norma enel ed 3

5/12/2018 Norma Enel Ed 3 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/norma-enel-ed-3 1/228

REGULI TEHNICE DE RACORDARE UTILIZATORI

Prezentul document este proprietatea intelectuala a societatilor S.C. ENEL Distributie Banat S.A.; S.C. ENEL Distributie DobrogeaS.A.; S.C. ENEL Distributie Muntenia S.A.. Reproducerea sau utilizarea integrala sau partiala a acestuia in orice publicatii si prin oriceprocedeu se va face cu obtinerea in prealabil a aprobarii societatilor susmentionate care isi vor proteja drepturile civile si penaleconform legii.

This document is intellectual property of S.C. ENEL Distributie Banat S.A.; S.C. ENEL Distributie Dobrogea S.A.; S.C. ENEL DistributieMuntenia S.A.. Reproduction or distribution of its contents in any way or by any means whatsoever is subject to the prior approval of

the above mentioned companies which will safeguard their rights under the civil and penal codes.

Titlu

Reguli tehnice privind racordarea Consumatorilor şi Producătorilor la reţelele electrice IT şiMT ale societăţiilor de distribuţie de energie electrică ENEL

TitleTecchnical rules for connection to electric network consumers and producers of IT and MTelectricity distribution company ENEL

Ediţie Natura Modificărilor

1

Traducerea in limba romana si adaptarea la normele romaneşti.Aceasta specificaţie se refera la ediţia originala CEI 0-16, DK 5400, DK 5600, DK 5740

drepturile de copiere apartinand Enel Distribuţie.Translation to romanian language and adaptation to romanian norm.This spec is referred to the master edition CEI 0-16, DK 5400, DK 5600, DK 5740copyright of Enel Distribuţie.

2 Modificare Tabel 4.Change Table 4.

3 Modificarea titlului documentului, prevederea unor PE şi modificarea unor definiţii.

Enel-DIN

RO-Probate

Specs

Firmato digitalmente daEnel-DIN RO-ProbateSpecsND: cn=Enel-DIN RO-Probate Specs, c=ITData: 2011.12.2209:37:46 +02'00'



REGULI TEHNICE PRIVIND RACORDAREA CONSUMATORILOR SI

PRODUCATORILOR 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 areţelelor, 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 par ţial şi celor existente.

Partea 1 – Scop, domeniu de aplicare şi definiţii...................................................... 10 1 Scopul ......................................................................................................... 10 2 Domeniul de aplicare .................................................................................. 10 3 Defini ţ ii 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 legătur ă ....................................................................................... 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



3.35 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 .........................................................................................15 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......................................................................................16 3.67 Tensiune de exploatare declarat

ă(tensiune declarat

ă) ..............................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 G di i bil 17



5 Caracteristicile reţ elelor...............................................................................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 lucr ări..................................................................... 26 5.2 Caracteristici ale reţelelor de MT.................................................................27

5.2.1 Caracteristici structurale............................................................................. 27 5.2.2 Caracteristici de exploatare........................................................................ 29 5.2.3 Calitatea serviciului în reţelele de MT ........................................................ 30 6 Criterii pentru alegerea nivelului de tensiune şi a schemelor de racordare la

reţ elele 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 reţ elele 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 I t l ţi d d l ţ 62



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 ......................................................................... 76 7.7.4 Funcţionarea grupului din reţea în insula ................................................... 76 7.7.5 Informaţii pentru evidenta evenimentelor ................................................... 77 7.7.6 Limite de schimb de putere reactivă........................................................... 77 7.8 Reguli tehnice pentru racordare reţelelor interne de utilizare......................77

Partea 4 – Reguli de racordare la reţeaua de MT........................................................78

8 Racordarea la reţ eaua de MT .....................................................................78 8.1 Scheme de racordare..................................................................................78 8.1.1 Racordare în intrare – ieşire pe liniile existente (schema A) ...................... 79 8.1.2 Racordare în antenă din staţie ÎT/MT (schema B1).................................... 79 8.1.3 Racordare în antenă din postul de MT/JT (schema B2)............................. 79 8.1.4 Racordare în antenă prin EDM (eventual adăugat în post existent) în lungul

unei linii existente (schema C) ................................................................... 79

8.1.5 Racordare în derivaţie rigidă în T pe o linie existentă (schema D) ............. 79 8.2 Schema instalaţiei de racordare..................................................................79 8.2.1 Dispozitive de legare la pământ aferente racordării ................................... 81 8.3 Soluţii de racordare .....................................................................................82 8.4 Schema instalaţiei de utilizare pentru racordare .........................................83 8.4.1 Schemă cu o singur ă celulă (caz general aplicabil tuturor Utilizatorilor) .... 83 8.4.2 Schema cu doua celule de MT pe bara principală ..................................... 85 8.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori........87

8.5.1 Punct de delimitare, puncte de delimitare de gestiune şi de exploatare..... 87 8.5.2 Instalaţia de racordare ............................................................................... 88 8.5.3 Instalaţia de utilizare .................................................................................. 88 8.5.4 Puncte de racordare multiple şi alimentări de rezervă ............................... 89 8.5.5 Instalaţia de legare la pământ .................................................................... 90 8.5.6 Responsabilităţi privind securitatea............................................................ 92 8.5.7 Indisponibilitate datorată lucr ărilor de mentenanţă..................................... 93 8.5.9 Caracteristicile spaţiilor .............................................................................. 93 8.5.10 Caracteristicile echipamentelor electrice.................................................... 95 8.5.11 Dispozitiv General ...................................................................................... 95 8.5.12 Sistem de protecţie asociat la Dispozitivul General.................................... 96 8.5.13 Limite de putere pe secţiunile de bare de JT............................................ 103 8.5.14 Limitele magnetizarii transformatoarelor conectate simultan.................... 104 8 6 1 DG i lifi t t i t l ţi C t l i t f t MT/JT



Partea 5 – Prevederi pentru Producători şi Consumatori, IT şi MT, pentru

compatibilitatea electromagnetică (EMC), măsurarea continuităţii şi calităţii tensiunii.....................................................................................................................................117 9 Prevederi pentru compatibilitatea electromagnetic ă..................................117 9.1 Evaluarea perturbaţiilor .............................................................................117 10 M ăsurarea continuit ăţ ii şi calit ăţ ii tensiunii.................................................117 Partea 6 – Reguli de racordare între reţele de distribuţie.......................................118 11 Reguli tehnice de racordare pentru reţ elele de distribu ţ ie .........................118 11.1 Punct de interconectare ............................................................................118

11.2 Măsurarea energiei schimbate..................................................................118 11.3 Semnale şi măsur ări schimbate între operatorii de reţea ..........................118 11.4 Exploatare şi întreţinere ............................................................................118 11.5 Calitate tehnică a serviciului......................................................................118

Partea 7 – Sisteme de măsurare a energiei...............................................................119

12 Sisteme de măsurare a energiei ...............................................................119 12.1 Caracteristicile sistemelor de măsurare ....................................................119

12.2 Instalarea sistemului de măsurare ............................................................120 12.3 Cerinţe funcţionale ale contorului..............................................................121 12.4 Activarea şi întreţinerea sistemului de măsurare.......................................122 12.5 Sistemul de măsurare al energiei în punctele de consum.........................123 12.6 Sistemul de măsurare a energiei în punctele de producere......................123 Parte 8 – Contract de Distribuţie/Furnizare, obligaţii de informare şi documentaţii124 13 Contract de Distribu ţ ie/Furnizare, obligaţ ii de informare şi documentaţ ie .124 13.1 Contract de Distribuţie/Furnizare...............................................................124

13.1.1 Caracteristici indicative ale REŢELEI în punctul de racordare ................. 124 13.1.2 Caracteristici ale instalaţiilor şi ale proceselor.......................................... 125 13.1.3 Exploatarea, conducerea şi controlul instalaţiilor ..................................... 125 13.1.4 Convenţia de Exploatare.......................................................................... 126 13.2 Documentaţ ie tehnic ă necesar ă pentru racordare ....................................126 13.2.1 Schemă monofilar ă .................................................................................. 127 13.2.2 Schemele funcţionale ale Sistemului de Comandă, Control şi Protecţie .. 127 13.2.3 Descrieri tehnice, manuale şi date de recepţie......................................... 127 ANEXA L1 ...................................................................................................................129 (Model de scrisoare care trebuie trimisă clienţilor înainte de punerea în funcţiune a Postuluide transformare) ..........................................................................................................129 ANEXA L2 ...................................................................................................................131 Declaraţie de confirmare a racordării ...........................................................................131 ANEXA A 132



B.1 Încerc ări la sistemul DG+PG.....................................................................136 ANEXA C.....................................................................................................................139 Caracteristici privind Sistemul de Protec ţ ie General pentru reţ elele de ÎT ...................139 C.1 Generalit ăţ i................................................................................................139 C.1.1 Transformatoare de curent pentru protec ţ ie (TC)......................................139 C.1.2 Transformatoare de tensiune pentru protec ţ ie (TT)...................................140 C.1.3 Indicaţ ii de func ţ ionare pentru PG.............................................................140 C.1.4 Încerc ări şi certific ări ale PG......................................................................141 C.1.4.1 Încerc ări de func ţ ionare.............................................................................141 C.1.4.2 Încerc ări de compatibilitate cu mediul înconjur ător ...................................141 C.1.4.3 Încerc ări de supraînc ărcare a circuitelor de măsurare ..............................143 C.1.4.4 Conformitatea dispozitivelor......................................................................143 ANEXA D.....................................................................................................................144 Caracteristicile Sistemului de Protec ţ ie General ă (SPG) pentru reţ ele de MT.............144 D.1 Defini ţ ia SPG pentru reţ ele de MT ............................................................144 D.2 Caracteristicile SPG neintegrat .................................................................146 D.2.1

TC pentru protec ţ ia maximal ă de curent ...................................................146

D.2.1.1 Caracteristici şi verific ări în cazul utiliz ării de TC lineare...........................147 D.2.1.1.1 Verific ări efectuate pe TC lineare..............................................................147 D.2.1.1.2 Încerc ări func ţ ionale pentru PG care utilizeaz ă TC liniare.........................148 D.2.1.2 Caracteristici şi verific ări în cazul utiliz ării TC neliniare .............................148 D.2.1.2.1 Verific ări în cazul TC neliniare...................................................................148 D.2.1.2.2 Încerc ările pentru confirmarea cupl ării corecte PG+TC neliniar. ...............148 D.2.1.3 Solu ţ ii de protejare prin utilizarea de transformatoare de curent

neconvenţ ionale........................................................................................152 D.2.2 Transformatoare de curent toroidale pentru protec ţ ia împotriva defectelor la pământ (TCH) ...........................................................................................152

D.2.2.1 Caracteristicile şi încerc ările pentru transformatoarele de curent homopolar (TCH) omologate.......................................................................................154

D.2.2.1.1 Caracteristicile TCH omologate.................................................................154 D.2.2.1.2 Încerc ări func ţ ionale pentru PG care utilizeaz ă TCH omologate...............154 D.2.2.2 Caracteristicile şi încerc ările pentru TCH neomologate ............................155 D.2.2.2.1 Caracteristicile TCH neomologate.............................................................155 D.2.2.2.2 Încerc ări func ţ ionale pentru PG care utilizeaz ă TCH neomologate...........155 D.2.2.3 Caracteristicile şi încerc ările pentru TCH neconvenţ ionale .......................157 D.2.3 Transformatoare de tensiune pentru tensiunea homopolara.....................157 D.2.3.1 Caracteristicile şi încerc ările pentru TT homopolare omologate................158 D 2 3 1 1 C t i ti il TT h l l t 158



D.2.4.5 Comenzi de deschidere întreruptor ...........................................................164 D.2.4.6

Semnaliz ări locale.....................................................................................164

D.2.4.7 Încerc ări pe PG .........................................................................................165 D.2.4.7.1 Încerc ări func ţ ionale..................................................................................165 D.2.4.7.2 Încerc ări de compatibilitate electromagnetic ă ...........................................166 D.2.4.7.3 Încerc ări de compatibilitate cu mediul .......................................................167 D.2.4.7.4 Încerc ări de supraînc ărcare ale circuitelor de măsur ă...............................168 D.2.5 Conformitatea dispozitivelor......................................................................168 D.3 Caracteristicile Sistemului de Protec ţ ie General ă integrat ........................169 D.3.1 Prescripţ ii func ţ ionale pentru SPG integrat................................................169 D.3.1.1 Prescripţ ii func ţ ionale pentru protec ţ ia maximal ă de curent de faz ă .........169 D.3.1.2 Prescripţ ii de func ţ ionare pentru protec ţ ia maximal ă homopolar ă de curent170 D.3.1.3 Prescripţ ii de func ţ ionare pentru protec ţ ia homopolar ă direc ţ ional ă ..........171 D.3.1.4 Comenzi de deschidere întreruptor ...........................................................172 D.3.1.5 Semnaliz ări locale.....................................................................................173 D.3.2. Încerc ări şi certific ări ale SPG integrat ......................................................173 D.3.3 Încercări de funcţionare.............................................................................173 D.3.3.1 Exemplu de posibil ă modalitate de verificare a treptei homopolare direc ţ ionale

în SPG integrate care folosesc 3 traductoare de curent............................174 D.3.3.2 Încerc ări pentru defecte polifazate ............................................................177 D.3.3.3 Încerc ări de defect monofazat...................................................................178 D.3.3.3.1 Încerc ări la SPG cu protec ţ ie maximal ă homopolar ă de curent.................178 D.3.3.3.2 Încerc ări la SPG cu protec ţ ie homopolar ă direc ţ ional ă .............................180 D.3.3.4 Încercare cu arc intermitent.......................................................................181 D.3.3.4.1 Încerc ări la SPG integrat cu protec ţ ie de curent homopolar maxim ..........181 D.3.3.4.2 Încerc ări pe SPG cu protec ţ ie homopolar ă direc ţ ional ă ............................181 D.3.4 Încerc ări de compatibilitate şi adi ţ ionale....................................................182 D.3.5 Conformitatea dispozitivelor......................................................................184 D.4 Sistemul de control şi înregistr ări asociat la PG........................................188 D.4.1 Caracteristici .............................................................................................188 D.4.2 Func ţ ii ale data logger...............................................................................189 D.4.2.1 Prezenţ a leg ăturii între PG şi logger (doar dac ă logger nu e incorporat în PG)

..................................................................................................................189 D.4.2.2 Prezenţ a aliment ării logger (doar dac ă logger nu e incorporat în PG) ......189 D.4.2.3 Prezenţ a aliment ării PG ............................................................................189 D.4.2.4 Prezenţ a şi continuitatea circuitului de declanşare....................................189 D.4.2.5 Trepte de reglaj setate pe PG după instalare............................................189 D 4 2 6 E i t t ti PG 190



E.3.3 Protec ţ ia maximal ă de tensiune de linie (59).............................................194 E.3.4

Protec ţ ia minimal ă de frecvenţă (81 <)......................................................194

E.3.5 Protec ţ ia maximal ă de frecvenţă (81 >).....................................................195 E.3.6 Protec ţ ia maximal ă de tensiune homopolar ă (59 Vo)................................195 E.3.7 Erori limite pentru mărimile de intervenţ ie .................................................196 E. 3.8 Consum şi suprasarcină a circuitelor de tensiune de măsur ă ...................196 E.3.9 Circuit de declanşare ................................................................................196 E.3.10 Semnaliz ări ...............................................................................................196 E.3.11 Teste.........................................................................................................196 E.3.11.1 Teste func ţ ionale.......................................................................................196 E.3.11.1.1 Preciz ări suplimentare pentru teste...........................................................197 E.3.11.2 Teste de compatibilitate electromagnetic ă ................................................197 E.3.11.3 Teste de compatibilitate cu mediul............................................................197 E.3.11.4 Teste de suprasarcină a circuitelor de măsur ă şi de alimentare ...............198 E.3.12 Certificare..................................................................................................198 ANEXA F .....................................................................................................................199 Puterea de scurtcircuit în punctul de racordare............................................................199 ANEXA G ....................................................................................................................201 Informaţ ii de furnizat cu privire la func ţ ionalitatea şi la reglajele SPG..........................201 ANEXA H.....................................................................................................................202 CONSTRUC Ţ IE PT .....................................................................................................202 ANEXA J .....................................................................................................................205 CONVENTIE DE EXPLOATARE .................................................................................205 ANEXA K.....................................................................................................................206

CONVENTIE DE EXPLOATARE .................................................................................206 ANEXA L .....................................................................................................................213 (Model scrisoare de trimis la clienti pentru a le comunica valoarea curentului homopolar sitimpul de eliminare al acestuia) ...................................................................................213 ANEXA M ....................................................................................................................214



REGULI TEHNICE PRIVIND RACORDAREA UTILIZATORILOR LA REŢELE

ELECTRICE DE ÎNALTĂ TENSIUNE ŞI MEDIE TENSIUNEALE SOCIETĂŢILOR DE DISTRIBUTIE DE ENERGIE ELECTRICĂ ENEL

Partea 1 – Scop, domeniu de aplicare şi definiţii

1 ScopScopul documentului este de a defini criteriile tehnice pentru racordarea Utilizatorilor la reţeleelectrice 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 lamomentul actual. Soluţiile alternative faţă de cele indicate aici, în măsur ă să indeplineascaaceleaşi cerinte în ceea ce priveşte fiabilitatea şi siguranţa, pot fi aplicate, cu condiţia să fie înprealabil supuse atenţiei şi acceptate de către ANRE.

Instalaţiile care fac obiectul prezentului document trebuie să fie construite după toate standardele şireglementările în vigoare (adecvarea cu normele şi standardele Europene şi Internaţionale).

2 Domeniul de aplicare

Documentul se aplică tuturor instalaţiilor electrice aferente Utilizatorilor serviciului de distribuţie şinoilor instalatii de racordare la reţelele de distribuţie a Utilizatorilor. Utilizatorii reţelei electrice suntproprietari 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 energieielectrice ENEL;

o unităţi de producere dispecerizabile racordate la reţele de distribuţie a energieielectrice; se aplică si regulile tehnice stabilite de către Transelectrica, pentru

aspectele referitoare la dispecerizare, măsurare, programarea mentenanţei, precumşi aspecte referitoare la dispozitive de control şi protecţie1;

- reţele de distribuţie interconectate (cu alţi propietari).

Utilizatorii reţelei de distribuţie se clasifică în:

Utili t i ti i (P d ăt i) Utili t i i t l ţii ţi i i ă ( t ti ă



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 convenţionaldurata unui gol de tensiune este între 10 ms şi 1 minut. Amplitudinea golului este definită cadiferenţa între valoarea minimă efectivă, pe durata golului şi tensiunea declarată. Variaţiile detensiune care nu conduc la o reducere a tensiunii sub 90% din tensiunea declarata nu se consider ă 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 dedistribuţie.

3.3. Sarcini esenţiale (referitoare la instalaţiile de producere)

Sarcini electrice asociate direct procesului de producere a energiei electrice al producătorului şiindispensabile 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 deproducere) cărora Utilizatorul intenţionează să le garanteze o continuitate în mod deosebit. În cazde funcţionare separată de reţeaua electrică de distribuţie, sarcinile privilegiate sunt în mod obişnuitalimentate de către instalaţia de producţie după deschiderea întreruptorului de interfaţă. Sarcinileprivilegiate includ sarcinile esenţiale.

3.5 Sarcini proprii

Toate sarcinile electrice prezente în instalaţia de producere a energiei electrice sau care sunt directconectate la aceasta f ăr ă interpunerea reţelei de distribuţie.

3.6. Cablul de legătur ă Por ţiunea de cablu, complet echipat cu terminale, care leagă în punctul de delimitare clemele dinintrare 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,f ăr ă să producă el însuşi perturbaţii electromagnetice intolerabile pentru orice ce se găseşte înacest mediu.

3.8 Racordare



3.12 Dispozitiv de manevra

Echipament de manevr ă a cărei deschidere (comandată de un sistem de protecţie adecvat) asigur ă separarea unei celule întregi a Utilizatorului de la reţea.

3.13 Dispozitiv General al Utilizatorului (DG)

Echipament de manevr ă şi separare al cărui deschidere (comandată de Sistemul de ProtecţieGenerala) asigur ă 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 titular ă a uneilicenţe de distribuţie prin care r ăspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi, dacă este necesar,dezvoltarea reţelei de distribuţie într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabil, interconectareaacestuia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de ar ăspunde 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 aproducerii, transportului, distribuitiei şi furnizării de energie electrică în condiţii corespunzătoaretehnico-economice şi de siguranţă. (Ordinul 35/2002 Regulament de conducere şi organizare aactivităţii de mentenanţă)

Toate activităţile care cuprind lucr ările necesare pentru a permite funcţionarea instalaţiei electrice.Aceste activităţi cuprind domenii precum comutaţia, comanda, controlul şi întreţinerea precum şiactivitatea 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 oevoluţie 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). (PE142/80)

3.18 Funcţionarea reţelei în condiţii excepţionale

Condiţii de funcţionare a reţelei, apărute în funcţionarea SEN care necesită reducerea consumuluid i l t i ă d ţ l i l l SEN



3.21 Gestionarul reţelei electrice de transport (RET - Transelectrica)

Orice persoană care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de transport şi este titular ă a uneilicenţe de transport prin care r ăspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi dacă este necesar,dezvoltarea reţelei de transport într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabilă, interconectareaacesteia cu alte sisteme electroenergetice, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung asistemului de a acoperii cererile rezonabile pentru transportul energiei electrice. (Legea energieielectrice 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) întrevalorile efective ale componentelor de secvenţă inversă sau homopolar ă şi componenta desecvenţă directă a tensiunii. (SR CEI 60050 - 604)

3.23 Grup generator

Ansamblu de maşini rotative care permit transformarea energiei mecanice sau termice în energieelectrică. (SR CEI 60050 – 602)

3.24 Instalaţie de producereAnsamblul maşinilor, circuitelor, serviciilor auxiliare, echipamentelor şi eventualelor sarcini pentrugenerarea 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 producerecombinată a energiei electrice şi termice. (Ordinul 35/2004 Codul tehnic RET – revizia 1 Ordinul20/2004)

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 consider ă o singur ă instalaţie de utilizare, numai dacă instalaţiile din avalaferente 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 aceluiaşiUtilizator, racordate la un circuit de joasă tensiune din postul de transformare sau dintr-o cutie dedistribuţie, se pot considera o singur ă instalaţie de utilizare. (HG 90/2008 Regulament privindracordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public)

3.28 Instalaţie Consumator A bl l i il i it l hi t l d ti t tili ă ii i i l t i



− 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 UtilizatoruluiLimita maximă de emisie de perturbaţii în reţea, permisă Utilizatorului racordat la acea reţea.

3.35 Nivel de compatibilitateNivelul unei perturbaţii electromagnetice specificate, utilizat ca nivel de referinţă pentru coordonare,la stabilirea limitelor de emisie şi de imunitate.

(SR CEI 60050 -161)

3.36 Nivel de emisieNivelul unei perturbaţii electromagnetice date, emisă de un anumit dispozitiv, aparat sau sistem.(SR CEI 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 defuncţionare pe diferite orizonturi de timp (lunar, anual, etc) cu respectarea standardului deperformanţă 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 toatecomponentele 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 evacuaprin instalaţia de racordare la reţeaua electrică pentru care se emite avizul tehnic de racordare. Seconsemnează în avizul tehnic de racordare şi este luata in considerare la dimensionareainstalaţiei de racordare a utilizatorului respectiv (HG 90/2008 Regulament privind racordareautilizatorilor la reţelele electrice de interes public)



3.44 Limita de proprietate

Punct între reţea şi instalaţia Utilizatorului pentru racordare, unde are loc separarea proprietăţii întreEnel şi Utilizator.

3.45 Punct de delimitare

Locul în care instalaţiile Utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului dereţea (vezi Fig. 16 pentru ÎT şi Fig. 19 pentru MT). (HG 90/2008 Regulament privind racordareautilizatorilor 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 tensiuneVariaţie singular ă rapidă a valorii efective a tensiunii, între două niveluri consecutive, care au r ămasstabile 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)Reţ ea electric ă de distribu ţ ie: reţea electrică cu tensiunea de linie nominală până la 110 kV inclusiv.Reţ ea electric ă 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 înacest document). (Ord 28/2007 - Standard de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energieielectrice)

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)



3.57 Reanclanşare automată rapidă

Reanclanşare automată unipolar ă sau tripolar ă a unui întreruptor care are loc după un interval detimp 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, putereaabsorbită şi pierderi.

3.61 Serviciul de reglare al tensiuniiAcţiune 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 conectărileaferente 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, înprincipal, extremităţile liniilor de transport sau de distribuţie, echipamentul electric de comutaţie şide comandă, clădiri şi transformatoare. O staţie conţine, în general, dispozitive de protecţie şi decomandă 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 deracordare ale ter ţilor, echipate în fiecare punct individual de absorbţie, cu echipamente dedescarcare automata a sarcinii conforme specificaţiilor tehnice definite de către Transelectrica şi încare se pot dispune decuplări de sarcină prin modalităţile definite de către Transelectrica



− 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 u b este raportul dintre amplitudinea componentei armonice şi amplitudinea componenteifundamentale.

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

3.68 Utilizatorul reţeleiUtilizator 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 – OrdANRE 128/2008)

3.69 Consumator (de energie electrica)Persoana fizică sau juridică ce cumpăr ă energie electrică pentru consumul propriu şi eventual,pentru un subconsumator racordat la instalaţiile sale. (Codul tehnic al RET – revizia 1 Ordinul20/2004)

3.70 Consumator nedispecerizabilToţi consumatorii care nu intr ă în definiţia Consumatorilor dispecerizabili.

3.71 Consumator dispecerizabil

Consumator care, în concordanţă cu cerinţele contractuale, î şi reduce sarcina sau este întrerupt fieprin 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 şide limitele de capacitate de transport, în vederea previzionării de către Transelectrica a necesaruluide resurse pentru dispecerizare.

3.72 Grup electric (generator)Ansamblu de echipamente (de regulă rotative) destinat producerii de energie electrică prin



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

3.74 Grup nedispecerizabil

Toate Unităţile de producere care nu intr ă în definiţia 3.73.



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

4 Caracteristicile 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 ale utilizatorilor;

- 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 dedistribuţie se clasifică în:

- Utilizatori activi (Producători). Din această categorie de Utilizatori fac parte utilizatorii a caror instalaţii conţin orice maşină (rotativă sau statică) care converteşte orice formă de energieutilă în energie electrică în curent alternativ prevăzută pentru a funcţiona în paralel (şitranzitoriu) cu reţeaua.

- Utilizatori pasivi (Consumatori). Din această categorie fac parte utilizatorii a caror instalaţiinu intr ă în definiţia precedentă.

4.1 Instalaţia de utilizare

În accepţia prezentului document, instalaţiile Utilizatorilor pot fi caracterizate după următoarelecriterii:

- 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 manier ă simplificată, instalaţiilede 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 potfi împăr ţite în următoarele două categorii:

- aparate insensibile;

- aparate sensibile.



Tabelul 1 – Echipamente sensibile

FENOMEN CONSIDERAT ECHIPAMENT SENSIBIL CONSECINŢE

Aparate electronice digitale decontrol de proces sau maşini decalcul în general

Opriri şi/sau anomalii aleproceselor/maşinilor

(a)

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

Acţ ionări cu viteză variabilă (electronică de putere)

Intervenţ ii ale protecţ iilor 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 utilităţ ilor

(b) Supratensiuni de lungă durată Motoare şi maşini electriceBobine de contoareBecuri cu incandescenţă

Scurtarea duratei de viaţă a izolaţ iei

Variaţ ii lente de tensiune

ΔV = ± 10% VN

Instalaţ ii de iluminat

Aceleaşi aparate de la (a) şi (b)

În caz de reducere, încetinire sau oprire a motoarelor

electrice: aceleaşi consecinţ e ca la(a) şi (b)Componente electronice atât decontrol cât şi de putere Str ăpungerea izolaţ iei

Supratensiuni de impulsMotoare, cabluri şi maşini electrice

în generalDeteriorare a circuitelor electronice

Tranzitorii de comutare (punţ i

convertoare, tehnici chopper)

Linii transmisie date şi semnale la un

nivel de putere scăzutAparate electronice de control

Proastă funcţ ionare a sistemelor de

control şi de elaborare a datelor

Condensatori Supraîncălzire şi deteriorarecondensatori

Releu de protecţ ieAcţ ionari intempestive ale releului deprotecţ ie

Receptoare industriale de puterimici.

Proastă funcţ ionare a sistemelor decontrol şi de transmisie a datelor

Motoare şi maşini rotative

Transformatoare

Armonici

C bl i l t i

Creşterea pierderilor la motoare,transformatoare şi cabluri şi implicitsupraîncălzirea acestora



Tabelul 2 – Aparate perturbatoarePERTURBĂRI GENERATEAPARATE

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

Cuptoare casnice- Microunde

- infraroşii

(1)

(1)

Cuptoare industriale- cu inducţ ie- HF- UHF- Plasmă - arc

Aparate de sudur ă

- 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

LegendaSQ = Nesimetrii şi dezechilibreFT = fluctuaţii de tensiune (Flicker)VT = variaţii de tensiuneAR = armoniciFS = frecvenţe anormaleRE = radioemisie(1) monofa ate



Pentru definirea acestor mărimi, referinţele sunt PE142/80, PE143/94, SR EN 50160. Pentrucriteriile de evaluare, un punct efectiv de referinţă tehnică (chiar dacă nu exhaustiv pentru toatefenomenele menţionate mai sus) este reprezentat de rapoartele tehnice CEI TR 61000-3-6 pentruarmonici, CEI TR 61000-3-73 pentru fenomenele de Flicker şi variaţii rapide şi CEI TR 61000-3-13pentru dezechilibre.

4.1.3 Utilizatori întreruptibiliSe numesc Utilizatori Întreruptibili acei Utilizatori care la solicitarea furnizorului î şi diminuează puterea absorbită sau acceptă deconectarea in schimbul unei compensaţii/reduceri tarifare stabilitede 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 Întreruptibiltrebuie să-si prevada o legătur ă pentru transmisia de date între propriul sediu industrial şiTranselectrica, în general cel mai apropiat. În plus, în sediul industrial este instalată o maşină deteleoperaţiuni, denumită Unitate Periferică de Decuplare Sarcini (UPDC) care achiziţionează măsura sarcinii deservite în timp real şi pe aceea a întregului sediu industrial, precum şi alteinformaţii auxiliare şi pune în practică comanda de deconectare la ordinul provenit din sălile decomandă ale Transelectrica.

4.2 Instalaţii de producereInstalaţiile de producere a energiei electrice sunt clasificate în raport cu puterea şi perturbaţiileemise în reţea.

4.2.1 Puterea

Puterea efectivă a instalaţiilor de producere influenţează alegerea nivelului de tensiune al racordăriila reţelele de distribuţie.

4.2.2 Instalaţii de producere perturbatoare

Instalaţiile de producere pot fi catalogate în funcţie de perturbaţiile emise în reţea în următoarelecategorii:

- instalaţii neperturbatoare;

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

- instalaţii cu producere fluctuantă.

O lista nelimitativa a instalaţiilor de producere perturbătoare este prezentată în Tab.3.

