Dv 601 - Interventi intempestivi dell'int. d'inte

[lello78]

Ciao Viper!

Purtroppo non ho ancora risolto niente!

Sto cercando un analizzatore di rete perchè voglio capire cosa succede in quei 170 ms necessari

alla protezione d'interfaccia per aprire.

Le soluzioni che si hanno in mente sono tante, ma bisogna capire prima bene cosa fa andare in blocco

le macchine quando c'è una microinterruzione sulla rete!

poi di aggiornerò.

non ho mai sentito questa iESG o come si chiama!

Ma è solo più veloce o è anche più sensibile?

adesso ho da fare ci sentiamo presto!

Su questo sito si trovano persone preparate e diponibilissime come Mario e Massimo che mi hanno dato tanti ottimi consigli!

Piacere di averti conosciuto!

Saluti a presto!

[viper]

ciao lello,

beh, la caratteristica della iSEG e' quella di riuscire a riconoscere una variazione di fase che si determina sulla rete un istante (che puo' essere prezioso) prima che l'inserimento di un grosso carico (o un guasto) porti la tensione a livelli dello scatto per U< o riesca a disturbare la frequenza a sufficienza da far intervenire la f<, cioe' ora mi succede a volte che trovo l'interfaccia enel aperta senza interventi della DV601 (ma la telefonata di rito al gestore ci dice di solito che hanno avvertito 'qualcosa' e ora e' tutto ok, oppure che c'e' stato un guasto...)

poi da me c'erano altri problemi... in pratica il generatore tenta di alimentare il guasto e all'atto dello sgancio rientra a fatica ad alimentare i soli carichi interni (che, per di piu' la vecchia gestione dell'impianto aggravava staccando ulteriori carichi entrando in isola) per cui la V schizza in alto fino allo scatto per tensione eccessiva a bordo della macchina; un po' abbiamo rimediato con l'installazione di un regolatore di tensione piu' efficiente in uscita dell'alternatore, un po' gestiamo i carichi in modo diverso nel momento in cui si va in isola... adesso siamo in attesa del prossimo evento per vedere i risultati, chissa'...

comunque grazie della risposta

ciao

viper

[lello78]

Ciao viper,

la maggior parte dei disturbi in rete sono i buchi di tensione (internazionalmente: voltage dips), tale tipo di disturbo comporta delle conseguenze sulla continuità del servizio degli autoproduttori che hanno la DV601.

Nel momento in cui si presenta un buco di tensione sulla linea, i gruppi in un primo momento accelerano perchè perdono il carico attivo erogando solo potenza reattiva poi in una seconda fase decelerano. Quindi la causa di quasi tutti gli interventi del relè di frequenza sono dovuti ai buchi di tensione ma il relè comanda l’apertura dell’interruttore perché legge la frequenza dei gruppi e non più quella rete.

È impossibile che il relè di frequenza interviene per variazioni di frequenza viste sulla rete dato che la massima variazione di frequenza che si presenta in rete è di 0,005 Hz altrimenti ci sarebbe l’intervento di tutte le protezioni nazionali.

Io penso che i nostri gruppi non riscono a superare il transitorio provocato dal buco di tensione, in particolare ci sono problemi sulla regolazione di velocità.

Ma quando c'è l'anomalia in rete e apre l'int. d'interfaccia qual'è il massimo gradino di potenza che la vostra turbina riesce a mantenere?

Se ad esempio avete un carico di 3 MW e 3 MW li state erogando in rete, la turbina riesce a mentenere l'isola in queste condizioni?

Io stavo pensando di inserire una reattanza tra rete pubblica e la nostra rete, perchè dovrebbe limitare la corrente in caso di guasto esterno.

Fammi sapere qualcosa!!!

Saluti!

[viper]

ciao lello,

si', tutte le volte che facciamo un'isola manualmente anche a condizioni limite, la teniamo sempre.

sono convinto anche io che il problema stia tutto nella richiesta al generatore nel transitorio che precede lo sgancio e pensavo che anticipando il piu' possibile i tempi potevo avere dei notevoli risultati ma cosi' in realta' non e' stato o almeno non come mi aspettavo anche perche' la situazione da noi si verifica circa 4-5 volte l'anno non di piu' per cui possono passare mesi prima di valutare gli effetti di una prova.

nella pausa natalizia (ero a lavorare come si confa' ai pirl... a un tecnico come me) ho lavorato sulla gestione dei carichi nel momento in cui vado in isola implementando il sistema di gestione dei carichi (commerciale) con un plc con il quale vorrei arrivare a staccare solo se necessario e solo i carichi che mi consentono di evitare una richiesta di potenza al generatore maggiore di quella erogabile (in estate per es. quando fa caldo la turbina rende meno e vado spesso in acquisto e rischio di alimentare un carico interno di 6000-6100 kW quando ne produco magari solo 5000-5300 a secondo di pressione, temperatura, pulizia della turbina, stato dei filtri aria... e Dio solo sa che altro .....

