Interruttori di media tensione per generatori

Medium voltage products
Quaderno di Applicazioni Tecniche No. 22
Interruttori di media tensione
per generatore
Indice
2
4
4
5
7
7
1
2
2.1
2.2
2.2.1
2.2.2
8 2.2.3
8 2.2.4
10 3
11 3.1
13 3.2
14 3.3
15 3.4
16 3.5
18 3.6
19 3.7
20 3.8
20 3.9
22 3.10
22 3.11
22 3.12
23 3.13
23 3.14
24 4
24 4.1
25 4.2
27 4.3
28 4.4
29 4.5
30 5
30 5.1
30 5.2
Introduzione
Gli interruttori per generatore
Storia degli interruttori per generatore
Gli interruttori per generatore in vuoto
Arco diffuso o contratto in vuoto
La geometria a spirale dei contatti delle ampolle
in vuoto ABB
La famiglia VD4G
Soluzioni in quadro e accessori
La normativa degli interruttori per g eneratore
Principali differenze tra la Norma Dual Logo IEC/IEEE 62271-37-013 e la Norma IEC 62271-100
Livelli di isolamento nominali
Il grado di asimmetria per cortocircuito alimentato
dalla rete
Il grado di asimmetria per cortocircuito alimentato
dal generatore
Il fronte di salita della tensione transitoria di ritorno
(TRV) dopo l’interruzione per corto circuito
alimentato dalla rete
Il fronte di salita della tensione transitoria di ritorno
(TRV) dopo l’interruzione per corto circuito
alimentato dal generatore
La presenza di correnti di guasto dovute a
condizioni di chiusura in discordanza di fase
Stabilimento e interruzione della corrente
di carico
Riassunto del confronto tra IEC/IEEE 62271-37-013
e IEC 62271-100 sui parametri della TRV
Corrente di stabilimento nominale in
cortocircuito
Corrente di breve durata
Sequenza di operazioni nominale
Numero di operazioni meccaniche
Test di tipo richiesti dalle Norme
Scelta dell’interruttore per generatore
Corrente di cortocircuito per alimentazione
da sistema
Corrente di corto circuito per alimentazione da
generatore
Potere di chiusura
Scelta della classe dell’interruttore per generatore
Informazioni necessarie al fornitore di interruttori
per generatore in caso di richieste di offerta,
gare e ordini
Esempio
Dati di impianto
Calcolo semplificato della componente
simmetrica
1
1. Introduzione
I cambiamenti climatici sono seguiti con sempre maggior
attenzione da parte delle autorità e dell’opinione
pubblica. Poiché è ormai dimostrato che le emissioni di
gas ad effetto serra siano la causa dell’aumento anormale
della temperatura del pianeta, i governi nazionali ed
internazionali stanno lavorando attivamente per trovare
possibili soluzioni al problema. Una di queste soluzioni
è l’incremento della produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili. Nel più conservativo degli scenari, gli
investimenti previsti in Europa nel periodo 2010-2050
ammonteranno a più di 3.200 bilioni di Euro di cui ben
1.670 bilioni per la produzione da fonti rinnovabili.
Rinnovabili
Nucleare
Fossile
Impianti di produzione
concentrati di tipo
convenzionale e da fonti
rinnovabili
1.670
572
1.005
Bisogna inoltre considerare che i governi negli ultimi anni
hanno spinto verso la liberalizzazione del mercato dell’energia
con la conseguenza di spostare il carico degli investimenti
sulle società che direttamente (enti elettrici) o indirettamente
(industria) producono energia elettrica. L’attenzione si sta
concentrando sull’avere o meno un ritorno soddisfacente
dell’investimento ma non solo; infatti, la produzione da
fonti rinnovabili, che come visto sopra è in rapida crescita,
è estremamente variabile e pone anche il problema della
continuità della fornitura. In parallelo all’installazione di punti di
generazione da fonti rinnovabili è, quindi, necessario pensare
a sistemi di immagazzinamento dell’energia e mantenere o
addirittura incrementare la parte più flessibile della produzione
da fonti tradizionali quali impianti di produzione idroelettrici o
termici.
Il futuro vedrà la presenza contemporanea di grandi e piccoli
generatori distribuiti sul territorio dove i primi forniranno
l’energia di backup in caso di mancanza di produzione
dai secondi legati inevitabilmente alla variabilità delle fonti
rinnovabili.
Trasformatore
Trasmissione
Alta Tensione
380 kV
TREND
Alta Tensione
60-150 kV
Industria
Trasporto
ferroviario
Media tensione
10-30 kV
Bassa tensione
230/400 V
Industria,
terziario e
stoccaggio
Abitazioni
Piccola
industria
Fattorie
Abitazioni
singole
Centrali di produzione da
fonti rinnovabili decentrati e
di nuova concezione
2
Per massimizzare l’investimento, l’obiettivo principale delle
società che gestiscono o vorrebbero gestire un impianto di
produzione sarà avere la più alta disponibilità possibile al più
basso costo. L’affidabilità dell’impianto elettrico di produzione
dipende dalla tipologia ma soprattutto dalla qualità dei
componenti installati in relazione alle caratteristiche specifiche
del generatore stesso. L’interruttore posto a protezione del
generatore assume, quindi un’importanza fondamentale per la
salvaguardia dell’investimento fatto in quanto deve:
– proteggere il generatore
– proteggere l’impianto
– semplificare le procedure operative
– in generale, migliorare la sicurezza e l’affidabilità
dell’impianto.
Data l’importanza di questo componente, IEC ha
recentemente emesso una norma grazie ad un lavoro
congiunto con IEEE che tratta in modo specifico gli interruttori
per generatore, la IEC/IEEE 62271 High-voltage switchgear
and controlgear – Part 37-013: Alternating-current generator
circuit-breakers, Edition 1.0 2015-10.
Infatti, i requisiti per un interruttore per generatore sono molto
diversi da quelli di un interruttore generico per la distribuzione
così come definito nella Norma IEC 62271-100; in effetti,
l’interruttore installato tra un generatore e un trasformatore
deve soddisfare dei requisiti, in termini di correnti di guasto,
sicuramente molto impegnativi. Le correnti di guasto, in
casi particolari, possono presentare anche la mancanza
di passaggi per lo zero della corrente. Definire la capacità
dell’interruttore di interrompere queste correnti può essere
molto difficile e complesso; i certificati di prova eseguiti nei
laboratori possono non dare indicazioni sufficienti ed è quindi
necessario effettuare studi di simulazione considerando
l’effetto della tensione d’arco dell’interruttore sulla corrente di
cortocircuito presunta.
3
2 Gli interruttori per generatore
2.1 Storia degli interruttori per generatore
I primi interruttori progettati specificamente come
interruttori per generatori risalgono all’inizio degli anni ’70;
successivamente si è assistito ad uno sviluppo continuo di
questi interruttori, passando da soluzioni interruttive ad aria
compressa fino ad arrivare negli anni ’80 all’introduzione
dei primi interruttori per generatore in SF6. Al fine di coprire
potenze di generatori crescenti, lo sviluppo si è orientato
fin dall’inizio verso soluzioni a fasi segregate; oggi troviamo
sistemi trifasi dove ogni singola fase è posta in contenitori
metallici separati montati su una struttura comune e con
comando e sistema di controllo condivisi. Con questa
soluzione si sono raggiunti limiti considerevoli, con correnti
nominali fino a 57000 A con raffreddamento in aria forzata e
poteri di interruzione fino a 210 kA. Con questi interruttori è
possibile proteggere generatori di potenza fino a 2000 MVA.
4
Parallelamente, nel mondo della distribuzione, la tecnologia
del vuoto è andata progressivamente affermandosi grazie
all’economicità, alla compattezza e a notevoli prestazioni in
termini di durata meccanica ed elettrica. Successivamente,
si è quindi pensato di applicare tale mezzo di estinzione al
mondo dei generatori, anche se limitatamente alle potenze più
piccole, offrendo soluzioni estremamente compatte in quadri
di media tensione standard.
Oggi, quindi, il portafoglio ABB degli interruttori per
generatore è in grado di coprire, con soluzioni scalabili per
costo e dimensioni, tutto il campo dei generatori di piccola
media e grande potenza.
2.2 Gli interruttori per generatore in
vuoto
1
Analogamente agli interruttori in vuoto per la distribuzione,
anche gli interruttori in vuoto per generatore impiegano
ampolle incapsulate nei poli.
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1 Terminale superiore
2 Ampolla in vuoto
3 Involucro/polo
4 Mozzo del contatto mobile
5 Terminale inferiore
6 Connessione flessibile
7 Forcella a molla della biella
8 Biella
9 Fissaggio del polo
10 Connessione al comando
5
2 Gli interruttori per generatore
Questa tecnica di costruzione, rende particolarmente robusti
i poli dell’interruttore e protegge l’ampolla stessa da urti,
depositi di polvere ed umidità. L’ampolla in vuoto alloggia i
contatti e costituisce la camera interruttiva.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
6
1 Terminale
2 Protezione
3 Soffietto metallico
4 Involucro dell’ampolla
5 Schermo
6 Isolatore ceramico
7 Schermo
8 Contatti
9 Terminale
10 Involucro dell’ampolla
Conseguentemente, l’ampolla non necessita di un mezzo
interruttivo ed isolante in quanto non contiene materiale
ionizzabile. Al distacco dei contatti si ha comunque
la generazione di un arco elettrico che è costituito
esclusivamente dalla vaporizzazione del materiale dei contatti.
L’arco elettrico permane, sostenuto dall’energia esterna,
finché la corrente non si annulla in prossimità dello zero
naturale. In tale istante, la brusca riduzione della densità
di carica trasportata e la rapida condensazione del vapore
metallico, porta ad un ripristino rapidissimo delle proprietà
dielettriche e fornisce la capacità di sostenere la tensione
transitoria di ritorno estinguendo definitivamente l’arco.
Poiché nel vuoto è possibile raggiungere un’elevata rigidità
dielettrica anche con distanze minime, l’interruzione del
circuito è garantita anche quando la separazione è di pochi
millimetri (2–3 mm).
