Funzionamento in parallelo di trasformatori: ripartizione del carico, abbinamento delle impedenze percentuali (%Z) e gli errori che causano fermi non programmati per le aziende di distribuzione

Due estati fa, un’azienda di servizi pubblici del Texas installò un secondo trasformatore da 1.000 kVA su supporto a terra accanto a un’unità già esistente, per gestire un aumento della richiesta sul circuito di alimentazione residenziale. Il piano sembrava semplice: collegare in parallelo i secondari su un’unica barra collettore e lasciare che entrambe le unità condividessero il carico. Sulla carta le targhette dei due trasformatori coincidevano. Sul campo, il primo tentativo di chiusura produsse un forte ronzio, la fusione di un fusibile sul lato a bassa tensione e un caposquadra fuori servizio per un pomeriggio intero. La causa non era un guasto hardware, bensì una differenza di impedenza mai verificata prima dell’alimentazione. Esercizio in parallelo di trasformatori sembra semplice su uno schema unifilare, ma punisce gli aspetti che nessuno verifica.

Perché le aziende elettriche e gli impianti collegano i trasformatori in parallelo

Far funzionare due unità su un unico bus non è più un caso particolare. Il carico cresce più velocemente di quanto sia possibile ordinare e consegnare una singola unità, quindi i proprietari suddividono la capacità: installano un trasformatore subito e ne collegano un secondo in parallelo quando il circuito di alimentazione raggiunge la sua capacità massima. Le aziende elettriche collegano le unità in parallelo per poterne rimuovere una per la manutenzione senza interrompere l’erogazione ai clienti. Gli impianti industriali collegano in parallelo unità di piccole dimensioni perché due trasformatori compatti possono essere alloggiati all’interno di un edificio dove non ci sarebbe spazio per un’unica unità di grandi dimensioni. In ogni caso, l’obiettivo è identico: un unico bus, due sorgenti, con ripartizione automatica del carico.

L’aspetto critico: le unità collegate in parallelo ripartiscono il carico esattamente come previsto solo se le loro caratteristiche elettriche sono compatibili. Se anche una sola condizione non è soddisfatta, la coppia smette di comportarsi come un unico gruppo da 2.000 kVA e inizia a comportarsi come due macchine che si oppongono reciprocamente. I guasti si manifestano con surriscaldamento, interventi dei fusibili e scatti delle protezioni — sempre nel momento peggiore, di solito dopo che la conversazione sulla garanzia è già terminata.

 

Le condizioni per il funzionamento in parallelo sicuro dei trasformatori

Prima di collegare due trasformatori a un comune bus, devono essere soddisfatte cinque condizioni:

• Stessa sequenza di fase e stesso spostamento di fase (gruppo vettoriale). Un’unità Dyn11 non può funzionare in parallelo con un’unità Dyn1 o Yyn0 senza problemi di angolo di fase.
• Rapporti di tensione uguali al tap di esercizio, entro circa lo 0,5 per cento. Le posizioni di tap fuori nominale contano: entrambe le unità devono trovarsi sullo stesso tap.
• Impedenze percentuali simili, con una differenza massima di circa il 10 per cento l’una dall’altra. Più i valori di %Z sono vicini, più equilibrata sarà la ripartizione del carico.
• Capacità di cortocircuito e protezione compatibili. Il bus, i fusibili e gli interruttori devono sopportare il contributo combinato di guasto proveniente da entrambe le unità.
• Stessa frequenza di sistema e riferimento comune: due unità progettate per reti diverse non devono mai essere collegate allo stesso bus.

Queste affermazioni sembrano estratte da un manuale finché non si ha un progetto reale sul tavolo. Ciò che i nostri ingegneri confrontano prima di qualsiasi proposta parallela sono i valori misurati riportati nei rapporti di prova standard — non le indicazioni nominali sulla targhetta. Il valore misurato di %Z e il rapporto misurato al tap operativo effettivo determinano se due unità possono condividere in sicurezza un’unica sbarra.

