L'impatto della messa a terra elettrica sulla sicurezza operativa e sulla durata delle apparecchiature

L'impatto della messa a terra elettrica sulla sicurezza operativa e sulla durata delle apparecchiature

Un sistema di messa a terra trascurato è uno dei meccanismi di guasto più costantemente sottovalutati negli impianti oil & gas. A differenza di una pompa guasta o di una valvola che perde, un elettrodo di terra degradato non mostra nulla finché la corrente di guasto non trova un percorso che non dovrebbe seguire — attraverso il telaio di un motore, l'involucro di un pannello di controllo o il corpo di un operatore. Le conseguenze vanno da scatti intempestivi che intaccano la disponibilità della produzione a eventi di arco elettrico e incendi in una area classificata. Realizzare correttamente la messa a terra non è una semplice casella da spuntare durante il commissioning. È una disciplina operativa continua.

Perché la messa a terra è fondamentale negli impianti di idrocarburi

La messa a terra elettrica svolge due compiti distinti ma interdipendenti. La messa a terra del sistema stabilisce il riferimento di tensione tra la rete di distribuzione elettrica e la terra, controlla le sovratensioni e definisce i percorsi di ritorno della corrente di guasto. La messa a terra delle apparecchiature collega tutte le parti metalliche non in tensione — telai dei motori, passerelle portacavi, skid di recipienti, involucri degli strumenti — allo stesso riferimento. Ciò impedisce a qualsiasi superficie che un operatore potrebbe toccare di salire a un potenziale pericoloso in condizioni di guasto.

Quando una delle due funzioni si degrada, le conseguenze si complicano. Come osserva il white paper di Emerson sui test dei sistemi di terra, i problemi di distribuzione elettrica e di sicurezza causati da una cattiva messa a terra sono ben documentati negli impianti industriali, eppure l'infrastruttura di messa a terra viene regolarmente posticipata durante la pianificazione della manutenzione perché è invisibile e la sua modalità di guasto è gradual.

In un ambiente di lavorazione degli idrocarburi, questi potenziali indesiderati comportano rischi aggiuntivi: un guasto con arco in una zona Zone 1 o Zone 2 è una fonte di ignizione. La messa a terra non è quindi solo una questione di integrità elettrica — è una barriera di sicurezza di processo.

Standard e contesto normativo

Gli ingegneri che progettano o controllano i sistemi di messa a terra negli impianti oil & gas dovrebbero operare all'interno di un quadro normativo stratificato:

• IEC 60364 (Impianti elettrici a bassa tensione) disciplina i requisiti di messa a terra del sistema e delle apparecchiature per l'installazione elettrica generale.
• IEC 61511 (Sicurezza funzionale — Sistemi strumentati di sicurezza per il settore dell'industria di processo) richiede che l'infrastruttura elettrica a supporto delle funzioni strumentate di sicurezza, inclusa la messa a terra, sia mantenuta al livello di integrità richiesto dalla funzione stessa.
• NFPA 70 (National Electrical Code) e NFPA 780 (Standard per l'installazione di sistemi di protezione dai fulmini) stabiliscono i requisiti di messa a terra e collegamento applicabili nelle giurisdizioni nordamericane.
• API RP 505 (Pratica raccomandata per la prevenzione di incendi ed esplosioni nelle raffinerie) riguarda il collegamento e la messa a terra delle apparecchiature in atmosfere infiammabili.
• IEC 60079-14 (Atmosfere esplosive — Progettazione, scelta e installazione degli impianti elettrici) include requisiti specifici di messa a terra e collegamento per le apparecchiature in area classificata.

Laddove un impianto operi su più livelli di tensione — ad esempio, una sottostazione HV combinata, un bus motore MV e un'installazione di loop strumenti LV — il progetto della messa a terra deve tenere conto delle interazioni tra tali sistemi. La ricerca sugli impianti elettrici a più tensioni conferma che l'ottimizzazione del sistema di messa a terra tra i vari livelli di tensione richiede una modellazione esplicita della distribuzione della corrente di guasto e del potenziale di passo/contatto, non un approccio con elettrodo a punto singolo (MDPI, 2024).

Architetture dei sistemi di messa a terra

Sistemi solidamente messi a terra

In un sistema solidamente messo a terra, il neutro del trasformatore è collegato direttamente a terra. Questa disposizione produce elevate correnti di guasto in caso di guasto fase-terra, il che aziona rapidamente i relè di protezione e limita la durata del guasto. Il compromesso è che l'elevata corrente di guasto stessa può causare danni meccanici e termici alle apparecchiature prima che il dispositivo di protezione elimini il guasto.

I sistemi solidamente messi a terra sono comuni nella distribuzione LV dove il NEC o la IEC 60364 lo impongono, e dove la rapida eliminazione del guasto è preferita alla continuità del servizio.