La particolare geometria dei contatti e del materiale
impiegato, unite alla ridotta durata dell’arco e alla bassa
tensione d’arco garantiscono un’usura minima dei contatti e
una lunga durata. Il vuoto inoltre impedisce la loro ossidazione
e contaminazione.
2.2.1 Arco diffuso o contratto in vuoto
In un’ampolla in vuoto l’arco elettrico ha inizio nell’istante di
separazione dei contatti; in quel momento, infatti, la superficie
di contatto diminuisce, la corrente si concentra in punti che
diventano molto caldi portando alla fusione localizzata della
superficie del catodo. Ciò provoca la formazione di vapori
metallici che supportano l’arco stesso. Successivamente,
l’arco si espande sulla superficie del contatto stesso con uno
stress termico uniformemente distribuito; in queste condizioni
si parla di arco diffuso.
Al valore nominale di corrente dell’ampolla, l’arco elettrico
è sempre di tipo diffuso. L’erosione del contatto è molto
contenuta ed il numero di interruzioni è molto elevato.
Con l’aumento del valore di corrente (oltre il valore nominale
in funzione del materiale dei contatti) l’arco elettrico tende
a trasformarsi da diffuso in contratto. L’arco inizialmente
si concentra in un’unica zona all’anodo mentre al catodo
troviamo più punti di concentrazione molto vicini e mobili.
Infine, aumentando ancora la corrente, l’arco si concentra
in un singolo punto sia sull’anodo che sul catodo. In
corrispondenza delle aree dei contatti interessate dall’arco si
ha un incremento di temperatura con il conseguente stress
termico del materiale.
Per evitare il surriscaldamento e l’erosione dei contatti, si
mantiene in rotazione l’arco; con la rotazione l’arco diviene
assimilabile ad un conduttore mobile attraverso il quale passa
la corrente.
Arco diffuso.
Contrazione dell’anodo.
Contrazione sull’anodo
e sul catodo.
2.2.2 La geometria a spirale dei contatti delle ampolle in
vuoto ABB
La particolare geometria dei contatti a spirale genera un
campo magnetico radiale che agisce sulla colonna d’arco
spingendola sulle circonferenze esterne dei contatti.
In sostanza, si autogenera una forza elettromagnetica che
agisce tangenzialmente provocando la rotazione veloce
dell’arco attorno all’asse dei contatti.
In questo modo l’arco viene forzato a ruotare e ad interessare
una superficie più ampia rispetto a quella di un arco contratto
fisso. Questo comportamento limita lo stress termico
dei contatti e, quindi, ne rende trascurabile l’erosione e,
soprattutto, permette di controllare il processo di interruzione
anche con correnti di corto circuito molto elevate.
All’istante zero di corrente la rapida riduzione della densità
di corrente e la rapida condensazione dei vapori metallici
consentono di ristabilire la massima tenuta dielettrica tra i
contatti dell’ampolla entro pochi millesimi di secondo.
7
2 Gli interruttori per generatore
2.2.3 La famiglia VD4G
La famiglia di interruttori per generatore VD4G comprende tre
apparecchi: il VD4G-50, il VD4G-40 e il VD4G-25, per tensioni
fino a 15 kV, correnti fino a 4000 A e poteri di interruzione
per alimentazione da generatore fino a 50 kA. Gli interruttori
sono tutti conformi alla Norma IEC/IEEE 62271-37-013
“High-voltage switchgear and controlgear – Part 37-013:
Alternating-current generator circuit-breakers”.
Nella tabella seguente troviamo riassunti i poteri di
interruzione della famiglia nelle tre condizioni: alimentazione
da sistema, alimentazione da generatore e discordanza di
fase. Nel caso del potere di interruzione con alimentazione
da generatore i due valori si riferiscono il primo al massimo
potere di interruzione con asimmetria del 110% e il secondo
con il 74% del potere di interruzione ma al 130% di
asimmetria (definita classe G1 nella Norma). Lo stesso valore
indica invece che l’interruttore è in grado di interrompere al
massimo potere di interruzione con asimmetria del 130%
(definita classe G2 nella Norma).
Alimentazione
da sistema
[kA]
Alimentazione
da generatore
[kA]
Discordanza
di fase
[kA]
VD4G-50
50
50/37
25
VD4G-40
40
25/25
20
VD4G-25
25
16/16
12,5
Gli interruttori, estremamente compatti, sono installabili in
quadri di media tensione standard dando luogo a soluzioni
estremamente interessanti in termini di spazio occupato e
omogeneità in quanto affiancabili agli altri pannelli del quadro
di media tensione.
8
2.2.4 Soluzioni in quadro e accessori
ABB propone l'interruttore VD4G per quadri, contenitori e
soluzioni di retrofitting.
Il quadro UniGear ZS1 offre specificamente la seguente
gamma:
– interruttore VD4G-50 con pannello di larghezza 1000 mm;
– interruttore VD4G-40 con pannello di larghezza 800 mm e
1000 mm per la corrente nominale di 3150 A;
– interruttore VD4G-25 con pannello di larghezza 650 mm.
L’utilizzo del quadro UniGear ZS1 consente, inoltre, di avere
una soluzione protetta contro il guasto per arco interno al
quadro e quindi di operare nella massima sicurezza. Il quadro
è classificato IAC (Internal Arc Classified) AFRL, secondo
la Norma IEC 62271-200 “High-voltage switchgear and
controlgear – Part 200: AC metal-enclosed switchgear and
controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and
including 52 kV”, dove A indica che il quadro è accessibile
solamente al personale autorizzato e FRL che la protezione è
estesa al fronte, al retro e ai lati. A seconda delle specifiche
richieste la protezione è estesa a correnti di guasto da 16 a
50 kA per tempi da 0,1 a 1 s.
Anche dal punto di vista della continuità di servizio il quadro
UniGear ZS1 presenta indiscutibili vantaggi realizzando la
massima categoria LSC-2B (Loss of Service Continuity)
in quanto i compartimenti sbarre, interruttore e cavi sono
elettricamente segregati. Quindi è possibile accedere al
compartimento interruttore con i comparti sbarre e cavi
in tensione e, quindi, continuando ad esercire il quadro e,
conseguentemente, l’impianto.
Tra i relè della serie Relion troviamo le più avanzate protezioni
per generatore che è, ovviamente, uno dei componenti più
importanti dell’impianto elettrico. Le tipologie di guasto in
cui un generatore può incorrere sono molteplici; ad esempio,
il generatore sincrono è una macchina che può funzionare
anche come motore, guasti possono insorgere sia negli
avvolgimenti di statore che negli avvolgimenti di rotore
alimentati in corrente continua. In sostanza, il generatore è
sicuramente il componente che più di ogni altro nell’impianto
elettrico può incorrere in guasti o funzionamenti anomali. Il
relè più idoneo in questo caso è il REG630, dotato di grande
flessibilità e scalabilità in modo da adattarsi a tutti i tipi di
generatore. Nella figura seguente vediamo un esempio di
applicazione su un generatore Diesel/Gas.
In aggiunta il REG630 supporta lo standard IEC61850 per la
comunicazione nelle sottostazioni e copre la comunicazione
orizzontale e verticale compresa la messaggistica GOOSE.
REG630 supporta, inoltre, i protocolli di comunicazione
DNP3 (TCP/IP) e IEC 60870-5-103 (seriale). Questi sistemi di
comunicazione consentono la connessione a vari sistemi di
automazione e SCADA.
REG630
Preconfigurazione
3I
3U
Io
G
3I
A
ANSI
IEC
27
3U<
32R/320
P>
32U
P<
40
X<
46G/46M
I2>G/M
49T/G
3Ith>T/G
51BF/51NBF
3I>/Io>BF
51P-1/ 51P-2
3I>/3I>>
51V
I(U)>
59
3U>
59G
Uo>
60
FUSEF
67N-1/ 67N-2
Io>/Io>>
81U/81O/81R
f</t>/∆f/∆t
87G/87M
3dl>G/M
Io
9
3 La normativa degli interruttori
per generatore
La Norma internazionale IEC/IEEE 62271-37-013 è stata
preparata da un gruppo di lavoro congiunto comprendente i
membri IEC e IEEE ed è stata conseguentemente pubblicata
con il dual logo IEC/IEEE. Questa norma segue la IEEE Std
C37.013-1997 (R2008) “IEEE Standard for AC High-Voltage
Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current
Basis” e la successiva modifica IEEE Std C37.013a-2007
“IEEE Standard for AC High Voltage Generator Circuit
Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis - Amendment
1: Supplement for Use with Generators Rated 10–100 MVA”,
che è rimasta per molti anni l’unica Norma a livello mondiale
sull’argomento.
10
Dato che la Norma dual logo è il frutto di un compromesso,
esistono alcune differenze pur non sostanziali.
Conseguentemente gli interruttori per generatore devono
oggi essere sviluppati e testati in conformità alla IEC/IEEE
62271-37-013 in quanto la Norma sugli interruttori di alta
tensione in corrente alternata, la IEC 62271-100 “HighVoltage Switchgear and Controlgear – Part 100: High-Voltage
Alternating-Current Circuit-Breakers” esclude specificamente
gli interruttori per generatore dal proprio scopo (vedere IEC
62271-100, cap. 1.1 Scope).
3.1 Principali differenze tra la Norma
Dual Logo IEC/IEEE 62271-37-013
e la Norma IEC 62271-100
La prima differenza consiste nel fatto che gli interruttori per
generatore hanno due poteri di interruzione: il potere di
interruzione per alimentazione dalla rete (A - in caso di guasto
tra generatore ed interruttore) e il potere di interruzione
per alimentazione da generatore (B - in caso di guasto tra
interruttore e trasformatore).
A
B
G
Figura 1: Corrente di corto circuito attraverso l’interruttore per un guasto in A quindi alimentato da rete. Definito dalla norma System Fed Fault
11
3 La normativa degli interruttori
per generatore
Figura 2: Corrente di Corto circuito attraverso l’interruttore per un guasto in B quindi alimentato dal generatore.
