Prot ezione trasformator i per cabine MT/BT
Dossier tecnico n° 2/
MT-BTdossier tecnico n. 2/MT--BT
Schneider Electric SpA 20041 AGRATE (MI) (italia) Tel. (039) 6558111 Tfax (039) 6056900 www.schneiderelectric.it MKT Division
Edizione LUGLIO ’05
1. Introduzione 5 1.1 Trasformatori MT/BT e filosofie di protezione 5 1.2 Tecnologia dei trasformatori
ed usi 6
2. Sollecitazioni in esercizio e modalità di guasto 9 2.1 Mettere in tensione e fuori
tensione 9
2.2 Sovratensioni esterne 9
2.3 Sovraccarichi 11
2.4 Cortocircuiti sulla rete BT 12 2.5 Evoluzione di un guasto
interno 12
2.6 Guasti correlati al tipo di
tecnologia 15
3. Protezione dalle
sovratensioni 17
3.1 Generalità 17
3.2 Scaricatori e protezione
spinterometrica 17
4. Protezione contro i
sovraccarichi 19
4.1 Protezione tramite misura
della corrente 19
4.2 Protezione tramite misura
della temperatura 20
5. Protezione con fusibile MT e combinato interruttore di manovra sezionatore (IMS) --
fusibile 21
5.1 Caratteristiche dei fusibili MT 215.2 Limiti dei fusibili 22 5.3 Utilizzo di un combinato interruttore---fusibile 24 6. Protezione interruttori MT, dispositivi di intervento
associati 25
6.1 Criteri di scelta delle curve di
intervento 25
6.2 Vantaggi della protezione di
terra 27
6.3 Dispositivi di protezione
indipendente 27
6.4 Dispositivi di protezione con alimentazione ausiliaria 28
7. Conclusioni 31
Appendice 1 33
Appendice 2 35
Bibliografia 37
D o ssier Te cnico n. 2/MT-BT
Protezione trasformatori per cabine MT/BT
I ”Quaderni tecnici” sono una raccolta di documenti pensati per ingegneri e tecnici dell’industria, alla ricerca di informazioni più approfondite a completamento di quelle fornite nelle guide, nei cataloghi e nelle istruzioni tecniche dei prodotti.
I ”Quaderni Tecnici” costituiscono uno strumento pratico di formazione.
Essi contengono dati che permettono di progettare e attivare apparecchiature elettriche, elettronica industriale e trasmissione e distribuzione elettrica e di comprendere i fenomeni che si riscontrano negli impianti, nei sistemi e nelle
apparecchiature.
Ciascun ”Dossier Tecnico” fornisce uno studio approfondito di un argomento nell’ambito delle reti elettriche, delle protezioni e dei sistemi di monitoraggio, controllo e automazione industriale.
Le ultime pubblicazioni possono essere scaricate da Internet nel sito Schneider http://www.schneider---electric.com sezione: mastering electricity
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obbligatorio l’utilizzo della dicitura: ”Estratto dal ”Dossier Tecnico” Schneider n˚
(specificare)”.
Premessa
note sull’autore
Didier FULCHIRON
Laureato in Ingegneria alla ”Scuola Superiore dell’Elettricità” nel 1980, è entrato in Merlin Gerin nel dipartimento tecnico nel 1981 ai laboratori di prova di alta potenza.
Attualmente alla Divisione Media Tensione, usa la propria nelle applicazioni di distribuzione pubblica per lavorare su valutazioni, specifiche e norme.
glossario Corrente di scambio: valore della corrente che corrisponde all’intersezione delle caratteristiche tempo---corrente di due dispositivi di protezione contro le sovracorrenti. (IFN 441---17---16).
Corrente di trasferimento: valore della corrente simmetrica trifase alla quale i fusibili e l’interruttore di manovra si
scambiano la funzione di interruzione (in un combinato interruttore---fusibile) (CEI 17---46 ).
GRPT: dispositivo utilizzabile in trasformatori a immersione ermeticamente sigillati con riempimento integrale che combini caratteristiche di monitoraggio sviluppo di gas, pressione e
temperatura.
Onda tronca: parte di un’onda di sovratensione, di solito generata da una fulminazione, che continua a propagarsi dopo la scarica in aria (spinterometro o cedimento dell’isolatore). L’elevato gradiente della forma d’onda generata dalla scarica è molto pericolosa per alcune
apparecchiature.
Contemporaneità: molteplicità di utenti che utilizzano la rete in modo omogeneo (in termini di potenza prelevata e/o tempo di collegamento alla rete). In mancanza di contemporaneità, la rete può avere una potenza massima nominale molto minore della somma delle potenze massime nominali dei singoli utilizzatori.
1.1 Trasformatori MT/BT
e filosofie di protezione Perché esistono i trasformatori?
I trasformatori vengono inseriti nelle reti di distribuzione per i seguenti motivi:
H minimizzare le perdite di energia causate dall’effetto Joule; ad esempio, aumentare la tensione di un fattore pari a 10 riduce queste perdite di un fattore pari a 100 (Perdite = R (Passorbita/ U)2), H minimizzare le cadute di tensione (∆U ” R I cosφ + X I sinφ), sia resistiva (R) che reattiva (X) ad una data potenza trasmessa (U I cosφ) ,
H assicurare la separazione galvanica tra reti con stessa tensione (limiti di proprietà, cambiamenti del regime del neutro, ecc.).
Sebbene sia raro il caso in cui si interrompa volontariamente la distribuzione dell’energia, tuttavia ci sono normali condizioni operative che richiedono la ”manovra” dei
trasformatori, come, per esempio:
H riconfigurazione della rete,
H necessità di manutenzione e sicurezza, H far fronte a picchi di consumo, H avviare o arrestare un processo.
Queste operazioni possono essere eseguite sul trasformatore sia sotto carico che a vuoto con influenza notevole sulle condizioni di servizio e sui conseguenti fenomeni elettrici transitori.
I trasformatori di distribuzione sono componenti passivi molto affidabili, con un’aspettativa di vita di decine di anni. Un ente elettrico pubblico norvegese ha diffuso un tasso di guasto dello 0,09 % (9 per 10000), che includeva tutti i tipi di cause di guasto, per un parco di 5000 trasformatori monitorato per quattro anni. Per reti in cavo, il tasso di guasto osservato resta comunque sotto lo 0,2 %; può aumentare allo 0,5 % in alcune reti aeree.
