimentării auxiliare; - dimensionarea autonomiei alimentării de urgenţă a circuitelor auxiliare (oricum realizată) după apariţia alarmei, trebuie ţinut cont de timpii maximi pentru restabilirea alimentării. - efectuare necesară a mentenanţei la sistemele de alimentare a circuitelor auxiliare şi de urgenţă

100

În fiecare caz (bobina de minimă de tensiune sau bobina cu injecţie de curent cu „data logger”), circuitele de comandă aferente PG (PG şi eventual „data logger”) şi DG trebuie să fie alimentate de la aceeaşi tensiune auxiliară, a cărei disponibilitate trebuie să fie garantată de UPS sau baterie în tampon, pentru cel puţin o oră. Comenzile de declanşare a întreruptoarelor trebuie să fie de tip electric.

8.5.12.5 Intervenţii pe dispozitivele de protecţie Caracteristicile funcţionale şi reglajele protecţiilor electrice, stabilite sau setate , nu pot fi modificate de către Utilizator fără acordul ENEL. Utilizatorul e obligat să adapteze protecţiile, puse în propriile instalaţii, care pot să interfereze cu funcţionarea corecta a reţelei, atunci când protecţiile nu sunt adecvate cu cerinţele ENEL.

8.5.12.6 Dispozitive de reanclanşare automată La protecţiile de linie de MT sunt asociate dispozitive de reanclanşare rapidă (şi/sau temporizată). Daca reanclanşarea rapidă e activată, ENEL trebuie sa comunice Utilizatorului, timpul de aşteptare asociat reanclanşarii.

8.5.12.7 Coordonare selectivă între protecţiile de MT ale utilizatorului (protecţii bazate pe schimb de informaţii)53 După cum e detaliat în A.2.2, în cazul Utilizatorilor cu cerinţe speciale de continuitate a serviciului, este posibil să se folosească pe reţeaua de MT a unor sisteme de coordonare bazate pe schimbul de informaţii montate între releele din aval şi PG. Aceste sisteme sunt folosite pentru eliminarea selectivă a defectelor monofazate fără a afecta reglajele (temporizare) protecţiei DG. Folosirea acestor sisteme pentru eliminarea selectivă a defectelor polifazate (şi cu dubla punere la pământ) este posibilă dacă, reţeaua de MT a Utilizatorului dintre DG şi dispozitivele de protecţie din aval (atunci când nu sunt cuprinse în acelaşi panou) e realizata în cablu, în conformitate cu prevederile prezentului paragraf. Atunci adoptarea acestor sisteme prevede modificarea reglajelor PG (paragraf 8.5.12.3), Utilizatorul poate să facă aceste modificări în conformitate cu ceea ce e prevăzut în cele trei cazuri descrise în continuare. Cazul 1 : Selectare defect cu ajutorul deschiderii protecţiei de linie şi reanclanşare. Prin comunicarea ENEL54, in scris, Utilizatorul poate să regleze SPG astfel încât eliminarea completă a defectului (prin deschiderea DG) să se facă în timp total mai mic de 200 ms. O întârziere similară a declanşării DG e finalizată la recepţia semnalelor de blocare provenite de la protecţiile din aval. Pentru defecte imediat în aval de DG, SPG trebuie să fie în măsură să deschidă DG într-un timp mai mic de 200 ms, considerând deschiderea chiar a întreruptorului de linie (în general defectul este eliminat între 70 ms şi 150 ms).

53 Sistemele de protecţii bazate pe schimbul de informaţii descrise în acest paragraf se referă la coordonarea între PG şi protecţiile Utilizatorului din aval de PG; eventuala coordonare cu protecţia de linie a ENEL e permisă cu ajutorul introducerii unei minime întârzieri. Sunt în studiu sisteme de coordonare selectivă bazate pe schimb de informaţii între protecţiile Utilizatorului şi protecţiile de linie. Se precizează că, coordonarea selectivă descrisă în acest paragraf poate necesita folosirea de relee şi traductori cu caracteristicile cele mai bune faţă de cele minime prescrise pentru folosirea de relee şi traductori în SPG. 54 În acest caz, comunicarea scrisă trebuie să conţină atestarea folosirii unui sistem de selectivitate bazat pe schimbul de informaţii.

101

Asta înseamnă că PG trebuie să fie în măsură să identifice defectul în mai puţin de 50 ms şi în lipsa unui semnal primit de la unul din dispozitivele din aval, trebuie să trimită comanda succesivă de deschidere a întreruptorului general, chiar dacă eliminarea curentului de defect s-a produs deja datorită deschiderii întreruptorului de linie al ENEL. Cazul 2 : Selectarea defectului la utilizatori finali fără55 deschiderea protecţiei de linie (utilizator cu mai mulţi receptori importanţi)

Este prevăzuta, pentru un Consumator:

− putere mai mare de 5 MW (Tipul A) racordaţi la o linie cu caracteristici tehnice stabilite de Enel, astfel incat să permită o temporizare voita la deschiderea întreruptorului din Staţia de Transformare;

− A obţinut în scris o aprobare preventivă de la Enel56;

Posibilitatea de temporizare a protecţiei liniei, este prevăzută cu scopul de a permite realizarea unui singur nivel de selectivitate în interiorul propriei instalaţii, fiind permisă temporizarea intervenţiei DG, dacă defectul este eliminat într-un timp mai mic de 170 ms. O astfel de temporizare a declanşării DG are ca scop recepţionarea semnalelor de blocare provenite de la protecţiile din aval. Pentru acest tip de Consumator, ENEL trebuie să prevadă o temporizare la functionarea protecţiilor de linie, care nu trebuie să fie mai mică de 170 ms57 , pentru a permite coordonarea selectivă între întreruptorul de linie şi întreruptoarele din aval de DG, care pot să elimine defectul în mai puţin de 120 ms (de regulă, timpi setati la protecţia receptorilor finali). Pentru defecte imediat în aval de DG, sau într-o zonă protejată de întreruptoarele care nu au conditii să elimine defectul în timpul mai sus menţionat, are loc oricum deschiderea întreruptorului de linie, a cărei reanclanşare succesivă trebuie să găsească DG Utilizatorului deschis. Cazul 3: Selectarea defectului pe toată reţeaua Utilizatorilor fără58 deschiderea protecţiei de linie (când avem mai mulţi utilizatori - subconsumatori). Este prevăzută, pentru un Consumator care se află în urmatoarele condiţii:

− putere mai mare de 5 MW (Tip B), cu două niveluri de tensiune sau cu o reţea în cablu mai mare de 3 km, conectat la o linie realizată în cablu (cu caracteristici tehnice stabilite de catre Enel), astfel încât să permită o temporizare a deschiderii întreruptorului în Staţia de Transformare;

− a obţinut în scris o aprobare prealabila de la Enel59.

55 Respectarea de intervale temporare aşa zise reduse este motivată de necesitatea de a limita cât mai mult posibil durata solicitărilor de reţea, cât şi golul de tensiune perceput de toţi Utilizatorii de pe bara MT care alimentează defectul. Rezultă ca intervalele prescrise aici nu sunt în măsură să garanteze absoluta coordonare selectivă între protecţiile dintre ST şi DG. Analize specifice asupra sistemului (reţea de distribuţie şi Utilizatorii aferenţi) pot conduce la folosirea, din partea ENEL, a unor intervale de timp mai mari, astfel încât să permită o coordonare mai uşoară. 56 În acest caz, comunicarea scrisă trebuie să conţină atestarea folosirii unui sistem de selectivitate bazat pe schimb de informaţii, cât şi atestarea cerinţelor de tip A. 57 Se subliniază că, atunci când ENEL întârzie deschiderea întreruptorului de linie, limitele de imunitate la golurile de tensiune (durată şi profunzime) la care trebuie să facă faţă echipamentele tuturor Consumatorilor alimentaţi de la acelaşi transformator ÎT/MT, cu ocazia defectului apărut pe linia de MT care face obiectul racordării, vor trebui să fie în consecinţă reevaluate în mod corespunzător. 58 Vezi nota 55. 59 În acest caz, comunicarea scrisă trebuie să conţină certificarea utilizării unui sistem de selectivitate bazat pe schimb de informaţii, precum şi certificarea îndeplinirii cerinţelor de tip B.

102

Este prevăzută posibilitatea de temporizare a protecţiei liniei, în scopul de a permite realizarea mai multor trepte de selectivitate în interiorul instalaţiei Utilizatorului. Prin urmare, este permisă temporizarea la functionarea DG, cu condiţia să fie realizată eliminarea completă a defectului în 170 ms. O astfel de temporizare pentru declanşarea DG are ca scop recepţia semnalelor de blocaj care provin de la protecţiile din aval şi schimbul de informaţii între protecţiile din aval. Pentru acest tip de Utilizatori, ENEL va prevedea o temporizare a functionarii propriilor protecţii de linie, care să nu mai mică de 250 ms60 , pentru a permite coordonarea selectivă între întreruptorul de linie şi întreruptoarele reţelei Utilizatorului echipate cu protecţii bazate pe schimb de informaţii (inclusiv DG).

8.5.13 Limite de putere pe secţiunile de bare de JT Scopul prezentei norme este de a limita puterea de scurtcircuit pe barele JT care, dacă este de valoare ridicata , în caz de defect , poate determina intervenţia protecţiei maximale de curent la capătul liniei MT de distribuţie (în ST). In momentul solicitării racordării, ENEL trebuie să comunice:

- puterea nominala maximă a fiecărui transformator şi/sau a mai multor transformatoare legate în paralel pe aceeaşi bară de JT;

- tensiunea de scurtcircuit standard conform SR EN 60076-5 (Ucc = 6% pentru transformatoare cu putere nominală mai mare de 630 kVA), pe care Utilizatorul le poate instala în propria instalaţie cu scopul de a evita functionarea protecţiei maximale de curent instalată pe linia MT care il alimentează, în caz de scurtcircuit pe barele JT ale transformatorului.

Puterea nominala maximă (comunicată in prealabil de catre ENEL) nu trebuie să fie mai mare de 2000 kVA (pentru reţele de 20 kV) şi 1600 kVA (pentru reţele de 10 kV)61. Puterile mai mici, decât cele menţionate, sunt stabilite de catre ENEL în cazul unor cerinte speciale ale reţelei MT existente. În tabelul următor sunt prezentate puterile nominale limită ale fiecărui transformator62 pe care consumatorul îl poate monta în instalaţia proprie, cu scopul de a garanta selectivitatea între protecţia maximala de curent şi protectia instalată pe linia MT care îl alimentează, în caz de scurtcircuit pe barele de JT ale transformatorului.

Mărimile limită ale transformatoarelor instalate la client [kVA]

Tipul liniei de alimentare ENEL

Prezenţa dispozitivului de reanclanşare în amonte

10 kV

20 kV Observaţii

Da 1200 1600 Provenind din ST Nu 1250 1600

dacă linia şi echipamentele de protecţie permit acest lucru, aceste mărimi limită pot fi de până la 1600 kVA (la 10 kV), şi 2000 kVA (la 20 kV)

Da 750 1250 TR ÎT/MT = 25 MVA Da 900 1600 TR ÎT/MT = 40 MVA

Provenind din puncte de alimentare

Nu 1600 2000

60 Vezi nota 57. 61 Trebuie prevăzute limite analoage pentru alte tensiuni. 62 Limitele indicate au fost calculate presupunând existenţa unor transformatoare de mărime standard cu Ucc=6% şi curent de anclanşare egal cu 10 In. În cazul în care există transformatoare cu caracteristici diferite, vor trebui recalculate cu exactitate valorile limită ale curenţilor de scurtcircuit trifazat în caz de defect pe partea de JT a fiecărui TR MT/JT, care apar în infasurarea primara de MT care, în nici un caz, nu vor putea depăşi 1.200 A (se refera la MT).

103

Utilizatorul nu trebuie să instaleze transformatoare care să depăşească puterea nominala maximă; cu excepţia situatiilor in care, datorită efectului impedanţelor interpuse între punctul de delimitare şi partea JT a transformatoarelor (linii MT ale Utilizatorului, impedanţa de scurtcircuit a transformatoarelor, eventuale reactanţe de limitare) curentul de defect calculat la bornele JT ale transformatorului (cu puterea nominala mai mare decat cea din tabel), să fie limitat la o valoare echivalentă cu cea obţinută, luând în considerare numai efectul de limitare datorat transformatoarelor cu puterile nominale limită din tabel. În cazurile în care instalaţia Utilizatorului nu este compatibilă cu limitările de mai sus, poate fi luată în consideraţie alimentarea acesteia în schema de racordare in antenă (din considerente economice ), corelând corespunzător protecţia maximală de curent.

8.5.14 Limitele magnetizarii transformatoarelor conectate simultan Scopul normei este acela de a limita curenţii de magnetizare. Datorită acestui motiv, specificaţiile se referă la transformatoarele cu curenţi de magnezitare egali cu cei indicaţi în SR HD 637 S1. În acest scop Utilizatorul nu poate instala transformatoare cu o putere totală mai mare de trei ori decât limitele indicate în paragraful 8.5.13 pentru fiecare nivel de tensiune, chiar dacă este cu bare JT separate. În cazul instalării transformatoarelor de putere totală care depăşeşte puterea limită menţionată in tabel, instalaţia de utilizare trebuie să fie prevazuta cu dispozitive adecvate în scopul evitării magnetizarii simultane a acelor transformatoare.. Aceste dispozitive trebuie să intervină în cazul absentei tensiunii in timp de 5 s şi să producă magnetizarea transformatoarelor în funcţie de puterile totale care trebuie să fie mai mici decât limitele stabilite in tabel, cu timpi de conectare la intervale de cel puţin 1 s. În cazurile în care instalaţia Utilizatorului, din motive obiective, nu este compatibilă cu limitările de mai sus, poate fi evaluată alimentarea acesteia cu schema de racordare - linie în antenă (din considerente economice ), corelând corespunzător protecţia maximală de curent. În eventualitatea în care transformatoarele, chiar respectând limitele prevăzute mai sus (în ceea ce priveşte numărul şi puterea nominală), creează un curent total de magnetizare astfel încât să producă deschiderea DG prin activarea treptei de curent maxim />>>, se poate prevedea un blocaj a acestei trepte bazat pe identificarea armonicii 2. Prezenţa acestui blocaj la aparitia armonicii 2, nu trebuie să anuleze funcţiile activate pe PG cu privire la rapiditatea functionarii.

8.6.1 DG simplificat pentru instalaţia Consumatorului cu un transformator MT/JT cu putere ≤ 400 kVA (soluţie în studiu) Pentru acest tip de instalaţie, ca alternativă la soluţia cu o singura celula (descrisă la paragraful 8.4.1), o posibilă configuraţie simplificată, reprezentată de Fig. 23 , cu condiţia să fie respectate următoarele condiţii:

- o singura celula MT (sunt excluse execuţiile la vedere);

- nu exista alt echipament instalat pe barele MT , faţă de cel indicat în în Fig.23,;

- reţea de distribuţie MT cu un curent de defect monofazat ≤ 50 A;

- celulă MT cu transformator MT/JT, de putere nominală ≤ 400 kVA şi siguranţă fuzibilă cu In ≤ 25A;

- cablul de legătură dintre IMS (înlocuieşte DG) şi transformator are o lungime maximă de 20 m;

- transformatorul este protejat la suprasarcină pe joasă tensiune.

104

Figura 23 – DG simplificat pentru instalaţia consumatorului cu o singură celulă MT cu un singur transformator MT/JT în aval cu putere nominală ≤ 400 kVA În acest caz, dispozitivul general poate fi alcătuit dintr-un întreruptor de manevră separator (IMS), prevăzut cu siguranţe fuzibile pe cele trei faze, cu bobină de deschidere comandată de un sistem de protecţie alcătuit dintr-un releu de curent homopolar maximal. Specificaţiile echipamentului (IMS + siguranţe fuzibile + releu) sunt la momentul actual în studiu şi prin urmare nici racordările noilor instalaţiilor , nici adaptările instalaţiilor existente nu se pot realiza adăugând relee homopolare echipamentelor IMS + siguranţe fuzibile, care se găsesc în prezent în comerţ.

8.6.2 Instalaţie consumator cu schema de racordare în antenă În cazul în care o instalaţie de utilizare a unui Consumator, cu puterea aprobată (instalată) mai mare de 2,5 MW, nu respectă cerintele impuse în faza de racordare a Consumatorilor în, poate fi evaluată alimentarea acesteia prin linie în antenă (după considerente economice ). În acest caz, de comun acord cu ENEL, pot fi depăşite restricţiile cu privire la:

- puterea nominala a transformatoarelor MT/JT instalate (par. 8.5.13);

- puterea totală a transformatoarelor MT/JT instalate (par. 8.5.14);

- timpul necesar pentru a garanta selectivitatea functionarii protecţiilor Utilizatorului, în raport cu protecţiile din reţea (par. 8.5.2.17).

8.6.3 Limite de schimb de putere reactivă

105

Regimul de schimb al puterii reactive (cosφ) trebuie să permită menţinerea tensiunii in reţeaua de MT şi in reţelele JT aferente, în limitele domeniului prevăzut de norme (± 10% din tensiunea nominală de alimentare). În anumite situaţii in reţea poate fi necesară adoptarea unui regim de schimb al puterii reactive diferit de reglementarile în vigoare. În orice caz, acest regim trebuie să fie stabilit de comun acord cu ENEL.

8.7 Reguli tehnice de racordare pentru Producători În cazul Producătorilor, pe lângă prevederile generale pentru instalatiile de utilizare (prg. 8.4) trebuie respectate şi prevederile de la paragrafele următoare.

8.7.1 Limite de putere totală produsă care se pot racorda la reţelele de MT Puterea totală produsă care se poate racorda la reţeaua de MT, aferentă fiecărei interfeţe ÎT/MT (ST) fără a introduce modificări structurale interfeţei ÎT/MT, este limitată de cazul în care s-ar produce inversării de flux de putere în ST, faţă de funcţionarea normală care prevede un tranzit de putere de la Înaltă Tensiune la Medie Tensiune. În situaţiile de funcţionare în care tranzitarea de la IT la MT este inversată (adică are loc o tranzitare de putere de la MT către ÎT) depăşesc un procent semnificativ din timpul total anual de funcţionare (5%) este necesar să se doteze Staţia de Transformare şi liniile ÎT aferente acesteia cu dispozitive adecvate de protecţie şi control care să permită o exploatare sigură a reţelei respective ca reţea „producătoare”. ENEL trebuie să indice dispozitivele necesare pentru acest scop (de ex. regulatoare de tensiune modificate, dispozitive pentru controlul paralelismului, dispozitive de protecţie pentru detectarea defectelor pe bara ÎT, etc.). Condiţiile economice, corelate adaptărilor de mai sus, aplicate Producătorilor, sunt stabilite de către ANRE.

8.7.2 Schema generală de racordare a unui Producător În caz de racordare a Producătorilor, vor trebui respectate prevederile din Codul Tehnic RED şi Codul Tehnic RET. În Fig. 24 de mai jos este reprezentată schema generală de racordare a unui Producător (caz general fără precizarea unitatilor de transformare).

106

Figura 24 – Schema generală a racordării unei instalaţii de producere

107

Fig. 25 - Schemă de racordare a instalaţiilor de producere la reţeaua de MT ENEL

(cu sarcini privilegiate în MT)

108

Fig 26 - Schemă de racordare a instalaţiilor de producere la reţeaua MT ENEL

(fără sarcini privilegiate în MT)

109

Fig 27 - Schemă de racordare a instalaţiilor de producere la reţeaua de MT ENEL

(cu Dispozitiv General cu funcţie şi de Dispozitiv de Interfaţă)

110

8.7.3 Condiţii de funcţionare a instalaţiei de producere Funcţionarea unei instalaţii de producere în paralel cu reţeaua de distribuţie trebuie sa indeplineasca urmatoarele condiţii riguroase drintre care se mentioneaza:

− regimul de funcţionare în paralel nu trebuie să produca perturbaţii serviciului de distribuţie, în scopul de a păstra nivelul de calitate al serviciului pentru ceilalţi Utilizatori racordaţi;

− regimul de funcţionare în paralel trebuie să se întrerupă imediat63 şi în mod automat în absenţa alimentării de la reţeaua de distribuţie sau în eventualitatea în care valorile tensiunii şi frecvenţei ale reţelei (în cauză), nu sunt cuprinse între valorile comunicate de către ENEL;

− în cazul lipsei tensiunii sau tensiuni şi frecvenţe din reţeaua de distribuţie care nu sunt cuprinse în valorile stabilite de către ENEL, dispozitivul de control al paralelismului al instalaţiei de producere nu trebuie să permită regimul de punere în paralel cu reţeaua de distribuţie.

În scopul de a garanta separarea instalaţiei de producere de reţeaua de distribuţie în caz de întrerupere de la reţea, trebuie să fie instalat, în plus faţă de dispozitivele prevăzute în paragraful 8.4, un dispozitiv , denumit Dispozitiv de Interfaţă (DDI). Sistemul de protecţie de interfaţă (SPI), acţionând asupra DDI separă instalaţia de producere de reţeaua de distribuţie pentru a nu permite ca:

- în cazul absentei tensiunii in reţeaua de distribuţie, Producătorul să poată alimenta reţeaua la care este racordat;

- în cazul defectului pe linia MT la care este racordat, Producătorul să poată continua alimentarea defectului;

- în cazul reanclanşării automate sau conectări manuale ale întreruptoarelor reţelei de distribuţie, generatorul să se poată afla în neconcordanţă de fază cu reţeaua cu posibilitatea deteriorării mecanice a acestui generator.

În situaţii speciale de incarcare a reţelei de distribuţie, functionarea SPI şi deschiderea succesivă a DDI ar putea să nu survină în cazul lipsei alimentării de la reţea sau al defectelor in reţea. Prin urmare Producătorul trebuie să ia toate masurile necesare protejării propriilor instalaţii, care trebuie să reziste solicitărilor mecanice cauzate de cuplajele electrodinamice care sunt determinate de reanclanşarea automata rapide a întreruptoarelor de linie.

8.7.4 Dispozitive prevăzute Dispozitivele suplimentare, care trebuie să existe in instalaţia de producere care pot funcţiona în paralel cu reţeaua, sunt următoarele:

- dispozitivul general (DG): deconecteaza de la retea intreaga instalatie de utilizare in cazul unor defecte interne;

- dispozitivul de interfaţă, care asigura atât separarea unei porţiuni a instalaţiei Producătorului (generatoare şi sarcini privilegiate) permiţând funcţionarea acestora în mod izolat, cât şi funcţionarea instalaţiei în paralel cu reţeaua;

- dispozitivul generator care deconecteaza de la reţea fiecare grup generator individual.

Se admite ca, în funcţie de schema specifică a instalaţiei Producătorului, mai multe funcţii să fie preluate de acelaşi dispozitiv, cu condiţia ca între instalaţia producătorului şi reţeaua de 63 Cu excepţia cazului de deschidere a DDI din cauză de minimă tensiune, care este de regulă întârziată cu 300 ms.

111

distribuţie să fie întotdeauna două întreruptoare în serie sau, ca alternativă, un întreruptor şi un teleruptor. Dispozitivele generale, de interfaţă şi de generator trebuie să fie situate în instalaţia Producătorului. Comanda de declanşare a dispozitivului general, de interfaţă şi de generator trebuie să poată fi efectuată fie manual de un operator fie automat de către protecţiile Producătorului. Manevrarea dispozitivului general, de generator şi de interfaţă revine în responsabilitatea Producătorului. Dispozitivele menţionate mai sus, în ceea ce priveşte caracteristicile de separare, comandă şi întrerupere, trebuie să respecte prevederile SR EN 61557-1, SR HD 637 S1 şi Codul Tehnic RED şi Codul Tehnic RET. Alegerea acestor dispozitive trebuie să fie realizată tinand seama de mărimile nominale ale sistemului în care sunt instalate; în particular, în ceea ce priveşte curentul de scurtcircuit şi capacitatea de rupere şi de închidere, acestea trebuie să fie proporţionale cu curentul de scurtcircuit stabilit în punctul de racordare, ţinând cont că la acest curent pot contribui reţeaua de distribuţie, instalaţiile de producere a energiei şi motoarele în funcţiune.

8.7.4.1 Dispozitivul de Interfaţă (DDI) În cadrul instalaţiei de utilizare a unui Producător, în funcţie de nivelul de tensiune pe care este instalat, dispozitivul de interfaţă, poate fi constituit în modurile prezentate mai jos. Dacă DDI este instalat la MT trebuie să fie constituit din:

− un întreruptor tripolar debroşabil cu comandă de deschidere la lipsa tensiunii, sau;

− un întreruptor tripolar cu comandă de deschidere la lipsa tensiunii şi doi separatori instalaţi unul în amonte şi unul în aval de întreruptor.

Dacă DDI este instalat la JT, acesta trebuie să fie compus din: - un întreruptor automat cu bobină de deschidere, în lipsa tensiunii manevrabil de către operator, sau - un teleruptor (contactor) combinat cu siguranţe fuzibile, conform cu SR EN 60947-4-1 (categoria AC-1 sau AC-3 respectiv în absenţa sau prezenţa sarcinilor privilegiate, între ieşirea în c.a. a sistemului de generare şi dispozitivul de interfaţă). Dispozitivul de întrerupere trebuie să fie dimensionat pe baza configuraţiei instalaţiei Utilizatorului şi, în ceea ce priveşte caracteristicile referitoare la separarea circuitelor, trebuie să fie conform cu prevederile SR EN 61557-1. Pentru instalaţii cu mai multe generatoare, dispozitivul de interfaţă trebuie să fie, de regulă, unic (în MT sau în JT) şi să deconecteze din funcţie simultan toate generatoarele. Atunci când acest lucru este impus de reţea64, se admite utilizarea mai multor protecţii de interfaţă (eventual cate una pentru fiecare generator); pentru a nu diminua fiabilitatea sistemului, comanda de declanşare a fiecărei protecţii trebuie să acţioneze asupra tuturor DDI prezente în instalaţie, adică o condiţie anormală detectată chiar şi de un singur SPI să deconecteze toate generatoarele din reţea.

64 Condiţiile instalaţiei trebuie să fie evaluate şi stabilite de comun acord cu ENEL.

112

În cazul solicitării de instalare a generatoarelor în cadrul unor instalaţii existente, racordate la reţea de cel puţin un an, dacă puterea totală a generatoarelor nu depăşeşte 1000 kW, se pot instala maxim trei DDI (în MT şi/sau în JT), fiecare dintre acestea putând să suporte maxim 400 kW. În orice caz, bobina de deschidere la lipsa tensiunii trebuie să fie subordonată protecţiilor prevăzute în Anexa E.

8.7.4.2 Dispozitivul generatorului (DDG) Pentru grupuri de generare de MT, dispozitivul DDG poate fi compus din:

− un întreruptor tripolar debroşabil cu comandă de deschidere, sau;

− un întreruptor tripolar cu comandă de deschidere şi un separator instalat pe partea de reţea a întreruptorului.

Pentru grupuri de generare de JT, DDG poate fi alcătuit dintr-un întreruptor automat. Dispozitivul de întrerupere trebuie să fie dimensionat în funcţie de configuraţia instalaţiei producătorului, şi în cea ce priveşte caracteristicile de separare a circuitelor dispozitivul trebuie să fie conform cu Norma SR EN 61557-1. Dispozitivul generatorului trebuie să fie instalat pe celula fiecărui generator la o distanţă minimă de bornele generatorului respectiv; această celulă trebuie să fie realizată astfel încât să fie limitate pericolele de scurtcircuit şi de incendiu. DDG poate îndeplini funcţiile DDI atunci când are caracteristicile acestuia; între producere şi reţea de distribuţie, trebuie să fie întotdeauna prezente două întreruptoare în serie între ele sau, ca alternativă, un întreruptor şi un teleruptor.

8.7.5 Sisteme de protecţie Caracteristicile tehnice şi incercarile sistemelor de protecţie, din instalatia de producere, trebuie să fie conforme cu cerintele prevăzute în Anexa E. În aceeaşi Anexă sunt detaliate şi modalităţile după care trebuie să fie atestată conformitatea SPI cu prevederile acestei Norme.

8.7.5.1 Protecţii asociate DDI Sistemul de Protecţie de Interfaţă (SPI) asociat DDI contine relee de frecvenţă, de tensiune şi eventual de tensiune homopolară. Trebuie să fie prevăzute următoarele protecţii:

1. maximală de tensiune (fără temporizare);

2. minimă tensiune (temporizare: 300 ms);

3. frecvenţă maximă (fără temporizare);

4. frecvenţă minimă (fără temporizare);

5. maximală de tensiune homopolară V0 partea MT (temporizată, numai generatoare ≥ 400 kVA);

6. protecţie împotriva deconectărilor de la reţea (stabilita de comun acord între ENEL şi Producător în funcţie de caracteristicile reţelei de distribuţie).

113

În cazul în care Producătorul intenţionează să îmbunătăţească funcţiile dispozitivului de interfaţă la defectele polifazate din reţeaua ENEL, care nu sunt detectate de protecţia de minimă tensiune (de la punctul 2), poate instala o protecţie maximală de curent temporizată care să acţioneze asupra DDI.

Protecţiile de maximă/minimă frecvenţă şi de maximă/minimă tensiune trebuie să aibă la intrare mărimi proporţionale cu cel puţin două tensiuni de linie de MT care pot fi prelevate:

- de la secundarul de TT legate între două faze MT;

- direct de la tensiunile de linie de JT.

Reglajele vor trebui să ţină cont de nivelul de tensiune la care mărimile sunt raportate. SPI trebuie să fie realizat după modalităţile prevăzute în Anexa E. Protecţia maximală de tensiune homopolară este prevăzută, la cererea ENEL, numai pentru instalaţiile care pot să susţină tensiunea reţelei (generatoare sincrone, asincrone autoexcitate, invertoare care funcţionează ca generatoare de tensiune) cu puterea totală ≥ 400 kVA. Intervenţia unui releu oarecare trebuie să determine deschiderea dispozitivului de interfaţă. Reglarea protecţiilor sunt în responsabilitatea Producătorului pe baza planului de reglaje stabilit de catre ENEL. În cazul în care condiţiile de reţea necesită acest lucru, de exemplu, pentru puteri totale mai mari de 1 MVA65, ENEL poate cere instalarea prin grija Producătorului a unui sistem de teledeclanşare care să garanteze deschiderea dispozitivului menţionat mai sus în eventualitatea nefunctionarii protecţiilor. Teledeclanşarea trebuie să fie realizată şi menţinută în exploatare de către ENEL. În acest caz, nu este necesară instalarea protecţiei împotriva deconectării de la reţea. În cazul în care Producătorul este racordat la linia de MT în schema in antenă (puteri totale de generare mai mari de 2,5 MVA, valoare indicativă), ca alternativă la teledeclanşare poate fi realizată o secvenţă logică în ST de la care pleacă linia MT în antenă, astfel încât să determine deschiderea întreruptorului în capătul liniei atunci când se verifică anumite condiţii (de ex. lipsă legătură cu reţeaua de ÎT, declanşare transformator ÎT/MT, etc.), chiar şi în absenţa functionarii protecţiilor ENEL care acţionează asupra întreruptorului de linie. Secvenţa logica din Staţia de Transformare trebuie să fie realizată şi menţinută în exploatare de către ENEL.. Nici în acest caz, nu este necesară instalarea eventualei protecţii împotriva deconectării de la reţea. Utilizatorul poate, din motive proprii, să solicite realizarea teledeclanşării şi în aceste condiţii. 8.7.5.2 Protecţie de rezervă în caz de refuz de deschidere a DDI Pentru siguranţa exploatării reţelei, în cazurile în care producerea este realizată cu generatoare care pot să susţină tensiunea reţelei (generatoare sincrone, asincrone autoexcitate, invertor care funcţionează ca generatoare de tensiune), pentru puteri mai mari de 400 kVA, este necesar să fie prevăzută o rezervă pentru refuzul deschiderii dispozitivului de interfaţă. Protecţie de rezerva constă în a prelua comanda de declanşare, efectuata de protecţia de interfaţă, la un alt dispozitiv de întrerupere. Aceasta este compusă dintr-un circuit, condiţionat de poziţia de închis a dispozitivului de interfaţă, care acţionează, după caz, dispozitivul general

65 Această cerere este de regulă legată de puterea de generare totală prezentă pe linia/bara MT din Staţia de Transformare, pentru care este posibil ca cererea să conţină valori mai mici în anumite circumstanţe.

114

sau pe dispozitivul (ele) de generator, cu o temporizare mai mică 1 s. Temporizarea este activată de circuitul de declanşare al protecţiei de interfaţă. Soluţia aleasa trebuie să fie aprobată de către ENEL. 8.7.5.3 Eliminarea temporară a SPI SPI poate fi eliminat temporar (prin interblocaje electrice adecvate aprobate de către ENEL) numai în una din următoarele condiţii speciale de exploatare:

- instalaţia Producătorului este „în insulă” şi dispozitivul general sau orice alt dispozitiv amplasat între reţeaua de distribuţie şi dispozitivul de interfaţă, care împiedică punerea în paralel a instalaţiei de producere cu reţeaua de distribuţie, să fie blocate în poziţie deschisă;

- toate grupurile de generare sunt scoase din funcţie.

Întreruperea temporară trebuie să fie realizată printr-un contact închis al dispozitivul de generator deschis, montat în paralel cu contactul de declanşare al protecţiilor aferente dispozitivului de interfaţă. Dacă sunt prezente mai multe generatoare şi un singur dispozitiv de interfaţă, contactele aferente DDG vor trebui să fie puse în serie între ele pentru ca eliminarea temporară a dispozitivului de interfata , să aibă loc numai când toate generatoarele sunt dezactivate. În cazul în care sunt prezente mai multe întreruptoare de interfaţă, deschiderea întreruptorului fiecărui generator poate să lipseasca protecţia de interfaţă. La terminarea condiţiilor speciale de exploatare, înainte de a restabili funcţionarea în paralel a grupurilor de producere cu reţeaua de distribuţie, trebuie să fie reactivate funcţiile SPI.

8.7.5.4 Protecţiile grupurilor de producere Protecţiile grupurilor de producere (care acţionează pe un DDG) au funcţia de a opri procesul de conversie a energiei atunci când apare un defect sau o funcţionare anormală în instalaţia de producere respectivă sau în propriile receptoare ale instalaţiei, cu scopul de a elimina acest defect fără a compromite integritatea echipamentelor. Protecţiile trebuie să acţioneze dispozitivul generatorului şi sunt conforme cu Codul Tehnic RED şi Codul Tehnic RET în funcţie de tipul generatorului.

8.7.5.5 Caracteristicile TT pentru SPI Dacă SPI acţionează pe baza mărimilor preluate de la reţeaua de MT, este necesar să fie prevazut cu transformatoare adecvate. Caracteristicile TC şi TT care furnizează mărimi secundare Sistemului de Protecţie general, sunt prezentate în Anexa D. Protecţiile SPI trebuie să fie bazate pe detectarea tensiunilor secundare ale TT diferite de cele folosite pentru măsură (se admite folosirea înfăşurărilor secundare dedicate, chiar dacă sunt alimentate de la aceeaşi înfăşurare primară). Atunci când este prevăzută o protecţie maximală de tensiune homopolară, aceasta trebuie să aibă la intrare tensiunea homopolară MT preluată de la trei TT, conectate între fazele MT şi pământ, din secundarul prevăzut în acest scop. În funcţie de caracteristicile protecţiei se poate alege una din următoarele alternative:

a. tensiunea de la capetele înfăşurărilor secundare ale TT legate în triunghiul deschis;

b. cele trei tensiuni secundare (în cazul în care protecţia primeşte tensiunea homopolară de la cele trei tensiuni de fază).

