Protezione Differenziale del Trasformatore

Quando chiedi a uno degli ingegneri di relè esperti quale relè di protezione non sarà mai disattivato su un trasformatore di potenza, la risposta sarà sempre relè differenziale. Anche se i feeder sono riattivabili e le barre collettrici possono essere separate, un guasto del trasformatore che non è stato automaticamente eliminato porta a serbatoi rotti, olio che prende fuoco e interruzioni prolungate. La protezione differenziale è la protezione più rapida e selettiva disponibile per questo tipo di guasto, motivo per cui un relè differenziale moderno opera entro 20 millisecondi.

Ora descriveremo in termini pratici cosa include la zona, come il relè prende decisioni, quali sono le impostazioni di protezione e come i CT sono cablati a seconda del design degli avvolgimenti del trasformatore in questione. Se stai cercando trasformatori o pannelli di relè piuttosto che relè, i due ultimi paragrafi ti interesseranno.

Risposta breve: La protezione differenziale del trasformatore funziona confrontando la corrente che entra nel trasformatore con la corrente che esce dal trasformatore. Se tutto va bene, allora le due correnti saranno le stesse; tuttavia, se la corrente è sbilanciata, il relè scatta. Il codice ANSI corrispondente è 87T. In molti sistemi, tuttavia, viene utilizzato un circuito di protezione differenziale con percentuale di bias con un pick-up impostato a circa 20-30% della corrente nominale del trasformatore.

La zona che protegge — e il confine che conta di più

Un sistema di protezione differenziale protegge qualsiasi macchina situata tra due set di trasformatori di corrente. Per quanto riguarda un trasformatore con due avvolgimenti, questo copre avvolgimenti, nucleo, cambiavalvole, fili interni e bushing fino al punto di installazione dei CT. Tuttavia, i feeder a valle e i sistemi di bus ad alta tensione che forniscono elettricità ai trasformatori non sono inclusi in questi accordi.

Ecco perché posizionare i trasformatori di corrente è forse l'aspetto più cruciale nella progettazione dell'intero sistema. Se il CT ad alta tensione è situato troppo lontano dal trasformatore, allora qualsiasi guasto che si verifica nel cavo tra la sala interruttori e il trasformatore sarà al di fuori dell'ambito sia del relè differenziale che del trasformatore, e saranno necessari dispositivi di protezione da guasto a terra o sovracorrente aggiuntivi per coprire quel particolare tratto di cavo. Consentire la massima prossimità dei due trasformatori di corrente al trasformatore rimuove essenzialmente il divario.

Come funziona il principio differenziale

Il concetto è sorprendentemente molto semplice. I principi reali del trasformatore non contano; semplice così, un trasformatore può essere descritto come un dispositivo di trasferimento di corrente. Pertanto, le correnti sui lati secondari dei CT devono essere identiche. Il relè poi “cerca” un'anomalia o una differenza, che non esiste. Quella uguaglianza vale solo se i CT stessi sono correttamente dimensionati e cablati, il che significa che lo schema eredita ogni errore commesso nel circuito dei CT — il comune Metodi di connessione dei CT utilizzati nei circuiti di protezione valgono la pena di essere corretti prima di qualsiasi altra cosa.

La corrente operativa è fondamentalmente la somma vettoriale delle due correnti secondarie prodotte dai trasformatori di corrente:

Iop= |I1sec– I2sec|

Dopo l'apparizione di un guasto all'interno del trasformatore, appare un terzo componente che non era stato considerato dai trasformatori, quindi, la somma non potrebbe più essere zero. Ma ci sono due fattori che complicano la situazione perché un trasformatore ha sempre un ramo di magnetizzazione, quindi esiste un piccolo squilibrio che è realmente una corrente di dispersione o di disallineamento anche quando il sistema funziona correttamente. Lo stesso si può dire dei rapporti del trasformatore e del funzionamento dell'attrezzatura di prelievo che non sono solitamente gli stessi per tutti i trasformatori che affrontano la stessa situazione.

