Inserzione trasformatori

[Alfa220780A]

Saluti a tutti,
espongo immediatamente e brevemente il mio quesito.
Quando deve essere alimentato un trasformatore MT/bt, bisogna valutare la corrente d'inserzione e la relativa costante di tempo per tarare correttamente le protezioni affinchè non intervengano in questa fase (inserzione).

Quando i trasformatori sono isolati in resina, i parametri di inserzione devono essere richiesti al Costruttore che, normalmente, fornisce sia il valore della corrente di picco all'inserzione che quello della costante di tempo relativa all'inserzione.

Il mo dubbio sorge quando si hanno più trasformatori in parallelo continuo.
Rispetto alla protezione generale, le correnti di inserzione certamente si sommano ma come ci si deve comportare in merito alla costante di tempo?

In altre parole, per cercare di essere più chiaro, alimentando i due trasfromatori in parallelo attraverso la manovra del dispositivo unico, posto a monte dei due rami rispettivi, quale costante di tempo si deve considerare (partendo dalle costanti di tempo delle singole machine)?

Naturalmente mi riferisco a paralleli eseguiti rispettando tutte le condizioni necessarie (stesso rapporto di trasformazione, stessa tensione di cortocircuito, eventualmente potenza diversa, ecc....).

Ringrazio anticipatamente tutti coloro che dedicheranno un poco del proprio tempo al mio quesito.

[MASSIMO-G]

In realtà è tutto molto semplice, se ci sono piu trasformatori , di potenza rilevante, la protezione generale (che inserire la massima potenza energizzabile )viene tarata ai valori richiesti da enel , quindi ai valori piu alti possibili compatibilmente con le esigenze del distributore. Gli interruttori che alimentano i trafo saranno tarati in funzione della potenza del rispettivo trasformatore. Se occorre selettività con filo pilota (selettività logica) si puo richiedere al distributore un tempo di eliminazione del cortocircuito di 200ms invece che 120. Se sulla protezione generale (o le partenze …) si ritiene di attivare la ritenuta seconda armonica accertarsi che i TA non possano saturare (preferire in tal caso trasduttori non elettromagneitici sempre lineari)
I risultati che si ottengono con i valori nella taratura delle protezioni dei trafo fatte secondo allegato F della guida 11-35 poi 99-4 , con le costanti a cui facevi riferimento , sono ampiamente sovrabbondanti. Quando ho provato a inserire trafo con i relè impostati a valori ben piu bassi di quelli calcolati secondo la guida, i trafo si sono sempre inseriti senza sganciare, quindi in casi limite consideriamolo questo fatto

[Alfa220780A]

Un grande ringraziamento a MASSIMO-G per la risposta.

Purtroppo nel mio caso il Cliente ha proprio un problema di itervento all'inserzione.
Si tratta di una rete con circa dieci cabine ciascuna dotata di due trasformatori in parallello da 2000 kVA.

Tutte le cabne sono alimentate a valle di un quadro MT che effettua il collegamento in parallelo tra la rete e due cogeneratori da 1 MW ciascuno ed il collegamento con la cabina di smistamento, posta subito a monte delle singole cabine finali, avviene mediante doppie linee in parallelo (due linee in parallelo lato rete e due lato cogeneratori).

Il problema è che all'inserzione interviene il DG nella cabina di consegna e non le protezioni a monte dei singoli gruppi di trasformatori (attualmente certamente tarate male).

Ora, fermo restando la necessità di ridurre la potenza di inserzione secondo le indicazioni normative con inserimenti parzializzati, dovrei calcolare i valori di corrente nei diversi rami della rete per stabilire a quanto tarare le soglie delle protezioni (corrente e tempo), soprattutto in riferimento ai rami in parallelo.

Per questo volevo sapere come varia la costante di tempo del parallelo rispetto a quella della macchina presa singolarmente.

