Capitolo 4 Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro ... · Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi...

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Emilio Giomo

Capitolo 4 – Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni

4.1 Introduzione

Nel presente capitolo si prendono in esame le modalità di esercizio e di funzionamento dei

gruppi elettrogeni nei confronti della rete di distribuzione dell’energia elettrica. L’intento è quello di

fornire una visione globale delle varie applicazioni impiantistiche, evitando di trattare

minuziosamente alcuni argomenti che richiederebbero, per la loro complessità, uno spazio a sé

stante.

Il capitolo, quindi, è strutturato con paragrafi dedicati laddove la complessità dell’argomento

non consente una trattazione comune, mentre alcune tematiche sono tra loro integrate, così da

rendere più snella l’esposizione e, nello stesso tempo, più efficace la comprensione.

A supporto del lettore, sono riportate figure e tabelle che sintetizzano quanto testualmente

descritto nel capitolo.

4.2 Protezione del gruppo elettrogeno

Il gruppo elettrogeno, durante il suo funzionamento, deve essere protetto da eventuali avarie

che si possono manifestare nel motore e nel generatore. Le prime sono quasi esclusivamente di

natura meccanica, mentre le seconde sono di tipo elettrico. A loro, indipendentemente dalla natura,

sono associate delle protezioni che intervengono con una modalità dipendente dalla gravità, cioè

possono determinare il blocco del sistema, oppure attivare solo una segnalazione di allarme. Al

blocco fanno riferimento le avarie che comportano grave pericolo per le persone o per la stessa

macchina; alle segnalazioni di allarme, invece, sono associate le avarie che consentono alla

macchina di operare comunque, ma che, a lungo andare, possono trasformarsi in guasti pericolosi

per le persone e per lo stesso gruppo elettrogeno.

4.2.1 Protezioni del motore

Le principali protezioni del motore sono riassunte nella Tabella 4.1, non costituendo,

comunque, un limite per le diverse applicazioni.

Altre protezioni possono essere previste ed applicate, sempre tenendo conto delle indicazioni

del costruttore del motore. Infatti, in alcuni casi, come ad esempio nei motori di ultima generazione,

risulta controproducente gestire un sistema di protezione separatamente da quello gestito dalla

Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni

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stessa apparecchiatura di controllo dell’iniezione, poiché si potrebbero generare degli interventi

intempestivi e, quindi, dannosi per il gruppo elettrogeno.

ProtezioneModalità

interventoDescrizione

Sovravelocità B Avaria del regolatore di giri o del sistema di iniezione

Bassa pressione olio B Avaria del sistema di lubrificazione

Basso livello olio A - B Olio consumato

Alta temperatura olio A - B Sovraccarico motore o avaria del sistema di lubrificazione

Alta temperatura acqua A - B Sovraccarico motore o avaria del sistema di raffreddamento

Basso livello acqua radiatore A - B Acqua di raffreddamento esaurita

Basso livello combustibile1 A - B Combustibile esaurito

Bassa tensione batteria di avviamento A Batterie scariche

Bassa pressione aria avviamento2 A Aria insufficiente nel serbatoio o avaria compressore

Alta temperatura gas di scarico A - B Sovraccarico motore o avaria sistema di scarico gas

A = allarme; B = blocco

Note:

1 Per motori alimentati a combustibile liquido (benzina o gasolio)

2 Per motori dotati di avviamento ad aria compressa

Tabella 4.1 Principali protezioni dei motori

4.2.2 Protezioni del generatore

Le principali protezioni del generatore sono riassunte nella Tabella 4.2, non costituendo,

comunque, un limite per le diverse applicazioni.

ProtezioneCodice

ANSINote

Richiesto

CEI 11-20

Massima corrente 50 - 51 Sovraccarico o corto circuito Sempre

Min/Max tensione 27 - 59 Avaria del sistema di regolazione della tensione o carico anomalo Sempre

Min/Max frequenza 81 >< Avaria del sistema di regolazione di giri o carico anomalo Sempre

Guasto a terra statore 59N o 64G Avaria avvolgimenti statorici > 500 kVA

Guasto a terra rotore 64R Avaria avvolgimenti rotorici > 1500 kVA

Corrente differenziale generatore 87G Avaria avvolgimenti statorici > 1500 kVA

Massima temperatura avvolgimenti 49 Avaria avvolgimenti statorici > 500 kVA

Direzionale potenza attiva 32 o 67 Guasto a terra o errato parallelo Sempre1

Perdita eccitazione 40 Avaria sistema di eccitazione > 500 kVA2

Mancata sincronizzazione 25 Sincronizzazione errata Opzionale1

Mancata apertura interruttore di

macchinaInterruttore chiuso a gruppo elettrogeno fermo o non a regime > 1500 kVA

Note:

1 Solo per g.e. in parallelo con la rete

2 Solo per g.e. in parallelo con la rete in servizio continuo

Tabella 4.2 Principali protezioni dei generatori

La protezione di massima corrente viene effettuata solitamente con l’interruttore di macchina.

Infatti, il costruttore del gruppo elettrogeno, come dispositivo di macchina, fornisce un interruttore

automatico magnetotermico, i cui sganciatori provvedono ad assolvere la protezione contro il


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sovraccarico ed il corto circuito. La scelta e la relativa taratura delle correnti di intervento viene

effettuata a seconda del tipo di servizio del gruppo elettrogeno (COP, PRP, LTP e ESP) e della

corrente di corto circuito erogabile dal generatore. Quest’ultima è dipendente dalle reattanze di

macchina, per il periodo transitorio (all’incirca 1÷1,5 secondi), mentre il valore permanente è di

circa 3 volte la nominale (di solito gli alternatori sono dotati di dispositivo di sovreccitazione che

consente di mantenerli eccitati anche quando la tensione ai loro morsetti si annulla).