Definito dalla norma Generator Fed Fault
Le altre differenze, che derivano dal tipo di applicazione,
sono:
– il grado di asimmetria per cortocircuito alimentato dalla rete (A);
– il grado di asimmetria per cortocircuito alimentato dal
generatore (B);
– il fronte di salita della tensione transitoria di ritorno (TRV)
dopo l’interruzione per corto circuito alimentato dalla rete;
– il fronte di salita della tensione transitoria di ritorno (TRV)
dopo l’interruzione per corto circuito alimentato dal
generatore;
– la presenza di correnti di guasto dovute a condizioni di
chiusura in discordanza di fase.
12
La norma IEC 62271-100 non copre adeguatamente tali
requisiti resi sfidanti nel caso dei generatori dalla forte
presenza di una componente continua, dal grado di
asimmetria della corrente di guasto e dalle caratteristiche
della TRV.
3.2 Livelli di isolamento nominali
La Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 4.2.101, tabella 1)
prevede per gli interruttori per generatore i seguenti livelli di
isolamento nominali che sono di fatto un compromesso tra i
valori standard IEEE e quelli IEC:
Tensione nominale
Tensione di tenuta di
Tensione di tenuta a
breve durata nominale a impulso atmosferico
frequenza di esercizio
nominale
Ur
Ud
Up
kV (valore efficace)
kV (valore efficace)
kV (valore di picco)
Ur ≤ 7,2
20
60
7,2 < Ur ≤ 12
28
75
12 < Ur ≤ 15
38
95
15 < Ur ≤ 17,5
50
110
Come si vede i valori corrispondono fino alla tensione
nominale di 15 kV. Dopo di ché la Norma IEC/IEEE 6227137-013 adotta, nell’intervallo 15 < Ur ≤ 17,5, dei valori di
tensione di tenuta più alti rispetto ai valori indicati dalla Norma
IEC 62271-1 per la tensione nominale 17,5 kV.
Nei grafici seguenti vediamo le differenze tra le due norme
per la tensione di tenuta di breve durata in kV (primo grafico)
e la tensione di tenuta ad impulso in kVp (secondo grafico) in
funzione della tensione nominale in kV:
50
40
30
Nella norma IEC 62271-1 (par. 4.2, tabella 1a e 1b) troviamo
invece due tabelle, di cui una aggiuntiva per i valori utilizzati in
Nord America:
20
10
Tensione nominale
Tensione di tenuta di
Tensione di tenuta a
breve durata nominale
impulso atmosferico
a frequenza di esercizio nominale
Ur
Ud
Up
kV (valore efficace)
kV (valore efficace)
kV (valore di picco)
7,2
20
60
12
28
75
17,5
38
95
24
50
125
Tensione nominale
(Nord America)
Tensione di tenuta di
Tensione di tenuta a
breve durata nominale
impulso atmosferico
a frequenza di esercizio nominale
80
Ur
Ud
Up
60
kV (valore efficace)
kV (valore efficace)
kV (valore di picco)
8,25
36
95
15
36
95
15,5
50
110
27
60
125
0
7,2 8,25 IEC 62271-100
12
15
IEC 62271-100 NAM
15,5 17,5
IEC/IEEE 62271-37-013
Tensione di tenuta di breve durata [kV]
120
100
40
20
0
7,2 8,25 IEC 62271-100
12
15
IEC 62271-100 NAM
15,5 17,5
IEC/IEEE 62271-37-013
Tensione di tenuta ad impulso [kVp]
13
3 La normativa degli interruttori
per generatore
3.3 Il grado di asimmetria per
cortocircuito alimentato dalla rete
La norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 4.101.2) prevede una
costante di tempo per la componente continua della corrente
di corto-circuito nominale con alimentazione da rete pari a
133 ms. All’istante di separazione dei contatti, ad esempio a
50 ms, ciò corrisponde ad una asimmetria di circa il 68%.
In generale, la corrente di corto-circuito è caratterizzata da
due valori:
a) il valore efficace (r.m.s.) della componente alternata
denominata Isc;
b) la costante di tempo τ della componente continua della
corrente di corto-circuito che si esplicita in un certo grado
di asimmetria all’istante di separazione dei contatti.
Dall’esempio illustrato in figura si ottiene:
Grado di asimmetria (%)
90
E
A
A'
60
50
Costante di tempo (r) = 133 ms
40
30
20
0 20406080100
Tempo dopo l'inizio del guasto ms
IMC
Figura 4: Grado di asimmetria in funzione del tempo dopo l'inizio del guasto
Idccs
C'
O
Tempo
M
E'
B'
Figura 3: Componente alternata e grado di asimmetria alla separazione dei contatti
Iaccs
– è il valore efficace della componente alternata della
2
corrente Isc all’istante di separazione dei contatti – Asycs è il grado di asimmetria all’istante di separazione dei
Idccs
contatti pari a Asycs = 100% ∙ Iaccs
14
70
0
N
Iaccs
B
80
10
Corrente i
C
100
La norma IEC 62271-100, viceversa, prevede un valore
normale della costante di tempo unidirezionale di 45 ms (par.
4.101.2). Tutti i test di corto-circuito condotti sull’interruttore
sono effettuati con questa costante di tempo, salvo specifiche
richieste dovute ad applicazioni particolari. Per i cicli di
prova T10, T30, T60 e T100s (rispettivamente al 10%, 30%,
60% e 100% del potere di interruzione) la percentuale della
componente unidirezionale al momento della separazione dei
contatti non deve superare il 10% della componente alternata
(par. 6.106).
3.4 Il grado di asimmetria per
cortocircuito alimentato dal
generatore
Anche in questo caso la corrente di corto-circuito è caratterizzata dal valore efficace Isc della componente alternata e dalla
costante di tempo τ della componente continua. Il grado di
asimmetria all’istante di separazione dei contatti può essere
molto più alta del caso precedente; se il grado di asimmetria
dovesse superare il 100% si avrebbe il fenomeno di “missing
current zero” ovvero della mancanza di passaggio per lo zero
della corrente e non è verificata, quindi, la condizione necessaria per poter interrompere (conditio sine qua non).
La IEC/IEEE 62271-37-013 tratta questo argomento (par.
4.101.3 e in appendice H). Se il guasto ha inizio quando
la tensione in una fase passa per lo zero, la corrente di
guasto risultante in quella fase avrà il massimo grado di
asimmetria. Statisticamente si è visto che questo grado di
asimmetria può essere molto elevato e superare il 130%.
Nella figura seguente, presa dalla norma, si vede che il
grado di asimmetria cresce rapidamente all’inizio a causa
dello smorzamento rapido della componente alternata e
raggiunge un valore pari al 148% circa. Successivamente il
grado di asimmetria diminuisce man mano che la componente
alternata raggiunge una condizione stazionaria. Data la
grande variabilità dei casi riscontrabili negli impianti reali che
dipende anche dallo stato di carico del generatore prima
del guasto, la Norma stabilisce, come requisito per il test,
di adottare un grado di asimmetria del 130% all’istante di
separazione dei contatti.
Gli interruttori così detti di classe G1 dovranno essere testati
con grado di asimmetria del 130% al 74% del potere di
interruzione della componente alternata e con asimmetria del
110% al pieno potere di interruzione.
Gli interruttori in classe G2 dovranno invece essere provati
con il 130% di grado di asimmetria al pieno potere di
interruzione della componente alternata.
La Norma IEC 62271-100 non prevede tale situazione
essendo fuori dal proprio scopo.
160
150
100
140
130
110
Corrente (kA)
100
90
60
80
70
60
40
50
Grado di asimmetria (%)
120
80
40
20
30
20
10
0
0
0 100200300 400 500
Tempo dopo l'inizio del guasto (ms)
Valore di picco della componente c.a.
Componente c.c.
Grado di asimmetria
Componente c.a.
Corrente di corto circuito del generatore-sorgente
Grado di asimmetria = 130%
Corrente di corto circuito presunta in caso di alimentazione da generatore (inizio del guasto allo zero di tensione) (IEC/IEEE 62271-37-013, figura H.1)
15
3 La normativa degli interruttori
per generatore
3.5 Il fronte di salita della tensione
transitoria di ritorno (TRV) dopo
l’interruzione per corto circuito
alimentato dalla rete
La tensione di ritorno transitoria (detta TRV, Transient
Recovery Voltage) è la tensione che appare tra i contatti aperti
dell’interruttore immediatamente dopo l’interruzione. La forma
d’onda della TRV è definita dalle caratteristiche del generatore
e del circuito, principalmente da quelle del trasformatore
elevatore associato. Il guasto trifase è generalmente il più
severo e genera la massima corrente di cortocircuito e le
massima pendenza della TRV.
Un altro fattore da tenere presente è che il primo polo
che interrompe la corrente è soggetto ad una tensione
alla frequenza di esercizio maggiore rispetto a quella
dopo l’interruzione in tutti e tre i poli; anche la TRV sarà
conseguentemente più severa in questo caso. La Norma IEC/
IEEE 62271-37-013 (par. 4.105 e 8.103.7.4) definisce che il
fattore di primo polo che apre Kpp nel caso di generatori sia
pari a 1,5 per i casi con neutro non efficacemente a terra.
Con fattore di primo polo che apre = 1,5 si tiene conto delle
condizioni di guasto limitato da un trasformatore (per esempio
i trasformatori con neutro non efficacemente a terra all’interno
di sistemi con neutro efficacemente a terra, oppure i casi di
trasformatori con un lato efficacemente messo a terra e l’altro
collegato a sistemi con neutro non efficacemente a terra)
ovvero il tipico caso di un generatore in MT collegato ad un
trasformatore elevatore MT/AT.
Infine, sempre per la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par.
8.103.7.5) un valore realistico per il fattore di ampiezza kaf è
1,5, sempre che non siano collegate capacità ai morsetti del
generatore.
La forma d’onda della tensione di ritorno transitoria è con
buona approssimazione una oscillazione smorzata a singola
frequenza. Due linee rette rappresentano adeguatamente i
limiti inferiori e superiori della parte crescente dell’onda della
TRV.