L’obsolescenza dei trasformatori --- l’evoluzione della potenza e dei livelli di tensione --- è la causa che spesso porta alla loro sostituzione. I guasti durante il servizio sono molto rari, ma la necessità di garantire la sicurezza per i beni e per le persone, così come la continuità del servizio, impone tuttavia l’utilizzo di dispositivi di protezione.
Sollecitazioni sui trasformatori
I trasformatori sono sottoposti a molte sollecitazioni elettriche esterne, provenienti sia da monte che da valle.
Le conseguenze di ogni guasto possono essere pesanti, sia in termini di danno, che di mancato funzionamento. I trasformatori devono perciò essere protetti, da una parte, da attacchi di origine esterna e, dall’altra, isolati dalla rete in caso di guasto interno.
L’espressione ”Protezione Trasformatore” è spesso associata all’azione di scollegare dalla rete, anche se il trasformatore è già guasto. La protezione è l’insieme di misure preventive (sovratensioni, guasti a valle, sovraccarichi, temperatura) e misure correttive per isolare il trasformatore guasto.
Filosofie di protezione
Fanno parte della responsabilità del progettista della rete elettrica la definizione delle misure da applicare a ciascun trasformatore, in funzione di criteri come la continuità e la qualità del servizio, il costo dell’investimento, il funzionamento e la sicurezza dei beni e delle persone, come pure il livello di rischio accettabile.
Le soluzioni scelte sono sempre un compromesso tra i vari criteri ed è importante che punti forti e punti deboli della scelta fatta siano chiaramente identificati. Per esempio, uno stesso esercente può scegliere soluzioni molto diverse per sezioni di reti urbane e rurali dal momento che i criteri di potenza unitaria, di costo e di conseguenze di incidenti non sono gli stessi.
L’alto livello di affidabilità dei trasformatori è un fattore decisivo nella scelta operata dalle aziende di distribuzione, se confrontato con il costo unitario dei dispositivi di protezione ad essi associati. Ciò significa, ad esempio, che invece di cercare di proteggere il trasformatore, per salvare l’apparecchiatura, si cerchi di limitare le conseguenze di un guasto.
Questa situazione è illustrata da alcune scelte comunemente incontrate, benché non sistematiche, come:
H ”protezione” mirata a impedire il rischio di esplosione e proteggere la rete MT” per trasformatori collegati alla rete di
distribuzione pubblica;
H monitoraggio della temperatura nei trasformatori del settore industriale o terziario dove si può realizzare il distacco carichi
H monitoraggio dei sovraccarichi per i trasformatori della distribuzione pubblica; la non contemporaneità di più clienti rende poco probabile un sovraccarico e, in più, il distacco del carico è possibile solo in caso di incidente. Se il trasformatore alimenta un gruppo omogeneo di clienti, cresce la necessità della protezione dai sovraccarichi, dal momento che c’è contemporaneità.
Poiché tutte queste diverse scelte sono sempre il risultato di compromessi tecnico---economici e di considerazioni politiche, è impossibile offrire una soluzione che sia soddisfacente in ogni situazione.
Perciò, dopo aver analizzato brevemente i trasformatori e le loro caratteristiche, esamineremo le sollecitazioni cui i trasformatori sono sottoposti e i vari mezzi di protezione. La soluzione scelta resta, caso per caso, una responsabilità del progettista della rete elettrica.
1 Introduzione
1.2 Tecnologia dei trasformatori ed usi
Il tipo di tecnologia dei trasformatori a dielettrico liquido o a secco influisce su alcune caratteristiche, su alcune protezioni da attivare e sui possibili luoghi
d’installazione. E’ necessario conoscere le caratteristiche elettriche e termiche dei trasformatori per capire il loro
comportamento e la loro resistenza alle sollecitazioni durante il servizio o in caso di guasto.
Tecnologie
H I trasformatori a dielettrico liquido sono generalmente sigillati ermeticamente con riempimento integrale. Questi trasformatori sono adatti in particolare per:
--- cabine non presidiate (zero manutenzione),
--- condizioni ambientali gravose, se il serbatoio è adeguatamente protetto (parti attive protette)
--- applicazioni per carichi ciclici (buona inerzia termica).
D’altra parte, il liquido dielettrico presenta dei rischi insiti:
--- inquinamento delle falde acquifere (in caso di perdite del dielettrico), da cui viene l’obbligo, in alcuni casi, di fornire un contenitore per la raccolta di eventuali fuoriuscite del liquido isolante.
--- fuoco (vedi fig. 1), che è il motivo per cui sono proibiti in alcuni edifici.
Questi rischi sono presi in considerazione nei vari regolamenti e norme che riguardano le condizioni di installazione e limiti di utilizzo.
H I trasformatori ”a secco” sono più indicati per:
--- installazione in ambiente controllato:
polvere, umidità, temperatura, ecc. e devono essere periodicamente puliti e spolverati,
--- edifici, in particolare quelli di grande altezza, dal momento che questi trasformatori hanno una buona resistenza alle fiamme (esempio classe F1 in conformità CEI 14---8 ”IEC60726”) e soddisfano i criteri di non tossicità dei fumi.
Caratteristiche
I valori nominali sono definiti dalla norma IEC 76 (trasformatori). Alcune caratteristiche elettriche sono richieste per sapere come il trasformatore resiste alle sollecitazioni durante il servizio e in caso di guasto;
queste caratteristiche sono anche fattori decisivi nella scelta e nella regolazione dei dispositivi di protezione:
H Tensione primaria nominale (Ur ) L’applicazione della norma IEC 71
(coordinamento dell’isolamento) consente di scegliere il livello di isolamento e la tenuta all’impulso atmosferico (vedi fig. 2 ).
H Tensione di cortocircuito (Ucc) Essa consente il calcolo della corrente assorbita dal primario in caso di cortocircuito tra i morsetti del secondario,
Ic = 100 Ir Ucc %
se si trascura l’impedenza a monte.