Tabelul 3 – Instalaţii de producere perturbatoare



Legenda SQ = Dezechilibre

FT = Fluctuaţii de tensiune (flicker)VT = variaţii de tensiuneAR = armoniciFS = frecvenţe anormaleRE = radioemisie

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

- staţii de transformare racordate la reţele ÎT ale altui Distribuitor;- por ţiuni de reţea de distribuţie MT ENEL racordate la reţele de distribuţie MT ale

distribuitorilor sau alţi proprietari ;

- por ţiuni 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 caracteristicitrebuie 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 (U n) mai mare de 35 kV şi mai mică sau egală cu tensiunea de110 kV la o frecvenţă nominală (f n) de 50 Hz.

5.1.1.2 Tratarea neutruluiReţelele de ÎT cu tensiune nominală (U n) ≥ 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 fiecomunicată de către ENEL Consumatorului.

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



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 racordaretrebuie să fie comunicată de către ENEL la cererea Utilizatorului.

Această valoare trebuie să fie calculată conform PE 134/95 si SR EN 60909-0, în structura de reţeaN-1 (care prevede indisponibilitatea componentei sistemului electric – linie, generator, transformator de interconectare - care are influenţa major ă asupra valorilor totale ale curenţilor de scurtcircuit înpunctul 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 degenerare minimă în gol de sarcina) şi presupunând sursa de tensiune echivalentă în punctul descurtcircuit egală cu 100% din tensiunea nominală. În plus, calculul nodurilor individuale ale reţeleitrebuie 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 descurtcircuit minim în nod se efectuează raportând regula de mai sus la primul nod de alimentare înamonte 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 adefectului trebuie să fie comunicate de către ENEL Utilizatorului cu ocazia cererii de racordare şi defiecare dată când survin modificări, după cum este detaliat în 7.5.5.

Valorile maxime ale curenţilor de defect monofazat trebuie să fie calculate conform PE 134/95 si

SR EN 60909-0 şi, împreună cu timpul de eliminare a defectului, permit dimensionarea şiverificarea 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 cuprevederile SR HD 637 S1.

Priza de pământ a Utilizatorului, în funcţie de schema de racordare adoptata, trebuie să fiedimensionată 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 deeliminare 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



- 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 avalorii efective a tensiunii (tensiune declarat ă) şi a domeniului de variaţie aferent, precum şivaloarea 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 eliminareaselectivă a defectului în timpi corelaţi cu timpii proprii echipamentelor de manevr ă şi ai sistemelor de protecţie conform nivelului tehnologic actual.

În acest caz, protecţiile adoptate de ENEL nu au scopul de a proteja instala ţiile Utilizatorului; prinurmare 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 (protecţiide distanţa, protecţii diferenţiale de linie, protecţii maximale de curent, etc.) plasate de-a lungulcircuitelor electrice nu au rolul să asigure protecţia împotriva atingerilor directe. În general, acesteprotecţii care realizează întreruperea automată a circuitelor nu sunt adecvate pentru protecţiacontra atingerilor directe.

5.1.2.3 Automatizări de reţeaReţeaua 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 manevr ă;

- sisteme de teledeclansare (atât a sarcinii câtşi 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



- 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 nesimetriileprezente în reţea, Utilizatorul când este necesar, are datoria de a adopta măsuri adecvate (deexemplu să instaleze protecţii suplimentare) care să separe propria instalaţie de reţea la depăşirealimitelor setate de Utilizator. Intervenţia acestor protecţii, în cazul Producătorilor, trebuie să fiestabilită de comun acord cu ENEL (şi/sau Transelectrica pentru unităţi de produceredispecerizabile).

5.1.4 Supravegherea reţelelor de distribuţieENEL garantează funcţionarea reţelelor, în limitele capacitatilor de distributie a reţelelor respective.ENEL este responsabil de supravegherea reţelelor, de mentenanţa acestora şi de siguranţapersoanelor în limitele stabilite de legile şi normele tehnice în vigoare.

Supravegherea reţelelor de distribuţie include supervizarea stării instalaţiilor, executareamanevrelor 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 sistemede telecontrol sau prin asistenţă la faţa locului a instalaţiilor şi sunt concordate între ENEL şiTranselectrica.

Pentru necesităţile de exploatare ale reţelelor de distribuţie, criteriile pe baza cărora se executamanevrele de conectare şi deconectare ale instalaţiilor de producere cu putere mai mică de 10 MW

Î



conectare a ter ţilor şi cu Utilizatorul, defineşte numărul maxim previzibil de zile pe an de întreruperepentru 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; acestelimitări sunt comunicate în prealabil Utilizatorilor implicaţi.

Cu ocazia oricărei intervenţii de mentenanţă programată, ENEL defineşte programele dementenanţă coordonându-se cu Transelectrica, cu alţi gestionari de reţele cu obligaţie de conectarea ter ţilor şi ţinând cont de cerinţele Utilizatorilor.

În caz de intervenţii de for ţă major ă care comportă adoptarea unor scheme de reţea provizorii

ENEL poate, dacă este necesar şi pentru intervalul de timp necesar, să limiteze schimbul de puterecu 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 r ăspândite trei valori de tensiune de exploatare: 6, 10 kV şi 20 kV.Frecvenţa nominală (f n) 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 por ţiuni de reţea deMT 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 PE 134/95 si SR EN 60909-0, în funcţionareareţelei în condiţii normale, cu maximă generare MT şi curent de scurtcircuit maxim de exploatare pereţeaua ÎT.

5.2.1.5 Curent de scurtcircuit trifazat minim de exploatareValoare minimă a curentului de scurtcircuit trifazat simetric în punctul de racordare, comunicată de



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 curentuluide defect homopolar trebuie să fie declarate de către ENEL Utilizatorului pe baza parametrilor dereţea şi permit definirea dimensionării instalaţiilor de legare la pământ, conform prevederilor SR HD637 S1, SR CEI 60364-4-44, SR CEI 61200-413, SR EN 61140, SR HD 384.4.41 S2, SR HD384.4.442 S1.

În cazul sistemelor cu neutru izolat, este posibilă determinarea în mod convenţional a valorii (înAmperi) 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 calculateconform PE 134/95 si SR EN 60909-0.

În cazul sistemului cu neutru legat la pământ prin impedanţă, valoarea curentului de defectmonofazat este independentă de lungimea reţelei MT şi se defineşte în mod convenţional de cătreENEL.

Valoarea maximă

efectivă

a curentului de defect monofazatşi 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 şieventuala 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 creezetensiuni de atingere mai mari decât valorile admisibile precizate în SR HD 637 S1, în func ţie detimpul de eliminare a defectului.

5.2.1.8 Defect de tip dublă punere la pământ

Î f it t SR HD 637 S1 î l î i l d f t f t t li i t î t



5.2.2 Caracteristici de exploatare

5.2.2.1 Funcţionarea reţeleiReţelele 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 decontraalimentare există legături care sunt în mod uzual deschise, care se reconfigurează în caz dedefecte pentru a asigura continuitatea serviciului.

Pentru punctele de racordare individuale ENEL trebuie să indice tensiunea declarată şi domeniul devariaţie aferent în acord cu SR EN 50160.

NOT Ă: SR EN 50160 prevede condi ţ ii specifice (referitoare la modulul de tensiune şi la frecvenţă )de adoptat pentru sistemele electrice în condi ţ ii particulare.

5.2.2.2 Funcţionarea por ţiunilor de reţea MT de distribuţie în insulă ENEL poate să menţină temporar (de exemplu din motive de mentenanţă) în exploatare în insulă por ţiuni de reţea de MT stipulând acorduri cu proprietari de instalaţii de producere şi eventualiConsumatori (de exemplu sarcini perturbatoare sau de putere mare) racordaţi la por ţiunea de reţea

de MT. În timpul exploatării în insulă, în por ţiunea de reţea în insulă parametrii de calitate a serviciuluitrebuie 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

• U n + 10%;

• U n – 15%.

Toţi ceilalţi parametri de calitate a serviciului pot în schimb să fie afectati în funcţie decaracteristicile reţelei în insulă a sarcinilor reţelei şi de generatoarele conectate. ENEL, la definireapor ţiunilor de reţea MT care se pot exploata în insulă, trebuie să î şi ia toate măsurile menite să limiteze, pe cât posibil, afectarea parametrilor de calitate a serviciului, menţionată mai sus.

În funcţionarea por ţiunilor de reţea de MT în insulă ENEL, în calitate de coordonator, şi proprietariimai sus menţionaţi ai instalaţiilor de producere trebuie:

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



Sistemul de protecţie al reţelei MT este structurat şi coordonat astfel încât să opereze eliminareaselectivă a scurtcircuitelor 4; suprasarcinilor şi defectelor cu pământul în timpi corelaţi cu

performanţele echipamentelor de manevr ă şi ai sistemelor de protecţie pe care tehnologia le punela dispoziţie.

Nu sunt adoptate măsuri impotriva întreruperilor de fază.

În orice caz, protecţiile adoptate de ENEL nu au scopul de a proteja instala ţiile Utilizatorului; înconsecinţă protecţia acestor instalaţii este exclusiv în responsabilitatea Utilizatorului .

În plus, după cum este evidenţiat de SR HD 637 S1, releele de protecţie (la supracurenţi, la defectecu pământul, atât direcţionale cât şi nedirecţionale etc.) plasate în lungul circuitelor electrice nu suntdeloc adecvate în vederea asigur ării protecţiei împotriva atingerilor directe. În acest sens, nu suntconsiderate 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 por ţiuniide reţea unde are loc defectul.

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



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

6.1 Obiective şi reguli generale

Obiectivul racordării este de a garanta Utilizatorilor accesul la reţea, continuitatea serviciului şicalitatea tensiunii considerând eficacitatea şi siguranţa sistemului electric precum şi cerinţe specialecare pot fi susţinute cu documente ale Utilizatorului.

Racordarea corectă a instalaţiei în reţea, schemele de racordare şi configurarea instalaţiilor deracordare trebuie să asigure (prin structura legăturii, echipamentele de manevr ă şi sistemele demăsur ă, protecţie şi control) deplina compatibilitate cu reţeaua şi cu cerinţele gestionării acesteia.Soluţia de racordare analizează separat elementele componente ale instalaţiei de racordare şidefineşte 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 sigur ă locală şi globală a reţeleirespective.

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 firacordat în funcţie de tipologia, capacitatea şi cerinţele de exploatare ale instalaţieiUtilizatorului şi de cerinţele şi caracteristicile por ţiunii de reţea de distribuţie implicată;

P2. schema de racordare a instalaţiei (întrare-ieşire, antena, etc.);P3. schema de conectare (sisteme de bar ă şi echipament de manevr ă 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 următoareleparagrafe 6.3 şi 6.4.

Specificaţii ulterioare cu privire la pasul P2 sunt furnizate pentru reţeaua de ÎT la paragraful 7.1 şipentru 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 paragraful8.2.

6.3 Determinarea nivelului de tensiune şi a punctului de racordare (pasul P1)



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. Marjarestantă 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) decătre utilizatorii activi sau pasivi nu trebuie sa determine depăşirea nivelurilor de planificarea compatibilităţii electromagnetice stabilite de Codul Tehnic RET pentru reţeaua de ÎT şinivelurile 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 pentrudezechilibre.

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 descurtcircuit, calitate a tensiunii.

8. Posibilitatea de dezvoltare a reţelei în scopul satisfacerii cerinţelor de la puncteleprecedente în eventualitatea în care aceste cerinţe nu se pot satisface în mod eficace prinmodificări 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 orientative de putere care se pot racorda pe diferite niveluri de tensiuneale reţelelor de distribuţie

PutereMVA

Nivelul de tensiuneal reţelei

< 0,1 JTJT(1)

0,1 – 0,2MT

0,2 – 2,5 MTMT

2,5 – 10 ÎT

10 - 50 ÎT

>50 FÎT



valori care sunt recomandate să nu fie depăşite, pentru a respecta nivelurile de compatibilitate înreţelele de niveluri inferioare.

Limitele de emisie ale instalaţiei perturbatoare individuale trebuie să fie stabilite ţinând cont denivelul de planificare adoptat al emisiilor altor instalaţii/Utilizatori deja racordaţi la aceeaşi reţea, deemisia 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 şiposturilor 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 deproducere, 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, producţiamaximă, producţie minimă. etc.).

Soluţii diferite de aceea identificată de către ENEL şi propusă de către Utilizator pot fi evaluate, lacererea Utilizatorului, şi eventual realizate, în conformitate cu condiţiile economice şi de siguranţă infuncţionare 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;



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

Diminuarea fiabilităţii în urma unui defect pe por ţiunea 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 derivaţiaeste conectată rigid, pentru schema de racordare în derivaţie rigidă în T (în general derivaţia

în T este aceea care ofer ă fiabilitatea cea mai redusă, dintre diferitele scheme deracordare).

Diminuarea fiabilităţii din cauza lucr ărilor pe por ţiunea 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 uncircuit 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 căreiderivaţie este conectată rigid, pentru racordarea în derivaţie rigidă în T.

Diminuarea fiabilităţii în urma defectului şi a lucr ărilor pe por ţiunea 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.



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 păr ţii Utilizatorului.

Figura 1 – Racordare rigidă în derivaţie în T

Această schemă este cea mai simplă şi mai puţin costisitoare, însă reduce fiabilitatea reţelelor;aceasta ofer ă o continuitate a serviciului mai mică şi, în anumite condiţii, reduce condiţiile defuncţionare a protecţiilor la distanţă, în rapiditate şi selectivitate. Pe reţelele ÎT se poate aplica îngeneral pentru puteri pana la 20 MW, cu condiţia ca niciunul din capetele liniei să nu fie în execuţieblindată (modul hibrid, GIS, complex multifuncţional, etc). Este permisă maxim o derivaţie rigidă înT 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 par ţială) 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 separ ări la



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 celălaltsub tensiune şi o fiabilitate mai mare. În funcţionare normală, cele două scheme sunt echivalente.Pentru mentenanţă, schema cu linie de legătur ă cu dublu circuit implică nealimentarea utilizatorului întrucât intervenţia asupra unuia din circuite, în por ţiunea cu dublu circuit, necesită scoaterea dinfuncţiune 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 unasau 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, carefac obiectul paragrafelor următoare.

Figura 3 – Racordare în antenă



întreruptor pe plecarea de la bara ST. În asemenea situaţii, este necesar să se instaleze unseparator (eventual motorizat) în ST ENEL.

Din punct de vedere al fiabilităţii, racordarea în staţie adiacentă prezintă caracteristici funcţionaleanaloage cu aceea în antenă simplă.

7.1.3.3 Racordarea în antenă în celula Staţiei de Transformare

Prin racordarea în celula staţiei, se înţelege legătura instalaţiei de utilizare pentru conectare direct în celula din staţie, f ăr ă linie interpusă a ENEL.

În situaţia în care linia dintre ST Enel şi ST Utilizator, se află în proprietatea Utilizatorului, aceastaeste protejată de dispozitivele ENEL; echipamentele trebuie dimensionate la capacitate lascurtcircuit inclusiv în cazul funcţionarii protecţiilor de rezervă (în mod obişnuit, a 2 a treaptă aprotecţiei de distanţă). Utilizatorul trebuie să semneze cu Enel un drept de servitute legală pentrutrecerea liniei în interiorul terenurilor din proprietatea ENEL (în special zona ST). În cazul în carepunctul de delimitare este diferit de punctul de măsurare sunt prevăzute contoare de măsurare apierderilor.

Din punctul de vedere al fiabilităţii, racordarea pe celula din ST prezintă caracteristici funcţionaleanaloage celei în antena simplă.

7.2 Schema instalaţiei pentru racordareSchema 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 trebuiesă fie stabilită de comun acord şi cu Transelectrica.

Cerinţele reţelei sunt aceleaşi cu cele enunţate pentru alegerea punctului şi schemei de racordarecu o atenţie deosebită acordată flexibilităţii sistemelor de bare, pentru a asigura disponibilitateanecesar ă de conectare şi în timpul mentenanţei când instalaţia respectivă alimentează alţi Utilizatoricu 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 por ţiuni 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



- schema adoptată trebuie să fie aceea care, ţinând cont de punctul precedent şi respectândprescripţiile 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 delimitareşi trebuie să permită, în caz de defect în instalaţia Utilizatorului, deconectarea acestuia cudaune minime pentru reţea;

- schema trebuie să prevadă deconectarea instalaţiei Utilizatorului, prin acţionarea unuia sau

mai multor dispozitive de separare, în mod permanent sau pentru lucr ări (pe reţea sau laUtilizator) realizată în conformitate cu normele de securitate în vigoare; funcţia de separareeste obligatorie şi trebuie să separe în siguranţă instalaţia Utilizatorului din punctul dedelimitare (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 instalaţieiUtilizatorului f ăr ă a trebui să fie implicat ENEL.

7.2.1 Absenţă bareSchema instalaţiei de reţea pentru conectare cu absenţă bare pe reţeaua de ÎT se poate adoptanumai în cazul inser ării în antenă sau în derivaţie rigidă în T, în eventualitatea în care liniei desosire 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 încazul 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 echipamenterezultă, de fapt, funcţionale la punerea în siguranţă a liniei de ÎT a ENEL.

7.2.2 Sistem monobaraCu referire la echipamentele de manevr ă care condiţionează topologia reţelei şi cu schemeleadoptate în mod obişnuit pe reţea se disting, pentru sistemele de monobar ă:

- 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 bar ă sau separatoare by-pass).

Alegerea schemei normale sau reduse a echipamentelor de manevr ă, tipologia acestora(telecomandate motorizate manuale) şi prezenţa sau absenţa separatorilor de tip by pass (vezi



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 Distribuţie) disponibilitatea de a pregăti instalaţia astfel încât schema să poată să fiecompletată 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 cazulprezenţei unui întreruptor, şi din cauza defectelor).

Această soluţie reduce fiabilitatea reţelelor de ÎT, ofer ă o calitate a serviciului inferioar ă şi, înanumite 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 maimult 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 maimare de 20 MVA, sau Consumator cu o putere mai mare de 50 MW. La conectarea Sta ţiilor deTransformare (cărora li se aplică prescripţiile prevăzute în art. 11) această soluţie se poate îngeneral 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 bar ă şi eventual a unuiseparator by-pass (K1) în sistemele în intrare-ieşire (vezi Fig. 14 şi Fig. 15). Separatorul by-passrealizează separarea instalaţiei Utilizatorului, prin închiderea unui echipament dedicat, în modpermanent sau pentru lucr ări (pe reţea sau la Utilizator) ulterior deschiderii separatoarelor de linie aENEL.

Pe reţeaua de ÎT prezenţa separatorului K1 trebuie să fie evaluată de ENEL pentru fiecare caz inparte ţinând cont de necesitatea continuităţii serviciului liniei pe care este realizată racordare înschema intrare-ieşire.

7.2.2.4 Schemă cu mai mulţi Utilizatori şi schemă cu multiple bare Utilizator

Pentru conectarea mai multor Utilizatori este necesar ă dotarea barei cu separator longitudinal înscopul 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 înceea ce priveşte continuitatea şi disponibilitatea alimentării. În acest caz este de fapt posibil să seprevadă dublarea întreruptorului general, dotând bara cu separator longitudinal (K) în scopul de apermite 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



- pentru schemele care se refer ă la Producători, este indicat primul separator de legare lapământ 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 (toţiUtilizatorii) sau imediat în amonte (Producătorii) este necesar ă stabilirea unor acorduri adecvate între păr ţi, 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 deracordare, 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 concordan ţă cuconsideraţiile 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 consider ă puterea maximă simultan absorbita la Consumator şi se identifică soluţiilecorespunzătoare;

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

Tabel l 5 Sol ţii indicati e de racordare la reţelele de distrib ţie de ÎT



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 simultanabsorbita

[MW]Reţea

IL.1(Derivaţ.

în T

MR2(2)

(Intrare-ieşire reduscu nici

un întreruptor)

MR1(2)

(Intrare-ieşirereduscu1

întreruptor

ISx(Antena)

CBa(Intrare-ieşire cuo singur ă celulă

Utilizator)

CBb(Intrare-ieşirecu celulă multiplă

Utilizator

MT nc nc nc nc nc nc3-10

ÎT x(1) x x x x —10-20 ÎT x(1) x x x x x20-50 ÎT — x(3) x(3) x x x

50-100 ÎT — — — x x x

ÎT — — — x x x

C O N S

U M A T O R

>100

FÎT nc nc nc nc nc nc

Puterenominală [MVA](4)

MT nc nc nc nc nc nc3-10

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 P R O D U C Ă T O R

> 200

FÎT nc nc nc nc nc nc



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 manier ă exhaustivă toate echipamentelenecesare 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 oricelungime 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 indicatecu 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 bar ă indicate cu litera C pentru Utilizatori cu mai multe celule.

Produc ătorii:

1. separatoarele indicate cu litera A sunt necesare pentru derivaţii în cablu de oricelungime 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 Csunt în paralel;

3. întreruptoarele indicate cu litera C şi separatoarele indicate cu litera D sunt necesare

numai dacă ADM (aparat de măsur ă) 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 maimulte 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 permitelegarea la pământ în siguranţă a tuturor surselor de alimentare posibile şi deci nu sunt indicatelegăturile 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



NOTE:1. ÎN ABSENŢA DISPOZITIVULUI GENERAL (DG) SUNT ADMISE PÂNĂ LA TREI CELULE ŞI ESTE ADMIS UN



NOTE



7.4.2 Scheme monofilare pentru racordarea în antenă



NOTE1. DACĂ ESTE PREZENT UN APARAT UNIC DE MĂSURĂ (ADM) IMEDIAT ÎN AVAL DE PUNCTUL DEDELIMITARE ESTE ÎNTOTDEAUNA NECESAR DG. ESTE POSIBIL SA SE RENUNTE LA 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 ADMISUN SINGUR CIRCUIT DE TT PE BARA UTILIZATORULUI.

3. PE ÎNTRERUPTORUL FIECĂREI CELULE ACŢIONEAZĂ PROTECŢIILE PROPRII DG; ACŢIONEAZĂ ŞI



7.4.3 Scheme monofilare pentru conectare intrare-ieşire



NOTE



7.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori

7.5.1 Puncte de delimitare şi echipamente ale Utilizatorului necesare pentruracordareActivităţile de competenţa ENEL trebuie să fie separate de activităţile de competenţaUtilizatorului.

Fig. 16 prezinta în termeni generali configuraţia conectarii Utilizatorului (schema intrare-ieşire aunui Consumator).

Punctul de delimitare este locul în care instalaţiile de utilizare se delimitează ca proprietate deinstalaţiile 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 deracordare.

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 oricemoment şi f ăr ă anunţ prealabil.

În cazul Consumatorilor în interiorul construcţiei, sunt plasate echipamentele de măsurareşi/sau telemăsur ă a mărimilor electrice. În acest caz in această construcţie (conform cudispoziţiile 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 acestacces să se facă din domeniul public. Accesul în siguranţă la această clădire din partea ENELtrebuie să fie garantat în orice moment şi f ăr ă anunţ prealabil.

Orice intervenţie a personalului ENEL necesar ă pentru punerea în siguranţă a instalaţieiUtilizatorului (sau păr ţi ale acesteia) este reglementată în Convenţia de Exploatare.



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 dedelimitare, care să separe proprietatea ENEL de cea a unui sau mai mulţi Utilizatori şi definescdelimitarea în funcţie de competenţe pentru realizarea lucr ărilor şi a responsabilităţilor în

Pentru circuitele de JT de control şi protecţie în punctul de delimitare de gestiune e în generalidentificat în interfeţele specifice sau şirurile de cleme ale interfeţei



identificat în interfeţele specifice sau şirurile de cleme ale interfeţei.

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 bar ă care, în funcţie de schema deracordare, sunt necesare pentru a configura reţeaua, cât şi pentru a garantacontinuitatea, realimentarea şi flexibilitatea de gestionare a reţelei;

b. toate sistemele de protecţie, telecontrolul şi automatizările de declanşare careacţionează pe întreruptoare garantează conectarea operativă a instalaţiei Utilizatorului încondiţii posibile de funcţionare;

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

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

În ce priveşte echipamentele de reglare de tensiune şi de frecvenţă cât şi aparatele demonitorizare, de măsurare şi de telecomunicaţie între gestionarul de reţea şi Utilizator r ăspund

cerinţelor Codului Tehnic (RED şi RET).Raporturile între ENEL şi Utilizator trebuie să fie în conformitate cu regulile generale enumeratemai jos.

- Exploatarea, şi în special conducerea, păr ţilor de la litera a) precedentă trebuie să fieefectuată ţinând cont de indicaţiile ENEL, care determină configur ările de reţea prinintermediul comenzii echipamentelor de manevr ă. Intervenţia promptă şi punerea însiguranţă a instalaţiilor trebuie să fie asigurate în timpi minimi. E necesar ca aceste

elemente de manevr ă să poată să fie acţionate, de comun acord cu ENEL, în timp de 24de ore ale zilei şi pe parcursul întregului an, local sau comandate de la distanţă.

- Exploatarea păr ţilor de la litera b) precedentă trebuie să cuprindă efectuarea reglajelor laprotecţiile aferente instalaţiei de utilizare, reglaje stabilite de ENEL. În caz de funcţionarenecorespunzătoare, 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 func

ţionalitate, cât

şi restabilirea acesteia în timpi minimi.

- Gestionarea din partea Utilizatorului a echipamentelor de la litera d) trebuie să asigureaceleaşi funcţii asigurate pentru aparatele de la litera b), ţinând, oricum, cont de micilecriticităţi a timpilor de restabilire a păr ţilor de instalaţie în cauză faţă de sistemele deprotecţie şi control.

În cadrul instalaţiei de racordare, instalaţia realizată în amonte de punctul de delimitare estecompusă din echipamente de manevră şi de separare ale ENEL



compusă din echipamente de manevr ă şi de separare ale ENEL.

Pe aceeaşi bar ă 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 dispoziţiea spaţiilor necesare activităţii ENEL nu direct funcţionale pentru racordarea Utilizatorului trebuiesă fie obiectul acordurilor specifice.

Instalaţia de racordare de regulă este realizata într-un spaţiu pus la dispoziţie de către Utilizator,la care accesul este rezervat în mod exclusiv personalului ENEL.

Instalaţia Utilizatorului trebuie să fie tot timpul separabilă de restul reţelei.

7.5.3 Instalaţia de utilizare

7.5.3.1 Echipamente prevăzute

Instalaţiile de utilizare pentru racordare trebuie să rezulte ca fiind racordate la reţea prinintermediul unuia sau mai multor dispozitive de separare şi întrerupere.

În special, sunt necesare in toate cazurile echipamentele enumerate în continuare; în funcţie detipul de instalaţie ce trebuie racordat (instalaţie producător sau consumator) sunt necesaredispozitivele, specificate la 7.6.1.

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

- întreruptor general , amplasat în aval, imediat după separatorul general, care asiguradeconectarea 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 fieprevăzut pentru toate tipologiile de Utilizatori11. Cu toate acestea, întreruptorul generalpoate să fie omis dacă sunt respectate următoarele condiţii:

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

− pe bar ă sunt introduse max. trei celule echipate cu transformatoare demăsurare/protecţie imediat în aval după întreruptorul respectiv;

− instalaţia de utilizare nu este racordata în derivaţie rigidă sau cu scheme redusepe o por ţiune de reţea unde să fie adoptată o protecţie diferenţială delinie12;protectia diferentială de linie e necesara când liniile sunt realizate în cablusau aerian cu lungime < 10 km.

D î t t l i l îi li f ţiil t ib it î d l t t

- întreruptoarele, separatoarele şi sistemele de bar ă;- sistemele de protecţie telecontrolul şi automatizările de declanşare;



sistemele de protecţie, telecontrolul şi automatizările de declanşare;- întreruptoarele necesare deconectării Utilizatorului de la reţea;

- aparatele de monitorizare, de măsurare şi a telecomunicaţie care garantează fluxul dedate între ENEL şi Utilizator.

Echipamentele de reglare de tensiune şi frecvenţă cât şi aparatele de monitorizare, demăsurare 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 laactivitatea 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 compatibilcu 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 deracordare (de ex. tensiune şi curent nominal, curent de scurtcircuit, etc.).

Dimensiunile suprafeţelor ocupate de către instalaţii şi de către construcţii trebuie să fie în aşafel încât să respecte distanţele de protecţie şi siguranţă stabilită de către Ord. ANRE 4/2007modificat 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 careinteresează sistemele şi echipamentele, şi reglementarile impuse de evoluţia standardelor internaţionale adoptate. În acest caz e necesar ă modificarea instalaţiilor şi echipamentelor pringrija ENEL, respectiv a Utilizatorului pentru cele din gestiunea sa. Utilizatorului îi va fi acordatao perioada necesar ă pentru adecvarea propriilor instalaţii şi echipamente prin acorduri încheiate între păr ţi.

7.5.4 Puncte de racordare multiple şi alimentare de rezervă Funcţionarea în paralel cu diferite puncte de racordare a instalaţiei de utilizare estereglementată de către ENEL.

Î

Pentru a evita întreruperea serviciului de distribuţie în perioada de schimbare a stării electrice areţelei, prin acord prealabil între ENEL şi Utilizator, este admisa funcţionarea tranzitorie în



eţe e , p aco d p ea ab t e ş Ut ato , este ad sa u cţ o a ea t a to eparalel, numai pe perioada manevrelor sau doar prin sisteme de automatizare care să verifice

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 manevr ă şi de telecomandă a întreruptoarelor şi trebuie să fiestabilită cu ENEL.

7.5.5 Instalaţia de legare la pământ

7.5.5.1 DimensionareInstalaţia 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 bazainformaţiilor furnizate de către ENEL referitoare la: legarea maselor, a maselor str ăine, aechipamentelor, a construcţiilor şi a oricăror alte elemente care influenţează tensiunile deatingere 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 pământdatorată conductoarelor de protecţie/însoţire sau a ecranelor cablurilor, conform cerintelor dinSR HD 637 S1. Printr-un acord prealabil incheiat intre ENEL si Utilizator, pentru evitareatransmiterii unor potenţiale periculoase, se vor stabili masurile concrete necesare (de ex. modulde legare la pamant a cablurilor la un capat sau la ambele capete, etc.). În acest caz, ENELtrebuie 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 decătre Utilizator în baza valorii curent IE (după cum e definită în SR HD 637 S1) şi a timpului deeliminare a defectului.

ENEL trebuie să furnizeze Utilizatorului, la cererea acestuia, valoarea curentului de defectmonofazat IF (după cum e definită în SR HD 637 S1) şi timpul de eliminare a defectului (vezi şi în 5.1.1.8).

Verificarea iniţială a instalaţiei de legare la pământ a instalaţiei de racordare este decompetenţa ENEL şi va fi efectuată prin grija acestuia13; reprezentanţii Utilizatorului pot să



p ţ ş p g j ; p ţ pasiste la aceste verificări. E de dorit ca verificările celor doua instalatii (de utilizare si de

racordare) să se desf ăşoare prin acord prealabil între păr ţi, pentru că, în mod normal,efectuarea acestor măsur ători implică folosirea unei prize de pământ auxiliare pentru închidereacircuitului curentului de măsurare cu legături provizorii (circuit prin injecţie de curent); ENELpune la dispoziţie (prin acorduri prealabile cu Utilizatorul) o linie proprie de alimentare, cât şiinstalaţia de legare la pământ a unei instalaţii auxiliare la care, circuitul de curent este prizaauxiliara de curent.

