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Molto importante:

Quindi una grandezza al primario per poter essere riferita al secondario va divisa per

2

K . 21

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23

La DK prevede di attribuire la responsabilità dei guasti, cioè non tutti i gusti che si

verificano sono attribuiti al distributore, quando anche l’utente può essere causa di

guasti che si ripercuotono su altri utenti.

Per quanto riguarda i guasti attribuiti al distributore, questi guasti portano degli

indennizzi.

I clienti Mt di maggiori dimensioni devono avere una misura della qualità che gli

viene fornita, questo parametro è il numero di interruzioni senza preavviso lunghe,

cioè interruzioni subite nell’anno, che durano per più di 3 minuti, sono interruzioni

originate sulla rete mt del distributore attribuibili a responsabilità del distributore. 24

25

L’obiettivo è:

Ciò che viene modificato sono i criteri di allacciamento, cioè: 26

Il passaggio a neutro isolato:

Questo significa che: 27

28

Questa è la situazione a neutro isolato:

 Ritorno della corrente da parte delle capacità delle linea guasta e sane

 Tutti e tre i toroidi misurano le omeopolari, con versi opposti

Nella linea guasta la corrente ompolare è in ritardo rispetto alla tensione omeopolare,

nelle linee sane invece, corrente è in anticipo rispetto alla tensione ompolare

Nel caso di un sistema compensato:

la corrente di guasto può avere diverse posizioni al variare del valore della resistenza

e della bobina.

Quindi bisogna avere delle protezioni che riescono a gestire queste variazioni

d’angolo. 29

Distribuzione 14/03/2007 Lezione n. 5

Stiamo parlando dell’esecuzione delle cabine secondo le norme dei distributori, e riprendiamo il

discorso delle protezioni sulla media, scegliendo i relè più opportuni per le varie applicazioni.

Nella lezione precedente abbiamo ricordato cosa accade ad una rete MT a neutro isolato, quando

capita un guasto monofase a terra, e le relazioni di fase che esistono tra la componente omopolare

della linea guasta ( I0g) e le componenti omopolari delle 2 linee sane (I0s); notiamo che sono state

rappresentate solo due capacità, ovvero non è stata rappresentata la capacità della fase guasta in

quanto siamo nell’ipotesi di guasto franco a terra.

Se consideriamo il caso della bobina di Petersen, o meglio la messa a terra con impedenza composta

da una parte resistiva e da una parte induttiva, la situazione in cui ci troviamo varia, infatti non

cambia la posizione delle componenti omopolari delle fasi sane, ma cambia la posizione della

componente omopolare della fase guasta rispetto alla tensione omopolare; e ci possiamo spostare in

anticipo o in ritardo rispetto a Vo in funzione del valore che assume la bobina: se siamo in

sottocompensazione ci ritroviamo in ritardo rispetto alla tensione omopolare di un angolo maggiore

di 90° , se invece siamo in sovracompensazione ci possiamo ritrovare in anticipo. Quindi abbiamo

tutto un campo di variabilità che nell’altro caso non avevamo.

Se nel caso a neutro isolato era relativamente semplice riconoscere il guasto perché se io faccio

I0 x V0 ho un segno nelle linee sane e un altro nella linea guasta, nel caso con neutro a terra tramite

impedenza ci possiamo ritrovare in una condizione di ambiguità che è questa, ci sono delle zone

dove il segno cambia, e di conseguenza ci servono delle protezioni nuove. 30

In poche parole le vecchie protezioni direzionali di terra che si usavano per il neutro isolato non

possono essere usate semplicemente nel caso con neutro a terra tramite impedenza, ma devono

essere modificate. 31

Infatti ci servono prima di tutto due soglie, le nuove protezioni direzionali sono appunto protezioni

che hanno due soglie di taratura distinte, prenderemo la 67 che è come abbiamo visto, la soglia che

ci permette di fare la direzionale, a sua volta la 67 avrà due soglie, la 67.S1 e la 67.S2

Questa dovrebbe diventare appunto la situazione anomala, perchè esistono ancora tratti di rete a

neutro isolato ma sono progressivamente sostituiti da neutro a terra, per cui l’esercizio a neutro

in occasione di guasti o manutenzione. Principalmente dovrà

isolato sarà a brevi periodi dell’anno

lavorare la 67.S1, infatti lavora su tutto il settore a semicirconferenza e riconosce il guasto in

questo modo, in pratica non riconosce come condizione di guasto tutte quelle situazioni in cui la

componente opopolare della corrente di guasto è sfasata di un angolo che rimane dentro il settore

indicato. Siccome la I0s è sempre in quadratura, ci stiamo evitando la condizione di interventi

intempestivi sulle linee sane. La zona dove si sovrappongono le due soglie potrebbe essere un

guasto da linea a neutro isolato. Quando la taratura e’ invece su S2 allora abbiamo il campo di

funzionamento riportato in figura sulla destra, anche questo impedisce interventi intempestivi

perché nel caso del sistema a neutro isolato la corrente dovrebbe stare dentro il settore, cioè

dovrebbe essere esattamente ortogonale alla V0 ma ovviamente ci sono delle variazioni e quindi

questo settore ci consente di individuare il guasto senza dare problemi di selettività per le linee sane

Vediamo ora qualche definizione: (riferendoci alla figura sottostante)

a partire dalla cabina primaria, vediamo che ogni linea di media tensione avrà la sua protezione con

il suo interruttore di linea, che vediamo indicato, nelle linee MT è difficile tenere sotto controllo

l’affidabilità, e si stanno iniziando a mettere dei dispositivi intermedi (Recloser), sono eventuali

perché non ci sono sempre, e sono degli interruttori lungo linea con protezione. L’obiettivo è quello

appunto a causa di guasti a valle del recloser, fare in modo che intervenga il recloser e non

l’interruttore di linea con protezione. Non tutte le linee hanno il recloser, però sicuramente tutte le

linee hanno la protezione in cabina primaria. Dopo di che la linea MT arriva alla cabina utente, in

cui abbiamo, come già visto, tre ambienti, il primo è il locale di consegna, quindi tutta la prima 32

parte contiene l’impianto di consegna dell’Enel, a sua volta l’impianto di consegna contiene quello

che viene chiamato “punto di prelievo”ed è infatti il punto da cui l’utente preleva la sua energia.

Poi abbiamo un locale di misura interno dove si mettono i contatori, e una connessione con un cavo

di collegamento che collega il punto di consegna con il locale cliente, in cui sono disposte poi le

apparecchiature dell’utente; o meglio dire le apparecchiature del “cliente”, infatti da quando siamo

in regime liberalizzato non abbiamo più utenti, ma solo clienti. Infine il terzo ambiente, viene anche

individuato come quello che contiene la sezione ricevitrice del cliente; in questo ambiente ci devono

necessariamente essere due componenti, che sono: il DG (dispositivo generale), quindi la protezione

generale della cabina che ci deve sempre essere, e poi la PG ( protezione generale), questi sono

infatti i due elementi essenziali richiesti. 33

In linea generale, oltre i 200 kW siamo costretti a realizzare la cabina. La CEI EN 50160 definisce

le condizioni per la qualità della fornitura, sono condizioni che per certi aspetti sono troppo lasche,

infatti le autorità ci stanno lavorando, in particolare c’è il problema dei buchi di tensione, che non

sono definiti con precisione nella 50160, cioè non è definito con precisione quanti sono i buchi di

tensione che un utente può avere. Il problema è molto complicato perché i buchi di tensione si

propagano nella rete per guasti che avvengono da altre parti, e il problema diventa ancora piu’

complicato perchè non tutti gli utenti sono sensibili allo stesso modo ai buchi di tensione. Un buco

di tensione è una riduzione della tensione compresa tra il 10% e il 90% della tensione nominale, se

siamo al di sotto del 90% si parla di interruzione non di buco, e queste interruzioni possono durare

da qualche secondo a svariati secondi, ed ogni apparecchiatura è sensibile in modo diverso a questi

problemi. Prima non ci si preoccupava molto perché i carichi non erano molto sensibili a questo

problema, infatti i motori non lo sono, ma adesso sia i sistemi residenziali sia i sistemi industriali

fanno largo uso di sistemi elettronici e il buco di tensione può creare danni molto gravi. Quello su

cui appunto si sta dibattendo molto, è stabilire un livello medio di buco di tensione, di una certa

profondità, che si può riconoscere come livello medio di qualità da fornire a tutti gli utenti, e poi

eventualmente gli utenti più sensibili possono stabilire dei contratti specifici, che sono già indicati

in una delibera, e si chiamano “contratti per la qualità” , nei quali viene richiesto al distributore dei

livelli di qualità superiore; il problema e di più rispetto a cosa? Infatti bisogna stabilire il livello

medio a cui riferirsi, visto che questo di più va pagato e quantificato. 34

35

Se siamo sfortunati, dal punto di vista delle taglie si intende, e abbiamo una sistema che prevede

oltre che l’interruttore in cabina primaria anche un CS ( centro satellite), quindi una ripetizione

delle protezioni e un recloser, in questo caso per riuscire a garantire selettività dobbiamo limitare la

taglia del trasformatore, dipende tutto dalla cabina primaria che ci alimenta, se la cabina ha un

trasformatore da 25 MVA siamo limitati a 1000 o 1250, se invece siamo oltre, possiamo arrivare a

1250 o 1600. 36

37

Si può pensare di chiedere all’Enel una doppia alimentazione, in questo caso la cabina viene

alimentata da due linee che provengono da due dorsali diverse, questo fornisce un alimentazione di

emergenza nel caso in cui una vada fuori servizio

Evitare paralleli perché l’esercizio a maglia chiusa nella rete di distribuzione Enel non è consentito.

38

Ci possono essere anche impianti di produzione nell’impianto utente, il caso sottostante rappresenta

a valle della cabina un generatore, in questo caso ci sono altre specifiche che devono essere

rispettate, e che riguardano gli autoproduttori o produttori di energia elettrica. Quello che viene

richiesto in modo particolare è una protezione di interfaccia che consente lo sgancio dei generatori

ogni volta che c’è qualche perturbazione di rete

Molto più comune è invece il caso in cui gli utenti abbiano gruppi elettrogeni, che servono come

protezione di backup in caso di avaria della rete, in questo caso il gruppo elettrogeno non è

utilizzato per produrre energia, ma è utilizzato solo in condizioni di avaria della rete, questo

significa che noi dobbiamo mettere un interblocco che impedisce il funzionamento simultaneo del

gruppo elettrogeno in presenza di alimentazione della rete. L’interblocco è fondamentale, e

permette che non si immetta energia nella rete di distribuzione. 39

Vediamo dalla figura di pagina precedente, che ci sono gli interblocchi sul generale, oppure un

interblocco su una porzione dei carichi, quindi sulla sbarra, nei carichi sensibili che vogliamo

mantenere alimentati con il gruppo elettrogeno. Per esempio questa situazione può essere quella di

un gruppo elettrogeno che ha lo scopo di far funzionare le pompe antincendio di un edificio.