Questa fornisce anche l’impedenza del trasformatore, necessaria per calcolare la corrente di cortocircuito che si verifica nel sistema di distribuzione di B.T.
Z = Vcc % Vr 100 Ir
Le tensioni di cortocircuito sono standardizzate e sono in funzione della potenza del trasformatore: da 4 a 6% per trasformatori MT/BT (vedi fig. 3 ).
H Correnti di inserzione In particolari condizioni sfavorevoli (trasformatore a vuoto, elevato flusso residuo e inserzione allo zero di tensione con un flusso iniziale della stessa polarità del flusso residuo), il nucleo magnetico viene saturato, con l’avvolgimento che arriva a tre volte il proprio flusso nominale.
A causa di questa saturazione, l’induttanza apparente della bobina cala
significativamente e si avvicina al comportamento di una bobina in aria (aumento del flusso disperso).
La corrente risultante nell’avvolgimento può perciò raggiungere valori di picco molto alti, fino ad una decina di volte la corrente nominale massima, con una forma d’onda della corrente estremamente distorta a causa dei fenomeni di saturazione (vedi fig. 4 ).
Questo fenomeno di inserzione si attenuano con una costante di tempo che dipende dal trasformatore, legata alle sue caratteristiche magnetiche e al flusso di dispersione. La costante di tempo è dell’ordine di qualche centinaio di millisecondi per i trasformatori di distribuzione (più avanti, in questo documento, viene fornita una tabella di valori numerici).
La conoscenza delle correnti di inserzione è necessario per determinare la scelta e/o le regolazioni dei dispositivi di protezione contro il cortocircuito posti sul primario del trasformatore.
H Inerzia termica del trasformatore Questa varia a seconda del tipo di trasformatore (a secco o in olio) e della potenza. La conoscenza è utile per determinare quale protezione usare contro il sovraccarico.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.1 Mettere in tensione e fuori tensione
Le ”manovre” dei trasformatori di distribuzione si limitano alla messa in tensione e fuori tensione. Nella distribuzione pubblica, queste operazioni sono
eccezionali e non corrispondono realmente a un normale modo d’uso. Tuttavia, i trasformatori sono messi in tensione e fuori tensione durante il funzionamento degli interruttori della rete a monte, compresi i cicli di richiusura. La richiusura rapida può causare la messa in tensione con un forte flusso residuo, che, per contro, genera correnti di inserzione particolarmente alte.
Negli impianti di tipo industriale o terziario, le stesse manovre possono essere effettuate sistematicamente, per esempio per l’avviamento/ arresto del processo oppure l’apertura/chiusura di impianti, ecc.
Quando il carico collegato al trasformatore è controllato, la messa in tensione può essere realizzata a carico o a vuoto.
Dal momento che lo smorzamento delle correnti di inserzione è legata alle
caratteristiche magnetiche del trasformatore (principalmente le sue perdite di isteresi), la presenza di un carico ha poca influenza sul comportamento.
La messa in tensione avviene generalmente con i carichi collegati. Se anche questi presentano fenomeni transitori, si deve considerare il comportamento globale. Per esempio, nel caso delle unità trasformatore motore, la corrente transitoria del
trasformatore si sovrappone alla corrente di avviamento del motore, ma le durate sono significativamente diverse e l’impedenza del trasformatore è dimensionata per limitare la richiesta di corrente durante la fase di avviamento. Questi casi ben definiti devono essere oggetto di studio speciale. Essi non corrispondono ad applicazioni del tipo
”distribuzione”.
Le correnti di inserzione richiedono dispositivi di monitoraggio (relè, TA associati, fusibili, ecc.) che integrino il concetto di ritardo per non generare azioni intempestive. Questo aspetto viene ulteriormente trattato nel paragrafo corrispondente.
2.2 Sovratensioni esterne Origine e gravità
I trasformatori di distribuzione sono soggetti a sovratensioni transitorie provenienti dalla rete a cui sono collegati. Queste
sovratensioni sono il risultato sia di fulminazioni dirette o indotte sulle reti MT o BT (vedi ”Dossier Tecnico” n˚ 168:
fulminazioni e installazioni elettriche MT), che di trasmissione a livello di MT di sovratensioni di manovra generate dalla rete a monte.
Durante la messa fuori tensione da parte dell’apparecchiatura situata
immediatamente a monte, le sovratensioni che possono essere generate dall’insieme trasformatore --- apparecchio di manovra --- circuito di alimentazione, porta una sollecitazione dielettrica nel trasformatore.
Questa sollecitazione causa il prematuro invecchiamento, oppure addirittura un cedimento dell’isolamento tra le spire o verso la terra. Le condizioni più critiche si ottengono durante la messa fuori tensione di trasformatori a vuoto, con dispositivi di manovra capaci di interrompere correnti ad alta frequenza, come gli interruttori in vuoto.
L’utilizzo di tali apparecchi come mezzo di manovra deve essere perciò valutato con cautela. I criteri che determinano la gravità della sovratensione per i trasformatori sono, naturalmente, il valore di picco, così come la velocità di variazione della tensione (fronte di salita, oppure fronte di discesa in caso di prossimità ad una ”onda tronca ”) che porta ad una distribuzione irregolare delle sollecitazioni negli avvolgimenti e perciò provoca un superamento dei limiti di tenuta tra le spire, anche se il valore di picco tra i terminali degli avvolgimenti primari non supera valori limite (vedi fig. 5 )
2 Sollecitazioni in esercizio e modalità di guasto
Rischi di esposizione
I rischi di esposizione a sovratensioni per un dato trasformatore sono legati al sito di installazione e dipendono da criteri tipo:
H MT fornita da una rete aerea o sotterranea,
H l’eventuale presenza, dimensionamento e condizioni di installazione di dispositivi di limitazione delle sovratensioni (scaricatori o protezioni spinterometriche),
H la lunghezza e il tipo di connessioni tra la rete e il trasformatore,
H il tipo di apparecchiatura e le condizioni di manovra,
H la qualità delle connessioni di terra ed eventuale collegamento con la messa a terra della cabina,
H rete BT aerea o sotterranea, H messa a terra delle rete BT e suo eventuale collegamento con la messa a terra della cabina.
