Inserzione trasformatori

[MASSIMO-G]

Io avevo letto la taratura di P1.3 , riguardando meglio e con più calma vedo che nella cabina di ricezione è riportato P.1.1 e P1.3, i 30ampere erano su i P2 che sono della cabina sotto QPRG
Comunque vedo che il 51N di P1.1 invece che a 70 ampere è segnato come a soli 2ampere , rendendo di fatto inutile il 67N se correttamente impostata (gli angoli del SEPAM sono complementari rispetto a quelli scritti da enel e attenzione a spuntare feeder o busbar in funzione del verso del toroide)
Quindi quanto scritto prima è comunque valido , ma la cosa più importante è verificare le cause degli sganci dagli eventi del SEPAM S41

[Alfa220780A]

Mi dispiace per la tua condizione di salute e colgo l'occasione per farti i miei più sinceri auguri di pronta guarigione, anche perché lavorare quando non si è al 100% delle condizioni è ancora più difficile.

Sicuramente dovrò far fare un rilievo degli eventi memorizzati nel SEPAM di P1.1 ma nel frattempo avevo già dato al Cliente, in via preventiva, l'indicazione di
- alzare la soglia della protezione 57N a 70A - 0,17 s
- impostare la protezione 67N come segue:
Soglia NI
- V0 = 230,94
- I0 =2
- fi=(60-120)°
- 0,17 s
Soglia NC
- V0 (6)= 577,35
- I0(4) =2
- fi=(60-250)°
- 0,42 s
Ritieni che sia sufficiente?

Tutto quanto sopra allo scopo di recuperare tempo per studiare la miglioresoluzione di selettività.
Sto affrontando la possibilità di implementare la selettività logica tra i dispositivi in QLCE-QPRG e QGMT
ma per non cambiare tutti i SEPAM del QSMT (non prevedono la funzione di selettività logica ed il Costruttore sconsiglia la riprogrammazione perché trattasi di relè molto vecchi per i quali non può escludere danni alle EEPROM) stavo pensando ad una selettività amperometrica tra i SEPAM in QSMT e quelli in QPRG.
Secondo te è fattibile?

Puoi consigliarmi un'indicazione di taratura delle soglie della protezione 57N sulle protezioni a valle del DG, vista l'assenza della 67N e le linee in parallelo?

Devo ancora preoccuparmi dell'inserzione dei trasformatori visto che al momento non è implementato alcun sistema di parzializzazione.

Grazie infinitamente per la collaborazione.

[blusol]

Un impianto cosi allacciato in mt sostanzialmente a livello progettuale non permette tanto margine, probabilmente il processo dell'impianto non richiede particolari esigenze di continuità di esercizio.
Ma l'impianto è così quindi inutile discutere.
La selettività cronometrica te la scordi avendo i vincoli della protezione enel, la selettività amperometrica sullo stesso livello di tensione è già difficile normalmente in più nell'impianto ci sono generatori quindi i livelli di ctocto possono essere diversi: solo enel, enel e 1 o 2 gruppi, forse soli i gruppi in isola.
La selettività logica va indagata ma ci sono i limiti del braccino del cliente.
A livello di inrush dei trasformatori non ha molto senso considerare la ripartizione sui generatori perché potrebbero essere non in marcia.
Poi ti hanno già detto come si calcola, certo se sono in parallelo la corrente è sicuramente meno del doppio ma la costante di tempo è più lunga, dipende anche dalla potenza della rete, se hai il secondario chiuso con carico, non credo esista una formuia perché sostanzialmente interessa poter essere sicuri di energizzare una macchina e quindi ci si prende un po' di margine.
Che vantaggi hai a mettere il filtro di seconda armonica?
Abbassi la regolazione ma devi comunque valutare il corto passante. Per me non serve più di tanto, di solito si mette sulle differenziali trasformatore.
Se energizzi tutto l'impianto assieme è improbabile che non scatti il generale.
Per fare delle valutazione i punti di partenza sono importanti, quindi vedi di capire perché il cliente ha dei problemi, ti hanno già dato degli spunti su possibili problematiche.
È anche importante spiegare al cliente che il suo impianto non sarà mai completamente selettivo, in linea di massima la vedo dura evitate scatti a catena.

[Alfa220780A]

Per blusol, grazie per la risposta.