115

TT trebuie să aibă raport de transformare adecvat pentru a furniza, în caz de defect net monofazat, tensiunea nominală la intrarea protecţiilor respective. Pentru TT care sunt legate între faze, care furnizează caracteristici secundare protecţiilor de min/max f şi min/maxT, se va consulta Anexa E. Pentru TT legate în triunghi deschis sunt valabile aceleaşi prevederi referitoare la TT, legate în triunghi deschis, de la SPG66.

8.7.5.6 Dispozitive de control pentru punerea în paralel (generator-reţea) Cel puţin unul din dispozitivele DG, DDI şi DDG trebuie să fie echipat cu dispozitiv de control a întrerupătorului care verifică condiţiile de punere în paralel imediat după şi înaintea echipamentului de manevră. Dacă unul din aceste dispozitive (DG, DDI, DDG) nu este echipat cu control de punere în paralel, acesta trebuie să fie prevăzut cu o automatizare care împiedică închiderea lui în cazul prezenţei de tensiune imediat în aval (spre instalaţia de generare).

8.7.6 Instalaţia producătorului racordat în antenă Pentru o instalaţie de producere cu puterea instalată mai mare de 2,5 MVA, poată să fie evaluată racordarea acestuia printr-o linie în antenă (din considerente economice ). Posibilitatea de racordare la reţea printr-o linie în antenă, dacă se poate realiza din punct de vedere tehnic, trebuie să fie considerată chiar şi atunci când nu intervin condiţiile de putere de generare indicate anterior pentru această soluţie. În acest caz, de comun acord cu ENEL, pot fi depăşite restricţii privind:

− puterea nominala a transformatoarelor MT/JT (paragraf 8.5.13);

− puterea totala a transformatoarelor de MT/JT instalabila (paragraful 8.5.14)67;

− valori de reglaj sau tipul de protecţii utilizate în mod normal, pentru a menţine coordonarea selectivă a protecţiilor Producătorului faţă de protecţiile reţelei.

8.7.7 Limite de schimb de putere reactivă Regimul pentru schimbul puterii reactive (cosφ) trebuie să permită menţinerea tensiunii pe toată reţeaua de MT şi pe toate reţelele de JT aferente în domeniul prevăzut de norme (± 10% din tensiunea nominală de alimentare). În anumite situaţii in reţea poate fi necesară adoptarea unui regim de schimb al puterii reactive diferit de reglementarile în vigoare. În orice caz, acest regim trebuie să fie stabilit cu ENEL şi reglementat în cadrul Contractului de Distributie.

8.8 Reguli tehnice pentru racordarea reţelelor interne ale Producătorilor Pentru sistemele interne utilizate care nu cuprind unităţi de generare, se aplică regulile potrivit paragrafelor 8.4 şi 8.6; dacă în schimb cuprind unităţi de generare, este necesară şi aplicarea celor prevăzute în 8.7.

66 Atunci când este necesar să se prevadă trei TT, legate intre fază şi pământ, pentru preluarea tensiunii homopolare, sunt suficiente TT de clasa 3P, fără specificaţiile ulterioare prevăzute pentru cele trei TT dedicate protecţiei 67N. 67 În orice caz, trebuie să fie stabilite cu ENEL valorile maxime de curent cu scopul de a limita fluctuaţiile de tensiune pentru toţi utilizatorii.

116

Partea 5 – Prevederi pentru Producători şi Consumatori, IT şi MT, pentru compatibilitatea electromagnetică (EMC), măsurarea continuităţii şi calităţii tensiunii

9 Prevederi pentru compatibilitatea electromagnetică Utilizatorul este obligat să instaleze echipamente conforme cu normele care se refera la compatibilitatea electromagnetică CEI, seria 61000, privind limitele de emisie şi imunitate la perturbaţii electromagnetice. Toate receptoarele prezente în instalaţia Utilizatorului, dacă sunt perturbatoare, trebuie să respecte Normele CEI care reglementează perturbaţiile conduse şi induse apărute în reţeaua la care acestea sunt conectate, în scopul de a nu produce scăderea calităţii serviciului reţelei. Pe lângă receptoarele perturbatoare trebuie să fie luate in considerare şi unităţile de producere, atunci când procesul de producere este sursă de perturbaţii în reţea (ex. instalaţii eoliene). Perturbaţiile maxime, care pot fi induse în reţea, pot fi fixate de ENEL, ţinând cont de limitele disponibile în zona de reţea interesată, şi se referă la:

– variaţii de tensiune (lente şi rapide);

– fluctuaţii de tensiune (flicker);

– armonici ;

– dezechilibrul fazelor.

ENEL poate solicita utilizarea condensatorilor/bateriilor de compensare sau sistemele de filtrare, montate adecvat, şi programele aferente de montare.

9.1 Evaluarea perturbaţiilor Perturbaţiile generate de receptoarele instalaţiei Utilizatorului şi induse în reţea trebuie să fie evaluate de catre ENEL prin modalităţile stabilite de Normele CEI şi CENELEC. În general limitele de emisie a perturbaţiilor fiecărei instalaţii trebuie să fie fixate ţinând cont de nivelul de planificare adoptat, de emisiile de perturbaţii ale celorlalţi Utilizatori deja racordaţi la aceeaşi reţea, de emisiile de perturbaţii transferate de la restul reţelei şi de emisiile de perturbaţii ulterioare datorate noilor instalaţii.

10 Măsurarea continuităţii şi calităţii tensiunii ENEL şi Utilizatorul au dreptul şi capacitatea de a instala echipamente de măsurare şi înregistrare a calităţii tehnice a serviciului, monitorizare a serviciului de distributie (continuitatea şi calitatea tensiunii) a tensiunii în punctul de racordare, amplasate în instalaţiile proprii. Aceste echipamente de măsurare a continuităţii a serviciului furnizează indicaţii locale şi deci diferă de cele definite de ANRE în reglementările privind nivelurile de calitate a serviciului.

117

Partea 6 – Reguli de racordare între reţele de distribuţie 11 Reguli tehnice de racordare pentru reţelele de distribuţie Prevederile prezentului articol se aplică în cazul racordarii între doi Operatori de Distributie. Natura particulară a racordărilor similare (racordare între doi titulari de licenţă ENEL şi alt Distribuitor), precum şi multiple cazuri speciale tehnice care pot interveni, fac necesară adoptarea de forme adecvate de coordonare între titulari. Soluţiile tehnice pentru racordare nu sunt (la starea actuală) identificate în prezenta Normă tehnică, dar se efectueaza conform acordului între părţile interesate, cu respectarea reglementarilor emise de catre ANRE. Paragrafele următoare conţin exclusiv prevederile minime pentru racordari similare.

11.1 Punct de interconectare În punctul de interconectare între reţelele de distribuţie trebuie să fie instalate echipamente adecvate pentru a permite independenţa funcţională între cele două reţele de distribuţie (separator, eventual întrerupător + separator). Aceste echipamente trebuie să permită manevra la distanţă necesară pentru a garanta minimizarea indisponibilităţilor în cazul evenimentelor.

11.2 Măsurarea energiei schimbate În punctul de interconectare dintre reţelele de distribuţie trebuie să fie instalat un Aparat de Măsură (ADM) care să înregistreze energia schimbată (daca este necesar, în ambele direcţii) între cele două reţele, pe bază orară.

11.3 Semnale şi măsurări schimbate între operatorii de reţea Dacă există racordarea unei reţele de distribuţie la o staţie aparţinând unui alt operator de reţea, trebuie să fie schimbate informaţii preluate de la:

– registratoare cronologice ale evenimentelor;

– osciloperturbografe;

– semnalizări locale.

11.4 Exploatare şi întreţinere Procedurile de exploatare şi întreţinere a instalaţiilor de racordare trebuie să fie stabilite între părţile interesate.

11.5 Calitate tehnică a serviciului În punctul de interconectare pot fi instalate echipamente pentru a permite atribuirea corectă a responsabilităţilor, conform dispoziţiilor ANRE, privind calitatea serviciului.

118

Partea 7 – Sisteme de măsurare a energiei

12 Sisteme de măsurare a energiei Prezentele prevederi privesc sistemele de măsurare a energiei electrice transferată (atât energie consumată cât şi produsă) cu reţeaua ENEL. Aceste sisteme de măsurare, folosite la Utilizatorii racordaţi la reţelele de distribuţie de curent alternativ cu tensiune nominală mai mare de 1 kV şi mai mică sau egală cu 110 kV, trebuie să fie conectate, în general:

– pentru Consumatori, trebuie să fie instalate imediat în amonte de punctul de delimitare.

– punctele Producători, trebuie să fie instalate imediat în aval de DG, după cum s-a specificat în 7.4 şi în 8.4.

În paragrafele următoare sunt indicate caracteristicile şi cerinţele funcţionale minime ale sistemului de măsurare.

12.1 Caracteristicile sistemelor de măsurare Toate componentele sistemului de măsurare trebuie să fie legate la aceeaşi instalaţie de legare la pământ. Caracteristicile şi cerinţele funcţionale ale sistemului de măsurare indicate în continuare trebuie să cuprindă si eventuale prevederi ulterioare emise de ANRE. Modalităţile de instalare şi cerinţele împotriva furtului trebuie să corespundă:

– indicaţiilor firmei producătoare şi Normele CEI ale produsului, pentru fiecare componentă;

– SR EN 62053 “Sisteme de măsurare a energiei electrice – Compoziţie, precizie şi verificare”.

Sistemul de măsurare indirect, este format din:

1. transformatoare de tensiune (TT), cu clasa de precizie mai mare sau egală cu 0,5;

2. transformatoare de curent (TC), cu clasa de precizie mai mare sau egală cu 0,5;

3. contor static trifazat, pentru măsurarea bidirecţională a energiei active şi a energiei reactive, legat indirect prin TC şi TT, şi având, pentru măsurarea de energie activă, clasa de precizie mai mare sau egală cu 0,5 S, conform SR EN 62053-22, şi/sau indice de clasă mai bună sau egală cu C, conform SR EN 50470-3, şi pentru măsurarea de energie reactivă o clasă de precizie mai mare sau egală cu 2 conform SR EN 62053-23;

4. şir cu cleme de separare şi prindere cabluri şi dispozitiv de protecţie a circuitului de tensiune, montate pe panoul extern sigilat (prevăzut, de regulă, doar pentru conectările la reţelele IT); cabluri ecranate pentru conectarea circuitelor secundare de tensiune şi curent, ale TT şi TC, la contor;

5. echipamente de alimentare auxiliară;

6. dispozitive pentru conectarea contorului la sistemele de transmitere de la distanţă a măsurărilor, pentru transmiterea datelor (de ex. modem).

119

Componentele aferente trebuie să fie în conformitate cu următoarele normele şi cu eventualele variante şi actualizări:

1. Standard SR HD 637 S1;

2. SR EN 62052 – 11 “ Echipament pentru măsurarea energiei electrice (c.a). Prescripţii particulare. Partea 11: Echipament pentru măsurare”

3. SR EN 62053 – 22 “Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a). Prescripţii particulare. Partea 22: Contoare statice pentru energie activă (clase 0,2 S şi 0,5 S”;

4. SR EN 62053 – 23 “Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a). Prescripţii particulare. Partea 23: Contoare statice pentru energie reactivă (clase 2 şi 3)”;

5. SR EN 60044 -1 “Transformatoare de măsură. Partea 1: Transformatoare de curent; (TC)

6. SR EN 60044 -2 “Transformatoare de măsură. Partea 2: Transformatoare de tensiune inductive” (TT);

7. Standarde armonizate SR EN seria 50470, când este solicitată conformitatea cu Directiva 2004/22/CE 31 martie 2004 a Parlamentului european şi al Consiliului; această referinţă poate fi în acest caz alternativă la Norma indicata la punctele 2) şi 3), privind măsurarea de energie activă;

8. SR EN 62053– “Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a)”.

Pentru sistemele de măsurare existente în funcţiune, este admisă alegerea fiecărei componente cu precizie diferită de cea indicată, cu condiţia ca: - precizia totală a sistemului pentru măsurarea energiei active să fie cel puţin echivalentă indicelui de clasă 1,5; - pentru măsurarea energiei reactive, de clasă 2,5, conform criteriilor indicate în SR EN 62053. TC şi TT de măsurare trebuie să fie realizate cu înfăşurări secundare dedicate exclusiv conectării contorului şi eventualele accesorii; este interzisa conectarea ulterioara a circuitelor pentru sistemele de protecţie la aceste înfăşurări secundare. În baza autorizaţiei prealabile ENEL, este permisă utilizarea acestor înfăşurări secundare pentru preluarea semnalelor, care au ca scop determinarea calităţii serviciului de distributie (dispozitive aflate în disponibilitatea ENEL). Pentru instalaţiile de ÎT, tabloul cu dispozitivele de protecţie şi şirul de cleme de separare şi prindere a cablurilor, acolo unde este utilizat, trebuie să fie poziţionat în imediata apropiere a TC şi a TT de măsurare.

12.2 Instalarea sistemului de măsurare Echipamentele de măsurare corespund SR EN 62053, in special la cerinţele impotriva furtului de energie Cablurile pentru racordarea circuitelor secundare pentru măsura trebuie să fie protejate pe toată lungimea lor, utilizând un tub flexibil de protectie pentru instalaţii electrice, conform SR EN 61386-1 şi SR EN 61386-23. Fiecare tub trebuie să aibă la capete racorduri cu filet, sigilabile, pentru a asigura conectarea diferitelor părţi între ele şi pentru împiedicarea deşurubarii de la carcasa unde este conectat cablul.

120

Cablurile pentru conectarea circuitelor secundare de măsurare şi tubul flexibil de protecţie aferent trebuie să treacă prin tuburi adecvate sau canale, putând fi verificate pe toată lungimea lor prin intermediul orificiilor prevăzute. În interiorul spaţiului de măsurare, pentru conectarea la sistemul de măsurare, şi în apropierea TC şi TT, pentru conectarea cablurilor la bornele secundare ale transformatoarelor de măsurare, cablurile trebuie să fie fixate la vedere. Cablurile de măsurare nu trebuie să parcurgă aceleaşi trasee cu cablurile de putere, nici nu trebuie să fie paralele cu acestea; cablurile nu trebuie să fie utilizate pentru scopuri diferite de realizare a măsurătorilor, în afară de cele prevăzute pentru determinarea calităţii serviciului electric. Ecranul cablurilor pentru conectarea circuitelor secundare de măsurare şi partea metalică a tuburilor flexibile de protecţie trebuie să fie conectate la pământ la ambele capete, la o singură instalaţie de legare la pământ. Contorul trebuie să fie poziţionat într-un spaţiu de măsurare, aparţinând instalaţiei de racordare a utilizatorului; spaţiul şi contorul instalat trebuie să fie accesibil pentru ENEL şi Utilizator, fără să se recurgă la utilizarea mijloacelor speciale. Spaţiul trebuie să fie iluminat adecvat, poate fi prevăzut cu alimentare electrică de JT pentru utilizarea dispozitivelor şi echipamentelor de verificare, fără obstacole in vederea executarii în siguranţă a lucrărilor de întreţinere. Pentru prevederile privind alimentarea pe JT se consideră valabile cele menţionate la 7.5.8 şi 8.5.8. Datele măsurate ale energiei electrice trebuie să fie accesibile numai persoanelor autorizate de ANRE. Pentru a garanta datele măsurate de eventuale modificări, clemele sistemului de măsurare trebuie să fie dotate cu sisteme mecanice de sigilare (plombare sau similare). În ceea ce priveşte cablurile exterioare tablourilor electrice şi aparaturilor de măsurare, acestea trebuie să fie ecranate, sau cu cabluri cu neutrul concentric, sau prin tuburi metalice adecvate şi sigilate. Cerinţele de garantare împotriva fraudelor sau modificărilor trebuie să fie extinse şi la porturile dispozitivelor de transmitere a datelor (port optic, port serial, modem şi legături) pentru a evita conectări neautorizate. Ca alternativă la sigilarea dispozitivelor de transmisie a datelor, caracteristicile de fabricaţie ale echipamentelor de măsurare trebuie să garanteze implementarea unor tehnici de protecţie a datelor de măsurare şi de elaborare, precum şi funcţionalităţile aparatului de măsurare. De asemenea, trebuie să fie garantat accesul de siguranţă, prin modalităţi autorizate, la datele de măsurare şi de elaborare atât a citirii cât şi a scrierii, pentru a evita modificarea datelor reglementate sau accidentale. Eventualele derogări trebuie să fie motivate de exigenţe speciale, trebuie în orice caz să asigure corectitudinea măsurării şi nu trebuie să ducă la discriminări între Utilizatori şi Distribuitori.

12.3 Cerinţe funcţionale ale contorului Contorul sistemului de măsurare trebuie să permită:

1. măsurarea şi înregistrarea energiei active şi reactivă (capacitivă şi inductivă) consumată şi produsă în diferite condiţii de sarcină (activă consumată şi produsă, reactivă măsurată în cele patru cadrane) o dată la 15 minute, precum şi determinarea tuturor parametrilor necesari pentru identificarea (SR HD 637 ) si transmiterea corectă a datelor de măsurate, prelucrarea şi înregistrarea aferentă a valorilor maxime de putere activă (considerată ca medie în cele 15 minute), data şi ora corespunzătoare;

121

2. setarea de la distanţă a intervalelor orare;

3. setarea automată a orei legale/solare;

4. preluarea semnalizărilor/informaţiilor de diagnoză;

5. sincronizarea orară atât local cât şi de la distanţă;

6. memorarea datelor măsurate a energiei (activă şi reactivă înregistrate, aşa cum este descris la punctul 1), pentru o perioadă de cel puţin 60 zile.

Ceasul intern al contorului trebuie să aibă caracteristicile indicate în Norma SR EN 62054-21 pentru schimbări orare. Contorul trebuie să fie identificat, printr-un cod de înregistrare menţionat într-o memorie internă rezervată şi nemodificabilă. Contorul trebuie să fie prevăzut pentru schimbul de date, atât în local cât şi la distanţă (pentru telecitire) conform Normelor SR EN seria 62056; trebuie să fie prevăzut cu dispozitive pentru interogarea şi preluarea datelor de la distanţă de către ENEL, conform dispoziţiilor stabilite de ANRE. Trebuie să fie prevăzut un plan de verificări periodice, care se va executa de către responsabilul de gestionare şi întreţinere a sistemului de măsurare, conform SR EN 62053.

Rezultatele verificărilor sunt disponibile persoanelor autorizate de ANRE. Contorul trebuie să fie omologat ENEL, a căror gestionare este integrată în sistemul de achiziţie şi validare a datelor de măsurare a acestuia68. Modulul de comunicare a sistemului de măsurare trebuie să garanteze că modalitatea de conectare şi logica (sistem) de comunicare între centru şi periferice sunt aprobate de ENEL.

12.4 Activarea şi întreţinerea sistemului de măsurare Componentele sistemului de măsurare, dacă sunt noi, se consideră programate din fabricaţie. Responsabilul cu instalarea şi mentenanţa, înainte de punerea în funcţie, trebuie să verifice corecta instalare a componentelor şi funcţionarea normală a sistemului. Verificarea trebuie să prevadă proba de telecitire realizată de sistemul de achiziţie al responsabilului cu preluarea şi înregistrarea datelor. Proba de telecitire poate fi efectuată înaintea verificării; atestarea rezultatului pozitiv a acestei probe este transmisă de la responsabilul cu preluarea şi înregistrarea datelor către responsabilul cu instalarea şi mentenanţa. Activarea sistemului de măsurare poate fi efectuată doar după trecerea cu rezultat pozitiv a probei de telecitire şi după verificarea instalării corecte. Persoana responsabilă cu instalarea şi mentenanţa efectuează un program periodic de verificare, cu o periodicitate de trei ani sau cu periodicitate definită eventual de normativul în vigoare, şi redactează raportul de verificare aferent. Toate verificările trebuie să fie efectuate conform SR EN 62053.

68 ENEL trebuie să permită producătorilor de contoare integrarea modelelor şi tipurilor respective în sistemul de achiziţie şi validare; în acest sens producătorii de contoare trebuie să respecte caracteristicile tehnice necesare pentru realizarea integrării, puse la dispoziţie de ENEL, şi să pună la dispoziţia acestuia aplicaţiile de interfaţă (API – driver) de integrare în sistemul de achiziţie şi validare a datelor de măsurare. Utilizarea API – driver în acest scop, trebuie să fie făra limitări de tip informatic sau juridic care împiedică utilizarea pentru determinarea datelor de măsurare menţionate aici. Integrarea se consideră încheiată după efectuarea probelor şi după atestarea pozitivă eliberată de ENEL.

122

Rezultatele verificărilor sunt disponibile şi celorlalte persoane autorizate conform dispoziţiilor ANRE. Activităţile de mentenanţă şi verificare a sistemului de măsurare trebuie să fie obiectului unei reglementări între Utilizator şi ENEL.

Datele de măsurare a energiei electrice trebuie să fie accesibile tuturor persoanelor autorizate, conform dispoziţiilor ANRE.

12.5 Sistemul de măsurare al energiei în punctele de consum Sistemul de măsurare este destinat determinării şi înregistrării energiei electrice active şi reactive. ENEL este responsabil cu instalarea şi cu mentenanţa sistemului de măsurare a energiei în corespondenţă cu punctul de delimitare, iar componentele sistemului de măsurare trebuie să corespundă caracteristicilor tehnice şi prescripţiilor ENEL, şi să fie compatibile cu cerinţele referitoare la măsurarea energie electrice stabilite de ANRE. Toate elementele care compun sistemul de măsurare trebuie să fie sigilate pentru a nu permite fraudele. Ca alternativă la sigilarea dispozitivelor de schimb de date, caracteristicile de fabricaţie ale echipamentelor de măsurare trebuie să garanteze implementarea unor tehnici de protecţie a datelor de măsurare şi de elaborare, precum şi funcţionalităţile echipamentelor de măsurare. De asemenea, trebuie să fie garantat accesul în siguranţă, prin modalităţi autorizate, la datele măsurate şi elaborate atât citite cât şi scrise, pentru a evita modificarea datelor în mod voit sau accidental, potrivit dispoziţiilor în vigoare.

12.6 Sistemul de măsurare a energiei în punctele de producere Posesorul instalaţiei de producere este responsabil de instalarea şi mentenanţa sistemului de măsurare a energiei în corespondenţă cu punctul de producere. Măsurarea energiei electrice corespunzătoare unui punct de producere poate fi efectuată de către ENEL, în scopul controlului, şi fără a modifica obligaţiile proprietarului instalaţiei. Producătorul poate solicita ENEL (cu acordul prealabil al acestuia) să efectueze măsurarea energiei electrice corespunzătoare punctului de producere; Producătorul este responsabil de instalarea şi de mentenanţa sistemului de măsurare. ENEL este responsabil de preluarea şi înregistrarea datelor măsurate. Aceste citiri, pentru Producători cu unităţi de producere mari, trebuie să fie disponibile şi la DET. Caracteristicile contorului trebuie să fie compatibile cu cerinţele referitoare la prelucrarea datelor măsurate de energie electrică stabilite de ANRE. Componenţa şi caracteristicile sistemului de măsurare trebuie să fie certificate de către Producător şi comunicate catre ENEL. Sistemul de măsurare trebuie să fie verificat înainte de punerea în funcţie, conform celor prevăzute în paragrafele precedente; în acest caz, verificarea trebuie să prevadă proba de telecitire efectuată de sistemul de achiziţie al ENEL. La efectuarea verificărilor (atât iniţiale, cât şi periodice) trebuie să fie garantată posibilitatea prezenţei personalului ENEL; trebuie redactat un buletin de verificare de către Producător şi transmis în copie la ENEL. Producătorul trebuie să garanteze în orice moment telecitirea contorului.

123

Parte 8 – Contract de Distribuţie/Furnizare, obligaţii de informare şi documentaţii

13 Contract de Distribuţie/Furnizare, obligaţii de informare şi documentaţie În prezentul paragraf sunt menţionate toate informaţiile care trebuie să fie schimbate între ENEL şi Utilizator în vederea procesului de racordare. Toate datele care fac obiectul comunicării către Utilizatori trebuie să fie comunicate în momentul încheierii Contractului de Distribuţie/Furnizare şi de fiecare dată când intervin modificări conform art. 5. Unele dintre datele menţionate pot fi puse la dispoziţia Utilizatorilor chiar şi înainte de încheierea contractului, dacă sunt necesare pentru proiectarea instalaţiilor. Limitele de utilizare a liniilor şi a transformatoarelor trebuie să fie stabilite de către ENEL şi trebuie să fie comunicate la cerere Utilizatorilor care solicită racordarea. Pentru o proiectare optimă a instalaţiilor Utilizatorului, la cererea acestuia trebuie să fie definite de către ENEL condiţiile de funcţionare a reţelei, cu tensiunea declarată (dacă este diferită de tensiunea nominală) şi puterea de scurtcircuit maximă şi minimă de funcţionare. Condiţiile reţelei în punctele de racordare în condiţii normale şi excepţionale sunt aceleaşi ca şi în cazul reţelei în general. Pentru fiecare punct de racordare la ÎT, ENEL trebuie să indice valoare medie a tensiunii (tensiune declarată) şi domeniul de variaţie aferent, în baza valorilor determinate în condiţii normale de funcţionare a Reţelei, ţinând eventual cont de dezvoltările de reţea programate. Domeniul de variaţie definit astfel (exprimat în valori absolute) trebuie să fie inclus în cel aferent condiţiilor normale de funcţionare al reţelei (de ex.: valoare nominală:110 kV; valoare declarată: 110 kV; domeniu de variaţie: ±5%).

13.1 Contract de Distribuţie/Furnizare Contractul de Distribuţie/Furnizare conform Ordinul 43/2004 conţine:

– caracteristicile instalaţiilor reţelei, a instalaţiei de reţea şi de utilizarea pentru racordare, a liniilor de legătură aferente punctului de racordare, principalele caracteristici ale instalaţiei Utilizatorului în scopul realizării şi menţinerii racordării;

– reglementarea relaţiilor între ENEL şi Utilizator în ceea ce priveşte exploatarea, mentenanţa şi dezvoltarea porţiunilor din instalaţia de utilizare racordată la reţea.

Sunt tratate în Contractul de Distribuţie/Furnizare subiectele conform paragrafelor următoare. NOTA: in mod eronat se face referire la contractul de racordare. Acesta nu prevede nimic din ce e mai jos!

13.1.1 Caracteristici indicative ale REŢELEI în punctul de racordare – limite de variaţie a frecvenţei;

– limite de variaţie a tensiunii;

– putere de scurtcircuit (minim convenţional pentru IT, minim de funcţionare pentru MT);

– nivel maxim de distorsiune armonică totală;

– nivel maxim de dezechilibru a tensiunii;

124

– valoare maximă a indicelui de severitate a fenomenului de flicker, atât pe termen scurt cât şi pe termen lung;

– reglaje ale protecţiilor aferente liniei (DG) care alimentează Utilizatorul (atunci când sunt solicitate de către Utilizator);

– timpii ciclurilor de reanclanşare rapidă (atunci când sunt prezente).

13.1.2 Caracteristici ale instalaţiilor şi ale proceselor Instalaţii ale REŢELEI

– Coordonarea izolaţiei aferente instalaţiei de reţea pentru racordare;

– caracteristici generale ale sistemului de protecţie a instalaţiei de reţea pentru racordare.

Instalaţii ale Utilizatorului – Coordonarea izolaţiei aferente porţiunii de instalaţie a Utilizatorului la nivel de

tensiune a punctului de racordare;

– caracteristici ale întrerupătoarelor comandate la distanţă de:

− sisteme de protecţie a reţelei;

− dispozitive ale Transelectrica\DET (BME, BMI);

– eventuală utilizare şi poziţionare a dispozitivelor pentru deconectarea de sarcini sau de grupuri de generare;

– criterii de integrare pentru definirea limitelor de competenţă funcţională;

– eventuala utilizare a dispozitivelor automate pentru conectarea şi deconectarea mijloacelor de compensare a puterii reactive;

– lista eventualelor echipamente în proprietatea ENEL care sunt amplasate în instalaţia Utilizatorului.

Linii de racordare

– coordonarea izolaţiei;

– caracteristici ale întreruptoarelor şi a separatoarelor;

– eventuală utilizare a echipamentelor de teleprotecţie/teledeclanşare.

Instalaţii de producere

– Programe de furnizare a puterii reactive.

13.1.3 Exploatarea, conducerea şi controlul instalaţiilor – Gestionarea eventualelor puncte de racordare multiple şi a alimentărilor de rezervă,

care presupun punerea în paralel între ele, a părţilor distincte ale reţelei;

– caracteristici ale eventualelor sisteme de telecomunicaţie;

– eventualul acord pentru funcţionarea Utilizatorului la servicii de reţea neobligatorii pentru el (funcţionare în insulă a unei părţi a reţelei);

– număr mediu de zile anuale de indisponibilitate prevăzute pentru mentenanţă (doar pentru ÎT);

– acces la instalaţiile şi procedurile pentru executarea lucrărilor;

125

– siguranţa persoanelor şi echipamentelor cu ocazia intervenţiilor pentru întreţinerea şi dezvoltarea instalaţiilor ENEL şi Utilizatorului.

Derogări de la Regulile Tehnice, eventual acordate de ENEL, sunt menţionate în Contractul pentru Racordare.

13.1.4 Convenţia de Exploatare ENEL stabileşte in cadrul Contractului de Distribuţie/Furnizare o Convenţie de Exploatare (care se încheie anterior intrării în funcţiune a instalaţiei), conţinând următoarele:

– exploatarea punctului de racordare ENEL – Consumator;

– condiţii generale de racordare a Consumatorului;

– modalităţi de exploatare a racordării Consumatorului;

– eventuale modalităţi de exploatare tranzitorie a racordării Consumatorului;

– condiţii generale de racordare ale Producătorului;

– modalităţi de exploatare a racordării ale Producătorului;

– programe de producere;

– plan de producere şi schimb a energiei reactive;

– pornirea şi punerea în paralel a grupului;

– modalităţi de exploatare tranzitorie a racordării Producătorului;

– mentenanţă şi deservicii (din cauza defectelor);

– programarea indisponibilităţilor;

– dispoziţii operative privind securitatea muncii;

– persoanele consemnate cu disponibilitatea timp de 24 h.

Convenţia de exploatare (vezi Anexa J şi Anexa K), pentru instalaţiile de producere dispecerizabile racordate la reţeaua ÎT, este stabilită între ENEL, Producător şi DET.

13.2 Documentaţie tehnică necesară pentru racordare În momentul racordării, Utilizatorul trebuie să prezinte documentaţia care atestă conformitatea instalaţiei de utilizare cu cerinţele indicate în prezenta Normă. Această documentaţie constă într-un extras al Declaraţiei de conformitate (redactată de societatea care a realizat lucrarea abilitată conform cerinţelor ENEL) care trebuie să aibă ca anexă proiectul întregii instalaţii a utilizatorului pana la punctul de delimitare fiind incluse aici transformatoarele de la nivelul de racordare la alte niveluri tensiune, precum şi o confirmare a efectuării reglajelor protecţiilor conform celor specificate de ENEL, completată conform formularului menţionat în Anexa G. ENEL şi Utilizatorul trebuie să identifice în mod univoc instalaţia şi să identifice persoanele abilitate pentru furnizarea informaţiilor tehnice. Pentru fiecare punct de delimitare trebuie să fie prevăzută documentaţia tehnică de referinţă, în scopul gestionării punctului de delimitare, în relaţiile dintre ENEL, Proprietarul Staţiei reţelei de interes şi Utilizator. Utilizatorul este responsabil cu redactarea, actualizarea, păstrarea şi comunicarea formală către ENEL a documentaţiei tehnice aferentă propriei instalaţii.

126

Această documentaţia trebuie să conţină cel puţin:

– o schemă monofilară a instalaţiei de utilizare pentru racordarea, având indicate toate caracteristicile echipamentelor (întreruptoare, TC, TT, transformatoare, protecţii, cabluri, generatoare, etc.);

– scheme funcţionale ale sistemului de protecţie, comandă şi control, pentru fiecare componentă a instalaţiei;

– descrieri tehnice, manuale şi date de recepţie a echipamentelor, a sistemelor de protecţie, comandă, protecţie şi control, a serviciilor auxiliare şi a echipamentelor prezente în instalaţie.

Simbolurile utilizate în schemele electrice ale instalaţiei trebuie să fie în conformitate cu normativele tehnice în vigoare. Utilizatorul trebuie să pună la dispoziţia ENEL, la cererea ENEL, a întregii documentaţii tehnice a instalaţiei, în formă electronică şi în formatele definite de ENEL. Utilizatorul este de asemenea obligat să colaboreze pentru actualizarea periodică a Bazei de Date a Sistemului de Control. Pentru fiecare punct de racordare trebuie să fie păstrată la ENEL lista caracteristicilor tehnice ale respectivului punct. Această listă trebuie să fie formată şi actualizată prin grija ENEL, pe baza informaţiilor furnizate de Utilizator. În listă trebuie să fie menţionate eventuale derogări acordate. Informaţiile referitoare la instalaţie şi a proceselor de producere de energie electrică trebuie să fie menţionate în acordurile suplimentare şi în secţiunile prevăzute ale acestui document.

13.2.1 Schemă monofilară Schema monofilară trebuie să reprezinte cu acurateţe circuitele şi conectările lor pentru întreaga instalaţie de racordare. Pe schema monofilară trebuie să fie reprezentate toate echipamentele, aşa cum sunt poziţionate în instalaţie, şi conectările la toate circuitele de joasă tensiune şi externe. Schema monofilară trebuie să conţină, de asemenea, numele, numerotările şi caracteristicile nominale principale a întregii instalaţii şi toate echipamentele prezente în instalaţie. Dacă în instalaţia de racordare sunt prezente echipamente în carcasă metalică cu compartimente sub presiune şi umplute cu gaz SF6, această situaţie trebuie să fie în mod clar indicată în schemă evidenţiind compartimentarea acesteia.

13.2.2 Schemele funcţionale ale Sistemului de Comandă, Control şi Protecţie Pentru fiecare spaţiu (celulă) al instalaţiei de racordare, Utilizatorul trebuie să prezinte:

– o schemă funcţională, chiar şi simplificată, care să dovedească caracteristicile de protecţie, interblocările şi raporturile între funcţiile de automatizare şi de protecţie;

– o schemă sau o listă a semnalelor logice şi analogice disponibile pentru monitorizare.

13.2.3 Descrieri tehnice, manuale şi date de recepţie Pentru fiecare tip de echipament şi de componentă a punctului de racordare care intră în competenţa sa, Utilizatorul trebuie să furnizeze, preluându-le din manualul constructorului, toate

127

datele necesare pentru activităţile ENEL iar, acolo unde este prevăzut, ale DET/Transelectrica. Pentru părţile supuse recepţiei, datele în cauză vor fi înlocuite cu datele de recepţie (Anexa L1 şi L2.).

