• Considerazioni sull'affidabilità in semplici applicazioni in parallelo

Rear view of male supervisor examining control room in industry

Obiettivi di apprendimento

  1. 1. Comprendere vantaggi e svantaggi associati all'impiego di gruppi elettrogeni in parallelo rispetto a un singolo gruppo elettrogeno di grandi dimensioni.
  2. 2. Conoscere le normative che regolano i sistemi di generazione di energia elettrica in loco.
  3. 3. Identificare le best practice per ottimizzare l'affidabilità del sistema in semplici applicazioni in parallelo.

L'affidabilità dei sistemi di generazione di energia elettrica, definita come probabilità che l'alimentazione sarà disponibile in qualsiasi momento, è la ragione principale dell'acquisto di gruppi elettrogeni. Utilizzare gruppi elettrogeni ridondanti in parallelo costituisce un metodo diffuso per migliorare l'affidabilità dei sistemi. Generalmente la ridondanza ha rappresentato un requisito solo in applicazioni critiche come Data Center e ospedali dove una perdita di alimentazione prolungata potrebbe causare perdite di vite umane o ingenti danni finanziari, visto che si trattava dei soli scenari in cui si poteva giustificare il costo di un generatore ridondante e dei sezionatori in parallelo annessi. Negli ultimi anni tuttavia, la disponibilità di dispositivi di trasferimento energetico e sistemi di controllo in parallelo più economici ha reso i generatori ridondanti in parallelo un'opzione interessante in applicazioni di alimentazione di riserva meno fondamentali.

La decisione relativa all'impiego di un singolo gruppo elettrogeno o di più gruppi elettrogeni in parallelo è di solito basata su affidabilità e costi. Dopo aver deciso di utilizzare gruppi elettrogeni in parallelo, è necessario considerare numerosi aspetti per garantire un sistema affidabile.

Affidabilità e ridondanza

L'obiettivo della ridondanza è eliminare un singolo punto di guasto dal sistema. Esistono numerose prove del fatto che la presenza di apparecchiature ridondanti rende il sistema complessivamente più affidabile, ma si basano sull'ipotesi che i singoli punti di guasto vengano davvero eliminati e non semplicemente spostati in un'altra parte del sistema; inoltre i controlli che assicurano caratteristiche di ridondanza non devono introdurre nuove modalità di guasto che compromettono l'affidabilità. I gruppi elettrogeni in parallelo che si basano su un singolo controllo master per i segnali di avvio e chiusura verso un bus in parallelo in realtà sostituiscono un punto di guasto con due di questi, poiché il controllo master e il collegamento di comunicazione tra master e gruppo elettrogeno rappresentano entrambi un singolo punto di guasto.

Investire in un gruppo elettrogeno affidabile e in un programma di manutenzione completo che impedisca i guasti del generatore si rivela spesso una scelta migliore rispetto all'installazione di un sistema più complesso che compensi i casi di mancato funzionamento del gruppo elettrogeno.

Costi totali del sistema

In alcuni casi, il costo di due piccoli gruppi elettrogeni è inferiore a quello di un gruppo elettrogeno di grandi dimensioni. Le spese totali di installazione del sistema vengono spesso trascurate nelle applicazioni di riserva di base. Oltre al costo dei gruppi elettrogeni, è necessario valutare i seguenti fattori:

  • Fondamenta: Un gruppo elettrogeno di grandi dimensioni potrebbe richiedere un supporto strutturale aggiuntivo visto che il peso si concentrerà su un unico punto; tuttavia, per gruppi elettrogeni più piccoli potrebbe essere necessario realizzare varie solette di cemento.
  • Requisiti di spazio: Diversi gruppi elettrogeni con i sezionatori annessi occuperanno più spazio rispetto a un singolo sistema di dimensioni maggiori, anche se i gruppi elettrogeni più piccoli offrono una flessibilità superiore poiché possono essere gestiti in spazi ridotti.
  • Cablaggio: I gruppi elettrogeni più piccoli consentono di utilizzare cavi di dimensioni inferiori e terminali più semplici. Tuttavia i gruppi elettrogeni in parallelo richiedono la posa di cavi aggiuntivi, operazione lunga e complessa in termini di manodopera, specialmente se i cavi devono essere installati sotto terra.
  • Costi di messa in servizio: Le spese di avvio e collaudo dei gruppi elettrogeni in parallelo sono sostanzialmente più elevate rispetto a quelle di un singolo gruppo elettrogeno.
  • Costi di manutenzione: I componenti di ricambio per i generatori più piccoli sono meno costosi di quelli per i sistemi di dimensioni maggiori. Tuttavia, questo risparmio viene compensato dai costi di manodopera legati all'esigenza di gestire due generatori e un sezionatore anziché un solo gruppo elettrogeno.
  • Investimento di capitale: Quando si prevede un futuro aumento del fabbisogno energetico di una struttura, in alcuni casi l'investimento di capitale iniziale può essere ridotto al minimo installando un generatore più piccolo con l'intenzione di aggiungere generatori in parallelo in seguito all'incremento del fabbisogno. Questa possibilità dovrà essere ponderata rispetto all'investimento futuro richiesto per aggiungere generatori e sezionatore ed effettuare altre modifiche strutturali.

Sistema di controllo

Un solido sistema di controllo è essenziale per un affidabile sistema in parallelo. Il sistema di controllo deve ridurre al minimo i singoli punti di guasto e avere misure di tolleranza ai guasti integrate. Di seguito sono riportati i fattori chiave del controllo in parallelo.

Eliminazione dei singoli punti di guasto. Il modo più efficace per eliminare i singoli punti di guasto in un sistema di controllo è adottare processi di controllo e logici distribuiti anziché centralizzati. Funzioni di controllo essenziali come l'avvio del generatore, la rilevazione della tensione del bus, la sincronizzazione e la chiusura verso il bus devono essere eseguite da singoli controlli del gruppo elettrogeno e non da un controllo master. In questo modo il sistema avrà caratteristiche di ridondanza in funzioni di controllo essenziali oltre a generatori ridondanti, con la conseguente eliminazione del singolo punto di guasto.

  • Avvio del generatore: In una semplice applicazione di riserva in parallelo con bus isolato, il segnale di avvio viene inviato direttamente ai gruppi elettrogeni dai dispositivi di commutazione che rilevano l'interruzione dell'alimentazione. L'invio del segnale tramite un controllo master non aggiunge valore e introduce una modalità di guasto non necessaria. Inviare il segnale di avvio direttamente ai gruppi elettrogeni per i contatti dei dispositivi di commutazione rappresenta il modo più semplice e affidabile per avviare i generatori.
  • Rilevazione della tensione del bus in parallelo: Per una messa in parallelo affidabile, ciascun generatore deve rilevare la tensione del bus in maniera indipendente anziché affidarsi a un segnale da un controllo separato.
  • Chiusura verso un bus inattivo: In caso di chiusura verso un bus inattivo, il sistema deve includere uno schema di arbitrato per impedire la contemporanea chiusura verso il bus di vari generatori. Per fornire il supporto più rapido e affidabile a un bus inattivo, l'arbitrato e la logica di controllo dell'interruttore si devono trovare nei controlli del generatore anziché in un controllo master. L'attesa di un segnale permissivo da un master rallenta il sistema e aggiunge una modalità di guasto non necessaria.
  • Sincronizzazione e chiusura verso un bus attivo: Quando la logica di rilevazione e sincronizzazione del bus fa parte del controllo dei gruppi elettrogeni, la sincronizzazione di questi ultimi avviene in modo affidabile e veloce. I controlli esterni che regolano la frequenza e la tensione del gruppo elettrogeno nel tentativo di effettuare la sincronizzazione con il bus introducono nel sistema complessità non necessarie.