Le definizioni normative che si riferiscono al concetto di livello di isolamento non coprono completamente le sollecitazioni cui i trasformatori possono essere sottoposti, dal momento che alcuni fenomeni della rete sono poco considerati, come per esempio le tensioni transitorie a fronte ripido.
In più, è cosa saggia per il progettista evitare di precisare delle caratteristiche che richiedano una costruzione specifica per il cliente. Limitiamoci perciò ad una scelta tra i livelli di isolamento standard (vedi fig. 2 ).
Guasti dell’isolamento
H Guasti interni dovuti a sovratensioni possono essere osservati nelle seguenti forme:
--- guasti dell’isolamento tra le spire nello stesso avvolgimento (il caso più frequente),
--- guasto dell’isolamento tra avvolgimenti, --- guasti dell’isolamento tra l’avvolgimento sollecitato e una parte conduttrice contigua (nucleo o serbatoio)
Il comportamento associato a queste due categorie di guasto è descritto in dettaglio nelle pagine seguenti.
H L’isolamento esterno dei trasformatori a immersione è largamente
sovradimensionato e raramente si osservano casi di guasto all’isolamento in questi trasformatori, fatta eccezione per alcuni casi di trasformatori su linea aerea in luoghi particolarmente inquinati.
Come accennato in precedenza, i trasformatori a secco possono essere soggetti a guasti esterni del dielettrico in luoghi dove si riscontra un inquinamento delle superfici isolanti.
2.3 Sovraccarichi Generalità
L’incremento di temperatura accettabile nelle varie parti del trasformatore, tenendo conto dei valori di soglia stabiliti nelle norme (basate su un’aspettativa di vita correlata all’invecchiamento del materiale isolante) è definito per un servizio continuo. Un valore di corrente più alto di quello nominale corrisponde al servizio in condizioni di sovraccarico. Il perdurare di una situazione di sovraccarico porta al superamento dei limiti di sovratemperatura previsti in determinati punti del trasformatore (a seconda di come questo è costruito) e, in caso di temperatura ambiente superiore a quella massima di riferimento, al
superamento delle sovratemperature accettabili.
La distinzione tra riscaldamento e sovratemperatura è importante perché consente l’analisi differenziata delle criticità di alcune condizioni di sovraccarico. Per esempio un sovraccarico dovuto a riscaldamento elettrico durante l’inverno in un clima freddo non ha le stesse conseguenze di un sovraccarico dello stesso livello dovuto a condizionatori d’aria in un clima caldo in periodo estivo.
Tuttavia, in condizioni di servizio anomale o eccezionali, è accettabile superare le soglie, eventualmente a scapito dell’aspettativa di vita. Questo è preferibile a un’interruzione del servizio dovuto a un momentaneo picco di energia.
I criteri di sovraccarico accettabili, così come la temperatura ambiente e il funzionamento con cicli di carico, ecc., sono presentati nel ”Dossier Tecnico”
relativo ai trasformatori di distribuzione.
I sovraccarichi sono spesso transitori e non hanno effetto sull’equilibrio termico; l’inerzia termica dei trasformatori, essenziale per i trasformatori ”in olio”, consente di sopportare questi alti valori in ragione di una proporzionalità inversa rispetto al tempo (vedi fig. 6 ).
Le correnti di sovraccarico accettabili variano a seconda che noi siamo interessati oppure no ad un servizio stabile; il semplice monitoraggio di una soglia di corrente in ciascuna fase può essere inutilmente penalizzante.
Distribuzione pubblica
Nella distribuzione pubblica, i sovraccarichi non portano generalmente a un distacco del trasformatore, essendo stata data una priorità nel breve periodo alla continuità di servizio.
Inoltre, i circuiti BT sono sempre sovradimensionati e un sovraccarico del trasformatore non corrisponde mai ad un sovraccarico dei conduttori di BT. Se le situazioni di sovraccarico si ripetono con una frequenza eccessiva, l’ente distributore è portato a sostituire il trasformatore con un modello più potente. Alcuni enti distributori utilizzano la misurazione del massimo valore medio della corrente, per monitorare l’evoluzione dei picchi di potenza assorbiti da ciascun trasformatore.
Distribuzione industriale
In un’installazione industriale, una situazione di sovraccarico può essere di breve durata, legata per esempio alla fase di avviamento di una macchina, oppure può essere di lunga durata a causa della contemporaneità di più carichi. In queste installazioni, il quadro generale di BT, che si trova immediatamente a valle del trasformatore è equipaggiato con interruttori per la protezione da situazioni di sovraccarico prolungato.
La gestione perciò è fatta sul lato BT, sia con procedure di distacco del carico per installazioni complesse, sia con un intervento generale, se a valle, prima di questo intervento, non se n’è verificato nessun altro.
Distribuzione del settore terziario
Nelle installazioni del settore ”grande terziario”, come uffici, centri commerciali, ecc. il criterio della continuità di servizio è importante. Non ci sono configurazioni di carico periodico che presentino regimi di avviamento o comportamenti simili. Il distacco del carico è essenziale nel caso di sovraccarico del trasformatore e può essere eseguito a scapito di applicazioni non prioritarie, come, per esempio, sistema di riscaldamento o di condizionamento.
La funzione di ”distacco del carico” è sempre più integrata nel sistema
”GESTIONE TECNICA degli EDIFICI”.
2.4 Cortocircuiti sulla rete BT
In caso di guasto a valle del trasformatore, l’impedenza dei circuiti BT diventa rapidamente un fattore dominante nei calcoli della corrente di cortocircuito (vedi
”Quaderni Tecnico” n˚158: Calcolo delle correnti di cortocircuito), e gli unici guasti che rappresentano una sollecitazione significativa per il trasformatore sono quelli che si verificano nelle sue immediate vicinanze. Questi guasti sono gestiti sia dalle protezioni BT interessate (fusibili o interruttori), sia dalla protezione MT a monte del trasformatore, nel caso di un guasto a monte delle protezioni BT.
Si ricorda che un trasformatore con tensione di cortocircuito del 5% ha una corrente di corto di 20 In, con una sorgente di potenza infinita e un corto---circuito in bassa tensione d’impedenza trascurabile.