Pertanto, l'unico relè utile che si può concepire oggi potrebbe essere sbilanciato. Vale la pena menzionare che ogni trasformatore di corrente produce la corrente di vincolo utilizzando il valore maggiore delle due correnti (o la loro media). Questo significa che in condizioni normali, anche se c'è una piccola differenza, la corrente rimane entro i limiti della corrente di vincolo. Quando esiste un vero guasto, il relè funziona perfettamente.

Inoltre, la maggior parte dei relè include anche un elemento speciale che reagisce immediatamente a livelli di corrente molto elevati (fino a 20 volte superiori al livello dell'attrezzatura di prelievo). Questo elemento è necessario perché a livelli di corrente di guasto molto elevati, il trasformatore di corrente su uno dei lati può saturarsi così tanto che la misurazione sbilanciata fallisce.

Impostazioni di percentuale sbilanciata che vengono effettivamente utilizzate

I manuali per i relè mostrano una grande quantità di variazione, che non è molto utile quando ci si trova di fronte a una lista di controllo per la messa in servizio del relè. Ecco le impostazioni che sono più comunemente utilizzate nella pratica per un relè 87T standard:

• Pickup (Id o Is1): 20–30% del livello di corrente nominale del trasformatore. Scegli 30% se i CT sono di bassa classe o se il carico è sbilanciato, con l'impostazione 20% utilizzata solo quando i CT e il cablaggio sono ben abbinati.
• Slope 1: 25–40%, per il range uno, che corrisponde a un carico normale e a un guasto moderato.
• Slope 2: 50–80%, per il range due, quando la corrente di guasto è circa 2–4 volte superiore alla corrente nominale. Questo range corrisponde alla saturazione del CT durante un guasto esterno pesante.
• Blocco del secondo armonico: 15–20%, utilizzato per energizzare il blocco del relè in modo che non venga attivato dal fenomeno di inrush.
• Blocco del quinto armonico: 20–35%, utilizzato per il blocco durante il funzionamento in sovraeccitazione.
• Impostazione alta istantanea: 8–20 × prelievo, senza blocco armonico.

L'impostazione del secondo armonico merita anche un avviso. Il blocco convenzionale sembra presupporre la presenza del secondo armonico nella corrente di inrush. La tecnologia tradizionale del nucleo che utilizza acciaio ad alto silicio si basa su questo presupposto, ma le tecnologie avanzate del nucleo del trasformatore, come i metalli amorfi, hanno ridotto drasticamente la presenza del secondo armonico nella corrente di inrush. Pertanto, bloccare il relè a 15% su tali trasformatori può portare a scatti spurii dopo l'energizzazione. Le soluzioni comuni prevedono il cross-blocking o la rilevazione basata su forma d'onda per la corrente di inrush. Pertanto, se specifichi i relè per un trasformatore con basse perdite, assicurati di chiedere quale metodo utilizza il fornitore.

Collegamenti CT per avvolgimenti delta, wye e zigzag

Qui possiamo vedere la differenza tra schemi classici e moderni e la fonte di molti errori di commissioning.

Negli schemi elettromeccanici classici, il collegamento CT è lo stesso del collegamento del trasformatore. Per i trasformatori Dyn11, i CT del lato ad alta tensione hanno un collegamento a stella e i CT del lato a bassa tensione hanno un collegamento a delta. Il collegamento a delta risolve due problemi contemporaneamente: annulla lo spostamento di fase di 30 gradi causato dall'avvolgimento delta del trasformatore e blocca la corrente di sequenza zero dal passare attraverso il relè quando c'è un guasto a terra esterno.

In un relè numerico tutti i CT sono collegati con collegamento a stella. Lo spostamento di fase, il matching del rapporto e il filtraggio della sequenza zero vengono eseguiti tramite software. Il cablaggio diventa quindi più semplice e il collaudo più facile, tuttavia crea anche un punto che spesso viene trascurato: il relè deve bloccare la corrente di sequenza zero tramite software proprio come faceva il collegamento a delta in hardware. Non abilitare questo filtro può portare il circuito del CT a lavorare sotto l'influenza del guasto a terra esterno, facendo scattare il relè. Assicurati di controllare le impostazioni; la maggior parte delle aziende lo fornisce ma non è sempre attivato per impostazione predefinita.