Per una valutazione sufficientemente approssimata delle correnti di corto circuito, si possono

considerare i circuiti equivalenti di sequenza della Figura 4.1.

a.

c.

b.

Figura 4.1 Circuiti equivalenti di sequenza per corto circuito: a. trifase; b. bifase; c. monofase.

Le f.e.m. ''YV e

'YV sono rispettivamente le tensioni a monte della reattanza subtransitoria e

transitoria, e sono calcolabili con la relazioni:

IjX3

V

3

V

IjX3

V

3

V

'd

'

''d

''

'dg

''dg jX/jX

3

V/

3

V '''

dZ

3

II

3

II

'1k'

d

''1k''

d

igjX iZ

ogjX oZ

'dg

''dg jX/jX

3

V/

3

V '''

dZ

3

II

3

II

'2k'

d

''2k''

d

igjX iZ

'dg

''dg jX/jX

3

V/

3

V '''

dZ

'3k

'd

''3k

''d

II

II


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Emilio Giomo

dove I è la corrente che sta erogando il generatore nell’istante immediatamente precedente il corto

circuito e V è la tensione concatenata del carico (nei calcoli si può assumerla pari alla nominale).

Le correnti di corto circuito dei generatori sono calcolabili con le formule indicate nella Tabella

4.3 e Tabella 4.4 (si trascura la resistenza del generatore).

CORTO

CIRCUITO

CORRENTE SUBTRANSITORIA

Gruppo a vuoto

Trifase

d''dg

o''3k

ZjX3

VI

Bifase

idig''dg

o''2k

ZZjXjX

VI

Monofase

oidogig''dg

o''1k

ZZZjXjXjX

V3I

Gruppo precaricato

Trifase

d

''dg

''

''3k

ZjX3

VI

Bifase

idig

''dg

''

''2k

ZZjXjX

VI

Monofase

oidogig''dg

''''1k

ZZZjXjXjX

V3I

Tabella 4.3 Calcolo delle correnti di corto circuito in regime subtransitorio


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CORTO

CIRCUITO CORRENTE SUBTRANSITORIA

Gruppo a vuoto

Trifase

d'dg

o'3k

ZjX3

VI

Bifase

idig'dg

o'2k

ZZjXjX

VI

Monofase

oidogig'dg

o'1k

ZZZjXjXjX

V3I

Gruppo precaricato

Trifase

d'dg

'

'3k

ZjX3

VI

Bifase

idig'dg

'

'2k

ZZjXjX

VI

Monofase

oidogig'dg

''1k

ZZZjXjXjX

V3I

Tabella 4.4 Calcolo delle correnti di corto circuito in regime transitorio

Se il corto circuito avviene immediatamente a valle del generatore, le impedenze di sequenza

diretta, inversa e omopolare dei circuiti collegati sono nulle, cioè:

0ZZZ oid

Per determinare il valore di primo picco della corrente di corto circuito, è necessario sommare

alla componente sinusoidale la componente unidirezionale, il cui valore dipende dall’istante in cui

ha inizio il corto circuito. Ai fini della sicurezza, si può assumere che il valore di primo picco sia:

'''' 82.222 kkp III

La corrente di corto circuito sincrona non interessa ai fini della protezione contro il corto

circuito, poiché l’interruttore automatico stabilisce ed apre la corrente subtransitoria ''

kI o, se

ritardato, la corrente transitoria 'kI . Come indicato al Capitolo 2, i generatori sono provvisti di

sistema di sovreccitazione e, quindi, la corrente di corto circuito sincrona perde di significato,

sostituita, nel regime permanente, da una corrente denominata corrente di corto circuito sostenuta,

pari a circa 3In.


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4.3 Funzionamento in isola

Nel funzionamento in isola, il gruppo elettrogeno fornisce energia all’impianto quando non

esiste alcun collegamento elettrico con la rete di distribuzione. I casi possono essere: gruppo

elettrogeno che costituisce l’unica sorgente di alimentazione, oppure, come spesso avviene,

rappresentare una sorgente di energia di emergenza. In entrambi i casi, non è permesso al gruppo

elettrogeno collegarsi in parallelo alla rete, perché non sono soddisfatti i requisiti di

interfacciabilità, sia a livello impiantistico sia a livello funzionale (vedi Figura 4.2).

Figura 4.2 Schemi unifilari funzionamento in isola: a. unica sorgente di energia (autoproduzione); b. in emergenza con

interblocco meccanico; c. in emergenza con interblocco elettrico ridondante

Pertanto, nel funzionamento in emergenza, deve essere previsto un sistema che eviti in qualsiasi

modo il collegamento tra il gruppo elettrogeno e la rete, cioè un sistema di commutazione. Questo

può essere realizzato con dispositivi di manovra adatti sia ad interrompere le correnti normali di

funzionamento, sia a sostenere le correnti di corto circuito che possono manifestarsi nell’impianto. I

dispositivi possono essere contattori, interruttori di manovra-sezionatori oppure interruttori


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automatici (i contattori e gli IMS devono essere coordinati con i dispositivi di protezione contro le

sovracorrenti). Essi devono essere dotati di un interblocco che impedisce la loro chiusura

contemporanea: questo può essere di tipo meccanico, oppure elettrico ridondante (con sganciatore a

mancanza di tensione).

L’interblocco elettrico ridondante con bobina di minima tensione può essere realizzato con la

logica indicata nella Figura 4.3.

Figura 4.3 Schema interblocco elettrico ridondante con bobina di minima tensione

La commutazione rete/gruppo deve essere collocata, per quanto possibile, nelle immediate

vicinanze dei quadri di distribuzione dei circuiti privilegiati. Questo consente di diminuire le perdite

per effetto Joule, le cadute di tensione introdotte dalla linea di rete e, soprattutto, di ridurre le

probabilità di guasto (vedi Figura 4.4).