Figura 1: Implementazione di una funzione di aggiunta del carico: Il collegamento in parallelo del contatto ausiliario normalmente chiuso di ciascun interruttore del gruppo elettrogeno all'ingresso di inibizione del trasferimento ATS impedirà all'ATS il trasferimento alla fonte di emergenza finché tutti i

Aggiunta e alleggerimento del carico. Gli schemi di aggiunta e alleggerimento del carico garantiscono sempre la capacità sufficiente per supportare i carichi più critici; i carichi meno critici vengono supportati man mano che la capacità diventa disponibile. Due livelli di aggiunta del carico (un livello per i carichi di emergenza e uno per tutti gli altri carichi) e un livello di alleggerimento del carico (i carichi di emergenza non sono mai alleggeriti) sono sufficienti per la maggior parte delle semplici applicazioni in parallelo con bus isolato. Tali opzioni possono essere implementate senza l'impiego di un controllo master, che può tuttavia essere richiesto per livelli supplementari di aggiunta/alleggerimento del carico. Sebbene un controllo master possa presentare un singolo punto di guasto, è possibile progettare il sistema in modo che il guasto del master non influirà sui carichi più critici.

In un sistema in parallelo risulta necessario uno schema di aggiunta del carico quando un singolo generatore non è abbastanza grande per supportare tutti i carichi del sistema. Un semplice schema di aggiunta del carico con due livelli può essere implementato utilizzando la funzione di inibizione dei dispositivi di commutazione dei carichi non di emergenza e i contatti ausiliari degli interruttori in parallelo del gruppo elettrogeno (vedere figura 1). I dispositivi di commutazione dei carichi di emergenza non devono essere inibiti e si dovrebbero chiudere verso il bus non appena è attivo. I dispositivi di commutazione non di emergenza possono essere inibiti finché tutti i gruppi elettrogeni non diventano attivi.

È richiesto uno schema di alleggerimento del carico in modo che, quando i generatori sono sovraccarichi, i carichi non essenziali possano essere disattivati e sia disponibile la capacità sufficiente per supportare i carichi critici. La maggior parte dei controlli dei gruppi elettrogeni in parallelo dispone di un'uscita di alleggerimento o di sgancio del carico collegabile all'ingresso di alleggerimento del carico dei dispositivi di commutazione che supportano i carichi non di emergenza (vedere figura 2). In caso di gruppi elettrogeni sovraccarichi, questo consentirà di disattivare i carichi non di emergenza. Per un corretto alleggerimento dei carichi, i dispositivi di commutazione devono essere interruttori a tre posizioni con posizioni decentrate. L'utilizzo di interruttori a due posizioni per alleggerire il carico non è consigliato poiché spesso ciò determina il collegamento del carico a un servizio non disponibile.

Figura 2. Implementazione di una funzione di alleggerimento del carico: Il collegamento dei contatti di sgancio del carico di ciascun gruppo elettrogeno in parallelo all'ingresso di alleggerimento del carico ATS causerà l'alleggerimento del carico da parte dell'ATS nel caso in cui un qualsiasi gruppo elettrogeno attivi la relativa uscita di sgancio del carico. La maggior parte Confronto tra ripartizione del carico isocrona e con statismo. Nella maggior parte dei casi, i sistemi di ripartizione del carico odierni sono isocroni, cioè con tensione e frequenza costanti. Tuttavia, vengono ancora prodotti controlli che utilizzano la ripartizione del carico con statismo, consentendo alla tensione e alla frequenza di variare con il carico. I controlli di ripartizione del carico con statismo erano diffusi in passato poiché consentivano di collegare in parallelo i gruppi elettrogeni tra loro senza necessità di comunicazione. Data la variazione della frequenza e della tensione con un sistema in parallelo con statismo, la qualità dell'alimentazione fornita al carico non è solitamente ottimale e potrebbe non essere adatta per alcune apparecchiature elettriche. La ripartizione del carico isocrona è la tecnologia adeguata da utilizzare.