L’ipotesi di una sorgente di potenza infinita è spesso realistica nella distribuzione pubblica, dove la potenza unitaria dei trasformatori di distribuzione è molto inferiore alla potenza di cortocircuito della rete MT.
Questo invece non accade nei settori industriale e grande terziario e trascurare l’impedenza della sorgente impone scelte inutilmente penalizzanti nella fase di progettazione delle parti di rete BT e dei relativi dispositivi di protezione. Per i trasformatori, un guasto BT vicino ai terminali si trasforma in sollecitazioni termiche, a seconda dei valori e della durata del guasto, e in sollecitazioni meccaniche, a causa dell’effetto elettrodinamico, specialmente nelle fasi iniziali del guasto. Generalmente i trasformatori sono progettati per riuscire a resistere a cortocircuiti tra i loro terminali (sorgente infinita e cortocircuito franco), che corrisponde a una situazione più grave che qualsiasi situazione prevedibile durante il funzionamento. Tuttavia, guasti ripetuti possono avere effetti cumulativi (come, per esempio, spostamenti delle bobine ), e contribuire al prematuro invecchiamento. In qualsiasi caso, la durata del guasto deve essere limitata da un dispositivo di protezione, altrimenti rischia di portare alla distruzione per effetti termici.
2.5 Evoluzione di un
guasto interno Guasti tra le spire
I guasti tra le spire dell’avvolgimento primario sono i guasti più frequenti e i più difficili da rilevare. Essi sono il risultato di un deterioramento localizzato dell’isolamento del conduttore, dovuto a sollecitazioni dielettriche o termiche. L’effetto iniziale è limitato a un leggero aumento della corrente
del primario, dovuto alla variazione del rapporto del trasformatore legata al cortocircuito di una spira sull’avvolgimento coinvolto.
Questa spira guasta si comporta come un avvolgimento secondario e diventa sede di una corrente limitata esclusivamente dalla sua stessa impedenza e resistenza nel punto di guasto (vedi fig. 7 ).
A seconda della corrente che passa attraverso questa spira, l’evoluzione del guasto sarà più o meno rapida.
Nel caso di alte correnti, il locale rialzo della temperatura porterà al deterioramento delle spire vicine e il guasto si propagherà velocemente. L’ordine di grandezza corrisponderà approssimativamente a cento volte la corrente nominale oppure circa 1 kA per l’avvolgimento primario di un
trasformatore di 400 kVA sotto i 20 kV (CIRED 1991/1.14). In ogni caso, la presenza di un arco locale porterà ad un rilascio di gas, sia che si tratti di trasformatore in olio o a secco. Questa emissione può provocare un aumento di pressione, fino alla rottura di parti della struttura (serbatoio o isolamento solido).
Se il guasto causa una bassa corrente del primario, i fenomeni possono essere lenti e difficili da rilevare mediante il monitoraggio della corrente di alimentazione. I test di laboratorio su trasformatori in olio hanno mostrato correnti tra 1 e 6 volte la corrente nominale, accompagnate da grandi emissioni di gas, per guasti che coinvolgono fino al 8 % delle spire del primario (CIRED 1991/1.14).
Questo è il motivo per cui il monitoraggio di emissioni gassose o della pressione può essere usato in modo complementare ai dispositivi di protezione basati sulla misura della corrente.
Guasti tra gli avvolgimenti
H Avvolgimenti MT
I guasti tra gli avvolgimenti MT sono rari ma possono causare alte correnti di guasto, fino al valore di cortocircuito della rete nel caso di un guasto sui terminali con danni significativi.
Alcuni guasti che avvengono in punti particolari, come tra gli avvolgimenti in prossimità della connessione del neutro in un collegamento a stella, sono simili a un guasto tra le spire, dal momento che i punti che vengono a contatto non hanno grande differenza di tensione.
H Avvolgimenti BT
Il guasto solo eccezionalmente si verifica tra gli avvolgimenti BT, poiché sono posizionati vicinissimi al nucleo magnetico e sono circondati dagli avvolgimenti MT. Nel caso di avvolgimenti BT multipli sulla stessa colonna del nucleo magnetico (per esempio collegamento a zig---zag), esiste la
possibilità di guasto. In qualsiasi caso, la corrente di guasto rimane minore della corrente di corto tra i terminali del secondario, ma l’evoluzione può essere veloce per la presenza di un arco di intensità significativa.
H MT/BT
Un guasto tra gli avvolgimenti può portare anche ad un contatto tra il primario e il secondario, con il verificarsi di un potenziale pericoloso sulla rete BT (vedi ”Dossier Tecnico” n˚ 172: sistemi di messa a terra nella BT). Il rischio verso apparecchiature e persone dipende dal sistema del neutro nelle due reti (vedi fig. 8). In alcune applicazioni, per aumentare la sicurezza dell’avvolgimento a bassissima tensione, l’utilizzo di uno schermo collegato a terra, posizionato tra gli avvolgimenti primario e secondario, consente l’eliminazione di questa ipotesi di guasto favorendo i guasti fase---terra. In questo caso, le connessioni a terra della struttura del trasformatore e del neutro BT sono diverse, impedendo così l’aumento del potenziale della rete BT relativo alla terra.
Guasti verso terra e influenza del sistema di messa a terra del neutro
I guasti tra gli avvolgimenti MT e la terra sono causati molto spesso da un cedimento dell’isolamento a seguito di una sovratensione.
Tuttavia essi possono anche risultare da guasti di tipo meccanico oppure, come visto prima, dall’evoluzione di un guasto elettrico. Le caratteristiche di un guasto a terra, così come la capacità di rilevarlo, dipendono dal sistema di messa a terra della rete di alimentazione e dalla posizione del guasto nel trasformatore
(vedi fig. 9 ).
H Nel caso di neutro MT non distribuito, collegato a terra da un’impedenza, il guasto provocherà la comparsa di una corrente verso terra, che varia in funzione
dell’impedenza del neutro e della posizione del guasto nell’avvolgimento.
In caso di una bassissima corrente di guasto, c’è il rischio di un lento incremento della pressione interna al trasformatore simile a quello dei guasti tra le spire. Un rilevamento preciso a della corrente verso terra potrebbe essere un efficace mezzo di protezione; tuttavia, tale protezione non sempre è tecnicamente e/o
economicamente fattibile.