16
Tensione
(kV)
uc
u'
0
td
t'
t3
Tempo (µs)
La linea superiore parte dall’origine ed è tangente alla TRV.
Questa linea termina dove incontra la linea orizzontale
tangente al punto più alto, uc, della TRV. Il tempo del punto
di intersezione è chiamato t3. La linea inferiore è parallela alla
prima, inizia sull’asse dei tempi nel punto corrispondente al
tempo di ritardo td e finisce nel punto di coordinate t’, u’.
I due parametri usati per la rappresentazione della TRV sono
quindi uc e t3.
uc è il valore di picco della TRV e viene calcolato come segue:
Per quanto detto precedentemente:
u’ si assume preferibilmente il valore uc/3 e per t’ il valore
td+t3/3.
Il rapporto uc/t3 è chiamato pendenza della tensione di ritorno
(Rate-of-Rise-of-Recovery-Voltage o RRRV). Per le potenze
di generatori che interessano gli interruttori VD4G, i parametri
della TRV per guasti alimentati dalla rete sono (IEC/IEEE
62271-37-013, tabella 3):
Potenza del
trasformatore
Tensione di ritorno (TRV)
Tempo t3
Valore di picco
della TRV uo
RRRV
MVA
µs
kV
kV/µs
10-50
0.58 Ur
1.84 Ur
3,2
51-100
0.53 Ur
1.84 Ur
3,5
101-200
0.46 Ur
1.84 Ur
4,0
201-400
0.41 Ur
1.84 Ur
4,5
401-600
0.37 Ur
1.84 Ur
5,0
601-1000
0.34 Ur
1.84 Ur
5,5
1001 o superiore
0.31 Ur
1.84 Ur
6,0
La Norma IEC 62271-100 (par. 4.102.2) per tensioni inferiori
a 100 kV utilizza la stessa rappresentazione a due parametri
u c e t 3.
Gli interruttori per interno sono normalmente previsti per
essere usati in un sistema di cavi e quindi, in base alla Norma,
definiti in classe S1.
Per questa classe i parametri per la definizione della TRV
sono ancora:
dove il fattore di primo polo che apre Kpp è uguale a 1,5
mentre kaf è uguale a 1,4 per il guasto ai morsetti nel caso di
sistemi di cavi. I valori di uc sono quindi leggermente diversi e
più bassi rispetto alla IEC/IEEE 62271-37-013 e quindi nella
62271-100 troviamo:
Mentre td = 0,15 x t3, sempre per il guasto ai morsetti.
Il tempo di ritardo td è pari a 1 μs.
Parametri della TRV per guasto ai morsetti dell’interruttore (da IEC 62271-100, tabella 1)
Tensione
nominale
Fattore di
primo polo
Fattore di
ampiezza
Valore di picco
della TRV
Tempo
Ritardo
Tensione
Tempo
RRRV
Ur
kpp
kaf
uc
t3
td
u'
t'
u c/t3
kV
p.u.
p.u.
kV
µs
µs
kV
µs
kV/µs
3,6
1,5
1,4
6,2
41
6
2,1
20
0,15
4,76(b)
1,5
1,4
8,2
44
7
2,7
21
0,19
7,2
1,5
1,4
12,3
51
8
4,1
25
0,24
8,25(b)
1,5
1,4
14,1
52
8
4,7
25
0,27
12
1,5
1,4
20,6
61
9
6,9
29
0,34
15(b)
1,5
1,4
25,7
66
10
8,6
32
0,39
17,5
1,5
1,4
30
71
11
10
34
0,42
24
1,5
1,4
41,2
87
13
13,7
42
0,47
25,8(b)
1,5
1,4
44,2
91
14
14,7
44
0,49
36
1,5
1,4
61,7
109
16
20,6
53
0,57
Dove le tensioni indicate con
(b)
sono utilizzate in Nord America.
17
3 La normativa degli interruttori
per generatore
3.6 Il fronte di salita della tensione
transitoria di ritorno (TRV) dopo
l’interruzione per corto circuito
alimentato dal generatore
Nel caso di interruzione per cortocircuito alimentato dal
generatore, la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 4.105
e 8.103.7.3) prevede, con lo stesso modello del caso
precedente, i seguenti parametri (tabella 4):
Potenza del
generatore
Tensione di ritorno prospettica (TRV)
Tempo t3
Valore di picco
della TRV uo
RRRV
MVA
µs
kV
kV/µs
10 - 50
1,23 U r
1.84 U r
1,5
51 - 100
1,15 U r
1.84 U r
1,6
Il tempo di ritardo td è pari a 0,5 μs.
Come si vede la pendenza della tensione di ritorno è più
bassa ma comunque più alta rispetto a quanto previsto dalla
Norma IEC 62271-100 per l’interruzione di sistemi di cavi;
quest’ultima non prevede il caso del generatore in quanto
fuori dal proprio scopo.
18
3.7 La presenza di correnti di guasto
dovute a condizioni di chiusura in
discordanza di fase
La prova d’interruzione in presenza di correnti di guasto
dovute a condizioni di chiusura in discordanza di fase non
è obbligatoria per la Norma IEC/IEEE 62271-37-013; se
l’applicazione lo richiede, sono previsti, a parità di modello, i
seguenti parametri (tabella 6):
L’interruzione di correnti di guasto dovute a condizioni di
chiusura in discordanza di fase è, dal punto di vista della
TRV, molto impegnativa per l’interruttore. Non solo, ma
se un generatore viene connesso al sistema in completa
opposizione di fase, 180° di angolo, la corrente supererà
in generale la corrente di corto circuito ai terminali del
generatore; questa condizione può essere, quindi, molto
pericolosa per il generatore e va assolutamente evitata
ricorrendo ad esempio alla sincronizzazione automatica.
All’interruttore per generatori non è richiesto di interrompere la
piena opposizione di fase; il potere di interruzione assegnato
in questo caso è il 50% della potere di interruzione simmetrico
per alimentazione da sistema che corrisponde ad un angolo di
discordanza di fase di 90°.
Per l’interruzione in presenza di correnti di guasto dovute a
condizioni di chiusura in discordanza di fase, la Norma IEC/
IEEE 62271-37-013 (par. 8.103.9.2) prevede sempre lo stesso
modello per il calcolo della TRV, considerando però che la
tensione di ritorno a frequenza normale è √2 volte la massima
tensione di servizio del generatore. Quindi:
Potenza del
generatore
Tensione di ritorno (TRV)
Tempo t3
Valore di picco
della TRV uo
RRRV
MVA
µs
kV
kV/µs
10 - 50
0,87 U r
2,6 U r
3,0
51 - 100
0,79 U r
2,6 U r
3,3
Il tempo di ritardo td è pari a 1 μs.
La Norma IEC 62271-100 (par. 4.102.2) definisce in questo
caso che kaf sia uguale a 1,25, Kpp uguale a 2,5 e t3 sia
uguale a 2 volte il valore di t3 per guasto ai morsetti.
Il tempo di ritardo per la discordanza di fase, sempre nel caso
di sistemi di cavi assume il valore:
td = 0,15 x t3.
La tabella di riferimento tratta dalla tabella 1 della Norma IEC 62271-100:
Tensione
nominale
Fattore di
primo polo
Fattore di
ampiezza
Valore di picco
della TRV
Tempo
Ritardo
Tensione
Tempo
RRRV
Ur
kpp
kaf
uc
t3
td
u'
t'
u c/t3
kV
p.u.
p.u.
kV
µs
µs
kV
µs
kV/µs
3,6
2,5
1,25
9,2
82
12
3,1
40
0,11
4,76(b)
2,5
1,25
12,1
88
13
4
43
0,14
7,2
2,5
1,25
18,4
102
15
6,1
49
0,18
8,25(b)
2,5
1,25
21,1
104
16
7
50
0,2
12
2,5
1,25
30,6
122
18
10,2
59
0,25
15(b)
2,5
1,25
38,3
132
20
12,8
64
0,29
17,5
2,5
1,25
44,7
142
21
14,9
69
0,31
24
2,5
1,25
61,2
174
26
20,4
84
0,35
25,8(b)
2,5
1,25
65,8
182
27
21,9
88
0,36
36
2,5
1,25
91,9
218
33
30,6
105
0,42
Dove le tensioni indicate con (b) sono utilizzate in Nord America.
19
3 La normativa degli interruttori
per generatore
3.8 Stabilimento e interruzione della
corrente di carico
In accordo alla Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 6.104),
un interruttore per generatore deve essere in grado di
stabilire ed interrompere le correnti di carico fino alla corrente
nominale continuativa del generatore. Questa manovra può
essere richiesta in circostanze di emergenza ed è quindi
occasionale. In questa situazione, è chiaro che entrambi i
terminali dell’interruttore rimangono in tensione. La prova può
essere effettuata sia in trifase che in monofase con un grado
di asimmetria alla separazione dei contatti <20%. In trifase si
dovranno effettuare 3 prove di interruzione.
Per quanto riguarda la TRV, la Norma prevede i seguenti
parametri (tabella 5):
Potenza del
generatore
Tensione di ritorno (TRV)
Tempo t3
Valore di picco
della TRV uo
RRRV
MVA
µs
kV
kV/µs
10 - 50
1,03 Ur
0,92 Ur
0,9
51 - 100
0,92 Ur
0,92 Ur
1,0
Il tempo di ritardo td è pari a 1 μs.
La Norma IEC 62271-100 invece, prevede che la capacità
di durata elettrica degli interruttori, destinati all’uso senza
funzione di richiusura rapida, come nelle reti in cavo,
è dimostrata tramite l’esecuzione dei cicli di prova di
cortocircuito senza manutenzione intermedia. Non sono,
quindi, necessarie prove addizionali.