Per quanto riguarda il blocco di seconda armonica stavo valuatandone i vantaggi e gli svantaggi partendo dalla possibilità di abbassare le soglie, come giustamente dici tu, e tentare di introdurre qualche livello di selettività amperometrica in più.

Sia chiaro, tutto quello che ho scritto è parte di un ragionamento in corso di sviluppo, quindi le inesattezze e le correzioni sono parte di esso.
Purtroppo non ho la soluzione ed i consigli e le valutazioni che mi sono giunte da tutti voi fino a questo momento sono state preziose.

Rilevare la lista dei guasti memorizzata nel relè del DG è stato un ottimo consiglio al quale non avevo pensato da subito, pertanto procederò al mio ritorno presso il Cliente (che non è proprio dietro l'angolo e per questo non posso fornire subito delle indicazioni merito).

Che la selettività cronometrica fosse inattuabile è stato chiaro fin da subito, anche in base alle indicazioni dell'allegato F della norma CEI 99-4, partendo ovviamente dai vincoli imposti dal Distributore.

Speravo di poter realizzare almeno una selettività amperometrica tra il QSMT ed il QPRG in modo da non far sostituire tutti i relè sul quadro QSMT (perché non sono adatti ad essere inseriti in un criterio di selettività logica) ma, come detto da blusol, anche io sono sempre più convnto che l'obiettivo voluto dal Cliente non sarà raggiungibile totalmente.

Inoltre, condivido in pieno l'oservazione di blusol circa il fatto che i generatori potrebbero non essere operativi e quindi non ha molto senso calcolare la corrente di inserzione dei trasformatori sostenuta dai generatori.

Nel caso più estremo in cui si potessero sostituire tutti i relè con altri idonei alla selettività logica, sarebbe consigliabile tarare tutti i relè allo stesso modo con i parametri del Distributore (fino ai relè nel QSMT) ed affidare la selettività d'intervento alla comunicazione tra i dispositivi?
Oppure andrebbero comunque differenziate le tarature dei dispositivi in serie?
(Perdonate la domanda ma non ho molta esperienza in merito all'impostazione della selettività logica...)

[blusol]

Il punto è il seguente: è veramente necessario avere selettività totale? Quanto costa averla anche in termini di specialisti/commissioning e successive rogne future? Che vantaggi ha reali? Un fermo impianto quanto costa?
Sarà 30 anni che ci sarà quell'impianto ed adesso si accorgono di non avere selettività e vogliono fare da 0 a 100 di colpo, più compliche le cose meno funzionano.
Tra l'altro secondo me i problemi sono altri.
Non potendo modificare l'impianto, inizierei a vedere come sono messe le regolazioni esistenti, poi si vede come cambiarle ed eventualmente quali protezioni cambiare.

[Alfa220780A]

Si sta parlando di un comprensorio riconvertito da pochissimi anni. Recentemente alcune aree sono state occupate da attività che operano a ciclo continuo ed i costi di ciascuna interruzione sono molto ingenti perché molte attività rientrano nel settore delle telecomunicazioni ed altre nel settore della sperimentazione medica.
Trent'anni fa tutta la rete era di un solo soggetto. Oggi il soggetto è cambiato e le utenze sensibili sono tutte in locazione. Il problema è presente fin dall'inizio ma nessuno è mai riuscito a fornire una soluzione valida.
Dallo schema che ho allegato puoi vedere l'attuale stato delle tarature ed ho la sensazione che o non sono mai state regolate oppure sono intervenute diverse persone a più riprese variando di continuo quanto fatto dai precedenti. Sono ormai diversi anni che il Cliente cerca una soluzione ed oggi è disposto ad investire pur di risolvere il problema.
La selettività logica è al momento allo studio in collaborazione con il produttore dei relè ed io devo calcolare le correnti di guasto e nominali presenti in ogni ramo.
Da questo discendono i miei quesiti in merito alle correnti d'inserzione. Ho affrontato la problematica anche in un mio precedente topic indicato tra i post iniziali e per argomento diverso.
Se puoi, controlla lo schema che ho invitato perché su quello ho riportato anche le attuali tarature.
L'idea di sostituire tutti i relè e di implementare la selettività logica è frutto della collaborazione con il Costruttore delle apparecchiature ma per essere operativi dobbiamo conoscere le correnti in gioco (sia nominali che di guasto).
Di parte mia vorrei vedere se è possibile evitare alcune sostituzioni per limitare i costi ma questa non è stata ancora una richiesta del Cliente.
Grazie ancora per il tempo che mi stai dedicando.