I più comuni interblocchi sono gli interblocchi di tipo elettrico e meccanico, che sono dei quadretti

già pronti acquistabili.

Se ci sono invece gruppi UPS importanti, non quelli piccoli per pc, ma gruppi fissi importanti:

Se c’è Enel possiamo richiudere per ricaricare le batterie, altrimenti deve stare isolato. Questo

perché quando l’Enel manda i suoi operai a fare i lavori sulle reti, deve essere sicura che una volta

che ha sezionato non ci sono altre sorgenti che tengono in tensione il sistema. Non è cosi semplice

perché adesso si parla di tanti piccoli generatori, basta pensare a tutti gli impianti fotovoltaici. Ma se

si va verso una diffusissima costruzione di impianti di piccola taglia anche in ambito civile, o questi

microgeneratori sono standardizzati con protezioni che sganciano il generatore ogni volta che

manca tensione, o comunque isolano l’impianto dell’utente ogni volta che manca tensione, oppure

cambiano tutte le procedure dei lavori Enel, che sono procedure per lavori in BT fuori tensione, e si

devono trasformare in procedure per lavori in tensione. Infatti non posso essere certo che tutti gli

utenti di un area di una città abbiano sganciato i loro impianti di produzione. In BT non è un

problema lavorare sotto tensione perché si può fare con dispositivi come scarpe guanti ecc mentre

in MT è già più complicato. 40

Tutte le apparecchiature devono quindi avere una tensione di 24 kV per quanto riguarda

l’isolamento. Mentre per quanto riguarda la corrente di cortocircuito massima definita a 12,5 kA

può arrivare a 16 kA in casi particolari. 41

Il cavo di collegamento che ci porta dal locale consegna al locale cliente, deve essere il più corto

possibile perché un cortocircuito in questo tratto fa intervenire soltanto le protezioni dell’Enel, non

ci sono protezioni dell’utente a monte, e quindi può essere causa di disservizi sulla rete. Essendo

allora il più corto possibile, viene ridotta la probabilità di guasto.

Il sezionatore ovviamente deve stare prima dell’interruttore in modo che quando io intervengo

posso fare i lavori in tutta sicurezza. 42

43

In modo particolare i prametri che dobbiamo tenere sotto controllo sono : la lunghezza delle linee

MT aeree in conduttori nudi, la lunghezza delle linee MT in cavo e i trasformatori MT/BT. Se noi

abbiamo zero metri di linea di MT aerea, cavo di MT che non supera i 500 m di lunghezza, abbiamo

non più di un numero di trasformatori maggiori di uno contenuti in uno stesso locale, la cabina si

definisce una cabina semplice e quindi ci serve un interruttore con la protezione 51 e 51N, la 51 fa

la massima corrente e la 51N fa la protezione sulla massima corrente omopolare. Per quanto

riguarda tutte le altre situazioni, ho più di zero metri di linea aerea, oppure il cavo supera i 500 m di

lunghezza, oppure ho più di un trasformatore dislocato su più locali, in tutte queste situazioni ci

servono le protezioni 51 , 51N e 67, quindi ci serve anche la protezione direzionale di terra.

Nell’ultima colonna della tabella di pagina precedente sono invece presenti i livelli su cui tarare le

  

protezioni: la 51 10 kA la 51N 2 kA e la 67 500 A.

c’era sempre un parametro relativo alle linee di media

Se andiamo a vedere cosa succedeva prima,

tensione nude, che non appena io facevo un metro cambiava tutto, c’era una soglia limitata sulle

lunghezze in cavo, stiamo parlando di 60 m e adesso possiamo arrivare sino a 500, questo è legato

al passaggio dal neutro isolato al neutro compensato, infatti il neutro compensato riduce molto la

corrente capacitiva, e quindi possiamo accettare lunghezze di cavo maggiori.

Per i trasformatori che stavano entro i 400 kVA potevamo accontentarci di un interruttore di

manovra sezionatore con fusibile. Negli altri casi basta vedere la tabella. 44

Quindi dentro la cabina c’è un dispositivo UPS da 1 kV, che è l’elemento meno costoso, ma è anche

un elemento serie, se si guasta quello la cabina non può funzionare.

Se abbiamo cortocircuito trifase l’ampiezza delle correnti è la stessa sulle tre fasi, i due relè

evidentemente misurano la stessa corrente.

Se abbiamo un cortocircuito bifase il fatto di avere messo due dispositivi ci consente di rilevare

sempre la corrente, perché almeno una delle due fasi sarà sempre misurata, quindi è importante

avere almeno due TA, uno per ciascuna fase. Se poi ne abbiamo 3 ancora meglio. 45

Anche l’interruttore avrà il suo tempo di apertura, e questo tempo consiste nell’aspettare che la

corrente passi per lo zero e poi c’è un certo tempo perché l’arco sia poi effettivamente estinto,

quindi per la effettiva apertura possiamo pensare ad un ordine di grandezza di 100 ms

La 51.S1 in nero è quella dell’Enel, e la nostra soglia deve stare al di sotto di quella dell’Enel,

quindi la nostra 51.S1 ha la soglia in corrente a sinistra di quella dell’Enel e il tempo di intervento è

sotto quello dell’enel, quindi è più veloce dell’enel. Nel caso in cui abbiamo una sola macchina

possiamo pensare di tararla in modo opportuno per proteggere in trasformatore da sovraccarico. Se

abbiamo due macchine ovviamente non possiamo proteggerle singolarmente con una sola

protezione. I tempi di questa protezione sono 0.5 secondi, e la corrente massima è 230 A.

La S2 è la protezione più rapida, quindi quella che si attiva quando la corrente è più grande, deve

essere sempre selettiva con l’analoga soglia dell’enel. Nel caso in cui noi avessimo cortocircuito sul

con la protezione istantanea dell’enel. Questo succede

lato BT, la protezione deve essere selettiva

automaticamente per le potenze che abbiamo imposto ai singoli trasformatori, quindi il fatto di

avere dato quelle singole limitazioni ci rende sempre selettivi alla soglia istantanea. 46

La curva nera rappresenta la protezione enel e vediamo una prima soglia ritardata, poi una seconda

ancora ritardata e poi la soglia S3 che è quella per il cortocircuito che è l’istantanea in sostanza,

stiamo parlando dunque di tempi di intervento di 0.12 s quindi 120 ms . mentre la curva rossa è la

nostra protezione, e viene indicato quale è la massima corrente di cortocircuito che noi ci possiamo

attente sul lato MT quando facciamo guasto sul lato BT. Dobbiamo essere sicuri che questa Icc sia

più piccola della soglia istantanea della protezione enel; ma questo succede automaticamente

scegliendo i trasformatori che la DK impone come limiti massimi.

Se il cliente è molto lontano dalla cabina primaria, ovviamente la corrente di cortocircuito sarà

limitata tutta dall’impedenza della linea, e allora è possibile che la corrente di corto ai morsetti di

collegamento sia inferiore alla soglia che fa intervenire la protezione istantanea S3 dell’enel, e in

questo caso interverrà soltanto la nostra. Se invece siamo molto vicini, la corrente di cortocircuito

può essere più grande della S3 e a questo punto le protezioni che intervengono possono essere

entrambe, non sappiamo quale delle 2. 47

Ci sono casi più particolari, per esempio una cabina a valle di un recloser, allora le nostre protezioni

devono essere selettive rispetto al recloser, ovvero rispetto alla protezione che sta in testa alla

cabina.

Possiamo vedere che abbiamo la taratura della prima protezione dell’enel, poi la taratura del centro

satellite la quale perché abbia un senso deve essere selettiva rispetto a quella a monte, poi il recloser

che deve essere anch’esso selettivo rispetto a quello che gli sta a monte, e poi la nostra protezione

che deve stare sotto il recloser. 48

Dal grafico vediamo la variabilità della resistenza di guasto: tra 0 e 10 ohm abbiamo il valore più

probabile della resistenza di guasto, il 53% dei guasti avviene con una resistenza di terra compresa

tra i 0 e i 10ohm e ovviamente con meno frequenze troviamo gli altri valori; comunque la

stragrande maggioranza dei guasti, più della metà avviene con valori di resistenza compresi tra 0 e

10. Questi sono dati statistici ricavati da 800 rilevazioni su 30 cabine primarie. 49

Questa soglia basata sulla corrente omopolare, deve tener conto del fatto che noi abbiamo come

elemento che varia principalmente il valore della resistenza di guasto a terra. Se noi per il momento

focalizziamo l’attenzione soltanto sulla protezione nera, questo diagramma ci dice come varia la

protezione in funzione della resistenza di guasto, abbiamo sulle ascisse la resistenza di guasto e

sulle ordinate il tempo di intervento. Al variare della resistenza di guasto noi abbiamo un tempo

d’intervento fisso che è compreso tra 1 e 0.4 secondi, dopo di che la protezione ha questo

verso l’alto ed abbiamo una situazione che non è più gestita. Per quanto riguarda la

andamento

protezione del cliente, la rendiamo selettiva nel tempo, cioè ci mette meno, tipicamente 0.15

secondi e fino a 2 kΩ le due protezioni sono selettive. Quindi la nostra protezione è selettiva con la

soglia 67.S1 che è la soglia per neutro a terra tramite impedenza, ma è anche selettiva con la soglia

67.S2 che è quella del neutro isolato, dopo, se abbiamo la resistenza di valore superiore a 2 kΩ la

protezione non interviene perché non è in grado di sentire il guasto.