Înainte de punere în funcţie, Utilizatorul transmite ENEL o copie a Declaraţiei de conformitateeliberată 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 referala măsurarea tensiunilor de atingere şi de pas (pentru instalaţia de utilizare), emis de Executantcare trebuie să-l dea Utilizatorului în baza unei convenţii contractuale care se va introduce înmod explicit în acordurile dintre Utilizator şi Executant. ENEL are dreptul de a asista la acesteverificări conform legislaţiei în vigoare.

Verificările periodice a instalaţiei de legare la pământ a instalaţiei de utilizare intra înresponsabilitatea Utilizatorului, care va transmite la ENEL copia buletinului de verificare cuverificările efectuate în conformitate cu SR HD 637 S1 14.

ENEL va comunica Utilizatorului variaţiile semnificative şi permanente ale valorilor curentului dedefect monofazat şi/sau timpul de eliminare a defectului prin intermediul unei scrisorirecomandate transmise cu aviz de primire. (Anexa L).

Pentru a comunica Utilizatorului valoarea curentului de defect monofazat, ENEL, careexploatează reţeaua de înaltă tensiune, trebuie să menţină actualizate datele cu frecvenţamăsur ătorilor cel puţin anuale.

Calculul se face cu referire la starea electrică normală de funcţionare normală a reţelei de ÎT; nuse vor lua în considerare, situaţii care nu sunt permanente, de ex. defecte, modificări deconfiguraţie .

Prin variaţie semnificativă şi permanentă a timpului de intervenţie, se înţelege orice tip devariaţie (crescătoare) a timpului de intervenţie.

În cazul curentului de defect, prin variaţie semnificativă şi permanentă, se înţelege o variaţiestabilă (de ex. creştere semnificativă a curentului ca urmare a apariţiei de linii noi sau staţii, sauinstalaţii de producere) a curentului de defect monofazat superioară valorii deja comunicate

Utilizatorul r ămâne proprietarul exclusiv şi responsabil a instalaţiei legare la pământ, inclusivpentru mentenanţă, exploatare şi eventuale alte prevederi de racordare necesare pentru



încadrarea in limitele de securitate, fiind excluse extinderile sau modificările instalaţiei efectuate

de către ENEL

16

.7.5.5.3 Racordări la alte instalaţii de legare la pământ

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

7.5.6 Responsabilităţi privind securitatea

ENEL şi Utilizatorul adoptă reguli de securitate pentru executarea lucr ărilor 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 lucr ărilor de mentenanţaProgramele de mentenanţă ale instalaţiei de utilizare care pot afecta buna funcţionare ainstalaţiei de racordare trebuie stabilite de comun acord şi aprobate de către ENEL, pentru a fipuse 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 lucr ări proprii cu cele ale ENEL, respectând programelestabilite de comun acord.

Programele de mentenanţă ale tuturor celorlalte elemente de reţea (relee, sisteme decomunicaţie, 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 auxiliareUtilizatorul 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

În cazul racordarii în schema intrare – ieşire, faţă de alimentarea de rezervă pusă la dispoziţiede Utilizator, r ămâne la latitudinea ENEL să dispună o alimentare ulterioar ă, pentru servicii



auxiliare, racordata la o reţea de MT sau de JT pentru alimentarea de rezerva, în func ţie de

condiţiile stabilite de către ANRE.7.5.9 Caracteristicile suprafeţelor şi spatiile aferente instalaţiei de racordarePentru realizarea instalaţiei de racordare Utilizatorul trebuie să pună la dispoziţia ENEL unspaţiu echipat corespunzător, în care trebuie să fie realizată şi construcţia pentru serviciileauxiliare. Cu privire la acest fapt, se precizează următoarele:

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

- Racordare în antenă din Staţ ia de Transformare: suprafaţa care va fi pusa ladispoziţie este necesara pentru un eventual separator (şi măsurare în caz deConsumator).

- Racordare în derivaţ ie 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 terenulnecesar instalaţiei de racordare se obţine prin grija Utilizatorului.

În cazul racordării în antenă sau în derivaţie T, e opţiunea ENEL de a solicita ca suprafeţeledestinate instalaţiei de reţea pentru racordare să permită dezvoltarea unei viitoare racordări înintrare – ieşire.

Suprafeţele în discuţie r ămân în proprietatea Utilizatorului cu cesionare pentru Enel, cu dreptde uz si servitute , pe toată durata existentei capacitatii energetice.

Atunci când ENEL consider ă necesar să î şi asigure disponibilitatea suprafeţei pentru propriileexigenţe chiar şi în eventualitatea unei încetări a racordării Utilizatorului, trebuie să fie stipulatun act de servitute nestr ămutabilă, cu opţiunea de achiziţionare a terenului cu drept depreemţiune (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 cumpăr ători.)

Suprafaţa pusa la dispoziţia ENEL trebuie să aibă acces direct din domeniul public; încazul racordării în antenă sau în T, atunci când această suprafaţa este pe proprietatea

Utilizatorului accesul în siguranţă din partea ENEL (cu mijloace specifice pentruoperaţiile pe care trebuie să le îndeplinească) trebuie să fie garantat în orice moment şif ăr ă preaviz.

Suprafeţele trebuie să fie prevăzute cu iluminat extern comandat de un întrerupător cu senzor

- accesul la staţia ENEL trebuie să fie direct din domeniul public şi să se realizezeprintr-o poartă de tip culisant, care să permită intrarea cu o autoutilitar ă cu capacitated â ă l 10 t lăţi d l ţi 5 t i ă t ţii i l



de până la 10 tone, cu lăţime de cel puţin 5 metri, necesar ă pentru reparaţii speciale

ale instalaţiilor, sau pentru exigente de siguranţă industrială; se poate deroga de laacest principiu doar dacă va fi garantat tot timpul personalului ENEL accesul rapid şi însiguranţă la instalaţiile de competenţa acestuia.

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

Construcţia trebuie să fie în conformitate cu cerintele tehnice si legale care sunt în vigoare,trebuie să aibă caracteristici statice, mecanice şi structurale (de ex. protejate împotriva agenţilor atmosferici) adecvate utilizarii sale, în funcţie de ceea ce este 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 3,5m, înălţime 2,8 m), pentru măsura de ÎT care trebuie să fie realizată cu uşi distinctedotate 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 parteaENEL); 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 spa ţiupentru bateria staţionar ă de la servicii auxiliare (dimensiuni indicative 2,0 m x 3,5 m x2,8 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 cuSR 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 for ţa) cât şi cu climatizare pentru var ă şi iarnă.

7.5.10 Caracteristicile componentelor electricePrescripţiile următoare se aplică la instalaţia de reţea pentru racordare şi la instalaţia deutilizare.

Toate păr ţile din instalaţie şi toate echipamentele trebuie să corespundă normelor în vigoare sitrebuie să fie în conformitate cu procesul verbal de recepţie finala a staţiei. Păr ţile importantedin 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 sisecundare trebuie să prezinte caracteristici de funcţionare şi suprasarcină, permanentă sautranzitorie, corespunzătoare caracteristicilor nominale şi curenţilor maximi de scurtcircuit ale

7.5.12.1 Criterii generaleSistemele de protecţie ale Utilizatorului şi ale reţelei trebuie să:



- contribuie la identificarea sigur ă 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.

Alegerea sistemului de protecţie al Utilizatorului (pentru aspectele importante pentru reţeaua de

distribuţie) trebuie să fie efectuata urmărind indicaţiile ENEL, ţinând cont printre altele, deurmătoarele aspecte:

- starea protecţiilor în staţiile limitrofe;

- scheme de racordare;

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

- caracteristici de legătur ă

(linie aeriană, în cablu, mixt

ă).

Caracteristicile şi tipologia releelor ce se utilizeaza trebuie să ţină cont de tipul instalaţieiUtilizatorului (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 lipseiintervenţiei 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 deprotecţie din competenţa acestuia. În caz de funcţionare necorespunzătoare a sistemului deprotecţie de la Utilizator, ENEL şi Transelectrica au dreptul de a cere revizia sistemului şiimediata adoptare a prevederilor corective.

În ce priveşte informaţiile pe care Utilizatorul trebuie să le furnizeze ENEL (şi Transelectrica),acestea sunt specificate în Ord. 35/2004 Codul tehnic RET – revizia 1 Ord. 20/2004 şi Ord.51/2009 pentru Producători; pentru ceilalţi Utilizatori aceste informaţiile constau în semnalizăride demarare şi declanşare a protecţiilor, cât şi în eventuale diagrame de laosciloperturbografele prezente în instalaţie.

Echipamentele din instalaţia Utilizatorului trebuie să fie protejate împotriva solicitărilor datoratedefectelor neeliminate de protecţiile de reţea (ca de ex. defecte longitudinale17). Acesteechipamente trebuie să reziste la solicitările datorate defectelor de reţea şi la eventualele

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

- circuite pentru comanda declanşării întreruptorului.



SPG trebuie să fie în măsur ă să funcţioneze corect pe tot domeniul de variaţie a curentului şi atensiunii 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 selectivdoar a păr ţii cu defect din instalaţia Utilizatorului, compatibilă cu schema de racordare adoptată,f ăr ă să implice păr ţi de reţea sau alţi Utilizatori în mod direct sau indirect racordaţi.

Aceste protecţii (Protecţie Generală, PG în continuare) trebuie să acţioneze pe întreruptorulgeneral (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 dispozitivulgeneral în caz de lipsă de tensiune auxiliar ă, de exemplu realizată cu un releu deminimă tensiune.

Atunci când nu e garantată tot timpul imediata posibilitate de manevr ă20 a întreruptoruluigeneral (DG) la cererea ENEL, e dreptul ENEL de a-i cere Utilizatorului instalarea unui releu deminimă de tensiune cu acţiune temporizată, în măsur ă să deschidă întreruptorul general caurmare a unei nealimentări prelungite a instalaţiei proprii.

Dat fiind specificul funcţiilor care trebuie să fie garantate de PG în raport cu caracteristicilespeciale ale reţelei de ÎT de distribuţie, cât şi necesitatea cu grad înalt de fiabilitate şi rapiditatea intervenţiei pe care această protecţie trebuie să o garanteze, în anexa C se descriu detaliatcerinţele Sistemului de Protecţie Generală.

7.5.12.3 Reglajul dispozitivelor de protecţieReglajele tuturor protecţiilor electrice, principale şi de rezervă, oriunde instalate (în staţii/post detransformare, în instalaţia de racordare, în instalaţia Producătorului), care să condiţionezeeliminarea defectelor pe reţea sunt stabilite de către ENEL prin intermediul procedurilor codificate, de comun acord cu Transelectrica, în conformitate cu prevederile din CodurileTehnice RED şi RET.

In acest scop ENEL şi Utilizatorul, trebuie să schimbe informaţiile necesare.

7.5.12.4 Intervenţii pe dispozitivele de protecţieReglajul protecţiilor generale depinde de caracteristicile instalaţiei Utilizatorului şi de reţeaua dealimentare Valorile de reglaj a protecţiilor generale trebuie să fie setate de către Utilizator în

Utilizatorul e obligat să adapteze protecţiile din propriile instalaţii, care pot influenta corectafuncţionare a reţelei având caracteristici insuficiente pentru a corespunde prevederilor



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 instalaţieiUtilizatorului şi a reţelei, tipul de reanclanşare (unipolar ă, tripolar ă, uni – tripolar ă) ce trebuieadoptată, iar acolo unde e necesar, condiţii de paralelism, în funcţie de prevederile conţinute înCodul Tehnic RED.

Aceste alegeri trebuie să fie f ăcute în funcţie de criteriile adoptate uzual pentru liniile de lareţeaua de distribuţie/transport cu nivel egal de tensiune.

În general, reanclanşarea temporizata tripolar ă nu se adoptă la legăturile directe aferente pentruProducători, pentru a evita solicitările mecanice inadmisibile pe generatoarele prezente, şi întronsoanele succesive de reţea. În cazuri speciale, reanclanşarea rapidă tripolar ă poate să fieadoptată şi în vecinătatea Producătorilor, stabilind criterii oportune de funcţionare în siguranţa.

În alternativă, poate să fie cerută declanşarea şi reanclanşarea uni – tripolar ă, chiar adecvând întreruptoarele de la reţeaua existentă. Pe celulele de ÎT aferente liniilor în cablu de regula nuse activează dispozitivul RAR.

Proprietarul fiecărei componente sau echipament garantează corespondenţa componentei saua 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 centraleşi 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 înf ăşurare cuconexiunea în triunghi.

7.5.14 Sisteme de comunicaţieUtilizatorul trebuie să transmită la ENEL, dacă acesta îi solicita, semnalizările şi măsur ătorilestabilite 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, telefonieşi telecomenzi trebuie să fie compatibile cu cerinţele din Codurile tehnice RED şi RET.

7.6 Reguli tehnice de racordare pentru ConsumatoriPrevederile prezentului paragraf se aplică la toate echipamentele electrice racordate direct lareţeaua care preiau energie pentru utilizare proprie prin racordări unice (un singur punct de



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, înaşa fel încât să asigure o deconectare selectiva de sarcină minima (în MW) necesar ă pentru arestabili frecvenţa nominală. În acest scop, la cererea DET, vor fi instalate de către ENEL înpropriile 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 aleUtilizatorilor.

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 înfaza de racordare, sau în faza următoare, în funcţie de evoluţia Planurilor de securitate asistemului.

În cazul Utilizatorilor care se pot întrerupe, trebuie să se respecte prevederile conţinute în CodulTehnic 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 decomun acord în Contractul de Distribuţie, cu respectarea normativelor tehnice în vigoare şi aCodului Tehnic RED.

7.7 Reguli tehnice de racordare pentru ProducătoriRacordarea 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 reţeauade ÎT, sunt prezentate în continuare.

7.7.1 Prescripţii generale

În cazul folosirii protecţiilor diferenţiale longitudinale de linie, echipamentele de la capete trebuiesă fie identice (acelaşi fabricant şi acelaşi tip).



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

- întreruptor de interfaţă, în măsur ă să asigure separarea unei por ţiuni de reţea aProducătorului cuprinzând eventuale linii, unul sau mai multe generatoare, eventualelesarcini 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 suntdefinite de ANRE (Codul Tehnic RED, Cod Tehnic RET şi Ord. 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

Alegerea sistemului de protecţie şi a reglării necesare grupurilor de generare trebuie să fieefectuată în mod coordonat intre ENEL şi DET în baza a ceea ce e prevăzut în Codul Tehnic

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 Ord51/2009; acestea trebuie să izoleze rapid defectul în aşa fel încât să minimizeze perturbaţiile



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 interfataeste necesara în următoarele cazuri:

- funcţionare în reţea separată, cuprinzând şi cazul separ ării temporare a reţelei prinefectul de deschidere şi succesiva reanclanşare rapidă tripolar ă pe întreruptoarele dereţea puse la instalaţia Utilizatorului;

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

Deconectarea grupurilor trebuie să se realizeze prin intermediul intervenţiei protecţiei deinterfaţă, a căror cerinţe funcţionale sunt precizate în Anexa E.

Instalaţiile conectate, direct sau prin intermediul unei linii, trebuie sa fie dotate cu protec ţii împotriva refuzului de declanşare întreruptor. Instalaţia Utilizatorului trebuie să fie pregatita cu

posibilitatea de a primi comandă de declanşare, care va fi redirecţionata către întreruptoareledestinate să elimine contribuţia generatoarelor la defect.

Convenţia de Exploatare stabileste modalităţile de deconectare la defecte externe care permitreanclanşarea rapidă tripolar ă chiar şi în apropierea grupurilor.

În toate situaţiile şi racordările, cu exceptia centralelor eoliene, Producătorul va continuaalimentarea instalaţiei sale interne in insula.

Liniile de ÎT aferente instalaţiei de racordare trebuie să fie protejate în funcţie de criteriileadoptate de către DET pentru liniile din reţeaua de transport/distribuţie cu acelaşi nivel detensiune.

În instalaţia de racordare trebuie să fie instalate întreruptoare în măsur ă să întrerupă curentulmaxim de scurtcircuit, provenit de la reţea sau de la instalaţia Utilizatorului, calculat de ENEL.

7.7.3 Producători dispecerizabiliPentru 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

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



ş , p ţ

- înregistr ări cronologice a evenimentelor;- înregistr ări ale semnalelor locale.

7.7.6 Limite de schimb de putere reactivă Regimul de schimb al puterii reactive este definit de normele în vigoare şi de Codurile TehniceRED şi RET. Eventualele regimuri diferite derivate din exigenţe speciale datorate tipologieiinstalaţiei 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 utilizareAtunci când sistemele interne de utilizare nu cuprind unităţi de generare, se aplică regulile de laparagraful 7.5 şi 7.6 ; atunci când cuprind unităţi de generare, este necesar să se aplice ceeace este prevăzut în 7.5 şi 7.6.2.

Partea 4 – Reguli de racordare la reţeaua de MT



8 Racordarea la reţeaua de MT8.1 Scheme de racordareSchemele de principiu corespunzătoare conectării în reţeaua ENEL a instalaţiilor de racordaresunt prezentate în Fig. 18 (unde în stânga este prezentată situaţia înainte de racordare şi îndreapta situaţia după racordare a noului Utilizator).

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 liniiexistente, în aşa fel ca să se realizeze două tronsoane de linie racordate intre două posturi detransformare distincte Această schemă permite în general realimentarea Utilizatorului



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 permiteracordarea unui Utilizator. Această schemă de racordare poate să fie adoptată atunci cândschemele de racordare dintr-o linie existentă nu sunt admise din punct de vedere tehnic. Spaţiuldestinat instalaţiei de racordare trebuie să permită o extindere pentru echipamentele necesareunei racordări ulterioare în 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 unuitronson de linie conectat la bare de MT dintr-un post de distribuţie existent. Spaţiul destinatinstalaţiei de racordare trebuie să permită o extindere pentru echipamentele necesare uneiracordări ulterioare în schema intrare – ieşire.

8.1.4 Racordare în antenă

prin EDM (eventual adă

ugat în post existent) în lungulunei linii existente (schema C)Prin racordare în antenă cu echipamente de manevr ă - EDM (eventual adăugat în post, parteaA în Fig. 18) în lungul unei linii existente, se în ţelege racordarea prin intermediul unui EDM învecinătatea unei linii existente. Plecând de la EDM, se prevede o linie dedicată pentrualimentarea unui Utilizator. Eventualul spaţiu dedicat pentru EDM. trebuie să permită oextindere pentru echipamentele necesare unei racordări ulterioare în 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 deMT existentă a unui tronson de linie doar cu un singur întreruptor în instala ţia de racordare.Această schemă este cea mai simplă şi mai puţin costisitoare, însă reduce fiabilitatea reţelei; inaceasta schemă scade continuitatea în alimentare. Racordarea în T rigidă se poate face doar însituaţii excepţionale.

8.2 Schema instalaţiei de racordareIndiferent de soluţia de racordare, în punctul de delimitare (SC) se aplica schema instalaţiei dinFig. 19. Plecând de la cablul de MT în aval de punctul de delimitare, figura indică schemainstalaţiei de utilizare pentru racordare, instalaţia de racordare (D) realizată pentru a conectainstalaţia Utilizatorului (U) Dispunerea echipamentelor de măsurare se referă la cazul general



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

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

Legenda:D – spaţ iu pentru instalaţ ia de racordareM – spaţ iu sau nişă pentru instalaţ ia de măsurareU – spaţ iu pentru instalaţ ia de utilizare



p ţ p ţ

SL – celulă de linieSC – celulă de delimitareC – punct de delimitare1 – grup de măsur ă 2 – dispozitiv general al Utilizatorului3 – spaţ iu prezent/de prevăzut pentru racordare în schema intrare – ieşire

8.2.1 Dispozitive de legare la pământ aferente racordăriiPentru aceste scheme de racordare (Fig. 19, Fig. 20, Fig 20A) manevrele ulterioare deexploatare şi/sau de mentenanţă se efectuează conform SR EN 50110-1 şi SR EN 50110-2,IPSSM–01/2007 privind lucr ările 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

por ţiunii 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 delegatura dintre instalatia Enel si instalatia Utilizatorului; în acest caz, daca Utilizatorul cereintervenţia 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 dedelimitare a ENEL (indicat prin SC în Fig. 19), permitand astfel închiderea primului separator delegare la pământ din instalatia Utilizatorului.Utilizatorul va verifica şi el lipsa tensiunii pe cablul de legatura înainte de a realiza legarea lapământ a acestui separator. Pe acest separator de legare la pământ, trebuie să existeurmătoarea inscripţie:

"SEPARATOR MANEVRABIL DOAR DUPĂ INTERVENŢIA ENEL"

În general, operaţiile cu ocazia legarii la pământ a cablului de legătur ă sunt realizate de cătrefiecare (Utilizator şi ENEL) pentru instalaţia din competenţă

8.3 Soluţii de racordare În acest paragraf, sunt evidenţiate criteriile de stabilire a soluţiei de racordare evidenţiindu-sedoar schemele electrice ale instalaţiilor de racordare care asigura interfaţa cu instalaţiile



Utilizatorului. Tab. 6 prezintă indicaţii generale privind alegerea schemelor de racordare, înfuncţie de tipul Utilizatorului (Consumator sau Producător), acestea nefiind exhaustive.

Criteriul de alegere a schemelor de racordare prezentate în Tabel are la baza consideraţiileprivind fiabilitatea şi flexibilitatea reţelei, prezentate la paragraful 6.4.2.

Tabelul 6 – Soluţii de racordare la reţeaua de distribuţie de MT

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 – 10 20 2020/6 (10) kV

20/0,4 kV

D 0,1 – 2,52010*

6* 6*- 20

20/0,4 kV10/0,4 kV6/0,4 kV

E 0,03 - 0,10,4MT

0,4 MT/0,4 kV

F < 0,03 0,4 0,4

Legenda* tensiune existentă, dar care nu se mai dezvoltă

D B2 C A B1Puterea simultan

absorbita[MW]

Reţea

Derivaţie în TRadial din PT

existentRadial înderivaţie Intrare-Iesire Radial din ST

JT e e e e e0,1 - 0,2*

MT X X X X –o

r i

D B2 C A B1 Puterea instalata

[MVA] Reţea

Derivaţie în TRadial din PT Radial în

Intrare-Iesire Radial din ST



Derivaţie în T existent derivaţie

Intrare Iesire Radial din ST

JT e e e e e0,1 - 0,2*

MT X (1) X X X –

0,2 - 1 MT – X X X X

1 – 2,5 MT – – – X X P r o d u c ă t o r i

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 de200 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 singur ă celulă (caz general aplicabil tuturor Utilizatorilor)Pentru instalaţiile racordate la MT, instalaţiile de utilizare constau în :

- cablu de legătur ă;

- dispozitiv/e general/e (DG).

Schemele din Fig. 19 şi Fig. 20 prezintă cum cablul de legătur ă şi partea de reţea de MT înamonte de primul dispozitiv de protecţie al Utilizatorului sunt protejate de întreruptorul ENELinstalat în Staţia de Transformare/Punct de alimentare. Pentru a preveni probabilitatea minimade defect pe această por ţiune de instalaţie, trebuie să se respecte prevederile prezentuluiarticol. În special, partea de instalaţie indicată cu numărul 2 în Fig. 19 şi în Fig. 20 (care nucuprinde toată instalaţia de utilizare r ămasă) poate să fie realizată exclusiv în modurile ilustrateî ti S h l lifi t di Fi 21 Fi 22 i Fi 23 i tă hi t l

automat sau de TC26, acestea vor trebui protejate pe partea de MT, cu un IMS combinat cufuzibili (In ≤ 6,3 A) pentru protecţia primarului TT; daca cele trei TT sunt conectate în aval deDG şi TC, nu sunt restricţii privind protecţia circuitului primar a acestor TT. Indiferent de modulde 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 homopolar ă) în 51N (protecţie maximala de curenthomopolar), menţinând valorile setate în funcţie de treapta de intervenţie a curentuluihomopolar.

Revenirea protecţiei 67N trebuie să se efectueze în cel mai scurt timp posibil (timp minimnecesar 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 înf ăşurare primar ă (de ex. TC de tip toroidal), acestea pot să fieinstalate 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 dementenanta sau de defectare a TC, pentru legarea la pamant a cablului de legătur ă.

Orice intervenţie a personalului ENEL necesar ă pentru legarea la pământ a instalaţiei

Utilizatorului (sau păr ţi ale acesteia) trebuie să fie reglementată în Convenţia de Exploatare.

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 să lipsească încondiţiile următoare:



- funcţiile atribuite DG sunt îndeplinite de întreruptoarele conectate la bara Utilizatorului(dispozitiv de celulă);- cablul de legătur ă are terminalul legat la şirul de cleme în amonte de primul separator

din Fig. 22.Pentru acest tip de instalaţie, este admisă configurarea din următoarea Fig. 22, doar dacă suntrespectate următoarele condiţii:

- modul compact de MT (monobloc), unic, care conţine două celule de consumator (esteexclusa construcţia cu bare rigide);

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

În funcţie de protecţia necesar ă (detaliată la paragraful 8.5.12), este necesar să se completezeschema cu trei TT. Daca cele trei TT sunt legate la barele de MT în amonte de întreruptor saude 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 şiTC, nu sunt restricţii privind protecţia primar ă a acestor TT. Indiferent de modul de montare acelor trei TT, intervenţia fuzibilelor IMS şi/sau a protecţiilor din circuitele secundare, trebuie, înfiecare caz să determine declansarea DG, sau comutarea functiilor protecţiei 67N (protecţiehomopolar ă direcţională) în 51N (protecţie maximală de curent homopolar), menţinând valorilesetate in functie de treapta de intervenţie a curentului homopolar.

Revenirea protecţiei 67N trebuie să se efectueze în cel mai scurt timp posibil (timp minimnecesar pentru înlocuirea elementului defect) în aşa fel încât să se evite declanşăriintempestive, în cazul unui defect monofazat extern reţelei Consumatorului.



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>> ininstalaţia Utilizatorului (treapta I > prezent la cererea ENEL) va fi efectuată cu relee careechipează fiecare dispozitiv de celulă, impunând ca suma treptelor fiecărui releu să respecterestricţiile impuse de ENEL. În alternativă, protecţia poate să fie realizată însumând semnalelesecundare 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" acelor doua întreruptoare automate (DG) din aval, adică trebuie să conţină un întreruptor demanevr ă - separator manevrabil sub sarcină (IMS).

8.5 Reguli tehnice de racordare comune tuturor categoriilor de Utilizatori În paragraful următor se indica reguli tehnice de racordare aplicabile la instalaţia de utilizarepentru racordarea tuturor categoriilor de Utilizatori. Specificaţii ulterioare sunt conţinute înparagrafele dedicate categoriei de Consumatori (paragraful 8) i la categoria de Produc tor



ş ă(paragraful 8.7).

8.5.1 Punct de delimitare, puncte de delimitare de gestiune şi de exploatareIdentificarea limitelor de competenţă funcţională, deci totalitatea de instalaţii şi echipamente acăror 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 clar ă a responsabilităţilor aferente conducerii şi mentenanţei fiecăruiechipament de manevr ă cu scopul asigur ării securităţii personalului pe parcursullucr ărilor 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 manevr ă, care fac parte dininstalaţia de racordare, să fie permanent accesibile reprezentanţilor ENEL pe tot parcursulanului.

Din acest motiv, activităţile ENEL trebuie să fie separate de activităţile desf ăşurate de Utilizator. În acest scop limitele şi instalaţiile trebuie să fie realizate în conformitate cu ceea ce e prevăzutla acest paragraf.

În punctul de conexiune/postul de transformare, este identificată instalaţia de racordarecompusă din totalitatea echipamentelor şi a elementelor de manevr ă necesare pentruconectarea instalaţiei Utilizatorului la reţeaua ENEL, instalate între punctul de racordare al linieişi punctul de delimitare (vezi Fig. 19 şi Fig. 20).

Punctul de delimitare este situat în instalaţia de racordare, şi este definit de clemele în aval dedispozitivul de separare al ENEL, care alimentează instalaţia Utilizatorului, la care se

conecteaza terminalele cablului de legătur ă; acesta constituie punctul de delimitare întreinstalaţia de racordare, în proprietate ENEL, şi instalaţia de utilizare pentru conectare, aflată inproprietatea Utilizatorului.Instalaţia Utilizatorului este compusă, în general, din echipamente, linii, motoare, receptoare şigeneratoare proprietate a Utilizatorului necesare pentru activitatea proprie

− 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.

P l l i ENEL i i l d i i



Pentru o exploatare corecta a reţelei ENEL sunt importante sistemele de protecţie şiautomatizările care intervin asupra echipamentelor de manevr ă ale Utilizatorului (vezi paragraful8.4). Mentenanţa acestor sisteme de protecţie şi automatizări trebuie să fie efectuată de cătreUtilizator.

8.5.2 Instalaţia de racordareProiectarea, construcţia, mentenanţa, repararea şi exploatarea instalaţiei de racordare este înresponsabilitatea ENEL, conform Codului Tehnic RED.

Conform celor de mai sus instalaţia de racordare este compusă din echipamente de manevr ă şiseparare care apar ţin ENEL. Pe aceeaşi bar ă de MT, care face parte din instalaţia deracordare, 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 acestcaz, 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 instalaţiede 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 lapământ a Utilizatorului.

Instalaţia de racordare este amplasata într-un spaţiu pus la dispoziţie de Utilizator (compartiment de racordare), unde accesul este rezervat exclusiv personalului operativ alENEL.

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 înapropierea punctului de delimitare trebuie să aibă caracteristici tehnice minime conformeprevederilor din 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 saumai multor echipamente de separare şi întrerupere.

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

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

Î d it di iti l i l (DG) f ţiil t ib it î d l t i



- În caz de omitere a dispozitivului general (DG), funcţiile atribuite în mod normal acestuidispozitiv sunt preluate de către dispozitivele montate pe bara Utilizator (dispozitive de celul ă),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 şimodalitatea de operare sa fie stabilită prin Convenţia de Exploatare.

8.5.3.2 Criterii de dimensionare

Delimitarea între Utilizator şi ENEL, în ceea ce priveşte responsabilitatea exploatării, cu privirela activitatea de conducere şi mentenanţă a instalaţiei de racordare, trebuie să poată fi bineidentificată 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 dinreţeaua ENEL.

Cablul de legatur ă MT, cu terminalele de la capete, trebuie să fie cât mai scurt posibil (maxim20 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 (cuacord prealabil al ENEL) derogarea de la prezentele prevederi, dacă se foloseşte un cablu,tronson unic cu protecţie mecanică suplimentara. (vezi NTE 007/08/00 Normativ pentruproiectarea şi executarea reţelelor de cabluri electrice – Ord. 38/2008).

Caracteristicile electrice (curent admisibil de scurtă durată, capacitate de întrerupere, tensiunenominală, nivel de izolaţie, etc.) ale echipamentelor (întreruptoare, întreruptoare de manevr ă –separator, cabluri, izolatoare, etc.) care compun instalaţia trebuie să fie adecvate tipului deinstalaţie şi cerinţelor ENEL.

Pentru dimensionarea corespunzătoare a instalaţiei de utilizare (consum/evacuare) ENELfurnizează 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 instala ţieiUtilizatorului, ci aceea de a asigura selectivitatea fata de protecţiile de reţea.

