B.08.02.07 SELECTIVITY STUDY - ENV.pdf

PREPARED BY:

THE OK DESIGN GROUP, Srl

ARCHITECTS, PLANNERS, CONSULTING ENGINEERS

VIA ANGELO BARGONI 78 ‐ 00153 ROME, ITALY

Claudia Cattarin

DIRECTORATE OF PUBLIC WORKS

U.S. ARMY GARRISON ITALY – APO AE 09613

DARBY MILITARY COMMUNITY

PROJECT ED 00176‐8

UPGRADE ELECTRICAL SYSTEM CAMP DARBY (SOUTH)

CAMP DARBY AREA, LIVORNO, ITALY

CONTRACT NO.: W912PF‐16‐D‐0007 T.O. 003 DMC FINAL DESIGN SUBMITTAL

DATE: MARCH 2021

SELECTIVITY STUDY

Upgrade Electrical System Camp Darby (South) SELECTIVITY STUDY Camp Darby Area, Livorno, Italy Contract No. W912PF‐16‐D‐0007 T.O. 003 DMC ‐ Project ED 00176‐8

TABLE OF CONTENTS

‐ GENERAL

‐ EXCERPT FROM OFFICIAL LETTER BY COMMERCIAL POWER COMPANY (ENEL)

‐ MV SYSTEM PROTECTION DIAGRAMS

‐ THREE PHASE MAXIMUM SHORT CIRCUIT CURRENTS

‐ SINGLE PHASE TO GROUND MAXIMUM SHORT CIRCUIT CURRENTS

‐ SELECTIVITY TABLES

‐ RELAYS CATALOGUE CUTS

GENERAL

Camp Darby Area, Livorno, Italy GENERAL

Pag. 1

GENERAL

The medium voltage distribution network in the Camp Darby South area is a critical infrastructure for the operation of the military mission. The continuity of the electricity distribution service is therefore a key topic. The existing network has been operated in radial (three configuration) without protection on the feeders, but only at the main station and at the transformer station.

The present project provides a new, different approach to the operation of the network, introducing the protection of the feeders, that is an upgrading aimed to select and isolate the faulted branch, increasing the continuity of the operation.

The relay setting shall be selected in accordance with the parameters of short circuit currents and interruption time imposed by the Commercial Power Company (ENEL). Due to the maximum fault interruption time allowed by Commercial Power Company and high number of substations in the network the selectivity must be pursued with a different approach than the current and time trip thresholds of the relays.

Conventional selectivity processes (overcurrent and time lag) fulfil the requirements of selectivity to a more or less satisfactory degree. This degree drops to unsatisfactory with increased number of substations.

Overcurrent Selectivity. Is based on the fact that short‐circuit current decreases with increasing distance from the source. Is it thus used especially for low voltages where the connecting impedances are not negligible. If Ir is the current setting for instantaneous tripping and Icc is the short circuit current which is established at the point of departure B, down‐stream from the protection equipment, selectivity is total if Ir of point A > Icc at point B; selectivity is partial if Ir at point A < Icc at point B.

Time Lag Selectivity. Provides complete selectivity by delaying the tripping of each circuit‐ breaker for durations all the higher as the circuit breaker is nearer to the source of energy. This system of delay tripping of the downstream circuit breakers can work for few substations, the time for fault elimination becomes too long when it occurs close to the source, and an incompatibility can arise between the selectivity and the shorter delay (0.2 sec at 15kV) which the Commercial Power Company allows for the supply circuit breaker. These excessive delays have the disadvantages of necessitating a thermal over‐sizing of the cables and especially of increasing considerably the dangers of damage due to arc propagation from the point of fault.

Logic Selectivity. To improve the selectivity of the network an automated “logic” selectivity system is used in the present project. Automation is aimed at improving service continuity.

Among the several possible automation schemes, logic selectivity between protection relays is one of the most effective approach because it allow to reduce the area affected by the fault at the very same time of the event.

Pag. 2

IEC 61850 “Based Logic Selectivity Scheme for the MV Distribution Network” provides a standard way to implement automation.

Logic selectivity system can correct the disadvantages of Current‐ Time Lag selectivity reducing considerably the trip delay of the circuit breakers closest to the energy source.

The Camp Darby Medium Voltage Network will be operated as radial configuration during the work period and at the end of work it shall be configures a loop with the possibility of a double power supply source. The first point of power supply will be the SS#808 (ENEL Delivery Point) and the second point will be through the ASA network.

Each circuit breaker is associated to a “Logic Relay” receiving fault information from its detectors (Current Transformers and Voltage sensors) and emitting a tripping and logic wait signals.

Any relay affected by a fault will send:

‐ A logic wait signal (LWS) to the upstream stage (an order to increase the up‐stream relay’s own time‐lag).

‐ A tripping signal to the circuit breaker to which it is associated, unless it has itself received a logic wait signal from the down‐stream stage.

The present project refers to commercial relays NVA100 by Thytronic. The main substation SS#808 is provided with the same type of relay, so the downstream relays are identical to the relay at the network head.

The programmable relay NVA100 is provided with the ANSI protection and control functions 50/51, 50N/51N, 67, 67N. All the relays NVA100 are connected between them with four dedicated fibers through the BFO Electro‐Optical Converter.

Logic signals are sent on the dedicated fibers as binary input i/o without any interference with the base LAN.

Relays are provided with one output blocking circuit and one input blocking circuit.

Additional status or control signals may be sent to the main control station via the switch included in the communication rack and the base LAN. With the aim of providing a fast selective protection system some protective functions may be blocked (pilot wire accelerated logic).

To guarantee the maximum fail‐safety, the relay performs a run time monitoring for pilot wire continuity and pilot wire shorting.

Pag. 3

Permanent activation (with a duration longer that a preset time) of the blocking signals is identified, as a warning for a possible short circuit in the pilot wire or in the output circuit to the downstream protection.

The logic selectivity functions can be realized through any combination of binary input, output relays and/or committed pilot wire circuits.

The following pages illustrate the configuration of the network with the relays, current and voltage transformers, and media converters with fiber optic wiring.

Next sheets indicate the parameters of the feeders and the short circuit currents calculated in accordance with the network configuration and Commercial Power Company official electrical parameters at the delivery substation SS#808 that will be the power source for this project.