La protezione 51N non è una protezione direzionale ma a massima corrente 50

I presupposti che ci dobbiamo ricordare e da cui siamo partiti, sono che ci sono delle normative che

impongono ai distributori di pagare tutte le volte che creano un disservizio all’utente, evidentemente

il distributore non vuole pagare delle cose per cui non c’entra nulla, quindi cerca di mettere delle

protezioni che siano selettive nella rete. Abbiamo visto che quando noi abbiamo una cabina

semplice è possibile tarare le protezioni evitando interventi intempestivi. Ovviamente se io ho un

guasto in una linea, non voglio che venga disalimentato anche quello dell’altra linea dove non c’è il

Quando noi abbiamo un guasto c’è una corrente capacitiva che viene richiamata da tutto

guasto.

questo sistema, in modo particolare una parte della corrente capacitiva viene richiamata dalla linea

di media tensione dell’utente; se l’utente ha una linea di media tensione corta, sotto i 500 m, il

contributo capacitivo che richiama è inferiore alla soglia d’intervento della protezione 51N, e quindi

la protezione 51N non interviene per il guasto. Se io avessi invece più di 500 m di cavo, la freccia

gialla in figura diventerebbe più grossa, e ci sarebbe la possibilità di superare la soglia, perché

questa protezione qui non sente il segno della corrente, sente soltanto gli ampere indipendentemente

da come transitino. Quindi è vero che dai versi e dai segni io sarei in grado di capire se il guasto è o

non è li, ma non ci sto mettendo una protezione che ha tutte queste capacità, ci sto mettendo

semplicemente una protezione a massima corrente che sente soltanto gli ampere, se superano la

soglia la protezione interviene. Allora posso accettare questa situazione semplificata soltanto se so a

priori che qualunque guasto su altre linee non determinerà mai un contributo capacitivo nella cabina

dell’utente, tale da fare intervenire le protezioni. Questa soglia dei 500 m è stata valutata proprio

con questo criterio. Quindi questo metodo consente di mettere in cabina utente una protezione di

media tensione meno costosa, che è semplicemente a massima corrente, però l’utente non po’ avere

più di 500 m di cavo.

L’altra condizione che deve essere tenuta presente è quella del doppio guasto a terra su linee

diverse, anche questa situazione può essere gestita nelle cabine semplici con una 51N, cioè la 51N

è tarata sia in tempo che in corrente, in modo tale che se noi abbiamo una situazione di questo tipo

si verifica l’intervento contemporaneo della soglia 67.S3 adirezionale della protezione della linea

enel e della 51N dell’utente. Questo è corretto che sia cosi, perché significa che interviene la sola

linea dove si è verificato il guasto, e la protezione dell’utente nella

protezione della linea nella

cabina in cui si è verificato il guasto, evitando che intervenga quella protezione che mi

disalimenterebbe tutta la linea, togliendo alimentazione anche a tutti gli altri utenti 51

Quindi mentre nel caso precedente riusciva a fare più o meno tutto la 51N ora non basta più e ci

vuole una 51N e anche una 67

Se guardiamo lo schema di pagina seguente ovviamente anche qui il parametro da considerare è la

resistenza di guasto e le protezioni 67.S1 e 67.S2 hanno lo stesso campo di variabilità della

resistenza del guasto e sono semplicemente più lente. Quindi la 67.S1 e la 67.S2 del cliente stanno

sotto la 67.S1 e la 67.S2 della linea e eventualmente ancora sotto quella del recloser se abbiamo una

linea più complessa che presenta anche il recloser . 52

53

Per avere tutto questo sistema di protezioni ho bisogno dei trasformatori di misura TA e TV 54

55

Anche l’aspetto degli impianti di terra è molto importante, è unico per tutta la cabina, e solitamente

l’impianto di terra della cabina è collegato a quello dell’edificio per realizzare uno schema di tipo

TN; è consentito comunque dalla norma tenere separati i due impianti di terra per realizzare quello

che è detto sistema TT. In generale la soluzione più comune è fare un unico impianto di terra se uno

è proprietario della cabina. I valori di corrente e tempo di eliminazione del guasto ai fini della

sicurezza sono dati forniti dall’Enel.

Le norme consentono anche la semplificazione degli impianti di terra, la CEI 11-1 ha introdotto il

concetto di impianto di terra globale, solo che deve essere il distributore a dirci che noi siamo

inseriti all’interno di un impianto di terra globale. Impianto di terra globale significa di fatto che

tutte le cabine di una città per esempio sono collegate tra di loro perché i cavi di media tensione

hanno uno schermo metallico che si attesta agli impianti di terra. Comunque per ora la situazione

non è chiara in quanto l’Enel non sta fornendo ancora questa informazione, cioè non sta

comunicando se siamo o no dentro l’impianto di terra globale. 56

Siccome l’ultima edizione della CEI 11-1 ha delle tensioni di contatto che sono superiori rispetto a

quelle delle ultime edizioni, allora l’Enel ha deciso che, visto che si possono sopportare tensioni più

alte, rallenta un po’ di più le protezioni e aspetto quindi per qualche tempo per vedere se il guasto si

estingue da solo, per questo si è passati dallo 0.6 allo 0.720 57

è l’impedenza che stabilisce a monte l’entità della corrente di guasto, quindi

Qui è più facile perché

loro sono sicuri che dimensionando la linea con opportuni valori di resistenza e induttanza non

viene superata la soglia di quei 40 o 50 A di corrente di guasto monofase a terra. I tempi di

permanenza del guasto sono >> 10 secondi, addirittura si sta provando a portarli ad una o due ore,

in modo da avere tutto il tempo di lavorare tranquillamente alla rilevazione del guasto.

Altro caso importante e che prima non veniva molto considerato è quello del doppio guasto a terra:

guasto a terra è l’85% della corrente massima di cortocircuito.

Il valore della corrente di doppio In

queste condizioni se accettiamo una temperatura finale del rame di 300 ° e una temperatura iniziale

20°, ma si può fare anche 40°, le norme ci danno la sezione minima dell’impianto di terra che

di .

dobbiamo utilizzare , e questa sezione minima è di 25 mm Quando noi abbiamo il neutro isolato

le condizioni non ci danno grossi problemi, ma quando noi abbiamo il neutro a terra dentro 58

l’impianto di terra dell’utente fluisce non la corrente di guasto monofase 100 A 200 A, ma ci

possono passare correnti dell’ordine di migliaia di ampere, noi non possiamo accettare che i

conduttori di rame si squaglino, e per questo vengono date delle formule che permettono di

calcolare la sezione minima dei conduttori di terra per garantire che tutto funzioni, queste formule

sono basate principalmente sulla capacità dei conduttori di disperdere il calore, e quindi ci servono

almeno 25 mm Diciamo che comunque la treccia che si utilizza per gli impianti di terra è

.

normalmente di 50 mm

Quando abbiamo terminato la cabina, dobbiamo fare la verifica dell’impianti di terra: 59

60

15/03/2007(parte 1)

In generale l’impianto di terra, abbiamo visto che non costituisce un problema per quanto riguarda i

nuovi valori perché viene comunicata una corrente più bassa dell’ordine dei 40 o 60 A e ovviamente

con tempi di permanenza più lunghi, però quella tensione di contatto di 75 V che viene data in

relazione a questi dati è ottenibile in modo abbastanza semplice; va fatta però la verifica dei

conduttori dell’impianto di terra dove abbiamo visto che devono avere almeno una sezione di 25

mm . 61

62

Questo conclude le cabine. Studiare le cabine dal Cataliotti (cabine e aspetti generali) aspetti pratici

su questa dispensa. Sapere cosa dice la DK5600 e soprattutto perché richiede certe cose, discorso

delle protezioni, sapere discutere certi tipi di guasto. 63

Distribuzione 15/03/2007(parte 2) Lezione 6

Quadri elettrici

Di quadri elettrici ne abbiamo visto sia per la media che per la bassa tensione. Diamo però ora una

definizione: quadro elettrico è un apparecchiatura assiemata di protezione e manovra. Cene sono di

diverso tipo, e alcuni arrivano prefabbricati, quelli che abbiamo visto tipicamente per la media

tensione sono quadri assemblati, sono arrivati già cosi come li abbiamo visti e sono stati poi

protezioni dall’installatore. I quadri di bassa tensione

installati montati ed eventualmente tarati nelle

sono invece di diverso tipo, alcuni arrivano già prefabbricati, altri vengono realizzati direttamente

da chi fa l’impianto. Che cosa c’è dentro i quadri? Ci sono i dispositivi di sezionamento, protezione,

commando, e regolazione; ovviamente devono rispettare tutti i requisiti di sicurezza e installazione

prevvisti dalle norme CEI.

Conviene separare i quadri di media da quelli di bassa, perché tipicamente fanno riferimento a

situazioni diverse. Per i quadri MT la norma di riferimento è la CEI 17-6, quindi il comitato CEI

che si occupa dei quadri è il comitato 17, poi 6 indica la norma specifica. La norma 17-6 ha titolo

“apparecchiature prefabbricate con involucro metallico per tensioni da 1 a 52 kV, siamo quindi con

tensioni nel campo della media tensione. Se è prefabbricato, il compito del progettista è molto

semplice, ovvero scegliere le caratteristiche che rispettano le specifiche che ci interessano, quindi

dai dati del costruttore, scegliamo i quadri prefabbricati che sono più adatti. I quadri per la MT sono

sempre con involucro metallico, non esistono quadri in resina come per esempio si usano in BT.

Possiamo avere 3 tipologie di costruzioni:

- blindata: in cui abbiamo i componenti del quadro che sono racchiusi dentro celle separate,

celle separate da diaframmi, che devono avere un adeguato grado IP, quindi un grado di

resistenza alla penetrazione dei liquidi e dei solidi. Siccome i diaframmi sono metallici,

devono essere collegati a terra.

- A celle: in questo caso i diaframmi sono non metallici

- Protetta: vuol dire tutto ciò che non rientra nella categoria o blindata o a celle.

I componenti all’interno dei quadri possono essere isolati in 2 modi, ovviamente per quanto

riguarda le parti attive: o isolamento in aria oppure si usa SF6 esafloruro di zolfo, ovviamente

l’esecuzione in SF6 ha come conseguenza che il quadro sarà di tipo blindato.

Ci sono poi una serie di caratteristiche nominali che dobbiamo tenere sotto controllo quando

scegliamo un quadro di media tensione e sono:

- tensione nominale

- livello di isolamento, abbiamo visto per esempio che viene richiesto un livello di isolamento

di 24 kV nei sistemi MT

- frequenza

- corrente nominale

- corrente nominale ammissibile di breve durata, che è ovviamente più grande della corrente

nominale del servizio continuo

- valore di picco ammissibile per la corrente

- durata nominale del cortocircuito, perché è importante sapere per quanto quel quadro potrà

sopravvivere per un cortocircuito

- caratteristiche nominali dei componenti

- pressione nominale del gas, se per esempio abbiamo compartimenti con SF6.