Când sunt prevăzute puncte de racordare multiple şi/sau surse auxiliare constituite de grupurigeneratoare pentru alimentare de rezervă (de ex. grupuri electrogene) şi/sau surseneîntreruptibile (UPS), ca rezerva la sursa principala, Utilizatorul are obligaţia sa prevadă inpropria instalaţie sisteme de interblocare, între elementele de manevr ă ale reţelei si cele din

instalaţia de utilizare pentru a evita funcţionarea în paralel a celor doua sisteme



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 aUtilizatorului alimentată de la sursa auxiliara şi restul instalaţiei Utilizatorului, două dispozitiveinterblocate în mod electric şi mecanic sau o singur ă blocare electrică redundanta.

ENEL va verifica funcţionarea corecta a interblocărilor participând la probele de punere înfuncţie 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 areţelei, prin acord prealabil între ENEL şi Utilizator, este admisa funcţionarea temporara inparalel (de ex. grupuri electrogene) între alimentarea de rezervă (de ex. grupuri electrogene) şireţea, sau prevederea doar de sisteme de automatizare care să verifice durata funcţionarii înparalel 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 pentrualimentarea consumatorilor (care nu permit întrerupere), trebuie să se evite ca acesteechipamente 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 asiguresepararea faţă de reţea şi care să fie dotat cu protecţiile prevăzute de Codul tehnic RED şiCodul tehnic RET 32.

8.5.5 Instalaţia de legare la pământ8.5.5.1 Dimensionare

Dimensionarea instalaţiei de legare la pământ a instalatiei de utilizare trebuie sa fie efectuata inbaza valorii curent IF (conform SR HD 637 S1) si a timpului de eliminare a defectului (tF). Înparticular, cu titlu de precauţie, se asumă un factor de reducere egal cu 0,7 (SR HD 637 S1). Înracordurile realizate în cablu cu cel puţin 3 (trei) posturi de transformare unde ecranelecablurilor sunt legate între ele, ENEL trebuie să lege ecranele cablurilor la instalaţia de legare la

pământ a postului Utilizatorului, excepţie f ăcând alte prevederi comunicate şi motivate dinpartea ENEL.

La această instalaţie trebuie să fie conectate şi masele echipamentelor funcţionale dincompetenţa ENEL.

Utilizatorul r ămâne 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 este 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



instalaţie de legare la pământ generala, în conformitate cu SR HD 637 S1, instalaţia de legarela pământ trebuie să fie compusă din cel puţin un contur inchis, eventual tip plasa (în funcţiede rezistivitatea terenului).ENEL trebuie să comunice Utilizatorului absenta instalaţiei generale de legare la pământ. Înacest caz Utilizatorul este obligat să î şi dimensioneze instalaţia de legare la pământcorespunzător 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 maimare de 10 s.

În cazul reţelei cu neutru compensat (prin bobină de compensare – Petersen – cu reglareautomată, rezistenţă sau mixt), ENEL trebuie sa comunice Utilizatorilor valoarea maximă acurentului de defect la pământ în condiţii normale de exploatare (calculată luând în considerarebobinele/rezistenţele în exploatare, în funcţie de caracteristica lor oricum cu un minim de 50 A la20 kV) şi în propor ţie pentru alte tensiuni. În acest caz ENEL trebuie să asigure că, în condiţiinormale de exploatare, curentul capacitiv de defect monofazat a reţelei de MT să fie în interioruldomeniului de reglare (ţinând cont de gradul de compensare).

ENEL comunică Utilizatorului variaţiile semnificative şi permanente ale valorilor curentului dedefect monofazat şi timpul de eliminare a defectului, prin intermediul unei scrisori recomandatecu 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 măsoar ă (cel putin anual)curentul capacitiv de defect la pământ pentru fiecare sistem de bare pentru a-l comunicaUtilizatorului.Calculul trebuie realizat in schema normală de functionare a reţelei şi în cazul uneiabateri de la schema normala de functionare , în funcţie de gradul de compensare stabilit deENEL pentru sistemele de compensare.

Nu trebuie să fie considerate, situaţii nepermanente, de ex. derivate din nefuncţionareatransformatoarelor de ÎT/MT, defecte ale sistemelor de compensare, defecte ale liniilor de MT,

unde nu este posibil să se modifice compensarea tratării neutrului manual, este necesar să secomunice 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



orice variaţie a timpului de intervenţie .

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 inmăsurarea tensiunii de atingere şi de pas, conform celor prevăzute in SR HD 637 S1, şi anume

valorile UT şi Us. Verificările se efectuaza prin injectarea unui curent de cel pu ţin 5 A. La finalulverificării 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 şipunctele în care s-au efectuat măsur ătorile.

Înainte de punere în functiune, Utilizatorul transmite ENEL o copie a Declaraţiei de conformitateeliberata de un electrician autorizat. Această declaraţie se refera la întreaga instalaţie electricace 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 referala măsurarea tensiunilor de atingere şi de pas (pentru instalaţia de utilizare), emis de catreExecutantul instalaţiei de utilizare care trebuie să-l dea Utilizatorului în baza unei convenţiicontractuale 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 înresponsabilitatea Utilizatorului, care va transmite la ENEL copia buletinului de verificare cuverificările efectuate în conformitate cu SR HD 637 S1 35.

Eventuale completări ulterioare necesare pentru încadrarea în limitele de siguranţă în cepriveşte 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 depotentiale intre diferite instalaţii de legare la pământ. În cazul în care diferenta de potential, laun defect la MT cu pământul, depăşeşte nivelul de izolaţie la frecventa industriala aechipamentului trebuie prevăzut un transformator de izolare dimensionat corespunzător

În special, pentru toate intervenţiile care necesită întreruperea instalaţiei de racordare sau ainstalaţiei de utilizare, Utilizatorii trebuie să adopte reguli corespunzătoare cu procedurileadoptate de către ENEL prevăzând, printre altele, măsuri de siguranţă în punctele de delimitareşi la locul de muncă.

Pentru a efectua intervenţii Utilizatorul şi ENEL trebuie să utilizeze proceduri specifice de



Pentru a efectua intervenţii, Utilizatorul şi ENEL trebuie să utilizeze proceduri specifice deorganizare, care prevăd identificarea personalului de exploatare şi intervenţie cât şi folosirea dedocumente specifice pentru schimbul de informaţii.

ENEL şi Utilizatorii actualizează regulile de securitate conform normelor în vigoare şi cu ocaziamodificărilor instalaţiilor.

Instalarea şi mentenanţa echipamentelor ENEL, respectiv ale Utilizatorului sunt în competenţa

şi în responsabilitatea proprietarului acestora, chiar dacă sunt instalate într-o zona dincompetenţa celuilalt.

8.5.7 Indisponibilitate datorată lucr ărilor de mentenanţă ENEL î şi rezervă dreptul de a întrerupe alimentare Utilizatorului, cu anunţare prealabilaspecificată în Convenţia de Exploatare pentru a efectua mentenanţă propriilor instalaţii sauechipamente.

8.5.8 Servicii auxiliareAtunci când nu exista un spaţiu alocat pentru un transformator de MT/JT al ENEL, Utilizatorul eobligat 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 sigurante fuzibile corespunzătoareSR EN 60309 – 2. Legarea la pământ a nulului de JT trebuie să fie efectuată la aceeaşiinstalaţie de legare la pământ cu instalaţia de racordare; în caz ca acest lucru nu este posibil, seva intercala un transformator de izolare.

8.5.9 Caracteristicile spaţiilor Utilizatorul trebuie să pună la dispoziţia ENEL un spaţiu pentru instalaţia de racordare (spaţiu deracordare) şi un spaţiu sau nisa pentru aparatele de măsurare (spaţiu de măsurare), accesibilENEL cu mijloace adecvate efectuarii intervenţiilor necesare, f ăr ă a necesita un anunţ prealabilal Utilizatorului şi f ăr ă restricţii sau proceduri care să îngr ădească accesul. Aceste spaţii trebuiesă aibă dimensiuni adecvate şi să fie situate la limita de proprietate.

Spaţiul sau nisa care conţine echipamentele de măsur ă trebuie să fie accesibil/a atât pentru

Utilizator cat şi pentru ENEL.Poziţionarea spaţiilor necesare pentru racordare, trebuie să fie construite şi menţinute înconformitate cu normele în vigoare referitoare la instalaţiile electrice, siguranţă, compatibilitateelectromagnetică.

de competenţa a Utilizatorului, ca în Fig. 20 si 20 a (Ordinul 17/2002 Codul de măsurare aenergiei 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 următoarelorti l ii



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 cerin ţespecifice, trebuie să fie realizate corespunzător cu instalaţiile şi exploatarea lor.

Dimensiunile spaţiului de racordare trebuie, de regula să permită o extindere pentruechipamentele 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 necesarainstalarea în spaţiul de racordare a unui transformator MT/JT proprietate ENEL pentrualimentarea 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 alocatun spaţiu pentru un transformator de MT/JT al ENEL.

Construcţia care adăposteşte instalaţia de racordare trebuie să aibă rezistenta la foc conformSR HD 637 S1.

Deschiderile existente în spaţiul de racordare (uşi şi ferestre de aerisire) trebuie să comunice cuexteriorul. Spaţiul de racordare trebuie sa aibă ventilaţie corespunzătoare (de preferat naturală)si sa nu fie amplasat in imediata apropiere a locurilor ce prezintă pericol de explozie sau deincendiu.

În cazul posturilor subterane unde nu este posibila asigurarea comunicării cu exteriorul trebuieasigurata ventilaţie corespunzătoare (de preferat naturala) si amplasarea in locuri care să nuprezinte pericol de explozie sau incendiu.

Spaţiile de racordare şi de măsurare trebuie să fie echipate cu uşi, prevăzute de Utilizator, în

8.5.10 Caracteristicile echipamentelor electriceUrmătoarele prevederi se aplică atât la instalaţia de racordare cât şi la instalaţia de utilizare.



Toate păr ţile de instalaţie şi echipamentele trebuie să fie realizate conform cu normele tehnice în vigoare in momentul racordării Utilizatorului.

Păr ţile din instalaţie care contribuie la fiabilitatea şi continuitatea serviciului de distribuţie aenergiei 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 înorice punct de racordare la reţea, valori ce trebuie comunicate de către ENEL.

O atenţie specială trebuie acordata alegerii caracteristicilor tehnice ale întreruptoarelor,separatoarelor, transformatoarelor de curent TC, transformatoarelor de tensiune TT şitransformatoarelor 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 cazurispeciale (ca aparate de sudur ă, acţionări, etc.) pot să fie utilizate si alte conexiuni, cu acordulprealabil al ENEL.

Proprietarul fiecărei componente sau echipament r ăspunde de conformitatea acestuia înconformitate cu prescripţiile impuse.

8.5.11 Dispozitiv General

Pentru realizarea celor prevăzute la 8.5.3.1, Dispozitivul General (DG în continuare) e deregulă, 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 înamonte de întreruptor ( integrate în aceeaşi carcasă).

Funcţia de separare pentru separatorul de linie trebuie să fie conformă cu 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 fieminime în cazul unor eventuale activităţi de mentenanţă pe întreruptorul Utilizatorului (DG), aă f ţă d i d i ţă d l ţiil t h i d t t t li t i

necesităţii de scoatere de sub tensiune a cablului de legătur ă se obţine cu posibilitatea de acontrola 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. echipamenteintegrate sau o altă poziţionare care sunt corespunzătoare separatorului şi întreruptorului) dar



ţintegrate sau o altă poziţionare care sunt corespunzătoare separatorului şi întreruptorului), dar care trebuie să funcţioneze conform cu prezentul document. Întreruptorul trebuie să fie tripolar simultan şi să aibă putere de întrerupere adecvată curentului de scurtcircuit a liniei dealimentare comunicată ENEL. Funcţiile de protecţie asociate la DG sunt detaliate în paragrafulurmător.

8.5.12 Sistem de protecţie asociat la Dispozitivul General

8.5.12.1 Criterii generaleSistemele 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 aspectelerelevante pentru reţeaua de distribuţie) trebuie să fie f ăcută, ţinând cont de următoareleaspecte:

- starea protecţiilor din Staţia de Transformare;

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

- 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 lipsaintervenţiilor sistemului de protecţie al Utilizatorului, la cerere Utilizatorul însuşi e obligat să furnizeze la ENEL, informaţii necesare pentru reconstituirea evenimentului. Proceduri analoagese aplică de catre ENEL în caz de funcţionare necorespunzătoare a sistemului de protecţie aUtilizatorului, ENEL are dreptul să cear ă revizuirea sistemului şi imediata adoptare de prevedericorective.

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

− transformatoare de curent şi transformator homopolar (şi eventual transformatoare detensiune) 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 sepot determina în condiţii de defect.

Exploatarea reţelei de medie tensiune în România este, în general, cu neutru tratat cuimpedanţă (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, împotrivadefectelor cu punere la pământ din instalaţia Utilizatorului, să funcţioneze corect, indiferent destarea neutrului. In timpul exploatării unei reţele cu neutru compensat, exista situatii, în careneutrul 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 curentulcapacitiv de defect cu punere la pământ al reţelei de MT37).

Atunci când starea neutrului reţelei de MT sufer ă variaţii permanente (trecerea de la neutruizolat la neutru compensat, anunţata în prealabil în timpii prevăzuţi de normae 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 (încondiţii de exploatare normală a neutrului reţelei de MT) necesare pentru dimensionareaşi verificarea instalaţiilor de legare la pământ.

Următoarele cerinte intra în responsabilitatea Utilizatorului:

SPG trebuie să fie compus din TC, TCH (şi eventual TT) care furnizează mărimile secundarenecesare unui releu (protecţie generală, PG38) care cuprinde:

− protecţie maximală de curent cel puţin pe doua faze, cu trei trepte de timp, unadependenta, si celelalte două independente. Prima treapta se foloseşte împotrivasuprasarcinii, a doua pentru a permite o functionare temporizata şi a treia pentru apermite 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 lacurentul capacitiv de defect monofazat a reţelei de MT a Consumatorului40 depăşeşte

ENEL are dreptul de a cere Consumatorului adoptarea prevederilor care limiteaza putereamaxima absorbita aprobata, cu scopul de a evita suprasarcinile din retea, sau pagubele latransformatoare de măsur ă, solicitând din nou de exemplu, activarea primei trepte a protecţieimaximale 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, pentrunecesarele dezvoltări ale reţelei



necesarele dezvoltări ale reţelei.

Utilizatorul va activa pe PG prima treapta la timp invers (propor ţional 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 selectivitatebazate 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 caracteristicilespeciale ale reţelei de distribuţie de MT, cât şi necesitatea de fiabilitate şi rapiditateaintervenţiei pe care aceste protecţii trebuie să le garanteze, în Anexa D sunt descrise detaliatcaracteristicile 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 (veziD.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 reţeauade alimentare. Valorile de reglaj ale protecţiilor generale trebuie să fie setate de Consumator înbaza 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 inferioar ă a reglajelor pe care Operatorul de Distributie poate să lecomunice Consumatorului în faza de racordare.Opţ ional : ENEL comunica valorile de reglaj mai mari (sau trepte de curent mai mari şi/sau timpide intervenţie mai lungi), atunci când caracteristicile reţelei permit.Opţ ional : Consumatorul implementeaza valori mai mici de reglaj (sau trepte de curent mai micişi/sau timpi de intervenţie mai scur ţi), atunci când caracteristicile instalaţiei proprii permit .

Pentru a garanta că defectele din interiorul instalaţiei Consumatorului sunt selectate de SPG dininstalatia Utilizatorului (cu o singur ă reanclanşare rapidă a întreruptorului din ST), trebuie să fieasigurată 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

stabileasca reglaje diferite, compatibile cu necesitatea exploatării şi cu caracteristicile reţelei dedistribuţie.

Protecţie maximala de curent

Valorile minime de reglaj comunicate Utilizatorului de catre ENEL pentru protecţiile maximalede 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 refer ă 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 deeliminare 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 caretimpul 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 defectmonofazat (comunicat de ENEL) (în general 70 A pentru reţele la 20 kV); timp deeliminare defect: 170 ms (excepţie fac situatiile in care se impune coordonareaprotectiilor)49.

În alternativă la reglajele descrise mai sus, pentru utilizatorii reţelelor cu neutru compensat carenu necesită protecţia 67N, se va utiliza doar protecţia Io>, cu următoarele reglaje: valoare 2 A,timp de eliminare defect 170 ms.

Protecţie direcţională homopolar ă

Valorile de reglaj ale protecţiei direcţionale homopolare sunt:

- 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 refer ă 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 alePG. 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, (cuUPS sau baterie în tampon), se verifică deschiderea DG (DG trebuie deschis) şi în lipsacomenzii provenite de la PG, SPG ar putea r ămâne ineficient pe timp nedefinit, lăsând obligaţiade 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, trebuiesă rezulte închis în prezenţa tensiunii auxiliare.

Trebuie să fie prevăzute îmbunătăţiri menite să prevină întreruperi accidentale a cablurilor deracordare între PG

şi bobina de deschidere a DG.

În locul bobinei absenta tensiune, e posibil să se folosească (pentru a declanşa DG prin PG) obobină 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 prezenţaalimentării auxiliare.

50 Circuitele de comandă a PG şi DG, cât şi bobina de absenta tensiune, trebuie să fie alimentate de la aceeaşitensiune auxiliară Asta pentru a garanta în lipsă de alimentare auxiliară intervenţia bobinei de absenţă tensiune

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 alimentatede la aceeaşi tensiune auxiliar ă, a cărei disponibilitate trebuie să fie garantată de UPS saubaterie în tampon, pentru cel puţin o or ă.

Comenzile de declanşare a întreruptoarelor trebuie să fie de tip electric.



8.5.12.5 Intervenţii pe dispozitivele de protecţieCaracteristicile funcţionale şi reglajele protecţiilor electrice, stabilite sau setate, nu pot fimodificate de către Utilizator f ăr ă acordul ENEL.

Utilizatorul este 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/sautemporizată). Daca reanclanşarea rapidă este 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 este detaliat în A.2.2, în cazul Utilizatorilor cu cerinţe speciale de continuitate aserviciului, este posibil să se folosească pe reţeaua de MT a unor sisteme de coordonarebazate pe schimbul de informaţii montate între releele din aval şi PG. Aceste sisteme suntfolosite pentru eliminarea selectivă a defectelor monofazate f ăr ă a afecta reglajele (temporizare)protecţiei DG.

Folosirea acestor sisteme pentru eliminarea selectivă a defectelor polifazate (şi cu dubla punerela pământ) este posibilă dacă, reţeaua de MT a Utilizatorului dintre DG şi dispozitivele deprotecţie din aval (atunci când nu sunt cuprinse în acelaşi panou) este realizata în cablu, înconformitate cu prevederile prezentului paragraf. Atunci adoptarea acestor sisteme prevedemodificarea reglajelor PG (paragraf 8.5.12.3), Utilizatorul poate să facă aceste modificări înconformitate cu ceea ce este prevăzut în cele trei cazuri descrise în continuare.

Cazul 1 : Selectare defect cu ajutorul deschiderii protecţiei de linie şireanclan

şare.

Prin comunicarea ENEL54, in scris, Utilizatorul poate să regleze SPG astfel încât eliminareacompletă a defectului (prin deschiderea DG) să se facă în timp total mai mic de 200 ms. Oîntârziere similară a declanşării DG este finalizată la recepţia semnalelor de blocare provenite

Asta înseamnă că PG trebuie să fie în măsur ă să identifice defectul în mai puţin de 50 ms şi înlipsa unui semnal primit de la unul din dispozitivele din aval, trebuie să trimită comandasuccesivă 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 f ăr ă55 deschiderea protecţiei de



ţlinie (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 tehnicestabilite de Enel, astfel incat să permită o temporizare voita la deschiderea întreruptorului din Sta

ţia 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 realizareaunui singur nivel de selectivitate în interiorul propriei instalaţii, fiind permisă temporizareaintervenţiei DG, dacă defectul este eliminat într-un timp mai mic de 170 ms. O astfel detemporizare a declanşării DG are ca scop recepţionarea semnalelor de blocare provenite de laprotecţiile din aval.

Pentru acest tip de Consumator, ENEL trebuie să prevadă o temporizare la functionareaprotecţiilor de linie, care nu trebuie să fie mai mică de 170 ms57 , pentru a permite coordonareaselectivă între întreruptorul de linie şi întreruptoarele din aval de DG, care pot să eliminedefectul în mai puţin de 120 ms (de regulă, timpi setati la protecţia receptorilor finali). Pentrudefecte imediat în aval de DG, sau într-o zonă protejată de întreruptoarele care nu au conditiisă elimine defectul în timpul mai sus menţionat, are loc oricum deschiderea întreruptorului delinie, a cărei reanclanşare succesivă trebuie să găsească DG Utilizatorului deschis.

Cazul 3: Selectarea defectului pe toată reţeaua Utilizatorilor f ăr ă58 deschidereaprotecţiei 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 încablu 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.

Este prevăzută posibilitatea de temporizare a protecţiei liniei, în scopul de a permite realizareamai 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 în170 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.

P t t ti d Utili t i ENEL d t i f ti ii iil t ţii



Pentru acest tip de Utilizatori, ENEL va prevedea o temporizare a functionarii propriilor protecţiide 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 peschimb de informaţii (inclusiv DG).

8.5.13 Limite de putere pe secţiunile de bare de JT

Scopul prezentului document 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 decurent 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 bar ă de JT;

- tensiunea de scurtcircuit standard conform SR EN 60076-5 (U cc = 6% pentrutransformatoare cu putere nominală mai mare de 630 kVA), pe care Utilizatorul lepoate instala în propria instalaţie cu scopul de a evita functionarea protecţiei maximalede curent instalată pe linia MT care il alimentează, în caz de scurtcircuit pe barele JTale transformatorului.

Puterea nominala maximă (comunicată in prealabil de catre ENEL) nu trebuie să fie mai marede 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 MTexistente.

În tabelul următor sunt prezentate puterile nominale limită ale fiecărui transformator 62 pe careconsumatorul îl poate monta în instalaţia proprie, cu scopul de a garanta selectivitatea întreprotecţia maximala de curent şi protectia instalată pe linia MT care îl alimentează, în caz descurtcircuit pe barele de JT ale transformatorului.

Mărimile limită ale transformatoarelor instalate la client [kVA]Tipul liniei de

alimentare ENEL Prezenţa dispozitivului dereanclanşare în amonte

10kV

20kV

Observaţii

Da 1200 1600

Utilizatorul nu trebuie să instaleze transformatoare care să depăşească puterea nominalamaximă; cu excepţia situatiilor in care, datorită efectului impedanţelor interpuse între punctul dedelimitare şi partea JT a transformatoarelor (linii MT ale Utilizatorului, impedanţa de scurtcircuit

a transformatoarelor, eventuale reactanţe de limitare) curentul de defect calculat la bornele JTale transformatorului (cu puterea nominala mai mare decat cea din tabel), să fie limitat la ovaloare echivalentă cu cea obţinută luând în considerare numai efectul de limitare datorat



valoare echivalentă cu cea obţinută, luând în considerare numai efectul de limitare datorattransformatoarelor cu puterile nominale limită din tabel. În cazurile în care instalaţia Utilizatorului nu este compatibilă cu limitările de mai sus, poate filuată în consideraţie alimentarea acesteia în schema de racordare in antenă (din considerenteeconomice ), corelând corespunzător protecţia maximală de curent.

8.5.14 Limitele magnetizarii transformatoarelor conectate simultanScopul documentului este acela de a limita curenţii de magnetizare. Datorită acestui motiv,specificaţiile se refer ă la transformatoarele cu curenţi de magnezitare egali cu cei indicaţi în SRHD 637 S1.

În acest scop Utilizatorul nu poate instala transformatoare cu o putere totală mai mare de trei oridecât limitele indicate în paragraful 8.5.13 pentru fiecare nivel de tensiune, chiar dacă este cubare JT separate. În cazul instalării transformatoarelor de putere totală care depăşeşte puterealimită 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 magnetizareatransformatoarelor în funcţie de puterile totale care trebuie să fie mai mici decât limitele stabilitein 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 limitărilede mai sus, poate fi evaluată alimentarea acesteia cu schema de racordare - linie în antenă (dinconsiderente economice ), corelând corespunzător protecţia maximală de curent.

În eventualitatea în care transformatoarele, chiar respectând limitele prevăzute mai sus (în ceeace 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 unblocaj a acestei trepte bazat pe identificarea armonicii 2. Prezenţa acestui blocaj la aparitiaarmonicii 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 paragraful8.4.1), o posibilă configuraţie simplificată, reprezentată de Fig. 23 , cu condiţia să fie respectateurmătoarele condiţii:



Figura 23 – DG simplificat pentru instalaţia consumatorului cu o singur ă 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 manevr ă separator (IMS), prevăzut cu siguranţe fuzibile pe cele trei faze, cu bobină de deschidere comandată deun 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 potrealiza adăugând relee homopolare echipamentelor IMS + siguranţe fuzibile, care se găsesc înprezent în comer ţ.

8 6 2 I t l ţi t h d d î t ă

Regimul de schimb al puterii reactive (cosφ) trebuie să permită menţinerea tensiunii in reţeauade MT şi in reţelele JT aferente, în limitele domeniului prevăzut de norme (± 10% din tensiuneanominală de alimentare). În anumite situaţii in reţea poate fi necesar ă adoptarea unui regim deschimb 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



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 MTPuterea totală produsă care se poate racorda la reţeaua de MT, aferentă fiecărei interfeţe ÎT/MT

(ST) f ăr ă 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 tranzitde 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 otranzitare de putere de la MT către ÎT) depăşesc un procent semnificativ din timpul total anualde funcţionare (5%) este necesar să se doteze Staţia de Transformare şi liniile ÎT aferenteacesteia cu dispozitive adecvate de protecţie şi control care să permită o exploatare sigur ă a

reţelei respective ca reţea „producătoare”.

ENEL trebuie să indice dispozitivele necesare pentru acest scop (de ex. regulatoare detensiune modificate, dispozitive pentru controlul paralelismului, dispozitive de protec ţie pentrudetectarea defectelor pe bara ÎT, etc.).

Condiţiile economice, corelate adaptărilor de mai sus, aplicate Producătorilor, sunt stabilite decătre ANRE.

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



Figura 24 – Schema generală de racordăre a unei instalaţii de producere



8.7.3 Condiţii de funcţionare a instalaţiei de producereFuncţionarea 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



distribuţie, în scopul de a păstra nivelul de calitate al serviciului pentru ceilalţi Utilizatoriracordaţi;

− regimul de funcţionare în paralel trebuie să se întrerupă imediat63 şi în mod automat înabsenţa alimentării de la reţeaua de distribuţie sau în eventualitatea în care valoriletensiunii 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 alinstalaţiei de producere nu trebuie să permită regimul de punere în paralel cu reţeauade distribuţie.

În scopul de a garanta separarea instalaţiei de producere de reţeaua de distribuţie în caz de întrerupere de la re

ţea, trebuie s

ăfie instalat, în plus fa

ţăde dispozitivele prev

ăzute în

paragraful 8.4, un dispozitiv, denumit Dispozitiv de Interfaţă (DDI).

Sistemul de protecţie de interfaţă (SPI), acţionând asupra DDI separ ă instalaţia de producere dereţeaua de distribuţie pentru a nu permite ca:

- în cazul absentei tensiunii in reţeaua de distribuţie, Producătorul să poată alimentareţeaua 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 dedistribuţie, generatorul să se poată afla în neconcordanţă de fază cu reţeaua cu posibilitateadeterior ării mecanice a acestui generator.

În situaţii speciale de incarcare a reţelei de distribuţie, functionarea SPI şi deschidereasuccesivă a DDI ar putea să nu survină în cazul lipsei alimentării de la reţea sau al defectelor inreţea. Prin urmare Producătorul trebuie să ia toate masurile necesare protejării propriilor

instalaţii, care trebuie să reziste solicitărilor mecanice cauzate de cuplajele electrodinamice caresunt determinate de reanclanşarea automata rapide a întreruptoarelor de linie.

8.7.4 Dispozitive prevăzute

distribuţie să fie întotdeauna două întreruptoare în serie sau, ca alternativă, un întreruptor şi unteleruptor.

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 fiefectuată fie manual de un operator fie automat de către protecţiile Producătorului



efectuată fie manual de un operator fie automat de către protecţiile Producătorului.

Manevrarea dispozitivului general, de generator şi de interfaţă revine în responsabilitateaProducătorului.

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 TehnicRED şi Codul Tehnic RET.

Alegerea acestor dispozitive trebuie să fie realizată tinand seama de mărimile nominale alesistemului în care sunt instalate; în particular, în ceea ce priveşte curentul de scurtcircuit şicapacitatea de rupere şi de închidere, acestea trebuie să fie propor ţionale cu curentul descurtcircuit stabilit în punctul de racordare, ţinând cont că la acest curent pot contribui reţeauade 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 esteinstalat, 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 doua separatoareinstalate 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 cătreoperator, 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 instalaţieiUtilizatorului şi, în ceea ce priveşte caracteristicile referitoare la separarea circuitelor, trebuie să fi f d il SR EN 61557 1

În cazul solicitării de instalare a generatoarelor în cadrul unor instalaţii existente, racordate lareţea de cel puţin un an, dacă puterea totală a generatoarelor nu depăşeşte 1000 kW, se potinstala maxim trei DDI (în MT şi/sau în JT), fiecare dintre acestea putând să suporte maxim 400kW.

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 deschidereşi 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 instalaţieiproducătorului, şi în cea ce priveşte caracteristicile de separare a circuitelor dispozitivul trebuiesă fie conform cu 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 fielimitate pericolele de scurtcircuit şi de incendiu.

DDG poate îndeplini funcţiile DDI atunci când are caracteristicile acestuia; între producere şireţea 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 protecţieCaracteristicile tehnice şi incercarile sistemelor de protecţie, din instalatia de producere, trebuiesă fie conforme cu cerintele prevăzute în Anexa E.

În aceeaşi Anexă sunt detaliate şi modalităţile după care trebuie să fie atestată conformitateaSPI cu prevederile acestui document.

8.7.5.1 Protecţii asociate DDI

Sistemul de Protecţie de Interfaţă (SPI) asociat DDI contine relee de frecvenţă, de tensiune şieventual de tensiune homopolară

În cazul în care Producătorul intenţionează să îmbunătăţească funcţiile dispozitivului deinterfaţă la defectele polifazate din reţeaua ENEL, care nu sunt detectate de protecţia deminimă 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 intraremărimi proporţionale cu cel puţin două tensiuni de linie de MT care pot fi prelevate:



mărimi propor ţionale 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 homopolar ă este prevăzută, la cererea ENEL, numai pentruinstalaţiile 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 stabilitde catre ENEL.

În cazul în care condiţiile de reţea necesită acest lucru, de exemplu, pentru puteri totale maimari de 1 MVA65, ENEL poate cere instalarea prin grija Producătorului a unui sistem deteledeclanşare care să garanteze deschiderea dispozitivului menţionat mai sus în eventualitateanefunctionarii protecţiilor. Teledeclanşarea trebuie să fie realizată şi menţinută în exploatare decătre ENEL. În acest caz, nu este necesar ă instalarea protecţiei împotriva deconectării de la

reţea.

