Delibera AEEG 84/2012/R/EEL - art. 6.6

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1 Delibera AEEG 84/2012/R/EEL - art. 6.6 Dettagli tecnici per l attuazione dell allegato A.70 del Codice di rete di TERNA per i produttori connessi alle reti MT di Enel Distribuzione, nelle more dell adeguamento della Norma CEI Nota: eventuali soluzioni alternative ma equivalenti dal punto di vista funzionale possono essere valutate da Enel Distribuzione. Versione

2 Schemi funzionali e di inserzione del SPI MT con relé 81V Alternative A e B Phase R Phase S Phase T Transfer trip DI 1 Reset time setting 1 = 200 ms (cfr NOTE 1 next pages) 59V0: 5 V 25 V (cfr NOTE 4 next pages) 59.S1: 1,10 Vn T= 0,00 000s- 0,2 02s T = 3 s T = 5 s 25 s Alternative A 27.S2: 0,10 Vn 0,4 Vn T = 0,2 s 0,4 s Alternative B 59.S2: 1,15 Vn 1,2 Vn 27.S1: 0,40 Vn 0,85 Vn T = 0,4 s 1s IPR TRIP Loss of voltage CB trip coil Fault detection on MV side 59V0: to detect 1Φ to earth fault 81> & 81< S2: 47,5 Hz - 51,5 Hz 81> & 81< S1: 49,7 Hz - 50,3 Hz Max inverse sequence voltage Min direct sequence voltage DI 2 Reset time setting 3 (cfr NOTE 4 next pages) T = 1 s 240 s TLC net available Max inverse sequence voltage (27Vd): to detect 2Φ or cross country faults Min direct sequence voltage (59Vi): to detect 3Φ faults T = 1 s 10 s Local setting to allow inclusion of narrow window for 81> and 81 < protections Reset time setting 2 = 180 s (cfr NOTE 2 next pages) DI 3 (59Vi): to detect 3Φ faults (optional, (p regulation also possible with protected SW setting) PI (INTERFACE PROTECTION RELAY) DO 1(to inverters) (to introduce a delay for Limited Frequency Sensitive Mode- Overfrequency (LFSM-O) and Limited Frequency Sensitive Mode- Underfrequency (LFSM-U) (cfr. NOTE 3 next pages) 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 2

3 Schemi funzionali e di inserzione del SPI MT con relé 81V Alternativa C Phase R Phase S Phase T DI 1 Reset time setting 1 = 200 ms (cfr NOTE 1 next page) Transfer trip Phase R BT Phase S BT Phase T BT 59V0: 5 V 25 V (cfr NOTE 4 next pages) 59.S1: 1,10 Vn 27.S2: 0,10 Vn 0,4 Vn T = 0,00 s- 0,2 s T = 3 s T = 0,2 s 0,4 s T = 5 s 25 s Alternative C 59.S2: 1,15 Vn 1,2 Vn 27.S1: 0,40 Vn 0,85 Vn T = 0,4 s 1s IPR TRIP Loss of voltage CB trip coil Fault detection on MV side 59V0: to detect 1Φ to earth fault 81> & 81< S2: 47,5 Hz - 51,5 Hz 81> & 81< S1: 49,7 Hz - 50,3 Hz Max inverse sequence voltage Min direct sequence voltage Reset time setting 3 (cfr NOTE 4 next pages) DI 2 T = 1 s 240 s TLC net available Max inverse sequence voltage (27Vd): to detect 2Φ or cross country faults Min direct sequence voltage (59Vi): to detect t3φ faults T = 1 s 10 s Local setting to allow inclusion of narrow window for 81> and 81 < protections Reset time setting 2 = 180 s (cfr NOTE 2 next page) DI 3 (optional, regulation also possible with protected SW setting) PI (INTERFACE PROTECTION RELAY) DO 1(to inverters) (to introduce a delay for Limited Frequency Sensitive Mode- Overfrequency (LFSM-O) and Limited Frequency Sensitive Mode- Underfrequency (LFSM-U) (cfr. NOTE 3 next page) 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 3