Indipendentemente dalla tecnologia, devono essere rispettate tre regole:

• I rapporti devono corrispondere. Il rapporto CT deve essere scelto in modo tale che le correnti siano 10% vicine tra loro su entrambi i lati al tap nominale per evitare di perdere margine.
• Il cambiavalute deve essere preso in considerazione. Il trasformatore con tap ±10% cambia il suo rapporto di 20% da un'estremità all'altra e quella differenza deve essere presa in considerazione nelle caratteristiche di inclinazione del relè; se è troppo ripida, allora si sacrifica la sensibilità.
• La polarità deve essere seguita. La convenzione è che tutti i CT siano rivolti verso il trasformatore. Se cambi l'orientamento di una delle coppie di CT, allora invece della differenza il relè riconoscerà la corrente totale.

Se stai lavorando attraverso il cablaggio su un'unità sconosciuta, questa guida su come cablare i collegamenti delta e wye del trasformatore copre il lato dell'avvolgimento dello stesso problema, che è utile quando confronti i disegni con la targa.

Differenziale contro REF — e dove lo schema è carente

La protezione da guasti a terra ristretta, che è anche chiamata ANSI 64REF o semplicemente REF, è definita come “la protezione differenziale di un avvolgimento”. Questo è piuttosto vero poiché il REF è uno schema ad alta impedenza che misura la corrente che fluisce verso il punto stella di un avvolgimento rispetto alla corrente che ritorna attraverso i CT di fase. Poiché rileva la corrente in un solo avvolgimento, è molto più sensibile rispetto all'intero schema differenziale, risultando solitamente circa dieci volte più sensibile.

Perché sono entrambi necessari? Perché in caso di guasto a terra che si verifica vicino al neutro di un avvolgimento stella, la corrente sarà piccola e la maggior parte di essa circolerà nell'avvolgimento stesso piuttosto che passare attraverso la zona differenziale. Il relè 87T complessivo non può vederlo. Il REF può.

Dovremmo enumerare i principali svantaggi della protezione differenziale, poiché determinano le impostazioni:

• Saturazione dei CT in caso di guasti esterni. Un forte guasto esterno può portare alla saturazione di un circuito CT formando così una falsa corrente differenziale. In questo caso, si possono utilizzare bias, un'altra pendenza di funzionamento e CT con un carico sufficiente.
• Disallineamento del rapporto di fase. Ogni misura di compensazione porta a una riduzione della sensibilità del sistema.
• Intervallo di regolazione del cambiavalute. Maggiore è l'intervallo del cambiavalute, maggiore deve essere la corrente differenziale tollerata, quindi dovrebbe essere utilizzata una pendenza di funzionamento più alta.
• Corrente di inrush e sovraeccitazione. Il problema viene risolto con l'aiuto di un vincolo armonico che porta alla riduzione della sensibilità del dispositivo.
• Zone cieche. I guasti si trovano oltre la zona CT rendendoli invisibili.
• Integrità del circuito CT. Credo che nella maggior parte dei casi il problema non si verifichi a causa del funzionamento del trasformatore, ma per altre ragioni associate al funzionamento del circuito.

Per avere una prospettiva su come il rilevamento dei guasti a terra sia costruito attorno a un principio diverso, il trasformatore di corrente a bilanciamento del nucleo è un utile contrasto: rileva la corrente residua piuttosto che la corrente differenziale, ed è ciò che utilizzeresti per un guasto a terra di cavi o motori dove non esiste una zona differenziale.