EXCERPT FROM OFFICIAL LETTER BY COMMERCIAL POWER COMPANY (ENEL)

Cabina enel distribuzione DI10-2-084972 sita in VIA LIVORNESE - PISA (CAMP

DARBY)

Ambito di concentrazione secondo AEEGSI: Media

Tensione nominale Vn [kV]: 15 ± 10%

Frequenza nominale [Hz]: 50 ± 1% (95% dell’anno) + 4% -6% (100% dell’anno)

Esercizio del neutro a terra tramite impedenza

Corrente di guasto monofase a terra(1) 40A

Tempo di eliminazione del guasto a terra >> 10s

Icc-3-max-ese Corrente di corto circuito trifase massima di esercizio [kA]

3,550

Icc-3-min-ese Corrente di corto circuito trifase minima di esercizio [kA]

3,510 La potenza di corto circuito trifase minima di esercizio [kVA] si ricava nel modo seguente(1):

1,73 * Vn * Icc-3-min-ese

Icc-3-min-conv Corrente di corto circuito trifase minima convenzionale [kA]

3,510 La potenza di corto circuito trifase minima convenzionale

[kVA] si ricava nel modo seguente(2):

1,73 * 0,9* Vn * Icc-3-min-conv La corrente di doppio guasto massimo monofase a terra è di 10,8 kA ed il relativo tempo di eliminazione guasto è di 340 ms (vedi norma CEI 0-16, par. 5.2.1.8).

(1) La potenza di corto circuito, in generale, si ricava con la formula: Pcc = √3 * Vn * Icc

(2) La potenza trifase minima convenzionale è ricavata tenendo conto di un assetto di contro alimentazione della rete elettrica passiva (in assetto n-1; art. 96.5 ARG/elt 198/11)

Specifiche di taratura della Protezione Generale In ottemperanza a quanto stabilito nelle delibere AEEGSI vigenti, nella norma CEI 0-16 e quanto previsto nei criteri di allacciamento ENEL(disponibili sul sito https://www.e-distribuzione.it/it-IT/Pagine/regole_tecniche.aspx), i valori di taratura della Protezione Generale che devono essere impostati sono quelli indicati nella tabella 1 sotto riportata Tabella 1: TARATURA PROTEZIONE GENERALE

Tarature Impianti

CLIENTE: U.S.ARMY SETAF

INDIRIZZO FORNITURA: V LIVORNESE SNC

COMUNE: PISA

POD: IT001E00109033

FORNITURA: VIA LIVORNESE SNC

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Utente: GIOVANNI SALVATORI

Data della Stampa: 11/20/2017 11:28:30

AM

Qualora il contributo alla corrente capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT interna all'impianto di utenza, calcolato con la formula di cui al punto 5.2.1.7 della norma CEI 0-16, sia superiore all'80% della soglia d'intervento 51N.S1 della tabella 1 (ad esempio in caso di linee interamente in cavo di estensione superiore a 400 m a 20 kV o 530 m a 15 kV), il Sistema di Protezione Generale deve comprendere una protezione direzionale di terra (67N) e devono essere impostate ai valori di taratura riportati nella seguente tabella 2 Tabella 2: TARATURA PROTEZIONE GENERALE dotata di protezione direzionale di terra

La protezione di massima corrente omopolare (51N) a due soglie va attivata con una sola soglia (51N.S1) per gli impianti collegati a reti MT esercite a neutro isolato (o resistore) e con entrambe le soglie (51N.S1 - 51N.S2) per gli impianti collegati a reti MT esercite con neutro a terra tramite impedenza.

In alternativa alle regolazioni sopra esposte, per gli utenti di reti a neutro compensato che non necessitano della protezione 67N.S1 e 67N.S2, può essere impiegata la sola soglia I0>, con le seguenti regolazioni: valore 2A; tempo di estinzione del guasto: 170ms;

Qualora il cliente non possa impostare la prima soglia (I>) a tempo normalmente inverso (NIT) così come indicato nella tabella(1), dovrà impostare la soglia 51.S2 (A) (I>>) al valore 195 A anzichè 250A

(1) La simbologia adottata è quella riportata nella norma CEI 0-16

(2) Comprendente il tempo di ritardo intenzionale ed il tempo di apertura dell'interruttore

(3) Nel caso in cui i campi della soglia I> siano vuoti non è necessario impostare tale soglia

(4) Corrente al primario misurata tramite TA, TA omopolare o equivalente (somma vettoriale delle 3 correnti di fase)

(5) Il valore di riferimento è il 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata e riferita all'esercizio del neutro della rete

Descrizione Protezioni(1) Soglie di intervento Tempo di eliminazione guasto (2) Note

51.S1 alfa (I>) 0,02 (3) richiusure escluse

51.S1 beta (I>) 0,14 (3) richiusure escluse

51.S1 K (I>) 0,12 (3) richiusure escluse

51.S1 I> (I>) 109 A (3) richiusure escluse

51.S2s (I>>) ≤ 250 A (4) 0,5 s richiusure escluse

51.S2p (I>>) ≤ 195 A (4) 0,5 s richiusure escluse

50.S3 (I>>>) ≤ 600 A (4) 0,12 s richiusure escluse

51N.S1 (I0>) ≤ 2 A (4) 0,45 s richiusure escluse

51N.S2 (I0>) ≤ 56 A (4)(5) 0,17 s richiusure escluse

Descrizione Protezioni(1) Soglie di intervento Tempo di eliminazione guasto (2) Note

51.S1 alfa (I>) 0,02 (3) richiusure escluse

51.S1 beta (I>) 0,14 (3) richiusure escluse

51.S1 K (I>) 0,12 (3) richiusure escluse

51.S1 I> (I>) 109 A (3) richiusure escluse

51.S2s (I>>) ≤250 A(4) 0,5 s richiusure escluse

51.S2p (I>>) ≤195 A(4) 0,5 s richiusure escluse

50.S3 (I>>>) ≤600 A(4) 0,12 s richiusure escluse

51N.S2 (I0>>) ≤56 A(4)(5) 0,17 s richiusure escluse

67N - NI(8)

V0 (6)= 173,21

I0(4) =2 φ(7)=(60-120)°

0,17 s richiusure escluse

67N - NC(8)

V0 (6)= 433,01

I0(4) =2 φ(7)=(60-250)°

0,45 s richiusure escluse

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Utente: GIOVANNI SALVATORI

Specifiche di taratura della Protezione di Interfaccia:

I Clienti produttori devono, in aggiunta, impostare sulla Protezione di Interfaccia, le tarature riportate nella tabella 3. In ogni caso fa fede quanto indicato nel Regolamento di Esercizio.

Tabella 3: TARATURA DELLA PROTEZIONE DI INTERFACCIA

E’ richiesta l’attivazione della protezione direzionale di terra con entrambe le soglie (67N – NI / 67N - NC) per tutti gli impianti collegati a reti MT esercite con neutro a terra tramite: impedenza, resistore o in regime isolato.

Qualora il cliente non possa impostare la prima soglia (I>) a tempo inverso (NIT), secondo i valori suggeriti in tabella (2), oppure la curva d'intervento della stessa (I>) non assicuri l'assorbimento della potenza contrattuale concordata con il distributore, si dovrà impostare la soglia 51.S2 (A) (I>>) al valore 195A anziché 250A

(1) La simbologia adottata è quella riportata nella norma CEI 0-16

(2) Comprendente il tempo di ritardo intenzionale ed il tempo di apertura dell'interruttore

(3) Nel caso in cui i campi della soglia I> siano vuoti non è necessario impostare tale soglia

(4) Corrente al primario misurata tramite TA, TA omopolare o equivalente (somma vettoriale delle 3 correnti di fase)

(5) Il valore di riferimento è il 140% della corrente di guasto monofase a terra comunicata, riferita all’esercizio del neutro della rete.