H Nel caso di una rete con neutro accordato (messa a terra con bobina di Petersen), un guasto nell’isolamento di un trasformatore in olio presenterà un carattere di auto---estinguenza periodico.
H Il basso valore della corrente di guasto permette la sua spontanea estinzione nell’olio e il progressivo riapparire della tensione, caratteristica di una rete con neutro compensato, che porterà ad un altro guasto diverse centinaia di millisecondi più tardi. La frequenza dei fenomeni aumenterà se c’è un progressivo deterioramento causato da guasti successivi, che porterà ad un abbassamento della tenuta dielettrica.
H Nel caso di una rete con neutro collegato direttamente a terra e distribuito (rete a 4 conduttori, di tipo
nord---americano), la presenza della corrente del neutro è normale, a causa dell’esistenza di carichi monofase, e la comparsa di un guasto aumenterà questa corrente (in funzione dell’impedenza della sezione di avvolgimento non
cortocircuitato). La situazione è perciò analoga al cortocircuito
dell’autotrasformatore.
La corrente di guasto sarà sempre significativa e richiederà una risposta veloce, altrimenti si rischia un’esplosione. Al contrario, si rischia che non venga visto dai dispositivi di protezione della rete che sono regolati per consentire una grande corrente del neutro (fino al 40 % della corrente nominale della linea). E’ quindi la protezione del trasformatore che deve essere in grado di intervenire.
Una percentuale significativa di guasti riguarda la struttura del trasformatore, perciò è utile la protezione di terra contro i guasti di terra. Poiché la corrente di terra in condizioni normali è uguale a zero (eccetto che nelle reti con sistema del neutro a terra e distribuito), tale protezione può essere regolata su una soglia bassa, per esempio 10 % della corrente nominale con un ritardo di 100 ms, in casi con trasformatori di corrente, e con pochi ampères, dove si utilizzano sensori di corrente residua (differenziale).
2.6 Guasti correlati al tipo di tecnologia
I guasti interni del trasformatore avvengono innanzitutto in conseguenza di sollecitazioni esterne (sovratensioni, sovracorrenti). In precedenza, abbiamo visto le diverse modalità di guasto e il modo in cui la situazione può evolvere. Tuttavia, si possono prevedere altre modalità di guasto a seconda del tipo di tecnologia del trasformatore.
H Trasformatori in olio
--- Una sua fuoriuscita non rilevata può sfociare, col tempo, in un guasto elettrico per la perdita di isolamento nella parte alta delle bobine.
Una fuoriuscita di questo tipo può essere provocata, per esempio, dalla corrosione del serbatoio oppure da un impatto meccanico sullo stesso .
--- L’inquinamento dell’olio, per la presenza di particelle provenienti dal serbatoio stesso, dal nucleo o dall’isolamento, oppure per infiltrazione d’acqua, può causare anche la situazione di guasto dielettrico.
Questo inquinamento di solito non è monitorato nei trasformatori di distribuzione.
H Trasformatori con isolamento solido --- Anomale sollecitazioni meccaniche (impatti, sforzi per stringere le connessioni, ecc.) possono fessurare l’isolamento, causando archi tra le spire o verso le masse a terra vicine.
--- Le fessurazioni dell’isolamento possono anche essere conseguenza di un invecchiamento termico anomalo, correlato ad un errato utilizzo del trasformatore.
--- Imperfezioni nella colata dell’isolamento solido possono creare fenomeni di scariche parziali, se nell’isolamento sono presenti bolle in aree con alto campo elettrico.
Questo fenomeno causa un guasto interno del materiale isolante e può portare ad un danno maggiore.
--- La presenza di inquinanti esterni (polvere) su questo tipo di trasformatori interferisce con la distribuzione delle sollecitazioni dielettriche di superficie e può causare guasti dell’isolamento.
--- La presenza di messe a terra metalliche ad una distanza inferiore a quella
raccomandata dal costruttore può causare, localmente, una sollecitazione eccessiva dell’isolamento.
La fig. 10 rappresenta un riassunto delle sollecitazioni operative e le relative conseguenze.
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3.1 Generalità Un trasformatore alimentato in antenna, oppure uno posizionato nel punto di apertura di un anello, rappresenta, in caso di alta frequenza, un’impedenza molto elevata, comparabile all’impedenza d’onda del cavo o della linea di alimentazione.
Per questo motivo, durante i fenomeni di propagazione dell’onda, il trasformatore è un punto di quasi completa riflessione e la sollecitazione cui è sottoposto può raggiungere approssimativamente il doppio della tensione massima dell’onda incidente.
Per essere efficaci, è essenziale che i dispositivi di limitazione siano posizionati nelle immediate vicinanze del trasformatore.
Il corrispondente ordine di grandezza è circa una decina di metri.
Le condizioni di installazione, in particolare la lunghezza delle connessioni e i valori di impedenza della messa a terra, hanno una grande influenza sui livelli di prestazione dei dispositivi di protezione (vedi ”Dossier Tecnico” n˚151: Sovratensioni e
coordinamento dell’isolamento AT e MT, e
”Dossier Tecnico” n˚ 168 ---Impulsi atmosferici e installazioni elettriche AT).
3.2 Scaricatori e protezione
spinterometrica
Sono due i mezzi di protezione dalle sovra---tensioni largamente utilizzati: la protezione spinterometrica e gli scaricatori.
I dispositivi di protezione spinterometrica sono i più semplici e i meno costosi: essi vengono usati esclusivamente in reti aeree.
Gli scaricatori, invece, forniscono protezione con migliori prestazioni, ma a un costo notevolmente maggiore.
Dispositivi di protezione spinterometrica
I dispositivi di protezione spinterometrica sono meccanismi semplici, composti da due elettrodi in aria. La limitazione della tensione tra i terminali è ottenuta dallo sviluppo della scarica in aria . Questo tipo di protezione ha un certo numero di inconvenienti :
H Una forte variabilità dei valori di tensione d’innesco della scarica in funzione delle condizioni ambientali (umidità, polvere, corpi estranei, ecc.).