Se volessimo descrivere un quadro MT in base agli elementi che lo costituiscono, potremo dire che

sarà costituito con una struttura portante, cioè il telaio, con pannelli che lo chiudono, con delle porte

di ispezione, ci possono essere anche delle finestre di ispezione per vedere cosa succede all’interno

per esempio il discorso del sezionamento; e eventuali aperture per la ventilazione che consentono il

64

raffreddamento del quadro. All’interno del quadro troviamo celle, diaframmi, e otturatori che hanno

lo scopo di separare i vari componenti l’uno dall’altro; e poi alcuni quadri hanno delle parti

estraibili. C’è una distinzione tra queste due parti:

asportabili oppure delle parti

parti asportabili: sono parti che possono essere rimosse e sostituite in tensione;

parti estraibili: sono parti asportabili solo dopo che ho fatto il sezionamento, quindi può essere

asportata solo fuori tensione.

Possiamo parlare di:

circuiti principali: che sono quelli che devono portare le correnti di carico

circuiti ausiliari: sono quei circuiti destinati al commando o alla misura; se pensiamo al quadro MT

visto in cabina, c’era tutta una serie di circuiti per il controllo della misura, quindi tutti i circuiti che

sono con un livello di tensioni e correnti molto piccole.

Un altro aspetto importante è la robustezza dei quadri, che normalmente vengono realizzati in

alla corrosione, è molto critico l’aspetto della corrosione

lamiere in acciaio zincate per resistere

quando utilizziamo l’SF6, perché eventuali fuoriuscite di esafloruro di zolfo in ambiente umido,

danno luogo alla formazione di una serie di acidi di H2S (acido solfidrico) o H2SO (acido

solforico), in entrambi i casi sono prodotti estremamente corrosivi che distruggono le lamiere, per

cui bisogna prestare molta attenzione a questo aspetto. Ci sono scelte che si devono operare per

quanto riguarda i criteri di progettazione, i quadri devono essere: semplici per quanto riguarda la

messa in opera, in modo da poter ridurre al massimo i tempi d’esecuzione e quindi i costi;

accessibili in modo facile nelle parti attive; facilmente trasportabili; e elemento non secondario

ma tra i più importanti occupare poco spazio.

Gli interblocchi sono un altro aspetto molto importante, perché è spesso necessario in MT avere

degli interblocchi che impediscano manovre errate o accesso a parti in tensione involontarie. Per

questo gli interblocchi sono molto utilizzati in media tensione. Se abbiamo un involucro metallico

con parti asportabili gli interblocchi meccanici, devono consentire inserzioni o estrazioni di

interruttori soltanto a circuito aperto, e deve essere impossibile chiudere un interruttore se mancano

ausiliari. Per esempio se non abbiamo l’alimentazione del relè non deve essere possibile

gli

chiudere l’interruttore perché poi quel interruttore non si aprirebbe da solo per esempio. Se

l’interruttore è come quello visto in cabina, non è cioè un asportabile, è costituito da interruttore più

sezionatore, in questo caso dovrebbe essere impedita la manovra errata, per esempio manovrare il

sezionatore sotto carico se è un puro sezionatore, ovvero il sezionatore si potrà aprire solo dopo che

si è aperto l’interruttore; tutte queste cose per un quadro devono quindi essere previste.

La scelta dei componenti per i quadri MT non è particolarmente problematica, sono apparecchiature

prefabbricate, si tratta semplicemente di scegliere dai cataloghi quelle con le caratteristiche

adeguate. Quello che è richiesto ad un progettista, oltre conoscere il tipo di quadro che comunque

arriva già pronto, è scegliere le protezioni, tararle opportunamente verificare la selettività e dare

quindi i giusti parametri di taratura; in pratica i quadri sono apparecchiature prodotte in serie, e sono

sottoposte dai costruttori a quelle che si chiamano “prove di tipo” che sono tutte a carico del

costruttore, e quindi noi dobbiamo fare solo alcune prove particolari quando poi questi quadri

vengono montati (per esempio verificare la continuità dei conduttori di protezione).

Quadri BT

È molto più complicata la situazione per quanto riguarda i quadri di bassa tensione, perché nei

quadri BT ci sono diverse situazioni che devono essere considerate. (da qui usa i lucidi)

Per la bassa tensione abbiamo delle norme e specifiche, e sono sempre del comitato 17, in modo

particolare sono le norme 17-13, 13-1,2,3,4 che sono i fascicoli. Il titolo della norma è

“apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa tensione”, quindi quadri di bassa

tensione. Definiamo quadro BT: combinazione di uno o più apparecchi di protezione o manovra

per bassa tensione, con tutti i dispositivi eventuali di commando, misura, protezione e regolazione;

completamente montati sotto la responsabilità del costruttore, con tutte le interconnessioni elettriche

e meccaniche che servono, compresi gli eventuali elementi di supporto. Il quadro quindi è un 65

apparecchiatura assiemata fatta da tanti elementi montati dal costruttore; non è una sottigliezza è

una cosa molto importante. Apparecchiatura assiemata vuol dire quindi che il quadro è un

componente, non è un installazione, e chi lo allestisce è un costruttore e non un installatore. Anche

se dovessero essere la stessa persona, fanno due lavori diversi quando fanno una cosa e quando

fanno l’altra. Il costruttore deve quindi dichiarare la conformità del suo componente alla regola

dell’arte, per lo meno deve porsi nelle condizioni di poter apporre la marchiatura CE, cioè il poter

dire che lui ha fatto quel componente seguendo un fascicolo tecnico ed ha rispettato le norme

armonizzate al livello europeo relative a quel componente. Si prepara in autocertificazione una

dichiarazione di conformità, che non va confusa con la dichiarazione di conformità della 46/90

perché sono due cose diverse, e può decidere se distribuire o no questa dichiarazione di conformità.

Quando poi l’installatore farà l’impianto,monta l’impianto, quindi prende il quadro che sarà

costruito da qualcuno che potrebbe essere lui stesso, e lo installa insieme a tutte le altre

apparecchiature che dovrà installare. Una volta montato tutto, l’installatore farà anch’esso una

dichiarazione di conformità stabilita dalla legge 46/90, dove dice che l’impianto è fatto a regola

d’arte e che ha usato tutti i componenti a regola d’arte, tra cui anche il quadro, e questa

dichiarazione di conformità invece non se la può tenere per se; perché è ai sensi della 46/90. Quindi

l’installatore abilitato scrive questa dichiarazione, della quale una copia va alla camera di

commercio, una copia va data al cliente e concorre a tutta la documentazione che serve per

certificazione di abitabilità o la certificazione di agibilità a seconda che parliamo di usi civili o

del costruttore è un po’ più complicata quando si tratta di

diversi delle abitazioni. La dichiarazione

prodotti, perché bisogna fare delle prove specifiche sui prodotti, e in modo particolare bisogna

seguire quello che dicono le norme relative ai quadri. Per quanto riguarda il campo di applicazione

delle norme che stiamo per vedere, diciamo che si applicano su due tipologie di prodotti: ci sono le

apparecchiature totalmente(AS) o parzialmente provate(ANS) e poi vedremo cosa vuol dire. Con le

seguenti caratteristiche: la tensione deve essere sotto i 1000 V in corrente alternata e 1500 V in

corrente continua, quindi sono apparecchiature per bassa tensione. La frequenza massima è di

1000 Hz. Le apparecchiature possono essere fisse o mobili, e con o senza involucro; ci sono

apparecchiature destinate alla produzione, trasmissione, distribuzione protezione e manovra degli

impianti utilizzatori. Queste norme valgono anche per macchine a rotaia, navi, utensili,

equipaggiamenti di sollevamento ecc. diciamo che sono escluse tutte quelle unità funzionali che

hanno le loro norme specifiche di prodotto. La norma 17-13 di cui abbiamo parlato prima ha anche

una codifica europea (EN 60439-1).

Che cosa vuol dire apparecchiatura AS e cosa vuol dire apparecchiatura ANS?

Ci sono due tipologie di quadri, i quadri costruiti in serie AS e i quadri costruiti non in serie ANS. I

quadri AS sono completamente sottoposti a prove di tipo, l’acronimo che si utilizza per definire

questo è TTA (type test assembled); poi ci sono i quadri ANS che sono parzialmente sottoposti a

prove di tipo, ovvero sono costruiti non in serie. Infatti non ha senso fare prove di tipo su

apparecchiature che sono costruite non in serie, perché non sono uguali l’una con l’altra, quindi gli

ANS hanno delle peculiarità differenti. Nella norma non si specifica il numero di quadri costruiti,

non interessa se quel costruttore ne costruisce migliaia o se l’installatore costruttore costruisce quel

quadro solo per quella volta. Comunque, il quadro AS è un quadro costruito in serie, conforme a un

tipo o sistema costruttivo, o comunque se ha degli scostamenti, sono scostamenti minimi che non ne

modificano le prestazioni in modo determinante. Ovviamente alcuni fasi della installazione di un

quadro AS richiedono il montaggio fuori dall’officina; in questo caso il quadro rimane ancora AS

purché il montaggio venga realizzato secondo le istruzioni del costruttore, in modo che sia

assicurata la conformità al tipo di sistema, stabilita dalla norma.