Immediatamente a valle del gruppo elettrogeno deve essere previsto l’interruttore di macchina.

Esso, solitamente, è di tipo automatico e assolve la doppia funzione di protezione contro le

sovracorrenti e di sezionamento della linea; come ribadito precedentemente, la taratura degli

sganciatori di sovracorrente deve essere effettuata dal costruttore del gruppo elettrogeno.


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Figura 4.4 Commutazione rete/gruppo: a. lontano dai quadri dei circuiti privilegiati; b. nelle immediate vicinanze dei

quadri dei circuiti privilegiati (da preferire)

La logica di comando e controllo del gruppo elettrogeno è svolta da apparecchiature dedicate,

che gestiscono sia la protezione della macchina, sia il coordinamento delle fasi di funzionamento.

Queste apparecchiature sono costituite da schede elettroniche a logica cablata o a microprocessore,

e sono installate a bordo del quadro elettrico. La protezione viene effettuata interfacciando con

l’apparecchiatura di controllo, dei trasduttori o dei relé (analogici, digitali o semplici on/off), che

controllano ininterrottamente i valori delle grandezze citate nei paragrafi 4.2.1 e 4.2.2. Le tarature

dei valori di soglia spettano all’assemblatore del gruppo elettrogeno, o sono intrinsecamente

definite dai costruttori del motore primo e dell’alternatore.

Alla stessa apparecchiatura di controllo è affidato il compito di gestire il funzionamento del

gruppo elettrogeno, che deve avvenire secondo una precisa sequenza temporale di fasi. In Figura

4.5 è riportato un esempio del funzionamento di un gruppo elettrogeno in emergenza alla rete.


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Emilio Giomo

Figura 4.5 Diagramma della sequenza temporale delle fasi di funzionamento di un gruppo elettrogeno in emergenza

Se l’utenza richiede un incremento della potenza disponibile o un aumento della continuità di

servizio, si possono mettere in parallelo due o più gruppi elettrogeni fra loro. Questo consente di

suddividere la potenza generata fra le macchine in servizio, aumentando di fatto la flessibilità

dell’impianto. Infatti, le centrali con più gruppi elettrogeni in parallelo possono essere esercite, oltre

in emergenza alla rete, come adattamento della potenza attiva disponibile alle variazioni del carico,

oppure, in ridondanza per aumentare la continuità di servizio (vedi Figura 4.6).

Nell’adattamento della potenza attiva si inseriscono o disinseriscono automaticamente un

numero di macchine la cui somma in potenza è maggiore od uguale a quella richiesta dal carico

(questo funzionamento è chiamato a richiesta di energia). In poche parole, quando il carico è

fortemente variabile, si tende a seguire il suo andamento nel tempo, discretizzando la potenza totale

in tanti gradini quanti sono i gruppi elettrogeni in parallelo. Infatti, nelle minime condizioni di

carico, non ha senso mantenere tutti i gruppi elettrogeni in servizio, come, del resto, in tutte le

Tensione di rete

Relé <V rete

Tensione del gruppo elettrogeno

Tensione sul carico

1t 2t 3t

BOt

4t 5t 6t

Erogazione gruppo Erogazione rete Erogazione rete BOt

Legenda

1t : tempo stabilizzazione della tensione di rete per evitare interventi intempestivi del gruppo elettrogeno;

2t : tempo di avviamento del gruppo elettrogeno;

3t : tempo di stabilizzazione del gruppo elettrogeno;

4t : tempo di stabilizzazione della tensione di rete per evitare commutazioni intempestive;

5t : tempo di ritardo commutazione da gruppo e rete;

6t : tempo di raffreddamento del gruppo elettrogeno;

BOt : tempo di black-out del carico

t


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condizioni intermedie. Ovviamente, la gestione di un impianto di questo tipo non è semplice,

risultando, comunque, efficace dal punto di vista energetico.

Figura 4.6 Gruppi elettrogeni in parallelo in emergenza alla rete

In Figura 4.7 è riportato un esempio di gestione di due gruppi in parallelo aventi medesima

potenza nominale con funzionamento a richiesta di energia. Come si può notare, negli intervalli in

cui la potenza attiva del carico è inferiore alla potenza di soglia Ps (soglia di chiamata), rimane in

servizio un solo gruppo elettrogeno, chiamato master; quando, invece, la potenza supera la soglia

Ps, viene chiamata in servizio la seconda macchina, denominata slave. Le operazioni di messa in

moto del secondo gruppo elettrogeno e di parallelo con il master, richiedono un certo tempo per

essere effettuate (circa 10÷15s) e, quindi, per non sovraccaricare la macchina già in funzione, si

deve tarare la soglia di chiamata, affinché il tempo che impiega il carico a raggiungere la potenza

nominale del master sia superiore a quella di messa in servizio dello slave. In breve, deve essere

verificata la relazione:

gecarico tt

Ovviamente, per procedere alla taratura del valore di soglia, si deve conoscere l’andamento del

carico durante il ciclo di funzionamento e il tempo di messa in servizio delle macchine. Il valore di

soglia è realizzato con un relé wattmetrico ritardato, in modo da evitare interventi intempestivi


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dovuti a fluttuazioni istantanee del carico. Il relé wattmetrico deve essere inserito sulla sbarra di

parallelo dei gruppi elettrogeni, a monte della eventuale commutazione rete/gruppo.

Il funzionamento a richiesta di energia è attuabile ed efficace negli impianti che assorbono una

potenza molto variabile nel tempo e con un assorbimento di energia ad andamento ripetitivo.

