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 \u00e8 sbilanciata, il rel\u00e8 scatta. Il codice ANSI corrispondente \u00e8 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.<\/p><\/blockquote>\n
![\"Protezione](\"https:\/\/subian-electric.com\/wp-content\/uploads\/2026\/10\/Differential-Protection-of-Transformer.webp\")
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La zona che protegge \u2014 e il confine che conta di pi\u00f9<\/h2>\n
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 elettricit\u00e0 ai trasformatori non sono inclusi in questi accordi.<\/p>\n
Ecco perch\u00e9 posizionare i trasformatori di corrente \u00e8 forse l'aspetto pi\u00f9 cruciale nella progettazione dell'intero sistema. Se il CT ad alta tensione \u00e8 situato troppo lontano dal trasformatore, allora qualsiasi guasto che si verifica nel cavo tra la sala interruttori e il trasformatore sar\u00e0 al di fuori dell'ambito sia del rel\u00e8 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 prossimit\u00e0 dei due trasformatori di corrente al trasformatore rimuove essenzialmente il divario.<\/p>\n
Come funziona il principio differenziale<\/h2>\n
Il concetto \u00e8 sorprendentemente molto semplice. I principi reali del trasformatore non contano; semplice cos\u00ec, un trasformatore pu\u00f2 essere descritto come un dispositivo di trasferimento di corrente. Pertanto, le correnti sui lati secondari dei CT devono essere identiche. Il rel\u00e8 poi \u201ccerca\u201d 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 \u2014 il comune Metodi di connessione dei CT utilizzati nei circuiti di protezione<\/a> valgono la pena di essere corretti prima di qualsiasi altra cosa.<\/p>\n La corrente operativa \u00e8 fondamentalmente la somma vettoriale delle due correnti secondarie prodotte dai trasformatori di corrente:<\/p>\n Iop= |I1sec\u2013 I2sec|<\/p>\n 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 pi\u00f9 essere zero. Ma ci sono due fattori che complicano la situazione perch\u00e9 un trasformatore ha sempre un ramo di magnetizzazione, quindi esiste un piccolo squilibrio che \u00e8 realmente una corrente di dispersione o di disallineamento anche quando il sistema funziona correttamente. Lo stesso si pu\u00f2 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.<\/p>\n Pertanto, l'unico rel\u00e8 utile che si pu\u00f2 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'\u00e8 una piccola differenza, la corrente rimane entro i limiti della corrente di vincolo. Quando esiste un vero guasto, il rel\u00e8 funziona perfettamente.<\/p>\n Inoltre, la maggior parte dei rel\u00e8 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 \u00e8 necessario perch\u00e9 a livelli di corrente di guasto molto elevati, il trasformatore di corrente su uno dei lati pu\u00f2 saturarsi cos\u00ec tanto che la misurazione sbilanciata fallisce.<\/p>\n I manuali per i rel\u00e8 mostrano una grande quantit\u00e0 di variazione, che non \u00e8 molto utile quando ci si trova di fronte a una lista di controllo per la messa in servizio del rel\u00e8. Ecco le impostazioni che sono pi\u00f9 comunemente utilizzate nella pratica per un rel\u00e8 87T standard:<\/p>\n 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 rel\u00e8 a 15% su tali trasformatori pu\u00f2 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 rel\u00e8 per un trasformatore con basse perdite, assicurati di chiedere quale metodo utilizza il fornitore.<\/p>\n Qui possiamo vedere la differenza tra schemi classici e moderni e la fonte di molti errori di commissioning.<\/p>\n Negli schemi elettromeccanici classici, il collegamento CT \u00e8 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 rel\u00e8 quando c'\u00e8 un guasto a terra esterno.<\/p>\n In un rel\u00e8 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 pi\u00f9 semplice e il collaudo pi\u00f9 facile, tuttavia crea anche un punto che spesso viene trascurato: il rel\u00e8 deve bloccare la corrente di sequenza zero tramite software proprio come faceva il collegamento a delta in hardware. Non abilitare questo filtro pu\u00f2 portare il circuito del CT a lavorare sotto l'influenza del guasto a terra esterno, facendo scattare il rel\u00e8. Assicurati di controllare le impostazioni; la maggior parte delle aziende lo fornisce ma non \u00e8 sempre attivato per impostazione predefinita.<\/p>\n Indipendentemente dalla tecnologia, devono essere rispettate tre regole:<\/p>\n Se stai lavorando attraverso il cablaggio su un'unit\u00e0 sconosciuta, questa guida su come cablare i collegamenti delta e wye del trasformatore<\/a> copre il lato dell'avvolgimento dello stesso problema, che \u00e8 utile quando confronti i disegni con la targa.<\/p>\n La protezione da guasti a terra ristretta, che \u00e8 anche chiamata ANSI 64REF o semplicemente REF, \u00e8 definita come \u201cla protezione differenziale di un avvolgimento\u201d. Questo \u00e8 piuttosto vero poich\u00e9 il REF \u00e8 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. Poich\u00e9 rileva la corrente in un solo avvolgimento, \u00e8 molto pi\u00f9 sensibile rispetto all'intero schema differenziale, risultando solitamente circa dieci volte pi\u00f9 sensibile.<\/p>\n Perch\u00e9 sono entrambi necessari? Perch\u00e9 in caso di guasto a terra che si verifica vicino al neutro di un avvolgimento stella, la corrente sar\u00e0 piccola e la maggior parte di essa circoler\u00e0 nell'avvolgimento stesso piuttosto che passare attraverso la zona differenziale. Il rel\u00e8 87T complessivo non pu\u00f2 vederlo. Il REF pu\u00f2.