Confronto tra messa in parallelo ad accesso casuale e messa in parallelo tramite eccitazione. La messa in parallelo ad accesso casuale si riferisce a un sistema in cui il primo generatore a velocità e tensione nominale effettua la chiusura verso il bus inattivo e successivamente tutti gli altri generatori si sincronizzano in modo attivo ed effettuano la chiusura verso il bus. Questo tipo di messa in parallelo rappresenta il metodo più affidabile e più utilizzato in applicazioni critiche. Una modalità meno costosa, definita messa in parallelo tramite eccitazione, viene impiegata in alcune applicazioni in parallelo. In un sistema di messa in parallelo tramite eccitazione, tutti i generatori si avviano con i rispettivi interruttori in parallelo chiusi e i circuiti di eccitazione disattivati. All'avvio dei generatori, questi vengono collegati al bus ma non producono tensione. Quando tutti i generatori raggiungono la velocità di disconnessione dell'avviatore, i circuiti di eccitazione vengono attivati e la tensione del bus aumenta, mentre i generatori impongono la sincronizzazione reciproca. Dato che i sistemi di messa in parallelo tramite eccitazione non funzionano finché tutti i generatori non raggiungono la velocità o non vengono bloccati, non sono impiegati in applicazioni critiche. Un altro svantaggio di un sistema di messa in parallelo tramite eccitazione è che se un gruppo elettrogeno si spegne non può ritornare attivo a meno che tutto il sistema non venga spento e riavviato. La messa in parallelo ad accesso casuale con sincronizzazione attiva deve sempre essere usata quando si collegano in parallelo gruppi elettrogeni per applicazioni critiche.

Tolleranza agli errori: modalità manuale. Una considerazione essenziale nella valutazione dell'affidabilità di un sistema è la sua capacità di operare in caso di guasto di determinati componenti. La possibilità di disporre di una sequenza predefinita di operazioni che un utente deve effettuare nello scenario peggiore per fornire manualmente l'alimentazione ai carichi è spesso un requisito per le applicazioni critiche. Un utente deve essere in grado di avviare manualmente i generatori, far partire la sincronizzazione e chiudere gli interruttori in parallelo. Un'operazione manuale non implica il mancato funzionamento del controllo dei generatori; significa che le funzioni sono avviate dagli utenti anziché dal sistema. Tutte le funzioni di protezione del sistema saranno attive. Il controllo non consentirà la chiusura di un interruttore in parallelo se il generatore e il bus in parallelo non sono reciprocamente in fase.

Considerazioni sull'installazione

L'installazione e la messa in servizio di gruppi elettrogeni in parallelo non sono processi semplici. Un produttore qualificato garantirà l'esperienza necessaria per l'impiego dei relè di protezione, la messa a terra del sistema e altri problemi legati al collegamento in parallelo che esulano dalle funzionalità del gruppo elettrogeno. Collaborare con un produttore che vanta un'esperienza significativa nelle procedure di messa in parallelo in un'ampia gamma di applicazioni e che si assumerà la responsabilità di una corretta installazione è fondamentale per il successo di qualsiasi progetto, anche quello più semplice. Un installatore esperto effettuerà una serie di considerazioni.

Coordinamento selettivo. Il National Electrical Code (NFPA 70) impone il coordinamento selettivo per i carichi di emergenza e quelli obbligatori per legge (articoli 700.27 e 701.27). Tutti gli interruttori a valle devono essere coordinati con i dispositivi di protezione da sovracorrente a monte, come gli interruttori in parallelo o un interruttore installato nel gruppo elettrogeno. Il coordinamento con un interruttore automatico scatolato (MCCB, Molded Case Circuit Breaker) installato nel gruppo elettrogeno e dotato di sgancio istantaneo sarà molto complesso e richiederà, nella maggior parte dei casi, la fornitura degli interruttori a valle da parte dello stesso produttore dell'MCCB installato nel gruppo elettrogeno. È decisamente più semplice effettuare il coordinamento con gli interruttori di alimentazione, molto spesso impiegati nei sezionatori in parallelo poiché di solito dotati di un'unità di sgancio programmabile concepita appositamente per il coordinamento. Quando il controllo del generatore include una protezione da sovracorrente integrale con omologazione UL, il coordinamento tra il gruppo elettrogeno e l'interruttore in parallelo risulta semplificato poiché la curva di intervento per sovracorrente è ottimizzata per consentire il massimo ritardo possibile continuando a garantire la protezione dell'alternatore.