I quadri ANS come già detto sono costruiti non in serie, però questa dicitura è molto importante per

le applicazioni pratiche, perché è un quadro che contiene soluzioni verificate con prove di tipo e

soluzioni non verificate con prove di tipo, quindi specifiche per quel quadro. Purché queste ultime

siano derivate, attraverso calcolo per esempio, da soluzioni già verificate che abbiano superato le

prove previste. E questo capiamo meglio cosa vuol dire tra poco. 66

Verifiche e prove di tipo da eseguire sui quadri AS e ANS, vediamo le principali distinzioni:

1)un primo aspetto riguarda i limiti di sovratemperatura, nei due tipi di quadro è molto importante

tenere controllo la temperatura all’interno del quadro. Se io ho una produzione in serie di quadri,

fatti tutti uguali o con degli scostamenti minimi, faccio delle prove di tipo per quanto riguarda la

temperatura. Quindi tengo il quadro in esercizio, alle condizioni di funzionamento nominali e faccio

la verifica dei limiti di sovratemperatura. Se il quadro invece è di tipo ANS posso o fare delle prove,

che però sono molto complicate, per capirci, io per esempio faccio il progetto del quadro, decido

che devo usare un certo armadio, e che ci voglio mettere tutta una serie di apparecchiature;

l’armadio in quanto tale è stato provato dal costruttore per una serie di cose, questo armadio ha

quindi delle caratteristiche ben precise ed è costruito in serie, però quello che poi io ci voglio

mettere dentro e come voglio fare il quadro, dipende dalle mie esigenze, per cui il quadro non è in

serie anche se l’armadio lo è. Allora qui devo fare una prova di temperatura, non posso basarmi su

prove di tipo, ho due strade: una è quella di fare delle prove di temperatura su quel specifico quadro,

molto complicato per un piccolo costruttore, oppure posso riferirmi a soluzioni che sono state già

verificate e fare dei calcoli. I costruttori dicono: se tu hai un quadro con quell’armadio, e ci monti

quelle protezioni e con quelle correnti nominali che daranno una certa dissipazione di tot Watt, si

che uno si deve aspettare all’interno del quadro.

farà tutto il totale, e ti danno la sovratemperatura

Questa seconda strada consente anche ai piccoli costruttori di montare il quadro sul posto e fare

delle verifiche. Ovviamente le verifiche vanno fatte prima, in sede di progetto, bisogna verificare se

un certo armadio è fatto in un certo modo. Quindi quando si fa un progetto, normalmente il

progettista si preoccupa di scegliere tutti i componenti che vanno dentro il quadro, poi si appoggia a

l’armadio, anche se poi il software

supporti tecnici che le aziende forniscono e si fa dimensionare

per dimensionare l’armadio e fare le verifiche lo hanno anche i progettisti. Il problema è che, il

progettista non ha tutta la sensibilità di conoscere quante viti servono per montare il supporto del

pannello posteriore ecc. insomma tutta la carpenteria per fare il quadro. Sono cose che fanno i

costruttori di quadri; è quindi buona norma quando si fa un progetto far fare delle verifiche a chi i

quadri li fa, in modo che nella valutazione complessiva compaia tutto, tutte le minuterie le viti ecc.

2)Altre prove che troviamo e che si possono fare sulle macchine sono prove dielettriche, quindi

vedere proprio la capacità dielettrica di isolamento dei materiali. Quando si fanno sui quadri ANS

fare una verifica sull’isolamento, che è una prova su

posso pensare semplicemente di quella

macchina. Solitamente la verifica dell’isolamento si fa con degli apparecchietti che applicano una

tensione stabilita, rilevano la corrente che riesce a passare e se la corrente sta sotto una certa soglia,

d’isolamento) l’isolamento è ritenuto sufficiente.

ovvero la resistenza supera i 500 kΩ (resistenza

3) Tenuta al cortocircuito: anche la verifica della tenuta al cortocircuito si possono fare delle

prove di tipo per gli AS. Mentre per i quadri ANS si possono fare delle valutazioni basate su

estrapolazioni da quadri provati in serie; ci sono anche qui degli abachi che ci dicono che se ho

usato certi componenti ecc. il mio quadro può essere certificato e sarà nelle condizioni tali per cui il

quadro sia sempre nelle specifiche.

4)Connessione delle masse, la verifica della connessione e quindi per quanto riguarda la

protezione, deve essere fatta sempre tramite ispezione o misura della resistenza(prova di tipo), e

viene fatta ovviamente uguale anche nel quadro ANS.

5)Verifica delle distanze in aria, questa si può fare sempre.

6)Verifica del funzionamento meccanico, è una prova di tipo sui quadri AS e poi deve essere fatta

anche sugli ANS per vedere che le cose dal punto di vista meccanico funzionino.

7)Verifica del grado di protezione, deve essere fatta su prova di tipo per AS e va verificata caso

per caso sul quadro che stiamo assiemando per ANS.

8)Cablaggio e funzionamento elettrico, questa si fa sempre, anche nelle apparecchiature prodotte

in serie, il cablaggio va verificato su ogni quadro. Altrimenti possono succedere cose antipatiche, 67

perché le connessioni sono spesso con sbarre ed è facile invertire fase con neutro e mandare la 380

ad apparecchiature che dovrebbero avere la 220.

9)Prova dell’isolamento, 10) misure di protezione, 11) resistenza di isolamento.

Per quanto riguarda la tenuta al cortocircuito che è un aspetto importante, se il quadro ha una

corrente ammissibile di breve durata inferiore a 10 kA, oppure abbiamo un dispositivo di protezione

che è con caratteristiche di limitazione, e che quindi limita la corrente di cortocircuito a 15 kA, non

abbiamo bisogno di fare la prova di tenuta al cortocircuito. Nei quadri ANS la prova al cortocircuito

si può fare tramite calcolo, le limitazioni per fare il calcolosi trovano nella norma CEI 17-52 che ci

dice proprio come fare questi calcoli, e per quanto riguarda le sovratemperature nei quadri ANS

possono essere verificate per quanto stabilito dalla norma 17-43. si trovano molti software in

circolazione che fanno queste verifiche, una volta che si indicano i componenti utilizzati.

Giusto per avere un idea vedere lucido sui “quadri prefabbricati di distribuzione bassa tensione”.

Molto importante è l’aspetto delle segregazioni, abbiamo diverse forme, quindi quando facciamo il

dobbiamo stabilire anche che tipo di segregazioni vogliamo all’interno del

progetto di un quadro

quadro stesso. Le segregazioni sono le separazioni tra le varie parti, normalmente un quadro ha una:

- zona sistema si sbarre dove si trovano le sbarre e alle quali vengono collegate le

apparecchiature

- zona apparecchiature

- zona uscita e connessioni di potenza

- zona ausiliari e apparecchiature di misura

quindi abbiamo l’ingresso sulle sbarre, dove poi si connette l’interruttore, l’uscita dove si va verso i

carichi, e poi la zona dove si trovano gli ausiliari. Possono essere previste 4 forme: forma 1, forma

2, forma 3, forma 4. le forme indicano come sono separate le varie parti.

vuol dire che non c’è niente che separa i vari elementi.

Forma 1

Forma 2 abbiamo la separazione del sistema di sbarre dalle unità funzionali, non posso quindi

perché c’è una

accedere alle sbarre quando sto lavorando nella zona delle unità funzionali,

segregazione.

Forma 3 ho la separazione del sistema di sbarre dalle unità funzionali, e la separazione delle unità

funzionali tra di loro.

Forma 4 è la segregazione più complicata che si possa fare, che vuol dire separazione del sistema

di sbarre dalle unità funzionali e separazione di tutte le unità funzionali tra di loro, comprese le

uscite, quindi questa volta anche le uscite sono separate tra loro. Questa è la segregazione più

costosa un quadro in forma 4 ha almeno il 30% in più di costo rispetto agli altri, però è anche il più

sicuro.

Esistono delle regole per l’esecuzione dei quadri per quanto riguarda l’accessibilità dei

componenti, ci sono delle quote raccomandate, normalmente i quadri non devono essere più alti di

2 metri perché poi non ci si lavora facilmente, la zona in cui si mettono i componenti, come per

esempio gli interruttori, è compresa tra 80 cm e 1.60 m, e questa è la situazione preferibile, poi si

può stare un po’ più in basso, poi abbiamo una zona di 20 cm dove troviamo le uscite e tutta la parte

che va verso i carichi, e poi abbiamo nella zona più alta troviamo normalmente i sistemi di misura.

Gli interruttori in figura li vediamo montati in verticale, con la leva che va su e giù; bisogna fare

attenzione a come sono montati, perché non possiamo accettare di montarli al contrario,

l’interruttore funziona uguale perché è in serie, però da un punto di vista di sicurezza sono state

codificate delle posizioni, per cui se è montato in verticale, quando la leva dell’interruttore è su vuol

dire che l’interruttore è armato, quando è giù vuol dire che è aperto. Può essere montato anche in

orizzontale, però anche qui abbiamo un verso, che è quello corrispondente alla rotazione della

posizione verticale corretta però in senso orario, quindi vuol dire che quando la leva è verso sinistra

è in posizione di aperto, e quando è verso destra, è in posizione di chiuso. 68

Abbiamo più volte parlato di gradi di protezione IP, giusto per ricordarceli vediamo cosa vuol dire

È classificato da una sigla, è un codice internazionale usato dalla IEC 529 ed è utilizzato anche dalla

norma CEI 70-1. Per i quadri si richiede come minimo IP 2X, o IP XXB; prima di arrivare al

significato della lettera finale, vediamo i significati dei codici. Abbiamo due numeri, il primo indica

il grado di resistenza alla penetrazione dei corpi solidi, il secondo quello di penetrazione rispetto ai

liquidi. Se abbiamo IP 0 abbiamo una costruzione non protetta, aperta. IP 1 vuol dire che può

entrare una mano, è protetto con corpi superiori a 50 mm. IP 2 è protetto per corpi superiori a 12

mm. IP 3 è 2.5 mm. IP 4 è 1 mm. IP 5 significa che abbiamo una protezione contro la polvere,

quindi non penetra la polvere all’interno. IP 6 significa che è protetto totalmente dalla polvere da

qualunque posizione provenga e in qualsiasi condizione.

Per quanto riguarda l’acqua o i liquidi, è il secondo codice e si va da 0 a 8, quindi abbiamo non

protetto, protetto contro la caduta verticale di gocce d’acqua, protetto dalla caduta di gocce d’acqua

con inclinazione 15°, protetto contro la pioggia, protetto contro gli spruzzi d’acqua(IP 4), protetto

contro i getti d’acqua( IP 5), per quanto riguarda le ondate abbiamo IP 6, poi ci sono gli effetti delle

immersioni, nel primo caso abbiamo una immersione di 15 cm (IP 7), e nel secondo caso una totale

immersione (IP 8). È chiaro che per un costruttore non è semplice fare queste prove, perché già fare

arrivare l’acqua con un angolazione di 15° non è semplice, le norme dicono come devono essere

fatte queste prove e cosa usare per eseguirle.

In sostanza però, IP 2 significa che ho una struttura che impedisce l’ingresso di quello che si chiama

dito di prova, la prova viene infatti fatta con un aggeggio metallico che ha la forma e la dimensione

di un dito medio. Quindi IP 2 vuol dire che è protetto al dito di prova. Oppure posso dire che uso

IP X, quando uso la X vuol dire che mi va bene tutto, quindi nel caso di IP XXB, mi dice che potrei

accettare anche IP 0 o più realisticamente IP 1, cioè può entrare il dito di prova con IP 1 però per il

fatto di avere quella B alla fine del codice, significa che il dito prova pur entrando e muovendolo in

tutte le direzioni possibili, non riesco mai a raggiungere una parte attiva. Quindi ci possiamo

di un IP 1, purché sia un IP 1B. E’chiaro che è meno buono un IP 1B rispetto ad

accontentare anche

un IP 2, ma questo è il minimo che si può accettare.