În cazul în care Producătorul este racordat la linia de MT în schema in antenă (puteri totale degenerare mai mari de 2,5 MVA, valoare indicativă), ca alternativă la teledeclanşare poate firealizată o secvenţă logică în ST de la care pleacă linia MT în antenă, astfel încât să determinedeschiderea întreruptorului în capătul liniei atunci când se verifică anumite condiţii (de ex. lipsă legătur ă cu reţeaua de ÎT, declanşare transformator ÎT/MT, etc.), chiar şi în absenţa functionariiprotecţiilor 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 acestcaz, nu este necesar ă instalarea eventualei protecţii împotriva deconectării de la reţea.Utilizatorul poate, din motive proprii, să solicite realizarea teledeclanşării şi în aceste condiţii.

sau pe dispozitivul (ele) de generator, cu o temporizare mai mică 1 s. Temporizarea esteactivată de circuitul de declanşare al protecţiei de interfaţă.

Soluţia aleasa trebuie să fie aprobată de către ENEL.

8.7.5.3 Eliminarea temporar ă a SPI

SPI poate fi eliminat temporar (prin interblocaje electrice adecvate aprobate de către ENEL)



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 dispozitivamplasat 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 temporar ă trebuie să fie realizată printr-un contact închis al dispozitivul degenerator deschis, montat în paralel cu contactul de declanşare al protecţiilor aferentedispozitivului de interfaţă. Dacă sunt prezente mai multe generatoare şi un singur dispozitiv deinterfaţă, contactele aferente DDG vor trebui să fie puse în serie între ele pentru ca eliminarea

temporar ă a dispozitivului de interfata , să aibă loc numai când toate generatoarele suntdezactivate. 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 agrupurilor 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 procesulde conversie a energiei atunci când apare un defect sau o funcţionare anormală în instalaţia deproducere respectivă sau în propriile receptoare ale instalaţiei, cu scopul de a elimina acestdefect f ăr ă a compromite integritatea echipamentelor.

Protecţiile trebuie să acţioneze dispozitivul generatorului şi sunt conforme cu Codul Tehnic REDşi 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 fieprevazut cu transformatoare adecvate. Caracteristicile TC şi TT care furnizează mărimisecundare Sistemului de Protecţie general, sunt prezentate în Anexa D.

TT trebuie să aibă raport de transformare adecvat pentru a furniza, în caz de defect netmonofazat, tensiunea nominală la intrarea protecţiilor respective.

Pentru TT care sunt legate între faze, care furnizează caracteristici secundare protecţiilor demin/max f şi min/maxT, se va consulta Anexa E.Pentru TT legate în triunghi deschis sunt valabile aceleaşi prevederi referitoare la TT, legate întriunghi deschis, de la SPG66.



g ,

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 înainteaechipamentului de manevr ă. Dacă unul din aceste dispozitive (DG, DDI, DDG) nu este echipatcu 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 fieevaluată racordarea acestuia printr-o linie în antenă (din considerente economice ). Posibilitateade 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 generareindicate anterior pentru această soluţie. În acest caz, de comun acord cu ENEL, pot fi depăşiterestricţii 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% dintensiunea nominală de alimentare). În anumite situaţii in reţea poate fi necesar ă adoptarea unuiregim de schimb al puterii reactive diferit de reglementarile în vigoare. În orice caz, acest regimtrebuie 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 potrivitparagrafelor 8.4 şi 8.6; dacă în schimb cuprind unităţi de generare, este necesar ă şi aplicarea

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

9 Prevederi pentru compatibilitatea electromagnetică Utilizatorul este obligat să instaleze echipamente conforme cu normele care se refera lacompatibilitatea electromagnetică CEI seria 61000 privind limitele de emisie şi imunitate la



compatibilitatea electromagnetică CEI, seria 61000, privind limitele de emisie şi imunitate laperturbaţii 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 limiteledisponibile în zona de reţea interesată, şi se refer ă 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 fieevaluate de catre ENEL prin modalităţile stabilite de Normele CEI şi CENELEC. În generallimitele de emisie a perturbaţiilor fiecărei instalaţii trebuie să fie fixate ţinând cont de nivelul deplanificare adoptat, de emisiile de perturbaţii ale celorlalţi Utilizatori deja racordaţi la aceeaşireţea, de emisiile de perturbaţii transferate de la restul reţelei şi de emisiile de perturbaţiiulterioare datorate noilor instalaţii.

10 Mă

surarea continuităţ

iiş

i calităţ

ii tensiuniiENEL şi Utilizatorul au dreptul şi capacitatea de a instala echipamente de măsurare şi înregistrare a calităţii tehnice a serviciului, monitorizare a serviciului de distributie (continuitateaşi calitatea tensiunii) a tensiunii în punctul de racordare, amplasate în instalaţiile proprii.

Partea 6 – Reguli de racordare între reţele de distribuţie

11 Reguli tehnice de racordare pentru reţelele de distribuţiePrevederile 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



Natura particular ă a racordărilor similare (racordare între doi titulari de licenţă ENEL şi altDistribuitor), precum şi multiple cazuri speciale tehnice care pot interveni, fac necesar ă adoptarea de forme adecvate de coordonare între titulari.

Soluţiile tehnice pentru racordare nu sunt (la starea actuală) identificate în prezentul document

tehnic, dar se efectueaza conform acordului între păr ţile interesate, cu respectareareglementarilor 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 echipamenteadecvate pentru a permite independenţa funcţională între cele două reţele de distribuţie(separator, eventual întreruptor + separator). Aceste echipamente trebuie să permită manevra

la distanţă necesar ă 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 deMăsur ă (ADM) care să înregistreze energia schimbată (daca este necesar, în ambele direcţii) între cele două reţele, pe bază orar ă.

11.3 Semnale şi măsur ări schimbate între operatorii de reţeaDacă există racordarea unei reţele de distribuţie la o staţie apar ţinând unui alt operator de reţea,trebuie să fie schimbate informaţii preluate de la:

– registratoare cronologice ale evenimentelor;

– osciloperturbografe;

– semnalizări locale.

11.4 Exploatare şi întreţinereProcedurile de exploatare şi întreţinere a instalaţiilor de racordare trebuie să fie stabilite întrepăr ţile interesate.

Partea 7 – Sisteme de măsurare a energiei

12 Sisteme de măsurare a energieiPrezentele prevederi privesc sistemele de măsurare a energiei electrice transferată (atâtenergie consumată cât şi produsă) cu reţeaua ENEL.



Aceste sisteme de măsurare, folosite la Utilizatorii racordaţi la reţelele de distribuţie de curentalternativ 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 dedelimitare.

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

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

12.1 Caracteristicile sistemelor de măsurareToate componentele sistemului de măsurare trebuie să fie legate la aceeaşi instalaţie de legarela pământ.

Caracteristicile şi cerinţele funcţionale ale sistemului de măsurare indicate în continuare trebuiesă 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 fiecarecomponentă;

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

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 energieiti l t i di t i TC i TT i â d t ă d i ti ă l

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

1. Standard SR HD 637 S1;

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

3. SR EN 62053 – 22 “Echipamente pentru măsurarea energiei electrice (c.a). Prescripţii



p p g ( ) pţparticulare. 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). Prescripţiiparticulare. Partea 23: Contoare statice pentru energie reactivă (clase 2 şi 3)”;

5. SR EN 60044 -1 “Transformatoare de măsur ă. Partea 1: Transformatoare de curent; (TC)6. SR EN 60044 -2 “Transformatoare de măsur ă. Partea 2: Transformatoare de tensiune

inductive” (TT);

7. Standarde armonizate SR EN seria 50470, când este solicitată conformitatea cu Directiva2004/22/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 măsurareade energie activă;

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

Pentru sistemele de măsurare existente în funcţiune, este admisă alegerea fiecărei componentecu 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 EN62053.

TC şi TT de măsurare trebuie să fie realizate cu înf ăşur ări secundare dedicate exclusivconectării contorului şi eventualele accesorii; este interzisa conectarea ulterioara a circuitelor pentru sistemele de protecţie la aceste înf ăşur ări secundare. În baza autorizaţiei prealabileENEL, este permisă utilizarea acestor înf ăşur ări secundare pentru preluarea semnalelor, careau ca scop determinarea calităţii serviciului de distributie (dispozitive aflate în disponibilitateaENEL).

Pentru instalaţiile de ÎT, tabloul cu dispozitivele de protecţie şi şirul de cleme de separare şiprindere a cablurilor, acolo unde este utilizat, trebuie să fie poziţionat în imediata apropiere a TCşi a TT de măsurare.

Cablurile pentru conectarea circuitelor secundare de măsurare şi tubul flexibil de protecţieaferent trebuie să treacă prin tuburi adecvate sau canale, putând fi verificate pe toată lungimealor prin intermediul orificiilor prevăzute.

În interiorul spaţiului de măsurare, pentru conectarea la sistemul de măsurare, şi în apropiereaTC şi TT, pentru conectarea cablurilor la bornele secundare ale transformatoarelor demăsurare, cablurile trebuie să fie fixate la vedere.

Cablurile de măsurare nu trebuie să parcurgă aceleaşi trasee cu cablurile de putere nici nu



Cablurile de măsurare nu trebuie să parcurgă aceleaşi trasee cu cablurile de putere, nici nutrebuie să fie paralele cu acestea; cablurile nu trebuie să fie utilizate pentru scopuri diferite derealizare a măsur ătorilor, în afar ă de cele prevăzute pentru determinarea calităţii serviciuluielectric.

Ecranul cablurilor pentru conectarea circuitelor secundare de măsurare şi partea metalică atuburilor flexibile de protecţie trebuie să fie conectate la pământ la ambele capete, la o singur ă instalaţie de legare la pământ.

Contorul trebuie să fie poziţionat într-un spaţiu de măsurare, apar ţinând instalaţiei de racordarea utilizatorului; spaţiul şi contorul instalat trebuie să fie accesibil pentru ENEL şi Utilizator, f ăr ă să se recurgă la utilizarea mijloacelor speciale. Spaţiul trebuie să fie iluminat adecvat, poate fiprevăzut cu alimentare electrică de JT pentru utilizarea dispozitivelor şi echipamentelor de

verificare, f ăr ă obstacole in vederea executarii în siguranţă a lucr ărilor de întreţinere. Pentruprevederile privind alimentarea pe JT se consider ă valabile cele menţionate la 7.5.8 şi 8.5.8.

Datele măsurate ale energiei electrice trebuie să fie accesibile numai persoanelor autorizate deANRE.

Pentru a garanta datele măsurate de eventuale modificări, clemele sistemului de măsuraretrebuie 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 porturiledispozitivelor de transmitere a datelor (port optic, port serial, modem şi legături) pentru a evitaconectări neautorizate.

Ca alternativă la sigilarea dispozitivelor de transmisie a datelor, caracteristicile de fabricaţie aleechipamentelor de măsurare trebuie să garanteze implementarea unor tehnici de protecţie adatelor de măsurare şi de elaborare, precum şi funcţionalităţile aparatului de măsurare. Deasemenea, trebuie să fie garantat accesul de siguranţă, prin modalităţi autorizate, la datele demăsurare şi de elaborare atât a citirii cât şi a scrierii, pentru a evita modificarea datelor reglementate sau accidentale.

2. setarea de la distanţă a intervalelor orare;

3. setarea automată a orei legale/solare;

4. preluarea semnalizărilor/informaţiilor de diagnoză;

5. sincronizarea orar ă 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 SR EN 62054-21 pentruschimbări 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 (pentrutelecitire) conform SR EN seria 62056; trebuie să fie prevăzut cu dispozitive pentru interogareaşi 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 responsabilulde gestionare şi întreţinere a sistemului de măsurare, conform SR EN 62053.

Rezultatele verificărilor sunt disponibile persoanelor autorizate de ANRE. Contorul trebuie să fieomologat 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 deconectare şi logica (sistem) de comunicare între centru şi periferice sunt aprobate de ENEL.

12.4 Activarea şi întreţinerea sistemului de măsurareComponentele sistemului de măsurare, dacă sunt noi, se consider ă programate din fabricaţie.Responsabilul cu instalarea şi mentenanţa, înainte de punerea în funcţie, trebuie să verificecorecta 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; atestarearezultatului 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 aprobei de telecitire şi după verificarea instalării corecte.

Rezultatele verificărilor sunt disponibile şi celorlalte persoane autorizate conform dispoziţiilor ANRE.

Activităţile de mentenanţă şi verificare a sistemului de măsurare trebuie să fie obiectului uneireglementări 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 consumSistemul de măsurare este destinat determinării şi înregistr ării energiei electrice active şireactive.ENEL este responsabil cu instalarea şi cu mentenanţa sistemului de măsurare a energiei încorespondenţă cu punctul de delimitare, iar componentele sistemului de măsurare trebuie să corespundă caracteristicilor tehnice şi prescripţiilor ENEL, şi să fie compatibile cu cerinţelereferitoare la măsurarea energie electrice stabilite de ANRE.Toate elementele care compun sistemul de măsurare trebuie să fie sigilate pentru a nu permitefraudele.

Ca alternativă la sigilarea dispozitivelor de schimb de date, caracteristicile de fabricaţie aleechipamentelor de măsurare trebuie să garanteze implementarea unor tehnici de protecţie a

datelor de măsurare şi de elaborare, precum şi funcţionalităţile echipamentelor de măsurare. Deasemenea, trebuie să fie garantat accesul în siguranţă, prin modalităţi autorizate, la datelemăsurate şi elaborate atât citite cât şi scrise, pentru a evita modificarea datelor în mod voit sauaccidental, potrivit dispoziţiilor în vigoare.

12.6 Sistemul de măsurare a energiei în punctele de producerePosesorul 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 decătre ENEL, în scopul controlului, şi f ăr ă a modifica obligaţiile proprietarului instalaţiei.

Producătorul poate solicita ENEL (cu acordul prealabil al acestuia) să efectueze măsurareaenergiei electrice corespunzătoare punctului de producere; Producătorul este responsabil deinstalarea şi de mentenanţa sistemului de măsurare.

ENEL este responsabil de preluarea şi înregistrarea datelor măsurate. Aceste citiri, pentruProducători cu unităţi de producere mari, trebuie să fie disponibile şi la DET.

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 ENELşi Utilizator în vederea procesului de racordare.

Toate datele care fac obiectul comunicării către Utilizatori trebuie să fie comunicate în momentulîncheierii Contractului de Distribuţie/Furnizare şi de fiecare dată când intervin modificări conform



încheierii Contractului de Distribuţie/Furnizare şi de fiecare dată când intervin modificări conformart. 5.

Unele dintre datele menţionate pot fi puse la dispoziţia Utilizatorilor chiar şi înainte de încheiereacontractului, dacă sunt necesare pentru proiectarea instalaţiilor.

Limitele de utilizare a liniilor şi a transformatoarelor trebuie să fie stabilite de către ENEL şitrebuie să fie comunicate la cerere Utilizatorilor care solicită racordarea.

Pentru o proiectare optimă a instalaţiilor Utilizatorului, la cererea acestuia trebuie să fie definitede către ENEL condiţiile de funcţionare a reţelei, cu tensiunea declarată (dacă este diferită detensiunea 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 condiţiinormale 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 aferentcondiţiilor normale de funcţionare al reţelei (de ex.: valoare nominală:110 kV; valoare declarată:

110 kV; domeniu de variaţie: ± 5%).

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

– caracteristicile instalaţiilor reţelei, a instalaţiei de reţea şi de utilizarea pentruracordare, a liniilor de legătur ă 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 por ţiunilor din instalaţia de utilizare racordată la reţea.

S î C l d Di ib i /F i bi l f f l ă

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

– reglaje ale protecţiilor aferente liniei (DG) care alimentează Utilizatorul (atunci cândsunt 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



Instalaţ ii ale RE Ţ ELEI

– Coordonarea izolaţiei aferente instalaţiei de reţea pentru racordare;

– caracteristici generale ale sistemului de protecţie a instalaţiei de reţea pentruracordare.

Instalaţ ii ale Utilizatorului

– Coordonarea izolaţiei aferente por ţiunii de instalaţie a Utilizatorului la nivel detensiune 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 deconectareamijloacelor de compensare a puterii reactive;

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

Linii de racordare

– coordonarea izolaţiei;

– caracteristici ale întreruptoarelor şi a separatoarelor;

– eventuală utilizare a echipamentelor de teleprotecţie/teledeclanşare.

Instalaţ ii de producere

– Programe de furnizare a puterii reactive.

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

Derogări de la Regulile Tehnice, eventual acordate de ENEL, sunt men ţionate în Contractulpentru Racordare.

13.1.4 Convenţia de ExploatareENEL stabileşte in cadrul Contractului de Distribuţie/Furnizare o Convenţie de Exploatare (carese încheie anterior intr ării 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 produceredispecerizabile racordate la reţeaua ÎT, este stabilită între ENEL, Producător şi DET.

13.2 Documentaţie tehnică necesar ă pentru racordare În momentul racordării, Utilizatorul trebuie să prezinte documentaţia care atestă conformitatea

instalaţiei de utilizare cu cerinţele indicate în prezentul document. Această documentaţie constă într-un extras al Declaraţiei de conformitate (redactată de societatea care a realizat lucrareaabilitată conform cerinţelor ENEL) care trebuie să aibă ca anexă proiectul întregii instalaţii autilizatorului pana la punctul de delimitare fiind incluse aici transformatoarele de la nivelul de

Această documentaţia trebuie să conţină cel puţin:

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

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

– descrieri tehnice, manuale şi date de recepţie a echipamentelor, a sistemelor deprotecţie, comandă, protecţie şi control, a serviciilor auxiliare şi a echipamentelor



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 tehnicea instalaţiei, în formă electronică şi în formatele definite de ENEL.

Utilizatorul este de asemenea obligat să colaboreze pentru actualizarea periodică a Bazei deDate a Sistemului de Control.

Pentru fiecare punct de racordare trebuie să fie păstrată la ENEL lista caracteristicilor tehniceale respectivului punct. Această listă trebuie să fie formată şi actualizată prin grija ENEL, pebaza 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 monofilar ă Schema monofilar ă trebuie să reprezinte cu acurateţe circuitele şi conectările lor pentru întreagainstalaţie de racordare.

Pe schema monofilar ă trebuie să fie reprezentate toate echipamentele, aşa cum suntpoziţionate în instalaţie, şi conectările la toate circuitele de joasă tensiune şi externe. Schemamonofilar ă trebuie să conţină, de asemenea, numele, numerotările şi caracteristicile nominaleprincipale a întregii instalaţii şi toate echipamentele prezente în instalaţie.

Dacă în instalaţia de racordare sunt prezente echipamente în carcasă metalică cucompartimente sub presiune şi umplute cu gaz SF6, această situaţie trebuie să fie în mod clar i di ă î h ă id ţii d i i

datele necesare pentru activităţile ENEL iar, acolo unde este prevăzut, ale DET/Transelectrica.Pentru păr ţile supuse recepţiei, datele în cauză vor fi înlocuite cu datele de recepţie (Anexa L1şi L2.).



ANEXA L1

(Model de scrisoare care trebuie trimisă clienţilor înainte de punerea în funcţiune a Postului detransformare)

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, f ăr ă nici o excepţie, pentruaccidente sau daune de orice fel care ar putea afecta persoane sau lucruri în timpul activităţiisau 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 celepentru 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 înscopul siguranţei.

În mod special, sunteţi responsabil în totalitate de instalaţia de legare la pământ realizată dedvs., la care sunt conectate şi elementele metalice ale echipamentelor noastre şi al cărei buletinde verificare l-a

ţi transmis în conformitate cu normele în vigoare.

Vă aducem la cunoştinţă, totodată, că lucr ările în instalaţia de utilizare se pot executa:a) cu scoaterea de sub tensiune a cablului de legătur ă;b) f ăr ă scoaterea de sub tensiune a cablului de legătur ă. 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;

5- odată terminate lucr ările, 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 manevr ă, iar clientul va trebui să aplice cele prevăzute deNormele în vigoare.

Vă amintim că reglajele protecţiilor întreruptorului general vor trebui să corespundă valorilor



g j p ţ p g pstabilite cu personalul ENEL; eventuale incidente provocate reţelei noastre datorită modificăriivalorilor 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

Semnătur ă şi ştampilă Enel Semnătur ă şi stampilă client

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 subtensiune.

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

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 cuprotecţiile de reţea. Prezenta Anexă conţine descrierea sumar ă a sistemelor de protecţie şi dereanclanşarea automată instalate pe reţelele de distribuţie de ÎT şi MT.



Pentru reţelele de ÎT, aceste sisteme de protecţie şi automatizări sunt similare pe tot teritoriulnaţional; pentru reţelele de MT, acestea sunt comune în cea mai mare parte a reţelelor dedistribuţie.

Datorită caracteristicilor tehnice care le diferenţiază, sistemele de automatizare ale reţelelor (identificarea defectelor, realimentare, etc.) presupun mici adaptări de coordonare cu instalaţiileutilizatorului.

Coordonarea între protecţiile de reţea şi ale utilizatorului are scopul de a reduce perturbaţiile defuncţionare, permiţând selectarea în cel mai scurt timp posibil a defectului (rapiditate) şidelimitând pe cât posibil zona pusă în afara serviciului (selectivitate).

De fapt, lipsa sau eliminarea întârziată a unui defect, sau scoaterea din funcţiune a unei zoneextinse de reţea (sau de instalaţie a Utilizatorului), pot să producă deservicii grave.

Timpul de eliminare a defectului (rapiditate) şi capacitatea de selectare corectă a por ţiunii dereţea pentru izolare (selectivitate) sunt considerate prerogative fundamentale ale unui sistem deprotecţie. Aceste cerinţe sunt strict legate între ele şi vor fi luate în consideraţie în funcţie descopul sistemului de protecţie.

În continuarea prezentei Anexe se menţionează problemele de coordonare selectivă întreprotecţiile de reţea şi cele ale Utilizatorului (şi acolo unde e posibil, între diferite protecţii aleUtilizatorului) pentru defecte interne în reţeaua Utilizatorului: de fapt, aceste probleme suntcomune 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 por ţiuni de reţea ale utilizatorului la tensiuni mai mici decâtde tensiunea de racordare, este necesar să se asigure că defectul nu determină functionari ale

A.1.1 Protecţii şi automatizări de reţeaCaracteristicile tipice ale protecţiilor de distanţă asigur ă eliminarea defectelor în aproximativ 100ms (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 tripolar ă;

– 0,5 s pentru reanclanşarea monopolar ă.

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 eficientepentru eliminarea defectelor tranzitorii (nepermanente). Reanclanşarea rapidă este activată înmodalitate monopolar ă pentru defecte monofazate şi tripolar ă pentru defecte polifazate. Pe de

altă parte, este activată în modalitate exclusiv monopolar ă în cazul liniilor buclate pe care seaflă grupuri de producere şi care buclează ST de 110 kV .

Reanclanşarea temporizată, tot de tip tripolar şi cu control al sincronismului, intervine în schimbcu timpi de aşteptare de 60 s sau 180 s în funcţie de tipul de întreruptor controlat. Se facedistincţie între capatul liniei care pune sub tensiune (“A”) şi extremitatea care leagă reţeaua(“B”).

Întrerupă

torul în “A” reanclanşeaz

ăîn prezen

ţa tensiunii pe bar

ă şi absen

ţa tensiunii pe linie.

Întrerupătorul în “B” reanclanşează în prezenţa tensiunii atât pe bar ă cât şi pe linie, verificândcondiţiile 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 defectepe por ţiuni de reţea ale utilizatorului la aceeaşi tensiune de racordare, este posibilă o

coordonare selectivă cu condiţia ca să existe declanşarea instantanee a protecţiilor maximalede curent ale instalaţiei Utilizatorului (Dispozitiv General) şi declanşarea în a doua treapta aprotecţiilor de distanţă ale reţelei. Mai dificilă este coordonarea în cazul Utilizatorilor racordaţi înderivaţie rigidă (în T) sau în antenă.

A.2 Reţele de MTReţelele 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 tratatprin impedanţă constituită din reactanţă inductivă şi rezistenţă (neutru compensat bobina

începutul liniei, iar tronsonul de linie defect este izolat prin deschiderea IMS poziţionate de-alungul liniei. Cu neutrul compensat, defectul monofazat poate fi eliminat prin modalitatea de maisus 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, îngeneral cu timp independent: dacă (cazul cel mai critic pentru selectivitate între protecţiile reţeleişi cele ale instalaţie Utilizatorului) se activează treapta instantanee, timpii de eliminare adefectelor polifazate sunt în general mai mici de 150 ms - 200 ms.



De asemenea, reţeaua de MT este dotată cu dispozitive de reanclanşare tripolar ă 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 defectepe por ţiuni de reţea ale utilizatorului la aceeaşi tensiune de racordare, aceasta este diferită înfuncţie 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 stringentenecesităţile unei eliminări rapide a defectului, coordonarea este mai simplă, permiţândUtilizatorului 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 altelinii legate la aceeaşi bar ă de MT din staţia de transformare, eliminarea defectului de către

protecţiile ENEL se realizează în general instantaneu. Prin urmare, posibilităţile de coordonareselectivă între protecţiile reţelei şi protecţia generală a Utilizatorului sunt foarte reduse (nule încazul defectelor nete). Dacă DG este format dintr-un întreruptor, acesta trebuie să fie în generalcu deschidere instantanee: în caz de defect se realizează deschiderea simultană a întreruptorului din staţia de transformare şi a DG utilizatorului, cu reanclanşarea rapidă ulterioar ă 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 por ţiuni din reţeaua utilizatorului la aceeaşi tensiune cu tensiunea de racordare poatefi realizată utilizând, pentru protecţia echipamentelor care se află în aval de DG(transformatoare), siguranţe fuzibile (pentru limitarea curentului). Defectele eliminate prinintermediul acestor siguranţe nu provoacă, cu o probabilitate destul de mare, intervenţia

pe DG (întârziere pentru a garanta un timp total de întrerupere a defectului de 450 ms pentrureţele cu neutrul compensat şi 170 ms pentru reţele cu neutrul izolat).

Disponibilitatea unei trepte de temporizare la DG permite urmărirea unui nivel de selectivitatetemporizată; 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 pecomunicare între dispozitivele de protecţie. În acest caz, pot exista două situaţii diferite, descrise în continuare.



1. În general, deschiderea întreruptorului de linie se realizează f ăr ă întârziere intenţionată, şireanclanşarea ulterioar ă rapidă permite realimentarea por ţiunii 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 temporizareaintervenţiei protecţiei în Staţia de Transformare (verificări prealabile privind energia specifică transferată ulterioar ă întârzierii adoptate), este posibilă evitarea functionarii acestei protecţii delinie (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 aechipamentelor cu ocazia fiecărui defect, precum şi perturbaţii majore la Utilizatorul conectat laaceeaşi bar ă MT din ST (goluri de tensiune mai mari). Prin urmare, o modalitate similar ă decoordonare trebuie să se aplice Utilizatorilor cu necesităţi de continuitate cerută şi care nu lepoate 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 reanclanşăriirapide însă nu evită golurile de tensiune, a căror durată creşte în anumite cazuri.

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 (Sistemde Protecţie General) instalate în instalaţii existente pentru a fi considerate conforme Regulilor Tehnice de Racordare, conform celor stabilite de prevederile ANRE.



, p

Se specifică faptul că încercările descrise în continuare au scopul de a stabili timpul total deintervenţie 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 decurent a releului, şi determinarea momentului de aplicare a semnalului prin intermediulinstrumentului de măsurare (proba 1). Durata semnalului aplicat trebuie să fie mai mică de 100ms.

Proba 2. Aplicarea unui semnal de curent egal cu de 1,2 ori valoarea treptei de curent maximhomopolar (raportat la secundarul transformatorului de curent homopolar) pentru care esteprevăzută declanşarea şi evidenţierea momentului în care se aplică semnalul prin intermediulinstrumentului 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;

l l l i li t 1 2 * 70 A ( l i i )

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

Semnale introduse Reglări

V0

[V sec./ %]

I0

[A prim.]

Unghi de

întârziere al Iofa ţă de Vo

[°]

Duratasemnalelor de intrare

[ms]

V0

[V sec./ %]

I0

[A prim]

Sector Intervenţie(unghi de întârziere

al Io faţă de Vo)

[°]

Timpde

întârziereintenţionat

[ms]

Rezultatul

aşteptat

TimpMaxim deschidere

întrerupător

[ms]

2 4 2 4 54 160 2 2 60÷120 0 Nici o declanşare



137

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 ms2,4 2,4 90 160 2 2 60÷120 0 Declanşare 67NI 200 ms2,4 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 - T r e a p t a

N I

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 ms6 2,4 90 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms6 2,4 180 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms6 2,4 244 160 5 2 60÷250 0 Declanşare 67S1 200 ms6 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 -

T r e a p t a

N C

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 regimde neutru izolat), treapta NC (sector unghiular dedicat detectării defectelor cu punere la pământ în reţeaua Consumator înregim de neutru compensat) trebuie să fie exclusă (acţionând în acest sens asupra reglajelor treptelor de tensiune şi curenthomopolar şi/sau asupra timpului de întârziere intenţionată) şi viceversa la încercarea treptei NC.

− Înregistrarea pe acelaşi instrument de măsurare a momentului de comutare acontactelor 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 (prinintermediul TT eventual prezente în instalaţie);

o verificarea (cu ajutorul ampermetrului) absenţei curentului datorită acţionării întreruptorului.

P b l 1 2 ( i t l 3) id ă fi t t d ă t f t t t i



Probele 1, 2 (şi eventual 3) se consider ă a fi trecute cu succes dacă sunt efectuate trei întreruperi (manevre) consecutive în timpi mai mici de 200 ms (considerat ca timp total carese 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 f ăr ă tensiune pe circuitul principal. Precizia în măsurare atimpului 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, careconţine marca, modelul şi seria instrumentului utilizat.

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 deProtecţie General pentru Utilizatorii de la ÎT.

Specificaţia caracteristicilor minime privind transformatoarele de curent şi tensiune (TC şi TT)



Specificaţia caracteristicilor minime privind transformatoarele de curent şi tensiune (TC şi TT)precum şi releele utilizate pentru protejarea instalaţiilor Utilizatorilor racordaţi la reţelele dedistribuţie de ÎT devine indispensabilă considerând ca fiind importante necesitatea siguranţei şi

rapiditatea intervenţiei pe care protecţiile în cauză trebuie să le garanteze, împreună cunecesitatea 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 încontinuare câteva indicaţii generale care vor fi verificate pentru fiecare caz în parte princolaborarea dintre ENEL şi Utilizator.

C.1.1 Transformatoare de curent pentru protecţie (TC)

TC trebuie să respecte SR EN 60044-1. Acestea trebuie să furnizeze curent secundar, laprotecţii, 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 asimetriamaximă a curentului de defect şi a valorilor constantei de timp primar ă de 20 ms - 60 ms. În modnormal caracteristicile TC trebuie să fie verificate cu referire la sarcina constituită din protecţie, acablurilor 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

C.1.2 Transformatoare de tensiune pentru protecţie (TT)TT trebuie să respecte prevederile SR EN 60044-2.Sunt indicate următoarele caracteristici tipice :

− tensiune nominală primar ă: 110/√3 kV

− tensiune nominală secundar ă: 100/√3 V

− putere nominală: mai mare sau egală cu valoare minimă indicată decătre ENEL, dar nu mai mică de 10 VA70



− clasă de precizie: 3P

− nivel de izolaţie (U m): 123 kV pentru TT destinate reţelelor cu nivel detensiune de 110 kV.