128

ANEXA L1

(Model de scrisoare care trebuie trimisă clienţilor înainte de punerea în funcţiune a Postului de transformare) SUBIECT: racord la medie tensiune

În ziua şi la ora stabilite anterior de comun acord cu dvs, un reprezentant al firmei noastre

va racorda postul de transformare situat în.______________________ ___

Operaţiunea va fi efectuată în prezenţa unui expert desemnat de dvs. (conf. SR EN 50110 1-2) care va semna pentru dvs., în momentul racordării declaraţia prezentată în anexă. ENEL este scutită de orice responsabilitate civilă sau penală, fără nici o excepţie, pentru accidente sau daune de orice fel care ar putea afecta persoane sau lucruri în timpul activităţii sau oricum din cauza postului de transformare sus-menţionat. Ne permitem să vă reamintim obligaţia care vă revine în ceea ce priveşte exploatarea şi întreţinerea cabinei şi a instalaţiei de utilizare în conformitate cu normele legale, inclusiv cele pentru prevenirea accidentelor de muncă, precum şi, acolo unde legea nu prevede acest lucru, cu Normele Europene şi cu legislaţia în vigoare şi cu toate măsurile şi prevederile necesare în scopul siguranţei. În mod special, sunteţi responsabil în totalitate de instalaţia de legare la pământ realizată de dvs., la care sunt conectate şi elementele metalice ale echipamentelor noastre şi al cărei buletin de verificare l-aţi transmis în conformitate cu normele în vigoare. Vă aducem la cunoştinţă, totodată, că lucrările în instalaţia de utilizare se pot executa: a) cu scoaterea de sub tensiune a cablului de legătură; b) fără scoaterea de sub tensiune a cablului de legătură. În aceste cazuri, se va proceda după cum urmează: Cazul a): 1- ENEL va separa şi va lega la pământ cablul în amonte de punctul de delimitare, pentru a se asigura împotriva punerii accidentale sub tensiune şi va instala indicatoare de avertizare “LUCRĂRI ÎN CURS NU EFECTUAŢI MANEVRE”, furnizând clientului o documentaţie scrisă privind operaţiunile efectuate; 2- clientul va separa, la rândul său, cablul la cealalt capat şi-l va lega la pământ cu un dispozitiv de legare la pământ mobil; 3- în cazul în care este necesar, ENEL va desface de la propria instalaţie capetele terminale ale cablului, învelişurile metalice şi protecţiile cablului, pentru a-l livra apoi clientului; 4- clientul se va ocupa de efectuarea lucrărilor (pe cât posibil, aceste lucrări vor trebui făcute în exteriorul compartimentului de racordare rezervat ENEL);

Anexa. L1 pag. 1 din 2

129

5- odată terminate lucrările, va fi responsabilitatea clientului, să înştiinţeze în scris ENEL, şi să înapoieze la ENEL cablul întreg, după ce l-a conectat la dispozitivul general al instalaţiei sale, l-a separat şi după ce a îndepărtat în prealabil dispozitivele de legare la pământ de tip mobil.

Cazul b): ENEL nu va efectua nici o manevră, iar clientul va trebui să aplice cele prevăzute de Normele în vigoare. Vă amintim că reglajele protecţiilor întreruptorului general vor trebui să corespundă valorilor stabilite cu personalul ENEL; eventuale incidente provocate reţelei noastre datorită modificării valorilor acestor reglaje sunt în responsabilitatea dvs. Vă rugăm să ne restituiţi un exemplar semnat de luare la cunoştinţă a prezentei, Cu stimă. Formular în dublu exemplar - original: Enel - copie: client Semnătură şi ştampilă Enel Semnătură şi stampilă client

Anexa. L1 pag. 2 din 2

130

ANEXA L2

Declaraţie de confirmare a racordării Subsemnatul ............................................................................................................................. în numele clientului ................................................................................................................... de care am fost ales în mod expres, declar că am luat la cunoştinţă că de la ora......... în data de .......... postul de transformare, situat în localitatea ....................………... va fi considerat sub tensiune. Astfel scutesc ENEL de orice responsabilitate, declarând că am informat pe toţi cei interesaţi că prezenta instalaţie este sub tensiune şi deci se interzice accesul neautorizat. Data ora Semnătura Semnătura personal Enel Formular în dublu exemplar - original: ENEL - copie: client.

Anexa. L2 pag. 1 din 1

131

ANEXA A

Coordonarea protecţiilor şi a automatizărilor de reţea cu protecţiile instalaţiilor utilizatorului

Deoarece sistemele de protecţie adoptate prin grija Utilizatorului trebuie să fie corelate corect cu protecţiile de reţea. Prezenta Anexă conţine descrierea sumară a sistemelor de protecţie şi de reanclanşarea automată instalate pe reţelele de distribuţie de ÎT şi MT. Pentru reţelele de ÎT, aceste sisteme de protecţie şi automatizări sunt similare pe tot teritoriul naţional; pentru reţelele de MT, acestea sunt comune în cea mai mare parte a reţelelor de distribuţie. Datorită caracteristicilor tehnice care le diferenţiază, sistemele de automatizare ale reţelelor (identificarea defectelor, realimentare, etc.) presupun mici adaptări de coordonare cu instalaţiile utilizatorului. Coordonarea între protecţiile de reţea şi ale utilizatorului are scopul de a reduce perturbaţiile de funcţionare, permiţând selectarea în cel mai scurt timp posibil a defectului (rapiditate) şi delimitând pe cât posibil zona pusă în afara serviciului (selectivitate). De fapt, lipsa sau eliminarea întârziată a unui defect, sau scoaterea din funcţiune a unei zone extinse de reţea (sau de instalaţie a Utilizatorului), pot să producă deservicii grave. Timpul de eliminare a defectului (rapiditate) şi capacitatea de selectare corectă a porţiunii de reţea pentru izolare (selectivitate) sunt considerate prerogative fundamentale ale unui sistem de protecţie. Aceste cerinţe sunt strict legate între ele şi vor fi luate în consideraţie în funcţie de scopul sistemului de protecţie. În continuarea prezentei Anexe se menţionează problemele de coordonare selectivă între protecţiile de reţea şi cele ale Utilizatorului (şi acolo unde e posibil, între diferite protecţii ale Utilizatorului) pentru defecte interne în reţeaua Utilizatorului: de fapt, aceste probleme sunt comune majorităţii Utilizatorilor, având în vedere prezenţa obligatorie a unui Dispozitiv General (eventual multiplu) pe toate instalaţiile. În general, coordonarea între protecţiile de reţea şi ale utilizatorului prin reglaje în timp şi de curent (selectivitate mixtă, în funcţie de timp şi de curent). Pentru defectele care pot apărea pe porţiuni de reţea ale utilizatorului la tensiuni mai mici decât de tensiunea de racordare, este necesar să se asigure că defectul nu determină functionari ale protecţiilor reţelei la tensiunea de racordare (selectivitate de curent). Mai problematică este coordonarea selectivă pentru defecte care apar pe porţiuni din reţeaua utilizatorului la aceeaşi tensiune de racordare, aşa cum rezultă din paragrafele următoare.

A.1 Reţele de ÎT Reţelele de ÎT funcţionează cu neutrul legat la pământ şi în scheme de tip buclat sau parţial buclat. Prin urmare, eliminarea selectivă a defectelor (atât polifazate, cât şi monofazate) este realizată în general folosind protecţii de distanţă. Mai rar (linii în antenă) sunt adoptate protecţii maximale de curent cu mai multe trepte.

132

A.1.1 Protecţii şi automatizări de reţea Caracteristicile tipice ale protecţiilor de distanţă asigură eliminarea defectelor în aproximativ 100 ms (prima treapta) şi în 350 ms (a doua treapta) pentru reţele de 110 kV. Reţeaua de ÎT este dotată de asemenea cu dispozitive de reanclanşare automată rapidă şi temporizată. Setările uzuale ale reanclanşării rapide pentru tensiunea de 110 kV sunt:

– 0,3 s pentru reanclanşarea tripolară;

– 0,5 s pentru reanclanşarea monopolară.

Timpii de aşteptare sunt condiţionaţi de timpii minimi de stingere a arcului. Valorile menţionate sunt cele pe care experienţa de exploatare a reţelei le-a demonstrat ca fiind statistic eficiente pentru eliminarea defectelor tranzitorii (nepermanente). Reanclanşarea rapidă este activată în modalitate monopolară pentru defecte monofazate şi tripolară pentru defecte polifazate. Pe de altă parte, este activată în modalitate exclusiv monopolară în cazul liniilor buclate pe care se află grupuri de producere şi care buclează ST de 110 kV . Reanclanşarea temporizată, tot de tip tripolar şi cu control al sincronismului, intervine în schimb cu timpi de aşteptare de 60 s sau 180 s în funcţie de tipul de întreruptor controlat. Se face distincţie între capatul liniei care pune sub tensiune (“A”) şi extremitatea care leagă reţeaua (“B”). Întrerupătorul în “A” reanclanşează în prezenţa tensiunii pe bară şi absenţa tensiunii pe linie. Întrerupătorul în “B” reanclanşează în prezenţa tensiunii atât pe bară cât şi pe linie, verificând condiţiile de sincronizare.

A.1.2 Coordonarea protecţiilor reţelei cu cele ale utilizatorului În ceea ce priveşte coordonarea între protecţiile reţelei şi cele ale utilizatorului, pentru defecte pe porţiuni de reţea ale utilizatorului la aceeaşi tensiune de racordare, este posibilă o coordonare selectivă cu condiţia ca să existe declanşarea instantanee a protecţiilor maximale de curent ale instalaţiei Utilizatorului (Dispozitiv General) şi declanşarea în a doua treapta a protecţiilor de distanţă ale reţelei. Mai dificilă este coordonarea în cazul Utilizatorilor racordaţi în derivaţie rigidă (în T) sau în antenă.

A.2 Reţele de MT Reţelele de MT sunt exploatate prin scheme de tip radial, cu eventuală posibilitate de alimentare de rezervă. În ceea ce priveşte starea neutrului, tendinţa actuală este da a exploata reţele cu neutrul tratat prin impedanţă constituită din reactanţă inductivă şi rezistenţă (neutru compensat, bobina Petersen) sau din rezistenţă simplă. Anumite porţiuni de reţea de MT sunt exploatate încă cu neutrul izolat. Exploatarea reţelelor cu neutrul compensat rezultă a fi avantajoasă în condiţiile limitări curentului de defect la pământ (este mai simplă dimensionarea instalaţiilor de legare la pământ), de auto-eliminare a defectelor monofazate, de identificare a defectului monofazat cu întrerupere minimă pentru Utilizator şi cu solicitări minime la nivelul izolaţiilor.

A.2.1 Protecţii şi automatizări de reţea Date fiind criteriile de exploatare conform paragrafului precedent, eliminarea selectivă a defectelor se realizează prin criterii diferite pentru defectele polifazate cu pământul. În acest ultim caz (defectele monofazate) logica de protecţie/automatizare a reţelei este diferită de starea neutrului. Cu neutrul izolat, defectul monofazat este eliminat de întreruptorul de la

133

începutul liniei, iar tronsonul de linie defect este izolat prin deschiderea IMS poziţionate de-a lungul liniei. Cu neutrul compensat, defectul monofazat poate fi eliminat prin modalitatea de mai sus sau prin deschiderea IMS poziţionate de-a lungul liniei. În ceea ce priveşte însă defectele polifazate, eliminarea lor rapidă se realizează prin adoptarea protecţiilor maximale de curent pe întreruptoarele de la începutul liniei (bare de MT din ST). Aceste protecţii maximale de curent sunt prevăzute cu mai multe trepte de intervenţie, în general cu timp independent: dacă (cazul cel mai critic pentru selectivitate între protecţiile reţelei şi cele ale instalaţie Utilizatorului) se activează treapta instantanee, timpii de eliminare a defectelor polifazate sunt în general mai mici de 150 ms - 200 ms. De asemenea, reţeaua de MT este dotată cu dispozitive de reanclanşare tripolară automată rapidă şi temporizată. Setările uzuale ale reanclanşării rapide sunt de 0,4 s, în timp ce pentru reanclanşarea temporizată, timpii de aşteptare variază de la 30 s la 180 s.

A.2.2 Coordonarea protecţiilor reţelei cu cele ale Utilizatorului În ceea ce priveşte coordonarea între protecţiile reţelei şi cele ale Utilizatorului, pentru defecte pe porţiuni de reţea ale utilizatorului la aceeaşi tensiune de racordare, aceasta este diferită în funcţie de defect (monofazat sau polifazat). În primul caz (defect monofazat), coordonarea selectivă este realizată prin diferenţierea timpilor de intervenţie. Pentru reţele exploatate cu neutrul compensat, fiind mai puţin stringente necesităţile unei eliminări rapide a defectului, coordonarea este mai simplă, permiţând Utilizatorului şi o treapta de selectivitate temporizată pe propriile instalaţii. În ceea ce priveşte defectele polifazate (şi pentru defectele cu dublă punere la pământ), dată fiind valoarea curenţilor şi a golului de tensiune provocat Utilizatorilor de aceeaşi linie şi de alte linii legate la aceeaşi bară de MT din staţia de transformare, eliminarea defectului de către protecţiile ENEL se realizează în general instantaneu. Prin urmare, posibilităţile de coordonare selectivă între protecţiile reţelei şi protecţia generală a Utilizatorului sunt foarte reduse (nule în cazul defectelor nete). Dacă DG este format dintr-un întreruptor, acesta trebuie să fie în general cu deschidere instantanee: în caz de defect se realizează deschiderea simultană a întreruptorului din staţia de transformare şi a DG utilizatorului, cu reanclanşarea rapidă ulterioară a întreruptorului de linie din ST şi reluarea alimentării pentru ceilalţi Utilizatori. Posibilitatea de coordonare selectivă care permite evitarea functionarii protecţiei de linie pentru defecte pe porţiuni din reţeaua utilizatorului la aceeaşi tensiune cu tensiunea de racordare poate fi realizată utilizând, pentru protecţia echipamentelor care se află în aval de DG (transformatoare), siguranţe fuzibile (pentru limitarea curentului). Defectele eliminate prin intermediul acestor siguranţe nu provoacă, cu o probabilitate destul de mare, intervenţia întreruptorului de linie; de asemenea, defectele rezolvate astfel au consecinţe mici asupra calităţii serviciului (goluri mai scurte şi mai puţin profunde).

A.2.3 Coordonare selectivă între protecţiile utilizatorului la aceeaşi tensiune cu tensiunea de racordare În ceea priveşte coordonarea între protecţiile instalaţiilor utilizatorului pentru defecte pe porţiuni din reţeaua Utilizatorului la aceeaşi tensiune cu tensiunea de racordare, există situaţii diferite în funcţie de defect (monofazat sau polifazat). În caz de defecte monofazate, posibilitatea de coordonare selectivă (între DG şi întrerupătoarele din aval folosite pentru protecţia fiecărui receptor) este condiţionată temporizării maxime stabilă

134

pe DG (întârziere pentru a garanta un timp total de întrerupere a defectului de 450 ms pentru reţele cu neutrul compensat şi 170 ms pentru reţele cu neutrul izolat). Disponibilitatea unei trepte de temporizare la DG permite urmărirea unui nivel de selectivitate temporizată; în plus permite mai multe niveluri de selectivitate dacă se folosesc tehnici de coordonare bazate pe comunicarea între dispozitivele de protecţie. În ceea ce priveşte defectele polifazate, aceeaşi coordonare selectivă între DG şi întreruptoarele fiecărui receptor este realizabilă folosind tehnici de selectivitate bazate pe comunicare între dispozitivele de protecţie. În acest caz, pot exista două situaţii diferite, descrise în continuare. 1. În general, deschiderea întreruptorului de linie se realizează fără întârziere intenţionată, şi reanclanşarea ulterioară rapidă permite realimentarea porţiunii de instalaţie a Utilizatorului neafectată de defect. De fapt, în cazul defectelor din aval de întreruptoarele receptoarelor, coordonarea logică între aceste dispozitive şi DG cauzează blocarea DG. 2. Daca însă Utilizatorul este conectat printr-o linie pentru care este posibilă temporizarea intervenţiei protecţiei în Staţia de Transformare (verificări prealabile privind energia specifică transferată ulterioară întârzierii adoptate), este posibilă evitarea functionarii acestei protecţii de linie (situaţie analoagă celei privind defectele monofazate pe reţelele cu neutrul compensat). Trebuie să se sublinieze cum această modalitate de coordonare selectivă, impunând o temporizare intenţionată la deschiderea protecţiei de linie, cauzează o deteriorare mai mare a echipamentelor cu ocazia fiecărui defect, precum şi perturbaţii majore la Utilizatorul conectat la aceeaşi bară MT din ST (goluri de tensiune mai mari). Prin urmare, o modalitate similară de coordonare trebuie să se aplice Utilizatorilor cu necesităţi de continuitate cerută şi care nu le poate fi rezolvată prin alte măsuri ce pot fi aplicate pe instalaţia Utilizatorului. Trebuie să se tină cont de faptul că această soluţie permite evitarea întreruperilor tranzitorii datorate reanclanşării rapide însă nu evită golurile de tensiune, a căror durată creşte în anumite cazuri.

135

ANEXA B

Cerinţe minime ale DG şi SPG pentru instalaţii de MT existente

Declaraţie de conformitate Prezenta Anexă descrie încercările la care se supune DG (Dispozitiv General) şi SPG (Sistem de Protecţie General) instalate în instalaţii existente pentru a fi considerate conforme Regulilor Tehnice de Racordare, conform celor stabilite de prevederile ANRE. Se specifică faptul că încercările descrise în continuare au scopul de a stabili timpul total de intervenţie a sistemului DG+SPG în caz de declanşare a protecţiilor.

B.1 Încercări la sistemul DG+PG Încercările, pentru constatarea cerinţelor privind timpul total de intervenţie mai sus menţionat, sunt prezentate în continuare: Proba 1. Aplicarea unui semnal de curent egal cu de 1,2 ori valoarea treptei de curent maxim (raportat la secundarul TC) pentru care este prevăzută declanşarea instantanee la intrarea de curent a releului, şi determinarea momentului de aplicare a semnalului prin intermediul instrumentului de măsurare (proba 1). Durata semnalului aplicat trebuie să fie mai mică de 100 ms. Proba 2. Aplicarea unui semnal de curent egal cu de 1,2 ori valoarea treptei de curent maxim homopolar (raportat la secundarul transformatorului de curent homopolar) pentru care este prevăzută declanşarea şi evidenţierea momentului în care se aplică semnalul prin intermediul instrumentului de măsurare corespunzător (proba 2). În special:

− verificarea treptei Io> o reglarea treptei Io> –Io = 2 A – instantaneu ; o reglare treapta Io>> –Io = 70 A (sau de 1,4 ori valoare cerută de ENEL) –

instantaneu; o valoarea semnalului aplicat – 1,2 * 2 A (valori primare); o durata semnalului aplicat – mai mică de 100 ms;

− verificarea treptei Io>> o reglarea treptei Io> – Io = 2 A – temporizare 380 ms; o reglare treapta Io>> – Io = 70 A (sau de 1,4 ori valoarea cerută de ENEL) –

instantaneu; o valoarea semnalului aplicat – 1,2 * 70 A (valori primare); o durata semnalului aplicat – mai mică de 100 ms.

În timpul efectuării probei 2 trebuie să fie excluse eventualele trepte 67S1 şi 67S2 prezente.

Proba 3. În cazul prezenţei protecţiei homopolare direcţionale, aplicarea de curent homopolar şi tensiune homopolară cu defazarea aferentă indicată în Tabel B 1 .Tabelul prezintă şi reglajele protecţiei (tensiune homopolară, curent homopolar, zona de functionare) care trebuie să fie utilizate în fiecare caz. În timpul efectuării încercărilor din Tabelul de mai jos trebuie să fie excluse eventualele trepte Io> şi Io>> prezente. Proba 3 trebuie să fie completată cu încercarea pe treapta Io>>, conform modalităţilor indicate pentru Proba 2.

136

Tabel B 1 Parametrii de aplicat, valori de reglare şi rezultate aşteptate pentru verificarea DG echipate cu PG având funcţia de protecţie 67

Semnale introduse Reglări

V0

[V sec./ %] I0

[A prim.]

Unghi de întârziere al Io

faţă de Vo [°]

Durata semnalelor de intrare

[ms]

V0 [V sec./ %]

I0 [A prim]

Sector Intervenţie (unghi de întârziere

al Io faţă de Vo) [°]

Timp de

întârziere intenţionat

[ms]

Rezultatul aşteptat

Timp Maxim deschidere

întrerupător

[ms]

2,4 2,4 54 160 2 2 60÷120 0 Nici o declanşare - 2,4 2,4 66 160 2 2 60÷120 0 Declanşare 67NI 200 ms 2,4 2,4 90 160 2 2 60÷120 0 Declanşare 67NI 200 ms 2,4 2,4 114 160 2 2 60÷120 0 Declanşare 67NI 200 ms 2,4 2,4 126 160 2 2 60÷120 0 Nici o declanşare - Tr

eapt

a NI

2,4 2,4 66 180 2 2 60÷120 380 Nici o declanşare -

6 2,4 54 160 5 2 60÷250 0 Nici o declanşare - 6 2,4 66 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms 6 2,4 90 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms 6 2,4 180 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms 6 2,4 244 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms 6 2,4 256 160 5 2 60÷250 0 Nici o declanşare - 6 2,4 264 160 5 2 60÷250 0 Nici o declanşare - 6 2,4 270 160 5 2 60÷250 0 Nici o declanşare -

Trea

pta

NC

6 2,4 244 180 5 2 60÷250 380 Nici o declanşare -

La încercarea treptei NI (sector unghiular dedicat detectării defectelor cu punere la pământ în reţeaua Consumator în regim de neutru izolat), treapta NC (sector unghiular dedicat detectării defectelor cu punere la pământ în reţeaua Consumator în regim de neutru compensat) trebuie să fie exclusă (acţionând în acest sens asupra reglajelor treptelor de tensiune şi curent homopolar şi/sau asupra timpului de întârziere intenţionată) şi viceversa la încercarea treptei NC.

137

− Înregistrarea pe acelaşi instrument de măsurare a momentului de comutare a contactelor de deschidere ale întreruptorului (comun probelor 1 şi 2), evidenţiată prin una din următoarele modalităţi:

o verificarea poziţiei contactelor auxiliare;

o verificarea absenţei tensiunii pe circuitele din aval de întrerupător (prin intermediul TT eventual prezente în instalaţie);

o verificarea (cu ajutorul ampermetrului) absenţei curentului datorită acţionării întreruptorului.

Probele 1, 2 (şi eventual 3) se consideră a fi trecute cu succes dacă sunt efectuate trei întreruperi (manevre) consecutive în timpi mai mici de 200 ms (considerat ca timp total care se scurge între aplicarea semnalului în intrare la circuitele de curent ale releului şi comutarea deschiderii contactelor) şi cu o pierdere a timpilor de intervenţie care nu depăşeşte 20%. Încercările pot fi efectuate şi fără tensiune pe circuitul principal. Precizia în măsurare a timpului trebuie să fie mai mică sau egală de 1 ms. Trebuie să fie întocmit un raport de încercare pe suport hârtie, cu sigla celui care redactează Declaraţia de Conformitate, care conţine marca, modelul şi seria instrumentului utilizat.

138

ANEXA C

Caracteristici privind Sistemul de Protecţie General pentru reţelele de ÎT

C.1 Generalităţi În această Anexă sunt prezentate caracteristicile şi modalităţile de încercare a Sistemului de Protecţie General pentru Utilizatorii de la ÎT. Specificaţia caracteristicilor minime privind transformatoarele de curent şi tensiune (TC şi TT) precum şi releele utilizate pentru protejarea instalaţiilor Utilizatorilor racordaţi la reţelele de distribuţie de ÎT devine indispensabilă considerând ca fiind importante necesitatea siguranţei şi rapiditatea intervenţiei pe care protecţiile în cauză trebuie să le garanteze, împreună cu necesitatea de a evita suprasolicitarea sistemului de protecţie în scopul reducerii costurilor. Având în vedere necesitatea de protecţie specifică a fiecărei instalaţii de IT, sunt prezentate în continuare câteva indicaţii generale care vor fi verificate pentru fiecare caz în parte prin colaborarea dintre ENEL şi Utilizator.

C.1.1 Transformatoare de curent pentru protecţie (TC) TC trebuie să respecte Norma SR EN 60044-1. Acestea trebuie să furnizeze curent secundar, la protecţii, cu erori acceptabile în domeniul de variabilitate permis pentru curentul de defect primar. În special aceste TC trebuie să permită corecta funcţionare a protecţiilor ţinând cont de asimetria maximă a curentului de defect şi a valorilor constantei de timp primară de 20 ms - 60 ms. În mod normal caracteristicile TC trebuie să fie verificate cu referire la sarcina constituită din protecţie, a cablurilor de racordare corespunzătoare precum şi a şirului de cleme intermediar. Sunt indicate următoarele caracteristici tipice:

− curent nominal primar: 200 A - 400A - 800A - 1200 A69

− curent nominal secundar: 1 A-5 A

− putere nominală: 30 VA (referire la 5 A)

− clasă de precizie : 5P

− factor limită de precizie: 30

− curent termic nom. permanent: 1,2 I nominal

− curent termic nom. de scurtcircuit /1 s: mai mare sau egal cu valoarea minimă indicată de către ENEL, dar nu mai puţin a 20 kA

− curent dinamic nominal: mai mare sau egal cu valoarea minimă indicată de ENEL, dar nu mai mic de 50 kA de vârf

− nivelul de izolaţie (Um) 123 kV pentru TC destinate reţelelor de 110 kV.

Valorile cele mai mici de curent nominal primar (dar nu mai mici de 200 A) trebuie utilizate la folosirea TC asociate doar cu protecţiile maximale de curent. 69 Pentru Utilizatorii cu putere de transformare instalată limitată (< 10 MVA), trebuie evaluată posibilitatea de folosire a TC de raport inferior, compatibil cu puterea de scurtcircuit în punctul de racordare.

139

C.1.2 Transformatoare de tensiune pentru protecţie (TT) TT trebuie să respecte prevederile Normei SR EN 60044-2. Sunt indicate următoarele caracteristici tipice :

− tensiune nominală primară: 110/√3 kV

− tensiune nominală secundară: 100/√3 V

− putere nominală: mai mare sau egală cu valoare minimă indicată de către ENEL, dar nu mai mică de 10 VA70

− clasă de precizie: 3P

− nivel de izolaţie (Um): 123 kV pentru TT destinate reţelelor cu nivel de tensiune de 110 kV.

− factor de tensiune nominală: 1,5 /30 s.

C.1.3 Indicaţii de funcţionare pentru PG Trebuie prevăzute următoarele protecţii:

− protecţie maximală de curent, cu două trepte, ambele având timp definit în mod independent;

− protecţie de minimă tensiune continuă Vcc (80 s) care permite izolarea Utilizatorului din reţea prin intermediul dispozitivului general în cazul lipsei tensiunii auxiliare.

Caracteristicile protecţiilor de mai sus sunt enumerate în continuare: – Timpul de bază al functionarii: echivalent cu durata timpului de măsură a protecţiei şi a timpului

de emitere a comenzii de declanşare (pentru parametrii de intrare având de 1,2 ori valoarea de intervenţie reglată); pentru toate funcţiile în continuare indicate trebuie să fie mai mic sau egal cu 50 ms. Temporizarile indicate cuprind şi timpul de bază al intervenţiei.

– Protecţie maximală de curent: dispozitivele de preluare a parametrilor primari trebuie să fie

compatibile cu curentul nominal In. Domeniile de reglare prevăzute sunt: – Prima treapta :

– Valoare 20%÷500% din In, în trepte de 10%;

– Temporizare (0,05÷5) s, în trepte de 0,05 s.

– A doua treapta:

– Valoare 100%÷2000% din In, în trepte de10%;

– Temporizare (0,05÷5) s, în trepte de 0,05 s.

– Protecţie de minimă tensiune continuă Vcc: treapta setata la 80% din tensiunea nominală de

alimentare a protecţiei, cu timp de întârziere de 1 s. 70 Trebuie prevăzută oricum o rezistenţă corespunzătoare în aşa fel încât puterea efectivă să fie mai mare decât 25% din cea nominală.

140

Comenzile de manevră a întreruptorului şi semnalizările locale trebuie să fie astfel structurate: Pe parte frontală a dispozitivului sau a modulelor componente trebuie să fie prevăzute cu următoarele semnalizări:

a) o semnalizare diferenţiată pe dispozitiv " În funcţiune” sau “Anomalie”;

b) semnal memorat al declanşării generice a protecţiei maximale de curent;

c) poziţia întreruptorului prin intermediul unor led-uri care să indice daca acesta este “deschis” sau “închis”. Comanda de declanşare a întreruptorului trebuie să persiste până la terminarea fazei logice de declanşare care a determinat-o pentru un timp minim de 150 ms (pentru garantarea deschiderii întreruptorului)

Dispozitivul trebuie să permită înregistrarea demarărilor şi declanşărilor pentru reconstituirea defectelor/anomaliilor. Limitele de eroare admise pentru parametrii sunt:

– Curent ≤5%

– Variaţia erorii limită a curentului ≤3%

– Timp de revenire ≤100 ms

– Raport de revenire protecţii ≥0,9

– Eroare limită asupra timpii ≤3%±20 ms

– Variaţia erorii limită a timpilor ≤1,5%±10 ms

Consumul propriu al circuitului de curent este ≤0,2 VA /In = 1 A şi ≤1 VA /In = 5A.

C.1.4 Încercări şi certificări ale PG Dispozitivul trebuie să poarte marca CE. Probele se împart în:

– încercări de funcţionare;

– încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător.

Trebuie să fie certificat conform modalităţilor prezentate mai jos şi depăşirea încercărilor conform paragrafelor următoare.

C.1.4.1 Încercări de funcţionare Încercările de funcţionare constă în:

– verificarea funcţiilor;

– măsurarea preciziei treptelor de functionare şi de revenire

– măsurarea preciziei timpilor de functionare şi de revenire.

C.1.4.2 Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător Încercările de compatibilitate electromagnetică sunt listate în următorul tabel

141

Tabel 24 - Încercări de compatibilitate electromagnetică Tip Detaliu Note/Niveluri de Probă Norme

Ţinere la impuls Categorie de supratensiune IV SR EN 60255-5

Rigiditate dielectrică Tensiune de probă 2 kV pentru circuite în c.a. SR EN 60255-5

Rezistenţă a izolaţiei ≥100MΩ la 500 V c.c. SR EN 60255-5

Descărcări electrostatice Descărcare cu contact nivel 3 Descărcare în aer nivel 3 SR EN 61000-4-2

Ring Wave nivel 3 Unde oscilatorii amortizate nivel 2 SR EN 61000-4-2

Tranzitorii rapide nivel 4 SR EN 61000-4-4

Surge 1,2-50/8-20 nivel 3 SR EN 61000-4-5 SR EN 61000-4-5/A1

Câmp magnetic la frecvenţa de reţea nivel 5 SR EN 61000-4-8 SR EN 61000-4-8/A1

Câmp magnetic oscilatoriu amortizat nivel 4 SR EN 61000-4-10 SR EN 61000-4-10/A1

Câmpuri electromagnetice iradiate cu radiofrecvenţă nivel 3 Câmpuri magnetice iradiate de radiotelefoane digitale nivel 3

SR EN 61000-4-3 EN 61000-4-3/IS1

Scurte întreruperi ale alimentării auxiliare nivel 0% t = 0,05 s

Goluri de tensiune nivel 50% t = 0,1 s Variaţii de tensiune Un ± 20%; t = 10 s

SR EN 61000-4-29

Tensiune la frecvenţa de reţea nivel 3 Perturbaţii conducte 15Hz-150Hz nivel 3

SR EN 61000-4-16 SR EN 61000-4-16/A1

IZOL

AŢIE

ŞI E

MC

Perturbaţii conducte induse de câmpuri de radiofrecvenţă nivel 3

SR EN 61000-4-6 SR EN 61000-4-6/A1

EN 61000-4-6/IS1 Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător sunt listate în următorul tabel Tabel 25 - Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător

Tip Detaliu Note/Nivel de Probă Norme

Cald uscat (+70 ± 2)oC; durata 16h SR EN 60068-2-2

Cald umed (40 ± 2)oC; (93 ± 3)% RH; durata 4 zile EN 60068-2-78

Frig (-25 ± 3)oC; durata 16h SR EN 60068-2-1

Aparatură ne alimentată

Schimb temperatură TA = - 25oC, TB = 70oC; durata esp. 3h+ 3h

SR EN 60068-2-14

Cald uscat (+70 ± 2)oC; durata 16h SR EN 60068-2-2

Cald umed (40 ± 2)oC; (93 ± 3)% RH; durata 4 zile SR EN 60068-2-78

Frig (-25 ± 3)oC; durata 16h SR EN 60068-2-1

CLIM

ATIC

E

Aparatură alimentată

Schimb temperatură TA = - 25oC, TB = 70oC; durata esp. 3h+ 3h SR EN 60068-2-14

Imunitate la vibraţii Limită inf. 10 Hz Limită Sup. 500 Hz Acceleraţie 10 m/s2 Amp. de spost. 0,075 mm

SR EN 60068-2-6

MECA

NICE

Vibraţii aleatorii cu bandă largă SR EN 60068-2-64

142

C.1.4.3 Încercări de supraîncărcare a circuitelor de măsurare Circuite de curent : pentru circuitele de curent de fază, supraîncărcarea permanentă trebuie să fie mai mare sau egală cu 3 ln, cea tranzitorie (1 s) trebuie să mai mare sau egală cu 50 ln71. Circuitele de tensiune : pentru circuitele de tensiune, supraîncărcarea permanentă trebuie să fie mai mare sau egală cu 1,3 Vn, cea tranzitorie (1 s) trebuie să mai mare sau egală cu 2 Vn.

C.1.4.4 Conformitatea dispozitivelor Respectarea cerinţelor susmenţionate trebuie să fie atestată de „Declaraţia de conformitate” a dispozitivului. Această Declaraţie de conformitate este responsabilitatea fabricantului şi trebuie emisă de acesta, sub forma unei autocertificări din partea fabricantului. Aceasta va fi redactată conform cu Legea 608/2001 şi trebuie înmânată de către Utilizator la ENEL la momentul racordării. Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de testare) trebuie păstrată de către Producător pentru cel puţin 20 de ani de la ultima fabricaţie. Aceasta trebuie pusă la dispoziţia ENEL pe site-ul fabricantului. Declaraţia de conformitate a dispozitivului trebuie să conţină toate informaţiile necesare în vederea identificării dispozitivului. Încercările de compatibilitate cu mediul (încercare de izolare, climatice şi EMC – compatibilitate electromagnetică) prevăzute trebuie efectuate la un laborator acreditat conform SR EN ISO/CEI 17025 de către Entitatea autorizată care se adresează European Cooperation for Accreditation (ECA). Ca o alternativă, încercările funcţionale pot fi efectuate:

a. la tipul de laboratoare menţionate mai sus, sau

b. la laboratoarele producătorului, sau laboratoare externe care nu sunt acreditate.

În acest caz (litera b), încercările trebuie efectuate sub supravegherea şi pe responsabilitatea unui laborator/persoane acreditat de RENAR (SINAIL) şi la care au fost efectuate încercările de compatibilitate electromagnetică. De asemenea, se mai prevede şi atestarea faptului că dispozitivul este fabricat în regim de calitate (conform ISO 9001, ed. 2000 [şi modif. ulterioare]). Această certificare trebuie emisă în aceeaşi măsură de către Fabricant şi trebuie înmânată, la cerere, de către Utilizator la ENEL, la momentul racordării.

71 În cazul TC de fază cu raport de transformare mai mic de 400/5, supraîncărcarea trebuie mărită corespunzător; de ex. pentru rapoarte de 200/5 avem – 50 ln x (400/5)/(200/5) = 100 ln

143

ANEXA D

Caracteristicile Sistemului de Protecţie Generală (SPG) pentru reţele de MT

D.1 Definiţia SPG pentru reţele de MT Sistemul de protecţie asociat Dispozitivului General (adică, Sistemul de Protecţie Generală, denumit în continuare SPG) este alcătuit din: − transformatoare de curent şi homopolare (şi eventual de tensiune) cu conectările aferente la

releul de protecţie; − releul de protecţie cu alimentarea aferentă (Protecţie Generală, denumită în continuare PG) − circuite pentru deschidere a întreruptorului.