Per le installazioni interne vanno bene tutte le IP 2 , IP 3, IP 4, 5 e 6, dipende da cosa devo fare; è

logico che se sono in un ambiente di lavorazione industriale (es. falegnameria) dovrò avere un

grado che mi protegga dalle polveri. Poi siccome anche all’interno ci sono situazioni in cui si usa

acqua, o per fare pulizie o per esempio nel caso di un quadro messo vicino a una piscina dove si fa

la pulizia con getti d’acqua, dovrò avere un quadro con almeno IP 55. Oppure un quadro che si

trova in un locale dove si ha la fuoriuscita d’acqua, per esempio un locale dove si trovano le

autoclavi di un palazzo.(vedi nel lucido le varie tipologie di IP 12, 53 , 64 ecc.). molti quadri escono

di loro IP 43, perché la maggior parte degli armadi che uno va a comprare sono IP 43 e se gli si

monta la porta diventano IP 55. I quadri che abbiamo visto giù in cabina di facoltà sono IP 55.

Per gli esterni dobbiamo partire almeno da IP 43, IP 43 vuol dire che non ci entrano corpi solidi

inferiori a 1mm e che è protetto contro la pioggia, questo è il minimo che posso mettere. È chiaro

che non posso chiedere che mi facciano un quadro IP 15, le combinazioni non sono tutte. È

impossibile fare un quadro dove si può entrare con una mano o con un dito e contemporaneamente

resiste ai getti d’acqua in tutte le direzioni.

Altro aspetto molto importante è la protezione contro i contatti diretti,

contatti diretti: sono i contatti con le parti attive in tensione;

contatti indiretti: sono contatti con le masse delle apparecchiature, cioè i moduli metallici che non

sono in tensione, ma che vanno in tensione in presenza di un guasto.

Per quanto riguarda i quadri, ovviamente ci dobbiamo preoccupare di tutto, ma in modo particolare

l’esecuzione del quadro ci deve garantire la protezione contro i contatti diretti; cioè dobbiamo

impedire che accidentalmente qualcuno possa arrivare alle parti attive. Questo accidentalmente vuol

69

dire che il quadro deve essere fatto in modo tale che nessuno ci si appoggi per sbaglio o infili il dito

fino ad una parte attiva. Queste protezioni vengono realizzate mediante una serie di azioni, che

possono essere, o l’isolamento delle parti attive, oppure barriere o involucri, oppure azioni legate a

cosa succede quando si apre il quadro. E in modo particolare ci possono essere uso di chiave o

attrezzo, interblocco meccanico, secondo ostacolo interno; queste solo le azioni possibili che

possiamo trovare per la protezione dai contatti diretti nei quadri.

Per quanto riguarda l’isolamento delle parti attive, le parti attive devono essere completamente

l’isolante lo

rivestite di un materiale isolante, questa soluzione significa che se io voglio rimuovere

posso fare solo distruggendolo; e quindi significa che deve essere robusto a sollecitazioni

meccaniche e elettriche nel tempo. Questo è il caso di alcune prese, sono fatte in modo tale che io

non le posso aprire se non distruggendole. E questo si può applicare anche nei quadri. I metodi

elencati per la protezione non ci devono essere per forza tutti, ma ce ne deve essere almeno uno.

L’altra soluzione è quella di mettere delle barriere che devono avere un grado di protezione che

possiamo leggere ne lucido IP 2X o IP XXB; per quanto riguarda la differenza tra IP XXB e

IP XXD, la B riguarda la mano, e la D riguarda il dito. Dipende se abbiamo una posizione

orizzontale o verticale. Tutte le barriere o gli involucri devono essere fissati in modo opportuno, e la

rimozione delle barriere può essere fatta solo con opportune chiavi o attrezzi, e tutte le parti attive

che possono essere toccate durante questa operazione, devono essere sezionate prima dell’apertura.

Infine deve essere previsto un ostacolo addizionale, abbiamo un secondo ostacolo dietro la porta,

quindi abbiamo la porta che rappresenta il primo ostacolo, e poi ne abbiamo un secondo che può

essere rimosso solo togliendo delle viti o dei bulloni. La persona che apre il quadro deve essere una

persona avvertita e addestrata. Poi come ultime cose troviamo apertura con chiavi e sezionamento

prima dell’apertura con bobina e teleruttore, e quando vado ad aprire il quadro automaticamente

seziono.

Esiste una tipologia di quadri particolare, che sono quadri con involucro per uso interno, contenenti

dispositivi di protezione per un totale della corrente nominale di 125 A in entrata e a 250 A in uscita

sono quadri di distribuzione AS, quindi questi quadri sono realizzati in serie, (es. i centralini

d’appartamento) e per applicazioni domestiche. Hanno una tensione verso terra di 300 V e sono

destinati ad uso in corrente alternata. Ce ne sono di due tipi: con portello o senza portello, e la cosa

particolare è che se io voglio mettere un quadro che sia accessibile a tutti, in un ambiente comune,

lo devo mettere necessariamente di tipo ASD, altrimenti se lo voglio usare di tipo ANS il quadro

deve avere una porta chiusa a chiave, o comunque deve stare in un ambiente non accessibile; e la

chiave va tenuta da una persona qualificata, che è appunto una persona istruita ed avvertita, quindi

conosce il pericolo dell’elettricità sa come comportarsi e può accedere al quadro. In un ambiente

invece dove accedono persone non di questa categoria, le scelte sono due: o uso quadri ASD o li

uso ANS però a quel punto il quadro è chiuso.

La norma di riferimento per i quadri domestici, quelli realizzati in resina, è la norma CEI 23/51,

quindi per questi non si applica la 17 ma la CEI 23/51. Nel quadro bisogna poi verificare che vi sia

esposta la targa identificativa, con nome e marchio del costruttore, tipo, numero di serie del quadro,

e tutte le identificazioni che possano eventualmente farci con semplicità riferire alla dichiarazione

dell’installatore. Gli altri dati relativi ai quadri, devono essere

di conformità del quadro, non quella

disponibili in cataloghi, documenti ecc.

Quando il quadro viene realizzato da un costruttore locale questo allega un documento dove sono

scritte tutte le verifiche fatte sul quadro e quali sono le condizioni di funzionamento,

sovratemperature ecc. Dove c’e il quadro devono essere presenti gli schemi, in particolar modo

deve essere presente lo schema unificare del quadro proprio dove c’e il quadro, ovviamente nel

quadro ci deve essere ogni singolo interruttore con la sua targhetta.

invece, sono quelli per il controllo motori, l’acronimo che si utilizza è MCC

Quadri particolari

(motor control center), non hanno niente di particolare, hanno degli scomparti con parti estraibili

che contengono il comando e il controllo dei motori, che si può fare in tanti modi, come abbiamo

già visto in impianti. Questi tipi di quadri consentono l’avvio e l’arresto dei motori, quindi oltre le

70

varie protezioni questi quadro avranno anche dei circuiti ausiliari per il comando, dove ci sarà anche

il trasformatore per gli ausiliari. Anche qui è molto importante il discorso della temperatura perché i

teleruttori e il trasformatore si scaldano, e poi c’è da mettere tutta una serie di spie luminose.

Distribuzione 20-03-07 Lezione n. 7

Protezione di linee e macchinari

Le protezione delle linee vengono fatte per proteggerle dai sovraccarichi e cortocircuiti, abbiamo

visto dei cenni nel corso di impianti della protezione in bassa tensione dei cortocircuiti e

sovraccarichi e abbiamo visto anche come si proteggono i sistemi di distribuzione per quanto

riguarda il sovraccarico e cortocircuito, con dei dispositivi a massima corrente, e come ci si

protegge nei confronti del guasto terra, con dispositivi direzionali.

Facciamo riferimento alla protezione delle linee di alta tensione anche se questi concetti si stanno

progressivamente portando anche alla distribuzione, perché le reti di distribuzione si prevede in un

futuro abbastanza rapido che si trasformino in reti a maglia e non più radiali perciò quei concetti

che vedremo nelle reti di trasmissione si stanno riportando anche alle reti di distribuzione.

La protezione delle reti a maglia viene fatta con protezioni di tipo distanziometrico,se la rete è a

maglia non ci basta la sola protezione distanziometrica ma anche quella direzionale.

Abbiamo un sistema radiale in cui abbiamo una sbarra che possiamo indicare come la sbarra di

inizio della nostra linea e dei tronchi di linea, la freccia indica il carico quindi da quella sbarra viene

prelevato un certo carico:

Sappiamo che nel primo tronco passa una corrente equivalente alla somma dalle correnti assorbite

dai tre carichi più la corrente che serve per le perdite, nel secondo passerà la corrente necessaria per

alimentare i carichi a valle è nell'ultimo tratto ciò che serve all'ultimo carico maggiorato sempre

della quota parte che va persa nella linea.

Se voglio realizzare una protezione selettiva in un sistema di alta tensione, non mi posso

accontentare di avere un'unica protezione all'origine perché è troppo poco, nella rete di trasmissione

c'è un numero di reti di distribuzione molto esteso e quindi ad un guasto perdo troppi utenti.

Ogni singolo tronco viene protetto con la sua protezione, l'obiettivo che si vuole raggiungere è di far

in modo che le protezioni siano selettive, significa che deve intervenire la protezione più vicino al

guasto.

Un sistema di protezione deve essere sempre ridondante, cioè ci deve essere sempre backup, nel

senso che se non funzionasse questa protezione con un po' più di tempo può intervenire quella a

monte.

Se voglio fare un sistema radiale con protezioni selettive in AT l'unica possibilità che ho è di

rendere molto lenta la prima protezione rispetto alla seconda e rispetto alla terza. 71

Avrò nel primo tratto una protezione a massima corrente che interviene quando si supera una soglia

ma che deve essere lenta poi un po' più veloce nel secondo tratto è una ancora più rapida nel terzo.