− factor de tensiune nominală: 1,5 /30 s.

C.1.3 Indicaţii de funcţionare pentru PGTrebuie prevăzute următoarele protecţii:

− protecţie maximală de curent, cu două trepte, ambele având timp definit în modindependent;

− protecţie de minimă tensiune continuă V cc (80 s) care permite izolarea Utilizatorului dinreţea 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 măsur ă a protecţiei şi a timpuluide emitere a comenzii de declanşare (pentru parametrii de intrare având de 1,2 ori valoarea deintervenţie 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 fiecompatibile 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%;

Comenzile de manevr ă a întreruptorului şi semnalizările locale trebuie să fie astfel structurate:

Pe parte frontală a dispozitivului sau a modulelor componente trebuie să fie prevăzute cuurmătoarele 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 de150 ms (pentru garantarea deschiderii întreruptorului)



(p g p )

Dispozitivul trebuie să permită înregistrarea demar ărilor şi declanşărilor pentru reconstituireadefectelor/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 PGDispozitivul trebuie să poarte marca CE.

Probele se împart în: – încercări de funcţionare;

– încercări de compatibilitate cu mediul înconjur ător.

Trebuie să fie certificat conform modalităţilor prezentate mai jos şi depăşirea încercărilor conformparagrafelor următoare.

C.1.4.1 Încercări de funcţionare Încercările de funcţionare constă în:

– verificarea funcţiilor;

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 izolaţ iei ≥100M la 500 V c.c. SR EN 60255-5

Descărcări electrostatice Descărcare cu contact nivel 3Descărcare în aer nivel 3 SR EN 61000-4-2

Ring Wave nivel 3Unde 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 3SR EN 61000-4-5

SR EN 61000-4-5/A1SR EN 61000 4 8M

C



Câmp magnetic la frecvenţ a de reţ ea nivel 5SR EN 61000-4-8

SR EN 61000-4-8/A1

Câmp magnetic oscilatoriu amortizat nivel 4SR EN 61000-4-10

SR EN 61000-4-10/A1Câmpuri electromagnetice iradiate cu radiofrecvenţă nivel 3Câmpuri magnetice iradiate de radiotelefoane digitale nivel 3

SR EN 61000-4-3EN 61000-4-3/IS1

Scurte întreruperi ale alimentăriiauxiliare

nivel 0% t = 0,05 s

Goluri de tensiune nivel 50% t = 0,1 sVariaţ ii de tensiune U n ± 20%; t = 10 s

SR EN 61000-4-29

Tensiune la frecvenţ a de reţ ea nivel 3Perturbaţ ii conducte 15Hz-150Hz nivel 3

SR EN 61000-4-16SR EN 61000-4-16/A1

I Z O L A

Ţ I E Ş I E M

Perturbaţ ii conducte induse de câmpuri de

radiofrecvenţă nivel 3

SR EN 61000-4-6

SR EN 61000-4-6/A1EN 61000-4-6/IS1

Încercări de compatibilitate cu mediul înconjur ător sunt listate în următorul tabel

Tabel 25 - Încercări de compatibilitate cu mediul înconjur ător Tip Detaliu Note/Nivel de Probă Norme

Cald uscat(+70 ± 2)oC; durata16h

SR EN 60068-2-2

Cald umed(40 ± 2)oC; (93 ± 3)%

RH; durata 4 zileEN 60068-2-78

Frig(-25 ± 3)oC; durata16h

SR EN 60068-2-1Aparatur ă ne alimentată

Schimb temperatur ă TA = - 25oC, TB= 70oC; durata esp.3h+ 3h

SR EN 60068-2-14

Cald uscat(+70 ± 2)oC; durata16h

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; durata16h

SR EN 60068-2-1

C L I M A T I C E

Aparatur ă

alimentată

Schimb temperatur ă TA = - 25oC, TB= 70oC; durata esp. 3h+ 3h

SR EN 60068-2-14

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 ln

71.

Circuitele de tensiune : pentru circuitele de tensiune, supraîncărcarea permanentă trebuie să fiemai 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



p ţ ţ „ ţdispozitivului. Această Declaraţie de conformitate este responsabilitatea fabricantului şi trebuieemisă 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 momentulracordării.

Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de testare) trebuie păstrată de cătreProducător pentru cel puţin 20 de ani de la ultima fabricaţie. Aceasta trebuie pusă la dispoziţiaENEL pe site-ul fabricantului.

Declaraţia de conformitate a dispozitivului trebuie să conţină toate informaţiile necesare învederea identificării dispozitivului.

Încercările de compatibilitate cu mediul (încercare de izolare, climatice şi EMC – compatibilitateelectromagnetică) prevăzute trebuie efectuate la un laborator acreditat conform SR EN ISO/CEI17025 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 responsabilitateaunui laborator/persoane acreditat de RENAR (SINAIL) şi la care au fost efectuate încercările decompatibilitate electromagnetică.

De asemenea, se mai prevede şi atestarea faptului că dispozitivul este fabricat în regim decalitate (conform ISO 9001, ed. 2000 [şi modif. ulterioare]). Această certificare trebuie emisă înaceeaşi măsur ă de către Fabricant şi trebuie înmânată, la cerere, de către Utilizator la ENEL, lamomentul racordării.

ANEXA D

Caracteristicile Sistemului de Protecţie Generală (SPG) pentru reţele de MT

D.1 Definiţia SPG pentru reţele de MTSistemul 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 lareleul de protecţie;



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 fideterminate 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 treaptaI>;

− a doua treapta, are ca scop semnalizarea evenimentelor de scurtcircuit polifazat îninteriorul 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 instalaţieiUtilizatorului, denumita în continuare treapta I0>;

− a doua treapta, pentru semnalizarea defectelor cu dubla punere la pământ, unuldin defecte în interiorul Instalaţiei Utilizatorului, denumita în continuare treaptaI0>>;

În funcţie de contribuţia capacitivă furnizată de defectul monofazat al reţelei Utilizatorului, primatreapta de functionare în vederea protecţiei maxime de curent homopolar trebuie înlocuita cu oprotecţie homopolar ă direcţională, bazată pe depăşirea valorilor de tensiune şi curent homopolar,precum şi a unghiului de fază între curent şi tensiunea homopolar ă, notat în continuare 67N. La

- a doua treapta, în vederea semnalizării defectelor monofazate pe durata funcţionării înregim 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 deschideriintempestive cauzate de defecte externe reţelei Producătorului (pentru defecte pe linii diferite decea 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 declanşareaprin treapta I>>> a DG (întreruptorului generatorului) în func ţie 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 i fi f l d f i ţă bi t î di



- PG, TC, TCH, TT unice, fiecare conform normelor de referinţă, combinate în diversemodalităţi, 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 saupot 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 componentecare urmează a fi combinate să garanteze funcţionalitatea SPG în cazul tuturor defectelor. Înfuncţie 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 multecomponente combinate.

În cel de-al doilea caz (SPG integrat), toate încercările sunt referitoare la un dispozitiv integrat încare 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 legaranteze. La toate acestea se adaugă şi necesitatea de a evita supradimensionarea sistemuluide protecţie în vederea reducerii costurilor. În mod special, conform nevoilor de identificare întimp util şi corectă a defectelor este necesar să se asigure o coordonare corectă între PG TC

D.2 Caracteristicile SPG neintegratCaracteristicile, verificările şi eventualele încercări prescrise pentru SPG neintegrat privescurmătoarele 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 respectenormele 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 EN60255.

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 variaţiepermis pentru curentul de defect primar. În special, TC trebuie să permită funcţionarea corectă aprotecţiei în caz de scurtcircuit în reţea, ţinând cont de maxima nesimetrie a curentului de defect

şi de constanta primar ă de timp de 20 ms. Desigur, caracteristicile TC trebuie verificate prinraportare la sarcina constituită de protecţie şi de cablurile de legătur ă.

Conformitatea TC pentru protecţia maximală de curent trebuie verificată prin:

− se verifică dacă secţiunea cablurilor de legătur ă între secundarul TC şi PG estecorespunzătoare;

− se verifică supraîncărcarea tranzitorie a intr ărilor de curent ale PG.

Conform soluţiilor adoptate, trebuie efectuate şi verificările (şi eventual încercările) menţionate înparagrafele 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 deraportul de transformare nominal al TC) cu o durată egală cu 1 s, nu trebuie să producă daunenici cablurilor de legătur ă între secundarul TC şi PG şi nici intr ărilor de curent ale PG.

Este bine să se ţină seamă că aceste consideraţii relative la TC tratate la acest punct se refer ă laTC 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 măsurareasupracurenţilor mici care sunt apropiaţi de valoarea nominală a TC (de ex, cele implicate în cazde supraîncărcare).

− 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 numai mică de 31,5 kA de vârf;

− nivelul de izolaţie: conform indicaţiilor ENEL, mai mare de 24 kA pentru TC, şi nu mai marede 0,72 kV pentru TC toroidale aplicate pe cablu.

Paragraful următor D.2.1.1 este destinat descrierilor soluţiilor protective obţinute prin intermediulutilizării 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 TCcu 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 liniareConform prezentului document, se consider ă TC liniare cele de clasă 5P, care în condiţii reale deinstalare (ţinând cont de secţiune şi lungimea conductorilor între partea secundar ă a TC şi PG, deconsumul propriu al PG, de randament şi de alte caracteristici ale TC, etc.) prezintă uncomportament linear pentru curenţi primari de cel puţin 9 kA.

D.2.1.1.1 Verificări efectuate pe TC liniare

Verificările care vor fi efectuate în scopul determinării comportamentului liniar precum şi în scopuldeterminări utilizării lor corecte, sunt enumerate mai jos:

o F1 x IP (vezi DY 536) să nu fie mai mică 9 kA

o Verificarea conform SR EN 60044-6 să indice dacă transformatorul se saturează întimpi ≥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, cuexcepţia celor referitoare la dimensionarea circuitelor de curent a PG) cele care au următoarelecaracteristici nominale75.

o raport de transformare nominal: 300/5 (300/1) A/A

o putere nominală: 10VA (sau 5VA)

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 SR EN 60044-6 să indice că transformatorul se saturează întimpi ≥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 verificărilecomportamentului liniar pentru curenţi primari de până la 9 kA este satisf ăcut.

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 liniarePentru 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 măsur ă, dar acăror semnal secundar este în orice caz corect interpretat de o PG generică (în scopurileprezentei 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 funcţionareneliniar ă. Desigur, aceste semnale în afara faptului că sunt funcţie de curentul de fază MT, depindde 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 utilizăriiunor TC diferite pentru care curentul secundar de încercare a fost emis este necesar să secaracterizeze 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,

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 funcţionareneliniar ă. 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 înf ăşurarea secundar ă a

transformatorului, intrarea PG şi cablurile de legătur ă. Metoda de încercare specificată maideparte 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. Încazul utilizării unor TC diferite de cel pentru care curentul secundar de încercare a fost utilizateste 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 TCde bază, PG este potrivită a fi utilizată cu noul TC.

- în caz contrar, este necesar să se repete toate încercările din prezentul paragraf pentrua 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 pedurata încercării, ţinând cont de faptul că TC:

− sunt liniare cu erori de fază şi de raport care pot fi tolerabile pentru toate momentele încare 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, puterenominal, factor limită precizie, rezistenţa înf ăşur ării 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 ipotezelede mai sus, sunt reprezentate în Fig. 25. Evoluţia curentului secundar este tipică unui TC care sesaturează datorită dimensionării insuficiente a condiţiilor de curent primar şi de încărcare la care afost supus. Curentul secundar, curba verde din Fig 25 este cea observată de PG pe durata

încercărilor, iar aceasta determină comportamentul.

0.5

1

1.5

2

2.5x 10

4



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

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 acurentului 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 tranzitoriuelectromagnetic).„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 propor ţională cu tipul de curent susmenţionat, fiind valabile următoarelerelaţii:

φ(t) = ∫ v(t) dt v(t) = (R C + R TC) i s(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)

− factor limită de precizie: klim

− rezistenţa înf ăşur ării secundare (în Ω): RTC

CALCULE

Calculul formei undei de curent primar (în timp): formula matematică obţinută suprapunândsinusoida curentului de scurtcircuit cu componenta unidirecţională la valoarea maximă (valoareade vârf a componentei sinusoidale)

Calculul fluxului de saturaţie.Fluxul maxim (vârf sinusoidal) corespunzător curentului limită de precizie la puterea nominală.

ϕSAT = (1/ω)⋅(R TC + R Cn) ( 2 klim⋅I n2)



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 atransformatorului, 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 curentuluiprimar împăr ţită la raportul nominal al TC sau este egal cu zero, dacă fluxultransformatorului 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 schemeiindicate mai sus, iar Protecţia Generală trebuie să intervină în timpii stabiliţi.

Încercările descrise în acest paragraf se bazează pe controlul functionarii treptelor protecţieimaximale 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 intr ările 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 430ms.

− Imax= amplitudinea componentei aperiodice (curent primar): 600√2 A ±5%

− 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 intr ările 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



− 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 curentneconvenţionale

Atunci când PG utilizează, pentru a obţine curenţi maximi de fază TC care, de exemplu, nuproduc la ieşire un semnal de curent sau sunt lipsite de miez magnetic (denumite în continuareTC 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 consideratacceptat. În cazul utilizării de PG şi/sau de traductoare diferite de cele încercate trebuie repetatetoate încercările.

Evident transformatoarele de curent neconvenţionale trebuie oricum dimensionate pentru asatisface condiţiile descrise în par. D.2.1 în măsura în care acestea se pot aplica.

D.2.2 Transformatoare de curent toroidale pentru protecţia împotrivadefectelor 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 homopolar ă de curent

– protecţie maximală homopolar ă direcţională de curent

Functionarea PG în caz de defecte cu dublă punere la pământ trebuie să fie realizată printr-oprotecţie maximală homopolar ă 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 curenţisecundari 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, TCHtrebuie să permită funcţionarea corectă a protecţiilor maximale homopolare şi direcţionalehomopolare în orice condiţie de exploatare a neutrului



homopolare, în orice condiţie de exploatare a neutrului.

Caracteristicile TCH trebuie calculate în funcţie de sarcina protecţiei şi a cablurilor de legătur ă aferente. În orice caz, transformatoarele de curent homopolare trebuie să prezinte următoarelecaracteristici:

– 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 şiconform prevederilor de la punctul D.2.1.1. în funcţie numai de defectul de dubla punere lapământ.

TCH trebuie să furnizeze curenţi secundari, cu erori, acceptabile pentru protecţia PG, în domeniulde 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) trebuiesă 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 defectmonofazat 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 caresunt prezente în mod normal pe reţele, estimate la 500√2 A la vârf, cu constanta de timp fiindegală 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 fiindimposibilitatea de selectare a defectului. Conform prezentului document, transformatoarele decurent homopolar pot fi omologate (a se vedea paragraful D.2.2.1) sau certificate (a se vedeaparagraful D 2 2 2) Câteva din încercările prevăzute la D 2 2 1 şi D 2 2 2 necesită utilizarea unor

D.2.2.1 Caracteristicile şi încercările pentru transformatoarele de curenthomopolar (TCH) omologatePrezentul 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 încâtsă poată fi considerate omologate (definiţia e dată mai jos).

D.2.2.1.1 Caracteristicile TCH omologateCaracteristicile TCH pentru detectarea defectelor monofazate (atât cu neutru compensat sauizolat) 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 ±50,05 ±1

±2

1 ±120 ±5

±2

dublă punere la pământ81, sunt aceleaşi ca şi pentru TCH certificate, dar, cu excepţia încercării 1din Tabelul 9 (sau Încercarea 1 din Tabelul 10), aplicarea semnalelor de curent se face direct laprotecţia PG (curenţi secundari). În schimb, încercarea nr. 1 din Tabelul 9 (sau Încercarea 1 dinTabelul 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 PGşi/sau TCH diferite de cele încercate, se vor repeta verificările descrise la punctul D.2.2.2.2, cumodalităţile descrise mai sus în ceea ce priveşte aplicarea mărimilor curenţilor primari şi/sausecundari.

D.2.2.2 Caracteristicile şi încercările pentru TCH neomologate



ş p gPrezentul paragraf conţine caracteristicile şi încercările necesare pentru a garanta corectafunctionare a PG, în cazul în care aceasta este echipată cu TCH care au caracteristicile care nusunt omologate.

D.2.2.2.1 Caracteristicile TCH neomologateSe definesc ca şi TCH care nu sunt omologate acele TCH care nu prezintă caracteristicilemenţionate în paragraful D.2.2.1; acestea pot fi utilizate numai dacă, împreună cu o PGcorespunzător 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 TCHneomologate 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 primar ă, direct la TCH care la rândul său esteconectat la PG.

Încercarea funcţiei de curent maxim homopolar

Parametrizarea releului:

treapta I > egal cu 2 A curenţi primari timp de intervenţie = 380ms;

Tabelul 9 – Lista încercărilor pentru TCH neomologate + PG cu o singur ă protecţie maximală homopolar ă

Încercare

Curenthomopolar

simetric(primar)

Curentunidirecţional

(primar)

Constanta detimp

DeclanşareTimpul 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 ficonsiderat acceptat. În cazul utilizării de PG şi/sau TCH diferite de cele încercate, se vor repetatoate verificările descrise la punctul D.2.2.2.2, în modalităţile descrise în ceea ce priveşteaplicarea 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

Tensiunehomopolar ă

(primar ă/secundar ă)

Curenthomopolar

(primar)

Curentunidirecţional

Constantatimp

Unghiuldintre

tensiune -curent

homopolar

Declanşare

Timpulmaxim 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

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 regimultranzitoriu. TCH împreună cu protecţia maximală homopolar ă de curent a PG trec încercareadacă 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 esteconsiderat acceptat. În cazul utilizării altor tipuri de PG şi/sau TCH decât cele încercate sei t t t î ă il d i î T b 10 f it l d lit t d li



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 homopolar ă obţinută prin intermediul celor 3 TT, încercărilor din Tab. 10 ajută chiar şi la verificarea conformităţii celor 3TT utilizaţi + PG homopolar ă 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 f ăr ă miez magnetic (denumite în continuareTCH 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 cazulutilizării 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 satisfacecondiţiile descrise în D.2.2.

D.2.3 Transformatoare de tensiune pentru tensiunea homopolaraTT utilizate pentru furnizarea tensiunii reduse la PG trebuie să fie conform SR EN 60044-2.

Transformatoarele de tensiune care furnizează mărimi secundare la protecţia homopolar ă direcţională trebuie să garanteze erori de raport şi de fază compatibile cu funcţionarea corectă a

Pentru că tensiunea homopolar ă este rezultatul unei sume vectoriale, eroarea relativă introdusă laamplitudine şi fază nu este egală cu cea a transformatoarelor de tensiune individuale. Eroareamai 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 conformcelor specificate mai jos.

î



D.2.3.1 Caracteristicile şi încercările pentru TT homopolare omologate

D.2.3.1.1 Caracteristicile TT homopolare omologatePentru 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 atenuarea fenomenului de ferorezonanţă, furnizată de fabricantul de TT la o valoare potrivită (≥100Ω) 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 secundar ă în circuitultriunghiului deschis egală cu 100 V, în caz de defect monofazat net cu pământul în reţeauade 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 atreptelor protecţiei homopolare direcţionale a PG (prezentate în Tab. 10) pot fi efectuate aplicândla PG semnale de tensiune joasă care să corespundă celor primare dimensionate corect ţinândcont de raportul de transformare a TT.

Aceste TT pot fi utilizate cu orice PG care să fi trecut încercările funcţionale cu TT homopolareomologate cu condiţia că PG să utilizeze TCH care au trecut încercările.

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 primar ă la TT conform celor specificate în Tab. 10.



Trecerea încercărilor din acest tabel certifică faptul că ansamblul TT + TCH + PG poate ficonsiderat acceptat. În cazul utilizării PG şi/sau TCH şi/sau TT diferite de cele încercate, trebuiesă fie repetate toate încercările descrise la punctul D.2.2.2.2, prin modalităţile descrise în ceea cepriveşte 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 f ăr ă miez magnetic) se va face referire la celeindicate la punctul D.3 cu privire la această funcţie.

Trecerea încercărilor atestă faptul că ansamblul tranductor+PG poate fi considerat acceptat. Încazul 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 fiedimensionate 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 verificaProtecţia Generală (PG, parte din SPG neintegrat) pentru Utilizatorii de MT.

D.2.4.1 Prescripţii funcţionale pentru protecţia maximală de curent defază Releul trebuie să prevadă o protecţie maximală de curent cu cel puţin trei trepte de temporizarecel puţin în execuţie bipolară Fiecare treapta trebuie să poată fi exclus în mod independent faţă

− Limite de reglare: curentul nominal In a PG trebuie să fie compatibil cu dispozitivele deachiziţionare a mărimilor primare. Limitele de reglare83 prevăzute sunt enumerate mai jos(limite minime admisibile, în timp ce treptele efectuate pentru reglare sunt cele maximeadmisibile); 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>>)


t i ti ti i d d t



caracteristica timp independent

timp de intervenţie (0,05 + 0,2) s, limită de reglare la 0,05 s

o A treia treapta (I>>>)


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 curentuluimaximal homopolar 85 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

• timp de bază (de intervenţie) egal cu suma timpului de măsurare a protecţiei şi a timpului deemitere a comenzii de declanşare (pentru valori de intrare egale cu 1,2 ori valoare deintervenţie 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 sunturmătoarele (limitele indicate sunt cele minime admisibile, în timp ce treptele indicate pentruparametrizare sunt cele maxime admisibile; valorile sunt procentuale din curentul homopolar nominal al PG şi se refer ă 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 homopolar ă direcţională88 În cazul în care protecţia împotriva defectelor cu punere la pământ este constituită de o protecţiedirecţională maximală de curent homopolar, aceasta trebuie să prevadă două trepte de intervenţiecare au ca scop selectarea defectelor monofazate, unul în cazul reţelelor care funcţionează cuneutru compensat şi unul cu neutru izolat. Fiecare treapta trebuie să poată fi exclusă independentde cealaltă.

Curentul nominal homopolar secundar (I0) trebuie să fie compatibil cu sistemele de achiziţie amărimilor primare, în timp ce tensiunea homopolar ă nominală secundar ă (UO) trebuie să fie egală cu 100 V.

Caracteristicile protecţiei sunt următoarele.

- timp de bază (de intervenţie) egal cu suma timpului de măsurare a protecţiei şi a timpului deemiterii a comenzii de declanşare; pentru toate funcţiile de mai jos acesta trebuie să fie maimic sau egal cu 80 ms. Timpii de intervenţie cuprind timpul de bază de intervenţie plus oeventuală temporizare intenţionată.

- Limitele de reglare prevăzute sunt următoarele (limite minime admisibile, în timp ce trepteleindicate pentru setare sunt cele maxime admisibile; valorile sunt procentuale din curentul şitensiunea homopolar ă nominale a PG; curenţii se refer ă la PG echipată cu un TCH cu curentnominal primar de 100 A. iar cel secundar de 1 A89, tensiunile se refer ă la o PG echipată cu otensiune homopolar ă nominală de 100 V);

P i şi d t t



• 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), trebuiesă 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

Crearea modelului de arc utilizat, relativ simplu, constă într-un defect care creat de o tensiunefază-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 homopolar ă de curentDacă protecţia împotriva defectelor cu punere la pământ conţine protecţia homopolar ă 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 neutruluiDurată 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 declanşare6 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 deprotecţie (RP) trebuie să fie capabil să se comporte conform celor descrise în tabel chiar şi înprezenţa unor stingeri temporare ale arcului.

D.2.4.4.2 Încercări pe SPG cu protecţie homopolar ă direcţională Parametrizarea PG (protecţia maximală homopolar ă direcţională) trebuie să fie:

− Treapta 67N.S1: U0 = 5%; I0 = 2 A, curenţi primari, zona de functionare = 610 + 2500, Tint=250 ms

0 0

Tabelul 12 – Încercări cu arc intermitent pentru protecţia homopolar ă direcţională

ÎncercareStare

neutru

Durată arc intermitent

Tint Rezultatul aşteptat Observaţii

1 NI <40 ms Nicio declanşare

2 NI > 80 ms Declanşare treapta67N.S2 Admis în acelaşi timp şi /sau înalternativă şi treapta 67N.S1

3 NI 1 sDeclanşare treapta67N.S2

Admis în acelaşi timp şi /sau înalternativă şi treapta 67N.S1

4 NI 1sDeclanşare treapta67N.S2


5 NC <40 ms Nicio declanşare

6 NC > 80 msDeclanşare treapta67N.S1




7 NC 1 s Declanşare treapta67N.S1 Admis în acelaşi timp şi /sau înalternativă şi treapta 67N.S2

8 NC 1sDeclanşare treapta67N.S1


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 fiecapabil să se comporte conform celor descrise în tabel chiar şi în prezenţa unor stingeritemporare ale arcului.

Încercarea de funcţionalitate constă, pentru fiecare regim tranzitoriu, din două încercări, obţinuteprin alimentarea dispozitivului cu mărimi aferente unei linii defecte (defect în avalul RP, linia 1 dinfişierul COMTRADE) şi cu mărimi aferente unei linii normale (defect în amonte de RP, linia 2 dinfişierul 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 alimentăriauxiliare. 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 circuitde comandă la impuls de curent, contactul ND trebuie să fie deschis în prezenţa alimentăriiauxiliare.

Comanda de deschidere a întreruptorului trebuie să r ămână în această poziţie până la revenireastării de declanşare care a determinat-o pentru un timp minim de 150 de ms (pentru a garantadeschiderea întreruptorului)

- semnal de poziţie întreruptor, care să indice dacă acesta este deschis sau închis pe PG saupe 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 dinparagrafele 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

împăr ţite 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 r ăspunsul funcţiunilor de protecţie cu fenomenele tranzitoriidin reţea înregistrate în format COMTRADE. Fişierele aferente sunt disponibile pe site ENEL.

prezentă componenta maximă aperiodica). Cazurile de defect monofazat sunt analizate la diferiterezistenţe de defect conform celor specificate în cele ce urmează:

Protecţia maximală de curentToate 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 detransformatoarele de curent liniare sau similare, prin urmare respectând cele indicate la punctulD.2.1.1, trebuie să fie efectuate şi încercările definite la D.2.1.1.2. Limitele de valabilitate pentrucertificare sunt identificate la D.2.1.1.2.

Dacă protecţia maximală de curent se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de transformatoarede 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 suntidentificate la D.2.1.2.2.

Protecţie maximală de curent homopolar Toate funcţiile protecţiei maximale homopolare de curent trebuie verificate identificând timpii deintervenţie, precizia şi rapoartele de revenire. De asemenea, trebuie efectuate şi încercările defuncţionalitate 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 TCHomologaţi, 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 laD.2.2.1.2.

Dacă protecţia maximală de curent se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de TCHneomologaţi, conform celor indicate la punctul D.2.2.2, trebuie să fie efectuate şi încercăriledefinite la D.2.2.2.2. Limitele de valabilitate pentru certificare sunt identificate la D.2.2.2.2.

Protecţia homopolar ă direcţională Toate funcţiile protecţiei homopolare direcţionale trebuie verificate identificând timpii deintervenţie, precizia şi rapoartele de revenire. De asemenea, trebuie efectuate şi încercările defuncţionalitate în prezenţa arcului intermitent definit la punctul D.3.3.4.2.

Dacă protecţia homopolar ă direcţională se bazează pe curenţi secundari furnizaţi de TCHneomologaţi, prin urmare neconforme cu cele indicate la punctul D.2.2.1.2, trebuie verificată şifuncţionarea corectă a protecţiei homopolare direcţionale legată la secundarul TC toroidal care larândul ei este parcursă de curent de încercare primar, în condiţiile de încercare indicate înparagraful D.2.2.1.2, în măsura în care pot fi aplicate.

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 60255-5Rezistenţ a de izolaţ ie ≥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 61000-4-2Ring Wave nivelul 3

Unde oscilatorii amortizate nivelul 2SR EN 61000-4-12

Fenomene Tranzitorii rapide nivelul 4 SR EN 61000-4-4

Sursă 1,5-50/8-20 nivelul 3SR EN 61000-4-5SR EN 61000-4-5/A1

Câmp magnetic la frecvenţ a reţ elei nivelul 5SR EN 61000-4-8SR EN 61000-4-8/A1

Câmp magnetic oscilant amortizat nivelul 4SR EN 61000-4-10SR EN 61000-4-10/A1

Câmpuri electromagnetice iradiate cu radiofrecvenţă nivelul 3SR EN 61000-4-3 I Z

O L A Ţ I E Ş I C E M



Câmpuri electromagnetice iradiatede radiotelefoane digitale

nivelul 3 SR EN 61000-4-3/IS 1

Întreruperi scurte de alimentare auxiliar ă Nivel 0% t = 0,05sGoluri de tensiune Nivel 50% t = 0,1 s

Variaţ ie de tensiune Un ± 20%; t=10sSR EN 61000-4-29

Tensiune la frecvenţ a reţ elei nivelul 3Comportare la perturbaţ ii 15Hz – 150Hz nivelul 3

SR EN 61000-4-16SR EN 61000-4-16/A1

Comportare la perturbaţ ii induse de câmpuri de radiofrecvenţă nivelul 3SR EN 61000-4-6SR EN 61000-4-6/A1SR 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 DetaliuObservaţii/

niveluri de încercareNorme

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 60068-2-1Instalaţ ii nealimentate

Schimbare temperatur ă TC = -250C; TB =700CDurată 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

C L I M A T I C E

Instalaţ ii alimentate

Schimbare temperatur ă TC = -250C; TB =700CDurată 3h +3h SR EN 60068-2-14

Limita inferioar ă 10 HzE

D.2.4.7.4 Încercări de supraîncărcare ale circuitelor de măsur ă

Circuite de curent de faz ă: 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 cu50 In.

Circuite de curent homopolar: pentru circuitele de curent homopolar, supraîncărcareapermanentă trebuie să fie mai mare sau egală cu 1,2 In, cea tranzitorie (1 s) trebuie să mai maresau 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 deconformitate” a dispozitivului. Această Declaraţie de conformitate este responsabilitateafabricantului 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 momentulracordării.

Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de încercare) trebuie păstrată de cătreFabricant pentru cel puţin 20 de ani de la ultima fabricaţie. Aceasta trebuie pusă şi la dispoziţiaENEL pe site-ul fabricantului.

Declaraţia de conformitate a instalaţiei trebuie să conţină toate informaţiile necesare în vedereaidentificării dispozitivului.

Încercările de compatibilitate cu mediul (încercări de izolare, climatice şi EMC – compatibilitateelectromagnetică) prevăzute trebuie efectuate la un laborator acreditat conform SR EN ISO/CEI17025 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 responsabilitateaunui laborator care respectă cerinţele SR EN 45011, sau ca alternativă sub supravegherea şiresponsabilitatea laboratorului acreditat de RENAR (SINAIL) şi la care au fost efectuate

D.3 Caracteristicile Sistemului de Protecţie Generală integratPrezentul articol defineşte cerinţele unui Sistem de Protecţie Generală integrat destinat pentruechiparea 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 curenţiprimari) în care dispozitivul va putea fi utilizat.