Figura 4.7 Funzionamento e gestione di due gruppi elettrogeni in parallelo a richiesta di energia su rete in isola

Il parallelo ridondante viene previsto quando lo scopo principe è la garanzia di continuità di

servizio per l’utenza. Nel parallelo ridondante sono in parallelo permanentemente due gruppi

elettrogeni della stessa potenza, la cui somma è superiore al doppio della potenza richiesta dal

carico: anche in caso di fermata di una macchina, è sempre garantita l’alimentazione per il carico

(vedi Figura 4.8).

La gestione dell’impianto è più semplice rispetto la precedente, ma risulta svantaggiosa dal

punto di vista energetico e, soprattutto, economico. Infatti, la potenza disponibile è esuberante

rispetto a quella richiesta, comportando, così, un funzionamento a basso rendimento e un raddoppio

dei costi rispetto a quelli di un singolo gruppo elettrogeno. Ovviamente, questa applicazione trova

MAXP

minP

t

Ciclo di funzionamento

Soglia di chiamata sP

GE1 in moto GE1+GE2 in moto GE1 in moto

2nP

1nP

caricot

get

Andamento della potenza

assorbita dal carico

P


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sua attuazione dove gli oneri di eventuali fermate e/o la sicurezza delle persone sono più rilevanti

rispetto ai costi di impianto.

Figura 4.8 Funzionamento e gestione di due gruppi elettrogeni in parallelo ridondante su rete in isola

La gestione del funzionamento in parallelo è svolta da due distinte apparecchiature automatiche

abbinate al regolatore di giri del motore primo (vedi Figura 4.9). La prima è il sincronizzatore: esso

porta il vettore della tensione della macchina da parallelare ad avere la stessa fase e la stessa

frequenza del vettore tensione presente sulla sbarra di parallelo. Il sincronizzatore agisce sul

regolatore di giri del motore primo, accelerandolo o decelerandolo, affinché il vettore tensione del

gruppo elettrogeno da parallelare si sovrapponga al fasore della tensione della sbarra di parallelo (i

moduli delle tensioni devono essere preventivamente tarati al medesimo valore, agendo sul

regolatore di tensione degli alternatori). Raggiunte le condizioni di parallelo, il sincronizzatore

comanda automaticamente la chiusura dell’interruttore di sbarra.

La seconda apparecchiatura, il ripartitore di carico attivo, ha la funzione di distribuire il carico

attivo richiesto dall’utenza, in proporzione alla potenza attiva nominale di ogni gruppo elettrogeno

in parallelo. Essa è abilitata al funzionamento solamente a sincronizzazione avvenuta, ed agisce sul

regolatore di giri variando il riferimento della velocità, per aumentare o diminuire la potenza attiva

erogata. Il funzionamento è isocrono, cioè a frequenza costante da zero alla potenza nominale, e si

MAXP

minP

t Ciclo di funzionamento

2nP

1nP Andamento della potenza assorbita dal carico

MAXnn PPP 21

P


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Emilio Giomo

fonda sul confronto della potenza erogata da ogni gruppo elettrogeno con la potenza totale generata

dalla centrale, affinché, ad ogni condizione di carico, ogni macchina eroghi una potenza

proporzionale alla sua potenza nominale. In poche parole, per N macchine in parallelo, la k-esima

macchina eroga una potenza pari a:

caricoN

i

GEnomi

GEnomkGE

k P

P

PP

1,

,

Ad esempio, se sono in parallelo tre gruppi elettrogeni rispettivamente della potenza di 200

kWe, 300 kWe e 500 kWe, i ripartitori di carico attivo provvedono a distribuire il carico, qualunque

esso sia, per 5

1 sulla prima macchina, per

3

1 sulla seconda macchina e per

2

1 sulla terza macchina.

Figura 4.9 Schema semplificato di gestione e regolazione di due gruppi elettrogeni in parallelo su rete in isola

Le apparecchiature di ripartizione del carico sono provviste di relé di controllo dell’inversione

di potenza, in modo da verificare se vi sia uno scambio di potenza attiva tra i gruppi elettrogeni in

parallelo. La taratura della soglia di intervento deve essere attentamente realizzata, poiché, essendo

le macchine soggette a tolleranze di costruzione e regolazione, esiste sempre la possibilità di un

piccolo palleggiamento di potenza. Per questo, una taratura a scambio nullo potrebbe provocare

degli interventi intempestivi, sconnettendo delle unità dalla sbarra di parallelo. Solitamente la soglia

è tarabile dallo 0.5 al 20% della potenza attiva nominale, con un tempo di intervento di qualche


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Emilio Giomo

secondo. L’intervento del relé di inversione di energia deve provocare l’apertura, mediante bobina a

minima tensione, dell’interruttore di parallelo della relativa macchina.

La ripartizione del carico reattivo avviene automaticamente in proporzione alla potenza

apparente nominale di ogni gruppo elettrogeno. Per non sovraccaricare il sistema di eccitazione,

l’alternatore deve essere dotato di un dispositivo di parallelo, che si interfaccia con il regolatore di

tensione. A beneficio del lettore, in Appendice B, viene illustrato il suo funzionamento e la modalità

di ripartizione del carico reattivo fra gruppi elettrogeni in parallelo.

4.4 Funzionamento in parallelo con la rete

Il parallelo con la rete pubblica di distribuzione dell’energia elettrica è attuato:

nella cogenerazione, per riversare energia in rete;

per integrare la potenza della rete;

per aumentare la continuità di servizio per il carico.