Messa a terra ad alta resistenza

La messa a terra ad alta resistenza (HRG) limita la corrente di guasto a terra a un livello basso — definito dall'impedenza del resistore di neutro inserito — consentendo al sistema di continuare a funzionare in presenza di un singolo guasto fase-terra. Ciò è particolarmente prezioso negli ambienti a processo continuo dove uno scatto immediato di un bus motore causerebbe un pericoloso turbamento del processo. I sistemi HRG aumentano la continuità del servizio e migliorano la sicurezza del personale eliminando la condizione di guasto a terra con arco che può svilupparsi nei sistemi non messi a terra (RPM Engineering, 2009).

L'HRG è applicabile ai sistemi di potenza industriali da 480 V a 4160 V. Un requisito operativo critico è che il primo guasto a terra deve essere individuato ed eliminato prima che si sviluppi un secondo guasto su una fase diversa — un secondo guasto su un sistema HRG produce una corrente di guasto fase-fase che il sistema non può limitare. Gli impianti che utilizzano l'HRG devono quindi disporre di una procedura rigorosa per la localizzazione dei guasti a terra e non devono trattare l'"allarme di primo guasto" come una notifica a bassa priorità.

Sistemi non messi a terra

I sistemi non messi a terra offrono vantaggi di continuità simili all'HRG ma senza la limitazione controllata della corrente di guasto. Sono suscettibili a sovratensioni transitorie che possono raggiungere multipli della tensione nominale fase-terra durante guasti a terra intermittenti. Il documento applicativo Eaton sui sistemi messi a terra nelle installazioni mission-critical identifica la sovratensione come uno dei principali fattori di degradazione dell'isolamento e di guasto delle apparecchiature nei sistemi non messi a terra, e ne sconsiglia l'uso nelle nuove installazioni dove esistono alternative.

Confronto delle architetture di messa a terra

Implicazioni sulla durata delle apparecchiature

La qualità della messa a terra influisce direttamente sulla vita utile delle apparecchiature rotanti, della strumentazione e dell'elettronica di potenza. I meccanismi sono molteplici:

Sollecitazione dell'isolamento da sovratensione. Sui sistemi non messi a terra o mal messi a terra, le sovratensioni transitorie sollecitano l'isolamento degli avvolgimenti del motore in modo cumulativo. Ogni evento transitorio non causa necessariamente un guasto immediato, ma il sistema di isolamento accumula danni. Nel tempo, ciò si manifesta come un guasto prematuro degli avvolgimenti a una frazione della vita utile di progetto del motore.

Corrosione da correnti vaganti. Laddove gli elettrodi di terra o i conduttori di collegamento sono corrosi o interrotti, le correnti di guasto e di dispersione cercano percorsi metallici alternativi — tubazioni, acciaio strutturale, tubi della strumentazione. La corrosione elettrochimica nel punto in cui la corrente vagante lascia la struttura metallica può causare una perdita di spessore localizzata a una velocità sproporzionata rispetto alla corrosione generale. In un sistema di tubazioni per idrocarburi, questa è una minaccia diretta all'integrità.

Correnti d'albero nei variatori di frequenza (VFD). I VFD producono correnti di modo comune ad alta frequenza che, senza un adeguato collegamento ad alta frequenza tra il telaio del motore e l'armadio del drive, circolano attraverso l'albero e i cuscinetti del motore. La conseguente rigatura dei cuscinetti causa guasti prematuri. La corretta messa a terra e la pratica di terminazione dei cavi schermati rappresentano la principale mitigazione.

Integrità del segnale degli strumenti. I loop di terra — creati quando gli schermi dei cavi degli strumenti sono messi a terra a entrambe le estremità a potenziali diversi — introducono rumore nei circuiti 4–20 mA e nei circuiti delle termocoppie a basso livello. In un impianto con un sistema di messa a terra degradato, possono esistere più punti di riferimento di terra a potenziali differenti, rendendo difficile l'eliminazione sistematica dei loop di terra.

L'età di un sistema di messa a terra è di per sé un fattore di rischio. Gli elettrodi di terra, i conduttori di collegamento e le connessioni a morsetto si deteriorano nel tempo; le condizioni ambientali, tra cui la chimica del suolo, l'umidità e i cicli termici, accelerano il degrado (VFC LP, articolo sull'età del sistema di messa a terra). Un sistema che soddisfaceva le specifiche di resistenza di progetto al momento del commissioning potrebbe essersi scostato significativamente a metà della vita dell'impianto.

Scenario Illustrativo

Quanto segue è a scopo illustrativo e non rappresenta uno specifico incidente documentato.