20
3.9 Riassunto del confronto tra IEC/
IEEE 62271-37-013 e IEC 62271100 sui parametri della TRV
Riassumendo quanto visto nei capitoli precedenti
relativamente ai parametri che definiscono l’andamento
delle TRV per i test sugli interruttori, dal grafico seguente
si vedono i fronti di salita delle tensioni transitorie di ritorno
tracciate, come esempio, per una tensione di 12 kV e per
generatori di potenza compresa tra 10 e 50 MVA. Si può
constatare come il fronte di salita sia sempre più severo
quando in conformità alla Norma IEC/IEEE 62271-37-013
rispetto alla IEC 62271-100.
35
30
uc [kV]
25
20
15
10
5
0
0 204060 80
100120140
t3 [µs]
Alim. da rete IEC/IEEE
Alim. da rete IEC
Alim. da generatore IEC/IEEE
Discordanza di fase IEC/IEEE
Discordanza di fase IEC
Corrente di carico IEC/IEEE
L’altro parametro molto importante da considerare in quanto
critico per i primissimi istanti dell’interruzione è il tempo di
ritardo td.
In accordo alla Norma IEC/IEEE 62271-37-013, il tempo td
vale 1µs per cortocircuito con alimentazione da sistema,
0,5µs per alimentazione da generatore ed infine vale ancora
1µs per la discordanza di fase.
Secondo la Norma IEC 62271-100, il tempo td varia in
funzione della tensione e, ad esempio nel caso di una
tensione di 12 kV, vale 9µs per guasto ai morsetti e 18µs per
la discordanza di fase. Anche per questo parametro, quindi, la
Norma IEC/IEEE 62271-37-013 adotta valori più impegnativi
per l’interruttore.
Corrente di carico IEC/IEEE
Discordanza di fase IEC
Discordanza di fase IEC/IEEE
Alim. da generatore IEC/IEEE
Alim. da rete IEC
Alim. da rete IEC/IEEE
0 5 10 1520
td [µs]
21
3 La normativa degli interruttori
per generatore
3.10Corrente di stabilimento nominale
in cortocircuito
Per la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 4.102 e 6.103.12)
la corrente di stabilimento nominale in cortocircuito, alla
frequenza nominale e con costante di tempo di 133 ms, deve
essere uguale a 2,74 volte il valore efficace della componente
alternata della sua corrente di interruzione nominale in
cortocircuito per alimentazione da sistema. Se all’interruttore
è assegnato un potere di interruzione per alimentazione da
generatore e la corrente di stabilimento è maggiore della
precedente, la corrente di stabilimento deve essere assegnata
dal costruttore.
La Norma IEC 62271-100 (par. 4.103), invece, impone di
applicare i seguenti valori:
– Per la frequenza nominale di 50 Hz e costante di tempo
di 45 ms, 2,5 volte il valore efficace della componente
alternata della sua corrente di interruzione nominale in
cortocircuito
– Per la frequenza di 60 Hz e costante di tempo di 45 ms, 2,6
volte il valore efficace della componente alternata della sua
corrente di interruzione nominale in cortocircuito
Quindi la Norma IEC 62271-100 è meno severa.
22
3.11Corrente di breve durata
Per la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 richiama la IEC 62271-1
(par. 4.6 e 4.7) che prescrive di condurre in posizione di chiuso
una corrente pari al potere di corto circuito per la durata di 1s,
ma concede altri valori preferenziali quali 0,5, 2 e 3s.
Ovviamente, anche la Norma IEC 62271-100 richiama la
IEC 62271-1.
3.12Sequenza di operazioni nominale
Per la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 4.106.1) la
sequenza di operazioni nominale prevista è costituita da due
cicli di manovra CO intervallati da un intervallo di 30 minuti,
quindi:
CO-30 min-CO
Secondo la norma IEC 62271-100 (par. 4.104), sono previste
due sequenze alternative:
a) O – t – CO – t' – CO con t= 3 min se non è prevista
la richiusura rapida e t= 0,3 s se invece è prevista la
richiusura rapida. t’ è in entrambi i casi posto uguale a
3 min;
b) CO – t'' – CO con t'' = 15 s per gli interruttori non previsti
per la richiusura rapida
3.13Numero di operazioni meccaniche
3.14Test di tipo richiesti dalle Norme
Per la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (par. 4.108) sono
previste due classi per la durata meccanica: la classe M1
e la classe M2. Per ogni classe l’interruttore deve eseguire
il numero di cicli di manovra specificato tenendo conto del
programma di manutenzione dato dal costruttore:
La Norma IEC/IEEE 62271-37-013 (cap.6, tabella 8) prevede
le seguenti prove di tipo:
Interruttore per generatore normale
(durata meccanica convenzionale)
Classe M1
1000 cicli di manovra
Interruttore per requisiti di servizio speciali
(durata meccanica estesa)
Classe M2
3000 cicli di manovra
Secondo la norma IEC 62271-100 (par. 4.110), sono previste
ancora le due classi per la durata meccanica M1 e M2 ma
con un numero di manovre più impegnativo. Per ogni classe
l’interruttore deve eseguire il numero di cicli di manovra
specificato tenendo conto del programma di manutenzione
dato dal costruttore:
Interruttore normale
(durata meccanica convenzionale)
Classe M1
2000 cicli di manovra
Interruttore per requisiti di servizio speciali
(durata meccanica estesa)
Classe M2
10000 cicli di manovra
Prove di tipo
Paragrafi della
Norma IEC/IEEE
62271-37-013
Prove dielettriche
6.2
Misure della resistenza del circuito principale
6.4
Prove di sovratemperatura
6.5
Prove di tenuta alla corrente di breve durata e alla
corrente di picco
6.6
Prove aggiuntive sui circuiti di comando
6.10
Prove di funzionamento meccanico a temperatura
ambiente
da 6.101.2.1 a
6.101.2.3
Prova di livello di rumore
6.101.4
Prova di stabilimento e d’interruzione della corrente 6.103
di cortocircuito per alimentazione da sistema
Prova di apertura della corrente di carico
6.104
Prova di stabilimento e d’interruzione della corrente 6.105
di cortocircuito per alimentazione da generatore
Prova di stabilimento e d’interruzione in
contrapposizione di fase
6.106
Invece, la norma IEC 62271-100 (cap. 6 tabella 11) prevede le
seguenti prove di tipo:
Prove di tipo
Paragrafi della
Norma IEC
62271-100
Prove dielettriche
6.2
Misure della resistenza del circuito principale
6.4
Prove di sovratemperatura
6.5
Prove di tenuta alla corrente di breve durata e alla
corrente di picco
6.6
Prove aggiuntive sui circuiti di comando
6.10
Prove di funzionamento meccanico a temperatura
ambiente
da 6.101.2.1 a
6.101.2.3
Prova di stabilimento e d’interruzione della corrente da 6.102 a 6.106
di cortocircuito
Prove di durata elettrica (solo per tensioni
Ur ≤ 52kV) (solo per la classe E2)
6.112
La prova di stabilimento e d’interruzione della corrente di
cortocircuito per alimentazione da generatore non è prevista
dalla IEC 62271-100 perché fuori dallo scopo e la prova di
stabilimento e d’interruzione in contrapposizione di fase non
è obbligatoria ma può essere effettuata se l’applicazione
specifica lo richiede.
23
4 Scelta dell’interruttore per generatore
La norma IEC/IEEE 62271-37-013 nel capitolo 8 e in
Appendice E fornisce una linea guida per il calcolo delle
correnti di corto circuito di un impianto dotato di generatore al
fine della scelta dell’interruttore di protezione.
I parametri da definire per la scelta sono:
a) Correnti di cortocircuito per alimentazione da sistema:
– Potere di interruzione simmetrico
– Potere di interruzione asimmetrico
– Corrente di breve durata
b) Correnti di cortocircuito per alimentazione da generatore:
– Potere di interruzione simmetrico
– Potere di interruzione asimmetrico
– Potere di interruzione asimmetrico al massimo grado di
asimmetria
c) Per alimentazione da sistema o da generatore: potere di
chiusura
4.1 Corrente di cortocircuito per
alimentazione da sistema
In accordo alla Norma il potere di interruzione è relativo al
valore efficace della componente simmetrica del cortocircuito
trifase.
Questa si ottiene partendo dalla reattanza equivalente X
data dalla somma della reattanza dovuta alla corrente di
cortocircuito del sistema e dalla reattanza del trasformatore
(se presente) rapportate al livello di tensione del punto di
guasto in esame.
La prima Xsys si può calcolare come: Xsys ≅ c Umsys / ( 3 I”k sys)
Dove il fattore c per tensioni fino a 35 kV vale 1,1 (IEC 60038,
tabella III), Um sys è la tensione del sistema e Ik” sys è la corrente
iniziale di corto circuito della rete.
La reattanza va quindi rapportata al livello di tensione lato
generatore del trasformatore moltiplicandola per il rapporto
(Ur /Um sys)2
Per la reattanza del trasformatore, XT ≅ (ukr / 100%) (Ur2/SrT)
Dove ukr è la tensione di cortocircuito alla corrente nominale in
%, Srt è la potenza apparente del trasformatore.
In assenza di altri componenti (es. motori, cavi, sistema
ausiliario), il valore efficace della corrente di cortocircuito per
alimentazione da sistema si ottiene con:
Ik” = c Ur/( 3 (Xsys+XT))
Per definire il potere di interruzione asimmetrico è necessario
calcolare la percentuale della componente continua Idc cs della
corrente di cortocircuito.
Il grado di asimmetria alla separazione dei contatti
dell’interruttore viene definito nel modo seguente:
Asycs = 100% • Idc cs/( 2 Isc)
Dove Isc è il valore efficace della componente alternata della
corrente di cortocircuito all’istante di separazione dei contatti
dell’interruttore tcs.
La costante di tempo standard di smorzamento della
componente continua definita dalla Norma è τ=133 ms.
Infine, assumiamo che la componente continua sia misurata
all’istante di separazione dei contatti dell’interruttore,
tipicamente 50 ms (½ ciclo=tempo di rilevazione del sistema
di protezione più il minimo tempo di apertura dell’interruttore).