H Il livello di protezione dipende dalla ripidità del fronte di salita della sovratensione. Infatti, l’aria presenta un comportamento ”ritardatore di scarica”, che significa che un’alta sovratensione con un fronte di salita molto ripido comporta l’innesco a un valore di cresta molto superiore al livello di protezione desiderato (vedi fig. 11 ).
H Dopo l’intervento del dispositivo di protezione spinterometrica, compare una corrente di guasto di terra.
Questa corrente ”di ritorno”, la cui intensità dipende dal sistema di messa a terra del neutro di rete, non può generalmente estinguersi spontaneamente e richiede l’intervento di un dispositivo di protezione a monte.
La richiusura, eseguita poche centinaia di millisecondi dopo, consente il ripristino del servizio.
Dispositivi come gli interruttori shunt, per reti con messa a terra tramite impedenza, estinguono l’arco e sopprimono il guasto senza portare ad un’interruzione della fornitura.
3 Protezione dalle sovratensioni
Scaricatori
Gli scaricatori permettono di eliminare questi inconvenienti difficilmente controllabili attraverso un comportamento reversibile.
Essi sono resistori estremamente non lineari con una grande diminuzione della
resistenza interna al di sopra di un certo valore di tensione dei terminali (vedi fig. 12 ). La riproducibilità di funzionamento è molto migliore di quella delle protezioni spinterometriche e non presenta fenomeni di ritardo.
I vecchi modelli a carburo di silicio (SiC) non riescono a resistere alla tensione permanente di servizio, dal momento che la loro corrente residua è troppo grande e genera un’inaccettabile potenza dissipata.
Essi sono perciò associati a dispositivi di protezione spinterometrica collegati in serie, capaci di interrompere le correnti residue e di mantenere la tensione di servizio.
I più recenti modelli in ossido di zinco (ZnO) hanno una più accentuata non linearità, che consente loro di avere correnti di
dispersione minori di 10 mA alla tensione di servizio. Per questo motivo, è possibile mantenere le parti attive sempre in tensione.
La loro estrema non linearità, inoltre, aumenta l’efficacia della protezione contro le alte correnti
(vedi fig. 12 ).
Gli scaricatori in ossido di zinco, il cui utilizzo si sta sempre più diffondendo, sono disponibili come prodotti referenziati da utilizzare nelle reti aeree, nei quadri o nell’ampliamento di accessori plug---in connection. Possono essere perciò coperte tutte le possibilità di installazione.
4.1 Protezione tramite misura della corrente
La protezione contro i sovraccarichi deve operare ad una soglia compresa tra 110 e 150 % della corrente nominale e
preferibilmente in modo
tempo---dipendente. Essa può essere collocata sia sul lato MT che sul lato BT. Più è bassa la potenza del trasformatore, più è opportuno posizionare la protezione sul lato BT. Al contrario, maggiore la potenza, più conviene scegliere una protezione sul lato MT.
Protezione sul lato MT
La protezione contro i sovraccarichi sul lato MT è importante per i trasformatori di alta potenza con un interruttore MT associato a protezioni di massima corrente a tempo costante o a tempo indipendente. Esse inoltre garantiscono la protezione contro alte correnti di guasto (per esempio guasto MT).
In qualsiasi caso, bisogna rispettare i criteri di selettività con i dispositivi di protezione BT.
Protezione sul lato BT
La protezione sul lato BT è facile da realizzare con un interruttore BT principale.
Questo tipo di apparecchio dispone di una curva a tempo inverso (cosiddetta termica o a lungo ritardo), che generalmente
superprotegge il trasformatore. Infatti, la costante di tempo e l’inerzia, prese in considerazione per definire la curva, sono quelle della linea BT e sono minori di quelle del trasformatore.
Per proteggere il trasformatore, l’interruttore non è regolato in funzione della tenuta termica dei conduttore a valle, come avviene normalmente nel caso delle reti BT, ma in funzione della corrente nominale del trasformatore a monte, che di solito è inferiore alla corrente nominale dei conduttori. Se l’interruttore generale è temporizzato per assicurare la selettività cronometrica con l’alimentazione BT, allora la selettività può diventare difficile (con un’eventuale protezione MT). Questo argomento viene ulteriormente sviluppato nei paragrafi che parlano di protezione MT.
Si ricorda che in questo schema di protezione BT, scegliamo di proteggere i trasformatori contro sovraccarichi e cortocircuiti sulla rete BT, senza considerare le modalità di guasto interno.
Quando la rete BT ha un’alta impedenza, dovuta alle lunghe distanze e all’uso di conduttori non schermati. I guasti possono verificarsi lontano dai trasformatori, tra le fasi o tra fase e terra; la corrente rimane bassa, nell’ordine, ad esempio di 2 o 3 volte la In del trasformatore.
Un tale guasto rappresenta un pericolo per il pubblico nel punto di guasto, e, se questo persiste, diventa un fattore di rischio per i trasformatori. Questi guasti non vengono rilevati dai normali dispositivi di protezione dal cortocircuito, come i fusibili, e possono giustificare l’adozione di una protezione ”da sovraccarico” per mezzo di un interruttore capace di rispondere a questa situazione.
Gli sganciatori associati a tali interruttori BT possono essere equipaggiati con la funzione ”a immagine termica”, che sopporta sovraccarichi monofase, se le altre fasi sono poco cariche e la temperatura risultante all’interno del trasformatore si mantiene ad un livello accettabile. Questa modalità operativa è valida solo per la tecnologia dei trasformatori ”in olio”, nei quali il liquido dielettrico favorisce lo scambio di calore tra i suoi vari componenti.
Questa soluzione è di particolare importanza nella distribuzione pubblica, dove la contemporaneità di carichi collegati ad un trasformatore a bassa potenza è difficile da ottimizzare. La soluzione è utilizzata negli interruttori per trasformatori da palo e perciò aiuta a eliminare ingiustificate interruzioni della fornitura al cliente. La tecnologia scelta permette, tramite lo scambio di calore nello sganciatore, di ricreare un’interazione fra i tre componenti di misura della corrente--- generalmente resistori con coefficiente di temperatura positivo--- così come un’inerzia termica totale rappresentativa di quella del trasformatore protetto.
