Capitolo 4 – Funzionamento dei gruppi elettrogeni e

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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
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Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
62
stessa apparecchiatura di controllo dell’iniezione, poiché si potrebbero generare degli interventi
intempestivi e, quindi, dannosi per il gruppo elettrogeno.
Modalità
intervento
Protezione
Descrizione
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
A-B
Combustibile esaurito
1
Basso livello combustibile
Bassa tensione batteria di avviamento
2
Bassa pressione aria avviamento
Alta temperatura gas di scarico
A
Batterie scariche
A
Aria insufficiente nel serbatoio o avaria compressore
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.
Codice
ANSI
Protezione
Note
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
Guasto a terra statore
59N o 64G Avaria avvolgimenti statorici
Sempre
> 500 kVA
Guasto a terra rotore
64R
Avaria avvolgimenti rotorici
> 1500 kVA
Corrente differenziale generatore
87G
Avaria avvolgimenti statorici
> 1500 kVA
49
Avaria avvolgimenti statorici
> 500 kVA
Massima temperatura avvolgimenti
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
Interruttore chiuso a gruppo elettrogeno fermo o non a regime
> 1500 kVA
Mancata apertura
macchina
interruttore
di
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.
V
''
3
V
/
'
'
jX 'dg
/ jX 'dg
3
 Zd
'
jX 'dg
/ jX 'dg
V '' V '
/
3 3
I d''  I k'' 3
I d'' 
I d'  I k' 3
I d' 
a.
'
jX 'dg
V
''
3
/
V
/
jX 'dg
 Zd
 Zd
jX ig
'
I k'' 2
3
I k' 2
3
 Zi
I k'' 1
3
I'
I d'  k1
3
I d'' 
3
jX ig
 Zi
jX og
 Zo
b.
c.
Figura 4.1 Circuiti equivalenti di sequenza per corto circuito: a. trifase; b. bifase; c. monofase.
Le f.e.m. VY'' e VY' sono rispettivamente le tensioni a monte della reattanza subtransitoria e
transitoria, e sono calcolabili con la relazioni:
V ''
V

 jX 'd' I
3
3
V'
V

 jX 'd I
3
3
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Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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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
CORRENTE SUBTRANSITORIA
CIRCUITO
Gruppo a vuoto
I k'' 3 
Trifase
I k'' 2 
Bifase
Monofase
I k'' 1 
3

Vo
'
jX 'dg
  Zd

Vo
jX
''
dg
 jX ig   Zd   Zi

3Vo

jX 'dg'
 jX ig  jX og   Z d   Z i   Z o

Gruppo precaricato
I k'' 3
Trifase
I k'' 2
Bifase
Monofase
I 'k' 1

jX

jX


V ''
'
3 jX 'dg
  Zd

V ''
''
dg
 jX ig   Zd   Zi

3V ''
''
dg
 jX ig  jX og   Z d   Z i   Z o

Tabella 4.3 Calcolo delle correnti di corto circuito in regime subtransitorio
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Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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CORTO
CORRENTE SUBTRANSITORIA
CIRCUITO
Gruppo a vuoto
I k' 3 
Trifase
I k' 2 
Bifase
Monofase
I k' 1 
jX
jX
3

Vo
jX 'dg
  Zd

Vo
'
dg
 jX ig   Zd   Zi

3Vo
'
dg
 jX ig  jX og   Z d   Zi   Z o

Gruppo precaricato
I k' 3
Trifase
I k' 2
Bifase
Monofase
I k' 1 
jX


jX

V'
3 jX 'dg   Zd

V'
'
dg
 jX ig   Zd   Zi

3V '
'
dg
 jX ig  jX og   Zd   Zi   Zo

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:
 Z d   Zi   Z o  0
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:
I p  2 2I k''  2.82I k''
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 I k'' o, se
ritardato, la corrente transitoria I k' . 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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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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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Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
68
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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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Tensione di rete
Relé <V rete
Tensione del gruppo elettrogeno
Tensione sul carico
t1
Erogazione rete
t2
t BO
t4
t3
Erogazione gruppo
t5
t6
t
t BO Erogazione rete
Legenda
 t1 : tempo stabilizzazione della tensione di rete per evitare interventi intempestivi del gruppo elettrogeno;






t2 :
t3 :
t4 :
t5 :
tempo di avviamento del gruppo elettrogeno;
tempo di stabilizzazione del gruppo elettrogeno;
tempo di stabilizzazione della tensione di rete per evitare commutazioni intempestive;
tempo di ritardo commutazione da gruppo e rete;
t6 : tempo di raffreddamento del gruppo elettrogeno;
t BO : tempo di black-out del carico
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
70
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:
t carico  t ge
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
71
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.
P
PMAX
Pn 2
tcarico
Andamento della potenza
assorbita dal carico
Soglia di chiamata
Ps
t ge
Pn1
Pmin
GE1 in moto
GE1+GE2 in moto
GE1 in moto
t
Ciclo di funzionamento
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
72
sua attuazione dove gli oneri di eventuali fermate e/o la sicurezza delle persone sono più rilevanti
rispetto ai costi di impianto.
P
Pn 2
Pn1  Pn2  PMAX
PMAX
Pn1
Andamento della potenza assorbita dal carico
Pmin
Ciclo di funzionamento
t
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
73
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:
PkGE 
PkGE
,nom
N

i 1
Pcarico
PiGE
,nom
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
1
1
1
sulla prima macchina, per sulla seconda macchina e per
sulla terza macchina.
5
3
2
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
74
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.).
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
75
Potenza
totale
[kW]
Potenza
totale
[kW]
t
Potenza
GE
[kW]
t
Potenza
GE
[kW]
t
Potenza
rete
[kW]
t
Potenza
rete
[kW]
a.
t
b.
t
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
76
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.
1600
Velocità
[giri/min] 1580
Statismo 5%
1560
Aumento carburante
1540
1520
Rete
1500
25% di Pn
80% di Pn
1480
1460
1440
1420
1400
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Potenza attiva in % della nominale
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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
77
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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
78
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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
79
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
80
PROTEZIONE
TEMPO DI
ESECUZIONE
VALORE DI TARATURA
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)
INTERVENTO
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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
81
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
82
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
83
mostra che, in un normale impianto di emergenza, il carico è privo di tensione per l’intervallo di
tempo t5 , 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:
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
84

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.
Tensione di rete
Relé <V rete
Tensione del gruppo elettrogeno
Tensione sul carico
t1
Erogazione rete
t2
t BO
t4
t3
Erogazione gruppo
t5
t6
t
tGR Erogazione rete
Legenda
 t1 : tempo stabilizzazione della tensione di rete per evitare interventi intempestivi del gruppo elettrogeno;







t2 :
t3 :
t4 :
t5 :
tempo di avviamento del gruppo elettrogeno;
tempo di stabilizzazione del gruppo elettrogeno;
tempo di stabilizzazione della tensione di rete per evitare commutazioni intempestive;
parallelo transitorio tra gruppo e rete;
t6 : tempo di raffreddamento del gruppo elettrogeno;
t BO : tempo di black-out del carico;
tGR : trasferimento del carico da gruppo a rete.
Figura 4.17 Diagramma della sequenza temporale delle fasi di funzionamento di un gruppo elettrogeno
in emergenza in parallelo transitorio con la rete
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
85
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).
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
86
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
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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Figura 4.19 Sistema TN:
a. guasto con rete; b. guasto con gruppo elettrogeno
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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.
Emilio Giomo
Capitolo 4. Funzionamento dei gruppi elettrogeni e loro protezioni
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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.
Emilio Giomo