Con τ=133 ms il grado di asimmetria si può facilmente
ricavare dalla curva seguente proposta dalla Norma:
100
Grado di asimmetria (%)
90
80
70
60
50
Costante di tempo (r) = 133 ms
40
30
20
10
0
0 20406080100
Tempo dopo l'inizio del guasto (ms)
24
Per costanti di tempo diverse, il grado di asimmetria
può essere calcolato nel modo seguente;
inizialmente si calcola la componente continua:
Dove Ik” è la corrente di cortocircuito simmetrica
iniziale; assumendo che il valore efficace di questa
corrente sia costante nel tempo, possiamo dire che
all’istante di separazione dei contatti Ik” = Isc
Infine τ può essere calcolata come:
dove X è la reattanza equivalente della rete riferita
al lato MT del trasformatore e R è la resistenza
equivalente riferita allo stesso punto; ϖ è uguale a
2πf, con f frequenza di rete, e t è ancora l’istante di
separazione dei contatti dell’interruttore.
Il potere di interruzione asimmetrico è quindi:
4.2 Corrente di corto circuito per
alimentazione da generatore
In accordo alla Norma, la corrente di cortocircuito per alimentazione
da generatore che un interruttore è chiamato ad interrompere è il più
alto valore efficace raggiunto dalla componente simmetrica in caso di
guasto trifase. Questa può essere comunque molto più bassa rispetto
alla corrente di cortocircuito per alimentazione da sistema. Il valore si
misura tramite l’inviluppo dell’oscillazione della corrente nell’istante
di separazione dei contatti, quando la sorgente della corrente è
completamente da generatore senza trasformazione. L’inviluppo terrà
in considerazione le costanti di tempo del generatore in quanto la
componente alternata si smorza con le costanti di tempo subtransitoria
e transitoria del generatore, come si evince dalla figura seguente.
Inizio della separazione
dei contatti
Separazione contatti
Corrente
o anche:
1
I"sc
Riassumendo, per definire il potere di interruzione
richiesto ad un interruttore per generatore in
caso di guasto alimentato da sistema possiamo
prendere qualunque combinazione di componente
alternata e continua purché:
– la componente alternata non superi il potere di
interruzione simmetrico;
– la corrente di cortocircuito asimmetrica non
superi il potere di interruzione asimmetrico;
– il grado di asimmetria sia minore o uguale al
100%.
Isc
I'sc
0
t
-1
0
tempo
Il valore efficace della componente alternata della corrente di
cortocircuito per alimentazione da generatore può essere calcolata
utilizzando, non in condizioni di carico, la seguente equazione:
dove:
UmG è
SrG è
UrG è
x”d è
x’d è
xd è
τ” d è
τ’d è
la tensione di fase massima del generatore;
la potenza nominale del generatore;
la tensione nominale del generatore;
il valore in p.u. della reattanza subtransitoria diretta;
il valore in p.u. della reattanza transitoria diretta;
il valore in p.u. della reattanza sincrona diretta;
la costante di tempo di cortocircuito subtransitoria diretta;
la costante di tempo di cortocircuito transitoria diretta.
25
4 Scelta dell’interruttore per generatore
Se il guasto ha inizio quando la tensione in una fase passa
per lo zero, la corrente di guasto risultante in quella fase
ha il massimo grado di asimmetria. Ancora una volta la
componente alternata si smorza con le costanti di tempo
subtransitorie e transitorie mentre la componente continua si
smorza con la costante di tempo di armatura τa.
poiché x”d è con buona approssimazione uguale alla rattanza
subtransitoria in quadratura x”q, sempre in condizioni a vuoto,
la formula diventa:
τa può essere calcolata nel modo seguente:
τa = X”d/ϖ Ra (sempre nel caso di X”d
≅ X”q)
dove X”d è la reattanza subtransitoria diretta e Ra è la
resistenza in d.c. di armatura.
26
La corrente di corto circuito asimmetrica per alimentazione
da generatore viene normalmente calcolata utilizzando
programmi di calcolo opportuni (es: EMTP, ElectroMagnetic
Transient Program) soprattutto nel caso di generatori in sovra
o sotto eccitazione per i quali non sono utilizzate formule
approssimate.
Riassumendo, per definire il potere di interruzione richiesto ad
un interruttore per generatore in caso di guasto alimentato da
generatore possiamo prendere qualunque combinazione di
componente alternata e continua purché:
– la componente alternata non superi il potere di interruzione
simmetrico per alimentazione da generatore
– la corrente di cortocircuito asimmetrica non super il potere
di interruzione asimmetrico
– nel caso il grado di asimmetria superi il 100%, venga
dimostrato tramite opportuni calcoli che l’interruttore per
generatore sia in grado di forzare la corrente a zero tramite
la propria tensione d’arco entro il massimo tempo d’arco
sopportabile.
Infatti, se la componente alternata della corrente di guasto
si smorza più velocemente della componente continua,
può capitare che per un certo periodo di tempo a partire
dall’istante di inizio del guasto, il valore della componente
continua sia più alto del valore della componente alternata.
Ciò vuol dire che il grado di asimmetria della corrente è
maggiore del 100%, il che può portare a mancati passaggi
per lo zero della corrente, come si può vedere nella figura
seguente:
4.3 Potere di chiusura
La corrente di cortocircuito che l’interruttore per generatore è
chiamato a chiudere è il maggiore tra i valori delle correnti di
cortocircuito per alimentazione da sistema e da generatore.
Normalmente la più alta è quella per alimentazione da
sistema.
Corrente i
La questione si complica ulteriormente per il fatto che il valore
della componente alternata e il grado di asimmetria possono
variare a seconda che il generatore prima del guasto lavori a
vuoto o sia sovra eccitato (e quindi con fattore di potenza in
ritardo ovvero induttivo) o sotto eccitato (e quindi con fattore
di potenza in anticipo e quindi capacitivo).
L’analisi fatta su un gran numero di generatori ha mostrato
valori tipici di grado di asimmetria per la corrente di
cortocircuito che possono superare il 130%. Il caso peggiore
è con generatore che lavora con fattore di potenza in
ritardo prima del guasto in quanto si verificano correnti di
cortocircuito con componente alternata più bassa ma con
grado di asimmetria maggiore; questo caso andrebbe, quindi,
trattato con attenzione.
Quando l’andamento della corrente mostra chiaramente la
possibilità di avere mancanza di passaggi per lo zero (con
gradi di asimmetria > 100%) la capacità dell’interruttore di
interrompere la corrente forzandola a zero, entro il massimo
tempo d’arco sopportabile, deve essere dimostrata tramite
opportune simulazioni che considerino l’effetto della tensione
d’arco dell’interruttore per generatore sulla corrente presunta.
La tensione d’arco in funzione della corrente deve essere
trasferita in un modello matematico opportuno in modo da
poter simulare il comportamento dell’interruttore durante
l’interruzione di correnti con mancanza di zeri di corrente.
A tal fine viene utilizzata una resistenza non lineare e
quindi variabile nel tempo con la corrente Rarc (i,t) a partire
dall’istante di separazione dei contatti dell’interruttore.
Nel caso in cui il tempo d’arco conseguente alla presenza
di mancanza di zeri di corrente superasse il massimo tempo
d'arco e l'energia massima sopportabile dall’interruttore,
una possibile soluzione consiste nel ritardare il segnale di
sgancio dell’interruttore in modo da rientrare sotto tale valore
massimo. Chiaramente, in questo modo si aumenta il tempo
di esposizione dell’impianto alla corrente di cortocircuito per
cui tale soluzione va attentamente valutata e concordata con
l’utilizzatore.
A
C
IMC
B
Il rapporto tra il valore di picco della corrente di corto circuito
Imc e il valore efficace della componente alternata della
corrente di cortocircuito per alimentazione da sistema Isc si
può calcolare con la formula seguente:
Dove t vale approssimativamente ½ ciclo in ms.
Invece, nel caso in cui la corrente di corto circuito per
alimentazione da generatore fosse più alta di quella da
sistema, il relativo valore di picco dipende dallo smorzamento
della componente alternata ovvero dalle costanti di tempo
del generatore e, conseguentemente, può variare in funzione
dell’applicazione.
27
4 Scelta dell’interruttore per generatore
4.4 Scelta della classe dell’interruttore
per generatore
La Norma IEC/IEEE 62271-37-013 dà un metodo per la scelta
della classe, G1 o G2, dell’interruttore per generatore.
Nella realtà pratica il guasto per cortocircuito trifase franco
avviene all’avviamento del generatore dopo un fermo impianto
per manutenzione o alla prima messa in servizio. Tenuto
conto della probabilità del guasto e per motivi di praticità,
prendiamo in considerazione il solo caso di guasto per un
generatore in funzionamento a vuoto.
Definiamo con:
–Iscg_unl il valore efficace della componente simmetrica della
corrente di cortocircuito presunta per guasto alimentato
dal generatore in caso di funzionamento prima del guasto a
vuoto;
– ricordiamo che Isc è il potere di interruzione dell’interruttore
per generatore in valore efficace della componente
simmetrica
– valgono inoltre le seguenti ipotesi: nei calcoli non si
tenga inizialmente conto della tensione d’arco introdotta
dall’interruttore, il guasto abbia inizio con tensione nulla
su una fase (quindi con la corrente corrispondente al
massimo di asimmetria) e infine che i valori siano calcolati al
momento di separazione dei contatti dell’interruttore.
Sulla base della definizione data per le classi G1 e G2 (par.
3.4), possiamo distinguere tre casi:
– Caso a): il grado di asimmetria calcolato non supera il
110%. In questo caso è possibile scegliere un interruttore
indifferentemente in classe G1 o G2 che abbia Isc non
inferiore a Iscg_unl
– Caso b): il grado di asimmetria calcolato è compreso tra
110% e 130%. In questa situazione si aprono tre ulteriori
sotto casi.
- b1) scelgo un generatore in classe G1 con:
 un potere di interruzione Isc non inferiore a Iscg_unl;
 verifico che la corrente di cortocircuito asimmetrica
calcolata al momento di separazione dei contatti
non superi il potere di interruzione per la corrente
asimmetrica;
- b2) scelgo un generatore in classe G1 con:
 un valore di 0,74 • Isc non inferiore a Iscg_unl;
- b3) scelgo un generatore in classe G2 con:
 potere di interruzione Isc non inferiore a Iscg_unl;
28
– Caso c): il grado di asimmetria calcolato è superiore al
130%. Abbiamo ancora tre sotto casi.