4 Schemi funzionali e di inserzione del SPI MT con relé 81V Alternativa D Phase R Phase S Phase T Transfer trip RELAY FPI SENS TO DETECT ONLY RESIDUAL VOLTAGE DI 1 Alternative D 59.S1: 1,10 Vn Phase R BT Phase SBT Phase T BT Reset time setting 1 = 200 ms (cfr NOTE 1 next page) 59V0: 5 V 25 V (cfr NOTE 1 ext page) T = 0,00 s- 0,2 s T = 5 s 25 s 27.S2: 0,10 Vn 0,4 Vn 59.S2: 1,15 Vn 1,2 Vn 27.S1: 0,40 Vn 085 0,85 Vn T = 3 s T = 0,2 s 0,4 s T = 0,4 s 1s IPR TRIP Loss of voltage CB trip coil Fault detection on MV side 81> & 81< S2: 47,5 Hz - 51,5 Hz 59V0: to detect 1Φ to earth fault 81> & 81< S1: 49,7 Hz - 50,3 Hz Max inverse sequence voltage Min direct sequence voltage Reset time setting 3 (cfr NOTE 4 next pages) T = 1 s 240 s Alternative D TLC net available DI 2 Max inverse sequence voltage (27Vd): to detect 2Φ or cross country faults Min direct sequence voltage (59Vi): to detect 3Φ faults T = 1 s 10 s Local settingto allow inclusion of narrow window for 81> and 81 < protections Reset time setting 2 = 180 s (cfr NOTE 2 next page) DI 3 (optional, o regulation also possible with protected SW setting) PI (INTERFACE PROTECTION RELAY) DO 1(to inverters) (to introduce a delay for Limited Frequency Sensitive Mode- Overfrequency (LFSM-O) and Limited Frequency Sensitive Mode- Underfrequency (LFSM-U) (cfr. NOTE 3 next page) 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 4

5 Note agli schemi funzionali 1/6 Alternativa A: n. 2 TV fase fase in MT o BT + 3 TV stella triangolo aperto in MT La frequenza (funzioni 81) deve essere misurata a partire dalle tensioni concatenate. Non è ammesso misurare la frequenza impiegando TV induttivi inseriti fase terra sulla rete MT. La misura delle tensioni i al fine di ricavare le tensioni i di sequenza diretta (27Vd) ed inversa (59Vi) può avvenire secondo uno dei seguenti metodi Vd=1/3(U12 α α 2 U23) (a ) Tensione di sequenza diretta della terna di tensioni di fase, espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente Vi=1/3(U12 αu23) (b ) Tensione di sequenza inversa della terna di tensioni di fase, espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente oppure Ud=1/3(U12+αU23+α 2 U31) (c) Tensione di sequenza diretta della terna di tensioni concatenate misurate direttamente Ui=1/3(U12+α 2 U23+αU31) (d) Tensione di sequenza inversa della terna di tensioni concatenate misurate direttamente La misura delle tensioni per le funzioni 27.S1, 27.S2, 59.S1 e 59.S2 deve avvenire utilizzando le tensioni concatenate. La misura delle tensione residua (funzione 59V0, utilizzata sia per scatto, con ritardo intenzionale, che come avviamento, per funzione 81 V) deve avvenire tramite 3 TV induttivi stella triangolo l apertoed opportuna resistenza antiferrorisonanza, come specificato nel seguito. 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 5

6 Note agli schemi funzionali 2/6 Alternativa B: n. 3 sensori voltmetrici fase terra in MT (divisori capacitivi o resistivi puri, sensori di campo elettrico, etc.) La frequenza (funzioni 81) può essere misurata a partire dalle tensioni di fase misurate direttamente dai sensori voltmetrici, oppure a partire dalle tensioni concatenate calcolate internamente al relè. Le tensioni di sequenza diretta (27Vd) ed inversa (59Vi) possono essere calcolate a partire dalle tensioni di fase misurate direttamente dai sensori voltmetrici, oppure a partire dalle tensioni concatenate calcolate internamente al relè secondo uno dei seguenti metodi Vd=1/3(V1+αV2+α 2 V3) (a) Tensione di sequenza diretta della terna di tensioni di fase, espressa in funzione di tre tensioni di fase misurate direttamente Vi=1/3(V1+α 2 V2+αV3) (b) Tensione di sequenza inversa della terna di tensioni di fase, espressa in funzione di tre tensioni di fase misurate direttamente oppure Ud=1/3(U12+αU23+α 2 U31) (c) Tensione di sequenza diretta della terna di tensioni concatenate calcolate Ui=1/3(U12+α 2 U23+αU31) (d) Tensione di sequenza inversa della terna di tensioni concatenate calcolate La misura delle tensioni per le funzioni 27.S1, 27.S2, 59.S1 e 59.S2 deve avvenire utilizzando le tensioni concatenate. La misura delle tensione residua (funzione 59V0, utilizzata sia per scatto, con ritardo intenzionale, che come avviamento, per funzione 81 V) può avvenire ricostruendo la stessa all interno della PI a partire dalle 3 tensioni di fase. 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 6