Si consideri una stazione di compressione gas grassroots con quattro compressori azionati da motori MV su un bus a 4160 V non messo a terra. Al momento della messa in servizio, i test di resistenza dell'isolamento su tutti gli avvolgimenti dei motori superano i limiti con un margine confortevole. In diversi anni di funzionamento, le sovratensioni transitorie derivanti da guasti a terra intermittenti — mai allarmati perché il sistema non dispone di rilevamento dei guasti a terra — sollecitano progressivamente l'isolamento degli avvolgimenti. Il primo guasto dell'avvolgimento si verifica nel terzo anno di funzionamento, attribuito a un "difetto di fabbricazione". Il secondo guasto si verifica entro l'anno successivo. Solo quando un terzo motore si guasta e viene condotta un'indagine sulle cause profonde, il team identifica il sistema non messo a terra come causa comune. Il retrofitting dell'HRG con monitoraggio continuo dei guasti a terra e la sostituzione dei tre motori guasti rappresenta un impatto in termini di costi e tempistiche che una corretta architettura di messa a terra iniziale avrebbe evitato del tutto.

Inspection, Testing, and Maintenance Checklist

La manutenzione del sistema di terra non è una singola misurazione — è un programma. I seguenti punti definiscono una base minima:

• [ ] Test di resistenza dell'elettrodo di terra — Misurare e monitorare l'andamento della resistenza dell'elettrodo a intervalli definiti utilizzando i metodi della caduta di potenziale o a pinza senza picchetti. Indagare su qualsiasi tendenza al rialzo sostenuta rispetto alla baseline di messa in servizio.
• [ ] Continuità del conduttore di collegamento — Verificare la continuità a bassa resistenza da tutti i telai delle apparecchiature, passerelle portacavi e skid dei recipienti al bus di terra principale. Prestare particolare attenzione alle connessioni a morsetto imbullonate in ambienti umidi o chimicamente aggressivi.
• [ ] Ispezione visiva dei conduttori di messa a terra — Verificare la presenza di danni meccanici, corrosione sui terminali e l'adeguatezza del dimensionamento dei conduttori a seguito di qualsiasi modifica del sistema.
• [ ] Test di funzionamento del monitor HRG — Dove è installato l'HRG, verificare che il rilevatore di guasto a terra e il circuito di allarme siano funzionali. Questo test deve essere eseguito con una frequenza definita; un guasto del monitor non rilevato vanifica l'intero vantaggio di continuità dell'HRG.
• [ ] Analisi dei trend della resistenza di isolamento — Monitorare l'andamento della resistenza di isolamento degli avvolgimenti di motori e trasformatori nel tempo. Una tendenza al ribasso sostenuta nei valori di IR può indicare uno stress da sovratensione dovuto a un problema del sistema di messa a terra piuttosto che all'ingresso di umidità.
• [ ] Audit dell'installazione del VFD — Confermare che i cavi schermati del motore siano terminati con connessioni a morsetto a 360 gradi su entrambe le estremità e che i telai del motore siano collegati con un conduttore di terra dedicato ad alta frequenza.
• [ ] Verifica del collegamento in area classificata — Confermare che tutte le apparecchiature in zone classificate siano collegate secondo i requisiti IEC 60079-14. Il collegamento statico dei punti di carico delle autocisterne e delle apparecchiature portatili dovrebbe seguire un programma di ispezione separato.
• [ ] Revisione post-modifica — Qualsiasi aggiunta di nuove apparecchiature, reindirizzamento dei cavi o modifica della sottostazione deve innescare una revisione della messa a terra prima della messa in tensione.

Conclusione

L'integrità del sistema di messa a terra è una condizione fondamentale sia per la sicurezza del personale che per l'affidabilità delle apparecchiature nelle operazioni oil & gas. Una messa a terra degradata non si annuncia — erode la vita dell'isolamento, introduce corrosione da correnti vaganti, corrompe i segnali degli strumenti e crea rischi di ignizione nelle aree classificate, il tutto apparendo elettricamente normale agli operatori.

Il passo immediato per qualsiasi impianto che non sia in grado di produrre un trend recente della resistenza degli elettrodi di terra, un record corrente della continuità di collegamento o un certificato di test funzionale per i suoi monitor HRG è commissionare un audit del sistema di terra. Tale audit dovrebbe coprire la misurazione della resistenza degli elettrodi, l'ispezione dei conduttori di collegamento e una revisione dell'idoneità dell'architettura di messa a terra rispetto all'attuale configurazione del carico — in particolare se sono stati aggiunti VFD o motori MV supplementari dalla messa in servizio originale. Trattate i risultati come fareste con un rapporto di ispezione di un recipiente in pressione: assegnate azioni correttive, stabilite date di completamento e chiudetele prima della prossima fermata di manutenzione programmata.