(6) Tensione al secondario ottenuta tramite 3 TV di fase con collegamento a triangolo aperto e rapporto di trasformazione complessivo tale che, in caso di guasto monofase franco a terra, siano presenti 100 V all’ingresso della protezione. Nel caso di TV con rapporto diverso i valori da impostare sulla protezione devono essere opportunamente ricalcolati (rispettivamente 2% e 5% della tensione fornita alla protezione in presenza di un guasto monofase franco a terra)

(7) L'angolo è positivo se la I0 è in ritardo (in senso orario) sulla V0

(8) La soglia NI è corrispondente alla soglia “S1” per gli impianti connessi alla rete in data antecedente al 01/01/2013, mentre corrisponde alla soglia “S2” per gli impianti connessi alla rete a partire dal 01/01/2013 (CEI 0-16 ed.3). Altresì la soglia NC è corrispondente alla soglia “S2” per gli impianti connessi alla rete in data antecedente al 01/01/2013, mentre corrisponde alla soglia “S1” per gli impianti connessi alla rete a partire dal 01/01/2013 (CEI 0-16 ed.3).

Per situazioni impiantistiche particolari Enel Distribuzione, a seguito di richiesta del cliente, si riserva di valutare la possibilità di ammettere valori diversi rispetto a quelli di sopra riportati.

Qualora il Dispositivo Generale e il Sistema di Protezione interna Generale siano costituiti da IMS con fusibili non serve impostare alcuna taratura.

Descrizione Protezioni(1) Soglie di intervento Tempo di ritardo(2) Note

59.S1 Massima Tensione 16,5kV ≤603 s

59.S2(3) Massima Tensione 18kV ≤ 0,6 s

27.S1 Minima Tensione 12,75 kV ≤ 1,5 s

27.S2(3) Minima Tensione 4,5 kV ≤ 0,2 s

81> Massima Frequenza 51,5 (Hz) Unipolare ≤ 1 s soglia permissiva

81< Minima Frequenza 47,5 (Hz) Unipolare ≤ 4 s soglia permissiva

81> Massima Frequenza 50,2 (Hz) Unipolare ≤ 0,15 s soglia restrittiva(7)

81< Minima Frequenza 49,8 (Hz) Unipolare ≤ 0,15 s soglia restrittiva(7)

59Vi Massima tensione inversa Vi lato MT 2,25 kV (4)

27Vd Minima tensione diretta Vd lato MT 10,5 kV (5)

Massima Tensione omopolare V0 5 V (6) 25 s

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Utente: GIOVANNI SALVATORI

(1) La simbologia adottata è quella riportata nella Norma CEI 0-16 e nell’Allegato A70

(2) Il tempo indicato non è comprensivo del tempo di apertura interruttore (DDI - BT o MT).

(3) L’attivazione delle soglie 59.S2 e 27.S2 non è necessaria se l’impianto è entrato in esercizio in data anteriore al 01/07/2012

(4) Rappresenta il 15% (o il 20 % per tutti gli impianti di produzione le cui domande di connessione sono state inviate entro il 1 aprile 2013) del valore nominale della tensione di fase o concatenata. (0,15/√3) Vn o En

(5) Rappresenta il 70% del valore nominale della tensione di fase o concatenata. (0,7/√3) Vn o En

(6) Rappresenta il 5% del valore di tensione residua Vrn (3En=√3Vn) riportata al secondario dei 3 TV di fase con collegamento a triangolo aperto, aventi un rapporto di trasformazione tale che, in caso di guasto monofase a terra franco, siano presenti 100 V all’ingresso della protezione. Nel caso di TV o trasduttori di tensione con rapporto diverso i valori da impostare sulla protezione devono essere opportunamente ricalcolati (5% della tensione fornita alla protezione in presenza di un guasto monofase franco a terra)

(7) L’attivazione delle soglie restrittive di frequenza, come previsto dall’allegato A70 del CdR, è subordinata:

1. ad informazioni locali in grado di discriminare eventi di sistema ed eventi localizzati sulla rete di distribuzione, assenza di segnali di commutazione da remoto

2. alla disponibilità di segnali di abilitazione trasmessi attraverso la rete di distribuzione.

Infine, in presenza di un tele segnale di distacco (TELESCATTO), impartito dal distributore, è possibile attuare la disconnessione diretta dell’impianto, senza la necessità di far intervenire il SPI mediante l’attivazione delle soglie restrittive di frequenza

Sul nostro sito http://www.e-distribuzione.it si possono trovare ulteriori informazioni e documentazione relativamente a:

a) Criteri di taratura degli impianti di distribuzione MT ed esempi tipici di coordinamento delle protezioni di rete e di Utenza.

b) Modello della dichiarazione di adeguatezza per la SPG ai sensi della Delibera ALT/elt 33/08 e 198/11.

Per informazioni relative alla tarature è possibile scrivere alla mail: esercizio.livorno@e-distribuzione.com

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Utente: GIOVANNI SALVATORI

MV SYSTEM PROTECTION DIAGRAMS

THREE PHASE MAXIMUM SHORT CIRCUIT CURRENTS

THREE PHASE MAXIMUM SHORT CIRCUIT CURRENTS

SS#807

Ikss=2,992 kA ip=6,340 kA Ib=2,992 kA Ik=2,992 kA

SS#118

Ikss=3,029 kA ip=6,472 kA Ib=3,029 kA Ik=3,029 kA

SS#211

Ikss=3,099 kA ip=6,735 kA Ib=3,099 kA Ik=3,099 kA

SS#727

Ikss=3,142 kA ip=6,903 kA Ib=3,142 kA Ik=3,142 kA

SS#776

Ikss=3,222 kA ip=7,230 kA Ib=3,222 kA Ik=3,222 kA

SS#724

Ikss=3,240 kA ip=7,304 kA Ib=3,240 kA Ik=3,240 kA

SS#739

Ikss=3,316 kA ip=7,633 kA Ib=3,316 kA Ik=3,316 kA

SS#920

Ikss=3,409 kA ip=8,057 kA Ib=3,409 kA Ik=3,409 kA

SS#738

Ikss=3,362 kA ip=7,837 kA Ib=3,362 kA Ik=3,362 kA

SS#104

Ikss=3,475 kA ip=8,382 kA Ib=3,475 kA Ik=3,475 kA

SS#107

Ikss=3,508 kA ip=8,545 kA Ib=3,508 kA Ik=3,508 kA

SS#808.