- c1) scelgo un generatore in classe G1 con:
 un potere di interruzione Isc non inferiore a Iscg_unl;
 verifico che la corrente di cortocircuito asimmetrica
calcolata al momento di separazione dei contatti
non superi il potere di interruzione per la corrente
asimmetrica;
- c2) scelgo un generatore in classe G1 con:
 un valore di 0,74 ∙ Isc non inferiore a Iscg_unl;
 verifico che il la corrente di corto circuito
asimmetrica calcolata al momento di separazione
dei contatti non superi il valore di
0,74 ∙ Iscg 1+2 ∙ 1,32 ;
- c3) scelgo un generatore in classe G2 con:
 potere di interruzione Isc non inferiore a Iscg_unl;
 verifico che la corrente di cortocircuito asimmetrica
calcolata al momento di separazione dei contatti
non superi il potere di interruzione per la corrente
asimmetrica.
In tutti i casi, se a causa dell’asimmetria dovessero
verificarsi dei ritardi nel passaggio per lo zero della
corrente, si dovrà dimostrare che l’interruttore è in grado
di forzare la corrente a zero entro il massimo tempo
d’arco sopportabile dallo stesso o di sopportare l'energia
massima consentita dal polo.
4.5 Informazioni necessarie al fornitore
di interruttori per generatore in
caso di richieste di offerta, gare e
ordini
L’elenco delle informazioni da richiedere per la richiesta
d’offerta di un interruttore per generatore sono diverse da
quelle definite nella Norma IEC 62271-1.
In particolare la Norma IEC/IEEE 62271-37-013 definisce
come necessarie le seguenti informazioni:
Definiti necessari da Norma IEC/IEEE 62271-37-013
Perché è importante….
Schema unifilare dell’impianto;
–
Permette di identificare il contributo di motori o altri carichi alla corrente di
cortocircuito;
–
Permette di valutare le configurazioni di impianto possibili ed ottimizzare la scelta
dell’interruttore;
Tensioni nominale, minima e massima;
–
Permette di considerare le condizioni più critiche;
Frequenza nominale;
–
Dati del generatore: valori nominali, reattanze, costanti di
–
tempo, resistenza di armatura, momento di inerzia e curva di –
ammissibilità del funzionamento (operating capability curve)
–
con indicati i limiti in MW e MVAr;
–
Sistema di messa a terra del generatore;
Permette di valutare l’evoluzione della corrente di guasto;
Permette di valutare la componente simmetrica all’istante di separazione dei contatti;
Permette di valutare la presenza di mancanza di passaggi della corrente per lo zero,
Permette di valutare l’energia messa in gioco durante l’interruzione,
–
Permette di valutare la TRV per un guasto alimentato dal generatore e per la
condizione di mancato sincronismo;
–
Fondamentale per identificare l’evoluzione della corrente negli istanti successivi
all’interruzione della corrente sulla prima fase;
–
Impatto sul tempo d’arco massimo;
Dati dell’eventuale trasformatore di potenza (valori nominali,
reattanze, resistenze e costanti di tempo);
–
Fondamentale per definire la corrente di cortocircuito sulle sbarre del quadro e
definirne l’asimmetria;
Dati dell’eventuale commutatore di tensione del
trasformatore di potenza e variazioni dell’impedenza al
funzionamento del commutatore stesso;
–
Se presente, importante per definire l’impatto dello stesso sulla corrente di
cortocircuito;
Massima corrente di cortocircuito per alimentazione da
sistema sul lato sistema del trasformatore;
–
Permette di valutare il contributo della rete alla corrente di cortocircuito;
Costanti di tempo del sistema;
–
Permettono di valutare l’asimmetria da parte del sistema e la corrente di picco;
–
Permette di considerare il caso peggiore dell’energia coinvolta nell’ampolla per un
guasto da sistema;
–
Permette di valutare l’impatto sulla TRV.
Valori dei condensatori di protezione contro le sovratensioni
(surge capacitor), se presenti.
Queste informazioni sono assolutamente necessarie per
effettuare una corretta scelta dell’interruttore per generatore
in particolare quando, a causa di situazioni impiantistiche
e generatori particolari, si debbano effettuare studi di
simulazione per calcolare il potere di interruzione richiesto.
29
5Esempio
Nell’impianto proposto consideriamo due generatori connessi
tramite un trasformatore a tre avvolgimenti alla rete AT. La
condizione di partenza sarà quella di generatore inizialmente
a vuoto. Per questo impianto consideriamo un fattore di
tensione pari a 1,05.
5.1 Dati di impianto
Rete:
Scc=2000MVA X/R=10 Vn=150 kV
5.2 Calcolo semplificato della
componente simmetrica
Inizialmente, analizzeremo la corrente simmetrica all’istante
t=0 (ovvero al momento del corto circuito) a monte e poi a
valle dell’interruttore per generatore (GCB). Dopodiché verrà
valutata la capacità dell’interruttore stesso di eliminare un
cortocircuito trifase-terra nei due punti sopra citati.
Si consideri inizialmente un guasto TRIFASE-TERRA tra
l’interruttore GCB ed il generatore G1. Applicando il metodo
MVA è possibile valutare in pochi passi il valore della corrente
simmetrica di cortocircuito. Come primo passo assicuriamoci
che le vcc_12; vcc_13; v cc_23 siano espresse secondo la stessa
base; dopodiché si ricaveranno dalle seguenti relazioni i valori
delle impedenze di cortocircuito per ciascun avvolgimento:
Trafo a 3 avvolgimenti:
V1 = 150 kV
S1 = 150 MVA υ cc_12 = 11,5% @ 55 MVA
V2 = 11,5 kV
S2 = 75 MVA
υ cc_13 = 11,1% @ 55 MVA
V3 = 11,5 kV
S3 = 75 MVA
υ cc_23 = 21% @ 55 MVA
Generatori:
Sn = 75,294 MVA
Vn = 11,5kV
Xd = 2,26
Xq = 2,06
Xd’ = 0,217
Xq’ = 0,26
Xd’’ = 0,155
Xq’’ = 0,19
Td’ = 0,71
Td’’ = 0,04
Ra = 0,001309
Tq’ = 0,71
Tq’’ = 0,04
Le reattanze e resistenze sono espresse in p.u. mentre i
valori delle costanti di tempo sono espressi in secondi. In
base alla norma IEC 60034-3 le tolleranze ammesse possono
essere dell’ordine del ±15% pertanto tutte le reattanze,
cautelativamente, vengono diminuite di tale percentuale.
A questo punto immaginiamo il trasformatore a tre
avvolgimenti come nel seguente schema equivalente:
Sn= 55 MVA
v cc_1%= 0,8%
Scc1= 6875 MVA
Sn= 55 MVA
v cc_3%= 10,3%
Scc3= 533,98 MVA
30
Sn= 55 MVA
v cc_2%= 10,7%
Scc2= 514,01 MVA
Applichiamo quindi al circuito di figura il metodo MVA:
Snet= 2000 MVA
Scc1= 6875 MVA
Scc3= 533,98 MVA
Scc2= 514,01 MVA
G
G
Sg1= 571,49 MVA
Sg2= 571,49 MVA
– Calcoliamo inizialmente la corrente di cortocircuito per un
guasto tra l’interruttore di macchina ed il generatore G1:
2
2
1
k
3
31
5Esempio
Da tale valore ricaviamo la corrente simmetrica di cortocircuito all’istante t=0.
.
.
.
.
.
.
Ik" è il valore della corrente di corto circuito simmetrica al tempo t=0. Questo valore è di riferimento per la successiva
simulazione effettuata al calcolatore con l'ausilio di un software EMTP (Electromagnetic Transient Program); esso
consente, inoltre, una prima stima della taglia di interruttore da utilizzare. Nella figura seguente viene illustrato lo
schema unifilare con l'andamento delle correnti di corto circuito per guasto alimentato dalla rete per l'esempio in
esame. La corrente Isff è la corrente di corto circuito simmetrica cui corrisponde al tempo t=0 il valore Ik" .
IGRID
1
TR
3
2
Isff
IG2
GCB
G1
GS
Figura 5: Andamento delle correnti di cortocircuito per un guasto alimentato da rete
Successivamente, verrà valutato il comportamento della
corrente di corto per due angoli di fase della tensione ovvero
a 0 e 90 gradi.
32
G2
GS
Figura 6: Corrente di cortocircuito per un guasto alimentato da rete
Valutando sul grafico i valori della corrente, ad eccezione del
valore di picco, all’istante t=45ms, osserviamo quanto segue:
I p = 56,70 kA
I ssf_sym = 21,38 kA
A questo punto valutiamo il valore della corrente di
cortocircuito nel caso di un guasto trifase franco a terra
alimentato dal solo generatore, considerando la componente
simmetrica all’istante t=0 e considerando la tolleranza del
-15% sulla reattanza come precedentemente spiegato:
idc% = 53,75%
Si nota che il valore della componente simmetrica è
leggermente differente da quello valutato all’istante t=0.
Questo è dovuto al contributo del generatore della sbarra di
destra il quale, non presentando una componente simmetrica
costante, modifica, seppur in misura minore, anche il valore
della corrente simmetrica totale.
33
5Esempio
Anche in questo caso la corrente di corto circuito I"kg diventa
il valore di riferimento per la successiva simulazione al
calcolatore. Di seguito troviamo lo schema unifilare con il
flusso delle correnti per guasto alimentato dal generatore (Igff).
IGRID
1
TR
3
2
GCB
Isff
G1
GS
Figura 7: Andamento delle correnti di cortocircuito per un guasto alimentato da generatore
Successivamente, verrà valutato il comportamento della
corrente di corto per due angoli di fase della tensione ovvero a
0 e 90 gradi.