[MASSIMO-G]

Prima di tutto se la lettera enel è quella il valore richiesto sulla 51S2 è di 234 ampere e non 250 ampere. I valori della direzionale dovranno essere quelli inseriti secondo i canoni Schneider ovvero:
Iso 2ampere , Vso 3.4% Unp (ovvero 2V secondari o 231V primari secondo la cervellotica prassi del SEPAM) limite 1 240gradi limite 2 300gradi tempo 100ms
Iso 2ampere , Vso 8.6% Unp (ovvero 5V secondari o 577V primari) limite 1 110gradi limite 2 300gradi tempo 380ms
Sulla 51N (70 ampere) tempo di ritardo 100ms
Bisogna sicuramente scaricare gli eventi del Sepam generale perché se davvero è tarato a 2 ampere sul 51N farà spesso scatti intempestivi (stessa cosa anche se non si è curata in modo scrupoloso l’inserzione del direzionale, ovvero verso toroide o spunta nel software SFT2841 arrivo/partenza)
Sicuramente quello è fonte di scatti non desiderati, come anche l’eccessiva potenza che c’è allo spunto.
Occorrerebbe motorizzare gli interruttori che serve sganciare in caso di black out e reinserire in modo scaglionato. I TV per prelevare segnale di tensione non mancano
Vedendo la lettera la cosa che lascia perplesso sono i 26KA di corrente di cto cto , tanto strano di solito le apparecchiature di media sono a 12.5/16kA, raramente, molto raramente 25, qui il distributore dice addirittura 26.
La ritenuta di seconda armonica, blocca secondo le impostazioni dell’utente , la soglia critica al superamento di un livello (impostabile) di seconda armonica nella corrente di inserzione dei trafo, per quello puo essere utile, però deve essere attivata a ragion veduta e studiata con lo studio tecnico del costruttore di protezioni in quanto se applicata a un Ta elettromagnetico che satura puo accecare la protezione quando serve.
Se sono tutti Sepam per fare la selettività logica credo che sia possibile aggiungere i MES114 sulle protezioni interessate con i suoi ingressi digitali atti allo scopo. La Schneider ha un ufficio che si occupa di questo, io sono abituato a quello Thytronic ( l’unico Thytronic che hai è l’NV10P all’ingresso). Comunque se è il caso basta contattarli.

[blusol]

Io non voglio entrare nel dettaglio perché non è scopo del forum, questo secondo me ha la funzione di dare degli spunti ed avere degli altri punti di vista, non delle soluzioni puntuali in quanto non è una società di consulenze.

Le regolazioni indicano due set a e b, quale è quello attivo?
Presumo solo a.
Basta vedere le tre protezioni in testa p1.1, p1.3 e p2.2 e già vedi che sono tarate a caso sia fase che terra.
In generale anche l'impianto mi sembra fatto in maniera anomala che senso ha un quadro a doppia sbarra con doppia alimentazione sullo stesso lato dalla cabina a monte.
Quale è l'assetto normale?

Per MASSIMO-G, se satura il ta dovrebbe comparire un quinta armonica.

[MASSIMO-G]

Quelle che ho riportato sono le tarature Enel riprodotte con le diciture Sepam (che usa un modo tutto suo , come tutte le apparecchiature del resto) , probabile che sia attivo solo il banco A (anche perché se si tratta di S41 ogni tipo di protezione ha 4 soglie, quindi si abbonda). Se si vuole implementarle come da lettera enel il direzionale bisogna impostarlo come è scritto, con i tempi che ho scritto (quelli riportati dal nostro interlocutore non riportavano i canonici 70ms da sottrarre). Per la saturazione dei TA e la presenza della seconda armonica ,impedendo quindi al relè di funzionare su un vero guasto, è una questione che mi fu dimostrata da una persona molto competente in materia che si occupa solo di questo (credo che abbia scritto l'allegato Cei 0-16 con il calcolo del vero fattore si precisione dei trasduttori). L'insegnamento che ne ricavai fu di attivarla solo con TA non tradizionali sempre lineari, altrimenti sottoporre la questione al servizio tecnico di chi costruisce i relè inoltrando tutta la documentazione possibile sul TA e sulla rete dove andra ad agire

[MASSIMO-G]

Infatti i valori del banco B sono quelli di default che si trovano su tutti i Sepam