SPG trebuie să funcţioneze corect pe toate variaţiile curentului şi ale tensiunilor care pot fi determinate în condiţii de defect şi pentru care a fost prevăzut. Funcţiile de protecţie pe care PG trebuie să le conţină sunt: − protecţie maximală de curent (de fază), care prevede trei72 trepte de functionare:

− prima treapta, dedicata semnalizării evenimentelor de supraîncărcare (suprasarcină) provocate în instalaţia Utilizatorului, denumita în continuare treapta I>;

− a doua treapta, are ca scop semnalizarea evenimentelor de scurtcircuit polifazat în interiorul instalaţiei Utilizatorului, denumita în continuare treapta I>>;

− a treia treapta, în vederea semnalizării de scurtcircuit polifazat net foarte puternic în interiorul instalaţiei Utilizatorului, denumită în continuare treapta I>>>

− protecţie maximală de curent homopolar, care prevede două trepte de functionare:

− prima treapta, pentru semnalizarea defectelor monofazate în interiorul instalaţiei Utilizatorului, denumita în continuare treapta I0>;

− a doua treapta, pentru semnalizarea defectelor cu dubla punere la pământ, unul din defecte în interiorul Instalaţiei Utilizatorului, denumita în continuare treapta I0>>;

În funcţie de contribuţia capacitivă furnizată de defectul monofazat al reţelei Utilizatorului, prima treapta de functionare în vederea protecţiei maxime de curent homopolar trebuie înlocuita cu o protecţie homopolară direcţională, bazată pe depăşirea valorilor de tensiune şi curent homopolar, precum şi a unghiului de fază între curent şi tensiunea homopolară, notat în continuare 67N. La rândul său, acest tip de protecţie maximală homopolară direcţională trebuie să prevadă două trepte de functionare:

- prima treapta, în vederea semnalizării defectelor monofazate pe durata funcţionării în regim de neutru izolat, denumita în continuare treapta 67N. S1.

72 Primul dintre aceste praguri trebuie aplicat conform prescripţiilor fiecărui Distribuitor.

144

- a doua treapta, în vederea semnalizării defectelor monofazate pe durata funcţionării în regim de neutru compensat, denumita în continuare treapta 67N. S2.

În cazul PG a Producătorilor cu o putere instalată mai mare de 3 MVA, pentru a evita deschideri intempestive cauzate de defecte externe reţelei Producătorului (pentru defecte pe linii diferite de cea la care este racordată instalaţia Producătorului, dar care nu sunt selective cu privire la intervenţie în vederea protecţiei liniei ENEL) se prevede posibilitatea condiţionări de declanşarea prin treapta I>>> a DG (întreruptorului generatorului) în funcţie de un consens direcţional. Prezenţa unui astfel de consens direcţional (ex.: protecţie de curent direcţională) nu trebui să anuleze caracteristicile solicitate în vederea PG şi expuse în această ANEXĂ73. Pentru a obţine acele funcţii, SPG-ul trebuie să prevadă:

- PG, TC, TCH, TT unice, fiecare conform normelor de referinţă, combinate în diverse modalităţi, după ce în prealabil s-a verificat funcţionarea corectă a combinaţiei (SPG neintegrat);

- Un singur dispozitiv integrată care să conţină toate funcţiile de PG, TC, TCH, TT (SPG integrat) dar şi aceasta realizată conform standardelor. Funcţiile pot fi integrate total sau pot face referire doar la unele funcţii ale SPG (de ex.: semnalarea direcţională a defectelor monofazate şi sau semnalarea supracurenţilor sau ambele, etc).

În primul caz (SPG neintegrat) trebuie să se verifice dacă caracteristicile fiecărei componente care urmează a fi combinate să garanteze funcţionalitatea SPG în cazul tuturor defectelor. În funcţie de caracteristicile transformatoarelor de tensiune şi/sau de curent utilizate, componentele pot fi încercate separat sau încercările pot fi efectuate împreună, cu limite pe mai multe componente combinate. În cel de-al doilea caz (SPG integrat), toate încercările sunt referitoare la un dispozitiv integrat în care nu sunt identificabile şi/sau verificabile separat funcţiile fiecărei componente care constituie întregul SPG. În prezenta Anexă, sunt prezentate caracteristicile şi modalităţile de încercare a următoarelor componente ale SPG pentru Utilizatorii de MT:

− transformatoare de curent (TC);

− transformatoare de curent homopolar (TCH):

− transformatoare de tensiune (TT);

− releu de protecţie generală (PG).

Specificaţia caracteristicilor şi a eventualelor modalităţi de încercare este indispensabilă, având în vedere necesităţile de funcţionalitate şi rapiditate a intervenţiilor pe care SPG trebuie să le garanteze. La toate acestea se adaugă şi necesitatea de a evita supradimensionarea sistemului de protecţie în vederea reducerii costurilor. În mod special, conform nevoilor de identificare în timp util şi corectă a defectelor este necesar să se asigure o coordonare corectă între PG, TC, TCH şi TT precum şi să se demonstreze această coordonare prin intermediul îndeplinirii unor cerinţe funcţionale şi trecerea încercărilor.

73 Încercările funcţionale cu privire la consensul direcţional sunt în curs de definire, soluţia propusă de producător în faza de racordare trebuie sa fie evaluată caz cu caz de ENEL.

145

D.2 Caracteristicile SPG neintegrat Caracteristicile, verificările şi eventualele încercări prescrise pentru SPG neintegrat privesc următoarele componente:

- transformatoare de curent (TC), prezentate în paragraful D.2.1;

- transformatoare de curent homopolare (TCH), prezentate în paragraful D.2.2:

- transformatoare de tensiune (TT), prezentate în paragraful D.2.3;

- releu de protecţie generală (PG), prezentate în paragraful D.2.4.,

În ceea ce priveşte transformatoarele de curent (şi homopolare) acestea trebuie să respecte normele de fabricaţie (SR EN 60044-1, 60044-6, 60044-8); TT trebuie să respecte normele de fabricaţie (SR EN 60044-2, 60044-5, 60044-7); releele trebuie să fie conform nomei SR EN 60255. Alte detalii sunt prezentate în continuare.

D.2.1 TC pentru protecţia maximală de curent74 TC trebuie să furnizeze curenţi secundari la PG cu erori acceptabile în tot domeniul de variaţie permis pentru curentul de defect primar. În special, TC trebuie să permită funcţionarea corectă a protecţiei în caz de scurtcircuit în reţea, ţinând cont de maxima nesimetrie a curentului de defect şi de constanta primară de timp de 20 ms. Desigur, caracteristicile TC trebuie verificate prin raportare la sarcina constituită de protecţie şi de cablurile de legătură. Conformitatea TC pentru protecţia maximală de curent trebuie verificată prin:

− se verifică dacă secţiunea cablurilor de legătură între secundarul TC şi PG este corespunzătoare;

− se verifică supraîncărcarea tranzitorie a intrărilor de curent ale PG.

Conform soluţiilor adoptate, trebuie efectuate şi verificările (şi eventual încercările) menţionate în paragrafele D.2.1.1, D.2.1.2, D.2.1.3. Curentul in secundarul TC, în prezenţa unor curenti in primarul TC de 9 kA (ţinând cont de raportul de transformare nominal al TC) cu o durată egală cu 1 s, nu trebuie să producă daune nici cablurilor de legătură între secundarul TC şi PG şi nici intrărilor de curent ale PG. Este bine să se ţină seamă că aceste consideraţii relative la TC tratate la acest punct se referă la TC care au ca scop să furnizeze informaţii corecte protecţiilor împotriva supracurenţilor mari (scurtcircuite); prin urmare, exista posibilitatea ca aceste TC să nu fie potrivite pentru măsurarea supracurenţilor mici care sunt apropiaţi de valoarea nominală a TC (de ex, cele implicate în caz de supraîncărcare). În orice caz, TC trebuie să aibă următoarele caracteristici:

− curent termic nominal permanent: 1,2 In;

74 Se atrage atenţia asupra modalităţii corecte de instalare a TC de tip toroidal, mai ales cu privire la necesitatea de centrare al TC faţă de cablul respectiv, în aşa fel încât să garanteze randamentul TC în regim staţionar şi tranzitoriu.

146

− curent termic nominal de scurtcircuit pentru 1 s: mai mare sau egal cu valoarea minimă indicată de ENEL, dar nu mai mică de 12,5 kA;

− curent dinamic nominal: mai mare sau egal cu valoarea minimă indicată de ENEL, dar nu mai mică de 31,5 kA de vârf;

− nivelul de izolaţie: conform indicaţiilor ENEL, mai mare de 24 kA pentru TC, şi nu mai mare de 0,72 kV pentru TC toroidale aplicate pe cablu.

Paragraful următor D.2.1.1 este destinat descrierilor soluţiilor protective obţinute prin intermediul utilizării de TC care prezintă un comportament linear pe tot domeniul de variaţie a curenţilor primari de scurtcircuit; paragraful D.2.1.2 prezintă soluţiile de protecţie bazate pe utilizarea de TC cu saturaţie, iar paragraful D.2.1.3 descrie soluţiile de protecţie bazate pe TC neconvenţionale.

D.2.1.1 Caracteristici şi verificări în cazul utilizării de TC lineare Conform prezentei Norme, se consideră TC lineare cele de clasă 5P, care în condiţii reale de instalare (ţinând cont de secţiune şi lungimea conductorilor între partea secundară a TC şi PG, de consumul propriu al PG, de randament şi de alte caracteristici ale TC, etc.) prezintă un comportament linear pentru curenţi primari de cel puţin 9 kA.

D.2.1.1.1 Verificări efectuate pe TC lineare Verificările care vor fi efectuate în scopul determinării comportamentului liniar precum şi în scopul determinări utilizării lor corecte, sunt enumerate mai jos:

o F1 x IP (vezi DY 536) să nu fie mai mică 9 kA

o Verificarea conform Normei SR EN 60044-6 să indice dacă transformatorul se saturează în timpi ≥10 ms

o Verificările cu privire la întreţinerea circuitelor de curent ale PG să fie trecute.

Cu titlu exemplificativ, în Tabelul 26 şi Tabelul 27 sunt enumerate verificările pe anumite TC, potrivite pentru situaţii normale de utilizare în instalaţii. Verificările au fost efectuate în ipoteza utilizării:

o cabluri de racordare de o lungime de 5 m şi secţiune de 6 mm2

o TC cu rezistenţe secundare aproximate cu cele prezentate în tabele.

Dintre aceste TC, se pot considera automat conforme (TC liniare care nu necesită verificări, cu excepţia celor referitoare la dimensionarea circuitelor de curent a PG) cele care au următoarele caracteristici nominale75.

o raport de transformare nominal: 300/5 (300/1) A/A

o putere nominală: 10VA (sau 5VA)

o clasa de precizie; 5P

o factor limită de precizie: 30

o putere efectivă (sarcină secundară) la 5A (la 1A): 0,4Ω (sau 5Ω).

75 Datele din paranteză se referă la TC cu un raport nominal 300/1.

147

TC care nu prezintă caracteristicile exact cu cele menţionate mai sus, dar care:

o F1 x IP (vezi DY 536) să nu fie mai mică 9kA

o Verificarea conform Normei SR EN 60044-6 să indice că transformatorul se saturează în timpi ≥10 ms

o Verificările cu privire la ţinerea circuitelor de curent ale PG să fie realizate.

Pot fi consideraţi conformi (TC conforme şi TC omologate), deoarece verificările comportamentului liniar pentru curenţi primari de până la 9 kA este satisfăcut. Ambele tipologii de TC pot fi utilizate cu o PG conform celor menţionate în paragraful D.2.4.

D.2.1.1.2 Încercări funcţionale pentru PG care utilizează TC liniare Pentru că PG să utilizeze TC liniare (fie corespunzătoare sau omologate) nu sunt prevăzute încercări funcţionale ulterioare cu privire la cele indicate în D.2.4.7.

D.2.1.2 Caracteristici şi verificări în cazul utilizării TC neliniare În acest paragraf se analizează TC care pot ajunge la saturaţie între limitele lor de măsură, dar a căror semnal secundar este în orice caz corect interpretat de o PG generică (în scopurile prezentei Norme, acestea vor fi TC neliniare).

D.2.1.2.1 Verificări în cazul TC neliniare În cazul utilizării acestor TC nu sunt prevăzute alte verificări cu excepţia celor enumerate la D.2.1. În schimb, se prevăd încercări funcţionale prezentate mai departe.

D.2.1.2.2 Încercările pentru confirmarea cuplării corecte PG+TC neliniar. Metoda care urmează a fi descrisă prevede aplicarea de curenţi de încercare la PG care să reproducă formele de undă tipice semnalelor de curent emise de TC în condiţii de funcţionare neliniară. Desigur, aceste semnale în afara faptului că sunt funcţie de curentul de fază MT, depind de caracteristicile TC şi al circuitului secundar, intrarea PG şi cablurile de racordare. Metoda de încercare permite testarea economică repetată a încercărilor pe diverse TC. Trecerea încercărilor confirmă că ansamblul TC+PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării unor TC diferite pentru care curentul secundar de încercare a fost emis este necesar să se caracterizeze curentul secundar al noului TC conform metodei din prezentul articol. Pot fi oferite următoarele alternative:

− dacă valorile instantanee ale noului curent sunt în modul superioare, pentru orice timp între 0 şi timpul de intervenţiea treptei instantanee I>>>, înregistrat în încercare cu TC de bază, PG este potrivită utilizării cu noul TC.

− în caz contrar, este necesar să se repete toate încercările din prezentul paragraf pentru cuplarea PG cu noul TC.

Caracterizarea TC neliniare În aceste cazuri se caracterizează fie semnalul secundar emis de TC afectat de saturaţie, fie capacitatea PG de a trata corect acest semnal; această capacitate trebuie confirmată prin intermediul unor încercări efectuate chiar pe PG.

148

Metoda prezentată mai departe prevede aplicarea de curenţi de încercare la PG care să reproducă formele de undă tipice semnalelor de curent emise de TC în condiţii de funcţionare neliniară. Desigur, aceste semnale în afara faptului că sunt în funcţie de curentul de fază MT, depind de caracteristicile TC şi al circuitului secundar, care cuprinde înfăşurarea secundară a transformatorului, intrarea PG şi cablurile de legătură. Metoda de încercare specificată mai departe are scopul de a permite repetarea economică a încercărilor pe diverse tipuri de TC. Trecerea acestor încercări demonstrează că, ansamblul TC+PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării unor TC diferite de cel pentru care curentul secundar de încercare a fost utilizat este necesar să se verifice curentul secundar al noului TC conform metodei din prezentul articol. Pe baza acestei verificări pot exista următoarele alternative:

- dacă valorile instantanee ale noului curent sunt în modul superioare pentru orice timp între 0 şi timpul de intervenţie a treptei instantanee I>>>, înregistrat în încercarea cu TC de bază, PG este potrivită a fi utilizată cu noul TC.

- în caz contrar, este necesar să se repete toate încercările din prezentul paragraf pentru a putea cupla PG cu noul TC.

Caracteristicile TC neliniare În ceea ce priveşte caracteristicile comportamentului neliniar al TC, sunt descrise mai jos modalităţi de determinare convenţională a formelor undelor de curent care vor fi aplicate la PG pe durata încercării, ţinând cont de faptul că TC:

− sunt liniare cu erori de fază şi de raport care pot fi tolerabile pentru toate momentele în care fluxul de funcţionare este mai mic decât o valoare caracteristică (flux de saturaţie), valoare care poate fi calculată direct din datele nominale ale TC (raport nominal, putere nominal, factor limită precizie, rezistenţa înfăşurării secundare a TC);

− sunt saturate complet (curent secundar nul) pentru valori de flux mai mari decât fluxul de saturaţie;

− odată saturate, se reîntorc în „domeniul liniar” la schimbarea semnalului curentului primar (când fluxul variază din cauza inversării tensiunii).

Exemple de evoluţie pe durata curentului secundar în caz de saturare a TC, obţinute în ipotezele de mai sus, sunt reprezentate în Fig. 25. Evoluţia curentului secundar este tipică unui TC care se saturează datorită dimensionării insuficiente a condiţiilor de curent primar şi de încărcare la care a fost supus. Curentul secundar, curba verde din Fig 25 este cea observată de PG pe durata încercărilor, iar aceasta determină comportamentul.

149

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5x 104

Fig 25 Evoluţia convenţională a curentului secundar al unui TC saturat; curent primar (albastru) şi secundar (verde) al TC în saturaţie Având în vedere ipoteza precedentă, calculul formei undei de curent secundar este simplu. Calculul poate fi mai precis dacă se iau în considerare şi erorile de raport şi de unghi reale, precum şi curba de saturaţie şi/sau de histerezis; considerând rezultat final (valoare de 50 Hz a curentului la intrare în vederea protecţiei) efectul este secundar având dezavantajul că necesită un calcul destul de complex (de exemplu, prin utilizarea unui model de calcul tranzitoriu electromagnetic). „Corespondenţa” între curentul secundar şi fluxul de saturaţie este directa deoarece, prin natura în special rezistivă a sarcinii secundare a TC, tensiunea aplicată la transformatoarele de curent (derivată din flux) este proporţională cu tipul de curent susmenţionat, fiind valabile următoarele relaţii:

φ(t) = ∫v(t) dt v(t) = (RC + RTC) is(t)

Procedura de evaluare a curentului secundar este prezentată în cele ce urmează. Date la intrare:

Date cu privire la curentul de scurtcircuit:

− valoarea de vârf a curentului de scurtcircuit: ICC (referinţă: 9 kA)

− valoarea constantei timp asociată: T (referinţă: 20 ms) Date cu privire la transformatoarele de curent:

− raport nominal: kTA = In1 / In2

− putere nominala (sarcină secundară nominală) (în Ω): RCn

− putere efectivă (sarcină secundară efectivă) (în Ω): RC

− factor limită de precizie: klim

150

− rezistenţa înfăşurării secundare (în Ω): RTC

CALCULE Calculul formei undei de curent primar (în timp): formula matematică obţinută suprapunând sinusoida curentului de scurtcircuit cu componenta unidirecţională la valoarea maximă (valoarea de vârf a componentei sinusoidale) Calculul fluxului de saturaţie. Fluxul maxim (vârf sinusoidal) corespunzător curentului limită de precizie la puterea nominală.

ϕSAT = (1/ω)⋅(RTC + RCn) ( 2 klim⋅In2)

Calculul formei undei de curent secundar (în timp) Evaluare:

a. fluxul transformatorului de curent (obţinut ca integrală a tensiunii la capetele transformatorului, la rândul său produsă de curentul secundar la încărcarea efectivă RC a transformatorului, în timp t; integrala se va calcula începând cu măsurarea momentelor precedente);

b. curentul secundar (care pentru ipotezele de mai sus este egal cu valoarea curentului primar împărţită la raportul nominal al TC sau este egal cu zero, dacă fluxul transformatorului calculat ca mai sus este mai mic sau mai mare decât fluxul de saturaţie).

Curentul secundar care se aplică la PG prezintă deci evoluţia determinată conform schemei indicate mai sus, iar Protecţia Generală trebuie să intervină în timpii stabiliţi. Încercările descrise în acest paragraf se bazează pe controlul functionarii treptelor protecţiei maximale de curent. În acest scop, se aplică curenţii secundari corespunzători direct la PG, calculaţi ca mai sus. Parametrizarea PG în ceea ce priveşte treptele de functionare este:

− treapta I>>: 200 A pentru curenţi primari, Tint 76 = 430 ms

− treapta I>>>: 500 A pentru curenţi primari, Tint 76 ≤ 50 ms

Încercarea 1 Se va efectua cu mărimi secundare la intrările de curent ale Protecţiei Generale:

− ICC = amplitudinea componentei simetrice (curent primar): 240 A efectiv ±5%

− Imax = amplitudinea componentei aperiodice (curent primar): 0 A ±5%

Rezultatele aşteptate: declanşarea protecţiei pentru treapta I>> împotriva curentului maxim în 430 ms. Încercarea 2 Se va efectua cu mărimi secundare la intrările de curent ale Protecţiei Generale:

− ICC = amplitudinea componentei simetrice (curent primar): 600 A efectiv ±5%

− Imax= amplitudinea componentei aperiodice (curent primar): 600√2 A ±5%

76 Prin timpul de intervenţie PG (Tint) se înţelege timpul dintre momentul aparitiei supracurentului şi emiterea comenzii de declanşare; Tint cuprinde deci timpul de bază a protecţiei plus o eventuală temporizare; la rândul său timpul bază cuprinde timpul necesar declanşării fenomenului până la recunoaşterea fenomenului şi la emiterea comenzii de declanşare.

151

− Constanta de timp unidirecţionala: 20 ms ±5% (început tranzitoriu la tensiune 0, componentă maximă aperiodica)

Rezultatele aşteptate77: declanşarea protecţiei pentru treapta I>>> în 50 ms. Încercarea 3 Se va efectua cu mărimi secundare la intrările de curent ale Protecţiei Generale:

− ICC = amplitudinea componentei simetrice (curent primar): 9000 A efectiv ±5%

− Imax= amplitudinea componentei aperiodice (curent primar): 9000√2A ±5%

− Constanta de timp aperiodica: 20 ms ±5% (început tranzitoriu la tensiune 0, componentă maximă aperiodica)

Rezultatele aşteptate: declanşarea protecţiei pentru treapta I>>> în maxim 50 ms.

D.2.1.3 Soluţii de protejare prin utilizarea de transformatoare de curent neconvenţionale Atunci când PG utilizează, pentru a obţine curenţi maximi de fază TC care, de exemplu, nu produc la ieşire un semnal de curent sau sunt lipsite de miez magnetic (denumite în continuare TC neconvenţionale) atunci se va face referire la cele indicate la punctul D.3 cu privire la această funcţie. Trecerea acestor încercări demonstrează că ansamblul traductoare+PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării de PG şi/sau de traductoare diferite de cele încercate trebuie repetate toate încercările. Evident transformatoarele de curent neconvenţionale trebuie oricum dimensionate pentru a satisface condiţiile descrise în par. D.2.1 în măsura în care acestea se pot aplica.

D.2.2 Transformatoare de curent toroidale pentru protecţia împotriva defectelor la pământ (TCH)78 Aşa cum s-a discutat, protecţia împotriva defectelor monofazate din instalaţia Utilizatorului, în funcţie de contribuţia capacitivă furnizată la defectele monofazate de către reţeaua Utilizatorului, poate fi alcătuită din:

– protecţie maximală homopolară de curent

77 Toate rezultatele aşteptate se consideră fără toleranţele prevăzute în D.2.4.1. 78 Se atrage atenţia asupra modalităţii de instalare corectă a transformatoarelor de curent homopolar de tip toroidal, dar mai ales asupra:

- necesităţii de a centra transformatoarele de curent homopolar pe cabluri, în aşa fel încât să garanteze performanţele acestuia în regim de funcţionare normal sau tranzitoriu;

- necesităţii de a lega în mod corespunzător ecranele metalice ale cablurilor, la pământ, direcţionând legătura prin interiorul transformatoarului de curent homopolar şi evitând orice contact al ecranelor sau al respectivelor legături la pământ, cu părţile metalice adiacente, în partea de circuit dintre întrerupătorul pe care acţionează protecţia alimentată de TCH şi TCH insuşi.

152

– protecţie maximală homopolară direcţională de curent

Functionarea PG în caz de defecte cu dublă punere la pământ trebuie să fie realizată printr-o protecţie maximală homopolară de curent bazată pe:

– semnale secundare furnizate de TCH

– semnale secundare furnizate de TC79

Transformatoarele de curent homopolar (numit TCH, în continuare) trebuie să furnizeze curenţi secundari la PG cu erori acceptabile, în tot domeniul de variabilitate admis, pentru curentul primar datorat defectului monofazat80 sau defectului cu dubla punere la pământ. În mod special, TCH trebuie să permită funcţionarea corectă a protecţiilor maximale homopolare şi direcţionale homopolare, în orice condiţie de exploatare a neutrului. Caracteristicile TCH trebuie calculate în funcţie de sarcina protecţiei şi a cablurilor de legătură aferente. În orice caz, transformatoarele de curent homopolare trebuie să prezinte următoarele caracteristici:

– tensiunea maximă pe dispozitiv: 0,72 kV

– curent termic nominal permanent: 1,2 In;

– curent termic nominal de scurtcircuit pe 1 s: 12,5 kA.

În locul TCH, PG poate prevedea 3 transformatoare de curent cu caracteristici corespunzătoare şi conform prevederilor de la punctul D.2.1.1. în funcţie numai de defectul de dubla punere la pământ. TCH trebuie să furnizeze curenţi secundari, cu erori, acceptabile pentru protecţia PG, în domeniul de variabilitate permis pentru curentul primar care a cauzat defectul. De exemplu, la 20 kV, funcţia de protecţie împotriva defectelor cu pământul (eventual, cu un consens direcţional) trebuie să intervină la o valoare mică a curenţilor primari pentru defecte monofazate, dar poate fi supusă la 2.000 A primari în cazul defectelor cu dublă punere la pământ. De asemenea, în caz de defect monofazat trebuie să se ţină cont şi de prezenţa unei componente nesimetrice primare (componentă aperiodica), generată de bobinele de stingere a arcului sau bobina lui Petersen care sunt prezente în mod normal pe reţele, estimate la 500√2 A la vârf, cu constanta de timp fiind egală cu 150 ms) care se poate suprapune peste o componentă simetrică mai mică de 50 A, conform figurii 26. Prezenţa unei componente aperiodice, combinată cu nişte TCH care nu sunt dimensionate corespunzător, poate creşte riscul de întârziere a functionarii protecţiei, rezultatul fiind imposibilitatea de selectare a defectului. Conform prezentei norme, transformatoarele de curent homopolar pot fi omologate (a se vedea paragraful D.2.2.1) sau certificate (a se vedea paragraful D.2.2.2). Câteva din încercările prevăzute la D.2.2.1 şi D.2.2.2. necesită utilizarea unor semnale care derivă din TT utilizate pentru obţinerea tensiunii homopolare. Caracteristicile specifice TT sunt descrise în paragraful D.2.3. În paragraful D.2.2.3 sunt descrise şi posibilităţile de utilizare a unor soluţii protective bazate pe TCH (şi eventual TT) neconvenţionale: aceste soluţii sunt prezentate în paragraful D.2.2.3.

79 În acest ultim caz, sunt necesare trei transformatoare de curent şi o Protecţie Generală tripolară. 80 Curentul de defect monofazat de tipul dublă punere la pământ trebuie luat în considerare numai în cazul în care este evidenţiat de TCH şi nu către TC .

153

D.2.2.1 Caracteristicile şi încercările pentru transformatoarele de curent homopolar (TCH) omologate Prezentul paragraf conţine caracteristicile şi încercările necesare în vederea garantării unei intervenţii a PG corecte, în cazul în care este echipată cu TCH având caracteristicile astfel încât să poată fi considerate omologate (definiţia e dată mai jos).

D.2.2.1.1 Caracteristicile TCH omologate Caracteristicile TCH pentru detectarea defectelor monofazate (atât cu neutru compensat sau izolat) sau defectelor cu dublă punere la pământ sunt indicate mai jos. Ţinând cont de limitările de mai sus, TCH cu următoarele caracteristici nominale sunt considerate omologate:

– tip toroidal;

– raport de transformare : 100/1 A;

– putere nominala: 2 VA;

– eroare menţinută între valorile din Tabelul 8 (în care In este curentul nominal de 100 A, I este curentul primar de încercare).

TABELUL 8 – ERORI TCH

Curent

(I/In) Eroare de raport

(%) Eroare de unghi

(º) 0,01 ±5 0,05 ±1 ±2

1 ±1 20 ±5 ±2

Figura 26 – Curent secundar convenţional pentru TCH

D.2.2.1.2 Încercări funcţionale pentru PG care utilizează TCH omologate Încercările funcţionale pentru PG care utilizează TCH omologate în vederea semnalizării defectelor monofazate (fie în reţea cu neutru compensat sau neutru izolat) sau a defectelor cu

154

dublă punere la pământ81, sunt aceleaşi ca şi pentru TCH certificate, dar, cu excepţia încercării 1 din Tabelul 9 (sau Încercarea 1 din Tabelul 10), aplicarea semnalelor de curent se face direct la protecţia PG (curenţi secundari). În schimb, încercarea nr. 1 din Tabelul 9 (sau Încercarea 1 din Tabelul 10) trebuie efectuat cu semnale de curenţi primari aplicaţi la TCH. Trecerea încercărilor, inclusiv încercarea nr. 1 din Tabelul 9 (sau Încercarea 1 din Tabelul 10), certifică exclusiv faptul că sistemul TCH + PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării PG şi/sau TCH diferite de cele încercate, se vor repeta verificările descrise la punctul D.2.2.2.2, cu modalităţile descrise mai sus în ceea ce priveşte aplicarea mărimilor curenţilor primari şi/sau secundari.

D.2.2.2 Caracteristicile şi încercările pentru TCH neomologate Prezentul paragraf conţine caracteristicile şi încercările necesare pentru a garanta corecta functionare a PG, în cazul în care aceasta este echipată cu TCH care au caracteristicile care nu sunt omologate.

D.2.2.2.1 Caracteristicile TCH neomologate Se definesc ca şi TCH care nu sunt omologate acele TCH care nu prezintă caracteristicile menţionate în paragraful D.2.2.1; acestea pot fi utilizate numai dacă, împreună cu o PG corespunzător aleasă, trec încercările prezentate mai jos.

D.2.2.2.2 Încercări funcţionale pentru PG care utilizează TCH neomologate Încercările funcţionale care se aplică în cazul soluţiilor în vederea protecţiei care utilizează TCH neomologate sunt descrise mai jos. În special, încercările indicate în:

− Tabelul 9 trebuie să fie efectuate, în cazul în care TCH neomologat este utilizat pentru funcţia de curent maxim homopolar;

− Tab. 10 trebuie să fie efectuate, în cazul în care TCH neomologat este utilizat pentru funcţia directionala homopolara (cu neutru compensat sau neutru izolat).

Valorile din Tab. 9 şi 10 trebuie aplicate, în valoare primară, direct la TCH care la rândul său este conectat la PG. Încercarea funcţiei de curent maxim homopolar Parametrizarea releului:

– treapta IO> egal cu 2 A, curenţi primari, timp de intervenţie = 380ms;

– treapta IO>> egal cu 80 A, curenţi primari, timp de intervenţie = 100ms;

81 În cazul în care defectul cu dublă punere la pământ este detectat prin TCH

155

Tabelul 9 – Lista încercărilor pentru TCH neomologate + PG cu o singură protecţie maximală homopolară

Încercare Curent

homopolar simetric (primar)

Curent unidirecţional

(primar) Constanta de

timp Declanşare Timpul maxim de

intervenţie (ms)

1 50 A±5% 500 x √2 A±5% 150ms IO> 530+3% 2 2000 A±5% - - IO>> 100+3% 3 350 A±5% - - IO>> 100+3% 4 100 A±5% - - IO>> 100+3% 5 2,2 A±5% - - IO> 380+3% 6 1,8 A±5% - - NO -

TCH + funcţia de curent maxim homopolar a PG trec încercarea dacă PG emite comanda de declanşare conform celor indicate în Tab.9. Trecerea încercărilor din acest tabel certifică faptul că, ansamblul special TCH + PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării de PG şi/sau TCH diferite de cele încercate, se vor repeta toate verificările descrise la punctul D.2.2.2.2, în modalităţile descrise în ceea ce priveşte aplicarea mărimilor primare şi/sau secundare. Încercarea protecţiei homopolare direcţionale Parametrizarea releului:

– treapta 67N.S1: UO = 5%, IO = 2 A, curenţi primari, timp de intervenţie = 610 + 2500, Tint = 380 ms;

– treapta 67N.S2: UO = 2%, IO = 2 A, curenţi primari, timp de intervenţie = 500 + 1300, Tint = 100 ms;

– treapta IO>> egal cu 150A, curenţi primari, timp de intervenţie = 100 ms

Tensiunile şi curenţii de încercare sunt enumeraţi în Tab. 10. Tab 10 – Lista încercărilor pentru TCH neomologate + PG direcţională cu pământul

Încercare Tensiune

homopolară (primară/secund

ară)

Curent homopolar

(primar) Curent

unidirecţional Constanta

timp

Unghiul dintre

tensiune - curent

homopolar

Declanşare Timpul

maxim de intervenţie

(ms)

Sector de intervenţie

al SPG

1 6 % 50 A±5% 500 x √2 A±5% 150ms 2400 67S.1 530+3% 2250+2550

2 6 % 2000 A±5% - - 300 IO> 100+3%

3 6 % 2,05 A±5% - - 2400 67S.1 380+3% 2330+2470

4 6 % 1,8 A±5% - - 2400 NO - -

5 4 % 2,5 A±5% - - 2400 NO - -

6 6 % 2,5 A±5% - - 2600 NO

7 2,8 % 140 A±5% - - 900 67S.2 100+3% 830+970

8 2,8 % 2,5 A±5% - - 900 67S.2 100+3% 830+970

9 1 % 2,5 A±5% - - 900 NO - -

10 1 % 140 A±5% - - 900 NO - -

156

11 1 % 160 A±5% - - 900 IO> 100+3% -

12 2,8 % 160 A±5% - - 300 IO> 100+3% -

13 1 350 A±5% - - 300 IO> 100+3% -

14 2,8 % 2,5 A±5% - - 400 NO - -

15 2,8 % 2,5 A±5% - - 600 67S.2 100+3% 530+670

Valorile mărimilor indicate în Tab. 10 sunt valabile în regim sinusoidal, excluzând regimul tranzitoriu. TCH împreună cu protecţia maximală homopolară de curent a PG trec încercarea dacă PG emite comanda de declanşare conform celor indicate în Tab. 10. Daca încercările din Tab. 10 au fost realizate cu succes, atunci complexul TCH + PG este considerat acceptat. În cazul utilizării altor tipuri de PG şi/sau TCH decât cele încercate se impune repetarea tuturor încercărilor descrise în Tab. 10, referitoare la modalitatea de aplicare a mărimilor primare şi/sau secundare descrise mai sus. În cazul funcţionări protecţiei homopolare a PG, care ţine cont de tensiunea homopolară obţinută prin intermediul celor 3 TT, încercărilor din Tab. 10 ajută chiar şi la verificarea conformităţii celor 3 TT utilizaţi + PG homopolară direcţională. În ceea ce priveşte cuplajul TT homopolar + PG + TCH, vezi paragraful următor D.2.3.

D.2.2.3 Caracteristicile şi încercările pentru TCH neconvenţionale În cazul în care PG utilizează, în vederea detectării curentului homopolar, TCH care de exemplu, nu produc la ieşire un semnal de curent sau sunt fără miez magnetic (denumite în continuare TCH neconvenţionale) se va face referire la cele indicate la punctul D.3 cu privire la această funcţie. Trecerea încercărilor atestă faptul că ansamblul traductoare + PG poate fi acceptat. În cazul utilizării de PG şi/sau traductoare diferite de cele încercate pentru acestea se vor repeta toate verificările. Desigur traductoare de curent neconvenţionale trebuie oricum dimensionate pentru a satisface condiţiile descrise în D.2.2.