Ikss=3,550 kA ip=8,766 kA Ib=3,550 kA Ik=3,550 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,173 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=2,992 kA

Ikss=0,000 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,325 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=3,029 kA

Ikss=0,000 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,194 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=3,099 kA

Ikss=0,000 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,354 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kAIkss=3,142 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,076 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kAIkss=3,222 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,320 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kAIkss=3,240 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,186 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kAIkss=3,316 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,190 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kA

Ikss=3,362 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,263 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kA

Ikss=3,409 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,125 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kA

Ikss=3,475 kA

TR1.28

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=11,730 kA

TR1.27

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=11,754 kA

TR1.26

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=11,769 kA

TR1.25

0,40 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=9,631 kA

TR1.24

0,40 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=9,634 kA

TR1.23

0,80 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=17,863 kA

TR1.22

0,25 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=6,223 kA

TR1.21

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=11,853 kA

TR1.20

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=11,873 kA

TR1.19

0,25 MVA

15,00 kV 0,40 kV

Vcc 6,00 % Dyn11

Ikss=0,000 kA

Ikss=6,235 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,162 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss=0,000 kA

Ikss=3,508 kA

Iko=40 A xntrnmin=10,00 ikssmin=3,510 kA xntrn=10,00 ikss=3,550 kA ENEL 15 kV POD IT001E00109033.

Ikss=3,550 kA

Max. 3-Phase Short-Circuit IEC 60909

Short Circuit Nodes

Initial Short-Circuit Current [kA]

Peak Short-Circuit Current [kA]

Short-Circuit Breaking Current [kA]

Steady-State Short-Circuit Current [kA]

Branches

Initial Short-Circuit Current [kA]

PowerFactory 2017 SP3

CAMP DARBY SOUTH

SHORT CIRCUIT CURRENTS CALCULATION

ACCORDING TO IEC 60909

Project: PL1243

Graphic: CAMP DARBY S

Date: 9/13/2019

Annex:

TH

R

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

EN

TS

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

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IT

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P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

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EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

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EE

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SE

M

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IM

U M S H O R T C

IR

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SE

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IM

U M S H O R T C

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SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

EE

P H A

SE

M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

SINGLE PHASE TO GROUND MAXIMUM SHORT CIRCUIT CURRENTS

SINGLE PHASE TO GROUND MAXIMUM SHORT CIRCUIT CURRENTS

SS#807

U0x3=28,547 kV I0x3=0,040 kA

SS#118

U0x3=28,550 kV I0x3=0,040 kA

SS#211

U0x3=28,555 kV I0x3=0,040 kA

SS#727

U0x3=28,557 kV I0x3=0,040 kA

SS#776

U0x3=28,563 kV I0x3=0,040 kA

SS#724

U0x3=28,564 kV I0x3=0,040 kA

SS#739

U0x3=28,568 kV I0x3=0,040 kA

SS#920

U0x3=28,574 kV I0x3=0,040 kA

SS#738

U0x3=28,571 kV I0x3=0,040 kA

SS#104

U0x3=28,578 kV I0x3=0,040 kA

SS#107

U0x3=28,580 kV I0x3=0,040 kA

SS#808.

U0x3=28,582 kV I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,173 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,040 kA Ikss:A=0,040 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA I0x3=0,000 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,325 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,040 kA Ikss:A=0,040 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA I0x3=0,001 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,194 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,040 kA Ikss:A=0,040 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA I0x3=0,001 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,354 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,001 kA I0x3=0,002 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,076 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,001 kA I0x3=0,002 kA

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,320 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,001 kA I0x3=0,003 kA

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,186 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,001 kA I0x3=0,003 kA

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,190 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,004 kA Ikss:A=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:C=0,001 kA

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,263 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,004 kA Ikss:A=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:C=0,001 kA

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,125 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,005 kA Ikss:A=0,002 kA Ikss:B=0,002 kA Ikss:C=0,002 kA

Ikss:C=0,001 kA Ikss:B=0,001 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

TR1.28

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=12,350 kA I0x3=12,350 kA

TR1.27

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=12,368 kA I0x3=12,368 kA

TR1.26

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=12,379 kA I0x3=12,379 kA

TR1.25

0,40 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=10,060 kA I0x3=10,060 kA

TR1.24

0,40 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=10,063 kA I0x3=10,063 kA

TR1.23

0,80 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=19,081 kA I0x3=19,081 kA

TR1.22

0,25 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:A=6,434 kA I0x3=6,434 kA

TR1.21

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=12,440 kA I0x3=12,440 kA

TR1.20

0,50 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA

Ikss:A=12,455 kA I0x3=12,455 kA

TR1.19

0,25 MVA

15,00 kV 0,40 kV 6,00 %

I0x3=0,000 kA Ikss:A=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:C=0,000 kA

Ikss:C=0,000 kA Ikss:B=0,000 kA Ikss:A=6,443 kA I0x3=6,443 kA

RG7H1M1 3x1x95 0,162 km

0,200 Ohm/km 0,180 Ohm/km 0,230 uF/km

I0x3=0,005 kA Ikss:A=0,002 kA Ikss:B=0,002 kA Ikss:C=0,002 kA

Ikss:C=0,002 kA Ikss:B=0,002 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

Iko=40 A xntrnmin=10,00 ikssmin=3,510 kA xntrn=10,00 ikss=3,550 kA ENEL 15 kV POD IT001E00109033.

Ikss:C=0,002 kA Ikss:B=0,002 kA Ikss:A=0,040 kA I0x3=0,040 kA

Max. Single Phase to Ground IEC 60909

Short Circuit Nodes

3*U0 [kV]

3*I0 [kA]

Branches

3*I0 [kA]

Initial Short-Circuit Current A [kA]

Initial Short-Circuit Current B [kA]

Initial Short-Circuit Current C [kA]

PowerFactory 2017 SP3

CAMP DARBY SOUTH

SHORT CIRCUIT CURRENTS CALCULATION

ACCORDING TO IEC 60909

Project: PL1243

Graphic: CAMP DARBY S

Date: 9/13/2019

Annex:

SI

N G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

U 0x

3=

,5 k V

I0 x3

0, kA

Ik ss

:C

0, kA

Ik ss

:B

0, kA

Ik ss

:A

0, kA

I0 x3

0, kA

Ik ss

:C

0, kA

Ik ss

:B

0, kA

Ik ss

:A

0, kA

I0 x3

0, kA

T R

1.