Inoltre la norma CEI 0-16, all’art. 8.5.14 recita testualmente:
“Qualora i trasformatori, pur rispettando i limiti sopra previsti (in termini di numero e potenza
nominale), diano luogo a una complessiva corrente di energizzazione tale da provocare
l’apertura del DG per effetto dell’attivazione delle soglie di massima corrente, è possibile
prevedere un blocco della suddetta soglia basato sull’individuazione della seconda armonica
(vedi par. 8.5.12.2)”
Mi sembra di capire che il blocco di seconda armonica può essere attuato solo se i trasformatori rispettano i limiti previsti in termini di numero e potenza e nel mio caso siamo ben oltre malgrado la parzializzazione all’inserzione, quindi il blocco di seconda armonica mi sembra inattuabile.
Ciò mi riporta a valutare l’inserzione dei trasformatori delle singole cabine considerandone il parallelo.

Mi scuso se ho capito male e colgo l'occasione per chiedere chiarimenti in merito.

In particolare, qualora fosse possibile ricorrere al blocco citato, dovrei implementarlo su tutti i relè collegati in serie nella rete, da quello della protezione nel quadro di smistamento fino al DG?
In tal caso si tenga presente che il Costruttore dei relè ha già comunicato che la funzione relativa alla protezione 68 (blocco di seconda armonica) non è attivabile nei relè attualmente installati e quindi, questi dovrebbero essere sostituiti tutti (anche per ragioni di selettività logica attualmente non implementata) ma questa soluzione risulta molto onerosa (circa 24-30 relè) ed il Cliente vorrebbe limitare il numero di relè da sostituire.

Aggiungo che, purtroppo, non ho possibilità di intervenire nelle singole cabine e, partanto, dovrò realizzare una parzializazione attraverso l’interruttore generale della singola utenza posto sul quadro di smistamento che non è il DG ma che devo tarare io.
La chiusura dell’interruttore sul quadro di smistamento necessariamente inserirà l’intero parallelo (4000 kVA, inferiore comunque alla soglia di 6000 kVA a 20 kV prevista all'art. 8.5.14 della norma CEI 0-16) e perciò volevo valutarne gli effetti.

Il DG è già tarato secondo le disposizioni del Distributore.
Per maggiori dettagli, anche in merito alla selettività logica, si rimanda alla seguente discussione su questo stesso forum: http://www.electroyou.it/forum/viewtopic.php?f=3&t=69372

[MASSIMO-G]

Se scatta il DG , che è tarato secondo quanto richiesto dal distributore, e non scattano le partenze che alimentano il trafo non significa che le partenze siano tarate male, anzi a non scattare all’inserzione del rispettivo trafo fanno il loro dovere. Non ho capito se c’è un DG ogni 4000kVA a 20kV che non è un valore di potenza energizzabile che non dovrebbe dare problemi alla protezione generale con le normali tarature enel (250ampere 0.5 secondi – 600ampere 0.12 secondi). Se invece non è cosi e la potenza contemporaneamente energizzabile è ben maggiore (non rispettando le disposizioni CEI 0-16) allora occorre inserire in modo graduale i trafo (come si fa normalmente) . La ritenuta la puoi attivare sulle protezioni generali CEI 0-16, meglio se alimentate da trasduttori non tradizionali (Thysensor con NA60 Trytronic, Conbisensor con i REF ABB, LCPT con SEPAM)

[EcoTan]

le correnti di inserzione certamente si sommano ma come ci si deve comportare in merito alla costante di tempo?

Beh, quella non si somma.

[Alfa220780A]

Ok. Grazie ancora a MASSIMO-G per la risposta.
A completamento della discussione allego lo schema dell'impianto e la comunicazione del Distributore.

Come si può vedere il DG è uno solo e la taratura attuale delle protezioni di partenza in QSMT non è coerente con quella del SPG.

Attualmente non c'è nessuna selettività logica ed il Cliente pensa che gli scatti intempestivi siano dovuti a guasti ma personalmente e con tutta umiltà penso che invece possano essere dovuti alla rienergizzazione delle cabine a seguito di interruzioni del Distributore.
Purtroppo non mi è dato di ricevere ulteriori informazioni circa ad esempio alle segnalazioni dei relè intervenuti, quindi non posso essere certo che si tratti di guasti effettivi, tuttavia il Cliente lamenta frequenti interventi intempestivi del DG.