D.2.3 Transformatoare de tensiune pentru tensiunea homopolara TT utilizate pentru furnizarea tensiunii reduse la PG trebuie să fie conform Normei SR EN 60044-2. Transformatoarele de tensiune care furnizează mărimi secundare la protecţia homopolară direcţională trebuie să garanteze erori de raport şi de fază compatibile cu funcţionarea corectă a protecţiei în timpii solicitaţi. De asemenea, trebuie să aibă factorul de tensiune 1,9 la 30 s şi nivelul de izolaţie 24 kV. Tensiunea homopolară este obţinută ca sumă a tensiunilor reduse în mod corespunzător prin legarea în serie a înfăşurărilor secundare ale celor trei TT, fiecare primar fiind legat între conductorul de fază şi cel de la pământ. (triunghi deschis)

157

Pentru că tensiunea homopolară este rezultatul unei sume vectoriale, eroarea relativă introdusă la amplitudine şi fază nu este egală cu cea a transformatoarelor de tensiune individuale. Eroarea mai sus menţionată, în amplitudine şi fază, introdusă de cele trei TT trebuie să fie astfel încât să permită funcţionarea protecţiilor homopolare direcţionale care se bazează pe măsurarea:

− tensiunii homopolare

− curentului homopolar

− unghiul dintre tensiune şi curent homopolar. TT necesare pentru realizarea tensiunii homopolare pot fi omologate sau neomologate conform celor specificate mai jos.

D.2.3.1 Caracteristicile şi încercările pentru TT homopolare omologate

D.2.3.1.1 Caracteristicile TT homopolare omologate Pentru ca cele trei TT să fie utilizate pentru realizarea tensiunii homopolare la PG trebuie să prezinte următoarele caracteristici:

– clasa 0,5 3P82

– factor de tensiune 1,9 la 30 s – putere nominală de 50 VA şi putere termică adecvată alimentării cu o rezistenţă de atenuare

a fenomenului de ferorezonanţă, furnizată de fabricantul de TT la o valoare potrivită (≥100 Ω) la triunghiul deschis

– valoarea inducţiei de lucru să nu fie mai mare de 0,7 T – raportul de transformare în aşa fel încât să producă o tensiune secundară în circuitul

triunghiului deschis egală cu 100 V, în caz de defect monofazat net cu pământul în reţeaua de MT.

Aceste TT care compun triunghiul pot fi considerate omologate.

D.2.3.1.2 Încercări funcţionale pentru TT homopolare omologate În cazul în care se folosesc trei TT omologate, încercările pentru verificarea corectei functionari a treptelor protecţiei homopolare direcţionale a PG (prezentate în Tab. 10) pot fi efectuate aplicând la PG semnale de tensiune joasă care să corespundă celor primare dimensionate corect ţinând cont de raportul de transformare a TT. Aceste TT pot fi utilizate cu orice PG care să fi trecut încercările funcţionale cu TT homopolare omologate cu condiţia că PG să utilizeze TCH care au trecut încercările.

82 Prin clasa 0,5 3P se înţeleg trei TT legate între fază – pământ în triunghi deschis care satisfac fiecare clasa 3P între 5 la 190% din tensiunea nominală şi clasa 0.5 de la 80% la 120% din tensiunea nominală: pot fi utilizate trei TT doar cu un singur secundar destinat numai pentru protecţii (0,5, 3P) sau trei TT cu miez unic, cu două secundare diferite, unul pentru măsurare (clasa 0,5) şi unul pentru protecţie (clasa 0,5, 3P)

158

D.2.3.2 Caracteristicile şi încercările pentru TT homopolare neomologate

D 2.3.2.1 Caracteristici ale TT homopolare neomologate Atunci când cele trei TT fază-pământ folosite pentru realizarea tensiunii homopolare la PG nu prezintă caracteristicile de la D.2.3.1, aceste TT sunt considerate neomologate.

D 2.3.2.2 Încercări funcţionale pentru TT homopolare neomologate În cazul în care se folosesc trei TT neomologate, încercări de funcţionare corectă a treptelor protecţiei direcţionale homopolare trebuie executate aplicând direct tensiunile de valoare primară la TT conform celor specificate în Tab. 10. Trecerea încercărilor din acest tabel certifică faptul că ansamblul TT + TCH + PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării PG şi/sau TCH şi/sau TT diferite de cele încercate, trebuie să fie repetate toate încercările descrise la punctul D.2.2.2.2, prin modalităţile descrise în ceea ce priveşte aplicarea unor mărimi primare şi/sau secundare.

D.2.3.3 TT homopolare neconvenţionale În cazul în care PG utilizează, în vederea detectării defectelor monofazate, TT neconvenţionale (de exemplu, bazate pe efecte capacitive sau fără miez magnetic) se va face referire la cele indicate la punctul D.3 cu privire la această funcţie. Trecerea încercărilor atestă faptul că ansamblul tranductor+PG poate fi considerat acceptat. În cazul utilizării de PG şi/sau traductoare diferite de cele încercate trebuie repetate toate încercările. După cum s-a stabilit la D.2.3., traductoarele de tensiune neconvenţionale trebuie oricum să fie dimensionate pentru a avea factorul tensiune 1,90 pentru 30 s şi nivelul de izolaţie 24 kV.

D.2.4 Caracteristicile Protecţiei Generale (PG) În acest paragraf sunt enumerate caracteristicile şi modalităţile de încercare pentru a verifica Protecţia Generală (PG, parte din SPG neintegrat) pentru Utilizatorii de MT.

D.2.4.1 Prescripţii funcţionale pentru protecţia maximală de curent de fază Releul trebuie să prevadă o protecţie maximală de curent cu cel puţin trei trepte de temporizare cel puţin în execuţie bipolară. Fiecare treapta trebuie să poată fi exclus în mod independent faţă de celelalte. Caracteristicile protecţiilor menţionate mai sus sunt prezentate mai departe.

− timp de bază (de intervenţie): egal cu suma timpului de măsurare a protecţiei şi a timpului de emitere a comenzii de declanşare (pentru valori de intrare egale cu 1,2 ori valoare de intervenţie înregistrată); pentru toate funcţiile enumerate acesta trebuie să fie mai mic sau egal cu 50 ms. Timpii de intervenţie cuprind timpul de bază de intervenţie plus o eventuală temporizare intenţionată.

159

− Limite de reglare: curentul nominal In a PG trebuie să fie compatibil cu dispozitivele de achiziţionare a mărimilor primare. Limitele de reglare83 prevăzute sunt enumerate mai jos (limite minime admisibile, în timp ce treptele efectuate pentru reglare sunt cele maxime admisibile); Valorile sunt procentuale din curentul nominal al PG.

o Prima treapta 84 (I>)

valoare (20% + 120%), cu limită de reglare de 5%

caracteristica timp dependent (timp invers, conform SR EN 60255, VIT)

o A doua treapta (I>>)

valoare (20% + 500%), cu limită de reglare de 10%

caracteristica timp independent

timp de intervenţie (0,05 + 0,2) s, limită de reglare la 0,05 s

o A treia treapta (I>>>)

valoare (80% + 1500%), cu limită de reglare de 20%

caracteristica timp independent

timp de intervenţie (0,05 + 0,2) s, limită de reglare la 0,05 s

− Erorile limită pentru valori sunt:

o de curent ≤ 5%

o variaţie erori limită: ≤ 3%

o timp de revenire: ≤ 100ms

o raport de revenire: ≤ 0,9

o eroare limită la timp: ≤ 3%±10 ms

o variaţie eroare limită: ≤ 1,5%±10 ms

Consumul propriu al circuitului de curent este ≤ 0,2 VA pentru In = 1 A şi ≤ 1VA pentru In = 5 A.

D.2.4.2 Prescripţii funcţionale pentru protecţia împotriva curentului maximal homopolar85 Releul trebuie să prevadă o protecţie împotriva curentului maxim homopolar cu cel puţin două trepte care pot fi temporizate şi reglate independent unul de celălalt. Caracteristicile protecţiilor menţionate mai sus sunt prezentate mai departe.

83 Limitele de reglaj, indicate în valori secundare, sunt calculate cu ipoteza de utilizare a TC de curenţi primari de la 100 A la 600 A. În cazul în care PG trebuie să fie utilizat cu TC de curent nominal primar care e în afara valorior menţionate mai sus, trebuie oricum garantată posibilitatea de parametrizare a releului (cu TC asociat) în aşa fel încât să acopere următoarele limite de mărimi primare de la 200 A la 500 A pentru I>>: de la 500 A la 1500 A la I>>>. 84 Prima treaptă trebuie să fie activata la cererea ENEL. 85 Protecţiei maximală de curent homopolar este necesară indiferent de amploarea instalaţiei Utilizatorului.

160

• timp de bază (de intervenţie) egal cu suma timpului de măsurare a protecţiei şi a timpului de emitere a comenzii de declanşare (pentru valori de intrare egale cu 1,2 ori valoare de intervenţie setată); pentru toate funcţiile enumerate acesta trebuie să fie mai mică sau egală cu 50 ms. Timpii de intervenţie indicaţi mai departe cuprind timpul de bază.

• Protecţia maximală de curent homopolar: Dispozitivele de achiziţionare a valorilor curenţilor primari trebuie să fie compatibile cu curentul nominal In. Limitele de reglare prevăzute sunt următoarele (limitele indicate sunt cele minime admisibile, în timp ce treptele indicate pentru parametrizare sunt cele maxime admisibile; valorile sunt procentuale din curentul homopolar nominal al PG şi se referă la o PG echipată cu un TCH cu curent nominal primar de 100A. iar cel secundar de 1 A86;

• Prima treapta (Io>)

→ valoare (1% + 20%), cu limită de reglare de 5%

→ timp de intervenţie (0,05 + 1) s, limită de reglare la 0,05 s

• A doua treapta 87 (Io>>)

→ valoare (10% + 500%), cu limită de reglare de 10%

→ timp de intervenţie (0,05 + 0,2) s, limită de reglare la 0,05 s

Caracteristicile releului sunt:

- Eroare limită a circuitului de curent: ≤ 5%

- variaţie a erorii limită: ≤ 3%

- timp de revenire: ≤ 100 ms

- raport de revenire: ≤ 0,9

- eroare limită la timpi: ≤ 3%±20 ms

- variaţia erorii limită: ≤ 1,5%±10ms

Consumul propriu al circuitului de curent este ≤ 0,2 VA.

D.2.4.3 Prescripţii funcţionale pentru protecţia homopolară direcţională88 În cazul în care protecţia împotriva defectelor cu punere la pământ este constituită de o protecţie direcţională maximală de curent homopolar, aceasta trebuie să prevadă două trepte de intervenţie care au ca scop selectarea defectelor monofazate, unul în cazul reţelelor care funcţionează cu neutru compensat şi unul cu neutru izolat. Fiecare treapta trebuie să poată fi exclusă independent de cealaltă. Curentul nominal homopolar secundar (I0) trebuie să fie compatibil cu sistemele de achiziţie a mărimilor primare, în timp ce tensiunea homopolară nominală secundară (UO) trebuie să fie egală cu 100 V.

86 În cazul în care PG este utilizată cu TCH de curent nominal primar diferit de 100 A, trebuie garantată posibilitatea de parametrizare a releului (TCH asociat) în aşa fel încât să acopere limitele de curent primar de la I0>: de la 1 la 10 A şi I>>.de la 10 la 500 A. 87 Treapta a doua se finalizează prin eliminarea rapidă a defectelor cu dublă punere la pământ. Acestă treaptă se poate baza pe curentul secundar emis de TCH sau pe curentul homopolar obţinut ca sumă vectorială a curenţilor secundari a celor trei TC. 88 Protecţia direcţională împotriva defectelor cu punere la pământ este prevăzută doar pentru instalaţiile Utilizatorului a cărei contribuţii capacitive depăşeşte valorile predeterminate.

161

Caracteristicile protecţiei sunt următoarele. - timp de bază (de intervenţie) egal cu suma timpului de măsurare a protecţiei şi a timpului de

emiterii a comenzii de declanşare; pentru toate funcţiile de mai jos acesta trebuie să fie mai mic sau egal cu 80 ms. Timpii de intervenţie cuprind timpul de bază de intervenţie plus o eventuală temporizare intenţionată.

- Limitele de reglare prevăzute sunt următoarele (limite minime admisibile, în timp ce treptele

indicate pentru setare sunt cele maxime admisibile; valorile sunt procentuale din curentul şi tensiunea homopolară nominale a PG; curenţii se referă la PG echipată cu un TCH cu curent nominal primar de 100 A. iar cel secundar de 1 A89, tensiunile se referă la o PG echipată cu o tensiune homopolară nominală de 100 V);

• Prima şi a doua treapta

- I0 (1% + 10%), cu limită de reglare de 0.5%

- U0 (1% + 40%), cu limită de reglare de 1% - zona de functionare definita de două unghiuri (00 + 3600), cu limită de reglare de 10

- timp de intervenţie (0,05 + 1) s, limită de reglare la 0,05 s

Erorile limită pentru valori sunt:

- tensiune: ≤ 5%

- curent: ≤ 5%

- variaţie eroare limită: ≤ 3%

- eroare unghi: 30

- timp de revenire: ≤ 100ms

- raport de revenire: ≤ 0,9

- eroare limită pe timpi: ≤ 3%±20 ms

- variaţia erorii limită: ≤ 1,5%±10 ms

Consumul propriu al circuitului de curent este ≤ 0,2 VA. Consumul propriu al circuitului de tensiune este de ≤ 1 VA. O eventuală comutare de la punerea la pământ, la 51N (pentru motivele afişate în 8.4.1), trebuie să aibă loc în 1s. În acelaşi timp (de 1 s) trebuie să fie resetată funcţia 67N la revenirea condiţiilor prevăzute în 8.4.1.

D.2.4.4 Încercări cu arc intermitent Reţeaua luată în considerare este de 20 kV, capabilă să furnizeze 300 A capacitivi, în funcţie de modul de tratare a neutrului şi caracteristicile arcului intermitent indicate în Tab. 11 şi Tab 12. Pentru defecte tranzitorii, în prezenţa arcului intermitent se furnizează tensiuni de fază (sau tensiune homopolară), curenţi de fază (sau curent homopolar). 89 În cazul în care PG utilizează TCH de curent nominal primar diferit de 100A, trebuie garantată posibilitatea de parametrizare a releului (TCH asociat) în aşa fel încât să acopere următoarele valori de mărimi primare: I0> de la 1A la 10 A.

162

Crearea modelului de arc utilizat, relativ simplu, constă într-un defect care creat de o tensiune fază-pământ cu o valoare potrivită, menţine o anumită rezistenţă pentru o parte a timpului; această rezistenţă are o creştere rapidă ducând în 1 ms la stingerea defectului. Simulările se diferenţiază prin durata fenomenului şi prin ipotezele inducerii arcului.

D.2.4.4.1 Încercări pe SPG cu protecţie maximală homopolară de curent Dacă protecţia împotriva defectelor cu punere la pământ conţine protecţia homopolară direcţională încercările următoare nu mai trebuie efectuate. Parametrizarea PG (funcţia de curent maxim homopolar) trebuie să fie:

- Prima treapta I0> egal cu 2 A, curenţi primari, Tint= 250 ms

- Treapta I0>> egal cu 40 A, curenţi primari, Tint= T bază de intervenţie ≤80 ms

Tabelul 11 – Încercări cu arc intermitent pentru protecţia împotriva curentului maximal homopolar

Încercare Starea neutrului Durată arc intermitent Tint

Rezultatul aşteptat

1 NI <40 ms Nicio declanşare 2 NI > 80 ms I0>> 3 NI 1 s I0>> 4 NI 1s I0> 5 NC <40 ms Nicio declanşare 6 NC > 80 ms I0>> 7 NC 1 s I0>> 8 NC 1s I0>

Arcurile intermitente simulate prin intermediul fişierelor COMTRADE (Tab 11 şi/sau Tab 12) prevăd o serie de induceri şi stingeri ale defectului, la intervale potrivite de timp. Releul de protecţie (RP) trebuie să fie capabil să se comporte conform celor descrise în tabel chiar şi în prezenţa unor stingeri temporare ale arcului.

D.2.4.4.2 Încercări pe SPG cu protecţie homopolară direcţională Parametrizarea PG (protecţia maximală homopolară direcţională) trebuie să fie:

− Treapta 67N.S1: U0 = 5%; I0 = 2 A, curenţi primari, zona de functionare = 610 + 2500, Tint= 250 ms

− Treapta 67N.S2: U0 = 2%; I0 = 2 A, curenţi primari, zona de functionare = 500 + 1300, Tint= T bază de intervenţie ≤80 ms

− Treapta I0>> egal cu 150 A, curenţi primari, Tint= 1 s

163

Tabelul 12 – Încercări cu arc intermitent pentru protecţia homopolară direcţională

Încercare Stare neutru

Durată arc intermitent

Tint Rezultatul aşteptat Observaţii

1 NI <40 ms Nicio declanşare

2 NI > 80 ms Declanşare treapta 67N.S2

Admis în acelaşi timp şi /sau în alternativă şi treapta 67N.S1

3 NI 1 s Declanşare treapta 67N.S2

Admis în acelaşi timp şi /sau în alternativă şi treapta 67N.S1

4 NI 1s Declanşare treapta 67N.S2

Admis în acelaşi timp şi /sau în alternativă şi treapta 67N.S1

5 NC <40 ms Nicio declanşare

6 NC > 80 ms Declanşare treapta 67N.S1

Admis în acelaşi timp şi /sau în alternativă şi treapta 67N.S2

7 NC 1 s Declanşare treapta 67N.S1

Admis în acelaşi timp şi /sau în alternativă şi treapta 67N.S2

8 NC 1s Declanşare treapta 67N.S1

Admis în acelaşi timp şi /sau în alternativă şi treapta 67N.S2

Arcurile intermitente simulate prin intermediul fişierelor COMTRADE (Tab 11 şi/sau Tab 12) prevăd o serie de alimentări şi stingeri ale defectului, la intervale potrivite. RP trebuie să fie capabil să se comporte conform celor descrise în tabel chiar şi în prezenţa unor stingeri temporare ale arcului. Încercarea de funcţionalitate constă, pentru fiecare regim tranzitoriu, din două încercări, obţinute prin alimentarea dispozitivului cu mărimi aferente unei linii defecte (defect în avalul RP, linia 1 din fişierul COMTRADE) şi cu mărimi aferente unei linii normale (defect în amonte de RP, linia 2 din fişierul COMTRADE). Rezultatele din tabelul precedent sunt referitoare la defectele din avalul RP –(linia 1). Nu se admite functionarea protecţiei pentru defecte în amonte de RP (linia 2).

D.2.4.5 Comenzi de deschidere întreruptor PG trebuie să fie prevăzută cu un contact normal deschis (ND) în absenţa unei alimentări auxiliare. Acest contact, dacă este asociat cu un circuit de comandă în lipsa tensiunii, trebuie să fie închis în prezenţa tensiunii auxiliare; de asemenea în cazul în care este asociat cu un circuit de comandă la impuls de curent, contactul ND trebuie să fie deschis în prezenţa alimentării auxiliare. Comanda de deschidere a întreruptorului trebuie să rămână în această poziţie până la revenirea stării de declanşare care a determinat-o pentru un timp minim de 150 de ms (pentru a garanta deschiderea întreruptorului)

D.2.4.6 Semnalizări locale Acestea trebuie să fie alcătuite din:

- semnal diferenţiat al releului dacă e în funcţiune sau anomalie

- semnal memorat de declanşare generică a protecţiei maximale de curent, homopolar şi homopolar direcţional.

164

- semnal de poziţie întreruptor, care să indice dacă acesta este deschis sau închis pe PG sau pe partea frontală a dispozitivului.

D.2.4.7 Încercări pe PG Dispozitivul trebuie să aibă marcajul CE. Încercările efectuate pe dispozitiv se împart în:

- încercări funcţionale

- încercări de compatibilitate electromagnetică

- încercări de compatibilitate cu mediul

- încercări de supraîncărcare a circuitelor de măsurare

Trebuie să fie certificată, prin modalităţile indicate la punctul D.2.5, trecerea încercărilor din paragrafele următoare.

D.2.4.7.1 Încercări funcţionale Încercările funcţionale constau în:

- verificare funcţiilor

- măsurarea preciziei treptelor de intervenţie şi revenire

- măsurarea preciziei timpilor de intervenţie şi revenire

Perioadele de defect tranzitorii reprezentative pentru încercările menţionate mai sus au fost împărţite în următoarele categorii:

- tranzitorii de defect polifazat

- tranzitorii de defect monofazat

- tranzitorii de defect cu dublă punere la pământ

- tranzitorii de arc intermitent

Încercările funcţionale vor include şi răspunsul funcţiunilor de protecţie cu fenomenele tranzitorii din reţea înregistrate în format COMTRADE. Fişierele aferente sunt disponibile pe site ENEL. În ceea ce priveşte arcul intermitent, se iau în considerare câteva cazuri cu durată mai mică de 80 ms şi altele cu o durată mai mare, pentru a verifica o eventuală capacitate de detectare şi de insensibilitate în cazul apariţiei defectelor intermitente. Defectele (monofazate) sunt evaluate la trecerea tensiunii de fază prin zero; această condiţie, chiar dacă mai puţin importantă, reprezintă în general o condiţie mai critică (în cazul reţelei compensate la curentul de defect – şi deci homopolar măsurat la linia de unde a pornit defectul –

165

prezentă componenta maximă aperiodica). Cazurile de defect monofazat sunt analizate la diferite rezistenţe de defect conform celor specificate în cele ce urmează: Protecţia maximală de curent Toate funcţiile protecţiei maximale de curent trebuie verificate identificând timpii de intervenţie, precizia, timpi de revenire şi rapoartele de revenire. Dacă protecţia maximală de curent se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de transformatoarele de curent liniare sau similare, prin urmare respectând cele indicate la punctul D.2.1.1, trebuie să fie efectuate şi încercările definite la D.2.1.1.2. Limitele de valabilitate pentru certificare sunt identificate la D.2.1.1.2. Dacă protecţia maximală de curent se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de transformatoare de curent neliniare, prin urmare respectând cele indicate la punctul D.2.1.2, trebuie să fie efectuate şi încercările definite la D.2.1.2.2. Limitele de valabilitate pentru certificare sunt identificate la D.2.1.2.2. Protecţie maximală de curent homopolar Toate funcţiile protecţiei maximale homopolare de curent trebuie verificate identificând timpii de intervenţie, precizia şi rapoartele de revenire. De asemenea, trebuie efectuate şi încercările de funcţionalitate în prezenţa arcului intermitent definit la punctul D.3.3.4.1. Dacă protecţia maximală de curent homopolar se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de TCH omologaţi, prin urmare respectând cele indicate la punctul D.2.2.1, trebuie să fie efectuate şi încercările definite la D.2.2.1.2. Limitele de valabilitate pentru certificare sunt identificate la D.2.2.1.2. Dacă protecţia maximală de curent se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de TCH neomologaţi, conform celor indicate la punctul D.2.2.2, trebuie să fie efectuate şi încercările definite la D.2.2.2.2. Limitele de valabilitate pentru certificare sunt identificate la D.2.2.2.2. Protecţia homopolară direcţională Toate funcţiile protecţiei homopolare direcţionale trebuie verificate identificând timpii de intervenţie, precizia şi rapoartele de revenire. De asemenea, trebuie efectuate şi încercările de funcţionalitate în prezenţa arcului intermitent definit la punctul D.3.3.4.2. Dacă protecţia homopolară direcţională se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de TCH neomologaţi, prin urmare neconforme cu cele indicate la punctul D.2.2.1.2, trebuie verificată şi funcţionarea corectă a protecţiei homopolare direcţionale legată la secundarul TC toroidal care la rândul ei este parcursă de curent de încercare primar, în condiţiile de încercare indicate în paragraful D.2.2.1.2, în măsura în care pot fi aplicate.

D.2.4.7.2 Încercări de compatibilitate electromagnetică Încercările de compatibilitate electromagnetică sunt prezentate în următorul tabel:

166

TABELUL 13 – ÎNCERCĂRI DE COMPATIBILITATE ELECTROMAGNETICĂ Tip Detaliu Note/nivel de încercare Norme

Ţinere la impuls Categorie de supratensiune IV SR EN 60255-5 Rigiditate dielectrică Tensiune de încercare 2kV la circuite în c.a SR EN 60255-5

Rezistenţa de izolaţie ≥10 MΩ la 500 V c.c SR EN 60225-5

Descărcare electrică Descărcare la contact nivelul 3 Descărcare în aer nivelul 3 SR EN 61000-4-2

Ring Wave nivelul 3 Unde oscilatorii amortizate nivelul 2 SR EN 61000-4-12

Fenomene Tranzitorii rapide nivelul 4 SR EN 61000-4-4

Sursă 1,5-50/8-20 nivelul 3 SR EN 61000-4-5 SR EN 61000-4-5/A1

Câmp magnetic la frecvenţa reţelei nivelul 5 SR EN 61000-4-8 SR EN 61000-4-8/A1

Câmp magnetic oscilant amortizat nivelul 4 SR EN 61000-4-10 SR EN 61000-4-10/A1

Câmpuri electromagnetice iradiate cu radiofrecvenţă nivelul 3

Câmpuri electromagnetice iradiate de radiotelefoane digitale nivelul 3

SR EN 61000-4-3 SR EN 61000-4-3/IS 1

Întreruperi scurte de alimentare auxiliară Nivel 0% t = 0,05s Goluri de tensiune Nivel 50% t = 0,1 s

Variaţie de tensiune Un ± 20%; t=10s SR EN 61000-4-29

Tensiune la frecvenţa reţelei nivelul 3 Comportare la perturbaţii 15Hz – 150Hz nivelul 3

SR EN 61000-4-16 SR EN 61000-4-16/A1

IZOL

AŢIE

ŞI C

EM

Comportare la perturbaţii induse de câmpuri de radiofrecvenţă nivelul 3 SR EN 61000-4-6 SR EN 61000-4-6/A1 SR EN 61000-4-6/IS 1

D.2.4.7.3 Încercări de compatibilitate cu mediul Încercările de compatibilitate cu mediul sunt prezentate în următorul tabel. Tabelul 14 - Încercări de compatibilitate cu mediul Tip Detaliu Observaţii/

niveluri de încercare Norme

Cald uscat (+70±2)0C; durata 16 h SR EN 60068-2-2 Cald umed (40±2)0 C; (93±3)% RH durata 4 zile SR EN 60068-2-78 Frig (-25±3)0C; durata 16 h SR EN 60068-2-1 Instalaţii nealimentate

Schimbare temperatură TC = -250C; TB =700C Durată 3h +3h SR EN 60068-2-14

Cald uscat (+70±2)0C; durata 16 h SR EN 60068-2-2

Cald umed (40±2)0 C; (93±3)% RH durata 4 zile SR EN 60068-2-78

Frig (-25±3)0C; durata 16 h SR EN 60068-2-1

CLIM

ATIC

E

Instalaţii alimentate

Schimbare temperatură TC = -250C; TB =700C Durată 3h +3h SR EN 60068-2-14

Imunitate la vibraţii Limita inferioară 10 Hz Limita superioară 500Hz Accelerare 10m/s2

Distanţa de deplasare 0,075 mm SR EN 60068-2-6

MECA

NICE

Vibraţii aleatorii în bandă largă - SR EN 60068-2-64

167

D.2.4.7.4 Încercări de supraîncărcare ale circuitelor de măsură Circuite de curent de fază: pentru circuitele de curent de fază, supraîncărcarea permanentă trebuie să fie mai mare sau egală cu 3 In, cea tranzitorie (1 s) trebuie să fie mai mare sau egală cu 50 In. Circuite de curent homopolar: pentru circuitele de curent homopolar, supraîncărcarea permanentă trebuie să fie mai mare sau egală cu 1,2 In, cea tranzitorie (1 s) trebuie să mai mare sau egală cu 50 In. Circuitele de tensiune: pentru circuitele de tensiune, supraîncărcarea trebuie să fie:

- permanentă ≥ 1,3 Un,

- tranzitorie (1 s) ≥2 Un.

D.2.5 Conformitatea dispozitivelor Respectarea cerinţelor, menţionate mai sus, trebuie să fie atestată de „Declaraţia de conformitate” a dispozitivului. Această Declaraţie de conformitate este responsabilitatea fabricantului şi trebuie emisă de acesta, sub forma unei autocertificări date chiar de Fabricant, redactată conform Legii 608 - 2001 şi trebuie înmânată de către Utilizator la ENEL la momentul racordării. Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de încercare) trebuie păstrată de către Fabricant pentru cel puţin 20 de ani de la ultima fabricaţie. Aceasta trebuie pusă şi la dispoziţia ENEL pe site-ul fabricantului. Declaraţia de conformitate a instalaţiei trebuie să conţină toate informaţiile necesare în vederea identificării dispozitivului. Încercările de compatibilitate cu mediul (încercări de izolare, climatice şi EMC – compatibilitate electromagnetică) prevăzute trebuie efectuate la un laborator acreditat conform SR EN ISO/CEI 17025 de către o Societatea autorizată de European Cooperation for Accreditation (ECA). Ca o alternativă, încercările funcţionale pot fi efectuate:

a. la tipul de laboratoare menţionate mai sus, sau

b. la laboratoarele fabricantului, sau laboratoare externe care nu sunt acreditate.

În acest caz (litera b), încercările trebuie efectuate sub supravegherea şi pe responsabilitatea unui laborator care respectă cerinţele SR EN 45011, sau ca alternativă sub supravegherea şi responsabilitatea laboratorului acreditat de RENAR (SINAIL) şi la care au fost efectuate încercările de compatibilitate electromagnetică. De asemenea, trebuie atestat că fabricarea dispozitivului s-a efectuat în regim de calitate (conform ISO 9001, ed. 2000 [şi modif. ulterioare]). Această atestare trebuie emisă prin grija şi responsabilitatea Fabricantului şi trebuie înmânată, la cerere, de către Utilizator la ENEL, la momentul racordării.

168

D.3 Caracteristicile Sistemului de Protecţie Generală integrat Prezentul articol defineşte cerinţele unui Sistem de Protecţie Generală integrat destinat pentru echiparea Dispozitivul General al Utilizatorilor de MT. Pe lângă corespondenţa cu specificaţia normei produsului, SPG integrat trebuie oricum să fie realizat perfect. Fabricantul va trebui să declare domeniul de aplicare (înţeles ca domeniul de tensiuni şi curenţi primari) în care dispozitivul va putea fi utilizat. Încercările funcţionale, de compatibilitate cu mediul şi altele trebuie efectuate pe SPG înţeles ca un ansamblu funcţional (PG+traductoare de curent şi/sau homopolare şi/sau de tensiune).

D.3.1 Prescripţii funcţionale pentru SPG integrat Prezentul articol descrie caracteristicile şi încercările în vederea confirmării compatibilităţii unui SPG integrat. Conformitatea SPG integrat va fi verificată în comparaţie cu cele indicate în prezentul articol; această corespondenţă trebuie garantă pentru întreg domeniul de aplicare (înţeles ca interval de tensiuni şi curenţi primari) declarat de către Fabricant. Verificările vor face referire explicit la tot sistemul de protecţie (compus din relee, traductoare de curent şi eventuale traductoare de tensiune) care trebuie să fie identificate într-un mod clar în rapoartele de testare.

D.3.1.1 Prescripţii funcţionale pentru protecţia maximală de curent de fază SPG trebuie să prevadă o protecţie maximală de curent de fază cu cel puţin trei trepte temporizabile în execuţie cel puţin bipolară. Fiecare treapta trebuie să poată fi exclusa in mod independent de cealaltă. Caracteristicile protecţiilor, menţionate mai sus, sunt prezentate mai jos. - timp de bază (de intervenţie) egal cu suma timpului de măsură a protecţiei şi durata comenzii

de declanşare (pentru valori de intrare egale cu 1,2 ori valoarea de intervenţie setată); pentru toate funcţiile enumerate acesta trebuie să fie mai mic sau egal cu 50 ms. Timpii de intervenţie cuprind timpul de bază de intervenţie plus o eventuală temporizare intenţionată.

- Domeniul de reglaj: Domeniile de reglaj90 prevăzute sunt redate mai jos (domeniile indicate

sunt cele minime admisibile, în timp ce treptele indicate pentru reglaje sunt cele maxime admisibile).

- Prima treapta91 (/>):

Valoare (20% ÷ 120%), în trepte de 5%; 90 Domeniile de reglaj, indicate în valori secundare, sunt calculate făcând ipoteza folosirii traductorilor de curenţi primari de 100 A la 600 A. Dacă SPG trebuie să utilizeze traductori de curent nominal primar în afara valorilor indicate mai sus, este oricum necesară garantarea posibilităţii de reglare a SPG, astfel încât să se acopere următoarele domenii de mărimi primare: de la 200 A la 500 A pentru I>>; de la 500 A la 1500 A pentru I>>>. 91 Prima treaptă trebuie să fie activata la cererea ENEL.

169

Caracteristică cu timp dependent (timp invers, în conformitate cu SR EN 60255, VIT –

Very Invers Time).

- A doua treapta (/>>):

Valoare (20% ÷ 500%), în trepte de 10%;

Caracteristică cu timp independent;

Timp de intervenţie (0,05 ÷ 1) s, în trepte de 0,05 s.

- A treia treapta (/>>>):

Valoare (80% ÷ 1500%), în trepte de 20%;

Caracteristică cu timp independent;

Timp de intervenţie (0,05 ÷ 0,2) s, în trepte de 0,05 s.

Erorile limită pentru mărimi sunt:

– eroare limită pentru curent ≤ 10%;

– variaţie a erorii limită ≤ 3%;

– timp de revenire ≤ 100 ms;

– raport de revenire ≥ 0,9;

– eroare limită la timp ≤ 3% ± 20 ms;

– variaţie a erorii limită ≤ 1,5% ± 10 ms.

D.3.1.2 Prescripţii de funcţionare pentru protecţia maximală homopolară de curent92 SPG integrat trebuie să prevadă o protecţie maximală homopolară de curent cu două trepte temporizabile şi reglabile în mod complet independent între ele. Caracteristicile protecţiei menţionate mai sus sunt următoarele: - Timp de intervenţie egal cu suma dintre timpul de măsură al protecţiei şi timpul de emitere al comenzii de declanşare (pentru mărimi de intrare egale cu 1,2 ori valoarea de intervenţie setată); trebuie să fie pentru toate funcţiile indicate mai jos mai mic sau egal cu 50 ms. Timpii de intervenţie indicaţi mai jos includ timpul de bază. - Protecţie maximală homopolară de curent: echipamentele de achiziţie a mărimilor primare trebuie să fie compatibile cu curentul nominal In. Limitele de reglaj prevăzute sunt următoarele (domeniile indicate sunt cele minime admisibile, în timp ce treptele indicate pentru reglare sunt cele maxime admisibile; valorile sunt date în mărimi primare): - Prima treapta (I0>):

valoare (1 ÷ 20 A), cu trepte de 0,5 A;

timp de intervenţie (0,05 ÷ 1) s, cu trepte de 0,05 s.

92 Protecţia de curent maxim homopolar este cerută indiferent de structura instalaţiei Utilizatorului.

170

- A doua treapta93 (I0>>):

valoare (10 ÷ 500 A), în trepte de 10 A;

timp de intervenţie (0,05 ÷ 0,2) s, în trepte de 0,05 s.

Tabel 15 Erorile SPG integrat pentru curentul maxim homopolar

Curent primar

[A] Eroare de raport

(%) 194 ± 10 5 ±6

100 ±6 2000 (intervenţie sigură) Nu poate fi setat

Caracteristicile SPG sunt:

− eroare limită de curent după cum se arată în Tabelul 15:

− variaţia erorii limită ≤ 3 %;

− timp de revenire ≤ 100 ms;

− raport de revenire ≤ 0,9;

− eroare limită la timpi ≤ 3% ± 20 ms; − variaţia erorii limită ≤ 1,5% ± 10 ms.