<\/p>\n Dovremmo enumerare i principali svantaggi della protezione differenziale, poich\u00e9 determinano le impostazioni:<\/p>\n 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<\/a> \u00e8 un utile contrasto: rileva la corrente residua piuttosto che la corrente differenziale, ed \u00e8 ci\u00f2 che utilizzeresti per un guasto a terra di cavi o motori dove non esiste una zona differenziale.<\/p>\n Quando si installa un rel\u00e8 differenziale, \u00e8 importante eseguire test di messa in servizio per prevenire problemi in seguito. I seguenti sono i requisiti minimi da eseguire durante i test:<\/p>\n Dopo la fase di messa in servizio del rel\u00e8, i controlli di routine includono passaggi molto semplici: misurare e salvare la corrente di dispersione ogni anno, modificare i registri del rel\u00e8 per ogni guasto attraverso e monitorare se ci sono nuovi carichi aggiunti alla bobina di riserva del CT. Per una visione pi\u00f9 ampia di cosa altro appartiene alla routine annuale del trasformatore, questo lista di controllo per la manutenzione del trasformatore<\/a> \u00e8 un modello ragionevole da adattare al proprio sito.<\/p>\n Questo \u00e8 un piano di protezione che misura la quantit\u00e0 di elettricit\u00e0 che fluisce nel trasformatore rispetto a quella che ne esce. Quando entrambe le energie corrispondono, significa che non c'\u00e8 cortocircuito; se c'\u00e8 una differenza superiore al punto di soglia definito per la protezione \u2013 viene rilevato un guasto interno e il rel\u00e8 invia il segnale di apertura ai interruttori del circuito del trasformatore attraverso il rel\u00e8 di blocco.<\/p>\n Il rel\u00e8 differenziale del trasformatore \u00e8 identificato dal numero 87T. Mentre 87 \u00e8 il codice generale per tutti i rel\u00e8 differenziali, 87T indica che \u00e8 stato progettato specificamente per l'uso con un trasformatore. Alcuni altri codici che possono essere trovati sullo stesso pannello sono 87G o 64REF in relazione al guasto a terra ristretto, 87B per differenziale di barra, 50\/51 per backup di sovracorrente temporale, Buchholz o pressione improvvisa 63, 49 per termico e 24 per sovraeccitazione.<\/p>\n Eseguire il processo in cinque fasi. Come esempio, prendiamo un trasformatore da 10 MVA, 33\/11 kV, Dyn11.<\/p>\n Ci sono variazioni nella pratica a seconda dell'utility e dell'importanza dell'unit\u00e0, ma i seguenti limiti sono generalmente seguiti. Per meno di circa 1 MVA, possono essere utilizzati fusibili e rel\u00e8 di sovracorrente. Per valori da circa 1 a 5 MVA, la protezione differenziale inizia ad essere impiegata in unit\u00e0 critiche e trasformatori che alimentano l'impianto. Per valori superiori a 5 e specialmente per quelli superiori a circa 10 MVA, l'installazione della protezione differenziale diventa obbligatoria. Ci sono due eccezioni a questa regola. Un modo \u00e8 quando un trasformatore \u00e8 di quel tipo in cui la sostituzione \u00e8 un'operazione molto complessa e\/o costosa. Un altro motivo pu\u00f2 essere un basso livello di correnti di guasto rispetto alla capacit\u00e0 del trasformatore.<\/p>\n La protezione differenziale in s\u00e9 \u00e8 semplice: confrontare l'input con l'output e regolare la soglia in modo tale che le normali discrepanze non attivino la tua protezione. Il problema sta nei dettagli: corretta collocazione del CT, corrispondenza del rapporto, filtro a sequenza zero, uso del blocco armonico e gamma del cambiavalute. A condizione che questi dettagli siano corretti, il rel\u00e8 di protezione differenziale funzionerebbe perfettamente per un lungo periodo di tempo, attivandosi solo quando necessario. Se questi dettagli sono errati, appariranno errati non appena il trasformatore viene energizzato.<\/p>\n Nel caso in cui il trasformatore in questione sia quello che stai acquistando invece di proteggere, allora stiamo producendo trasformatori immersi in olio e apparecchiature di tipo secco complete di tutta la documentazione di prova pertinente, quindi hai tutte le informazioni necessarie sulla targhetta per la selezione del CT e la configurazione del rel\u00e8 prima che il trasformatore venga spedito. Potresti richiedere un preventivo per il trasformatore includendo il rapporto di prova, i disegni e la gamma di tappo, nella maggior parte dei casi \u00e8 sufficiente per l'ingegnere della protezione finalizzare le impostazioni del rel\u00e8 senza ulteriori email.<\/p>\n <\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" When you ask one of the experienced relay engineers which protective relay will never be taken out of service on a power transformer, the answer will always be differential relay. 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<\/p>\nImpostazioni di percentuale sbilanciata che vengono effettivamente utilizzate<\/h2>\n
\n
Collegamenti CT per avvolgimenti delta, wye e zigzag<\/h2>\n
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<\/p>\nDifferenziale contro REF \u2014 e dove lo schema \u00e8 carente<\/h2>\n
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Messa in servizio e controlli continui<\/h2>\n
\n
Domande frequenti<\/h2>\n
Cos'\u00e8 la protezione differenziale del trasformatore?<\/h3>\n
Qual \u00e8 il codice ANSI per la protezione differenziale del trasformatore?<\/h3>\n
Come calcolare la protezione differenziale del trasformatore?<\/h3>\n
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Per quale potenza del trasformatore \u00e8 raccomandata la protezione differenziale?<\/h3>\n
Riferimenti<\/h2>\n
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Conclusione<\/h2>\n