0, M

V A

,0 kV

0, k V

6, I0 x3

0, kA Ik ss :A

0, kA Ik ss :B

0, kA Ik ss :C

0, kA

Ik ss

:C

0, kA

Ik ss

:B

0, kA

Ik ss

:A

,0 k

A I0 x3

,0 k

A

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

G

LE

P H A

SE

T O G R O U N D M

A X

IM

U M S H O R T C

IR

C U

IT

C U R R

SELECTIVITY TABLES

Substation SS#808 Transformer: none kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 100 2 60°‐120°

67.N2 2 400 5 61°‐257°

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

67.1 249 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#107 Transformer: 250 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 10 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 80 0 ‐ ‐

51 10 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#104 Transformer: 500 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 10 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 80 0 ‐ ‐

51 10 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Fault to ground

Phase Fault

Fault to ground

Phase Fault

Fault to ground

Phase Fault

Substation SS#920 Transformer: 500 kVA

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 10 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 80 0 ‐ ‐

51 10 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#738 Transformer: 250 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 25 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 200 0 ‐ ‐

51 10 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#739 Transformer: 800 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 0 ‐ ‐

51 8 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Phase Fault

Fault to ground

Phase Fault

Fault to ground

Substation SS#724 Transformer: 400 kVA

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 0 ‐ ‐

51 8 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#776 Transformer: 400 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 0 ‐ ‐

51 8 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#727 Transformer: 500 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 0 ‐ ‐

51 8 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Phase Fault

Fault to ground

Phase Fault

Fault to ground

Substation SS#211 Transformer: 500 kVA

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 0 ‐ ‐

51 8 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#118 Transformer: 500 kVA

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 70 2 60°‐120°

67.N2 2 200 5 61°‐257°

51.N 2 60 ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 250 ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 0 ‐ ‐

51 8 1 ‐ ‐

67.1 201 400 ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 80 ‐ ‐

67.3 600 200 ‐ ‐

Substation SS#807 Transformer: ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay Min. Voltage Angle

(A) (ms) (V) (degree)

Send Block Signal 67.N1 2 ‐ ‐ ‐

67.N2 2 ‐ ‐ ‐

51.N 2 ‐ ‐ ‐

Logic Signals

Relay Trip Current Time delay ‐ ‐

(A) (ms) ‐ ‐

50.1 9 ‐ ‐ ‐

Send Block Signal 50.2 60 ‐ ‐ ‐

51 8 ‐ ‐ ‐

67.1 201 ‐ ‐ ‐

Send Block Signal 67.2 600 ‐ ‐ ‐

67.3 600 ‐ ‐ ‐

Fault to ground

Phase Fault

Fault to ground

Phase Fault

RELAYS CATALOGUE CUTS

BFO - Tecnico - 06 - 2014

Applicazioni Il modulo convertitore elettro-ottico tipo BFO può essere impie-gato quando è richiesta la trasmissione a distanza dei segnali per la selettività logica mediante fi bra ottica.

Esso deve essere impiegato per collegamenti in logica accelera-ta di protezioni Thytronic dotate di circuiti di ingresso ed uscita di blocco di tipo intelligente (es: serie S, SIF, Pro-N).

Tipi adatti di fi bra ottica:

Fibra di vetro 50/125 μm (ST) Fibra di vetro 62.5/125 μm (ST)

Caratteristiche costruttive Il modulo BFO è realizzato in una custodia a sei moduli adatta per il montaggio su guida DIN.

Sul frontale sono presenti gli indicatori luminosi (LED) per:

Alimentazione (LED verde ON).

Stato dei segnali TX e RX (LED rossi accesi con stato attivo).

Funzioni Il modulo BFO è dotato di alimentazione ausiliaria propria con ampio campo di funzionamento.

Sono disponibili modelli con:

Un convertitore elettro-ottico in trasmissione e ricezione per applicazioni su un fi lo pilota (TX1-RX1).

Due convertitori del segnale in trasmissione e ricezione per applicazioni su due fi li pilota.

Ogni modello viene fornito con accoppiatori ottici di tipo ST adatti per fi bra ottica in vetro.

Relè ausiliario di comando Per applicazioni in cui sia necessario realizzare un comando a distanza con una uscita di potenza, è previsto un modulo relè ripetitore da collegare ad una delle uscite del convertitore BFO.

C O N V E R T I T O R E E L E T T R O - O T T I C O P E R C O L L E G A M E N T I D I R E L E ’

D I P R O T E Z I O N E I N S E L E T T I V I T A ’ L O G I C A

BFO - Tecnico - 06 - 20142

C A R A T T E R I S T I C H E T E C N I C H E

GENERALI

Caratteristiche meccaniche Montaggio guida di supporto EN 50022 Massa (montaggio incassato) 0.4 kg

Prove di isolamento Norme di riferimento EN60255-5 Prova a 50 Hz 2 kV 60 s Prova ad impulso (1.2/50 μs) 5 kV Resistenza d’isolamento >100 MΩ

Immunità ai buchi di tensione Norme di riferimento EN61000-4-29

Immunità ai disturbi (EMC) Onda oscillatoria smorzata 1 MHz EN60255-22-1 1 kV-2.5 kV Scarica elettrostatica EN60255-22-2 8 kV Treni d’impulsi veloci (5/50 ns) EN60255-22-4 4 kV Campo elettromagnetico condotto EN60255-22-6 10 V Campo elettromagnetico irradiato EN60255-4-3 10 V/m Impulso ad alta energia EN61000-4-5 2 kV Campo magnetico a 50 Hz EN61000-4-8 1 kA/m Onda oscillatoria smorzata EN61000-4-12 2.5 kV Ring wave EN61000-4-12 2 kV Disturbi condotti di modo comune EN61000-4-16 10 V

Emissione Norme di riferimento EN61000-6-4 (ex EN50081-2) Emissione condotta 0.15...30 MHz Classe A Emissione irradiata 30...1000 MHz Classe A

Prove climatiche Norme di riferimento IEC60068-x, ENEL R CLI 01, CEI 50

Prove meccaniche Norme di riferimento EN60255-21-1, 21-2, 21-3

Prescrizioni per la sicurezza Norme di riferimento EN61010-1 Grado d’inquinamento 3 tensione di riferimento 250 V Categoria di sovratensione III Tensione impulsiva di prova 5 kV Norme di riferimento EN60529 Grado di protezione IP40

Condizioni ambientali Temperatura ambiente -25...+55 °C Temperatura di immagazzinaggio -40...+85 °C Umidità relativa 10...95 % Pressione atmosferica 70...110 kPa

Certificazioni Norma di prodotto EN50263 Conformità CE

Direttiva EMC 89/336/EEC Direttiva Bassa tensione 73/23/EEC

Prove di tipo IEC 60255-6

Tempi di risposta Ritardo di risposta ingresso - uscita ≤ 1 ms Ritardo di risposta ingresso - uscita con relè ausiliario ≤ 15 ms

CIRCUITI D’INGRESSO

Alimentazione ausiliaria Uaux Valore (campo) nominale 24...230 Vca/cc Campo d’impiego 19...265 Vca/Vcc Potenza assorbita:

Massima (un convertitore) 2 VA Massima (due convertitori) 3 VA

Circuiti di blocco (IN1, IN2) Numero 2 Tipo fotodiodo Tensione nominale (generata internamente da circuito isolato da Uaux 6 V Corrente nominale (ingresso attivo) 2 mA

Circuiti di blocco (RX1, RX2) Numero 2 Tipo fotoricevitore Connessioni (fi bra ottica):

ST - 50/125 μm multimodale ST - 62.5/125 μm multimodale Max lunghezza dei collegamenti 5000 m