La gestione dei gruppi elettrogeni nei confronti della rete può essere di due tipologie fra loro

duali. La prima è gruppo elettrogeno ad erogazione costante con rete ad integrazione (vedi Figura

4.10 a.): questo funzionamento è utilizzato negli impianti di cogenerazione o nei casi in cui è

necessario garantire una elevata continuità di servizio per il carico. Il secondo, duale al primo, è rete

ad erogazione costante con gruppo elettrogeno ad integrazione (vedi Figura 4.10 b.). Questo

funzionamento consente di esercire l’impianto con una elevata flessibilità, ma richiede alle

macchine precise caratteristiche di prontezza e duttilità di funzionamento che, ad esempio, i motori

o le turbine a gas difficilmente possono garantire.

A seconda del tipo di esercizio, nei confronti della rete, sono associate diverse scelte del gruppo

elettrogeno e differenti apparecchiature di gestione dell’impianto. Per l’esercizio a. della Figura

4.10, il gruppo elettrogeno deve essere dimensionato, oltre per garantire il massimo del rendimento,

conformemente i dettami della Continuous Power – COP (vedi Capitolo 3 paragrafo 3.2.1). Infatti,

la macchina può e/o deve funzionare (ad esempio nella cogenerazione) per un numero di ore

illimitato per anno, erogando una potenza costante per il carico.

Nel caso b, invece, il gruppo elettrogeno è chiamato a sopperire gli esuberi di potenza richiesti

dal carico rispetto al limite di soglia della rete (di solito la potenza contrattuale). In questo caso la

macchina eroga una potenza variabile con il tempo e, quindi, può essere dimensionata

conformemente alla Prime Power – PRP (vedi Capitolo 3 paragrafo 3.2.1). Ovviamente, per

compensare le richieste del carico, si richiede all’impianto una elevata flessibilità di esercizio e,

quindi, le macchine devono essere allestite affinché siano garantite le caratteristiche di prontezza

tipiche di queste applicazioni (facilità di avviamento, rapidità delle operazioni di parallelo,

semplicità d’uso, elevate prestazioni dinamiche, ecc.).


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Emilio Giomo

Figura 4.10 Modalità di esercizio del parallelo con la rete:

a. gruppo elettrogeno ad erogazione costante; b. rete ad erogazione costante

La sincronizzazione del gruppo elettrogeno alla rete avviene con la stessa modalità descritta per

il caso dei gruppi elettrogeni in parallelo in isola ed è effettuata con il sincronizzatore automatico.

Esso si interfaccia con il regolatore di giri del motore primo, aumentando o diminuendo la velocità

della macchina, in modo che il vettore tensione del gruppo elettrogeno si sovrapponga al vettore

della tensione di rete. Ottenuta la fasatura, il dispositivo comanda automaticamente la chiusura del

dispositivo di interfaccia.

A sincronizzazione raggiunta, si procede con la ripartizione del carico. Il funzionamento è

diverso rispetto al caso dei gruppi in isola, poiché la gestione del parallelo deve avvenire con la

configurazione con statismo (in inglese droop). Infatti, il modo isocrono non è attuabile, poiché si

potrebbe facilmente sovraccaricare la macchina o farla funzionare da motore (inversione di

energia). Il funzionamento con statismo si realizza con la modalità descritta al Capitolo 2, paragrafo

2.2.2, in cui la variazione della potenza erogata dal gruppo elettrogeno viene effettuata dal

ripartitore di carico variando il riferimento della velocità a vuoto del motore primo (vedi Figura

4.11).

Per la gestione a. e b. della Figura 4.10, devono essere previste ulteriori apparecchiature di

ripartizione del carico con la rete. Nel primo caso si deve utilizzare, oltre al ripartitore di carico e al

sincronizzatore per ogni gruppo elettrogeno, un dispositivo che sorveglia la potenza totale erogata

dalle macchine (load commander). Esso controlla e comanda, istante per istante, i ripartitori di

carico delle singole unità di generazione, mantenendo costante l’erogazione dei gruppi elettrogeni; è

t

t

t t

t

t

Potenza

totale

[kW]

Potenza

GE

[kW]

Potenza

rete

[kW]

a. b.

Potenza

totale

[kW]

Potenza

GE

[kW]

Potenza

rete

[kW]


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Emilio Giomo

possibile, inoltre, tarare la potenza totale erogata dall’impianto di produzione. In poche parole, il

load commander è un dispositivo che fa equivalere più gruppi elettrogeni in parallelo ad una unica

macchina dotata di proprio dispositivo di ripartizione del carico, comandata con la stessa modalità

di Figura 4.11.

Per la gestione b. si deve aggiungere, oltre all’apparecchiatura precedente, un dispositivo che

controlla e mantiene costante la potenza assorbita dalla rete (commercial power adaptor). I gruppi

elettrogeni vengono gestiti come integrazione, cioè erogano la potenza eccedente il limite stabilito

per la rete stessa, limite controllato, per l’appunto, dal commercial power adaptor. Questo

dispositivo si interfaccia con il load commander che, a sua volta, controlla i ripartitori di carico di

ogni gruppo elettrogeno, affinché venga realizzato il funzionamento voluto.

La ripartizione del carico reattivo avviene automaticamente mediante una apparecchiatura

denominata regolatore del fattore di potenza. A beneficio del lettore, in Appendice B, viene

illustrato il suo funzionamento e la modalità di ripartizione della potenza reattiva fra i gruppi

elettrogeni e la rete.

Statismo 5%

1400

1420

1440

1460

1480

1500

1520

1540

1560

1580

1600

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Potenza attiva in % della nominale

Velocità

[giri/min]

25% di Pn 80% di Pn

Aumento carburante

Rete

Figura 4.11 Modalità della ripartizione della potenza attiva fra gruppo elettrogeno e rete (regolazione con statismo)

Il parallelo con la rete può essere effettuato sia in BT, sia in MT. Anche se, a livello concettuale

non esiste differenza fra le due applicazioni, dal punto di vista normativo ed applicativo sussiste una

distinzione sostanziale, richiedendo, quindi, una trattazione separata. Prima di iniziare, comunque,

si forniscono alcuni concetti e definizioni comuni alle due applicazioni.