Separazione dei circuiti. Il National Electrical Code (700.10(B)(5)) prevede che i carichi di emergenza siano separati da quelli obbligatori per legge e opzionali. La normativa NEC 700.10(B)(5)(d) consente l'impiego di "alimentatori singoli o multipli per supportare le apparecchiature di distribuzione tra la fonte di emergenza e il punto in cui i carichi di emergenza, quelli obbligatori per legge o quelli opzionali vengono separati". In questo contesto con "fonte di emergenza" si intende un singolo gruppo elettrogeno o il bus in caso di gruppi elettrogeni in parallelo. I circuiti di emergenza devono essere separati da quelli obbligatori per legge e i circuiti di riserva opzionali con interruttori separati devono essere installati in sezioni dei quadri elettrici o armadi separati. I carichi di emergenza devono essere commutati mediante un dispositivo di commutazione dedicato, separatamente dai circuiti obbligatori per legge e da quelli di riserva opzionali.

Nella normativa non risulta chiaro se i circuiti di riserva opzionali o quelli obbligatori per legge devono essere separati tra loro. Il testo della normativa non indica esplicitamente la necessità di separare i carichi obbligatori per legge dai carichi di riserva opzionali, ma tutti gli allegati del manuale NEC li mostrano separati. Alcune autorità competenti hanno imposto la separazione dei carichi obbligatori per legge da quelli di emergenza e di riserva.

Isolamento dei generatori dal bus in parallelo. Per garantire la massima affidabilità e sicurezza, devono essere presenti strumenti per scollegare singolarmente ciascun generatore dal bus in parallelo posizionato nel quadro elettrico. Senza questi strumenti di disconnessione, di solito un interruttore in ingresso, il guasto di un generatore può rendere inutilizzabili tutti gli altri, che dovranno essere bloccati per le attività di manutenzione in conformità ai requisiti di lockout/tagout previsti dal NFPA 70E (vedere figura 3). Senza questi strumenti di disconnessione, molti vantaggi derivanti dalla presenza di un generatore ridondante andranno persi.

Figura 3: Quadro di distribuzione senza interruttore in ingresso: Senza l'interruttore in ingresso, un guasto nell'alimentazione o le attività di manutenzione in un generatore renderanno inutilizzabile l'intero sistema. Fonte: Cummins Power Generation

Requisito di avvio in 10 secondi. Il National Electrical Code richiede che i carichi di emergenza vengano alimentati entro 10 secondi da un'interruzione dell'alimentazione. Dato che generalmente 10 secondi non sono sufficienti per avviare, sincronizzare e chiudere diversi gruppi elettrogeni, questo requisito implica che ciascun gruppo elettrogeno del sistema sia sufficientemente grande da supportare da solo tutti i carichi di emergenza. Ad esempio, un sistema composto da tre gruppi elettrogeni da 600 kW in parallelo non sarà in grado di rispettare il requisito previsto dal NEC se il carico di emergenza supera i 600 kW. Per soddisfare tale requisito, la sequenza di operazioni non deve richiedere alcuna interazione con un controller master. Tutte le funzioni di controllo devono essere eseguite in modo indipendente dal generatore e dai controlli dei dispositivi di commutazione , senza nessuna comunicazione richiesta diversa dal comando di avvio di un gruppo elettrogeno.

Fornitore di quadri elettrici di distribuzione. L'acquisto separato del generatore e dei controlli in parallelo rispetto al quadro elettrico complica un progetto. Il fornitore e il consulente tecnico devono avere un'idea chiara di ciò che rientra nella fornitura per ciascuna parte del sistema. La suddivisione della fornitura non si limiterà alle apparecchiature, ma comprenderà anche l'assegnazione delle responsabilità per il rispetto dei requisiti di legge quali coordinamento selettivo e separazione dei circuiti, test e avvio del sistema, manutenzione e assistenza continua. Potersi rivolgere a un solo soggetto responsabile della fornitura, installazione e manutenzione favorisce la promozione di un programma di manutenzione efficace.

Assistenza e supporto

Una delle prime domande che ci si deve porre quando si sceglie il fornitore di un sistema in parallelo è: come sarà supportato il sistema in futuro? Il corretto supporto di tutti i dispositivi del sistema richiede una serie diversificata di competenze. Lavorare con un fornitore che vanta un'esperienza comprovata nella progettazione, installazione e manutenzione di sistemi in parallelo completi è il modo migliore per assicurare un funzionamento affidabile nel corso della vita utile del sistema. Ecco alcune domande da porsi:

  • I tecnici dell'assistenza sono stati formati e certificati dal produttore per tutti i componenti del sistema in parallelo? La pretesa che il tecnico di un rivenditore di motori sia in grado di occuparsi dell'assistenza per un sistema in parallelo dovrebbe generare scetticismo.
  • I tecnici dell'assistenza sono stati certificati per la marca e il modello di motori utilizzati nell'applicazione? I fornitori che impiegano motori di altri produttori potrebbero richiedere a diverse società di fornire assistenza ai sistemi all'interno della stessa regione geografica.
  • La società di assistenza offre programmi di manutenzione completi per l'intero sistema?
  • La società di assistenza può vantare un'esperienza comprovata nel supporto di sistemi in parallelo in numerosi tipi di applicazioni diversi?
  • Qual è la disponibilità dei componenti di ricambio? I dispositivi di trasferimento energetico dovranno essere sostituiti spesso dopo i guasti. Sostituire un contattore proprietario anziché un interruttore automatico in parallelo può causare il mancato funzionamento di un sistema per un periodo di tempo prolungato. Sostituire un componente proprietario con un componente standard potrebbe non essere possibile se il nuovo dispositivo non è supportato per l'utilizzo con la protezione da sovracorrente disponibile.
  • Se un controllo deve essere sostituito, è richiesta una programmazione personalizzata per il componente sostitutivo e chi è autorizzato ad effettuare tale programmazione? Quali sono le tempistiche per la sostituzione del controllo?

Scalabilità

I sistemi in parallelo vengono spesso ampliati dopo la loro messa in servizio per rispondere a un incremento del fabbisogno energetico. La possibilità di aggiungere un gruppo elettrogeno e il sezionatore annesso in un secondo momento dovrebbe essere sempre tenuta in considerazione. Il sistema deve essere caratterizzato da una flessibilità che consenta la futura aggiunta di gruppi elettrogeni di un produttore diverso. Essere vincolati a un produttore specifico limita la flessibilità per le future espansioni. Altre domande da porsi in relazione all'espansione:

  • I generatori sono correttamente isolati in modo da poterne aggiungere di nuovi senza interrompere il funzionamento della struttura?
  • Che cosa implica la modifica del controllo per l'espansione? Se per l'espansione vengono impiegati generatori di un produttore diverso, quali caratteristiche saranno richieste per un corretto collegamento in parallelo?
  • Il produttore ha un'esperienza concreta nell'esecuzione di espansioni, comprese quelle che prevedono generatori di altri produttori?
  • Come può essere modificato il sistema per supportare il collegamento in parallelo della rete se ciò risultasse necessario in futuro?

Conclusioni

La decisione di fornire alimentazione di riserva tramite un singolo gruppo elettrogeno o più gruppi elettrogeni ridondanti in parallelo sarà basata su affidabilità e costi. La domanda fondamentale è se le caratteristiche di ridondanza, abbinate alla maggior complessità di un sistema in parallelo, ne aumentano sufficientemente l'affidabilità da poter giustificare i costi aggiuntivi. Nei casi in cui si opta per gruppi elettrogeni in parallelo, è necessario valutare i seguenti aspetti per ottimizzare l'affidabilità del sistema:

  • Il sistema di controllo deve essere concepito con funzioni critiche distribuite nei controlli di ciascun generatore per ridurre al minimo i singoli punti di gusto.
  • I controlli devono disporre di opzioni di tolleranza ai guasti, come l'alleggerimento del carico e le modalità di funzionamento manuale.
  • L'installazione deve rispettare i requisiti normativi in termini di coordinamento, separazione dei circuiti e avvio in 10 secondi per i carichi di emergenza, oltre a consentire l'adeguato isolamento dei gruppi elettrogeni.
  • Il sistema deve essere supportato da un'organizzazione con una comprovata esperienza nell'assistenza di sistemi in parallelo completi.

Rich Scroggins è un tecnico specializzato presso Cummins Power Generation. Scroggins lavora per Cummins da 20 anni, ha rivestito vari ruoli nelle aree della progettazione e della gestione dei prodotti ed è coinvolto nell'attività relativa agli standard IEEE 1547 e NEMA SC 16. Ha ottenuto una laurea in ingegneria elettrica presso l'Università del Minnesota e un MBA presso la University of St. Thomas.

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