4 Protezione contro i sovraccarichi
Per la stessa temperatura massima del punto caldo nel trasformatore, la corrente di intervento in uno stato permanentemente squilibrato può quindi essere aumentata a valori notevolmente più alti di quelli ottenuti dalla protezione di fase indipendente. In più, tenendo in considerazione l’inerzia termica, si può fare un utilizzo più efficiente del trasformatore durante i sovraccarichi temporanei (vedi fig.13 ).
4.2 Protezione tramite misura della temperatura
Il controllo della temperatura degli avvolgimenti è l’azione più rilevante dal momento che è la temperatura che fa invecchiare l’isolamento. Tuttavia, per le sovratemperature che si verificano in sezioni in tensione, la misurazione di solito non può essere effettuata direttamente su questi punti. Il lento tasso di variazione della temperatura per le correnti circolanti durante un sovraccarico, aumento dovuto all’inerzia termica dei trasformatori, permette di considerare la misurazione come rappresentativa. Un aumento veloce della temperatura degli avvolgimenti è normalmente gestito dal rilevatore di sovracorrenti.
Per i trasformatori in olio, normalmente è la temperatura dell’olio che viene presa come indicatore. Infatti, il liquido dielettrico funziona come un fluido refrigerante per gli avvolgimenti e tende a livellare la
temperatura interna del trasformatore. La misurazione della temperatura può essere effettuata tramite un termostato in grado di fornire, in modo indipendente, delle informazioni su un contatto di uscita.
Possono essere eventualmente utilizzate due soglie, ad esempio per l’attivazione del trasferimento di carico oppure per il raffreddamento forzato, e una soglia di intervento. Questa funzione è integrata nei dispositivi come ”GRPT” descritti di seguito.
Per i trasformatori in resina, non si può rilevare una sola misura, dal momento che le temperature possono essere molto diverse tra un avvolgimento e l’altro nel caso di squilibrio.
In più, la loro tecnologia non si presta all’uso di termostati, le cui parti attive sono abbastanza voluminose. I costruttori offrono trasformatori equipaggiati con
termoresistori* (PT200), come su alcuni motori di MT. Questi termoresistori sono poi collegati a unità che gestiscono i valori di temperatura rilevati e in caso di
superamento della soglia impostata danno una o più segnalazioni per allarme o sgancio dello stesso trasformatore. E’
pratica comune equipaggiare ciascun avvolgimento con uno o due sensori, in modo che si possa monitorare con maggior precisione i punti ritenuti più caldi.
Per necessità operative --- manovra, cambio fusibili, sezionamento --- i fusibili sono installati a valle di un dispositivo di manovra.
Questi dispositivi sono spesso interruttori di manovra sezionatore (IMS) con fusibili. In questo caso, i fusibili sono installati nella apparecchiatura senza che
necessariamente ci sia un collegamento tra
il funzionamento dei fusibili e dell’IMS.
Quando un fusibile ha un percussore capace di aprire l’IMS alla fusione, allora il dispositivo viene definito come ”combinato interruttore di manovra---fusibile ”.
5.1 Caratteristiche dei
fusibili MT GeneralitàI fusibili sono molto usati per la protezione dei trasformatori di distribuzione per reti pubbliche, principalmente per la loro semplicità e per il conseguente costo ridotto dell’apparecchiatura. Tuttavia, i loro limiti tecnologici comportano un certo numero di svantaggi o imperfezioni che pongono questi dispositivi tra le protezioni considerate piuttosto ”di base”.
I fusibili sono caratterizzati dalla loro corrente nominale, cioè il massimo valore di corrente che il fusibile accetta in modo permanente in un’installazione all’aria aperta, e le loro caratteristiche corrente/tempo di fusione. La corrente nominale dipende dalla sovratemperatura in regime permanente sulle superfici di contatto e sulle parti isolanti. Questo non corrisponde alla fusione. C’è ancora una zona di valori di corrente tra la corrente nominale e l’inizio della fusione.
Una corrente in questa zona genera sovratemperature inaccettabili, che deteriorano sia il fusibile sia il suo ambiente circostante per uno spazio più o meno esteso.
Alcuni fusibili integrano meccanismi sensibili alla temperatura destinati, nel caso di combinato IMS+fusibile, ad attivare l’interruttore.
Classificazione dei fusibili MT
Ci sono due famiglie principali di fusibili:
fusibili a espulsione e fusibili a limitazione.
I fusibili a espulsione sono molto usati nella distribuzione aerea di tipo
Nord---Americano, in configurazioni che forniscono spesso una funzione di distacco automatico.
Tuttavia, per il fatto che essi sono non--- limitatori, per il loro limitato potere di interruzione e specialmente per il loro uso per esterno, essi tendono ad essere sempre meno utilizzati.
Per questo, approfondiremo l’argomento dei fusibili a limitazione, definiti nella norma IEC 282.
H Di questi fusibili, i più comuni
appartengono alla categoria ”back---up” (o
”associati”). Essi hanno una minima corrente di interruzione (I3 nelle norme) maggiore della loro minima corrente di fusione.
H I fusibili della categoria ”uso generale”
sono definiti con una minima corrente di interruzione tale che il corrispondente tempo di fusione sia maggiore di 1 ora.
H I fusibili della categoria ”gamma completa” garantiscono l’eliminazione di tutte le correnti di fusione, fino al potere di interruzione del cortocircuito.
Questi fusibili sono generalmente più costosi di quelli della categoria ”back---up”, cosa che limita il loro utilizzo. In più, essi permettono il surriscaldamento e non costituiscono la soluzione unica in tutte le installazioni.
Se guardiamo alle curve delle caratteristiche dei fusibili, possiamo osservare che:
H la minima corrente di fusione è compresa tra 2 e 5 volte la corrente nominale, a seconda dei fusibili, H il tempo di risposta è estremamente dipendente dalla corrente e molto variabile (tolleranza della corrente di ±10 %). L’esatta forma della curva della corrente dipende dal tipo di fusibile e dalla sua tecnologia.
Questo tempo è molto basso per le alte correnti (più di 20 volte la corrente nominale) (vedi fig. 14 ).
5 Protezione con fusibile MT e combinato interruttore di manovra sezionatore (IMS) -- fusibile