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Emilio Giomo

Lo schema generale di allacciamento degli impianti di autoproduzione alla rete è quello

indicato alla Figura 4.12, dove si definisce:

dispositivo della rete pubblica: dispositivo installato all’origine della linea del distributore di

energia elettrica. Negli allacciamenti BT, corrisponde all’organo di manovra installato nella

cabina MT/BT, che è costituito da un interruttore automatico magnetotermico o da un

interruttore di manovra dotato di una terna di fusibili. Negli allacciamenti MT, il dispositivo è

un interruttore dotato di protezione di massima corrente, di una protezione direzionale di terra e

dell’apparato di richiusura automatica (DRA);

dispositivo generale: dispositivo installato immediatamente a valle del punto di consegna

dell’energia, cioè all’origine dell’impianto dell’autoproduttore. La sua apertura determina la

totale esclusione dell’impianto autoproduttore dalla rete;

dispositivo di interfaccia: dispositivo installato tra le parti di impianto dell’autoproduttore

abilitata e non abilitata al funzionamento in isola. La sua apertura determina la separazione dei

gruppi di produzione dalla rete di distribuzione. Su questo dispositivo devono agire tutte le

protezioni di interfaccia tra la rete dell’autoproduttore e la rete commerciale;

dispositivo del generatore: dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun generatore. La

sua apertura determina l’esclusione del relativo gruppo di produzione dal resto dell’impianto.

L’impianto di autoproduzione deve interfacciarsi con la rete affinché siano verificate le seguenti

condizioni:

l’autoproduttore non deve causare perturbazioni al servizio della rete; in caso contrario il

collegamento deve essere interrotto immediatamente e in maniera automatica. Pertanto,

ogniqualvolta si verifica un guasto o una perturbazione sulla rete dell’autoproduttore, si deve

sconnettere l’impianto, affinché non intervengano le protezioni della rete commerciale;

il parallelo deve interrompersi immediatamente ad ogni mancanza della tensione di rete o

quando i valori di tensione o frequenza non sono compresi entro le bande consentite.

Il dispositivo a cui è demandato il compito di separare la rete commerciale dall’impianto di

autoproduzione è il dispositivo di interfaccia. Su esso agisce la protezione di interfaccia che ha la

funzione di evitare:

che in caso di mancanza della tensione di rete, l’autoproduttore possa alimentare la rete stessa;

che in caso di guasto alla rete, l’autoproduttore possa continuare ad alimentare il guasto stesso;

che in caso di richiusure automatiche o manuali del dispositivo della rete, i generatori possano

trovarsi in condizioni di discordanza di fase delle tensioni.


78

Emilio Giomo

Figura 4.12 Schema di base per il collegamento di un impianto di produzione alla rete commerciale

4.4.1 Parallelo con la rete BT

I generatori che possono essere messi in parallelo con la rete BT sono esclusivamente quelli

non in grado di sostenere la tensione in assenza della tensione di rete. A tal proposito vengono

utilizzati, anche se non frequentemente, generatori asincroni di potenza non superiore ai 50 kW.

Un esempio di schema unifilare di inserzione sulla rete BT è riportato in Figura 4.13.

Qualora l’impianto di autoproduzione preveda un solo generatore e non sia destinato a

funzionare in isola, il dispositivo di interfaccia può coincidere con quello del generatore.

La protezione di interfaccia deve comprendere almeno i relé indicati nella Tabella 4.5, tenendo

conto che questi devono rispondere a precisi requisiti di misura ed intervento.

Il dispositivo generale deve essere costituito da un interruttore automatico con sganciatori di

massima corrente, la cui esecuzione deve soddisfare i requisiti sul sezionamento della Norma CEI

64-8.


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Emilio Giomo

Il dispositivo di interfaccia deve essere a sicurezza intrinseca, cioè dotato di bobina di apertura

a minima tensione. La bobina deve intervenire per intervento delle protezioni, per guasto interno ai

circuiti e per mancanza della alimentazione ausiliaria. Il dispositivo di interfaccia può realizzato:

con un interruttore automatico con bobina di minima tensione;

con un contattore con bobina di minima tensione combinato con fusibile o con un interruttore

automatico

con un commutatore accessoriato con bobina di apertura a minima tensione combinato con

fusibile o con interruttore automatico.

Il dispositivo di interfaccia, qualunque versione esso sia, deve essere asservito alle protezioni

elencate nella Tabella 4.5.

Figura 4.13 Schema unifilare di allacciamento alla rete BT


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Emilio Giomo

PROTEZIONE ESECUZIONE VALORE DI TARATURA TEMPO DI

INTERVENTO

Massima tensione Tripolare 1.2 Vn 0.1 s

Minima tensione Tripolare 0.8 Vn 0.15 s

Massima frequenza Unipolare 50.3 Hz 0.0 s (istantaneo)

Minima frequenza Unipolare 49.7 Hz 0.0 s (istantaneo)

Tabella 4.5 Protezioni di interfaccia

Per quanto riguarda il sistema di protezione contro i contatti indiretti e la gestione del neutro si

noti che:

il conduttore di neutro della rete di distribuzione non può essere collegato all’impianto di terra

dell’autoproduttore, poiché potrebbe assumere tensioni pericolose;

durante il parallelo, il neutro dei gruppi di generazione non deve essere collegato a terra;

nel funzionamento in isola si può optare per uno dei tre sistemi TT, TN o IT a seconda del tipo

di dislocazione delle macchine.