D.3.1.3 Prescripţii de funcţionare pentru protecţia homopolară direcţională95 Protecţia maximală homopolară direcţională trebuie să prevadă două trepte de intervenţie cu scopul de a selecta defectele monofazate, unul în caz de funcţionare a reţelei cu neutrul compensat şi celălalt cu neutrul izolat. Fiecare din trepte trebuie să poată fi exclusa în mod independent de cealalta. Caracteristicile protecţiei menţionate mai sus sunt prezentate mai jos. - Timp de bază (de intervenţie) egal cu suma dintre timpul de măsurare a protecţiei şi timpul de

emitere al comenzii de declanşare; trebuie să fie pentru toate funcţiile indicate mai jos mai mic

93 Al doilea prag are ca scop eliminarea rapidă a defectelor cu dublă punere la pământ. Acest prag poate fi bazat pe curentul secundar al unui singur traductor sau pe curentul homopolar obţinut ca sumă vectorială a curenţilor secundari ai celor trei traductori de fază. 94 Dacă protecţia împotriva defectelor monofazate este realizată de SPG integrat cu funcţia de protecţie homopolară direcţională, protecţia maximală de curent homopolar trebuie să corespundă cu ceea ce este indicat în Tabel cu excepţia prescripţiilor pentru încercare cu I0 = 1 A. 95 Protecţia homopolară direcţională este prevăzută numai pentru instalaţiile Utilizatorului a căror contribuţie capacitivă la defect extern depăşeşte valori prestabilite.

171

sau egal cu 80 ms. Timpii de intervenţie indicaţi mai jos includ timpul de bază de intervenţie plus eventuala temporizare intenţionată.

- Domeniile de reglare prevăzute sunt următoarele (domeniile indicate sunt cele minime

admisibile, în timp ce treptele indicate pentru reglare sunt cele maxime admisibile; valorile sunt date în mărimi primare pentru curenţi, în procente din tensiunea nominală pentru tensiuni).

- Prima şi a doua treapta:

- I0 (1 A ÷ 10 A) în trepte de 0,5 A;

- U0 (1% ÷ 40%) în trepte de 1%;

- zona de functionare definita de două unghiuri (0o ÷ 360o) în trepte de 1o;

- timp de intervenţie (0,05 ÷ 1) s în trepte de 0,05 s.

Erorile limită sunt date în tabelul următor

Tabel 16 Erori SPG integrat pentru curent homopolar direcţional

Curent şi tensiune V [pe unitate] – I [A primari]

Eroare totală (%)

Eroare de fază [o]

0,02 – 1 40 20 0,02 – 2 35 15 0,05 – 2 25 12 0,3 – 5 20 10 1 – 100 15 8

n.a. - 2000 10 n.a - neverificabilă Caracteristicile SPG sunt următoarele:

- variaţie a erorii limită ≤ 3%;

- timp de revenire ≤ 100 ms;

- raport de revenire ≥ 0,9;

- eroare limită la timpi ≤ 3% ± 20 ms;

- variaţie a erorii limită ≤ 1,5% ± 10 ms;

Eventuala comutare de la protecţia homopolară direcţională (67N) la 51N (din motivele expuse la 8.4.1) va trebui să survină în maxim 1 s. Într-un timp egal va trebui să fie restabilită funcţionalitatea 67N la revenirea condiţiilor prevăzute în 8.4.1.

D.3.1.4 Comenzi de deschidere întreruptor SPG integrat trebuie să fie dotat cu un contact ND în absenţa alimentării auxiliare.

172

Acest contact, dacă este asociat cu un circuit de comandă în lipsa tensiunii, trebuie să rezulte închis în prezenţa tensiunii auxiliare; dacă în schimb este asociat cu un circuit de comandă la impuls de curent, acest contact ND trebuie să rezulte deschis în prezenţa alimentării auxiliare. Comanda de deschidere a întreruptorului trebuie să persiste până la revenirea stării logice de declanşare care a provocat-o şi oricum pentru un interval de timp minim de 150 ms (pentru a garanta deschiderea întreruptorului).

D.3.1.5 Semnalizări locale Semnalizările locale constau în:

- semnalizare diferenţiată a releului în funcţiune sau în stare de anomalie;

- un semnal memorizat de declanşare generală a protecţiei maximale de curent de fază, curent maxim homopolar şi homopolar direcţional;

- semnalizare a poziţiei întreruptorului, care să indice întreruptor deschis sau închis, pe PG sau în partea frontală a dispozitivului.

D.3.2. Încercări şi certificări ale SPG integrat Dispozitivul trebuie să fie marcat CE. Încercările efectuate asupra dispozitivului se împart în:

- Încercări de funcţionare;

- Încercări de compatibilitate electromagnetică;

- Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător.

Trebuie să fie certificată, prin modalităţile indicate mai jos la punctul D.3.5, trecerea încercărilor menţionate la paragrafele următoare.

D.3.3 Încercări de funcţionare Scopul încercărilor de funcţionare descrise în paragraful de faţă este acela de a verifica capacitatea SPG integrat de a recunoaşte defectele care pot surveni pe o reţea de MT a unui Utilizator. Încercările de funcţionare constă în:

− verificarea funcţiilor;

− măsurarea preciziei treptelor de intervenţie şi de revenire;

− măsurarea preciziei timpilor de intervenţie şi de revenire.

Încercările efectuate urmaresc recunoaşterea fenomenelor de defect (monofazat, cu dublă punere la pământ, arc intermitent şi defect polifazat). Defectele tranzitorii reprezentative pentru încercările menţionate mai sus au fost împărţite în următoarele categorii:

173

- tranzitorii de defect polifazat;

- tranzitorii de defect monofazat;

- tranzitorii de defect cu dublă punere la pământ;

- tranzitorii de arc intermitent.

Încercările de funcţionare vor include şi răspunsul funcţiilor protecţiei la fenomene tranzitorii din reţea înregistrate în formatul COMTRADE. Fişierele aferente sunt disponibile pe site-ul ENEL (Tab. 22 şi/sau Tab. 23). În ceea ce priveşte arcul intermitent, sunt luate în considerare unele cazuri cu durata mai mică de 80 ms şi altele cu durata mai mare, pentru a verifica eventuala capacitate de detectare şi de insensibilitate faţă de defecte intermitente. Se presupune existenţa defectelor (monofazate) în jurul trecerii prin zero a tensiunii de fază; această condiţie, chiar dacă este puţin probabilă, reprezintă în general o condiţie mai critică pentru dispozitivul SPG (în caz de reţea compensată curentul de defect este deci homopolar măsurat pe linia unde are loc defectul – prezintă componenta aperiodica maximă). Se presupune existenţa cazurilor de defect monofazat la diferite rezistenţe de defect după cum este specificat în continuare. În general, în afara excepţiilor descrise mai jos, trebuie să fie pregătit un circuit de probă realizat cu ajutorul traductoarelor de curent, de curent homopolar şi de tensiune şi cablurile de legătură (tip, secţiune şi lungime) care vor fi efectiv instalate în SPG real; mărimile se aplică, în general, la primarul traductoarelor. Câteva exemple şi posibile indicaţii sunt prezentate în D.3.3.1. Valabilitatea certificării se referă exclusiv la configuraţia riguroasă a SPG care face obiectul încercărilor la care se referă certificarea. O variaţie oarecare determină încetarea valabilităţii certificării.

D.3.3.1 Exemplu de posibilă modalitate de verificare a treptei homopolare direcţionale în SPG integrate care folosesc 3 traductoare de curent În cazul în care SPG integrat prevede utilizarea a trei senzori distincţi de fază (condiţie prevăzută ca alternativă la folosirea a două TC + un TC homopolar), curentul rezidual nu poate fi măsurat direct, ci trebuie să fie dedus din cele trei măsurări ale curentului de fază. În cazul în care valorile absolute ale celor trei curenţi de fază (curenţi de sarcină) sunt mari96, necesitatea de a reconstrui curentul rezidual cu precizia (în modul şi în fază) cerută prevede necesitatea de a dispune de TC cu erori foarte limitate. Acest lucru este valabil în mod deosebit pentru erorile de fază. Necesitatea de a avea aceste valori atât de reduse implică şi o problemă evidentă din punct de vedere al verificării funcţionale a SPG integrat; este clar de fapt că fiind necesară verificarea preciziei SPG cu încercări de laborator trebuie să se dispună de generatoare de semnal în stare

96 Teoretic cei trei curenţi de fază pot avea valori până la câteva sute de Amperi primari (valoare de treapta a funcţiei de curent maxim />>).

174

să genereze forme de undă de curent sinusoidal cu o precizie foarte mare, peste valorile limită de precizie disponibile chiar în cele mai bune dispozitive de încercare existente pe piaţă97. Concluzia acestei discuţii este că, în mod normal, nu este posibilă verificarea din punct de vedere funcţional cu o încercare „directă” a preciziilor cerute la D.3.1.3. Pe de altă parte, curentul homopolar fiind dedus din citirea celor trei curenţi de fază, este nerealist şi în mod cert nu ilustrează comportamentul real al SPG integrat dacă se procedează la tranzitarea numai a curentului homopolar printr-un singur traductor de curent de fază cu scopul evaluării erorilor treptelor de intervenţie în regim staţionar (o dată certificată conformitatea erorilor cerute în regim staţionar, restul încercărilor de funcţionare pot fi efectuate aplicând numai curentul homopolar la un singur traductor de curent). Pentru a remedia problema expusă mai sus se descrie în continuare o posibilă modalitate de încercare.

Figura 27 Două posibile modalităţi alternative echivalente de încercare pentru verificarea preciziei treptei

direcţionale a SPG integrat cu 3 senzori de curent, în prezenţa unor curenţi de sarcină mari. Printr-un conductor unic (deci un unic canal de curent al generatorului de semnal) care trece prin toate trei traductoare de curent de fază în acelaşi sens, se alimentează sistemul la valoarea curentului de sarcină prevăzut (ex. 300 A)98. În acest mod cele trei TC sunt parcurse exact de acelaşi curent. Pregătirea adecvată a SW (software) al SPG integrat, stabileşte defazajul dintre curenţii măsuraţi de cel de-al doilea şi al treilea TC şi rezultă defazaţi exact cu -1200 şi + 1200 respectiv. Această „pregătire” trebuie să fie o operaţie pur numerică, efectuată după măsurarea modulului şi fazei a celor doi curenţi în discuţie şi numai în faza de verificare a erorilor conform prezentei Norme. În prezenţa acestei corecţii SW (funcţională, pentru această verificare) curentul rezidual calculat de

97 Trebuie să fie utilizate dispozitive cu erori declarate ca „tipice” pentru circuite de curent pe întreaga bandă de emisie nu mai mare de 0,025% în ceea ce priveşte modulul şi nu mai mari de 0,1o în ceea ce priveşte unghiul. 98 În realitate 300 A echivalenţi, după cum s-a indicat deja, obţinuţi, de exemplu, prin realizarea mai multor spire pe traductorii de curent

175

SPG integrat ar trebui să fie teoretic nul; mai exact valoarea rezultată reprezintă totalitatea erorilor ansamblului celor trei TC pentru valoarea setată de curent primar. În aceste condiţii, aplicaţi, prin:

- o cale separată de curent şi un circuit separat, care trece numai prin unul din cei trei TC, un curent egal cu componenta reziduală pe care vreţi să o încercaţi.

- trei canale de tensiune, o tensiune homopolară de amplitudine şi fază faţa de curentul rezidual.

Schema descrisă mai sus prezintă avantajul de:

- a evita problema preciziei unghiulare a generatorului de semnal în ceea ce priveşte curenţii de fază (curenţi de sarcină);

- a dispune de precizia (în modul şi fază) generatorului direct pe curentul rezidual (în acest caz preciziile disponibile sunt mari).

Ca alternativă este posibil să se recurgă la schemele din Fig 28 sau Fig 29 în care cu o singură sursă trifazată (transformator cu alimentare cu tensiune variabilă) este realizat un circuit trifazat conectat în stea cu neutru izolat pe ale cărui faze sunt introduşi cei trei TC ai SPGI încercat99. Pe conductorul uneia din cele trei faze (sau oricum în interiorul celui de al treilea TC), se injectează, printr-un generator de curent de precizie adecvată, un curent adiţional:

- de amplitudine prestabilită, egală cu treapta de curent rezidual pe care vreţi să îl încercaţi (ex. 1 A sau 2 A).

- cu faza cunoscută în raport cu tensiunea homopolară creată prin cele trei tensiuni de fază (valoare egală cu 120% din reglajul setat) şi se detectează, tot în modul şi fază, curentul rezidual măsurat de dispozitiv la variaţia curentului principal de alimentare (în domeniul 0-300 A). Această componentă reziduală trebuie să coincidă cu curentul adiţional fără erorile SPG integrat cu privire la măsura curentului.

Deoarece curenţii sursei trifazate şi a celei adiţionale create pot să nu aibă aceeaşi frecvenţă, poate fi necesar să se efectueze în mod preliminar o măsurare a frecvenţei (cu precizie adecvată) a sursei trifazate şi să se adapteze în consecinţă frecvenţa curentului adiţional (sincronizare). Această metodologie, valabilă pentru SPGI cu trei TC, cu măsurare directă a celor trei curenţi de fază (Fig 28) sau inseraţi cu schema Holmgreen (Fig 29), nu cere nici o modificare a SW pentru dispozitiv.

99 Legătura în centru stea izolat garantează valoarea egală cu zero a componentei homopolare a curenţilor de alimentare

176

Figura 28 – Schema de încercare pentru verificarea preciziei treptei direcţionale a SPGI cu

3 TC (cu măsurarea directă a celor trei curenţi de fază).

Figura 29 – Schema de încercare pentru verificarea preciziei treptei direcţionale a SPGI cu

3 TC (cu schema de conectare Holmgreen pentru măsurarea directă a curentului rezidual).

D.3.3.2 Încercări pentru defecte polifazate Reţeaua luata în considerare este la 20 kV cu neutrul izolat cu o întindere astfel încât să aibă 200 A de curent capacitiv fază-pământ. Este vorba de realizarea unor defecte bifazate cu punere la pământ cu o rezistenţă de defect corespunzătoare astfel încât să se obţină curenţii de defect indicaţi în Tab. 17.

177

Încercările sunt prezentate în Tab. 17 şi fiecare încercare constă în a furniza la SPG curenţi primari pe fazele R şi/sau S şi/sau T (oricum se vor încerca, individual sau împreună, toate fazele). Parametrizarea PG (treapta de curent maxim) trebuie să fie:

- treapta />>: 200 A primari, Tint = 430 ms;

- treapta />>>: 500 A primari, Tint = 50 ms.

Tensiuni şi curenţi de încercare sunt prezentate în tabelul următor. Tabel 17 Încercări la defecte polifazate

Încercare Curent de defect (A.r.m.s.)

Amplitudine componentă unidirecţională primară Rezultat aşteptat

1 9000 A (primari) ± 5% 9000 √ 2 A ± 5%, constanta de timp 20 ms ± 5% (început tranzitoriu pe 0 de tensiune, maximă componentă aperiodica)

Declanşare treapta />>> în 50 ms

2 1350 A (primari) 1350 √ 2 A ± 5%, constantă de timp 20 ms ± 5% (început tranzitoriu pe 0 de tensiune, maximă componentă aperiodica)

Declanşare treapta />>> în 50 ms

3 600 A (primari) ± 5% 600 √ 2 A ± 5%, constanta de timp 20 ms ± 5% (început tranzitoriu pe 0 de tensiune, maximă componentă aperiodica)

Declanşare treapta />>> în 50 ms

4 240 A (primari) ± 5% 0 A ± 5% Declanşare treapta />>> în 430 ms

5 180 A (primari) Nicio declanşare

D.3.3.3 Încercări de defect monofazat Reţeaua luată în consideraţie este la 20 kV. Este vorba despre defecte monofazate cu rezistenţa de defect corespunzătoare şi fiecare încercare constă în a furniza la SPG:

- curenţi primari de fază sau curentul homopolar în cazul SPG cu funcţie de curent maxim homopolar,

- curenţi de fază sau curent homopolar, tensiuni de fază sau tensiune homopolară dacă SPG este prevazut cu protecţie homopolară direcţională şi protecţie maximală homopolară de curent.

D.3.3.3.1 Încercări la SPG cu protecţie maximală homopolară de curent Setarea funcţiei de curent homopolar maxim a PG trebuie să fie:

- treapta /0> egal cu 2 A primari, timp de intervenţie = 380 ms;

- treapta /0>> egal cu 80 A primari, timp de intervenţie = 100 ms.

Încercările efectuate sunt prezentate mai departe.

178

Încercări pentru o reţea de 20 kV cu neutru izolat Trebuie să fie simulate defecte monofazate cu rezistenţa de defect şi caracteristici ale reţelei indicate în Tabelul 18. Tabel 18 - Încercări de defect monofazat cu NI pentru protecţia maximală homopolară de curent

Încercare Curent de defect

monofazat al reţelei cu NI

Rezistenţa de defect Rg [Ω] Rezultat aşteptat

1 20 A 0 Declanşare treapta /0> 2 20 A 1000 Declanşare treapta /0> 3 20 A 2000 Declanşare treapta /0> 4 20 A 5000 Nicio declanşare 5 40 A 0 Declanşare treapta /0> 6 40 A 1000 Declanşare treapta /0> 7 40 A 2000 Declanşare treapta /0> 8 40 A 5000 Nicio declanşare 9 100 A 0 Declanşare treapta /0>>

10 100 A 1000 Declanşare treapta /0> 11 100 A 2000 Declanşare treapta /0> 12 100 A 5000 Nicio declanşare 13 200 A 0 Declanşare treapta /0>> 16 200 A 5000 Nicio declanşare

Încercări pe o reţea de 20 kV cu neutrul compensat Trebuie să fie simulate defecte monofazate cu rezistenţa de defect şi caracteristici ale reţelei indicate în Tabelul 19. Tabel 19 - Încercări de defect monofazat cu NC pentru protecţia maximală homopolară de curent

Încercare Curent de defect

monofazat al reţelei cu NC

Grad de compensare Rg [Ω] Rezultat aşteptat

1 100 A 65% 0 Declanşare treapta /0> 2 100 A 65% 1000 Declanşare treapta /0> 3 100 A 65% 2000 Declanşare treapta /0> 4 100 A 65% 7000 Nicio declanşare 5 200 A 95% 0 Declanşare treapta /0> 6 200 A 95% 1000 Declanşare treapta /0> 7 200 A 95% 2000 Declanşare treapta /0> 8 200 A 95% 7000 Nicio declanşare 9 300 A 135% 0 Declanşare treapta /0>> 10 300 A 135% 1000 Declanşare treapta /0>

179

11 300 A 135% 2000 Declanşare treapta /0> 12 300 A 135% 7000 Nicio declanşare 13 500 A 100% 0 Declanşare treapta /0>> 14 500 A 100% 1000 Declanşare treapta /0> 15 500 A 100% 2000 Declanşare treapta /0> 16 500 A 100% 7000 Nicio declanşare

D.3.3.3.2 Încercări la SPG cu protecţie homopolară direcţională Parametrizare PG homopolare direcţionale trebuie să fie:

– treapta 67N.S1: U0 = 5%; I0 = 2 A primari; zona de functionare = 61o ÷ 250o, Tint = 380 ms

– treapta 67N.S2: U0 = 2%; I0 = 2 A primari; zona de functionare = 50o ÷ 130o, Tint = 100 ms

– treapta I0 >>= 150 A primari, Tint = 100 ms.

Încercările efectuate sunt prezentate mai departe. Încercări pe o reţea de 20 kV cu neutrul izolat Reţeaua luată în considerare este la 20 kV cu neutru izolat. Este vorba despre defecte monofazate cu rezistenţa de defect şi caracteristicile reţelei indicate în Tab. 20. Tabel 20 - Încercări de defect monofazat cu neutrul izolat pentru protecţia homopolară direcţională

Încercare Curent de defect monofazat al reţelei cu NI

Rg [Ω] Rezultat aşteptat

1 100 A 0 Declanşare treapta 67N.S2 2 100 A 1000 Declanşare treapta 67N.S2 3 100 A 2000 Declanşare treapta 67N.S2 4 100 A 5000 Nicio declanşare 5 300 A 0 Declanşare treapta 67N.S2 6 300 A 1000 Declanşare treapta 67N.S2 7 300 A 2000 Declanşare treapta 67N.S2 8 300 A 5000 Nicio declanşare

Fiecare încercare prezentată în Tabel trebuie să fie repetată furnizând protecţiei homopolare direcţionale tensiunile şi curenţii relativi100 la un defect în amonte de punctul în care este poziţionat SPG respectiv (linie în bună stare de funcţionare). În toate aceste cazuri SPG nu trebuie să efectueze nicio declanşare.

100 Pentru precizări cu privire la modalităţi a se vedea D.3.3.1. În unele cazuri poate fi evaluată, cu analiza prealabilă care să ateste echivalenţa absolută a testelor şi care va constitui parte integrantă a documentaţiei de probă, aplicarea semnalelor de tensiune de valoare redusă direct la traductorii de tensiune şi/sau prin circuite externe adiţionale.

180

D.3.3.4 Încercare cu arc intermitent Reţeaua luată în considerare este de 20 kV, extinsă astfel încât să furnizeze 300 A capacitivi, cu exploatarea neutrului şi care are caracteristicile arcului intermitent indicate în Tab. 22 şi în Tab. 23. Pentru defecte tranzitorii în prezenţa arcului intermitent sunt furnizate tensiunile de fază (sau tensiunea homopolară), curenţi de fază (sau curent homopolar) de luat în calcul. Modelul arcului utilizat, relativ simplu, constă într-un defect care, creat de o tensiune fază-pământ de o anumită valoare, menţine o rezistenţă pentru o parte din timp; această rezistenţă creşte foarte rapid ducând în circa 1 ms la stingerea defectului respectiv. Simulările se diferenţiază în funcţie de durata fenomenului şi de ipoteza de creare a arcului.

D.3.3.4.1 Încercări la SPG integrat cu protecţie de curent homopolar maxim Dacă protecţia împotriva defectelor cu punere la pământ conţine şi funcţia de protecţie homopolară direcţională încercărilor următoare nu trebuie să fie efectuate. Parametrizarea SPG (protecţia maximală homopolară de curent) trebuie să fie:

- treapta I0 > egal cu 2 A primari, Tint = 250 ms;

- treapta I0 >> egal cu 40 A primari, Tint = Tbază de intervenţie ≤ 80 ms. Tabel 22 - Încercări cu arc intermitent pentru protecţia maximală homopolară de curent

Încercare Starea neutrului Durata arc int. Tint Rezultat aşteptat

1 NI < 40 ms nicio declanşare 2 NI >80 ms I0 >> 3 NI 1 s I0 >> 4 NI 1 s I0 > 5 NC < 40 ms nicio declanşare 6 NC > 80 ms I0 >> 7 NC 1 s I0 >> 8 NC 1 s I0 >

Arcurile intermitente simulate prin fişierele COMTRADE (Tab. 22 şi/sau Tab. 23) prevăd o serie de amorsări şi stingeri ale defectului, la intervale de timp corespunzătoare. SPG integrat trebuie să fie în stare să se comporte conform cu ceea ce este descris în Tabel şi în prezenţa unor astfel de stingeri temporare ale arcului.

D.3.3.4.2 Încercări pe SPG cu protecţie homopolară direcţională Parametrizarea SPG integrat (protecţie maximală homopolară direcţională de curent) trebuie să fie:

181

– treapta 67N.S1: U0 = 5%; I0 = 2 A primari; zona de functionare = 61o ÷ 250o, Tint = 250 ms

– treapta 67N.S2: U0 = 2%; I0 = 2 A primari; zona de functionare = 50o ÷ 130o,

– Tint = Tbază de intervenţie ≤ 80 ms

– treapta I0 >> egal cu 150 A primari, Tint = 1 s

Tabel 23 - Încercări cu arc intermitent pentru protecţia homopolară direcţională

Încercare Stare neutru Durata arc int. Tint Rezultat aşteptat Notă

1 NI < 40 ms Nu declanşează

2 NI >80 ms Declanşare treapta 67N.S2 Admisă în acelaşi timp şi/sau în alternativă şi declanşarea pentru treapta 67N.S1

3 NI 1 s Declanşare treapta 67N.S2 Admisă în acelaşi timp şi/sau în alternativă şi declanşarea pentru treapta 67N.S1

4 NI 1 s Declanşare treapta 67N.S2 Admisă în acelaşi timp şi/sau în alternativă şi declanşarea pentru treapta 67N.S1

5 NC < 40 ms Nu declanşează

6 NC > 80 ms Declanşare treapta 67N.S1 Admisă în acelaşi timp şi/sau în alternativă şi declanşarea pentru treapta 67N.S2

7 NC 1 s Declanşare treapta 67N.S1 Admisă în acelaşi timp şi/sau în alternativă şi declanşarea pentru treapta 67N.S2

8 NC 1 s Declanşare treapta 67N.S1 Admisă în acelaşi timp şi/sau în alternativă şi declanşarea pentru treapta 67N.S2

Arcurile intermitente simulate prin intermediul fişierelor COMTRADE (Tab.22 şi/sau Tab.23) prevăd o serie de amorsări şi stingeri ale defectului, la intervale corespunzătoare. SPG integrat trebuie să fie în stare să se comporte conform cu ceea ce este descris în Tabel şi în prezenţa unor astfel de stingeri temporare ale arcului. Încercarea de funcţionalitate constă, pentru fiecare fenomen tranzitoriu, în două încercări, obţinute alimentând dispozitivul respectiv cu mărimile corespunzătoare unei linii defecte (defect în aval de SPG integrat, linia 1 a fişierul COMTRADE) şi cu mărimile corespunzătoare unei linii în bună stare de funcţionare (defect în amonte de SPG integrat, linia 2 a fişierului COMTRADE). Rezultatele din Tabelul precedent corespund defectelor în aval de SPG integrat (linia 1). Nu se admite nicio functionare a protecţiei pentru defect în amonte de SPG integrat (linia 2).

D.3.4 Încercări de compatibilitate şi adiţionale Încercările de compatibilitate electromagnetică sunt prezentate în următorul Tab. 24.

182

Tabel 24 - Încercări de compatibilitate electromagnetică Tip Detaliu Note/Niveluri de încercare Norme

Ţinere la impuls Categorie de supratensiune IV SR EN 60255-5

Rigiditate dielectrică Tensiune de încercare 2 kV pentru circuite în c.a. SR EN 60255-5

Rezistenţă a izolaţiei ≥100MΩ la 500 V c.c. SR EN 60255-5

Descărcări electrostatice Descărcare cu contact nivel 3 Descărcare în aer nivel 3 SR EN 61000-4-2

Ring Wave nivel 3 Unde oscilatorii amortizate nivel 2 SR EN 61000-4-2

Tranzitorii rapide nivel 4 SR EN 61000-4-4

Surge 1,2-50/8-20 nivel 3 SR EN 61000-4-5 SR EN 61000-4-5/A1

Câmp magnetic la frecvenţa de reţea nivel 5 SR EN 61000-4-8 SR EN 61000-4-8/A1

Câmp magnetic oscilatoriu amortizat nivel 4 SR EN 61000-4-10 SR EN 61000-4-10/A1

Câmpuri electromagnetice iradiate cu radiofrecvenţă nivel 3

Câmpuri magnetice iradiate de radiotelefoane digitale nivel 3

SR EN 61000-4-3 EN 61000-4-3/IS1

Scurte întreruperi ale alimentării auxiliare nivel 0% t = 0,05 s

Goluri de tensiune nivel 50% t = 0,1 s Variaţii de tensiune Un ± 20%; t = 10 s

SR EN 61000-4-29

Tensiune la frecvenţa de reţea nivel 3 Perturbaţii conduse 15Hz-150Hz nivel 3

SR EN 61000-4-16 SR EN 61000-4-16/A1

IZOL

AŢIE

ŞI E

MC

Perturbaţii conduse induse de câmpuri de radiofrecvenţă nivel 3

SR EN 61000-4-6 SR EN 61000-4-6/A1

EN 61000-4-6/IS1 Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător sunt listate în următorul Tab. 25. Tabel 25 - Încercări de compatibilitate cu mediul înconjurător

Tip Detaliu Note/Nivel de încercare Norme Cald uscat (+70 ± 2)oC; durata

16h SR EN 60068-2-2

Cald umed (40 ± 2)oC; (93 ± 3)% RH; durata 4 zile EN 60068-2-78

Frig (-25 ± 3)oC; durata 16h SR EN 60068-2-1 Aparatură nealimentată

Schimb temperatură TA = - 25oC, TB = 70oC; durata esp. 3h+ 3h

SR EN 60068-2-14 CLIM

ATIC

E

Aparatură alimentată Cald uscat (+70 ± 2)oC; durata 16h SR EN 60068-2-2

183

Cald umed (40 ± 2)oC; (93 ± 3)% RH; durata 4 zile SR EN 60068-2-78

Frig (-25 ± 3)oC; durata 16h SR EN 60068-2-1

Schimb temperatură TA = - 25oC, TB = 70oC; durata esp. 3h+ 3h SR EN 60068-2-14

Imunitate la vibraţii Limită inf. 10 Hz Limită Sup. 500 Hz Acceleraţie 10 m/s2 Amp. de spost. 0,075 mm

SR EN 60068-2-6

MECA

NICE

Vibraţii aleatorii cu bandă largă SR EN 60068-2-64 În plus, pentru a testa în mod corect un senzor integrat TC –TT, sunt necesare următoarele teste suplimentare:

− TEST DE ŢINERE LA IMPULS DE TRĂSNET – SR EN 60383-2; (în măsură în care se poate aplică). Încercarea trebuie să fie efectuata pe 3 senzori legaţi la unitatea electronică de testare, unitatea fiind alimentată şi activată. Testul se consideră trecut dacă cei trei senzori nu suferă deteriorări şi nu sunt emise intervenţii neprevăzute;

− TEST PRIVIND RISCUL DE FOC: materialul utilizat pentru învelişul senzorilor trebuie să treacă testul de inflamabilitate prevăzută în Norma SR EN 60695- 11-10, şi să fie în clasa VO, utilizând metoda B (ex FV).

D.3.5 Conformitatea dispozitivelor Conformitatea cu cerinţele prezentate mai sus trebuie să fie atestată de „Declaraţia de conformitate” a dispozitivelor. Această Declaraţie de conformitate trebuie să fie emisă prin grija şi în responsabilitatea Fabricantului, în forma de auto-certificare din partea Fabricantului, redactată conform cu Legea 608/2001, şi trebuie să fie predată de către Utilizator la ENEL la momentul racordării. Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de încercare) trebuie să fie păstrată de fabricant cel puţin 20 de ani de la ultima fabricare. Aceeaşi documentaţie trebuie oricum să fie pusă la dispoziţia ENEL prin grija Fabricantului pe propriul site web. „Declaraţia de conformitate” a echipamentelor trebuie să conţină toate informaţiile necesare identificării dispozitivului. Efectuarea testelor de compatibilitate cu mediul înconjurător (încercare de izolaţie, climatice şi EMC) prevăzute trebuie să se efectueze la un laborator acreditat conform EN 17025 de către o Societate subordonată European Cooperation for Accreditation (EA) (în România Societatea acreditantă este RENAR). Ca alternativă, testele de funcţionare pot avea loc:

a. Prin intermediul laboratorului mai sus menţionat, sau

b. Prin intermediul laboratoarelor fabricantului, sau laboratoare externe neacreditate.

În acest caz (litera b), testele trebuie să aibă loc sub supravegherea şi responsabilitatea unui organism de certificat corespunzător care să respecte cerinţele EN 45011 sau, ca alternativă, sub

184

supravegherea şi în responsabilitatea laboratorului acreditat RENAR unde au fost efectuate testele EMC. Trebuie de asemenea prevăzută atestarea conform căreia fabricarea dispozitivului are loc în regim de calitate (conform SR EN ISO 9001). Această atestare trebuie să fie emisă în mod similar prin grija şi în responsabilitatea fabricantului şi trebuie să fie predată, la cerere, de către Utilizator la ENEL la momentul racordării.