Messa in servizio e controlli continui

When installing a differential relay, it is important to perform commissioning tests to prevent issues later on. The following are the minimum requirements to be done during tests:

• Check the CT ratio and polarity on both sides in accordance with wiring diagrams. Primary injection testing method is advantageous.
• Test that CT secondary currents are balanced under load; store the measured spill current.
• Prove stability by injecting a through current equal to the external fault current. The relay shouldn’t be activated.
• Prove sensitivity: set a current just over the relay’s acceptable value and check that the relay operates as intended.
• Check harmonic blocking using second harmonic injection.
• Check the CT burden and compare to the rated burden for the CT.

After the commissioning phase of the relay the routine checks include very easy steps: measure and save spill current each year, alter the records of the relay for each through fault and monitor if there are new loads added to the spare CT coil. For a wider view of what else belongs on the annual transformer routine, this lista di controllo per la manutenzione del trasformatore is a reasonable template to adapt to your own site.

Domande frequenti

What is transformer differential protection?

This is a protection plan which measures the amount of electricity flowing into the transformer against that flowing out of it. When both energies match, it means that there is no short circuit; if there is any difference above the threshold point defined for the protection – an internal failure is detected and the relay sends the trip signal to the transformers circuit breakers through the blocking relay.

What is the ANSI code for transformer differential protection?

The transformer differential relay is given the number 87T. While 87 is the general code for all differential relays, 87T indicates that it has been designed specifically for use with a transformer. Some other codes that may be found on the same panel are 87G or 64REF in relation to restricted earth fault, 87B for busbar differential, 50/51 for time overcurrent back-up, Buchholz or sudden pressure 63, 49 for thermal, and 24 for over-excitation.

How to calculate transformer differential protection?

Carry out the process in five stages. As an example, let us take a 10 MVA, 33/11 kV, Dyn11 transformer.

• Calculate the rated currents. The primary current is 10,000 ÷ (√3 × 33) = 175 A and the secondary current is 10,000 ÷ (√3 × 11) = 525 A.
• Select CT ratios. The CT ratios of 200/1 on the 33 kV side and 600/1 on the 11 kV side give 0.875 A and 0.875 A secondary, which is a perfect match at nominal tap. Ensure that the mismatch does not exceed 10% over the whole tapping range.
• Determine pickup value. It will be 0.25 × 0.875 ≈ 0.22 A; round it up to the available nearest step which is approximately 0.25 A.
• Calculate restaint. The value of restraint is 4 × 0.875 = 3.5 A for a through current of 4 times rated current. The slope at 30% means that the relay has to operate at a current exceeding 1.05 A.
• Test the instantaneous element. For a tap setting of 10, it will give the value of 2.5A.

For what rating of transformer is differential protection recommended?

There are variations in practice depending on utility and the importance of the unit, but the following limits are generally followed. For less than approximately 1 MVA, fuses and overcurrent relays can be used. For values from around 1 to 5 MVA, differential protection starts being employed in critical units and transformers feeding the plant. For values greater than 5 and especially for those over around 10 MVA, the installation of differential protection becomes obligatory. There are two exceptions to that rule. One way is when a transformer is of the kind where replacement is a very complex and/or costly operation. Another reason can be a low level of fault currents compared to a transformer capacity.

Riferimenti

1. Electrical Engineering Portal — Transformer differential protection scheme
2. Circuit Globe — Differential protection of a transformer
3. Electrical4U — Differential protection of transformer and differential relays
4. IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers
5. SEL — Transformer differential protection application notes

Conclusione

Differential protection in itself is simple: compare the input with the output, and adjust the threshold in such a way that the normal discrepancies do not activate your protection. The problem is in the details: correct placement of CT, ratio matching, zero-sequence filter, use of harmonic block, and tap changer range. Provided these details are correct, the relay of differential protection would work perfectly for a long period of time, activating only when it is necessary. If these details are wrong, they would appear to be mistaken as soon as the transformer is energized.

In case the transformer in question is the one you are sourcing instead of protecting, then we are manufacturing oil-immersed transformers and dry-type equipment complete with all relevant test documentation, thus, you have all necessary nameplate information for CT selection and relay setup before the transformer is dispatched. You could ask for quotation for the transformer including the test report, drawings and tap range, it is in most cases enough for the protection engineer to finalize relay settings without additional emails.