Încercările funcţionale, de compatibilitate cu mediul şi altele trebuie efectuate pe SPG înţeles caun ansamblu funcţional (PG+traductoare de curent şi/sau homopolare şi/sau de tensiune).



D.3.1 Prescripţii funcţionale pentru SPG integratPrezentul articol descrie caracteristicile şi încercările în vederea confirmării compatibilităţii unuiSPG 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 detensiuni şi curenţi primari) declarat de către Fabricant.

Verificările vor face referire explicit la tot sistemul de protecţie (compus din relee, traductoare decurent şi eventuale traductoare de tensiune) care trebuie să fie identificate într-un mod clar înrapoartele de testare.

D.3.1.1 Prescripţii funcţionale pentru protecţia maximală de curent defază SPG trebuie să prevadă o protecţie maximală de curent de fază cu cel puţin trei trepte

temporizabile în execuţie cel puţin bipolar ă. Fiecare treapta trebuie să poată fi exclusa in modindependent de cealaltă. Caracteristicile protecţiilor, menţionate mai sus, sunt prezentate mai jos.

- timp de bază (de intervenţie) egal cu suma timpului de măsur ă a protecţiei şi durata comenziide declanşare (pentru valori de intrare egale cu 1,2 ori valoarea de interven ţie setată); pentrutoate funcţiile enumerate acesta trebuie să fie mai mic sau egal cu 50 ms. Timpii deintervenţie 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 maximeadmisibile).

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 homopolar ă de curent92 SPG integrat trebuie să prevadă o protecţie maximală homopolar ă de curent cu două trepte

temporizabile şi reglabile în mod complet independent între ele. Caracteristicile protecţieimenţionate mai sus sunt următoarele:

- Timp de intervenţie egal cu suma dintre timpul de măsur ă al protecţiei şi timpul de emitere alcomenzii 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 deintervenţie indicaţi mai jos includ timpul de bază.

- Protecţie maximală homopolar ă 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 suntcele maxime admisibile; valorile sunt date în mărimi primare):

- A doua treapta93 (I 0 >>):

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 ± 105 ±6

100 ±62000 (intervenţ ie sigur ă) 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 homopolar ă

direcţională95 Protecţia maximală homopolar ă direcţională trebuie să prevadă două trepte de intervenţie cuscopul de a selecta defectele monofazate, unul în caz de func ţionare a reţelei cu neutrulcompensat şi celălalt cu neutrul izolat. Fiecare din trepte trebuie să poată fi exclusa în modindependent 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 deemitere al comenzii de declanşare; trebuie să fie pentru toate funcţiile indicate mai jos mai mic

sau egal cu 80 ms. Timpii de intervenţie indicaţi mai jos includ timpul de bază de intervenţieplus eventuala temporizare intenţionată.

- Domeniile de reglare prevăzute sunt următoarele (domeniile indicate sunt cele minimeadmisibile, în timp ce treptele indicate pentru reglare sunt cele maxime admisibile; valorilesunt date în mărimi primare pentru curenţi, în procente din tensiunea nominală pentru

tensiuni).

- Prima şi a doua treapta:

- I 0 (1 A ÷ 10 A) în trepte de 0,5 A;

- U 0 (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 tensiuneV [pe unitate] – I [A primari]

Eroare totală (%)

Eroare de fază [o]

0,02 – 1 40 200,02 – 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 homopolar ă direcţională (67N) la 51N (din motivele expuse la

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 laimpuls 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 dedeclanşare 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 localeSemnalizările 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

i h l i h l di ţi l



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 integratDispozitivul trebuie să fie marcat CE.

Încercările efectuate asupra dispozitivului se împart în:- Încercări de funcţionare;

- Încercări de compatibilitate electromagnetică;

- Încercări de compatibilitate cu mediul înconjur ător.

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 funcţionareScopul încercărilor de funcţionare descrise în paragraful de faţă este acela de a verificacapacitatea SPG integrat de a recunoaşte defectele care pot surveni pe o reţea de MT a unuiUtilizator.

Încercările de funcţionare constă în:

− verificarea funcţiilor;

măsurarea preciziei treptelor de intervenţie şi de revenire;

- 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 r ăspunsul funcţiilor protecţiei la fenomene tranzitorii dinreţea 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 de80 ms şi altele cu durata mai mare, pentru a verifica eventuala capacitate de detectare şi deinsensibilitate 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



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 presupuneexistenţa cazurilor de defect monofazat la diferite rezistenţe de defect după cum este specificat încontinuare.

În general, în afara excepţiilor descrise mai jos, trebuie să fie pregătit un circuit de probă realizatcu ajutorul traductoarelor de curent, de curent homopolar şi de tensiune şi cablurile de legătur ă

(tip, secţiune şi lungime) care vor fi efectiv instalate în SPG real; mărimile se aplică, în general, laprimarul traductoarelor. Câteva exemple şi posibile indicaţii sunt prezentate în D.3.3.1.

Valabilitatea certificării se refer ă exclusiv la configuraţia riguroasă a SPG care face obiectul încercărilor la care se refer ă certificarea. O variaţie oarecare determină încetarea valabilităţiicertificării.

D.3.3.1 Exemplu de posibilă modalitate de verificare a trepteihomopolare direcţionale în SPG integrate care folosesc 3 traductoare decurent

În cazul în care SPG integrat prevede utilizarea a trei senzori distinc ţi de fază (condiţie prevăzută ca alternativă la folosirea a două TC + un TC homopolar), curentul rezidual nu poate fi măsuratdirect, ci trebuie să fie dedus din cele trei măsur ări ale curentului de fază. În cazul în care valorileabsolute ale celor trei curenţi de fază (curenţi de sarcină) sunt mari96, necesitatea de a reconstruicurentul 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

să genereze forme de undă de curent sinusoidal cu o precizie foarte mare, peste valorile limită deprecizie 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 vederefuncţional 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 nerealistşi în mod cert nu ilustrează comportamentul real al SPG integrat dacă se procedează latranzitarea numai a curentului homopolar printr-un singur traductor de curent de fază cu scopulevaluării 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 curentulhomopolar la un singur traductor de curent).

Pentru a remedia problema expusă mai sus se descrie în continuare o posibilă modalitate de

încercare



încercare.

Figura 27 Două posibile modalităţi alternative echivalente de încercare pentru verificarea preciziei trepteidirecţionale 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 printoate trei traductoare de curent de fază în acelaşi sens, se alimentează sistemul la valoareacurentului de sarcină prevăzut (ex. 300 A)98. În acest mod cele trei TC sunt parcurse exact deacelaşi curent.

Pregătirea adecvată a SW (software) al SPG integrat, stabileşte defazajul dintre curenţii măsuraţide cel de-al doilea şi al treilea TC şi rezultă defazaţi exact cu -1200 şi + 1200 respectiv Această

de SPG integrat ar trebui să fie teoretic nul; mai exact valoarea rezultată reprezintă totalitateaerorilor 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 treiTC, un curent egal cu componenta reziduală pe care vreţi să o încercaţi.

- trei canale de tensiune, o tensiune homopolar ă de amplitudine şi fază faţa de curentulrezidual.

Schema descrisă mai sus prezintă avantajul de:

- a evita problema preciziei unghiulare a generatorului de semnal în ceea ce priveştecurenţii de fază (curenţi de sarcină);

- a dispune de precizia (în modul şi fază) generatorului direct pe curentul rezidual (înt i iil di ibil t i)



- a dispune de precizia (în modul şi fază) generatorului direct pe curentul rezidual (înacest caz preciziile disponibile sunt mari).

Ca alternativă este posibil să se recurgă la schemele din Fig 28 sau Fig 29 în care cu o singur ă sursă trifazată (transformator cu alimentare cu tensiune variabilă) este realizat un circuit trifazatconectat în stea cu neutru izolat pe ale cărui faze sunt introduşi cei trei TC ai SPGI încercat99. Peconductorul 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 homopolar ă creată prin cele trei tensiuni defază (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 (îndomeniul 0-300 A). Această componentă reziduală trebuie să coincidă cu curentuladiţional f ăr ă 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 defază (Fig 28) sau inseraţi cu schema Holmgreen (Fig 29), nu cere nici o modificare a SW pentrudispozitiv.



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 acurentului rezidual).

Încercările sunt prezentate în Tab. 17 şi fiecare încercare constă în a furniza la SPG curenţiprimari pe fazele R şi/sau S şi/sau T (oricum se vor încerca, individual sau împreună, toatefazele).

Parametrizarea PG (treapta de curent maxim) trebuie să fie:

- treapta />>: 200 A primari, T int = 430 ms;

- treapta />>>: 500 A primari, T int = 50 ms.

Tensiuni şi curenţi de încercare sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel 17 Încercări la defecte polifazate

ÎCurent de defect Amplitudine componentă unidirecţională



ÎncercareCurent de defect

(A.r.m.s.)Amplitudine componentă unidirecţională

primar ă 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)


3 600 A (primari) ± 5%600 √ 2 A ± 5%, constanta de timp 20 ms ±5% (început tranzitoriu pe 0 de tensiune,maximă componentă aperiodica)


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 monofazatReţeaua luată în consideraţie este la 20 kV. Este vorba despre defecte monofazate cu rezisten ţade 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 maximhomopolar,

- curenţi de fază sau curent homopolar, tensiuni de fază sau tensiune homopolar ă dacă SPG este prevazut cu protecţie homopolar ă direcţională şi protecţie maximală homopolar ă de curent.

Încercări pentru o reţea de 20 kV cu neutru izolat

Trebuie să fie simulate defecte monofazate cu rezistenţa de defect şi caracteristici ale reţeleiindicate în Tabelul 18.

Tabel 18 - Încercări de defect monofazat cu NI pentru protecţia maximală homopolar ă decurent


monofazatal reţelei cu NI

Rezistenţa de defectRg [Ω]

Rezultat aşteptat

1 20 A 0 Declanşare treapta / 0 >2 20 A 1000 Declanşare treapta / 0 >3 20 A 2000 Declanşare treapta /0>



3 20 A 2000 Declanşare treapta / 0

4 20 A 5000 Nicio declanşare5 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 declanşare9 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 declanşare13 200 A 0 Declanşare treapta / 0 >>16 200 A 5000 Nicio declanşare

Încercări pe o reţea de 20 kV cu neutrul compensatTrebuie 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 homopolar ă decurent


monofazatal reţelei cu NC

Grad de compensareRg[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 >

11 300 A 135% 2000 Declanşare treapta / 0 >12 300 A 135% 7000 Nicio declanşare13 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 homopolar ă direcţională Parametrizare PG homopolare direcţionale trebuie să fie:

– treapta 67N.S1:U 0 = 5%; I 0 = 2 A primari; zona de functionare = 61o ÷ 250o, T int = 380 ms

– treapta 67N.S2:U 0 = 2%; I 0 = 2 A primari; zona de functionare = 50o ÷ 130o, T int = 100 ms

– treaptaI 0 >>= 150 A primari, T int = 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 defectemonofazate cu rezistenţa de defect şi caracteristicile reţelei indicate în Tab. 20.

Tabel 20 - Încercări de defect monofazat cu neutrul izolat pentru protecţia homopolar ă direcţională

ÎncercareCurent de defect monofazat

al reţelei cu NIRg[Ω]

Rezultat aşteptat

1 100 A 0 Declanşare treapta 67N.S22 100 A 1000 Declanşare treapta 67N.S23 100 A 2000 Declanşare treapta 67N.S2

4 100 A 5000 Nicio declanşare5 300 A 0 Declanşare treapta 67N.S26 300 A 1000 Declanşare treapta 67N.S27 300 A 2000 Declanşare treapta 67N.S28 300 A 5000 Nicio declanşare

Fiecare încercare prezentată în Tabel trebuie să fie repetată furnizând protecţiei homopolaredirecţionale tensiunile şi curenţii relativi100 la un defect în amonte de punctul în care estepoziţionat SPG respectiv (linie în bună stare de funcţionare). În toate aceste cazuri SPG nutrebuie să efectueze nicio declanşare.

D.3.3.4 Încercare cu arc intermitentReţeaua luată în considerare este de 20 kV, extinsă astfel încât să furnizeze 300 A capacitivi, cuexploatarea 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 (sautensiunea homopolar ă), 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-pământde o anumită valoare, menţine o rezistenţă pentru o parte din timp; această rezistenţă creştefoarte 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



D.3.3.4.1 Încercări la SPG integrat cu protecţie de curent homopolar maximDacă protecţia împotriva defectelor cu punere la pământ conţine şi funcţia de protecţiehomopolar ă direcţională încercărilor următoare nu trebuie să fie efectuate.

Parametrizarea SPG (protecţia maximală homopolar ă de curent) trebuie să fie:

- treapta I 0 > egal cu 2 A primari, T int = 250 ms;

- treapta I 0 >> egal cu 40 A primari, T int = T baz ă de intervenţie ≤ 80 ms.

Tabel 22 - Încercări cu arc intermitent pentru protecţia maximală homopolar ă de curent

Încercare Starea neutruluiDurata arc int.

T int Rezultat aşteptat

1 NI < 40 ms nicio declanşare2 NI >80 ms I 0 >>

3 NI 1 s I 0 >>4 NI 1 s I 0 >5 NC < 40 ms nicio declanşare6 NC > 80 ms I 0 >>7 NC 1 s I 0 >>8 NC 1 s I 0 >

Arcurile intermitente simulate prin fişierele COMTRADE (Tab. 22 şi/sau Tab. 23) prevăd o seriede amorsări şi stingeri ale defectului, la intervale de timp corespunzătoare. SPG integrat trebuiesă fie în stare să se comporte conform cu ceea ce este descris în Tabel şi în prezenţa unor astfel

– treapta 67N.S1:U 0 = 5%; I 0 = 2 A primari; zona de functionare = 61o ÷ 250o, T int = 250ms

– treapta 67N.S2:U 0 = 2%; I 0 = 2 A primari; zona de functionare = 50o ÷ 130o,

– T int = T bază de intervenţie≤ 80 ms

– treaptaI 0 >> egal cu 150 A primari, T int = 1 s

Tabel 23 - Încercări cu arc intermitent pentru protecţia homopolar ă direcţională

Încercare Stare neutruDurata arc int.

T int Rezultat aşteptat Notă

1 NI < 40 ms Nu declanşează

2 NI >80 ms Declanşare treapta 67N.S2Admisă în acelaşi timp şi/sau înalternativă şi declanşarea pentru

treapta 67N.S1Admisă în acelaşi timp şi/sau în



3 NI 1 s Declanşare treapta 67N.S2Admisă în acelaşi timp şi/sau înalternativă şi declanşarea pentrutreapta 67N.S1

4 NI 1 s Declanşare treapta 67N.S2Admisă în acelaşi timp şi/sau înalternativă şi declanşarea pentrutreapta 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 pentrutreapta 67N.S2

7 NC 1 s Declanşare treapta 67N.S1Admisă în acelaşi timp şi/sau înalternativă şi declanşarea pentrutreapta 67N.S2

8 NC 1 s Declanşare treapta 67N.S1Admisă în acelaşi timp şi/sau înalternativă şi declanşarea pentrutreapta 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 integrattrebuie să fie în stare să se comporte conform cu ceea ce este descris în Tabel şi în prezenţaunor 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 înaval de SPG integrat, linia 1 a fişierul COMTRADE) şi cu mărimile corespunzătoare unei linii înbună 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 seadmite nicio functionare a protecţiei pentru defect în amonte de SPG integrat (linia 2).

Tabel 24 - Încercări de compatibilitate electromagnetică

Tip Detaliu Note/Niveluri de încercare NormeŢinere 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 izolaţ iei ≥100MΩ la 500 V c.c. SR EN 60255-5Descărcări electrostatice

Descărcare cu contact nivel 3Descărcare în aer nivel 3

SR EN 61000-4-2

Ring Wave nivel 3Unde 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 3SR EN 61000-4-5

SR EN 61000-4-5/A1

Câmp magnetic la frecvenţ a de reţ ea nivel 5 SR EN 61000-4-8SR EN 61000-4-8/A1E M C



Câmp magnetic oscilatoriu amortizat nivel 4SR EN 61000-4-10

SR EN 61000-4-10/A1Câmpuri electromagnetice iradiate cu

radiofrecvenţă nivel 3

Câmpuri magnetice iradiate deradiotelefoane digitale

nivel 3

SR EN 61000-4-3EN 61000-4-3/IS1

Scurte întreruperi ale alimentăriiauxiliare nivel 0% t = 0,05 s

Goluri de tensiune nivel 50% t = 0,1 sVariaţ ii de tensiune U n ± 20%; t = 10 s

SR EN 61000-4-29

Tensiune la frecvenţ a de reţ ea nivel 3Perturbaţ ii conduse 15Hz-150Hz nivel 3

SR EN 61000-4-16SR EN 61000-4-16/A1

I Z O L A Ţ I E

Ş I

Perturbaţ ii conduse induse de câmpuri deradiofrecvenţă

nivel 3SR EN 61000-4-6

SR EN 61000-4-6/A1EN 61000-4-6/IS1

Încercări de compatibilitate cu mediul înconjur ător sunt listate în următorul Tab. 25.

Tabel 25 - Încercări de compatibilitate cu mediul înconjur ător

Tip Detaliu Note/Nivel de încercare Norme

Cald uscat(+70 ± 2)oC; durata16h SR EN 60068-2-2

Cald umed(40 ± 2)oC; (93 ± 3)%

EN 60068-2-78

Cald umed(40 ± 2)oC; (93 ± 3)%RH; durata 4 zile

SR EN 60068-2-78

Frig(-25 ± 3)oC; durata16h

SR EN 60068-2-1

Schimb temperatur ă TA = - 25oC, TB= 70oC; durata esp. 3h+ 3h

SR EN 60068-2-14

Imunitate la vibraţ iiLimită inf. 10 HzLimită Sup. 500 HzAcceleraţ ie 10 m/s2 Amp. de spost. 0,075 mm

SR EN 60068-2-6

M E C A N I C E

Vibraţ ii 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 testesuplimentare:

− TEST DE ŢINERE LA IMPULS DE TRĂSNET – SR EN 60383-2; (în măsur ă în care sepoate aplică) Încercarea trebuie să fie efectuata pe 3 senzori legaţi la unitatea



poate aplică). Încercarea trebuie să fie efectuata pe 3 senzori legaţi la unitateaelectronică de testare, unitatea fiind alimentată şi activată. Testul se consider ă trecutdacă cei trei senzori nu sufer ă deterior ări şi nu sunt emise intervenţii neprevăzute;

− TEST PRIVIND RISCUL DE FOC: materialul utilizat pentru învelişul senzorilor trebuie să treacă testul de inflamabilitate prevăzută în 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 deconformitate” 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 momentulracordării.

Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de încercare) trebuie să fie păstrată defabricant cel puţin 20 de ani de la ultima fabricare. Aceeaşi documentaţie trebuie oricum să fiepusă la dispoziţia ENEL prin grija Fabricantului pe propriul site web.

„Declaraţia de conformitate” a echipamentelor trebuie să conţină toate informaţiile necesareidentificării dispozitivului.

Efectuarea testelor de compatibilitate cu mediul înconjur ător (încercare de izolaţie, climatice şiEMC) prevăzute trebuie să se efectueze la un laborator acreditat conform EN 17025 de către o

Societate subordonată European Cooperation for Accreditation (EA) (în România Societateaacreditantă este RENAR).

supravegherea şi în responsabilitatea laboratorului acreditat RENAR unde au fost efectuatetestele EMC.

Trebuie de asemenea prevăzută atestarea conform căreia fabricarea dispozitivului are loc înregim 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.



Tabelul 27 – Exemplu de verificare a TC cu curent secundar de 1 A (coloana cu galben se refer ă la TC omologaţi)

Curent nominal primar I pn [A] 100 150 200 250 300 400 500 600Curent nominal primar I sn [A] 1 1 1 1 1 1 1 1Putere nominală Pn [VA] (1) 15 10 10 10 5 5 5 5Clasă de precizie 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P

Factor limită de precizie F (²) 20 30 20 20 30 30 20 20Tensiune nominal ă de referinţă pentru izolaţ ie Um [kV] 24 24 24 24 24 24 24 24Curent termic nominal permanent 1.2 I pn 1.2 I pn 1.2 I pn 1.2 I pn 1.2 I pn 1.2 I pn 1.2 I pn 1.2 I pnCurent termic nominal de scurtcircuit I th pe 1 s [kA] 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5Curent nominal dinamic I din [kA] 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5Estimare a rezistenţ ei secundare a înf ăşur ărilor de la TC R ta [ Ω ] (3) 0,998 1,453 1,896 2,330 2,758 3,599 4,424 5,237Lungimea totală a conductorilor între TC şi PG: L [m ] 5 5 5 5 5 5 5 5Secţiune 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

Rezistenţ a conductorilor la conect ări de TC la relee de protec ţ ie Rcol [ Ω ] (4) 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027 0,027

C i t l l i d t ţi P [VA] (5) 1 1 1 1 1 1 1 1



187

Consum intern a releului de protec ţ ie Pr [VA] (5) 1 1 1 1 1 1 1 1Putere aplicat ă la secundarul de la TC P [VA] (6) 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027Factor limită de precizie efectivă F'(7) 157,98 138,56 81,41 73,46 61,49 55,77 34,58 32,69Linearitate 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 19,61Durata de scurt circuit t [S] (9) 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50Energia specific ă de scurt circuit transferat ă 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 acircuitelor însăşi [k] (11)

100 100 50 50 50 50 50 50

Suprasarcină tranzitorie a releele de protec ţ ie (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 conect ărilor la releele de protec ţ ie(I² t)col [A ²s] (13)

211.600 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600 211.600

Verificare de ţ inere la scurtcircuit de la secundarul de la TC (14) Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Pozitivă Timp de saturaţ ie în conformitate cu SR EN 60044 – 6 (T sat) [ ms] (15) 10 11 10 10 10 11 10 10

Verificare a saturaţ iei datorate componentei unidirecţ ionale (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 defabricant, 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 înconformitate 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 SR EN 60044 – 1),până la care TC menţine eroarea rezervată în limita de 5 % de la clasa 5P.(9) Se consider ă convenţional o durată de scurtcircuit de 0,5 s.(10) Se consider ă 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 certificatpentru eventualele valori mai mari necesare pentru depăşirea verificării prezente.(12) Corespondent la (kI n)² pentru 1 s. Releul trebuie să fie certificat pentru eventualele valoridiferite faţă de prevederile minime din Anexa prezentă care se dovedesc necesare pentru



diferite faţă de prevederile minime din Anexa prezentă care se dovedesc necesare pentrudepăşirea 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 pozitivdacă 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 SR EN 60044 – 6, în ipoteza de defect bifazatcu constanta de timp primar ă de 20 ms.

D.4 Sistemul de control şi înregistr ări asociat la PG În paragraful prezent sunt definite caracteristicile pe care trebuie să le aibă un dispozitiv dememorare a evenimentelor de asociat la PG cu scopul de a putea apoi să fie utilizat pentruactivitatea de control din partea ENEL. Necesitatea utilizării dispozitivului specificat aici estedetaliată la paragraful 8.5.12.3.

D.4.1 CaracteristiciDispozitivul pentru memorarea evenimentelor (în continuare, logger) are funcţia de a permiteverificarea corectei disponibilităţi a SPG de a interveni, bazându-se pe controlul stării defuncţionare a PG, ţinând cont de:

1. prezenţa legăturii între PG şi logger;

2. prezenţa alimentării logger-ului;

3. prezenţa alimentării releului;

Memorarea evenimentelor menţionate mai sus completate de dată şi or ă (minute secunde) trebuiesă se extindă pentru cel puţin o sută de evenimente şi trebuie să aibă loc pe un suport intern carenu se poate suprascrie de către Utilizator; trebuie să fie permisă citirea memoriei şi setarea datei şiorei prin intermediul unei interfeţe pusă la dispoziţie de către furnizorul de logger (de ex., cuajutorul 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 deex., 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 intr ărilor digitale fie şi prinreţeaua de comunicaţie eventual disponibilă pe DG.



În scopul sincronizării evenimentelor, se ia în considerare ora (minute secunde) găsită în momentulcontrolului 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 eincorporat 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 înPG)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 PGVa fi controlată prin folosirea contactului de autodiagnoză (watchdog).

D.4.2.6 Evenimente care au cauzat activarea PGTrebuie 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 T b i ă fi î i t t ăt l i t



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 releuluiVa fi controlată cu ajutorul folosirii contactului de autodiagnoză (Watchdog).

D.4.2.9 Prezenţa circuitelor de curentFuncţia 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;- intr ările analogice de curent de fază ale PG.

- intr ări analogice de tensiune ale PG.

Această funcţie emite următoarele anomalii:

− pierderea par ţială a tensiunilor de fază, de exemplu prin prezenţa tensiunii inverse şilipsa de curent invers;

− pierderea tuturor tensiunilor de fază, evidenţiată prin prezenţa curentului pe una dintrecele trei faze, lipsa tuturor tensiunilor măsurate;

− declanşarea prin protecţie a TT (şi/sau TT r ămas în funcţiune), evidenţiată cu ajutorulfolosirii pe o intrare logică a contactului de intervenţie a fuzibilului sau a contactuluiauxiliar a întreruptorului de protecţie a TT;

− pierderea par ţială 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 contactuluiauxiliar a întreruptorului de protecţie a TT.



D.4.3 Încercări de funcţionalitateAtunci când sunt prevăzute funcţiile respective, logger trebuie să treacă cu rezultat pozitivurmătoarele 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 for ţată 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.

Documentaţia care atestă trecerea încercărilor (rapoarte de încercare) trebuie să fie păstrată defabricant 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.


Efectuarea încercărilor de compatibilitate cu mediul înconjur ător (încercare de izolaţie, climatice şiEMC) prevăzute trebuie să se efectueze la un laborator acreditat conform EN 17025 de către oSocietate subordonată European Cooperation for Accreditation (EA) (în România Societateaacreditantă 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



( ), p g ş porganism de certificat corespunzător care să respecte cerinţele EN 45011 sau, ca alternativă, subsupravegherea 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 pringrija şi în responsabilitatea fabricantului şi trebuie să fie predată, la cerere, de către Utilizator laENEL 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 deProtecţie de Interfaţă (SPI).

Specificarea caracteristicilor şi a eventualelor modalităţi de probă sunt indispensabile, având învedere necesităţile de fiabilitate şi rapiditate a intervenţiei pe care SPI trebuie să le garanteze încaz de defecte externe instalaţiei Producătorului, cu scopul de a elimina în cel mai scurt timpposibil 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 cuprinzândgeneratorul în caz de:



- defecte externe reţelei Utilizatorului (după deschiderea întreruptorului în ST din capătulliniei);

- deschiderea întreruptorului în ST din capătul liniei.

În acest scop sunt folosite protecţii de:

- minimă/ maximă frecvenţă;- minimă/ maximă tensiune;

- maximă de tensiune homopolar ă.

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 dedistribuţie, este necesar ca protecţia de interfaţă să fie în măsur ă să primească semnale externefinalizate pentru activare/ dezactivare a unuia sau mai multor trepte de protecţie.

E.2 Traductoare de măsur ă (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 şio putere nominală de cel puţin 5 VA.

Transformatoarele de tensiune pentru protecţia maximală de tensiune homopolar ă constă din treiTT conectate fază – pământ cu aceleaşi caracteristici ca cele indicate în D.2.3.1.

- o protecţie de maximă frecvenţă;- o protecţie de maximă tensiune homopolar ă;

- un releu de declanşare.

E.3.2 Protecţia minimală de tensiune de linieProtec

ţia minimal

ăde tensiune trebuie s

ăcontroleze cel pu

ţin dou

ătensiuni de linie.

Intr ările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 28.

Tabelul 28 – Intr ări şi domeniile de reglaj prot. 27 pentru SPI

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundar ă a TTFrecvenţ a nominală 50 HzTreapta 27. S1 (0,5 ÷ 1) Vn cu paşi de 0,01 Vn

Timp de intervenţ ie treapta 27.1 (0,5 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 27. S2 (activare opţ ională) (0,5 ÷ 1) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţ ie 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 prinintermediul unei comenzi externe pe intrarea specifică. Comanda trebuie să includă/excludă înacelaşi 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).Intr ările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 29.

Tabelul 29 – Intr ări şi domeniile de reglaj prot. 59 pentru SPI

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundar ă a TT

Frecvenţ a nominală 50 HzTreapta 59. S1 (1 ÷ 1,5) Vn cu paşi de 0,01 VnTimp de intervenţ ie treapta 59.1 (0,5 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 59. S2 (activare opţ ională) (1 ÷ 1,5) Vn cu paşi de 0,01 Vn Timp de intervenţ ie 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 intermediulunei comenzi externe care exclude simultan treapta 59. S1.

E 3 4 P t ţi i i lă d f ţă (81 )

Treapta 81 < S1 e cel normal activ. Treapta 81 < S2 trebuie să poată să fie inclus/exclus prinintermediul unei comenzi externe pe intrarea specifică. Comanda trebuie să excludă/includă înacelaşi timp treapta 81 < S1.

Protecţia trebuie să fie insensibilă la frecvenţe tranzitorii, datorate de exemplu la variaţiisemnificative 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. Intr ările şidomeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 31.

Tabelul 31 – Intr ări şi domenii de reglaj prot. 81 > pentru SPI

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundar ă a TTFrecvenţa nominală 50 Hz



ţ ăTreapta 81 > S1 50 ÷ 52 Hz cu paşi de 0,01 HzTimp de intervenţ ie treapta 81 < S1 (0,05 ÷ 1) s cu paşi de 0,01 s Treapta 81 > S2 (activare opţ ională) (50 ÷ 52) Vn cu paşi de 0,01 Hz Timp de intervenţ ie 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 prinintermediul unei comenzi externe pe intrarea specifică. Comanda trebuie să excludă/includă înacelaşi timp treapta 81 > S1. Protecţia trebuie să fie insensibilă la frecvenţe tranzitorii, datorate deexemplu 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 1,3Vn şi trebuie să nu funcţioneze pentru tensiuni în intrare mai mici de 0,2 Vn.

E.3.6 Protecţia maximală de tensiune homopolar ă (59 Vo)Protecţia maximală de tensiune homopolar ă trebuie să aibă o treapta de intervenţie. Suntacceptabile şi protecţii care au în intrare mărimi propor ţionale celor trei tensiuni de fază şi carerefac în interiorul lor tensiunea homopolar ă. Intr ările şi domeniile de reglaj sunt indicate în Tab. 32.

Tabelul 32 – Intr ări şi domenii de reglaj prot. 59 Vo

Tensiune nominală de intrare Tensiune secundar ă a triunghiului deschis de la TTFrecvenţ a nominală 50 Hz

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 mHz81> ≤ 0,998 ≤ 0,1 s 20 mHz 20 mHz59 Vo ≤ 0,95 ≤ 0,1 s 5 % 3 %

Eroare limită la timpi ≤ 3 % ± 15 msVariaţie a erorii limită ≤ 1,5 % ± 5 ms

E. 3.8 Consum şi suprasarcină a circuitelor de tensiune de măsur ă Consumul circuitelor de tensiune de măsur ă ≤ 1 VA.

Supraîncărcarea circuitelor de tensiune.

- permanentă ≥ 1,3 Vn;



- tranzitorie (1 s) ≥ 2 Vn.