CIRCUITI D’USCITA

Relè finale K1 Alimentazione ausiliaria 24 - 48 - 110 Vcc 230 Vca Numero 1 Tipo di contatti scambio (SPDT, type C) Corrente nominale 8 A Tensione nominale/massima tensione commutabile 250 Vca/400 Vca Potere d’interruzione:

Corrente continua (L/R = 40 ms) 30 VA Corrente alternata (λ = 0,4) 40 W

Potere di chiusura (Make) 1000 W/VA Massima corrente istantanea (0,5 s) 15 A

Circuiti di blocco (OUT1, OUT2) Numero 2 Tipo relè statico Connessioni morsetti 2.5 mm2

Corrente nominale 80 mA Corrente di carico massima 170 mA Tensione di picco Vcc oppure Vca massima 400 V

Circuiti di blocco (TX1, TX2) Numero 2 Tipo fotodiodo Connessioni (fi bra ottica):

ST - 50/125 μm multimodale ST - 62.5/125 μm multimodale Max lunghezza dei collegamenti 5000 m

LED

Numero 5 ON (verde) 1

RX1, RX2 (rosso) 2

BFO - Tecnico - 06 - 2014 3

TX1, TX2 (rosso) 2•Esempio di collegamenti di relè di protezione SIF in selettività logica - schema unifilare

FO

C u

TX

1C u

R X1

FO

C u

R

X2FOFO

C uTX

BLOUT2BLIN2

S1 .1

BLIN1

BLOUT1

SI

F B1

.1

BF

O B1

.2

BF

O B1

.3

BF

O

BLOUT1

BLIN1

BLIN2

S2 .1

BLOUT2

SI

F

Q U

AD

R

O

FO

C u

TX

1C u

R X1

FO

C u

R

X2FOFO

C uTX

BLOUT2BLIN2

S1 .2

BLIN1

BLOUT1

SI

F

BLOUT1

BLIN1

BLIN2

S2 .2

BLOUT2

SI

F

Q U

AD

R

O

FO

C u

TX

1C u

R X1

FO

C u

R

X2FOFO

C uTX

BLOUT2BLIN2

S1 .3

BLIN1

BLOUT1

SI

F

BLOUT1

BLIN1

BLIN2

S2 .3

BLOUT2

SI

F

Q U

AD

R

O

BFO - Tecnico - 06 - 20144

X1

2334 2235

B1 .1

BF

O

TX

O U

T2 R

X2 20 21

U au x

O U

T1

IN

2-

IN

2+

IN

1-

IN

1+

IN

2-

IN

2+

IN

1-

IN

1+

IN

2-

IN

2+

IN

1-

IN

1+

TX

BL

IN

1- E5E8

BL

IN

2+

BL

O

U T1

BL

IN

1+

BL

O

U T1

BL

IN

2-

E6E1E2E7

S1 .1

BL

O

U T2

BL

O

U T2

E4 E3

SI

F

Q U

AD

R

O

BL

IN

1- E5E8

BL

IN

2+

BL

O

U T1

BL

IN

1+

BL

O

U T1

BL

IN

2-

E6E1E2E7

S2 .1

BL

O

U T2

BL

O

U T2

E4 E3

SI

F

R X1

2334 2235

B1 .2

BF

O

TX

O U

T2 R

X2 20 21

U au x

O U

T1

TX

BL

IN

1- E5E8

BL

IN

2+

BL

O

U T1

BL

IN

1+

BL

O

U T1

BL

IN

2-

E6E1E2E7

S1 .2

BL

O

U T2

BL

O

U T2

E4 E3

SI

F

Q U

AD

R

O

BL

IN

1- E5E8

BL

IN

2+

BL

O

U T1

BL

IN

1+

BL

O

U T1

BL

IN

2-

E6E1E2E7

S2 .2

BL

O

U T2

BL

O

U T2

E4 E3

SI

F

R X1

2334 2235

B1 .3

BF

O

TX

O U

T2 R

X2 20 21

U au x

O U

T1

TX

BL

IN

1- E5E8

BL

IN

2+

BL

O

U T1

BL

IN

1+

BL

O

U T1

BL

IN

2-

E6E1E2E7

S1 .3

BL

O

U T2

BL

O

U T2

E4 E3

SI

F

Q U

AD

R

O

BL

IN

1- E5E8

BL

IN

2+

BL

O

U T1

BL

IN

1+

BL

O

U T1

BL

IN

2-

E6E1E2E7

S2 .3

BL

O

U T2

BL

O

U T2

E4 E3

SI

F

Esempio di collegamenti di relè di protezione SIF in selettività logica - schema multifilare

BFO - Tecnico - 06 - 2014 5

Esempio di collegamenti di relè di protezione serie S in selettività logica - schema unifilare

B1 .1

BF

O

B1 .3

BF

O

B1 .2

BF

O

C u

FO FO TX

1C u

BLIN

SS

G

BLOUT

S2 .3

-6

7N

BLOUT

SH

G

S3 .3

N

-5

BLIN

-6

7N BLOUT

S1 .3

SS

G

Q U

AD

R

O

BLOUT

FOTX

C u FO

R X2

C u

R X1 C u

FO FO TX

1C u

BLIN

SS

G

BLOUT

S2 .1

-6

7N

BLOUT

SH

G

S3 .1

N

-5

BLIN

-6

7N BLOUT

S1 .1

SS

G

Q U

AD

R

O

BLOUT

Q U

AD

R

O

NBLOUT

-5

SH

G S3

.2

BLOUT

BLIN

-6

7N

SS

G S2

.2

BLOUT

SS

G

FO

C u

TX

FO

C u

R X1

FO

C uTX

C u FO

R X2

BLOUTBLIN

S1 .2

-6

7N

FOTX

C u FO

R X2

C u

X1

BFO - Tecnico - 06 - 20146

Esempio di collegamenti di relè di protezione serie S in selettività logica - schema multifilare

R X1

23 3234 2235

B1 .1

BF

O

R X1

TX

R X2

TX

IN

2-

IN

2+

O U

T2

IN

2-

IN

2+

TX

O U

T2

IN

1-

R X2

20 2131

U au x

O U

T1

IN

1+

TX

IN

1-

IN

1+

O U

T1U au x

BF

O

B1 .2

R X1

TX

R X2

TX

IN

2-

IN

2+

O U

T2

IN

1-

IN

1+

O U

T1U au x

BF

O

B1 .3

C

C

C

C

C

C

B9 B8 B7 B6 B1

B1

C

C

C

C

C

C

23 3234 2235 293020 2131

C

C

C

C

C

C

B9 B8 B7 B6 B1

B1

C

C

C

C

C

C

23 3234 2235 293020 2131

C

C

C

C

C

C

B9 B8 B7 B6 B1

B1

C

C

C

C

C

C

Q U

AD

R

O

Q U

AD

R

O

Q U

AD

R

O

BFO - Tecnico - 06 - 2014 7

Esempio di collegamenti di relè di protezione serie Pro-N in selettività logica - schema unifilare

B1 .1

BF

O

B1 .2

BF

O

B1 .3

BF

O

N

-5

N 3.