4.4.2 Parallelo con la rete MT

Alla rete MT possono essere allacciati generatori in grado di sostenere la tensione, anche in

assenza di sorgenti esterne e, pertanto, tutti i generatori sincroni.

La logica di allacciamento è sempre quella della Figura 4.12, da cui traggono origine gli

unifilari di Figura 4.14.

Il dispositivo generale può essere costituito da un interruttore in esecuzione estraibile con

sganciatori di apertura o da un interruttore con sganciatori di apertura abbinato ad un sezionatore

installato dal lato rete commerciale. La protezione associata al dispositivo generale deve far

intervenire l’interruttore in modo selettivo, rispetto al dispositivo della rete commerciale, e deve

essere dotata di una protezione di massima corrente e una protezione contro i guasti verso terra.

Il dispositivo di interfaccia può essere costituito da un interruttore in esecuzione estraibile con

sganciatori di apertura a mancanza di tensione, oppure da un interruttore con sganciatori di apertura

a mancanza di tensione abbinato a due sezionatori, installati rispettivamente a monte e a valle dello

stesso interruttore. Se il dispositivo di interfaccia si trova sul lato BT, può essere costituito da un

contattore combinato con fusibili o da un interruttore automatico con bobina a mancanza di

tensione.

Per ragioni di sicurezza è preferibile che il dispositivo di interfaccia sia unico,

indipendentemente dal numero di macchine da connettere in parallelo.


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Emilio Giomo

La protezione di interfaccia deve comprendere almeno i relé di minima e massima tensione (27

ritardato e 59 istantaneo), minima e massima frequenza (81< e 81> istantanei) e di massima

tensione omopolare (59N ritardato). Solitamente le tarature dei relé vengono effettuate dall’ente

gestore della rete.

Figura 4.14 Schema unifilare di allacciamento alla rete MT:

a. con carichi privilegiati in MT; b. con carichi privilegiati in BT

Il dispositivo di interfaccia deve interrompere il parallelo quando:

si verifica una mancanza della tensione di rete;

la tensione e la frequenza non sono comprese entro i limiti impostati nella protezione di

interfaccia;

l’impianto dell’autoproduttore è sede di guasto.

Il dispositivo di interfaccia deve, altresì, interrompere il parallelo durante le richiusure del

dispositivo della rete pubblica, per non compromettere l’efficacia delle interruzioni ai fini


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Emilio Giomo

dell’estinzione dei guasti transitori. Si comprende, inoltre, che il comando di apertura del

dispositivo generale deve determinare la simultanea apertura del dispositivo di interfaccia. Infatti,

una apertura e chiusura intempestiva del dispositivo generale potrebbe connettere in parallelo la rete

commerciale con la rete dell’autoproduttore, senza che ne sussistano le condizioni.

Ai fini della sicurezza di interruzione del parallelo, il distributore può richiedere una protezione

di rincalzo alla mancata apertura del dispositivo di interfaccia. Essa consiste nel riportare, mediante

un circuito a lancio di corrente, il comando di scatto della protezione di interfaccia ad un altro

organo di manovra, quale il dispositivo generale o il dispositivo del generatore, mediante un

contatto temporizzato di 0.5 s subordinato alla mancata apertura del dispositivo di interfaccia (vedi

Figura 4.15).

Figura 4.15 Schema di principio per la protezione di rincalzo

Il collegamento del centro stella del gruppo elettrogeno al neutro del trasformatore MT/BT

potrebbe originare correnti di circolazione sul conduttore di neutro, per effetto delle tolleranze di

costruzione e di regolazione. Per eliminare queste correnti di circolazione alcuni costruttori

preferiscono sezionare il conduttore di neutro in uscita dal gruppo quando questo va in parallelo al

trasformatore. Quando si passa dalla condizione di funzionamento in isola a quella di parallelo, e

viceversa, si deve far in modo che il conduttore di neutro non rimanga isolato da entrambe le

sorgenti, poiché i carichi monofase verrebbero alimentati dalla tensione concatenata.

4.5 Parallelo transitorio con la rete

Il parallelo transitorio è attuato negli impianti con gruppi elettrogeni in emergenza per evitare il

secondo black-out, in occasione della commutazione da gruppo a rete. Il diagramma di Figura 4.5


83

Emilio Giomo

mostra che, in un normale impianto di emergenza, il carico è privo di tensione per l’intervallo di

tempo 5t , sebbene siano contemporaneamente presenti le tensioni di rete e del gruppo elettrogeno.

Per alcuni impianti questo secondo black-out è intollerabile e, per evitare ciò, l’unica possibilità

è quella di connettere il gruppo elettrogeno in parallelo alla rete, per un tempo sufficiente a

trasferire il carico dal primo al secondo. Questa modalità di parallelo viene chiamata transitoria, nel

senso che la connessione viene mantenuta solamente per un breve intervallo di tempo. La durata del

collegamento non deve superare i 30 s, per impianti trifase, e 5 secondi per impianti monofase.

Le apparecchiature di gestione sono identiche a quelle citate nei paragrafi precedenti, con la

differenza che può essere accettabile un funzionamento senza regolatore del fattore di potenza, se le

possibili correnti di circolazione non sono così “violente” da danneggiare gli avvolgimenti degli

alternatori.

Figura 4.16 Schema unifilare per gruppi elettrogeni in emergenza in parallelo transitorio con la rete

La protezione di rincalzo per la commutazione è costituita dal dispositivo del generatore, che

deve intervenire:


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Emilio Giomo

entro il tempo massimo di 30 s, per impianti trifase, e 5 s, per impianti monofase, in caso di

mancata commutazione da gruppo a rete; l’apertura deve essere effettuata da uno sganciatore a

mancanza di tensione;

istantaneamente con una protezione direzionale di minima potenza, se il gruppo eroga potenza

in rete e il distributore non ammette, neanche transitoriamente, tale cessione.