Se procedo in questo modo riesco ad ottenere selettività, il problema è che nel primo tratto dove ho

la più grande corrente di cortocircuito o la protezione più lenta, dovrò fare una valutazione di

energia specifica passante il rischio è di usare linee molto grosse per cercare di contenere l'energia

specifica passante, o meglio per avere delle linee che siano in grado di tollerare l'energia specifica

passante che la protezione lascia passare perchè i tempi di ritardo sono elevati.

Se io ho delle linee con molti tronchi che voglio tutti proteggere è difficile ottenere questo risultato

perché all'origine mi ritrovo con protezioni molto lente è quindi conseguentemente con sezioni di

linea di conduttore molto elevate.

Questo non è accettabile nei sistemi di trasmissione perché i livelli di corrente di cortocircuito sono

talmente elevati che l'energia specifica passante è molto forte e quindi non riusciamo a coordinare le

protezioni giocando soltanto sul tempo.

La strada che si sceglie in un sistema di trasmissione e quella di usare protezioni diverse che si

basano su individuazione del tronco in cui si è verificato un guasto cioè devo capire dove sta il

guasto e quindi la protezione in base a dove sta il guasto decide, questa è la protezione di tipo

distanziometrico.

Rappresentiamo il circuito monofase equivalente di questa linea:

Se nasce cortocircuito trifase nell'estremità finale del primo tratto, supponiamo sulla sbarra vedo

l'impedenza Z perché quando faccio il cortocircuito non vedo tutto ciò che c'e a valle, non vedo più

1

carichi.

Se faccio cortocircuito nel secondo tratto, ovviamente sono in grado di vedere dal primo punto,

dalla sbarra 1 vedrò un'impedenza 72

Z +Z

1 2

mentre dalla sbarra 2 vedo soltanto l'impedenza Z (stiamo immaginando di fare cortocircuito alla

2

seconda sbarra), se misuro le impedenze con dispositivi distanziometrici: Z +Z è ciò che vedo dalla

1 2

protezione che sta qua *, la protezione che sta qui ** che guarda solo da un suo da un lato dà la sua

destra vedrà l'impedenza Z .

2

Distanziometrica perché in realtà se la linea è fatta tutta con uno stesso conduttore l'impedenza

Z +Z sarà: (r +r )l e la reattanza sarà (x +x )l, le ricaviamo dalle costante fondamentali delle

1 2 1 2 1 2

linee, quindi misurare l'impedenza di fatto significa misurare la distanza dalla protezione al punto di

guasto.

Se mettiamo nel primo punto un dispositivo che ha un'impedenza di taratura, i relè hanno una soglia

e poi sono in grado di capire asse devono intervenire quando le grandezze che misurano vanno oltre

o sotto la soglia a seconda di come è fatta la protezione, immaginiamo di avere un relè che abbia

una caratteristica di questo tipo:

Questa caratteristica è la caratteristica di un relè ad impedenza, cioè di un relè distanziometrico,

questi dispositivi si possono fare elettrodinamici o elettromeccanici, con sistemi elettronici con

logica analogico, si possono fare con relè a microprocessore.

In sostanza si fissa una soglia di impedenza, si tara innanzitutto il relè nel punto A, in modo che

interviene quando l'impedenza misurata e’ più piccola di Z perché se quell'impedenza che misuro è

1 e’ l'impedenza del primo

più piccola di Z il guasto è avvenuto a sinistra della sbarra perché Z

1 1

tratto di linea.

Se misuro un'impedenza inferiore vuol dire che il guasto è avvenuto sicuramente nella linea che sta

proteggendo, alla peggio potrà essere un guasto avvenuto all'estremo e quindi misurerà Z .

1

Il relè messo in quella posizione interviene per tutti valori di impedenza compresi entro quella

circonferenza, noi avremo una sola impedenza ben precisa che sarà rappresentabile con un vettore

di questo tipo (vedi nel disegno il vett. piccolo) a cui corrisponde una r è una x perché sono i

1 1

parametri della linea nel primo tratto. 73

Quando avviene il guasto misuro un'impedenza più piccola, se ipotizziamo che il guasto non abbia

resistenza, guasto franco, non modificò l'impedenza perché sarebbe come dire che l'impedenza

misurata fino al punto guasto e’ Z = (r + jx)l

Quando la protezione sente un'impedenza più piccola di Z , la protezione indica che il guasto sta

1

avvenendo nel tronco di pertinenza, quello più vicino e quindi devo intervenire nel minor tempo

possibile.

Metto un secondo relè che questa volta è tarato su un’impedenza che è data da Z +Z quindi il

1 2

secondo relè non guarda il primo tronco ma guarda il primo più il secondo.

Avrò una seconda circonferenza che sarà Z +Z :

1 2

se il secondo relè sente un'impedenza più piccola anche lui indica che la protezione deve intervenire

però se l'impedenza misurata sta nel tratto tra Z +Z , in realtà il guasto non è nel suo tronco di

1 2

pertinenza ma forse è in un altro tronco di pertinenza, magari nella protezione B, quindi aspetta che

intervenga lui(protez. B) prima di agire.

Nel secondo tronco inserisco un elemento di ritardo, questo presuppone che in b ci sia un'altra

protezione.

In pratica il relè ad impedenza ha due soglie, una soglia Z più lenta che serve a proteggere il

2

secondo tronco e poi c'è una soglia più veloce.

La protezione del primo è la più rapida in assoluto perché la protezione ha la funzione di aprire in

A.

analogamente si può pensare di mettere anche una terza circonferenza e quindi avrà come soglia

Z +Z +Z è che rallenta ulteriormente.

1 2 3 74

Relè distanziometrico con tre soglie d'intervento: il grafico è l'opposto di quello disegnato prima, se

prima la più lenta era quella più vicina, adesso la più lenta è quella più lontana e il primo tronco

quello su cui voglio intervenire ho la protezione più veloce.

normalmente una protezione non vede più di tre gradini, ci si limita a tre gradini e non oltre.

In B metto ancora una protezione di tipo distanziometrico, cioè un relè ad impedenza, quindi

interviene quando l'impedenza misurata va sotto l'impedenza di soglia perché indica che c'è un corto

circuito e ripeto la stessa logica:

quindi avrò del punto B un relè la cui prima soglia sarà Z perché in B voglio proteggere il tronco

2

immediatamente a valle quindi per quanto riguarda la protezione B la prima soglia, la più veloce

sarà Z e gli do la velocità del primo tronco.

2

Nel primo tronco gli metto la massima velocità possibile, poi gli aggiungo un Z +Z ,su Z +Z cioè

2 3 2 3

sulla soglia più esterna sto usando la protezione B per vedere ciò che avviene sul terzo tronco,

quindi va bene che intervieni però un po' più lentamente. 75

Stessa filosofia nell'ultimo tronco, nella protezione C, non avrò altri tronchi da controllare, nella

protezione C ci sarà soltanto una taratura su Z che avrà come velocità la più grande velocità che

3

riesco a dare alle protezioni.

Vediamo se abbiamo backup, cioè aiuto da una protezione sull'altra nel caso le cose non funzionino,

se abbiamo selettività:

supponiamo un guasto nel secondo tratto, in Z , e le protezioni funzionino bene cioè non abbiamo

2

guasti:

Interviene B perché tutte e due, A e B, le protezioni sentono il guasto però B interviene più

velocemente quindi la selettività ottenuta è di tipo cronometrico, quindi entrambe le protezioni

sentono il guasto ma soltanto una ha il tempo d'intervenire.

La protezione A supplisce a eventuali deficienze della protezione B ma comunque se tutto funziona

correttamente siamo in condizione di selettività e se la protezione B non funziona è chiaro che in

qualche modo il guasto lo devo togliere. 76

Se il guasto lo immaginiamo nel terzo tratto ci sono tre protezioni che si accorgono del guasto,

A,B,C.

Se tutto funziona regolarmente interviene la protezione C perché è la più veloce, se la protezione C

non funziona in quella situazione in quel tronco ho addirittura due backup, perché può pensarci B

ad intervenire e se anche B non funziona ce la fa A.

Con questa logica di protezione a gradini d’intervento temporizzati con una protezione

distanziometrica è possibile ottenere selettività senza fare ciò visto prima cioè dove la selettività

veniva ottenuta sia di tipo cronometrico, entrano in gioco sia le soglie d'intervento che i tempi in

una protezione a massima corrente ma il risultato però è che nei primi tratti o dei tempi di intervento

lunghissimi.

Adesso otteniamo selettività ma se tutto funziona bene il tempo di eliminazione del guasto è lo

stesso in tutti tronchi, non ho una situazione di porzione di linea che deve sopportare il guasto per

piu’ tempo, succedere solo se ci sono delle avarie ma se tutto è in regola nel sistema di protezioni il

guasto nel primo tronco viene eliminato in es. 120 ms, il guasto nel secondo tronco viene eliminato

sempre in 120ms, il guasto nel terzo tronco viene eliminato in 120 ms semplicemente giocando sui

tempi di intervento e sul gradini di protezione della protezione.

Rete magliata

Se metto 1 secondo punto di alimentazione e il corto circuito rimane nel secondo tratto abbiamo che

la corrente di corto circuito arriva da due parti e questo complica abbastanza il tutto.

Se pensiamo alla rete radiale con il guasto del punto 2 la protezione C misura l'impedenza, ma per

misurare l'impedenza dovrà leggere la tensione e la corrente che transita, ma a vale del corto

circuito con rete radiale non passa nessuna corrente e quindi l'impedenza che misura è infinita,

quindi siccome il relè interviene quando il valore di impedenza il è più piccolo di Z , per cui non da

3

nessun segnale di intervento ma quando invece la rete è magliata a questo punto il dispositivo di

protezione in C sente la corrente che fluisce e quindi rileva un'impedenza, se l'impedenza che

misura è più piccola di Z si corre il rischio di farlo intervenire, quindi il fatto di avere i flussi della

3

direzione ci obbliga a completare il sistema di protezione: dobbiamo avere anche dei relè

direzionale che siano in grado di capire, di guardare precisamente da che parte sta il guasto vedendo

flusso di corrente.

Si deve inserire su ciascuna sbarra un relè in questo modo:

A e A’ proteggono il primo tronco, tutte e due hanno come impedenza di taratura Z1 solo che sono

anche direzionali:

A vede il flusso che va da sinistra verso destra mentre A’ interviene soltanto se vede guasti alla sua

sinistra, non interviene per guasti spostati.

alla sua destra, B’ alla sua sinistra.