BLIN BLOUT

R X2

TX

BLOUT

N 1.

N A1

N A6

N

2.

N A6

FO

Cu

FO

Cu

R X1

FO

Cu

TX

FO

Cu

BLIN

-6

7N

-6 7N

N

-5

N 3.

BLIN BLOUT

R X2

TX

BLOUT

N 1.

N A1

N A6

N

2.

N A6

FO

Cu

FO

Cu

R X1

FO

Cu

TX

FO

Cu

BLIN

-6

7N

-6 7N

N

-5

N 3.

BLIN BLOUT

R X2

TX

BLOUT

N 1.

N A1

N A6

N

2.

N A6

FO

Cu

FO

Cu

R X1

FO

Cu

TX

FO

Cu

BLIN

-6

7N

-6 7N

BLOUT2

BLOUT3

BLOUT1

BLIN1

BLOUT2

BLOUT3

BLOUT1

BLIN1

BL

O U

T

M 1.

M

R B

M 1.

M

R B

M 1.

M

R B

BLOUT2

BLOUT3

BLOUT1

BLIN1

BL

O

U T

BL

O

U T

QU

AD

RO

QU

AD

RO

QU

AD

RO

BFO - Tecnico - 06 - 20148

Esempio di collegamenti di relè di protezione serie Pro_N in selettività logica - schema multifilare

R X1

TX

R X2

TX

TX

TX

R X1

R X2

R X1

TX

R X2

TX

QU

AD

RO

QU

AD

RO

QU

AD

RO

BF

O

A1

A1

A1

A1

N A6

N

1.

B1 .1

A1

12 11 A1

A1

A1

N A1

N

3.

A1

A1

A1

A1

N A6

N

2.

BL

OU

T+

BL

OU

T-

M R

B M

1.

3 4 5 6 7 8

BL

IN

BL

IN

BL

OU

T1

BL

OU

T1

BL

OU

T2

BL

OU

T3

BL

OU

T2

BL

OU

T3

20 29

OU

T2

IN

1-

IN

1+

OU

T1

22 23

IN

2-

IN

2+

BF

O

A1

A1

A1

A1

N A6

N

1.

B1 .2

A1

12 11 A1

A1

A1

N A1

N

3.

A1

A1

A1

A1

N A6

N

2.

BL

OU

T+

BL

OU

T-

M R

B M

1.

3 4 5 6 7 8

BL

IN

BL

IN

BL

OU

T1

BL

OU

T1

BL

OU

T2

BL

OU

T3

BL

OU

T2

BL

OU

T3

20 29

OU

T2

IN

1-

IN

1+

OU

T1

22 23

IN

2-

IN

2+

BF

O

A1

A1

A1

A1

N A6

N

1.

B1 .3

A1

12 11 A1

A1

A1

N A1

N

3.

A1

A1

A1

A1

N A6

N

2.

BL

OU

T+

BL

OU

T-

M R

B M

3.

3 4 5 6 7 8

BL

IN

BL

IN

BL

OU

T1

BL

OU

T1

BL

OU

T2

BL

OU

T3

BL

OU

T2

BL

OU

T3

20 29

OU

T2

IN

1-

IN

1+

OU

T1

22 23

IN

2-

IN

2+

34 35 U au x

34 35 U au x

34 35 U au x

BFO - Tecnico - 06 - 2014 9

Versione BFO comprendente due convertitori per applicazioni su due fili pilota

Versione BFO comprendente un convertitore per applicazioni su un filo pilota

20 NC

NC

NC

NC

RX1

TX1

OUT122

OUT123

IN1+32

IN1-31

UAUX

OUT2

OUT2

IN2-

IN2+

RX1

TX1

OUT122

OUT123

IN1+

IN1-31

UAUX

TX2

RX2

Sede: 20139 Milano - Piazza Mistral, 7 - Tel. +39 02 574 957 01 ra - Fax +39 02 574 037 63 Stabilimento: 35127 Padova - Z.I. Sud - Via dell’Artigianato, 48 - Tel. +39 049 894 770 1 ra - Fax +39 049 870 139 0 www.thytronic.it www.thytronic.com thytronic@thytronic.it

D I M E N S I O N I

DIMENSIONI RELE’ AUSILIARIO

DIMENSIONI BFO

19...265V

AUX

TX2

OUT

RX1 RX2 TX1

IN

2+1-1+ 2- 1 2

ON

34 2536 35 27 26303233 31 2829 212324 22 1920

.5

15.8

TX1

IN

2+1-1+ 2- 1 2

ON

Uaux

RELE' AUSILIARIO K1

34 2536 35 27 26303233 31 2829 212324 22 1920

19...265V

AUX

TX2

OUT

RX1 RX2

NORM. APERTO

NORM. CHIUSO

COMUNE

K1

Esempio di collegamento del relè ausiliario all’uscita OUT2 del BFO

NVA100 - Flyer- 10 - 2012

NVA100

FEEDER, LoM & POWER PROTECTION RELAY

THE COMPREHENSIVE SOLUTION FOR FEEDERS

AND LOSS OF MAIN PROTECTION

Application The relay type NVA100 can be typically used in radial or meshed MV and LV networks as feeder or power transformer protection:

On radial, ring and parallel feeders of any length in solidly grounded, ungrounded, Petersen coil and/or resis-tance grounded systems.

On parallel connected generators and transformer on the same Busbar.

In HV, MV and LV electrical machines and network, load shedding and separation of active users from the grid.

- Protective & control functions

24 Overflux (V/Hz) 26 Thermal protection with Pt100 probes (MPT opzional) 27 Undervoltage 27V1 Positive sequence undervoltage 32P Directional active overpower 32Q Directional reactive overpower 37P Directional active underpower 37Q Directional reactive underpower 46 Negative sequence overcurrent I2/I1 Negative/positice sequence current ratio 49 Thermal image (for lines and transformers) 50/51 Phase overcurrent 50N/51N Residual overcurrent 51V Voltage-controlled overcurrent 55 Minimum power factor 59 Overvoltage 59N Residual overvoltage 59V2 Negative sequence overvoltage 67 Phase directional overcurrent 67N Ground directional overcurrent 81O/81U Overfrequency and underfrequency 81R Frequency rate of change DPHI Vector jump BF Circuit breaker failure 79 Automatic reclosing 74CT CT supervision 74VT VT supervision 74TCS Trip circuit supervision

50/51, 67 50N/51N, 67N

37P

32Q

32P 59N 67N52

BF 79

50N/51N

50/51

49I2/I14674CT

74VT

81U

81U

67 81R

DPHI

37Q

51V

27V1

59V2

74TCS

NVA100

METERING

- IL1..IL3,IE

- Oscillography

- Events & Faults log

Control functions COMMUNICATION

- RS232

- Modbus RS485

- Modbus TCP/IP

- IEC 870-5-103/DNP3

2 NVA100 - Flyer- 10 - 2012

MMI (Man Machine Interface) The user interface comprises a membrane keyboard, a backlight LCD alphanumeric display and eight LEDs.