7 Note agli schemi funzionali 3/6 Alternativa C: misura diretta delle tensioni concatenate in BT e n. 3 sensori voltmetrici fase terra o 3 TV induttivi stella triangolo aperto in MT per misura di tensione residua La frequenza (funzioni 81) può essere misurata dalle tensioni BT concatenate. La misura delle tensioni al fine di ricavare le tensioni di sequenza diretta (27Vd) ed inversa (59Vi) può avvenire secondo uno dei seguenti metodi Vd=1/3(U12 α 2 U23 (a ) Tensione di sequenza diretta della terna di tensioni di fase, espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente Vi=1/3(U12 αu23 (b ) Tensione di sequenza inversa della terna di tensioni di fase, espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente oppure Ud=1/3(U12+αU23+α 2 U31) (c) Tensione di sequenza diretta della terna di tensioni concatenate misurate direttamente Ui=1/3(U12+α 2 U23+αU31) U31) (d) Tensione di sequenza inversa dll della terna di tensioni i concatenate t misurate direttamente La misura delle tensioni per le funzioni 27.S1, 27.S2, 59.S1 e 59.S2 deve avvenire utilizzando le tensioni concatenate. La misura delle tensione residua (funzione 59V0, utilizzata sia per scatto, con ritardo intenzionale, che come avviamento, per funzione 81 V) deve avvenire direttamente tramite 3 TV induttivi stella triangolo aperto ed opportuna resistenza antiferrorisonanza, oppure ricostruendo la stessa all interno della PI nel caso di sensori voltmetrici fase terra. 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 7

8 Note agli schemi funzionali 4/6 La PI deve disporre, al minimo, di 2 digital input, di cui uno per il Transfer trip e l altro per una delle tre seguenti alternative: - assenza rete TLC; - segnale esterno di avviamento 27Vd, 59V0 e 59Vi, essenzialmente per SPI BT o per SPI MT molto distanti dai TV; - sia assenza rete TLC, sia segnale esterno di avviamento 27Vd, 59V0 e 59Vi (comunizzati opportunamente all esterno del relé); - il terzo DI, per il segnale di inclusione locale delle soglie strette, può essere evitato agendo sulla funzionalità dello stesso in sede di programmazione (in modo protetto). 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 8