In Figura 4.16 e in Figura 4.17 sono riportati rispettivamente lo schema unifilare e il diagramma

della sequenza di funzionamento di un impianto in emergenza con parallelo transitorio con la rete.

Figura 4.17 Diagramma della sequenza temporale delle fasi di funzionamento di un gruppo elettrogeno

in emergenza in parallelo transitorio con la rete

Tensione di rete

Relé <V rete

Tensione del gruppo elettrogeno

Tensione sul carico

1t 2t 3t

BOt

4t 5t 6t

Erogazione gruppo Erogazione rete Erogazione rete GRt

Legenda

1t : tempo stabilizzazione della tensione di rete per evitare interventi intempestivi del gruppo elettrogeno;

2t : tempo di avviamento del gruppo elettrogeno;

3t : tempo di stabilizzazione del gruppo elettrogeno;

4t : tempo di stabilizzazione della tensione di rete per evitare commutazioni intempestive;

5t : parallelo transitorio tra gruppo e rete;

6t : tempo di raffreddamento del gruppo elettrogeno;

BOt : tempo di black-out del carico;

GRt : trasferimento del carico da gruppo a rete.

t


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Emilio Giomo

4.6 Scelta del sistema di protezione contro i contatti indiretti

La scelta del sistema di protezione contro i contatti indiretti è funzione del collegamento del

gruppo elettrogeno rispetto la rete. Pertanto, a seconda del funzionamento in isola o in parallelo, si

distinguono differenti parametri di valutazione a cui si fa riferimento nei prossimi paragrafi.

4.6.1 Gruppo elettrogeno in isola

Il sistema da adottare dipende dal tipo di servizio che svolge il gruppo elettrogeno rispetto

l’impianto, cioè se in emergenza o continuo (servizio ordinario).

Servizio di emergenza

L’impianto elettrico, o parte di esso, deve essere idoneo per essere alimentato da due sorgenti

indipendenti, quali la rete ed il gruppo elettrogeno. Pertanto, quando il gruppo elettrogeno subentra

alla fonte normale di alimentazione, deve collegarsi all’impianto in modo che le protezioni installate

siano in grado di intervenire nei modi e nei tempi previsti dalle norme. In base al sistema adottato

con la rete, si analizzano qui di seguito le modalità di gestione del gruppo elettrogeno.

Sistema TT:

Non risulta conveniente adottare lo stesso sistema della rete quando subentra il gruppo

elettrogeno. Infatti, per mantenere lo stesso collegamento, sarebbe necessario collegare il neutro

del gruppo ad una terra separata dalle masse e, quindi, creare un dispersore elettricamente

indipendente. Pertanto, risulta conveniente collegare il neutro del gruppo elettrogeno alla terra

delle masse, realizzando un sistema equivalente al TN. L’impedenza dell’anello di guasto non

costituisce un problema, essendo i carichi già dotati di protezione differenziale (vedi Figura

4.18).

Sistema TN:

Il gruppo elettrogeno può essere gestito con la stessa modalità della rete, cioè TN. In questo

caso deve essere verificato che, in assenza di interruttori differenziali, l’anello di guasto sia tale

da soddisfare le condizioni di apertura degli interruttori automatici. Infatti, le impedenze

dell’alternatore (diretta, inversa e omopolare) sono assai più grandi di quelle del trasformatore

(vedi Figura 4.19).

In alternativa, se il sistema adottato con la rete è il TN-S, si può scegliere il sistema IT per il

gruppo elettrogeno, verificando che il neutro sia sezionabile (vedi Figura 4.20).


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Emilio Giomo

Se in servizio ordinario è adottato un sistema TN-C (impianto alimentato dalla rete), deve essere

mantenuto tale quando subentra il gruppo elettrogeno, assicurandosi che il PEN non venga

interrotto da alcun organo di manovra.

Sistema IT:

Se il sistema di protezione contro i contatti indiretti nel servizio ordinario è IT, impianto

alimentato dalla rete, deve essere mantenuto tale anche in emergenza (vedi Figura 4.21).

Figura 4.18 Sistema TT:

a. guasto con rete - TT; b. guasto con gruppo elettrogeno con sistema equivalente al TN


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Emilio Giomo

Figura 4.19 Sistema TN:

a. guasto con rete; b. guasto con gruppo elettrogeno


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Emilio Giomo

Figura 4.20 Sistema TN:

a. guasto con rete sistema TN; b. guasto con gruppo elettrogeno gestito in IT


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Figura 4.21 Sistema IT

: a. guasto con rete; b. guasto con gruppo elettrogeno

Servizio continuo (ordinario)

I gruppi elettrogeni che alimentano gli impianti in servizio continuo possono svolgere, ai fini

della protezione dei contatti indiretti, la stessa funzione di un trasformatore MT/BT. E’ preferibile

l’applicazione del sistema TN, poiché può non sussistere l’esigenza di impiegare gli interruttori

differenziali su tutti i circuiti. Naturalmente l’uso dei dispositivi differenziali costituisce una

ulteriore protezione a garanzia della sicurezza.

Dove è necessario garantire una elevata continuità di servizio si può utilizzare il sistema IT,

abbinato ad un dispositivo di controllo dell’isolamento.


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Emilio Giomo

4.6.2 Gruppo elettrogeno in parallelo alla rete

Quando il gruppo elettrogeno è in parallelo alla rete, è necessario utilizzare lo stesso sistema

adottato per la rete stessa. Nel parallelo con la rete BT, il sistema da adottare è il TT; nel parallelo in

MT il sistema generalmente impiegato è il TN.

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