The green ON LED indicates auxiliary power supply and self di-agnostics, two LEDs are dedicated to the Start and Trip (yellow for Start, red for Trip) and fi ve red LEDs are user assignable.

Communication Multiple communication interfaces are implemented:

One RS232 local communication front-end interface for com-munication with ThySetter setup software.

Two back-end interfaces for communication with remote mon-itoring and control systems by:

- RS485 port using ModBus® RTU, IEC 60870-5-103 or DNP3 protocol.

- Ethernet port (RJ45 or optical fi ber), ModBus/TCP or IEC61850 protocol.

Programming and settings All relay programming and adjustment operations may be per-formed through MMI (Keyboard and display) or using a Personal Computer with the aid of the ThySetter software.

The same PC setup software is required to set, monitor and con-fi gure all Pro_N devices.

Full access to the available data is provided:

Read status and measures.

Read/edit settings (on-line or off-line edit).

Two session level (User or Administrator) with password for sen-sible data access are provided.

Metering NVA100 provides metering values for phase and residual cur-rents, phase and residual voltage, making them available for reading on a display or to communication interfaces.

Input signals are sampled 24 times per period and the RMS value of the fundamental component is measured using the DFT (Dis-crete Fourier Transform) algorithm and digital fi ltering.

With DFT the RMS value of 2nd, 3rd, 4th and 5th harmonic of phase current are also measured.

On the base of the direct measurements, several calculated (min, max, average,...), phase, sequence, power, harmonic, de-mand and energy measures are processed.

Measures can be displayed with reference to nominal values or directly expressed in amperes and volts.

Physical Device

Logical Device

MMXU1

Measurement Unit #1

MX

Measurements

DC

Descriptions

ST

Status

CO

Controls

XCBR2

Circuit Breaker #2

Logical Nodes

A Amps

A Amps

PhV Volts

PhV Volts

Pos Position

Pos Position

Native integration with IEC61850

Physical Device

Logical Device

MMXU1

Measurement Unit #1

MX

Measurements

DC

Descriptions

ST

Status

CO

Controls

XCBR2

Circuit Breaker #2

Logical Nodes

A Amps

A Amps

PhV Volts

PhV Volts

Pos Position

Pos Position

Native integration with IEC61850

Firmware updating The use of fl ash memory units allows on-site fi rmware updating.

Two set point profiles (A,B) Two independent groups of settings are provided. Switching from profi les may be operated by means of MMI, binary input and com-munication.

Measuring inputs Three phase current inputs and one residual current input, with nominal currents independently selectable at 1 A or 5 A through DIP-switches.

Three phase voltage inputs with programmable nominal volt-ages within range 50...130 V (UR =100 V) or 200...520 V (UR =400 V) and one residual voltage input, with programmable nominal voltage within range 50...130 V (UER =100 V).

Construction According to the hardware confi gurations, the NVA100 protec-tion relay can be shipped in various case styles depending on the required mounting options (fl ush, projecting mounting, rack or with separate operator panel).

Modular design In order to extend I/O capability, the NVA100 hardware can be customized through external auxiliary modules:

MRI - Output relays and LEDs (provided with NVA100) MID16 - Binary inputs MCI - 4...20 mA converters MPT - Pt100 probe inputs.

Binary inputs Two binary inputs are available with programmable active state (active-ON/active-OFF) and programmable timer (active to OFF/ ON or ON/OFF transitions).

Several presettable functions can be associated to each input.

Blocking input/outputs One output blocking circuit and one input blocking circuit are provided.

The output blocking circuits of one or several Pro_N relays, shunted together, must be connected to the input blocking cir-cuit of the protection relay, which is installed upstream in the electric plant. The output circuit works as a simple contact, whose condition is detected by the input circuit of the upstream protection relay. Use of suitable pilot wire to fi ber optic convert-ers (BFO) allows to perform fast and reliable accelerated logic selectivity on radial and closed ring networks.

Output relays Six output relays are available (two changeover, three make and one break contacts); each relay may be individually programmed as normal state (normally energized, de-energized or pulse) and reset mode (manual or automatic).

A programmable timer is provided for each relay (minimum pulse width). The user may program the function of each relay according to a matrix (tripping matrix) structure.

3NVA100 - Flyer- 10 - 2012

Control and monitoring Several predefi ned functions are implemented:

Activation of two set point profi les.

Phase CTs and VTs monitoring (74CT and 74VT).

Logic selectivity.

Cold load pickup (CLP) with block or setting change.

Trip circuit supervision (74TCS).

Second harmonic restraint (inrush).

Remote tripping.

Synchronization.

Automatic reclosing Circuit Breaker commands and diagnostic.

Moreover user defi ned logic must be customized in accordance with IEC 61131-3 protocol by means programmable logic control-ler (PLC).

Circuit Breaker Several diagnostic, monitoring and control functions are provided:

Health thresholds can be set; when the accumulated duty (ΣI or ΣI2t), the number of operations or the opening time exceeds the threshold an alarm is activated.

Breaker failure (BF); breaker status is monitored by means 52a-52b and/or through line current measurements.

Trip circuit supervision (74TCS).

Breaker control; opening and closing commands can be car-ried out locally or remotely.

Virtual I/O Through ThySetter and ThyVisor tools the type of operation and links between eight outputs (Virtual Output - VOUT1 ... 8) and ten virtual inputs (Virtual Inputs - VIN1 ... VIN10) may be defi ned using RPC or IEC 61850 communication protocols over Ethernet network.

The system allows:

Availability of eight inputs and ten outputs independently pro-grammable by the user Simplify wiring using one channel as the Ethernet Eliminate the need to install communication devices and / or external conversion Signifi cantly reduce costs Dynamically change from sw connections and associated functions.

The virtual I / O can be usefully employed for:

Transmit information between protections installed in dis-tance Achieve accelerated logic discrimination in which some pro-tection elements can be blocked by the activation of the down-stream protection start Circuit Breaker commands, Selection of setting profi les, Re-mote trip, etc...

Logic selectivity With the aim of providing a fast selective protection system some protective functions may be blocked.

The selectivity logic may be accomplished by:

input and output block circuits, output relays and logic inputs, virtual input and output with messages on Ethernet network.

To guarantee maximum fail-safety, the relay performs a run time monitoring for pilot wire continuity and pilot wire shorting. Ex-actly the output blocking circuit periodically produces a pulse, with small width in order to be ignored as an effective blocking signal by the input blocking circuit of the upstream protection, but suitable to prove continuity of the pilot wire.

Furthermore a permanent activation (or better, with a duration longer than a preset time) of the blocking signal is identifi ed, as a warning for a possible short circuit in the pilot wire or in the output circuit of the downstream protection.

Cold Load Pickup (CLP) Cold load pickup element prevents unwanted tripping in case…