 

Ripartizione del carico e %Z: dove la matematica diventa critica

La regola fondamentale dell’ esercizio in parallelo di trasformatori il carico si ripartisce in base all'impedenza, non alla buona volontà. Per due unità di pari potenza nominale, la potenza in kVA assorbita da ciascuna è inversamente proporzionale alla propria impedenza percentuale (%Z): l'unità con impedenza minore assorbe la quota maggiore. Si considerino due unità da 1.000 kVA le cui targhette riportano rispettivamente un’impedenza del 5,5% e del 6,5%. Con un carico complessivo del gruppo pari a 2.000 kVA, l’unità con impedenza del 5,5% tende ad assorbire circa 1.083 kVA — ovvero il 108% della sua potenza nominale — mentre l’unità con impedenza del 6,5% ne assorbe soltanto 917 kVA. L’unità a impedenza inferiore raggiunge il 100% del carico già quando il carico complessivo del gruppo è pari a circa 1.846 kVA, ossia al 92% della capacità totale per la quale l’utente ha pagato.

Gruppo: due unità da 1.000 kVA	Impedenze %Z non coincidenti (5,5% / 6,5%)	Impedenze %Z coincidenti (5,5% / 5,5%)
Ripartizione del carico a un totale di 2.000 kVA	1.083 kVA / 917 kVA (108% / 92%)	1.000 kVA / 1.000 kVA (100% / 100%)
Capacità utile del gruppo prima che un’unità raggiunga il 100% del carico	~1.846 kVA (92%)	2.000 kVA (100%)
Rischio a carico bancata completo	L'unità con impedenza percentuale più bassa surriscalda, invecchia rapidamente e scatta	Nessun rischio da impedenza

Ecco perché due unità "identiche" con impedenze nominali espresse in percentuale che differiscono di un punto intero provocano la riduzione della potenza nominale della bancata ancor prima che questa venga alimentata. La soluzione non consiste nell’installare un fusibile di dimensioni maggiori. Si tratta invece o di specificare impedenze percentuali identiche — chiedendo a entrambi i produttori i valori misurati al tap principale — oppure di accettare una potenza nominale inferiore per la bancata e indicarla esplicitamente nelle impostazioni di protezione.

Per condivisione del carico tra trasformatori , la stessa regola inversa si applica anche a unità di potenza nominale diversa: ciascuna unità contribuisce con la propria potenza nominale in kVA divisa per la propria impedenza percentuale, e la condivisione proporzionale del carico avviene soltanto quando i valori di impedenza percentuale sono simili. Quando un cliente ci chiede se un’unità da 750 kVA possa essere messa in parallelo con un’unità da 1.000 kVA, la nostra risposta parte sempre dalla stessa domanda: quali sono le impedenze misurate e su quale tap funzioneranno entrambe le unità?

 

Corrente circolante: cosa accade quando i rapporti di trasformazione non coincidono

Una differenza nel rapporto di tensione genera una corrente che fluisce tra due unità collegate in parallelo, anche quando il bus non ha alcun carico collegato. Gli ingegneri la chiamano corrente circolante , e il suo valore è limitato soltanto dalla somma delle impedenze delle due unità. Come verifica rapida, una differenza di tap del 2,5 percento tra due unità, ciascuna con un’impedenza del 5,5 percento, produce circa 0,025 / (0,055 + 0,055) — ossia circa il 23 percento della corrente nominale che circola a vuoto. Tale corrente causa perdite, riscalda entrambi i serbatoi e innalza la temperatura degli avvolgimenti senza svolgere alcun lavoro utile. Una differenza di rapporto dello 0,5 percento mantiene la componente di corrente circolante a vuoto intorno al 5 percento; per questo il criterio empirico raccomanda di "uniformare il rapporto entro mezzo punto percentuale".

Un rapporto di trasformazione non corrispondente altera anche la ripartizione del carico sotto carico, spingendo l’unità con rapporto maggiore verso una sovreeccitazione e l’accoppiamento verso un riscaldamento asimmetrico. Gli errori di angolo di fase sono ancora più gravi: collegare unità con gruppi vettoriali incompatibili equivale di fatto a un cortocircuito attraverso il quadro, e la protezione interviene prima che qualcuno abbia il tempo di leggere il contatore. Ogni installazione in parallelo da noi osservata inizia con una verifica della sequenza di fase al quadro — non perché gli ingegneri dubitino delle targhette, ma perché individuare un cavo invertito è più economico che sostituire un banco bruciato.