185

Tabelul 26 – Exemplu de verificare TC cu curent secundar de 5 A (coloana cu galben se referă la TC omologaţi)

Curent nominal primar I pn [A] 100 150 200 250 300 400 500 600 Curent nominal primar I sn [A] 5 5 5 5 5 5 5 5 Putere nominală Pn [VA] (1) 30 30 15 15 10 10 10 10 Clasă de precizie 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P Factor limită de precizie F (2) 20 20 30 30 30 30 30 20 Tensiune nominală de referinţă pentru izolaţie Um [kV] 24 24 24 24 24 24 24 24 Curent termic nominal permanent 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn Curent termic nominal de scurt circuit I th pe 1 s [kA] 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 Curent nominal dinamic I din [kA] 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 Estimare a rezistenţei secundare a înfăşurărilor de la TC R ta [Ω] (3) 0,100 0,145 0,190 0,233 0,276 0,360 0,442 0,524

Lungimea totală a conductorilor între TC şi PG: L [m ] 5 5 5 5 5 5 5 5 Secţiune a conductorilor de conectare între TC şi PG: S [mm ² ] 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 Rezistenţa conductorilor la conectări de TC la relee de protecţie Rcol [Ω] (4) 0,018 0,018 0,018 0,018 0,018 0,018 0,018 0,018

Consum intern al a releului de protecţie Pr [VA] (5) 1 1 1 1 1 1 1 1 Putere aplicată la secundarul de la TC P [VA] (6) 1,450 1,450 1,450 1,450 1,450 1,450 1,450 1,450 Factor limită de precizie efectivă F'(7) 164,71 132,37 95,68 85,87 60,74 54,55 50,50 31,76 Linearitate a TC până la un curent primar I 'p [kA](8) 16,47 19,85 19,14 21,47 18,22 21,82 25,25 19,06 Durata de scurt circuit t [S] (9) 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 Energia specifică de scurt circuit transferată pe secundarul de la TC (I² t)cc [A ²s] (10) 195.313 86.806 48.828 31.250 21.701 12.207 7.813 5.425

Suprasarcină tranzitorie (1 s) a circuitelor de curent cu referire la In a circuitelor însăşi [k] (11) 100 100 50 50 50 50 50 50

Suprasarcină tranzitorie a releele de protecţie (I² t)releu [A ²s] (12) 250.000 250.000 62.500 62.500 62.500 62.500 62.500 62.500

Suprasarcină tranzitorie a conectărilor la releele de protecţie (I² t)col [A ²s] (13) 476.100 476.100 476.100 476.100 476.100 476.100 476.100 476.100

Verificare de ţinere la scurtcircuit de la secundarul de la TC (14) Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Timp de saturaţie în conformitate cu Norma SR EN 60044 – 6 (T sat) [ ms] (15) 10 11 10 11 10 11 10 10

Verificare a saturaţiei datorate componentei unidirecţionale (T sat > = 10 ms) Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă

186

Tabelul 27 – Exemplu de verificare a TC cu curent secundar de 1 A (coloana cu galben se referă la TC omologaţi)

Curent nominal primar I pn [A] 100 150 200 250 300 400 500 600 Curent nominal primar I sn [A] 1 1 1 1 1 1 1 1 Putere nominală Pn [VA] (1) 15 10 10 10 5 5 5 5 Clasă de precizie 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P Factor limită de precizie F (²) 20 30 20 20 30 30 20 20 Tensiune nominală de referinţă pentru izolaţie Um [kV] 24 24 24 24 24 24 24 24 Curent termic nominal permanent 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn 1.2 Ipn Curent termic nominal de scurtcircuit I th pe 1 s [kA] 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 Curent nominal dinamic I din [kA] 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 Estimare a rezistenţei secundare a înfăşurărilor de la TC R ta [Ω] (3) 0,998 1,453 1,896 2,330 2,758 3,599 4,424 5,237 Lungimea totală a conductorilor între TC şi PG: L [m ] 5 5 5 5 5 5 5 5 Secţiune a conductorilor de conectare între TC şi PG: S [mm ² ] 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 Rezistenţa conductorilor la conectări de TC la relee de protecţie Rcol [Ω] (4) 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027

Consum intern a releului de protecţie Pr [VA] (5) 1 1 1 1 1 1 1 1 Putere aplicată la secundarul de la TC P [VA] (6) 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 Factor limită de precizie efectivă F'(7) 157,98 138,56 81,41 73,46 61,49 55,77 34,58 32,69 Linearitate a TC până la un curent primar I 'p [kA](8) 15,80 20,78 16,28 18,36 18,45 22,31 17,29 19,61 Durata de scurt circuit t [S] (9) 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 Energia specifică de scurt circuit transferată pe secundarul de la TC (I² t)cc [A ²s] (10) 7.813 3.472 1.953 1.250 868 488 313 217

Suprasarcină tranzitorie (1 s) a circuitelor de curent cu referire la In a circuitelor însăşi [k] (11) 100 100 50 50 50 50 50 50

Suprasarcină tranzitorie a releele de protecţie (I² t)releu [A ²s] (12) 10.000 10.000 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 Suprasarcină tranzitorie a conectărilor la releele de protecţie (I² t)col [A ²s] (13) 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600

Verificare de ţinere la scurtcircuit de la secundarul de la TC (14) Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Timp de saturaţie în conformitate cu Norma SR EN 60044 – 6 (T sat) [ ms] (15) 10 11 10 10 10 11 10 10

Verificare a saturaţiei datorate componentei unidirecţionale (T sat > = 10 ms) Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă

Note cu referire la Tab. 26 şi Tab. 27 (1) Valori normalizate SR EN 60044 – 1: 2,5 – 5 – 10 – 15 – 30 VA. (2) Valori normalizate SR EN 60044 – 1: 5 –10 – 15 – 20 – 30 VA. (3) R ta = 0,84 (I pn / 1000) exp (0,925) pentru TC cu I sn = 5 A (vezi SR EN 60044 – 1), R ta = 8,4 (I pn / 1000) exp (0,925) pentru TC cu I sn = 1 A. E oportun ca valoarea exactă să fie furnizată de fabricant, pentru că poate să fie diferit în mod semnificativ de valorile estimate. (4) R col = 0,0216 L/S pentru conductori de cupru la 75˚. (5) Puterea maximă admisă pentru PG în Anexa de faţă. (6) P = R col I sn ² + P r. (7) Calculul factorului limită de precizie efectivă (la puterea aplicată pe secundarul de la TC în conformitate cu SR HD 637 S1: F ' = F (R ta I sn ² + P n) / (R ta I sn ² + P). (8) I ' p = I pn F ' e curentul limită de precizie în A pentru puterea aplicată (vezi Norma SR EN 60044 – 1), până la care TC menţine eroarea rezervată în limita de 5 % de la clasa 5P. (9) Se consideră convenţional o durată de scurtcircuit de 0,5 s. (10) Se consideră un curent de scurtcircuit primar de 12,5 kA. (11) În Anexa prezentă valoarea cerută e egală cu 50 In pentru 1s. Releul trebuie să fie certificat pentru eventualele valori mai mari necesare pentru depăşirea verificării prezente. (12) Corespondent la (kIn)² pentru 1 s. Releul trebuie să fie certificat pentru eventualele valori diferite faţă de prevederile minime din Anexa prezentă care se dovedesc necesare pentru depăşirea verificării prezente. (13) Egal cu K² S² cu K = 115 pentru conductori izolaţi în PVC (vezi NTE 007/08/00). (14) Verificarea de ţinere la scurtcircuit a conectărilor şi a releului de protecţie are rezultatul pozitiv dacă sunt ambele condiţii îndeplinite (I² t)cc ≤ (I² t) releu şi (I² t)cc ≤ (I² t)col. (15) Timpul de saturaţie e calculat în conformitate cu Norma SR EN 60044 – 6, în ipoteza de defect bifazat cu constanta de timp primară de 20 ms.

D.4 Sistemul de control şi înregistrări asociat la PG În paragraful prezent sunt definite caracteristicile pe care trebuie să le aibă un dispozitiv de memorare a evenimentelor de asociat la PG cu scopul de a putea apoi să fie utilizat pentru activitatea de control din partea ENEL. Necesitatea utilizării dispozitivului specificat aici este detaliată la paragraful 8.5.12.3.

D.4.1 Caracteristici Dispozitivul pentru memorarea evenimentelor (în continuare, logger) are funcţia de a permite verificarea corectei disponibilităţi a SPG de a interveni, bazându-se pe controlul stării de funcţionare a PG, ţinând cont de:

1. prezenţa legăturii între PG şi logger;

2. prezenţa alimentării logger-ului;

3. prezenţa alimentării releului;

4. prezenţa şi continuitatea circuitului de comandă;

5. trepte de reglare setate ulterior instalării;

6. evenimente care au cauzat activarea PG;

7. evenimente care au cauzat emiterea de comenzii de declanşare a DG;

8. funcţionalitate releului;

9. prezenţa circuitelor de curent;

10. prezenţa circuitelor de tensiune.

Punctele de la 1 la 4 constituie cerinţele minime ale logger în scopul prezentei Norme; punctele de la 1 la 7 constituie cerinţele pentru a considera la fel logger-ul conform; restul de puncte sunt opţionale.

Memorarea evenimentelor menţionate mai sus completate de dată şi oră (minute secunde) trebuie să se extindă pentru cel puţin o sută de evenimente şi trebuie să aibă loc pe un suport intern care nu se poate suprascrie de către Utilizator; trebuie să fie permisă citirea memoriei şi setarea datei şi orei prin intermediul unei interfeţe pusă la dispoziţie de către furnizorul de logger (de ex., cu ajutorul propriului site web). Lista evenimentelor înregistrate trebuie să fie exportată în format text cu următoarele sintaxe: " data " virgula de separare " ora minute secunde " virgula de separare " mesaj eveniment" ca de ex., în caz de functionare a PG apare:

12- 10 – 2007, 9.55.23, functionare prima treapta de fază

în caz de modificare reglaj a PG apare:

12- 10 – 2007, 9.55.23, prima treapta de fază 150 A

Prelevarea evenimentelor poate să se producă atât prin intermediul intrărilor digitale fie şi prin reţeaua de comunicaţie eventual disponibilă pe DG. În scopul sincronizării evenimentelor, se ia în considerare ora (minute secunde) găsită în momentul controlului din partea ENEL. Logger poate să fie încorporat în PG mai degrabă decât să formeze un dispozitiv separat de relee. În cazul din urmă, logger trebuie să înregistreze printre evenimente şi deconectările de la PG. Eşalonarea în timp a evenimentelor trebuie să se facă la intervale de maxim 10s.

D.4.2 Funcţii ale data logger

D.4.2.1 Prezenţa legăturii între PG şi logger (doar dacă logger nu e incorporat în PG) Logger trebuie să memoreze şi data şi ora chiar şi a eventualei sale deconectări de la PG.

D.4.2.2 Prezenţa alimentării logger (doar dacă logger nu e incorporat în PG) Logger trebuie să memoreze data şi ora atât a punerii sale în funcţiune cât şi a eventualei întreruperi în alimentare.

D.4.2.3 Prezenţa alimentării PG Va fi controlată prin folosirea contactului de autodiagnoză (watchdog).

D.4.2.4 Prezenţa şi continuitatea circuitului de declanşare Funcţia trebuie să prezinte:

- continuitatea circuitului;

- întreruperea alimentări;

- neconcordanţa contactelor de poziţie.

D.4.2.5 Trepte de reglaj setate pe PG după instalare Trebuie să rezulte în ceea ce priveşte curentul şi timpul, mai mici sau egale cu treptele setate de către ENEL.

D.4.2.6 Evenimente care au cauzat activarea PG Trebuie să fie înregistrate următoarele evenimente:

- activare prima treapta de fază (dacă e prevăzuta);

- activare a doua treapta de fază;

- activare a treia treapta de fază;

- activare prima treapta homopolara;

- activare al doua treapta homopolara;

- activare prima treapta homopolara direcţionala (dacă e prevăzuta);

- activare a doua treapta homopolara direcţionala (dacă e prevăzuta);

D.4.2.7 Evenimente care au cauzat emiterea comenzii de deblocare a DG Trebuie să fie înregistrate următoarele evenimente:

- intervenţie prima treapta de fază (dacă e prevăzuta);

- intervenţie a doua treapta de fază;

- intervenţie a treia treapta de fază;

- intervenţie prima treapta homopolara;

- intervenţie a doua treapta homopolara;

- intervenţie prima treapta homopolara direcţionala (dacă e prevăzuta);

- intervenţie a doua treapta homopolara direcţionala (dacă e prevăzuta);

D.4.2.8 Funcţionalitatea releului Va fi controlată cu ajutorul folosirii contactului de autodiagnoză (Watchdog).

D.4.2.9 Prezenţa circuitelor de curent Funcţia de control a TC permite să se controleze lanţul complet de măsurare a curenţilor de fază:

- detectoare de curent de fază;

- conectarea detectoarelor de curent de fază la PG;

- intrările analogice de curent de fază ale PG.

Controlul va fi efectuat, de exemplu, după următorul principiu: la pierderea fazei 1 (curent mai mic de 1 % din In) şi cu curenţii de pe fazele 2 şi 3 în parametri nominali (curent mai mare de 5 % din In şi mai mic de 120 % din In) şi unghiul de defazaj dintre I2 şi I3 în jur de 120˚ se va semnaliza pierderea de către TC a fazei 1. Analog va trebui să se efectueze la fel controlul pentru celelalte două faze.

D.4.2.10 Prezenţa circuitelor de tensiune Funcţia de control a TT (Transformator de tensiune) permite controlarea lanţului complet de măsurare a tensiunilor de fază şi homopolare:

- transformatoare de tensiune;

- conectarea TT la PG;

- intrări analogice de tensiune ale PG.

Această funcţie emite următoarele anomalii:

− pierderea parţială a tensiunilor de fază, de exemplu prin prezenţa tensiunii inverse şi lipsa de curent invers;

− pierderea tuturor tensiunilor de fază, evidenţiată prin prezenţa curentului pe una dintre cele trei faze, lipsa tuturor tensiunilor măsurate;

− declanşarea prin protecţie a TT (şi/sau TT rămas în funcţiune), evidenţiată cu ajutorul folosirii pe o intrare logică a contactului de intervenţie a fuzibilului sau a contactului auxiliar a întreruptorului de protecţie a TT;

− pierderea parţială a tensiunii homopolare, de exemplu după următorul principiu:

− prezenţa anomaliilor a tensiunii de fază şi prezenţa tensiunii homopolare calculată prin intermediul sumei vectoriale a celor trei tensiuni de fază;

− folosirea pe o intrare logică a contactului de functionare a fuzibilului sau a contactului auxiliar a întreruptorului de protecţie a TT.

D.4.3 Încercări de funcţionalitate Atunci când sunt prevăzute funcţiile respective, logger trebuie să treacă cu rezultat pozitiv următoarele încercări:

- dezactivarea şi succesiva restabilire a conectării cu PG;

- dezactivarea şi succesiva restabilire a alimentării logger;

- dezactivarea şi succesiva restabilire a alimentării de la PG;

- dezactivarea şi succesiva restabilire a circuitului de comandă;

- variaţie a treptei 50;

- variaţie a treptei 51;

- variaţie a treptei 51N;

- activare forţată a watchdog;

- injectare de curent (secundar) de 120 % din treapta 50;

- injectare de curent (secundar) de 120 % din treapta 51;

- injectare de curent (secundar) de 120 % din treapta 51N;

- dezactivarea şi succesiva restabilire a unui circuit de curent;

- dezactivarea şi succesiva restabilire a circuitului de curent homopolar.

Încercările se consideră ca fiind trecute atunci când logger înregistrează corect tipul de eveniment petrecut şi timpul de intervenţie. Modalităţile specifice de încercare ce se folosesc sunt în studiu, Fabricantul dispozitivului trebuie să indice modalitatea de încercare pentru logger propriu, în aşa fel ca încercările să se poată repeta şi rezultatele să se poată controla.

D.4.4 Conformitatea dispozitivelor Conformitatea cu cerinţele prezentate mai sus trebuie să fie atestată de „Declaraţia de conformitate” a dispozitivelor. Această Declaraţie de conformitate trebuie să fie emisă prin grija şi în responsabilitatea Fabricantului, în forma de auto-certificare din partea Fabricantului, redactată conform cu Legea 608/2001, şi trebuie să fie predată de către Utilizator la ENEL la momentul racordării.

Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de încercare) trebuie să fie păstrată de fabricant cel puţin 20 de ani de la ultima fabricare. Aceeaşi documentaţie trebuie oricum să fie pusă la dispoziţia ENEL prin grija Fabricantului pe propriul site web. „Declaraţia de conformitate” a echipamentelor trebuie să conţină toate informaţiile necesare identificării dispozitivului. Efectuarea încercărilor de compatibilitate cu mediul înconjurător (încercare de izolaţie, climatice şi EMC) prevăzute trebuie să se efectueze la un laborator acreditat conform EN 17025 de către o Societate subordonată European Cooperation for Accreditation (EA) (în România Societatea acreditantă este RENAR). Ca alternativă, încercările de funcţionare pot avea loc:

a. Prin intermediul laboratorului mai sus menţionat, sau

b. Prin intermediul laboratoarelor fabricantului, sau laboratoare externe neacreditate.

În acest caz (litera b), încercările trebuie să aibă loc sub supravegherea şi responsabilitatea unui organism de certificat corespunzător care să respecte cerinţele EN 45011 sau, ca alternativă, sub supravegherea şi în responsabilitatea laboratorului acreditat RENAR unde au fost efectuate încercările EMC. Trebuie de asemenea prevăzută atestarea conform căreia fabricarea dispozitivului are loc în regim de calitate (conform SR EN ISO 9001). Această atestare trebuie să fie emisă în mod similar prin grija şi în responsabilitatea fabricantului şi trebuie să fie predată, la cerere, de către Utilizator la ENEL la momentul racordării.

ANEXA E

Caracteristici ale Sistemului de Protecţie de Interfaţă (SPI) În aceasta Anexa sunt enumerate caracteristicile şi modalităţile de încercare ale Sistemului de Protecţie de Interfaţă (SPI). Specificarea caracteristicilor şi a eventualelor modalităţi de probă sunt indispensabile, având în vedere necesităţile de fiabilitate şi rapiditate a intervenţiei pe care SPI trebuie să le garanteze în caz de defecte externe instalaţiei Producătorului, cu scopul de a elimina în cel mai scurt timp posibil contribuţia la defectul respectiv adusă de Producător.

E.1 Caracteristici ale sistemului de protecţie de interfaţă (SPI) Protecţia de interfaţă are ca scop să separe partea de instalaţie a Producătorului cuprinzând generatorul în caz de:

- defecte externe reţelei Utilizatorului (după deschiderea întreruptorului în ST din capătul liniei);

- deschiderea întreruptorului în ST din capătul liniei.

În acest scop sunt folosite protecţii de:

- minimă/ maximă frecvenţă;

- minimă/ maximă tensiune;

- maximă de tensiune homopolară.

Pentru a permite o mai buna scoatere din functiune a grupului în caz de deschidere a întreruptorului din ST din capătul liniei, în perspectiva unei gestionări active a reţelelor de distribuţie, este necesar ca protecţia de interfaţă să fie în măsură să primească semnale externe finalizate pentru activare/ dezactivare a unuia sau mai multor trepte de protecţie.

E.2 Traductoare de măsură (TT) Transformatoarele de tensiune pentru protecţia maximală/ minimală de tensiune sau frecvenţă, conectate între faze, trebuie să aibă o clasă de precizie de 3P, factor de tensiune 1,3 pentru 30 s şi o putere nominală de cel puţin 5 VA. Transformatoarele de tensiune pentru protecţia maximală de tensiune homopolară constă din trei TT conectate fază – pământ cu aceleaşi caracteristici ca cele indicate în D.2.3.1. Atunci când sunt prezente trei TT cu scopul protecţiei direcţionale homopolare care acţionează pe DG, poate să fie utilizate aceleaşi TT pentru protecţia maximală de tensiune homopolară asociată la DDI.

E.3 Caracteristici ale protecţiilor

E.3.1 Componenţa sistemului SPI trebuie să prevadă:

- o protecţie de minimă tensiune;

- o protecţie de maximă tensiune;

- o protecţie de minimă frecvenţă;

- o protecţie de maximă frecvenţă;

- o protecţie de maximă tensiune homopolară;

- un releu de declanşare.

E.3.2 Protecţia minimală de tensiune de linie Protecţia minimală de tensiune trebuie să controleze cel puţin două tensiuni de linie. Intrările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 28. Tabelul 28 – Intrări şi domeniile de reglaj prot. 27 pentru SPI

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundară a TT Frecvenţa nominală 50 Hz Treapta 27. S1 (0,5 ÷ 1) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţie treapta 27.1 (0,5 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 27. S2 (activare opţională) (0,5 ÷ 1) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţie treapta 27.2 (1 ÷ 60) s cu paşi de 1 s

Treapta 27. S1 e cel normal activ. Treapta 27. S2 trebuie să poată să fie activat/dezactivat prin intermediul unei comenzi externe pe intrarea specifică. Comanda trebuie să includă/excludă în acelaşi timp treapta 27. S1.

E.3.3 Protecţia maximală de tensiune de linie (59) Protecţia maximală de tensiune trebuie să controleze cel puţin două tensiuni de linie (logica OR). Intrările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 29. Tabelul 29 – Intrări şi domeniile de reglaj prot. 59 pentru SPI Tensiune nominală de intrare Tensiune secundară a TT Frecvenţa nominală 50 Hz Treapta 59. S1 (1 ÷ 1,5) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţie treapta 59.1 (0,5 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 59. S2 (activare opţională) (1 ÷ 1,5) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţie treapta 59.2 (1 ÷ 60) s cu paşi de 1 s Treapta 59. S1 e cel normal activ. Treapta 59. S2 trebuie să poată să fie inclus prin intermediul unei comenzi externe care exclude simultan treapta 59. S1.

E.3.4 Protecţia minimală de frecvenţă (81 <) Protecţia minimală de frecvenţă trebuie să controleze cel puţin o tensiune de linie. Intrările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 30. Tabelul 30 – Intrări şi domenii de reglaj prot. 81 < pentru SPI

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundară a TT Frecvenţa nominală 50 Hz Treapta 81 < S1 47 ÷ 50 Hz cu paşi de 0,01 Hz Timp de intervenţie treapta 81 < S1 (0,1 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 81 < S2 (activare opţională) (47 ÷ 50) Vn cu paşi de 0,01 Hz Timp de intervenţie treapta 27.2 (1 ÷ 60) s cu paşi de 1 s

Treapta 81 < S1 e cel normal activ. Treapta 81 < S2 trebuie să poată să fie inclus/exclus prin intermediul unei comenzi externe pe intrarea specifică. Comanda trebuie să excludă/includă în acelaşi timp treapta 81 < S1. Protecţia trebuie să fie insensibilă la frecvenţe tranzitorii, datorate de exemplu la variaţii semnificative de sarcină, cu o durată mai mică sau egală cu 40 ms. Protecţia trebuie să funcţioneze corect în domeniul tensiunii de intrare cuprins între 0,2 Vn şi 1,3 Vn şi trebuie să nu funcţioneze pentru tensiuni de intrare mai mici de 0,2 Vn.

E.3.5 Protecţia maximală de frecvenţă (81 >) Protecţia maximală de frecvenţă trebuie să controleze cel puţin o tensiune de linie. Intrările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 31. Tabelul 31 – Intrări şi domenii de reglaj prot. 81 > pentru SPI

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundară a TT Frecvenţa nominală 50 Hz Treapta 81 > S1 50 ÷ 52 Hz cu paşi de 0,01 Hz Timp de intervenţie treapta 81 < S1 (0,05 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 81 > S2 (activare opţională) (50 ÷ 52) Vn cu paşi de 0,01 Hz Timp de intervenţie treapta 27.2 (1 ÷ 60) s cu paşi de 1 s

Treapta 81 > S1 e cel normal activ. Treapta 81 > S2 trebuie să poată să fie inclus/exclus prin intermediul unei comenzi externe pe intrarea specifică. Comanda trebuie să excludă/includă în acelaşi timp treapta 81 > S1. Protecţia trebuie să fie insensibilă la frecvenţe tranzitorii, datorate de exemplu la variaţii semnificative de sarcină, cu o durată mai mică sau egală cu 40 ms. Protecţia trebuie să funcţioneze corect în domeniul tensiunii de intrare cuprins între 0,2 Vn şi 1,3 Vn şi trebuie să nu funcţioneze pentru tensiuni în intrare mai mici de 0,2 Vn.

E.3.6 Protecţia maximală de tensiune homopolară (59 Vo) Protecţia maximală de tensiune homopolară trebuie să aibă o treapta de intervenţie. Sunt acceptabile şi protecţii care au în intrare mărimi proporţionale celor trei tensiuni de fază şi care refac în interiorul lor tensiunea homopolară. Intrările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 32. Tabelul 32 – Intrări şi domenii de reglaj prot. 59 Vo

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundară a triunghiului deschis de la TT Frecvenţa nominală 50 Hz Treapta 59 Vo. S1 (0,1 ÷ 0,4) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţie treapta 59 Vo. S1 (5 ÷ 30) s cu paşi de 5 s

Intrarea semnalului de tensiune homopolară trebuie să fie prevăzut cu filtru de trecere bandă cu frecvenţă centrată la 50 Hz cu o atenuare mai mare sau egală cu 60 dB pe decade de frecvenţă.

E.3.7 Erori limite pentru mărimile de intervenţie

Protecţie Raport de revenire Timp de revenire Eroare limită variaţie Eroare limită 27 ≤ 1,05 ≤ 0,1 s 5 % 3 % 59 ≤ 0,95 ≤ 0,1 s 5 % 3 % 81< ≤ 1,002 ≤ 0,1 s 20 mHz 20 mHz 81> ≤ 0,998 ≤ 0,1 s 20 mHz 20 mHz 59 Vo ≤ 0,95 ≤ 0,1 s 5 % 3 %

Eroare limită la timpi ≤ 3 % ± 15 ms Variaţie a erorii limită ≤ 1,5 % ± 5 ms

E. 3.8 Consum şi suprasarcină a circuitelor de tensiune de măsură Consumul circuitelor de tensiune de măsură ≤ 1 VA. Supraîncărcarea circuitelor de tensiune.

- permanentă ≥ 1,3 Vn;

- tranzitorie (1 s) ≥ 2 Vn.

E.3.9 Circuit de declanşare Circuitul de declanşare trebuie să fie în lipsa tensiunii, adică contactul de declanşare trebuie să fie închis având mărimile de măsură în limitele domeniului de nefunctionare şi cu tensiunea de alimentare a dispozitivului încadrate în limitele prevăzute pentru corecta funcţionare a protecţiilor. Dacă una din cele două condiţii nu e îndeplinită, contactul de declanşare trebuie să rezulte deschis. Circuitul de comandă trebuie să permită deschiderea dispozitivului de interfaţă ca urmare a functionarii protecţiilor sau defectelor protecţiilor. Caracteristicile contactelor releului de declanşare trebuie să fie adecvate la caracteristicile bobinei de minimă tensiune a dispozitivului de interfaţă prezent.

E.3.10 Semnalizări E oportun ca protecţia de interfaţă să fie în măsură de a memora individual declanşările treptelor de intervenţie produse corelându-le cu momentul în care au loc.

E.3.11 Teste

E.3.11.1 Teste funcţionale Testele funcţionale constau în:

- verificarea funcţiilor;

- măsurarea preciziei treptelor de intervenţie şi de revenire;

- măsurarea preciziei timpilor de intervenţie şi de revenire.

Protecţia maximală/minimală de tensiune Toate funcţiunile protecţiei maximale/minimale de tensiune trebuie să fie verificate, evidenţiind timpii de intervenţie, preciziile, timpii de revenire şi raporturile de revenire. Protecţia maximală /minimală de frecvenţă Toate funcţiile protecţiei maximale/ minimale de frecvenţă trebuie să fie verificate, evidenţiind timpii de intervenţie, preciziile, timpii de revenire şi raporturile de revenire.

Protecţia maximală de tensiune homopolară Toate funcţiunile protecţiei maximale de tensiune homopolară trebuie să fie verificate, evidenţiind timpii de intervenţie, preciziile şi raporturile de revenire.

E.3.11.1.1 Precizări suplimentare pentru teste Insensibilitate la armonicii ale releului de frecvenţă Pentru releul de frecvenţă trebuie să fie verificată insensibilitatea armonicilor (de la a 2-a la a 23- a, în funcţie de 15 % din valoarea fundamentală) aplicate separat, cu diferite unghiuri de fază printre care cel puţin cele în cuadratură în avans şi cu întârziere. Insensibilitate la armonici ale protecţiei maximale de tensiune homopolară Pentru protecţia maximală de tensiune homopolară trebuie să fie verificat comportamentul în prezenţa armonicilor pe tensiunea de alimentare în intrare. Testul trebuie să fie efectuat alimentând releul cu o tensiune sinusoidală de 100 V la frecvenţe distincte de 10 Hz şi de 200 Hz; protecţia setată la tensiunea minimă de intervenţie şi la timpul minim de intervenţie nu trebuie să functioneze.

E.3.11.2 Teste de compatibilitate electromagnetică Testele de compatibilitate electromagnetică sunt trecute în Tab. 33 Tabel 33 - Teste de compatibilitate electromagnetică Tip Detaliu Note/ Niveluri de Probă Norme

Ţinere la impuls Categoria de supratensiune IV SR EN 60255 - 5 Rigiditate dielectrică Tensiune de probă 2 kV pentru

circuitele în c.a. SR EN 60255 - 5

Rezistenţa de izolaţie ≥ 100 MΩ la 500 V c.c. SR EN 60255 - 5 Descărcări electrostatice Descărcare la contact nivel 3

Descărcare în aer nivel 3 SR EN 61000 – 4 – 2

Ring Wave Nivel 3 Unde oscilatorii atenuate Nivel 2

SR EN 61000 – 4 – 12

Tranzitorii rapide Nivel 4 SR EN 61000 – 4 – 4 Flux 1,2 – 50/8 – 20 Nivel 3 SR EN 61000 – 4 – 5

SR EN 61000 – 4 – 5/A1 Câmp magnetic la frecvenţă de reţea Nivel 5 SR EN 61000 – 4 – 8

SR EN 61000 – 4 – 8/A1 Câmp magnetic oscilatoriu atenuat Nivel 4 SR EN 61000 – 4 – 10

SR EN 61000 – 4 – 10/A1 Câmpuri electromagnetice iradiate de radiofrecvenţă

Nivel 3

Câmpuri electromagnetice iradiate de radiotelefoane digitale

Nivel 3

SR EN 61000 – 4 – 3 EN 61000–4 – 3/IS1

Întreruperi scurte a alimentării auxiliare Nivel 0 % t = 0,05 s Goluri de tensiune Nivel 50 % t = 0,1 s Variaţii de tensiune Un ± 20 % ; t = 10 s

SR EN 61000 – 4 – 29

Tensiune la frecvenţă de reţea Nivel 3 Deranjamente conducte 15 Hz – 150 Hz Nivel 3

SR EN 61000 – 4 – 16 SR EN 61000 – 4 – 16/A1

IZOL

AŢIE

ŞI E

MC

Deranjamente conducte induse de câmpuri de radiofrecvenţă

Nivel 3 SR EN 61000 – 4 – 6 SR EN 61000– 4– 6/A1 EN 61000–4 – 6/IS1

E.3.11.3 Teste de compatibilitate cu mediul Testele de compatibilitate ambientală sunt trecute în următorul Tab. 34

Tabelul 34 - Teste de compatibilitate ambientală

Tip Detaliu Note/ Niveluri de Probă Norme Cald sec (+ 70 ± 2)˚ C; durata 16 h SR EN 60068 – 2 – 2 Cald umed (40 ± 2)˚ C; (93 ± 3) % RH; durata 4 zile

SR EN 60068 – 2 – 78

Frig (- 25 ± 3)˚ C; durata 16 h SR EN 60068 – 2 – 1 CLIMATICE

Aparatură nealimentată

Schimb temperat. TC = - 25 ˚ C; TB =70˚ C; durata exp. 3 h + 3 h

SR EN 60068 – 2 – 14

Imunitate la vibraţii Limita inf. 10 Hz Limita Sup. 500 Hz Acceleraţie 10 m/s² Amp. de mişc. 0,075 mm

SR EN 60068 – 2 – 6

MECANICE

Vibraţii aleatorii pe bandă largă ________ SR EN 60068 – 2 – 64

E.3.11.4 Teste de suprasarcină a circuitelor de măsură şi de alimentare Pentru circuitele de tensiune, suprasarcina trebuie să fie:

- permanentă ≥ 1,3 Vn;

- tranzitorie (1 s) ≥ 2 Vn.

E.3.12 Certificare Conformitatea cu cerinţele prezentate mai sus trebuie să fie atestată de „Declaraţia de conformitate” a dispozitivelor. Această Declaraţie de conformitate trebuie să fie emisă prin grija şi în responsabilitatea Fabricantului, în forma de auto-certificare din partea Fabricantului, redactată conform cu Legea 608/2001, şi trebuie să fie predată de către Utilizator la ENEL la momentul racordării. Documentaţia care atestă trecerea testelor (rapoarte de test) trebuie să fie păstrată de fabricant cel puţin 20 de ani de la ultima fabricare. Aceeaşi documentaţie trebuie oricum să fie pusă la dispoziţia ENEL prin grija Fabricantului pe propriul site web. „Declaraţia de conformitate” a echipamentelor trebuie să conţină toate informaţiile necesare identificării dispozitivului. Efectuarea testelor de compatibilitate cu mediul înconjurător (probe de izolaţie, climatice şi EMC) prevăzute trebuie să se efectueze la un laborator acreditat conform EN 17025 de către o Societate subordonată European Cooperation for Accreditation (EA) (în România Societatea acreditantă este RENAR). Ca alternativă, testele de funcţionare pot avea loc:

a. Prin intermediul laboratorului mai sus menţionat, sau

b. Prin intermediul laboratoarelor fabricantului, sau laboratoare externe neacreditate.

În acest caz (litera b), testele trebuie să aibă loc sub supravegherea şi responsabilitatea unui organism de certificat corespunzător care să respecte cerinţele EN 45011 sau, ca alternativă, sub supravegherea şi în responsabilitatea laboratorului acreditat RENAR unde au fost efectuate testele EMC. De asemenea trebuie prevăzută atestarea conform căreia fabricarea dispozitivului are loc în regim de calitate (conform SR EN ISO 9001). Această atestare trebuie să fie emisă în mod similar prin grija şi în responsabilitatea fabricantului şi trebuie să fie predată, la cerere, de către Utilizator la ENEL la momentul racordării.

ANEXA F (informativă)

Puterea de scurtcircuit în punctul de racordare Prezenta Anexă conţine informaţii utile (106) despre evaluarea valorii minime de exploatare a puterii de scurtcircuit prezente într-un punct particular al unei reţele de distribuţie de MT în momentul racordării unui client cu putere disponibilă Pd. În general, nu există o valoare unică minimă a puterii de scurtcircuit pentru toţi Utilizatorii reţelei de distribuţie de medie tensiune. Valoarea minimă a puterii de scurtcircuit într-un nod depinde de diferite aspecte, printre care puterea nominală a Utilizatorului (consumator) şi profilul său de consum în momentul conectării propriilor receptoare. Valorile puterii de scurtcircuit (trifazată minimă de exploatare) estimate pe reţelele de distribuţie de MT sunt date în Tabelul următor (Scc în raport cu puterea disponibilă Pd a Utilizatorului, impunând o limită de 5 % variaţiilor rapide de tensiuni admise). Tabel 35 – Scc a reţelei în raport cu puterea disponibilă Pd a Utilizatorului (reţele de MT) Pd [ kW] 100 250 630 1000 3000 Scc [ MVA] 8 14 30 40 54 Sarcina Max. instantanee (pe unitate. curent nominal)

4 2,8 2,4 2 0,9

Valorile trecute în Tabel sunt derivate din studii care conţin variaţii rapide a tensiunii în caz de regimuri tranzitorii (exemplu tipic, de producere şi absorţie a sarcinii) făcute de către Utilizator. Având în vedere că aceste regimuri tranzitorii sunt cauzate (posibil) de o cotă semnificativă de Consumatori ai reţelei, valorile Scc indicate sunt sugerate pentru Consumatori al căror profil de absorţie se încadrează în limitele sarcinii maxime de consum indicat. Pentru Consumatori al căror profil de absorţie e diferit sau cu putere disponibilă mai mare de cea maximă indicată în tabel, trebuie să se facă o analiză pentru fiecare caz în parte. În faza de racordare, se procedează în modul următor:

- determinare a Scc (Scc _ cerut_ Consumator) în baza Tabelelor de mai sus, conform cu valoarea puterii disponibilă cerută de către Consumator;

- dacă Scc din nodul ales pentru racordare (Scc _ reţea) e mai mare de Scc _ cerut_ Consumator, racordarea e posibilă fără verificări ulterioare;

- în caz contrar, e oportună o verificare împreună cu Consumatorul asupra realelor necesităţi de putere de scurtcircuit în funcţie de profilul său specific de absorţie (pornire motoare, etc.)

După efectuarea racordării, dacă se înregistrează variaţii rapide superioare celor aşteptate (5 %) din partea Consumatorilor racordaţi, respectând valorile din Tab. 35, se va trece la instalarea la Utilizator a unui instrument în măsură să înregistreze, plecând de la o anumita treapta data de curent:

- valoarea maximă la care ajunge curentul cu ocazia fiecărei depăşiri;

- durata acestui eveniment;

- numărul de evenimente care depăşesc aceasta treapta.

Dispozitivul trebuie să memoreze ultimele 10000 de evenimente. - Valorile măsurate sunt valori efective a curentului pe 20 ms actualizate la fiecare 10 ms.

Monitorizarea are ca scop verificarea respectării absorţiei limitate din parte Utilizatorului; în acest scop, regimurile tranzitorii pe care Utilizatorul poate să le cauzeze pe reţea, trebuie să fie caracterizate de:

- Maxima de prelevare de curent (în Amperi);

- durata maxima a prelevării acestuia(în ms);

- frecvenţă maximă zilnică a depăşirii cu care se produc.

ANEXA G (informativă)

Informaţii de furnizat cu privire la funcţionalitatea şi la reglajele SPG Instalaţie Utilizator: Adresă: Tensiune de racordare: ..... kV; PG instalat: (marca şi modelul); DG instalat: (marca şi modelul) Reglajele fiecărei protecţii au fost făcute în conformitate cu ceea ce e prevăzut de ENEL, setând valori inferioare sau egale cu cele prescrise.