9 Note agli schemi funzionali 5/6 NOTE 1: Reset time setting 1 = 200 ms serve in caso di arco intermittente, od all estinzione del guasto, per evitare continui avviamenti e ricadute dell avviamento 59V0 a causa della saturazione dei TV induttivi di tipo ferromagnetico connessi fase-terra NOTE 2: Reset time setting 2 = 180 s serve per non variare continuamente l ampiezza della finestra di frequenza durante il ciclo di richiusura NOTE 3: DO per introdurre un ritardo nella funzione LFSM-O e/o LFSM-U. In assenza di soglie restrittive di frequenza attivate, ritardo minimo, non inferiore a 200 ms, in presenza di soglie restrittive di frequenza attivate (assenza rete di comunicazione e contemporanea presenza di guasto a livello di rete MT) ritardo non inferiore a 500 ms (2 s massimo, in accordo ad EnTSOe RfG). In alternativa, ritardo fisso di 500 ms nell attivazione di LFSM-O/U senza utilizzo DO1 NOTE 4: Reset time setting 3. Deve essere maggiore della periodicità dell invio del segnale di presenza rete, al fine di non trovarsi nella condizione di rete assente (e telescatto assente) con soglie larghe di frequenza. Qualora la rete TLC sia assente permanenetemete, l ingresso DI2 può essere opportunamente polarizzato lasciando attiva la sola funzione 81V al fine di restringerelesoglie g in caso di guasto a livello MT e ridurre le probabilità di isola indesiderata. L Alternativa D può essere usata anche per SPI MT qualora la situazione impiantistica renda eccessivamente complicata e/o onerosa la realizzazione delle Alternativa A, B o C ; è sostanzialmente equivalente, tranne che per il prelievo ed elaborazione della 59V0 in un punto distante dalla/e SPI. Con collegamento alle stesse tramite un segnale digitale invece che con un segnale analogico di tensione. Il dispositivo per l elaborazione del 59V0 è interno all impianto di Utente (può essere una protezione dedicata). N.B.: lo schema potrebbe essere una base di partenza per un SPI per utenti attivi collegati in BT, ma l ipotesi verrà discussa e definita in sede CEI; Limitatamenteaisoligeneratoristatici(inverter),ilSPIdeveprevederelapossibilitàdidisabilitare,sucomando locale protetto da usi impropri, anche in assenza di segnale di comunicazione, le soglie 81>S1 e 81<S1, consentendo il funzionamento della soglia, sempre abilitata, compresa tre 47,5 Hz 81< e 51,5 Hz 81>). Le eventuali protezioni (integrate oppure esterne) del generatore statico alla rete devono essere coordinate con le protezioni i di interfaccia i equindi devono consentire il funzionamento del generatore nei campi di tensione e frequenza impostati nella protezione di interfaccia, come specificati nel regolamento di esercizio. Per i generatori tradizionali, le eventuali protezioni del generatore che interferiscono con i campi di regolazione della protezione di interfaccia, devono essere riportate nel regolamento di esercizio. 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 9

10 Note agli schemi funzionali 6/6 Note (segue): Lo stato logico del segnale locale di inclusione delle soglie 81>.S1 ed 81<.S1 è definito, prima della connessione, nel regolamento di esercizio stabilito tra il Distributore e l Utente attivo. I segnali veicolati attraverso i DI ed i DO, qualora il relè disponga di porta di comunicazione con IEC nativo, potranno, una volta consolidata la profilazione, essere trasmessi/inviati tramite protocollo. Trasduttori di misura (TV) I trasformatori di tensione per protezioni di massima/minima tensione o frequenza, collegati fra le fasi, devono avere una classe di precisione 3P, fattore di tensione 1,3 per 30 s ed una prestazione nominale di almeno 5 VA. I trasformatori di tensione per la protezione di massima tensione omopolare sono costituiti da una terna di TV stella-triangolo aperto con le stesse caratteristiche di quelli indicati in D di CEI 0-16 IIa ed. Qualora sia presente una terna di TV ai fini della protezione direzionale di terra che agisce sul DG, può essere utilizzata la stessa terna ai fini della protezione di massima tensione omopolare associata al DDI. Nel caso vengano utilizzati sensori non ferromagnetici (partitori capacitivi, resistivi, etc), gli stessi devono avere comportamento lineare fra il 5% ed il 190% della tensionedifaseeclassediprecisionenonsuperiore a0,5. I TV fase-terra di tipo induttivo ferromagnetico non sono ammessi per la misura di tensione e frequenza a causa della saturazione cui sono soggetti all estinzione del guasto monofase a terra a seguito dell apertura di un organo di manovra del Distributore. Le capacità delle 2 fasi sane, infatti, rimaste cariche alla tensione di fase al momento dell apertura dell OdM, si scaricano attraverso i TV saturando gli stessi. Il fenomeno è stato ampliamente confermato durante la campagna di misura dei buchi di tensione promossa da AEEG. Il fenomeno non accade se vi sono altre vie di scarica delle capacità, per esempio resistenze di messa a terra del neutro o bobine di Petersen, ma tali vie di richiusura rimangono connesse alla rete del distributore dopo l apertura dell OdM, non alla linea sede di guasto che rimane esercita a neutro isolato. 06/04/2012 Enel Distribuzione SpA 10

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