 

Cosa verificare sul rapporto di prova prima del parallelo

Ogni unità che spediamo include un rapporto di prova di routine contenente i valori necessari per uno studio in parallelo. Prima di mettere in parallelo un nuovo trasformatore con apparecchiature esistenti, estrarre questi cinque valori dai rapporti di prova di entrambe le unità:

• %Z misurato al tap principale, sulla stessa base — non il valore garantito riportato sulla targhetta.
• Rapporto di tensione misurato al tap di funzionamento, compresi i tap fuori-nominale che si prevede di utilizzare.
• Gruppo vettoriale o spostamento di fase, più un controllo della sequenza di fase sul sito prima della prima chiusura.
• Perdite a vuoto e perdite a carico: determinano l’efficienza della coppia e rivelano differenze nel nucleo o negli avvolgimenti.
• Posizione e gamma del regolatore di tensione, affinché entrambe le unità possano essere impostate sullo stesso tap e vi rimangano.

Le procedure di prova che generano questi valori sono definite nella norma IEEE C57.12.90, la norma standard per le prove sui trasformatori immersi in liquido , mentre le convenzioni relative alla potenza nominale e alla targhetta sono stabilite dalla IEC 60076-1, la cui portata è descritta nella Pagina dello IEC Webstore . Se un fornitore non è in grado di fornire dati misurati di impedenza e rapporto per l’unità esatta, tale unità non deve essere messa in parallelo con alcuna altra.

 

Cosa verifichiamo presso Ryan Electric prima della spedizione di due unità

Come partner congiunto di Eaton dal 2023, con certificazioni UL, CSA, IEEE e DEKRA nel nostro portafoglio, una base produttiva di 120.000 metri quadrati e 37 brevetti alle spalle, trattiamo gli ordini pronti per il funzionamento in parallelo come un’attività documentale, non come una promessa. Quando un acquirente ci comunica che due unità dovranno operare su un unico bus, registriamo la percentuale di impedenza misurata (%Z) ai prelievi principale e fuori-nominale, eseguiamo i test standard previsti da IEEE C57.12.90 e riportiamo l’impedenza e il rapporto sul rapporto di prova in modo tale che l’ingegnere sul sito possa utilizzarli senza dover richiamare lo stabilimento.

Il consiglio pratico è breve. In esercizio in parallelo di trasformatori , la coppia è buona quanto il parametro meno compatibile — e il parametro meno compatibile si trova di solito nella stampa fine di un rapporto di prova che nessuno ha confrontato. Se state aggiungendo un’unità a un gruppo esistente, inviate insieme alla vostra richiesta di offerta (RFQ) il rapporto di prova dell’unità vecchia: effettueremo il confronto di impedenza e rapporto prima di fornirvi un preventivo. Questo singolo passaggio ha permesso di individuare incompatibilità che avrebbero ridotto la potenza del gruppo o bruciato un fusibile già nel primo giorno di funzionamento.

Avete in programma di collegare in parallelo un nuovo trasformatore con apparecchiature esistenti? Inviate il rapporto di prova dell’unità esistente e la nuova potenza nominale tramite ryantransformers.com: i nostri ingegneri verificheranno la compatibilità dei valori percentuali di impedenza (%Z), del rapporto di trasformazione e del gruppo vettoriale, e vi forniranno un preventivo per unità in grado di ripartire il carico esattamente come previsto dal diagramma unifilare.

Sull'autore — Questo articolo è stato redatto dal team di ingegneria di Ryan Electric, partner congiunto di Eaton e produttore di trasformatori certificato UL/CSA nello Jiangsu, Cina, che fornisce servizi ai clienti del settore utility, delle energie rinnovabili e industriale in Nord America, Sud-Est asiatico, Medio Oriente e Africa.