E.3.9 Circuit de declanşareCircuitul de declanşare trebuie să fie în lipsa tensiunii, adică contactul de declanşare trebuie să fie

închis având mărimile de măsur ă în limitele domeniului de nefunctionare şi cu tensiunea dealimentare 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 afunctionarii protecţiilor sau defectelor protecţiilor.

Caracteristicile contactelor releului de declanşare trebuie să fie adecvate la caracteristicile bobineide minimă tensiune a dispozitivului de interfaţă prezent.

E.3.10 SemnalizăriE oportun ca protecţia de interfaţă să fie în măsur ă de a memora individual declanşările treptelor de intervenţie produse corelându-le cu momentul în care au loc.

E.3.11 TesteE 3 11 1 Teste funcţionale

Protecţia maximală de tensiune homopolar ă

Toate funcţiunile protecţiei maximale de tensiune homopolar ă trebuie să fie verificate, evidenţiindtimpii de intervenţie, preciziile şi raporturile de revenire.

E.3.11.1.1 Precizări suplimentare pentru testeInsensibilitate 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 printrecare cel puţin cele în cuadratur ă în avans şi cu întârziere.

Insensibilitate la armonici ale protecţiei maximale de tensiune homopolar ă Pentru protecţia maximală de tensiune homopolar ă trebuie să fie verificat comportamentul înprezenţa armonicilor pe tensiunea de alimentare în intrare. Testul trebuie să fie efectuat alimentândreleul 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 - 5Rigiditate dielectrică Tensiune de probă 2 kV pentru

circuitele în c.a.SR EN 60255 - 5

Rezistenţ a de izolaţ ie ≥ 100 MΩ la 500 V c.c. SR EN 60255 - 5Descărcări electrostatice Descărcare la contact nivel 3

Descărcare în aer nivel 3SR EN 61000 – 4 – 2

Ring Wave Nivel 3Unde oscilatorii atenuate Nivel 2

SR EN 61000 – 4 – 12

Tranzitorii rapide Nivel 4 SR EN 61000 – 4 – 4Flux 1,2 – 50/8 – 20 Nivel 3 SR EN 61000 – 4 – 5

SR EN 61000 – 4 – 5/A1Câmp magnetic la frecvenţă de reţ ea Nivel 5 SR EN 61000 – 4 – 8

SR EN 61000 – 4 – 8/A1Câmp magnetic oscilatoriu atenuat Nivel 4 SR EN 61000 – 4 – 10

SR EN 61000 – 4 – 10/A1Câmpuri electromagnetice iradiate de

radiofrecvenţă

Nivel 3

Câmpuri electromagnetice iradiate deradiotelefoane digitale

Nivel 3SR EN 61000 – 4 – 3

I Z O

L A Ţ I E Ş I E M C

Tabelul 34 - Teste de compatibilitate ambientală

Tip Detaliu Note/ Niveluri de Probă NormeCald sec (+ 70 ± 2)˚ C; durata 16 h SR EN 60068 – 2 – 2Cald umed (40 ± 2)˚ C; (93 ± 3) %

RH; durata 4 zileSR EN 60068 – 2 – 78

Frig (- 25 ± 3)˚ C; durata 16 h SR EN 60068 – 2 – 1CLIMATICE Aparatur ă nealimentată

Schimb temperat. TC = - 25 ˚ C; TB =70˚ C; durata

exp. 3 h + 3 h

SR EN 60068 – 2 – 14

Imunitate la vibraţ ii Limita inf. 10 HzLimita Sup. 500 HzAcceleraţ ie 10 m/s²Amp. de mişc. 0,075 mm

SR EN 60068 – 2 – 6

MECANICE

Vibraţ ii aleatorii pe bandă largă ________ SR EN 60068 – 2 – 64

E.3.11.4 Teste de suprasarcină a circuitelor de măsur ă şi de alimentare

Pentru circuitele de tensiune, suprasarcina trebuie să fie:- permanentă ≥ 1,3 Vn;

( )



- tranzitorie (1 s) ≥ 2 Vn.

E.3.12 CertificareConformitatea cu cerinţele prezentate mai sus trebuie să fie atestată de „Declaraţia deconformitate” 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 momentulracordării.

Documentaţia care atestă trecerea testelor (rapoarte de test) trebuie să fie păstrată de fabricant celpuţin 20 de ani de la ultima fabricare. Aceeaşi documentaţie trebuie oricum să fie pusă la dispoziţiaENEL prin grija Fabricantului pe propriul site web.


Efectuarea testelor de compatibilitate cu mediul înconjur ător (probe de izolaţie, climatice şi EMC)prevăzute trebuie să se efectueze la un laborator acreditat conform EN 17025 de către o Societatesubordonată European Cooperation for Accreditation (EA) (în România Societatea acreditantă esteRENAR).

Ca alternativă, testele de funcţionare pot avea loc:a. Prin intermediul laboratorului mai sus menţionat, sau

ANEXA F(informativă)

Puterea de scurtcircuit în punctul de racordare

Prezenta Anexă conţine informaţii utile (106) despre evaluarea valorii minime de exploatare aputerii de scurtcircuit prezente într-un punct particular al unei reţele de distribuţie de MT înmomentul racordării unui client cu putere disponibilă Pd.

În general, nu există o valoare unică minimă a puterii de scurtcircuit pentru toţi Utilizatorii reţelei dedistribuţie de medie tensiune. Valoarea minimă a puterii de scurtcircuit într-un nod depinde dediferite aspecte, printre care puterea nominală a Utilizatorului (consumator) şi profilul său deconsum 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 detensiuni admise).

Tabel 35 – Scc a reţelei în raport cu puterea disponibilă Pd a Utilizatorului (reţele de MT)



Pd [ kW] 100 250 630 1000 3000Scc [ MVA] 8 14 30 40 54Sarcina 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 deregimuri tranzitorii (exemplu tipic, de producere şi absor ţie a sarcinii) f ăcute de către Utilizator.

Având în vedere că aceste regimuri tranzitorii sunt cauzate (posibil) de o cotă semnificativă deConsumatori ai reţelei, valorile Scc indicate sunt sugerate pentru Consumatori al căror profil deabsor ţie se încadrează în limitele sarcinii maxime de consum indicat. Pentru Consumatori al căror profil de absor ţie 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 cuvaloarea 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 f ăr ă verificări ulterioare;

- în caz contrar, e oportună o verificare împreună cu Consumatorul asupra realelor necesităţide putere de scurtcircuit în funcţie de profilul său specific de absor ţie (pornire motoare, etc.)

- 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 f ăcute în conformitate cu ceea ce e prevăzut de ENEL, setândvalori inferioare sau egale cu cele prescrise.

Protecţia maximală de curent

Treapta I >: (dacă e prevăzut) valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... Avaloare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... ATreapta I >>: timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... msvaloare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... ATreapta I >>>:



valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... ATreapta I >>>:timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... ms

Protecţia maximală de curent homopolar valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... ATreapta Io >: timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... msvaloare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... ATreapta Io >>: (dacă e prevăzut)timp de elimin. defect .... ms valoare limită prescrisă: .... ms

Protecţia direcţională homopolar ă: 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: .... VTreapta I o: valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... Atimp de elim. defect: .... ms valoare limită prescrisă: .... msProtecţie direcţională homopolar ă: 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: .... VTreapta I o: valoare setată pe PG: .... A valoare limită prescrisă: .... Atimp 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 acest document, cum eventual a fostintegrată 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 unspaţiu de măsur ă cu acces din exterior, din domeniul public. Aceste spaţii trebuie amplasate, depreferat, la limita de proprietate.

Amplasarea spaţiilor se va face astfel încât liniile MT ENEL, necesare racordării, să poată ficonstruite şi întreţinute respectând normele în vigoare privind instalaţiile şi siguranţa şi să nu fiesupuse unor viitoare mutări pe toată durata existentei acestora.Spaţiile trebuie să aibă caracteristici statice şi mecanice adecvate solicitărilor provocate demontarea instalaţiilor interne şi trebuie să corespundă următoarei tipologii:

a) cabina în anvelopă prefabricată sau în construcţie zidită cu caracteristici structurale cel puţinechivalente 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 celpuţin echivalente cu cele din prescripţiile ENEL DG 2091 şi să nu aibă dimensiuni mai mici decâtcele 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 cazgabaritul spaţiului destinat pentru instalaţia de delimitare trebuie să fie în prealabil stabilit de comunacord 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 DG2096.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 amplasareacontorului 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 posibilinterblocată cu întrerupător de 16 A-230 V cu siguranţe fuzibile; instalaţia de iluminat şi prizabipolar ă vor fi alimentate de reţeaua JT a clientului.Spaţiul de racordare trebuie astfel realizat încât să nu permită propagarea flăcărilor, căldurii şifumului. Eventualele deschideri existente în spaţiul de delimitare (uşi şi ferestre de aerisire) trebuiesă comunice doar cu spaţii deschise.Spaţiile de racordare şi de măsur ă trebuie să fie prevăzute cu uşă unificata ENEL, furnizată decătre 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, dindomeniul public.M t ţ i ţiil t ţiil t bli ţi li t l i ţi i t ţii i i î



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 electricepentru 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 Cond cerea operati a prin dispecer



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 .

ANEXA K(informativ)

la contractul pentru serviciul de distribuţie a energiei electricenumărul………………anul…...luna…...ziua…….

CONVENTIE DE EXPLOATARE

Incheiata între………………...................................................... în calitate de vanzator al serviciuluide distributie energiei electrice şi …..............................................................……………………. încalitate de Cumparator al serviciului de distributie energiei electrice pentru locul deconsum....................................................................................... cu sediul in judetul

.................................................., localitatea.........................................................................................,str. ................................................., Nr. ............

Cap. I Generalitati:

Prezenta convenţie stabileşte punctele de delimitare a instalaţiilor electrice din punct de



Prezenta convenţie stabileşte punctele de delimitare a instalaţiilor electrice, din punct devedere al gestiunii şi exploatării, responsabilităţile privind funcţionarea sigur ă a instalaţiilor respective, modul de efectuare a manevrelor şi modalitatea conducerii prin dispecer aacestor instalaţii, precum şi obligaţiile reciproce ce revin fiecărei păr ţi, la executarea lucr ărilor de exploatare-mentenanţă şi modul de acţionare la intervenţii pentru lichidarea unor avariisau 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 monofilar ă normală cu marcarea punctelor de delimitare a instalaţiilor şireglajul protecţiilor este prezentată în Anexa K.1.

Cap.III Conducerea operativa prin dispecer:a) ordine de impartire a instalatiilor;

b.3. Cumparatorul / Distribuitorul................................................................................. areacces în instalatiile din gestiunea proprie pentru citirea şi verificarea consumului / executarealucr ărilor 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 toatemanevrele 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 deCentru 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 deterior ări deechipamente 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, putereaminimă 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. Lucr ările de mentenanţă la instalaţiile din gestiunea Cumparatorului ...........................

.....................................................................................................................................................

.............., se vor executa de firme atestate ANRE, pe bază de autorizaţie de lucru (AL), cupersonal 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

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

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 oricenatur ă, inclusiv a celor datorate echipamentelor tehnice şi utilajelor folosite la lucrare, inconformitate cu fişele tehnologice sau instrucţiunile tehnice de lucru în vigoare.

Răspunderea pentru nerespectarea măsurilor tehnice şi organizatorice de executare a



Răspunderea pentru nerespectarea măsurilor tehnice şi organizatorice, de executare alucr ării f ăr ă risc de accidentare, în zona de lucru, revine unităţii executante a lucr ărilor dementenanţă, 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 lucr ările de exploatareşi mentenanţă asupra instalaţiilor din gestiunea proprie, conform delimitărilor de la Cap. II, curespectarea strictă a normelor de protecţia muncii în instalaţiile electrice (IPSSM 01/2007 şiLegea 319/2006).

d.2 Distribuitorul de energie electrică va programa întreruperea instalaţiilor din gestiuneaproprie, pentru executarea lucr ărilor programate, în zilele lucr ătoare (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 cuminim 5 zile lucr ătoare, înaintea datei programate pentru executarea lucr ării.

d.3. Pentru executarea lucr ărilor cu caracter accidental în instalaţiile din gestiuneaDistribuitorului (în caz de incidente, avarii, etc), anunţul se va face operativ prin personalulnominalizat în Anexa K.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 dingestiunea proprie, toate lucr ările prevăzute în PE (Prescripţii Energetice) în vigoare.

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 acestase alimentează cu energie electrică din instalaţiile Distribuitorului, sunt stabilite de cătreDistribuitor şi sunt menţionate în schema normală de alimentare (Anexa K.1);

c) obligatia Cumparatorului de corelare a protectiilor interne din instalatiile proprii cu cele stabilitede Distribuitor.

Cumparatorul are obligaţia de a confirma in scris, realizarea reglajelor stabilite de cătreDistribuitor . Modificarea de lungă durată sau de scurtă durată a reglajelor protecţiilor şi acalibr ării 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 cuarticolul 45 din IPSSM 01/2007, de a semnala şefilor direcţi şi elaboratorilor oriceneconcordanţă între convenţia de exploatare şi situaţia din teren sau normele în vigoare lamomentul respectiv.

f) Convenţia de exploatare intr ă în vigoare la data de .....................................

g) În cazul unor modificări esenţiale ale celor convenite în prezenta, se va încheia o nouă convenţiede exploatare

ANEXA K.1

Schema monofilar ă normală cu marcarea

punctelor de delimitare si reglajul protectiilor



ANEXA K.2

Ordinul de investire a autoritatii de conducere operativa asupra instalatiilor

CONDUCEREA OPERATIVĂ

Nr.Crt

ECHIPAMENTUL GESTIUNEAAUTORITATEA DE

DECIZIE

COMANDA

DECOORDONARE COMPETENŢA

COMANDA

NEMIJLOCITA

COMUNICĂRI ÎNTRETREPTE

OPERATIVE

1

2

3



4

5

6

7

ŞEF Centru Operativ ŞEF Centru IT/MT Cumpăr ător

ANEXA K.3

1. Lista personalului de servire operativă, conducere operativă si a telefoanelor la Distribuitor :

Centru Operativ ÎT/MT TelefonDEDT 1DEDT 2

Cereri retragere din exploatareFaxSef CO

Nume si prenume



2. Lista personalului de conducere operativă si a telefoanelor la Cumparator :

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

.....................................................................................................................................................

3. Lista personalului furizorului împuternicit pentru relaţii cu Cumparatorului:.....................................................................................................................................................

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 modif icata valoarea curentului maximal homopolar si/sau a timpului de eliminare acurentului 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 deintrerupere 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 fostindicate mai sus, pot suferi variatii ca efect al modificar ii retelei de distributie; cu ocazia controluluiperiodic la propria instalatie de impamantare, conform dispozitiilor legale in vigoare ne vet i putet i cereaceste date actualizate.

(de completat la nevoie)

Statia de transformare/instalatia de racordare este in prezent cuprinsa intr-o zona urbanaconcentrata 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 garantarezistenta 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 conform prezentului document 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 CSistem neintegrat

Dataaparitie

26 ianuarie 2010

PRODUCATOR MODEL PROTECŢII VERSFW

TIPOLOGIA TCADMISIBILE

TIPOLOGIETCH

ADMISIBILE

TIPOLOGIA TTADMISIBILE

DATAPUBL.

Schneider ElectricS.p.A.

SEPAM seria 80tip S80-S81-S82-S84-T81-

T82-T87Cod:

LEEMS80VKTXLEEMS81VKTXLEEMS82VKTXLEEMS84VKTXLEEMT81VKTX

51, 50, 80s

I>, I>>, 80s05.20 si

5.21

TC omologaticonform NT Enel

-TT omologati

conformNT Enel

26Ianuarie

2010



LEEMT82VKTXLEEMT87VKTT

Schneider ElectricS.p.A.

SEPAM seria 80tip S80-S81-S82-S84-T81-

T82-T87Cod:

LEEMS80VKTXETHLEEMS81VKTXETHLEEMS82VKTXETHLEEMS84VKTXETHLEEMT81VKTXETH

LEEMT82VKTXETH

51, 50, 80s

I>, I>>, 80s6.02

TC omologaticonform NT Enel

- TT omologaticonformNT Enel

26Ianuarie

2010

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa DSistem integrat

Dataaparitiei

29 Aprilie 2009



TIPOLOGIE TCHADMISIBILE


DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products DivisionUnità OperativaSace MV

REF601JAA46NN1xx

REF601JAA46AA1xx

51, 51, 50, 51N,50N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>

De lavers.1.90

ABB KECA 250B1ABB KEVCR24 ABB TR11S

40/1 -15

Aprilie2009

ABB S.p.A Power Products DivisionUnità Operativa

Sace MVREF 542 plus NT

Enel

51, 51, 50, 51N,50N, 67N, 67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>, Io>-

De lavers. 2.6

ABB KECA 80 A1 ABBKECA 300 A1

ABB KEVCD 24 AE3

ABB TR11S40/1

ABB KEVCD24AE 3 15

Aprilie2009



, ,>,Io>>->

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa DSistem neintegrat

Dataaparitiei

26 ianuarie2010

PRODUCATORMODEL PROTECŢII VERS

FW


TIPOLOGIE TCHADMISIBILE


DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products DivisionUnità Operativa SaceMV

REF542 plusNT Enel

(se poateutiliza si ca

SPI)

51, 51, 50, 51N,50N,

67N, 67N

I>,I>>,I>>>,Io>, Io>>,

Io>->, Io>>->

De lavers. 2.6

TC omologati conformNT Enel ABB TR11S

40/1ATT omologati

conformNT Enel

15Aprilie2009

51, 51, 50, 51N,

Vers6.51 saumai noua

Se alege :TC omologati conform

TCHF.T.M AOC105/1

100/1A 12



Areva T&D ItalySpa

VPR P16

50N,

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,

si vers6.91 saumai noua

gNT Enel

TC verificaţ i conformNT Enel:

Wattsud IBRIV 80/1AWattsud IBRIV 250/1AWattsud IORV1 80/1AALCE AM24 300/1A

TCHF.T.M AO40G

100/1A

TCH ESIT C110100/1A

- Iunie2009

Areva T&D ItalySpa (Unit PCF)

MX3AMD016A50, 51, 50N,51N, 67, 67N

I>, I>>, I>>>Io>, Io>>, Io>>>

De lavers. 2.0

TC omologati conformNT Enel

S.T.E. TCO/DK-1 TT omologaticonformNT Enel

28August2009

Col Giovanni PaoloS.p.A.- SEBDepartament Electronica si

Sisteme

IFX4N-A1 50-51-51N

I>, I>>, I>>>Io>, Io>>

2.32 TC omologati conform

NT Enel

MODEL SipieTF110S

(cod 509910035)

- 16 Aprilie2009

Col Giovanni PaoloS.p.A.- SEB

DepartamentElectronica si

Sisteme

IFD4N-A1 50-51-51N-67N

I>, I>>, I>>>Io>, Io>>

Io>→, Io>>→

2.32TC omologati conform

NT Enel

MODEL Sipie

TF110S(cod 509910035)

TT omologaticonform

NT Enel

16Aprilie

2009

Col Giovanni PaoloS.p.A.- SEBDepartament

Electronica siSisteme

IFX3S 50-51-51N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>

De lavers. 2.0 TC omologati conform

NT Enel

MODEL SipieTF110S,TFX110

- 31Iulie

2009

50/51

RMB400.11.01 sau

i TC l ti f

TCHF.T.M tip

AOC105/1A



MicroelettricaScientifica S.p.A.

N-DIN-016

50/51,50N/51N

I>; I>>;I>>>

Io>;Io>>

mai noua

FFP400.07.0

0 saumai noua


AOC105/1A

TCHF.T.M tip AO40G

TCH modelRevalco tipTEN105R1

- 15Mai

2009

Schneider.Electric S.p.A.

Sepam serie:10B43A

Cod: REL59823

Sepam serie:10B43E

Cod: REL59823

Se alege :- TC omologati conform NTEnel- TC verificaţ i conform NT Enel

astfel:-TC conventionali tipARM3/N1F cu raport detransformare 50A/5A, 100A/5A,200A/5A, 300A/5A

-TCHtip GO110

(cod 50134)

-TCHtip CSH160

(codLEEMCSH160)

Sepam serie:10A43A

Cod: REL59825

Sepam serie:10A43E

Cod: REL59826

51, 5150, 51N,50N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>

2.01- TC conventionali cu doua

secundare tip ARM3/N2F curaport 200A/5A-5A

- TC conventionali cu douainfasurari primare si douainfasurari secundare tipARM3/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 CS300cu raport 300A/1A

-TCHtip CSH190

(codLEEMCSH190)

-

2Aprilie2009

Se alege :-TC omologati conform NT

Enel- TC verificaţ i conform NT Enel:-TC electronici LPCT tip

TLP160 cu raport de100A/22,5mV



Schneider Electric S.p.A.

Sepam serie 20,tip S20 cod:

LEEMS20VTNTEnel

LEEMS20VLNTEnel

51, 51,50,

51N,50N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>

08.38si

9.38

-TC electronici LPCT tipTLP130 cu raport de

100A/22,5mV

- TC conventionali tipARM3/N1F cu raport 50A/5A,100A/5A, 200A/5A, 300A/5A- TC conventionali cu douasecundare tip ARM3/N2F curaport 200A/5A-5A


100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-5A, 200A-100A/5A-5A,400A-

200A/5A-5A,600A-300A/5A-5A

-TCHtip GO110

(cod 50134)

-TCHtip CSH160

(codLEEMCSH160)-TCH

tip CSH190(codLEEMCSH190)

-26

Ianuarie

2010


Schneider Electric

S.p.A.

Sepam serie 40,tip S41-S42 cod:LEEMS41VTNT

Enel

LEEMS41VLNTEnel

siLEEMS42VTNT

EnelLEEMS42VLNT

Enel

51, 51,50, 51N,50N,

67N,67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,67N-NI,67N-NC

06.00si

6.01

si7.00

Se alege :TC omologati conform NT Enel- TC verificaţ i conform NT Enel:

-TC electronici LPCT tip

TLP160 cu raport de100A/22,5mV


100A/22,5mV

- TC conventionali tip

ARM3/N1F cu raport 50A/5A,100A/5A, 200A/5A, 300A/5A- TC conventionali cu douasecundare tip ARM3/N2F curaport 200A/5A-5A

-TCHtip GO110

(cod 50134)

-TCHtip CSH160

(codLEEMCSH160)

-TCHtip CSH190

(cod

LEEMCSH190)

-TCHtip ARF3E/F1+

CSH30(cod

TT omologaticonformNT Enel

26Ianuarie

2010



- TC conventionali cu douainfasurari primare si douainfasurari secundare tip

ARM3/N2F cu raport100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-

5A, 400A-200A/5A-5A,600A-300A/5A-5A


(codLEEMARF3+59634)

-TCHtip ARA10/N1+

CSH30(codLEEMARA+59634)

THYTRONICS.p.A. NA016

51-51-50-51N- 50N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>

De lavers. 1.0


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 segasesc pe site-ulconstructorului.

TC neliniari (paragraf

D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) WATTSUD IOR 016F150/1.Caracteristicile tehnice segasesc pe site-ulconstructorului.

THYTRONICT110P#C5B1,T110P#C1B1,T110P#A1B1,T200P#C1B1

WATTSUDIOR-016

- 4Septembrie2009




51-51-50-51N- 50N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,

De lavers.1.60


TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A.Caracteristicile tehnice segasesc pe site-ulconstructorului.

THYTRONICT110P#C5B1,T110P#C1B1,T110P#A1B1,T200P#C1B1

-

9Aprilie2009

THYTRONIC

S.p.A.NA30

51-51-50-51N- 50N-67N-67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,

Io>->, Io>>->

De lavers.

1.60


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 segasesc pe site-ulconstructorului.

THYTRONICT110P#C1B1,T110P#A1B1,T200P#C1B1

TT omologaticonform NT Enel

9Aprilie2009

THYTRONICS.p.A.

NA60

51-51-50-51N- 50N-67N-67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,

I > > I >> >

De lavers.1.60


TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A



9Aprilie2009



Io>->, Io>>-> 600A.Caracteristicile tehnice segasesc pe site-ul

constructorului.

T200P#C1B1

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa DSistem de control (Logger)

Dataaparitie

26 ianuarie2010


TIPOLOGIA TCADMISIBILE TIPOLOGIE TCHADMISIBILE TIPOLOGIA TTADMISIBILE DATA PUBL.

ABB S.p.A Power Products DivisionUnità Operativa SaceMV

REF542 plusNT Enel

(se poate

utiliza si caSPI)

51, 51, 50, 51N, 50N,67N, 67N

I>,I>>,I>>>,Io>, Io>>,

Io>->, Io>>->

De lavers. 2.6


ABB TR11S40/1A

TT omologati conformNT Enel

29Aprilie2009

Col Giovanni PaoloS.p.A.- SEBD t t

IFX3S 50-51-51N

I> I>> I>>>

De lavers.2 10

TC omologati conformNT E l

MODEL SipieTF110S,TFX110

- 21Decembrie

2009



DepartamentElectronica si

Sisteme

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>

2.10 NT Enel TFX110 2009

Schneider Electric S.p.A.

LEEMS41VTNTEnel+59651sau 59646sau 59652

sauLEEMS41VL

NTEnel+59651

sau 59646sau 59652sau

LEEMS42VTNT

51, 51,50, 51N,50N,67N,67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,67N-NI,67N-NC

06.00si6.01

si7.00

Se alege :TC omologati conform NT Enel- TC verificaţ i conform NT Enel:


100A/22,5mV

-TC electronici LPCT tipTLP130 cu raport de100A/22,5mV

-TCHtip GO110(cod 50134)

-TCHtip CSH160

(codLEEMCSH160)

-TCHtip CSH190

(codLEEMCSH190)

TT omologati conformNT Enel

26Ianuarie

2010

Enel+59651 sau59646 sau

59652sau

LEEMS42VLNTEnel+59651 sau

59646 sau59652

- TC conventionali tipARM3/N1F cu raport 50A/5A,100A/5A, 200A/5A, 300A/5A- TC conventionali cu douasecundare tip ARM3/N2F curaport 200A/5A-5A


100A-50A/5A-5A,150A 75A/5A-5A, 400A-200A/5A-5A,600A-

300A/5A-5A- TC de tip traditionali CS300cu raport 300A/1

-TCHtip ARF3E/F1+

CSH30(codLEEMARF3+59634)

-TCHtip ARA10/N1+

CSH30(cod

LEEMARA+59634)

TC omologati conform NT Enel

TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) indiferent de constructor THYTRONIC




51-51-50-51N- 50N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>

De lavers. 1.0

e ) d e e t de co st uctocu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A.Caracteristicile tehnice segasesc pe site-ulconstructorului.

TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) WATTSUD IOR 016F150/1A.Caracteristicile tehnice se

gasesc pe site-ulconstructorului.

O CT110P#C5B1,T110P#C1B1,T110P#A1B1,T200P#C1B1

WATTSUDIOR-016

-

4Septembrie

2009


51-51-50-51N- 50N

I>, I>>, I>>>,

Io>, Io>>,

De lavers.1.60


TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-

75-100-150-200-300-400-500-600A.Caracteristicile tehnice segasesc pe site-ulconstructorului.

THYTRONICT110P#C5B1,T110P#C1B1,

T110P#A1B1,T200P#C1B1

-9

Aprilie2009

THYTRONICS.p.A.

NA30

51-51-50-51N- 50N-

67N-67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,

Io>->, Io>>->

De la

vers.1.60


TC neliniari (paragraf

D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A.Caracteristicile tehnice se



9Aprilie2009




THYTRONICS.p.A.

NA60

51-51-50-51N- 50N-67N-67N

I>, I>>, I>>>,Io>, Io>>,

Io>->, Io>>->

De lavers.1.60

TC omologati conform

NT Enel

TC neliniari (paragraf D.2.1.2.1-D.2.1.2.2 conform NTEnel) indiferent de constructor cu curent nominal primar 50-75-100-150-200-300-400-500-600A.Caracteristicile tehnice se




9Aprilie2009

SISTEM DE PROTECTIE GENERALA PENTRU RETEAUA DE MT – Anexa DTC, TCH, TT neomologati pentru protectii neintegrate

Dataaparitie

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 releeABB REF610 - REF542plus

Tip inchis,diametru110mm

29Aprilie2009

F.T.M. S.r.l AO40G 100/1 A/A 0,5TCH împreună cu relee-Microelecttrica Scientifica

Tip N-DIN-016- Areva T&D Italy

Tip VPR16,MX3AMDO16A- Thytronic NA10, NA016, NA30, NA60

- COL Giovanni Paolo


9Februarie

2010



COL Giovanni PaoloIFD4N-A1, IFX3S, IFX4N-A1

110mm 2010

F.T.M. S.r.l AO40G 100/1 A/A 1TCH împreună cu releeThytronic NA10, NA 30,

NA60, NA016Tip inchis,diametru110mm

6Iulie2009

Revalco S.r.l. TEN 105RD1 100/1 A/A 0,5

TCH împreună cu relee-Microelecttrica Scientifica

Tip N-DIN-016

-THYTRONICTip NA10- NA30-NA60

Col Giovanni Paolo-SEB Divisione Elettronica e Sistemi

Tip IFX4N-A1 si IFD4N-A1

Tip inchis,

diametru110mm

16

Iulie2009

Schneider ElectricS.p.A

ARF1/N1 300/1 A/A 2,5 TCCablajul TC+Releu Protec L≤ 10m, s≥2,5mmp

2Aprilie2009

THYTRONIC S.p.A. T110P#C5B1 100/1 A/A 0,5TCH împreună cu relee

THYTRONIC NA016-NA10Tip inchis,diametru110mm

9Aprilie2009

THYTRONIC S.p.A. T110P#C1B1 100/1 A/A 1TCH împreună cu relee

THYTRONICNA016-NA10-NA30-NA60


9Aprilie2009

THYTRONIC S.p.A. T110P#A1B1 100/1 A/A 1TCH împreună cu relee


Tip deschis,diametru110mm

9Aprilie2009

THYTRONIC S.p.A. T200P#C1B1 100/1 A/A 1TCH împreună cu relee


Tip inchis,diametru 200mm

9Aprilie2009



SISTEM DE PROTECTIE DE INTERFATA – Anexa E

Dataaparitiei20

Noiembrie2009

PRODUCATOR MODEL PROTECŢII VERSTIPOLOGIA TT ADMISIBILE

DATAPUBL.



FW

ABB S.p.A Power Products Division UnitàOperativa Sace MV

REF 542 plusNT Enel

(se poate folosi sica SPG)

27, 59, 81<, 81>, 59N,U<, U>, f<, f>, Uo>

De laversiunea 2.6


15Aprilie2009

Areva T&D Italy Spa(Unit PCF)

MX3VIR016A 27, 59, 81<, 81>, 59N,U<, U>, f<, f>, Uo>

De laversiunea

2.00


28August2009

Col Giovanni PaoloS.p.A. SEB

DepartamentElectronica si Sisteme

DIA4N 27-59-59N-81O-81UU<, U>, Uo>, f>, f<

De laversiunea

3.00


20Noiembrie

2009

THYTRONIC S.p.A NV10P 27-59-59N-81O-81UU<-U>- Uo>-f>-f<

1.60 TTconform paragraf E.2

NT Enel9

Aprilie2009

norma enel ed 3

Documents