34
G2
GS
Figure 8: Corrente di cortocircuito per un guasto alimentato da generatore, angolo di tensione a 90°
Considerando un’istante pari a 45ms (ad eccezione del
valore di picco), i valori delle correnti sono i seguenti:
I p = 80 kA
I gff_sym = 22,52 kA
idc% = 118%
Con tale risultato possiamo osservare come, in base a quanto
visto al capitolo 4 ed in base al valore di asimmetria, si rientri
nel caso b1; pertanto scegliendo un interruttore in classe G1,
quale è il VD4G-50, possiamo avere la garanzia di operabilità.
In entrambi i grafici di figura 8 e 9 è possibile vedere i due tipi di
asimmetria che devono essere tenuti in considerazione durante
la scelta dell’interruttore così come chiaramente suggerito dalla
nuova norma per gli interruttori per generatore (Annex E).
Dai grafici in oggetto vediamo che il massimo valore di
picco della corrente di cortocircuito è di 80kA. Ciò significa
che la minima componente simmetrica selezionabile
secondo la nuova norma IEC/IEEE 62271-37-013 è pari a
80kA/2.74=29.19 kA; in questo caso la taglia di interruttore
immediatamente superiore è quella da 31,5 kA. Questa
valutazione permette di fare una prima scrematura e di
identificare quindi uno dei limiti inferiori. Può capitare che, nel
caso di guasto alimentato da sistema e quindi a causa del
contributo simultaneo della rete e del generatore, il rapporto
tra il valore di picco e della reale componente simmetrica
all’istante di separazione dei contatti superi il valore di 2,74
(valore normalizzato nella norma di prodotto). Pertanto
un controllo basato sul valore di picco come sopra citato
permette di valutare la taglia minima selezionabile.
35
5Esempio
Figura 9: Corrente di cortocircuito per un guasto alimentato da generatore, angolo di tensione a 0°
L’altro limite da considerare, come abbiamo visto, è la
componente simmetrica della corrente di cortocircuito che è
stata calcolata all’istante t=0 con il metodo MVA; anche se
approssimato, infatti, in assenza di dati dettagliati può essere
utile valutare tale componete all’istante t=0. In entrambi i punti
in cui è stato calcolato il cortocircuito, ovvero a monte e valle
dell’interruttore, il valore della componente simmetrica varia
nel tempo; ciò deriva dal fatto che, in entrambi i casi, viene
coinvolto un generatore la cui componente simmetrica non è
costante durante la fase di cortocircuito. Di conseguenza, il
valore della componete simmetrica totale valutato all’istante
di separazione dei contatti è minore di quello valutato con il
metodo MVA ovvero a t=0. L’eventuale calcolo esatto dello
stesso è subordinato all’esatta conoscenza dei parametri
caratteristici del generatore.
Considerando a questo punto l’interruzione della corrente
36
di cortocircuito, è possibile notare che la separazione
dei contatti avviene tipicamente a 45 ms (tempo dato dal
tempo di rilevazione della protezione + tempo di manovra
dell’interruttore stesso); da questo momento comincia il
tempo d’arco che permarrà fino all’estinzione della corrente
stessa.
Immaginando che il guasto sia avvenuto all’istante t=0, con
riferimento alla figura 10, identifichiamo i diversi momenti della
corrente di cortocircuito.
T1
=tempo di rilevazione del relè
T2
= tempo di manovra dell’interruttore
T3
= Tempo d’arco
T1+T2
= Tempo di separazione dei contatti
T1+T2+T3 =Tempo di eliminazione della corrente di
cortocircuito
T1
T2
T3
Figura 10: Tempi di intervento per interruzione della corrente
All’istante di separazione dei contatti si instaura tra i contatti
un arco elettrico che ha una caratteristica non lineare e
di carattere prettamente resistivo. La presenza di tale
resistenza in serie modifica sostanzialmente la costante di
tempo unidirezionale della corrente stessa. Infatti, essendo la
costante di tempo della componente unidirezionale pari a:
dove
X2: Reattanza di sequenza invesa
ƒ : Frequenza
R a : Resistenza di statore
la presenza all’istante T3 di una resistenza aggiuntiva dovuta
all’arco modifica la costante di tempo unidirezionale forzando
la corrente verso zero come illustrato in figura 11.
37
8
inizio apertura contatti
corrente pu
5Esempio
6
4
Idc
2
0
-2
-4
-6
0 20406080100
120
140
160
t=tempo in ms
Figura 11: Effetto della resistenza d'arco sulla componente unidirezionale della corrente di cortocircuito
Quindi:
Tale energia è proporzionale all’area sottesa alla corrente
maggiormente asimmetrica tra l’istante T3 e lo zero di
corrente:
.
Rarco : Resistenza d'arco
Tale aspetto non è di poco conto in quanto il passaggio per
lo zero della corrente è una condizione necessaria affinché
l’interruzione possa aver luogo e conseguentemente la
presenza di una resistenza aggiuntiva aiuta il verificarsi di tale
condizione.
Dall’istante di separazione dei contatti allo zero di corrente
l’arco dissipa una certa quantità di energia nell’ampolla.
Nel caso di interruttori in vuoto la tensione d’arco può essere
in prima battuta considerata pressoché costante, pertanto
.
quindi la misura dell’Energia è facilmente riconducibile ad una
.
misura di A s.
38
Figura 12: Energia coinvolta in una ampolla dopo la separazione dei contatti per guasto alimentato da generatore, angolo di tensione 90°
La capacità dell’ampolla di gestire tale energia è di
fondamentale importanza per valutare l’applicabilità
dell’interruttore, pertanto sarà importante che tale energia non
superi il limite dell’ampolla stessa.
Nel caso di cortocircuito alimentato da generatore ma con
angolo di fase a 0° si osserva che a causa dell’interruzione
della corrente nella fase 1 il generatore passa ad un
funzionamento in bifase. Tale cambio di assetto può portare
ad un fenomeno di mancato passaggio per lo zero della
corrente ed un allungamento del tempo di estinzione dell’arco
e di conseguenza l’energia coinvolta aumenta come si evince
dalla figura 13.
Quindi, entrambi gli scenari sono importanti al fine di valutare
il funzionamento dell’interruttore; si può dimostrare che il
VD4G-50 preso in esame interrompe la corrente senza alcun
problema.
In passato l’energia che un’ampolla poteva sopportare era
inferiore rispetto a quella sopportata dalle ampolle degli attuali
VD4G. L’energia d’arco (area blu ed area verde), la cui durata
va dal naturale tempo di apertura dei contatti di 45 ms fino
al verificarsi dello zero di corrente, condizione necessaria
per la sua interruzione, poteva quindi risultare eccessiva
per la capacità di sopportazione dell’ampolla. In tale caso,
essendo la corrente di guasto composta da una componente
simmetrica e da una unidirezionale decrescente, veniva
tipicamente impostato, tramite un relè, un eventuale ritardo
39
5Esempio
Figura 13: Energia coinvolta in una ampolla dopo la separazione dei contatti per guasto alimentato da generatore, angolo di tensione 0°
all’apertura al fine di aspettare la diminuzione della corrente e,
quindi, del tempo d’arco e della relativa energia.
In questa guida abbiamo visto come altri parametri
risultano essere di fondamentale importanza nella scelta
dell’interruttore, come ad esempio la valutazione della TRV
nei tre casi specifici:
– Guasto alimentato da rete
– Guasto alimentato da generatore
– Guasto in discordanza di fase
Come detto la TRV (Transient Recovery Voltage) è la tensione
di ritorno che si presenta tra i contatti dell’interruttore
all’apertura dello stesso; in genere il valore più critico della
40
TRV si ha sul primo polo che interrompe. I valori della TRV
non devono essere per nessun motivo superati, pena possibili
fenomeni di riaccensione e quindi di mancata interruzione
della corrente stessa.
Per sua natura, la TRV dipende da ciò che sta a monte ed
a valle dell’interruttore stesso come: le caratteristiche dei
cavi di collegamento tra generatore ed interruttore e tra
interruttore e trasformatore elevatore, la capacità verso terra
del generatore, le capacità parassite del trasformatore ecc. In
realtà, anche la tipologia di tecnica interruttiva può influenzare
l’andamento della TRV stessa specialmente nei primi
microsecondi dopo l’interruzione della corrente.
A seguito delle seguenti considerazioni è stata valutata
inizialmente la TRV per un guasto trifase-terra alimentato
dalla rete, ovvero posto tra il generatore e l’interruttore
di macchina; in questo caso l’andamento è determinato
principalmente dalle caratteristiche dei cavi di collegamento,
dai parametri del sistema e dalle capacità verso terra dello
stesso:
Figura 14 TRV per guasto alimentato da rete
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5Esempio
Pe un guasto alimentato da generatore invece diventano di
fondamentale importanza le capacità parassite dello statore
verso terra:
Figura 15: TRV per guasto alimentato da Generatore
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Il guasto per discordanza di fase è la chiusura dell’interruttore
in mancanza di sincronismo tra la rete ed il generatore stesso;
tale condizione può verificarsi a fronte di un malfunzionamento
del sistema di messa in parallelo del generatore con la rete.
La corrente di guasto che si presenta in questo caso mostra il
caratteristico andamento di figura che dipende principalmente
dall’inerzia del rotore e della relativa turbina connessa:
Figura 16: Corrente di guasto per chiusura interruttore in Out Of Phase a 90° di sfasamento
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5Esempio
Tale tipologia di guasto benché possa sembrare non così
frequente va comunque considerata in quanto gli effetti per
un guasto di questo tipo possono essere gravosi; quindi la
capacità per un interruttore di generatore di gestire anche tale
tipologia di guasto diventa fondamentale.
Figura 17: TRV per interruzione di guasto in Out of Phase
Nell’esempio analizzato si è visto un classico approccio per la
scelta dell’interruttore di generatore. L’avvento di una norma
internazionale universalmente riconosciuta per gli interruttori
di generatore quale la IEC/IEEE 62271-37-013, alla quale i
VD4G sono stati omologati, permette di effettuare la scelta di
tali interruttori con la certezza di un prodotto a “regola d’arte”.
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