Ho anche ipotizzato (ma di tutto questo non ho ancora comunicato nulla al Cliente) che gli interventi intempestivi possano essere dovuti ad abbassamenti di tensione sulla rete a monte che si ripercuotono nella rete del Cliente con un aumento di corrente dei carichi e successivo intervento del DG (spero di di non aver detto un'enerome fesseria ma è parte di una serie di riflessioni ancora in corso).

Vorrei anche valutare la possibilità che gli interventi intempestivi siano dovuti a componente capacitiva verso terra piuttosto elevata, data l'estensione della rete del Cliente, ma al momento non sono ancora in grado di calcolare questa componente e se posso ricevere informazioni in merito ne sarei davvero grato anche se non è questo l'argomento di questo topic.

Per quanto riguarda il blocco di seconda armonica, il DG è costituito da una unità esistente con trasduttori tradizionali e, siccome il relè è compatibile con l'implementazione della selettività logica, il Cliente non vorrebbe intervenire sull'unità stessa.
Pertanto penso che sia davvero difficile impiegare trasduttori non tradizionali sul DG.

In conclusione, da quello che mi scrivi, la ritenuta va impostata solo sul SPG ma tutto questo a condizione comunque che la massima potenza energizzabile sia compatibile con quanto previsto da CEI 0-16 (max 6MVA complessivamente)?
Nel mio caso non posso comunque implementare il blocco di seconda armonica (per superamento della potenza energizzabile)?
Potrei tuttavia temporizzare gli inserimenti, limitando le potenze inserite di volta in volta fino alla massima potenza del Cliente ed implementare ugualmente il blocco sul SPG oppure anche in questo caso, visto che la potenza complessiva supera il limite di 6MVA non posso comunque ricorrere al blocco malgrado la temporizzazione?
Inoltre, il blocco potrei implementarlo anche sugli interruttori in partenza e non solo sul SPG?

Se non posso implementare il blocco sui relè a valle del SPG e posso impostare i valori del Distributore solo sul SPG, devo sapere qual è il valore di corrente di inserzione della singola cabina per impostare le soglie dell'interruttore in QSMT (non posso intervenire nel merito di ciascuna cabina finale) e, quindi, ritorno alla necessità di conoscere la costante di tempo all'inserzione del parallelo dei due trasformatori.

[Alfa220780A]

le correnti di inserzione certamente si sommano ma come ci si deve comportare in merito alla costante di tempo?

Beh, quella non si somma.

Ok. Grazie EcoTan ma allora come devo considerarla?

[EcoTan]

Beh, se fossero uguali.. però non vorrei banalizzare il problema, vedo che c'è parecchia normativa.

[Alfa220780A]

Ti sarei ulteriormente grato se potessi darmi qualche spunto? Anche in merito alla normativa che stai valutando...purchè tratti l'argomento relativo alla composizione della costante.

Considera che le due macchine in parallelo sono uguali (ovviamente nei limiti delle tolleranze del Costruttore).

[MASSIMO-G]

Ho stampato lo schema , poi lo guardo appena ho tempo (stò lavorando per finire una cosa anche se sono decisamente malato .....) anche perché è piacevole da guardare in quanto piuttosto chiaro e graficamente accattivante. La prima cosa che mi viene in mente guardando lo schema e la taratura sotto è il fatto che il SEPAM della cabina QLCE nonostante abbia la possibilità del 67N (quindi immagino SEPAM S41) ha la taratura del 51N a 2A e non compare il direzionale. Sicuramente li ci vuole il direzionale di terra con l'incredibile sviluppo di cavi a valle del punto di consegna. Ci vorrebbe anche su P1.2 e P1.3 ma S20 è solo 50-51-50N-51N , però con tarature della corrente omopolare cosi alta (30A) comunque non scatta
Forse i tuoi interventi intempestivi sul DG sono dovuti al fatto che è impostata la 51N a 2A e non il direzionale
Verificare la causa degli scatti sugli eventi del SEPAM