Protecţia maximală de curent

Treapta I >: (dacă e prevăzut) valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A Treapta I >>: timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... ms valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A Treapta I >>>: timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... ms

Protecţia maximală de curent homopolar valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A Treapta Io >: timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... ms valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A Treapta Io >>: (dacă e prevăzut) timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... ms

Protecţia direcţională homopolară: treapta pentru neutru izolat (NI): (dacă e prevăzut) sector setat pe PG sector limită prescris: .... Treapta Vo: valoare setată pe PG: .... V valoare limită prescrisă: .... V Treapta Io: valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A timp de elim. defect: .... ms valoare limită prescrisă: .... ms Protecţie direcţională homopolară: treapta pentru neutru compensat (NC): (dacă e prevăzut) sector setat pe PG sector limită prescris: .... Treapta Vo: valoare setată pe PG: .... V valoare limită prescrisă: .... V Treapta Io: valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... A timp de elim. defect: .... ms valoare limită prescrisă: .... ms Proba de deschidere a DG prin acţionarea butonului de comandă a avut rezultat pozitiv. Instalaţia e în conformitate cu dispoziţiile curente conţinute în această Norma, cum eventual a fost integrată de ENEL în baza derogărilor aprobate de către ANRE.

ANEXA H

CONSTRUCŢIE PT Clientul trebuie să pună la dispoziţia ENEL un spaţiu pentru instalaţia de racordare şi opţional un spaţiu de măsură cu acces din exterior, din domeniul public. Aceste spaţii trebuie amplasate, de preferat, la limita de proprietate. Amplasarea spaţiilor se va face astfel încât liniile MT ENEL, necesare racordării, să poată fi construite şi întreţinute respectând normele în vigoare privind instalaţiile şi siguranţa şi să nu fie supuse unor viitoare mutări pe toată durata existentei acestora. Spaţiile trebuie să aibă caracteristici statice şi mecanice adecvate solicitărilor provocate de montarea instalaţiilor interne şi trebuie să corespundă următoarei tipologii:

a) cabina în anvelopă prefabricată sau în construcţie zidită cu caracteristici structurale cel puţin echivalente cu cele din prescripţiile ENEL DG 10061RO şi care să nu aibă dimensiuni mai mici decât cele indicate în fig.1;

b) înglobată în construcţie (clădire civilă), care trebuie să aibă caracteristicile structurale cel puţin echivalente cu cele din prescripţiile ENEL DG 2091RO şi să nu aibă dimensiuni mai mici decât cele indicate în fig 1; Soluţii diferite, ca de exemplu cele amplasate subteran, impuse de necesităţi specifice trebuie să fie şi ele corespunzătoare instalării şi exploatării instalaţiilor. Detaliile de construcţie prezentate în fig.1, pot fi modificate în funcţie de cerinţe; în orice caz gabaritul spaţiului destinat pentru instalaţia de delimitare trebuie să fie în prealabil stabilit de comun acord cu ENEL. Se admite construcţia unei cabine simplificate cu respectarea dimensiunilor minime indicate în fig. 2. Sunt acceptate soluţiile tehnice individuale prezentate în prescripţiile ENEL DG 10061 RO şi DG 2096 RO NOTA: Compartimentul de măsura poate sa lipsească. In schimb se realizează o nisa in peretele

anvelopei/clădirii cu posibilitate de sigilare si vizualizare din exterior, pentru amplasarea contorului de decontare.

Toate spaţiile trebuie să fie prevăzute cu o instalaţie adecvată de iluminat, construită conform standardelor în vigoare, şi cu o priză bipolara care să corespundă SR EN 60309-2 pe cat posibil interblocată cu întrerupător de 16 A-230 V cu siguranţe fuzibile; instalaţia de iluminat şi priza bipolară vor fi alimentate de reţeaua JT a clientului. Spaţiul de racordare trebuie astfel realizat încât să nu permită propagarea flăcărilor, căldurii şi fumului. Eventualele deschideri existente în spaţiul de delimitare (uşi şi ferestre de aerisire) trebuie să comunice doar cu spaţii deschise. Spaţiile de racordare şi de măsură trebuie să fie prevăzute cu uşă unificata ENEL, furnizată de către client; dispozitivul de închidere va fi furnizat de către ENEL şi instalat de către client. În spaţiile susmenţionate, personalul ENEL trebuie să poată să aibă acces din exterior, din domeniul public. Mentenanţa şi reparaţiile construcţiilor sunt obligaţia clientului, cu excepţia unor intervenţii mici, în interiorul spaţiilor utilizate de ENEL, legate de prezenţa şi exploatarea instalaţiilor.

Fig 1 Cabină în anvelopă prefabricată sau în construcţie zidită

Fig 2 Cabină în anvelopă prefabricată sau în construcţie zidită, varianta simplificată

ANEXA J

CONVENTIE DE EXPLOATARE

Incheiata intre………….....…….. în calitate de vanzator al serviciului de distributie energiei electrice

si …....………………......……. în calitate de cumparator al serviciului de distributie energiei electrice pentru locul de consum....................................................................................... cu sediul in judetul .................................................., localitatea........................................................................................., str. ................................................., Nr. ............

Cap. I Generalitati: a) scop; b) obligatii reciproce. Cap.II Delimitarea instalatiilor:

- stabilirea punctelor fizice de delimitare de patrimoniu şi respectiv de exploatere a instalatiilor pentru fiecare loc de consum .

Cap.III Conducerea operativa prin dispecer: a) ordine de impartire a instalatiilor; b) executarea manevrelor; c) evidente operative; d) legaturi operative radiotelefonice; e) obiectul deconectărilor manuale şi limitărilor de consum, puterile care se pot deconecta,

puterea minimă tehnologică, puterea minimă de avarie, timpul maxim de realimentare. Cap.IV Conditii de exploatare şi intretinere reciproca a instalatiilor: a) nominalizarea instalatiilor vanzatorului, care sunt exploatate şi intretinute de cumparator; b) nominalizarea instalatiilor cumparatorului, care sunt exploatate şi intretinute de vanzator; c) masuri tehnice şi organizatorice de securitate a muncii şi conditii de executie a lucrarilor; d) intreruperi programate pentru revizii şi reparatii. Cap.V. Reglajul protectiilor: a) obligativitatea corelarii protectiilor la cumparator cu protectiile SEN; b) responsabilitatea vanzatorului de stabilire şi comunicare a reglajelor; c) obligatia cumparatorului de corelare a protectiilor interne din instalatiile proprii cu cele stabilite

de vanzator. Cap.VI Alte prevederi şi anexe : a) lista persoanelor vanzatorului şi cumparatorului care au dreptul să solicite, să execute şi să

conduca sau să dispuna executarea manevrelor în instalatiile electrice şi lucrari; b) mod de lucru în caz de avarie sau limitari/restrictii ; c) schema monofilara ; d) schema normala .

Prestator, Client, .................................... ....................................

ANEXA K (informativ)

ANEXA 7 la contractul pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice

numărul………………anul…...luna…...ziua…….

CONVENTIE DE EXPLOATARE

Incheiata între………………...................................................... în calitate de vanzator al serviciului de distributie energiei electrice şi …..............................................................……………………. în calitate de Cumparator al serviciului de distributie energiei electrice pentru locul de consum....................................................................................... cu sediul in judetul .................................................., localitatea........................................................................................., str. ................................................., Nr. ............

Cap. I Generalitati: Prezenta convenţie stabileşte punctele de delimitare a instalaţiilor electrice, din punct de vedere al gestiunii şi exploatării, responsabilităţile privind funcţionarea sigură a instalaţiilor respective, modul de efectuare a manevrelor şi modalitatea conducerii prin dispecer a acestor instalaţii, precum şi obligaţiile reciproce ce revin fiecărei părţi, la executarea lucrărilor de exploatare-mentenanţă şi modul de acţionare la intervenţii pentru lichidarea unor avarii sau deranjamente în instalaţiile electrice de alimentare.

Cap.II Delimitarea instalatiilor: Stabilirea punctelor fizice de delimitare de patrimoniu şi respectiv de exploatere a instalatiilor pentru fiecare loc de consum.

a) Din punct de vedere al gestiunii, delimitarea este la:

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

b) Din punct de vedere al exploatării, delimitarea este la:

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

c) Schema electrică monofilară normală cu marcarea punctelor de delimitare a instalaţiilor şi reglajul protecţiilor este prezentată în Anexa 7.1.

Cap.III Conducerea operativa prin dispecer:

a) ordine de impartire a instalatiilor;

a.1. Ordinul de impartire a autoritatii de conducere operativa asupra instalatiilor este prezentat în - Anexa 7.2, se completeaza numai in cazul in care intervin mai multe trepte de conducere prin dispecer sau formatii de servire operativa;

a.2. Lista personalului de conducerea operativă a personalului împuternicit pentru relaţii şi a telefoanelor este prezentat in Anexa 7.3.

b) executarea manevrelor;

b.1. Personalul de conducere operativă al ................................................................................ nu execută / executa manevre curente, programate normal sau accidental la echipamente din gestiunea Cumparatorului; b.2. Personalul de conducere operativă al Cumparatorului nu execută manevre curente, programate normal sau accidental la echipamente din gestiunea Distribuitorului;

b.3. Cumparatorul / Distribuitorul................................................................................. are acces în instalatiile din gestiunea proprie pentru citirea şi verificarea consumului / executarea lucrărilor de exploatare şi mentenanţă in instalatia ........................................................................, fiind echipat conform IPSSM 01/2007.

c) evidenţe operative

În conformitate cu Regulamentul Conducerii prin Dispecer/2004 - Codul Tehnic RET si RED – PE 118/92, Centru Operativ ÎT+MT, are obligaţia să inregistreze riguros, cronologic toate manevrele şi evenimentele din reţeaua de MT / IT din autoritatea sa de decizie. Prin urmare, se convine prin prezenta, că invocarea notelor informative în caz de avarie întocmite de Centru Operativ ÎT+MT, constituie dovada pentru producerea şi localizarea avariilor referitor la cele cu cauze în instalaţiile Cumparatorului şi pentru care “ENEL Distribuţie .................................” va solicita daune, inclusiv în situaţia când nu au fost deteriorări de echipamente din gestiunea Distribuitorului, “ENEL Distribuţie ................................” urmând să recupereze cheltuielile de deplasare şi manevre pe baza Formular Întrerupere/Incident IT / MT şi al devizelor anexate la acestea.

d) legaturi operative radiotelefonice; ...................................................................................................

e) obiectul deconectărilor manuale şi limitărilor de consum, puterile care se pot deconecta, puterea minimă tehnologică, puterea minimă de avarie, timpul maxim de realimentare.

Conform Normativ de Deconectări Manuale .................................................................................

Cap.IV Conditii de exploatare si intretinere reciproca a instalatiilor:

a) nominalizarea instalatiilor Distribuitorului, care sunt exploatate si intretinute de Cumparator;

.....................................................................................................................................................

b) nominalizarea instalatiilor Cumparatorului, care sunt exploatate si intretinute de Distribuitor;

.....................................................................................................................................................

c) masuri tehnice si organizatorice de securitate a muncii si conditii de executie a lucrarilor;

c.1. Lucrările de mentenanţă la instalaţiile din gestiunea Cumparatorului ........................... ..................................................................................................................................................................., se vor executa de firme atestate ANRE, pe bază de autorizaţie de lucru (AL), cu personal autorizat conform IPSSM 01/2007. Se detaliaza modul de lucru:

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

c.2. Emiterea AL se va face pentru lucrările precizate mai sus, de către personal autorizat al Cumparatorului. c.3. Admiterea la lucrări de mentenanţă ............................................................................., .....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

c.4. Redarea în exploatare a cablului se face de către ......................................................., numai la cererea personalului împuternicit în relaţia cu Distribuitorul, al Cumparatorului, conform ANEXEI 3, cu confirmarea existenţei BULETINULUI DE ÎNCERCARE Nr……………. şi numai după ce ......................................................., a preluat cu mesaj de la admitent .....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

c.5. Şeful de lucrare va lua toate măsurile necesare pentru evitarea accidentelor de orice natură, inclusiv a celor datorate echipamentelor tehnice şi utilajelor folosite la lucrare, in conformitate cu fişele tehnologice sau instrucţiunile tehnice de lucru în vigoare.

Răspunderea pentru nerespectarea măsurilor tehnice şi organizatorice, de executare a lucrării fără risc de accidentare, în zona de lucru, revine unităţii executante a lucrărilor de mentenanţă, în conformitate cu: Legea nr. 319/2006, IPSSM 01/2007 şi Legea nr. 307/2006, .

d) intreruperi programate pentru revizii si reparatii.

d.1. Distribuitorul şi Cumparatorul de energie electrică, vor executa lucrările de exploatare şi mentenanţă asupra instalaţiilor din gestiunea proprie, conform delimitărilor de la Cap. II, cu respectarea strictă a normelor de protecţia muncii în instalaţiile electrice (IPSSM 01/2007 şi Legea 319/2006).

d.2 Distribuitorul de energie electrică va programa întreruperea instalaţiilor din gestiunea proprie, pentru executarea lucrărilor programate, în zilele lucrătoare (luni-vineri) pe perioada schimbului 1 prin cererile de manevre cu anunţarea prealabilă a Cumparatorului. Anunţarea Cumparatorului se face conform contractului pentru serviciul de distribuţie Art. 23 lit. f cu minim 5 zile lucrătoare, înaintea datei programate pentru executarea lucrării. d.3. Pentru executarea lucrărilor cu caracter accidental în instalaţiile din gestiunea Distribuitorului (în caz de incidente, avarii, etc), anunţul se va face operativ prin personalul nominalizat în Anexa 7.3 punctul 3.

d.4. Pentru evitarea avariilor şi incidentelor în instalaţiile Distribuitorului, cu cauze în instalaţiile Cumparatorului, acesta are obligaţia de a executa asupra instalaţiilor din gestiunea proprie, toate lucrările prevăzute în PE (Prescripţii Energetice) în vigoare.

d.5. Durata întreruperilor pentru lucrări de mentenanţă efectuate de Distribuitor asupra instalaţiilor proprii este de 24 ore/an. În caz de avarii sau deranjamente în instalaţiile din gestiunea Distribuitorului ................................................................................................... (realimentarea se face după repararea echipamentelor avariate conform Avizului de racordare Nr. ..............................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

Cap.V. Reglajul protectiilor: a) obligativitatea corelarii protectiilor la Cumparator cu protectiile SEN; Conform Plan reglaje. b) responsabilitatea Distribuitorului de stabilire si comunicare a reglajelor;

Reglajul protecţiilor prin relee la echipamentele gestionate de Cumparator, prin care acesta se alimentează cu energie electrică din instalaţiile Distribuitorului, sunt stabilite de către Distribuitor şi sunt menţionate în schema normală de alimentare (Anexa 7.1);

c) obligatia Cumparatorului de corelare a protectiilor interne din instalatiile proprii cu cele stabilite de Distribuitor.

Cumparatorul are obligaţia de a confirma in scris, realizarea reglajelor stabilite de către Distribuitor. Modificarea de lungă durată sau de scurtă durată a reglajelor protecţiilor şi a calibrării siguranţelor se face numai cu acordul Distribuitor care le-a stabilit.

Cap.VI Alte prevederi si anexe :

a) lista persoanelor Distribuitorului si Cumparatorului care au dreptul sa solicite, sa execute si sa conduca sau sa dispuna executarea manevrelor in instalatiile electrice si lucrari;

Conform Anexei 3.

b) mod de lucru in caz de avarie sau limitari/restrictii ;

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

c) schema monofilara;

d) schema normală;

e) Persoanele implicate în aplicarea prezentei convenţii au obligaţia, în conformitate cu articolul 45 din IPSSM 01/2007, de a semnala şefilor direcţi şi elaboratorilor orice neconcordanţă între convenţia de exploatare şi situaţia din teren sau normele în vigoare la momentul respectiv.

f) Convenţia de exploatare intră în vigoare la data de .....................................

g) În cazul unor modificări esenţiale ale celor convenite în prezenta, se va încheia o nouă convenţie de exploatare.

Din partea ENEL DISTRIBUTIE............................ Din partea Cumparatorului

ANEXA 7.1

Schema monofilară normală cu marcarea punctelor de delimitare si reglajul protectiilor

ANEXA 7.2

Ordinul de investire a autoritatii de conducere operativa asupra instalatiilor

CONDUCEREA OPERATIVĂ

Nr. Crt ECHIPAMENTUL GESTIUNEA

AUTORITATEA DE DECIZIE

COMANDA DE

COORDONARE COMPETENŢA COMANDA

NEMIJLOCITA

COMUNICĂRI ÎNTRE

TREPTE OPERATIVE

1

2

3

4

5

6

7

ŞEF Centru Operativ ŞEF Centru IT/MT Cumpărător

ANEXA 7.3

1. Lista personalului de servire operativă, conducere operativă si a telefoanelor la Distribuitor :

Centru Operativ ÎT/MT Telefon DEDT 1 DEDT 2 Cereri retragere din exploatare Fax Sef CO

Nume si prenume

2. Lista personalului de conducere operativă si a telefoanelor la Cumparator :

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

3. Lista personalului furizorului împuternicit pentru relaţii cu Cumparatorului: .....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

4. Lista personalului Cumparatorului împuternicit pentru relaţii cu Distribuitorul : .....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

ANEXA L

(Model scrisoare de trimis la clienti pentru a le comunica valoarea curentului homopolar si timpul de eliminare al acestuia)

Catre, ……………………... ……………………… ………………………

Subiect: Informatii privind reteaua de alimentare cu energie electrica (denumire si adresa)……………………………………………….……….…. Va facem cunoscut faptul ca reteaua de ….. kV la care sunteti conectati va suferi variatii astfel incat va fi modificata valoarea curentului maximal homopolar si/sau a timpului de eliminare a curentului homopolar.

Asadar valoarea curentului maximal homopolar (indicati daca e monofazat sau trifazat) va fi egala cu ………. A (conform DK 4460RO).

In plus timpul prevazut pentru a elimina curentul homopolar de catre dispozitivele de protectie si de intrerupere pozitionate in amonte fata de punctul de racordarea a l retelei d -voastre va fi de …… s ((conform DK 4460RO).

Trebuie subliniat ca valoarea curentului homopolar si a timpului de eliminare a defectului, care au fost indicate mai sus, pot suferi variatii ca efect al modificarii retelei de distributie; cu ocazia controlului periodic la propria instalatie de impamantare, conform dispozitiilor legale in vigoare ne veti puteti cere aceste date actualizate.

(de completat la nevoie)

Statia de transformare/instalatia de racordare este in prezent cuprinsa intr-o zona urbana concentrata unde Enel Distributie are o instalatie globala de legare la pamant. Acest lucru nu exclude obligatia de a dota instalatia clientului, racordare si masurare,cu o instalatie de legare la pamant realizata conform standardelor tehnice, avand caracteristicile necesare pentru a garanta rezistenta mecanica si la coroziune si, care sa satisfaca capacitatile termice necesare. In orice caz Enel Distributie nu garanteaza in timp existenta instalatiei globale de legare la pamant.

(de completat daca e necesar)

Protectia generala cu care este dotata instalatia d-voastra trebuie sa aiba caracteristici conformn Normei Tehnice Enel . In acest sens va rugam sa ne transmiteti marca si modelul protectiei cu scopul de a ne permite realizarea conformitatii.

ANEXA M

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAU DE IT – Anexa C- Norma Tehnica ENEL Sistem neintegrat

Data aparitie

26 ianuarie 2010 PRODUCATOR

MODEL

PROTECŢII

VERS FW

TIPOLOGIA TC

ADMISIBILE

TIPOLOGIE

TCH ADMISIBILE

TIPOLOGIA TT

ADMISIBILE

DATA PUBL.

Schneider Electric S.p.A.

SEPAM seria 80

tip S80-S81-S82-S84-T81-T82-T87

Cod: LEEMS80VKTX LEEMS81VKTX LEEMS82VKTX LEEMS84VKTX LEEMT81VKTX LEEMT82VKTX LEEMT87VKTT

51, 50, 80s

I>, I>>, 80s

05.20 si

5.21

TC omologati conform NT Enel

-

TT omologati conform NT Enel

26 Ianuarie

2010

Schneider Electric S.p.A.

SEPAM seria 80

tip S80-S81-S82-S84-T81-T82-T87

Cod: LEEMS80VKTXETH LEEMS81VKTXETH LEEMS82VKTXETH LEEMS84VKTXETH LEEMT81VKTXETH LEEMT82VKTXETH

51, 50, 80s

I>, I>>, 80s

6.02

TC omologati conform NT Enel

-

TT omologati conform NT Enel

26 Ianuarie

2010

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa D- Norma Tehnica ENEL

Sistem integrat

Data aparitiei

29 Aprilie 2009 PRODUCATOR

MODEL

PROTECŢII

VERS FW

TIPOLOGIA TC

ADMISIBILE

TIPOLOGIE TCH

ADMISIBILE

TIPOLOGIA TT

ADMISIBILE

DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products Division Unità Operativa Sace MV

REF601JAA46NN

1xx REF601JAA46AA

1xx

51, 51, 50, 51N,

50N

I>, I>>, I>>>, Io>, Io>>

De la vers. 1.90

ABB KECA 250B1 ABB KEVCR24

ABB TR11S 40/1

-

15 Aprilie 2009

ABB S.p.A Power Products Division Unità Operativa

Sace MV

REF 542 plus NT Enel

51, 51, 50, 51N, 50N, 67N, 67N

I>, I>>, I>>>, Io>, Io>>, Io>-

>,Io>>->

De la vers. 2.6

ABB KECA 80 A1 ABB KECA 300 A1

ABB KEVCD 24 AE3

ABB TR11S

40/1

ABB KEVCD

24AE 3

15 Aprilie 2009

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa D- Norma Tehnica ENEL

Sistem neintegrat

Data aparitiei

26 ianuarie 2010

PRODUCATOR

MODEL

PROTECŢII

VERS FW

TIPOLOGIA TC

ADMISIBILE

TIPOLOGIE TCH

ADMISIBILE

TIPOLOGIA TT

ADMISIBILE

DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products Division Unità Operativa Sace MV

REF542 plus NT Enel

(se poate utiliza si ca

SPI)

51, 51, 50, 51N,

50N, 67N, 67N

I>,I>>,I>>>,

Io>, Io>>, Io>->, Io>>->

De la vers. 2.6

TC omologati conform NT Enel

ABB TR11S 40/1A

TT omologati

conform NT Enel

15 Aprilie 2009

Areva T&D Italy Spa

VPR P16

51, 51, 50, 51N, 50N,

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>,

Vers

6.51 sau mai noua

si vers 6.91 sau mai noua

Se alege : TC omologati conform

NT Enel TC verificaţi conform

NT Enel: Wattsud IBRIV 80/1A Wattsud IBRIV 250/1A Wattsud IORV1 80/1A ALCE AM24 300/1A

TCH

F.T.M AOC105/1 100/1A

TCH

F.T.M AO40G 100/1A

TCH ESIT C110

100/1A

-

12 Iunie 2009

Areva T&D Italy Spa (Unit PCF)

MX3AMD016A

50, 51, 50N, 51N, 67, 67N

I>, I>>, I>>>

Io>, Io>>, Io>>>

De la vers. 2.0

TC omologati conform NT Enel

S.T.E. TCO/DK-1

TT omologati conform NT Enel

28 August 2009

Col Giovanni Paolo S.p.A.- SEB Departament Electronica si

Sisteme

IFX4N-A1

50-51-51N

I>, I>>, I>>>

Io>, Io>>

2.32

TC omologati conform NT Enel

MODEL Sipie

TF110S (cod 509910035)

-

16

Aprilie 2009

Col Giovanni Paolo

S.p.A.- SEB Departament Electronica si

Sisteme

IFD4N-A1

50-51-51N

-67N

I>, I>>, I>>> Io>, Io>>

Io>→, Io>>→

2.32

TC omologati conform NT Enel

MODEL Sipie TF110S

(cod 509910035)

TT omologati

conform NT Enel

16

Aprilie 2009

Col Giovanni Paolo

S.p.A.- SEB Departament Electronica si

Sisteme

IFX3S

50-51-51N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>

De la vers. 2.0

TC omologati conform NT Enel

MODEL Sipie

TF110S, TFX110

-

31

Iulie 2009

Microelettrica Scientifica S.p.A.

N-DIN-016

50/51, 50N/51N

I>; I>>;I>>>

Io>;Io>>

RMB 400.11.01 sau mai noua FFP 400.07.00 sau mai noua

TC omologati conform NT Enel

TCH

F.T.M tip AOC105/1A

TCH

F.T.M tip AO40G

TCH model Revalco tip TEN105R1

-

15 Mai 2009

Schneider. Electric S.p.A.

Sepam serie: 10B43A

Cod: REL59823

Sepam serie: 10B43E

Cod: REL59823

Se alege : - TC omologati conform NT Enel - TC verificaţi conform NT Enel astfel: -TC conventionali tip ARM3/N1F cu raport de transformare 50A/5A, 100A/5A, 200A/5A, 300A/5A

-TCH

tip GO110 (cod 50134)

-TCH tip CSH160

(cod

Sepam serie:

10A43A Cod: REL59825

Sepam serie:

10A43E Cod: REL59826

51, 51

50, 51N,50N

I>, I>>, I>>>, Io>, Io>>

2.01

- TC conventionali cu doua secundare tip ARM3/N2F cu

raport 200A/5A-5A

- TC conventionali cu doua infasurari primare si doua infasurari secundare tip ARM3/N2F cu raport

100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-5A, 200A-100A/5A-5A,400A-

200A/5A-5A,600A-300A/5A-5A - TC de tip traditionali CS300 cu raport 300A/1A

LEEMCSH160)

-TCH tip CSH190

(cod LEEMCSH190)

-

2

Aprilie 2009

Schneider Electric S.p.A.

Sepam serie 20, tip S20 cod:

LEEMS20VTNT Enel

LEEMS20VLNT Enel

51, 51,50, 51N,50N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>

08.38 si

9.38

Se alege :

-TC omologati conform NT Enel - TC verificaţi conform NT Enel: -TC electronici LPCT tip TLP160 cu raport de 100A/22,5mV

-TC electronici LPCT tip

TLP130 cu raport de 100A/22,5mV

- TC conventionali tip ARM3/N1F cu raport 50A/5A, 100A/5A, 200A/5A, 300A/5A - TC conventionali cu doua secundare tip ARM3/N2F cu raport 200A/5A-5A

- TC conventionali cu doua infasurari primare si doua infasurari secundare tip ARM3/N2F cu raport

100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-5A, 200A-100A/5A-5A,400A-

-TCH tip GO110

(cod 50134)

-TCH tip CSH160

(cod LEEMCSH160)

-TCH tip CSH190

(cod LEEMCSH190)

-

26

Ianuarie 2010

200A/5A-5A,600A-300A/5A-5A - TC de tip traditionali CS300

cu raport 300A/1A

Schneider Electric S.p.A.

Sepam serie 40, tip S41-S42 cod: LEEMS41VTNT

Enel LEEMS41VLNT

Enel si

LEEMS42VTNT Enel

LEEMS42VLNT Enel

51, 51,

50, 51N,50N, 67N,67N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>, 67N-NI, 67N-NC

06.00 si

6.01 si

7.00

Se alege :

TC omologati conform NT Enel - TC verificaţi conform NT Enel:

-TC electronici LPCT tip TLP160 cu raport de

100A/22,5mV

-TC electronici LPCT tip TLP130 cu raport de

100A/22,5mV

- TC conventionali tip ARM3/N1F cu raport 50A/5A, 100A/5A, 200A/5A, 300A/5A - TC conventionali cu doua secundare tip ARM3/N2F cu raport 200A/5A-5A

- TC conventionali cu doua infasurari primare si doua infasurari secundare tip ARM3/N2F cu raport

100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-5A, 400A-200A/5A-5A,600A-

300A/5A-5A - TC de tip traditionali CS300 cu raport 300A/1A

-TCH

tip GO110 (cod 50134)

-TCH tip CSH160

(cod LEEMCSH160)

-TCH

tip CSH190 (cod LEEMCSH190)

-TCH tip ARF3E/F1+

CSH30 (cod LEEMARF3+59634)

-TCH tip ARA10/N1+

CSH30 (cod LEEMARA+59634)

TT omologati conform NT Enel

26 Ianuarie

2010

THYTRONIC S.p.A.

NA016

51-51-50- 51N- 50N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>

De la vers. 1.0

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului. TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) WATTSUD IOR 016F 150/1. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C5B1, T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

WATTSUD IOR-016

-

4

Septembrie 2009

THYTRONIC S.p.A.

NA10

51-51-50- 51N- 50N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>,

De la vers. 1.60

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C5B1, T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

-

9 Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

NA30

51-51-50- 51N- 50N- 67N-67N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>, Io>->, Io>>->

De la vers. 1.60

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

TT omologati conform NT Enel

9

Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

NA60

51-51-50- 51N- 50N- 67N-67N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>, Io>->, Io>>->

De la vers. 1.60

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

TT omologati conform NT Enel

9

Aprilie 2009

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa D- Norma Tehnica ENEL Sistem de control (Logger)

Data aparitie

26 ianuarie 2010

PRODUCATOR

MODEL

PROTECŢII

VERS FW

TIPOLOGIA TC

ADMISIBILE

TIPOLOGIE TCH

ADMISIBILE

TIPOLOGIA TT

ADMISIBILE

DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products Division Unità Operativa Sace MV

REF542 plus NT Enel

(se poate utiliza si ca

SPI)

51, 51, 50, 51N, 50N,

67N, 67N

I>,I>>,I>>>, Io>, Io>>,

Io>->, Io>>->

De la vers. 2.6

TC omologati conform NT Enel

ABB TR11S 40/1A

TT omologati conform

NT Enel

29 Aprilie 2009

Col Giovanni Paolo

S.p.A.- SEB Departament Electronica si

Sisteme

IFX3S

50-51-51N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>

De la vers. 2.10

TC omologati conform NT Enel

MODEL Sipie

TF110S, TFX110

-

21

Decembrie 2009

Schneider Electric S.p.A.

LEEMS41VTNT

Enel+59651 sau 59646 sau 59652

sau LEEMS41VL

NT Enel+59651 sau 59646 sau 59652

sau LEEMS42VT

NT

51, 51, 50, 51N,50N,

67N,67N

I>, I>>, I>>>, Io>, Io>>, 67N-NI, 67N-NC

06.00 si

6.01 si

7.00

Se alege : TC omologati conform NT Enel - TC verificaţi conform NT Enel:

-TC electronici LPCT tip TLP160 cu raport de

100A/22,5mV

-TC electronici LPCT tip TLP130 cu raport de

100A/22,5mV

-TCH tip GO110

(cod 50134)

-TCH tip CSH160

(cod LEEMCSH160)

-TCH

tip CSH190 (cod LEEMCSH190)

TT omologati conform NT Enel

26 Ianuarie

2010

Enel+59651 sau 59646 sau

59652 sau

LEEMS42VLNT Enel+59651 sau

59646 sau 59652

- TC conventionali tip ARM3/N1F cu raport 50A/5A, 100A/5A, 200A/5A, 300A/5A - TC conventionali cu doua secundare tip ARM3/N2F cu raport 200A/5A-5A

- TC conventionali cu doua infasurari primare si doua infasurari secundare tip ARM3/N2F cu raport

100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-5A, 400A-200A/5A-5A,600A-

300A/5A-5A - TC de tip traditionali CS300 cu raport 300A/1

-TCH

tip ARF3E/F1+ CSH30

(cod LEEMARF3+59634)

-TCH tip ARA10/N1+

CSH30 (cod

LEEMARA+59634)

THYTRONIC S.p.A.

NA016

51-51-50- 51N- 50N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>

De la vers. 1.0

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului. TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) WATTSUD IOR 016F 150/1A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C5B1, T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

WATTSUD IOR-016

-

4

Septembrie 2009

THYTRONIC S.p.A.

NA10

51-51-50- 51N- 50N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>,

De la vers. 1.60

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C5B1, T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

-

9 Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

NA30

51-51-50- 51N- 50N- 67N-67N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>, Io>->, Io>>->

De la vers. 1.60

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

TT omologati conform NT Enel

9 Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

NA60

51-51-50- 51N- 50N- 67N-67N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>, Io>->, Io>>->

De la vers. 1.60

TC omologati conform NT Enel TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NT Enel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A. Caracteristicile tehnice se gasesc pe site-ul constructorului.

THYTRONIC T110P#C1B1, T110P#A1B1, T200P#C1B1

TT omologati conform NT Enel

9

Aprilie 2009

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa D- Norma Tehnica ENEL

TC, TCH, TT neomologati pentru protectii neintegrate

Data aparitie

29 aprilie 2009 PRODUCATOR

MODEL

RAPORT

PUTEREA [VA]

UTILIZARE

OBS

DATA PUBL.

ABB S.p.a.

TR11S

40/1 A/A

0,5

TCH împreună cu relee ABB REF610 - REF542plus

Tip inchis, diametru 110mm

29

Aprilie 2009

F.T.M. S.r.l

AO40G

100/1 A/A

0,5

TCH împreună cu relee -Microelecttrica Scientifica

Tip N-DIN-016 - Areva T&D Italy

Tip VPR16,MX3AMDO16A - Thytronic NA10, NA016, NA30, NA60

- COL Giovanni Paolo IFD4N-A1, IFX3S, IFX4N-A1

Tip inchis, diametru 110mm

9 Februarie

2010

F.T.M. S.r.l

AO40G

100/1 A/A

1

TCH împreună cu relee Thytronic NA10, NA 30,

NA60, NA016

Tip inchis, diametru 110mm

6

Iulie 2009

Revalco S.r.l.

TEN 105RD1

100/1 A/A

0,5

TCH împreună cu relee

-Microelecttrica Scientifica Tip N-DIN-016

-THYTRONIC

Tip NA10- NA30-NA60

Col Giovanni Paolo -SEB Divisione Elettronica e Sistemi

Tip IFX4N-A1 si IFD4N-A1

Tip inchis, diametru 110mm

16 Iulie 2009

Schneider Electric

S.p.A

ARF1/N1

300/1 A/A

2,5

TC

Cablajul TC+ Releu Protec L≤ 10m, s≥2,5mmp

2

Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

T110P#C5B1

100/1 A/A

0,5

TCH împreună cu relee

THYTRONIC NA016-NA10

Tip inchis, diametru 110mm

9

Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

T110P#C1B1

100/1 A/A

1

TCH împreună cu relee

THYTRONIC NA016-NA10-NA30-NA60

Tip inchis, diametru 110mm

9

Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

T110P#A1B1

100/1 A/A

1

TCH împreună cu relee

THYTRONIC NA016-NA10-NA30-NA60

Tip deschis, diametru 110mm

9

Aprilie 2009

THYTRONIC S.p.A.

T200P#C1B1

100/1 A/A

1

TCH împreună cu relee

THYTRONIC NA016-NA10-NA30-NA60

Tip inchis, diametru 200 mm

9

Aprilie 2009

SISTEM DE PROTECTIE DE INTERFATA – Anexa E- Norma Tehnica ENEL

Data aparitiei

20 Noiembrie

2009 PRODUCATOR

MODEL

PROTECŢII

VERS FW

TIPOLOGIA TT ADMISIBILE

DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products Division Unità Operativa Sace MV

REF 542 plus

NT Enel (se poate folosi si

ca SPG)

27, 59, 81<, 81>, 59N, U<, U>, f<, f>, Uo>

De la

versiunea 2.6

TT omologati

conform NT Enel

15

Aprilie 2009

Areva T&D Italy Spa (Unit PCF)

MX3VIR016A

27, 59, 81<, 81>, 59N, U<, U>, f<, f>, Uo>

De la

versiunea 2.00

TT omologati

conform NT Enel

28

August 2009

Col Giovanni Paolo S.p.A. SEB

Departament Electronica si Sisteme

DIA4N 27-59-59N-81O-81U U<, U>, Uo>, f>, f<

De la versiunea

3.00

TT omologati conform NT Enel

20 Noiembrie

2009

THYTRONIC S.p.A

NV10P

27-59-59N-81O-81U

U<-U>- Uo>-f>-f<

1.60

TT

conform paragraf E.2 NT Enel

9

Aprilie 2009