peraltro sono sicuro che nel momento in cui inserisci in rete un carico notevole crei dei disturbi tipo buchi di tensione e non saprei dire con sicurezza ma credo anche disturbi sulla frequenza

lo so per certo perche' se resto al buio non posso 'dar su' all'interfaccia enel con tutto lo stabilimento attaccato ma devo parzializzare i carichi inseriti (circa 20 per cento a 'colpo') pena sentire le lamentele del servizio reti, e perche' 3-4 anni fa mentre avviavano i nuovi capannoni di un vicino illustre (ferrari, QUELLA ferrari!) a causa di prove e guasti e problemi, inserivano in rete grossi carichi (mai saputo quanto) e sembrava di essere in guerra! 1-2 isole fallite alla settimana! non ti racconto le corse!

comunque grazie della tua attenzione...

a presto

viper

[lello78]

ciao Viper,

Comunque tutto quello che dici dipende dalla potenza della rete!

Per esempio la nosta rete ha una potenza di 80 MVA e i nostri 2 MVA ci fanno un baffo!!!

Nel momento in cui hai una rete con una potenza disponibile paragonabile alla tua potenza è normale che crolla tutto quando attacchi 6 MVA !!!! Immagina poi che allo spunto si assorbe circa 5 volte la In!!!

A noi invece i problemi sono legati principalmente ai guasti!

Con particolare riferimento ai guasti polifase, si ha una caduta di tensione in sbarra MT della cabina primaria, che dura dall’istante di instaurazione del guasto fino alla sua scomparsa. L’entità di questa caduta risulta tanto più rilevante quanto più il punto di guasto si trova in prossimità della cabina primaria di distribuzione e quanto più il guasto stesso tende ad essere franco.

L’abbassamento di tensione conseguente al guasto polifase è avvertito da tutte le linee connesse alla stessa sbarra da cui parte quella guasta, provocando su di esse un buco di tensione di circa 100 -150 ms sia nell’istante di apparizione del guasto che ad ogni richiusura non riuscita sullo stesso.

avendo il nostro relè di frequenza un tempo d'intervento di 90 ms di lascio immaginare............

ti ricordo che il nostro relè di frequenza interviene sia quando la frequenza varia di un +/- f=0,3 sia quando la tensione scende al di sotto di 0,2 Vn.

ciao a presto!!!

[MarcoEli]

ciao a tutti, prima di tutto vorrei rispondere a lello, non puoi utilizzare i contatti delle singole protezioni in serie della DV601, l'enel non lo accetta e in caso di mancata apertura sono dolori!!! devi per forza usare il contatto principale "S", neanche l'"SS" è ammesso.

Inoltre non so come tu faccia ad avere 2 DV601 su un unica fornitura, l'enel vuole 1 pannello di protezione e 1 dispositivo di interfaccia che non necessariamente deve essere l'interruttore generale. Il secondo DV601 è totalmente inutile.

Per risolvere il problema degli interventi di freqeunza se hai il dispositivo di interfaccia dell'impianto di produzione in bassa puoi collegare i riferimenti di frequenza a 400V subito

Per quanto riguarda il secondo problema, i generatori prima di tutto dovrebbero avere un sistema di regolazione della potenza e in secondo luogo ogni generatore dovrebbe avere il suo interruttore che dovrebbe aprirsi per sganciare il gruppo, non dovresti aprire il dispositivo di interfaccia.

Secondo me un errore progettuale è che se la potenza assorbita è minore di quella erogabile dai gruppi vai in isola, dovresti fare il contrario perchè scendendo troppo di potenza perdi il rendimento del gruppo e quindi non hai più convenienza a produrti energia, ti costa meno comprarla dall'Enel. I gruppi devono fare soccorso alle punte non l'ENEL!!

Non riesco a capire perchè se il carico è superiore hai gruppi devi staccarli, sei in parallelo rete non in isola.

Comunque hai fatto un pò di confusione tra le norme e sullo studio del funzionamento dell'impianto.

[MASSIMOPC]

Normalmente si usa il contatto cumulativo di scatto del DV601 ma talune volte

l'Enel stessa consiglia di usare la serie dei contatti di scatto delle singole

protezioni per particolari esigenze come ad esempio è successo per il cambiamento

dello stato del neutro che ha comportato una diversa tarature dei tempi sulle

protezioni 59Uo e 27 che non era possibile fare con i DV601 esistenti

, per fare questo ha mandato ai diversi clienti /fornitori

interessati una lettera in cui tra le soluzioni che suggeriva vi era anche quella

di utilizzare appunto la serie dei contatti di protezione e appoggiare

quelli delle protezioni che abbisognavano di questo a temporizzatori

La situazione normale è utilizzare il contatto principale per lo sgancio

e l'altro cumulativo per la segnazione

[MarcoEli]

Caro MassimoPC sono d'accordo con te, l'unica cosa è che con in mano una lettera dell'ENEL hai il "c**o" parato, senza se succede qualcosa paghi.

ciao

[Mario Maggi]

Ciao Lello78,

sono curioso di sapere com'e' finita, ci fai sapere?

Ciao

Mario