B vede guasto 77

Coordinamento protezioni: la protezione C’ fa l'analogo di quello che fa la protezione A dovrà

essere della più veloce possibile del primo tronco, poi avrà un gradino di intervento rallentato e poi

il terzo tronco, il verso positivo con cui mi muovo per le protezioni con l'apice e da destra verso

sinistra.

B’ deve essere velocissima nel primo tronco è un po' più lenta del secondo, A’ ha solo un tronco

Ipotesi: il guasto avviene in Z , il guasto viene sentito dalla protezione A ma è abbastanza lenta, lo

2

sente la protezione B che è la più veloce,sente il guasto alla sua destra,quindi ha anche il consenso

per intervenire.

Il guasto viene sentito da C e C’e lo sente B’ però il più veloce a intervenire è sempre B’, C non

può intervenire perché il guasto alla sua sinistra e C vede soltanto il guasti alla sua destra , C

vorrebbe intervenire ma non può perché il guasto ce l’ ha dalla parte opposta, C’ potrebbe

tronco è più lenta della protezione B e B’.

intervenire però per un guasto nel secondo

Nel tronco dove c'è il guasto intervengono le protezioni più estreme B e B’ se tutto funziona bene

altrimenti c'è il backup e intervengono le protezioni più lente e quindi ampio il guasto.

Il vantaggio di questa protezione su rete magliata e che isolo il lato guasto in tempi brevissimi, nel

tempo dell’intervento delle protezioni io apro B e B’, isolo il lato guasto e tutti gli altri rimangono

in servizio: il sistema fatto cosi’ è robusto alla n-1 perché è in grado di funzionare anche con un

elemento di linea in meno e tutto questo risultato viene ottenuto coordinando le protezioni

distanziometriche, per proteggere tre lati ho bisogno di 6 relè, in una rete di distribuzione non si

sceglie questa strada.

Distribuzione 21 marzo 2007

Lezione n. 8

 IL RIFASAMENTO NEGLI IMPIANTI IN MEDIA E BASSA TENSIONE 78

La lezione di oggi tratta il problema del rifasamento dell'impianto elettrico, nei sistemi di

distribuzione di media e alta tensione e un qualunque provvedimento che mira a ridurre il

fattore di potenza di un carico in un determinato punto dell'impianto al fine di far diminuire,

a parità di potenza attiva, le correnti che circolano nel nostro impianto di distribuzione.

φ)

Quindi ridurre il power factor (ossia il cos significa appunto migliorare l'impianto per il

fatto che vengono ridotte le correnti che circolano a parità di potenza trasferita e questo

comporta minori perdite e comporta anche il fatto che non è necessario

sovradimensionare gli apparecchi, le linee del nostro impianto, cosa che invece è

φ

necessaria se ci troviamo a lavorare con dei valori di cos bassi.

Quello che vogliamo limitare è il fatto che ci siano fattori di potenza bassi che implicano

un assorbimento di potenza reattiva al nostro impianto.

Gli impianti che funzionano in corrente alternata nel sistema distribuzione sono

normalmente di tipo ohmico o di tipo ohmico-induttivo.

Negli impianti di tipo ohmico abbiamo che la corrente è in fase con una tensione e

quindi il fattore di potenza è unitario, se però consideriamo la stragrande maggioranza dei

carichi che sono presenti nei sistemi di distribuzione questi non sono perfettamente di tipo

ohmico ma di tipo ohmico-induttivo (quali trasformatori, motori asincroni, saldatrici, forni ad

induzione, ad arco ecc.).

Questo cosa significa: il vettore della corrente non sarà in fase con la tensione ma sarà

φ

sfasato in ritardo di un determinato angolo con la tensione e questo comporta un

contributo di potenza reattiva.

I nostri utilizzatori di tipo ohmico induttivo richiedono un assorbimento di potenza

reattiva; questa potenza reattiva è la potenza necessaria per produrre campo

elettromagnetico necessario per il funzionamento dei nostri apparecchi utilizzatori e quindi

φ

questo sfasamento tra tensione corrente implica che ovviamente i cos non sarà unitario

φ

ma sarà minore di uno. Ora il fatto degli impianti possono avere un cos basso implica

non solo delle conseguenze dal punto di vista tecnico e quindi da come opera l'impianto

ma anche dal punto di vista economico perché ci sono delle penalità nelle tariffe

φ

dell'energia legate al fatto che se un utilizzatore e collegato con un cos minore di 0,9

quando si va a controllare il contratto di fornitura e si va a pagare la bolletta si vedrà che

c'è una voce che è una penalità dovuta al fatto che si sta assorbendo potenza reattiva,

φ

quindi il distributore fa pagare l'utente che ha allacciato con un cos che è più basso di

0,9. φ

Scopo del rifasamento è quello di mantenere un valore di cos maggiore di 0,9.

La potenza reattiva presente nel nostro impianto è data dalla somma delle potenze

reattive dei carichi, dalla somma delle potenze reattive delle reattanze in serie nel nostro

impianto (che sono le linee e i trasformatori), dalla somma delle potenze reattive delle

reattanze in parallelo del nostro impianto (come la reattanza di magnetizzazione di

trasformatori e le bobine di reattanza che possono essere presenti nell'impianto), e poi da

un termine sottrattivo che è legato alla somma delle potenze reattive legate alle capacità

trasversali della linea, quindi sia che stiamo parlando delle linee in cavo sia che stiamo

parlano delle linee aeree ci saranno delle capacità trasversali quindi che già da sole hanno

un contributo che può essere visto come una sorta di rifasamento. 79

   

Q(carichi) + Q(X in serie) + Q(X in parallelo) - Q(C trasversali)

Quali sono le potenze in gioco?

nel caso di carico monofase ohmico induttivo avremo una potenza istantanea assorbita il

cui diagramma è:

La potenza istantanea assorbita è data dalla somma di due contributi la potenza attiva P e

la potenza reattiva Q.

La potenza attiva P è quella che viene effettivamente utilizzata dal carico.

φ φ

P=VI cos il massimo della potenza attiva sia per cos unitario non sia tutta la

potenza viene trasformata in potenza attiva utilizzato dal carico.

φ

il contributo reattivo e invece proporzionale al seno di

φ.

Q=VI sen

Graficamente se io proietto il vettore corrente sul vettore tensione posso identificare i

segmenti proporzionale alla potenza attiva e reattiva

Im 

V

 Re

I Q=VI sen φ 80

P=VI cos φ

Il nostro scopo è quello di minimizzare il contributo di potenza reattiva φ

Possiamo esprimere la potenza reattiva in funzione della potenza attiva: Q=P tg

φ

Quindi dal momento che sussiste la relazione P=VI cos il fattore di potenza

è effettivamente l'indice di quanta potenza attiva sia utilizzata nel nostro impianto e quindi

è indice di quanto reattivo è presente in un impianto. φ

Infatti se ne consideriamo un valore per esempio di cos pari a 0,9 che è appunto il

valore ammesso dalle norme questo mi implica che la potenza attiva che sto trasferendo

al nostro carico equivalente è solo il 90% rispetto alla potenza attiva che potrei trasferire al

carico, quindi pur essendo elevato il fattore di potenza ho comunque delle perdite (in

questo caso pari al 10%) all'interno del nostro impianto.

φ

Ovviamente all'aumentare dell'angolo di sfasamento si avrà un valore sempre più basso

del fattore di potenza e quindi ho un valore di potenza che viene trasferita ai nostri

utilizzatori sempre più basso.

La conseguenza diretta di questo fatto è che a parità di potenza attiva trasferita, al

diminuire del fattore di potenza ho correnti di linea più elevate e questo implica maggiori

perdite per effetto joule negli elementi del sistema (infatti le perdite sono proporzionale al

quadrato della corrente che circola), quindi un aumento della corrente implica un aumento

al quadrato delle perdite e questo avviene nei conduttori di linea, negli avvolgimenti dei

trasformatori e dei generatori; se consideriamo la formula approssimata delle cadute di

tensione φ φ

ΔV=RI cos + XI sen

Notiamo che l'aumento delle correnti implica una aumento della caduta di tensione.

φ

Ricapitolando: Sto lavorando con cos basso ho le correnti della linea elevate ed ho sia

perdite sia cadute di tensione maggiori, ho centrali di generazione in stazioni di

trasformazione sovradimensionate per una potenza apparente kVA maggiore

P

A 

cos

Il distributore è costretto a ridimensionare l'impianto aumentando le sezioni dei conduttori

di linea o suddividendo il carico tra più linee in parallelo. Questo è il motivo che spinge a

φ

porre un limite al cos minimo che può essere assunto; chi assorbe potenza reattiva con

un fattore di potenza minore al valore limite dovrà compensare con una tariffa più alta

dell'energia che acquista ed è qui quindi nasce l'esigenza di rifasare l'impianto.

Rifasare l'impianto significa aumentare il fattore di potenza con lo scopo di ridurre, a parità

81

di potenza attiva transitante, le correnti che circolano nelle linee: l'idea è quella di generare

in loco la potenza reattiva necessaria per i carichi in modo da ridurre la correnti di linea a

parità di potenza attiva assorbita.

[si pongono dei banchi di condensatori in parallelo e vicino al carico che assorbe potenza

reattiva lontano dal punto di consegna: tutta la linea a monte e scaricata di questo

contributo di potenza reattiva]

La batteria di condensatori che si sceglie dovrà essere dimensionata opportunamente e

avrà il quindi il ruolo di compensare in parte la reattanza induttiva del carico e quindi di

rendere il carico equivalente che noi vediamo (costituito ora dal nostro carico e dalla

batteria di condensatori) come un carico meno reattivo.

I mezzi per produrre l'energia reattiva induttiva, ossia che si comportano come dei

condensatori, sono: gli alternatori che stiamo trattando dei casi in cui ci sono dei motori

molto vicini alle centrali; compensatori sincroni, che hanno la capacità di comportarsi da

induttore o da condensatore in funzione del fatto che sia sotto eccitato o sovreccitato.

Quando è sovreccitato si comporta esattamente come un condensatore e può essere

utilizzato per rifasare, dal momento che i costi del compensatore sono elevati viene

utilizzato per le reti in alta tensione mentre per le reti in media tensione l'utilizzo del

compensatore sincrono si fa solo quando le potenze sono molto elevate; la terza categoria

che quella più conveniente è quella dei condensatori statici quindi installazioni di batterie

di condensatori in derivazione in parallelo in prossimità dei carichi da rifasare questo è il

metodo più semplice ed economico, non solo è il più sicuro ma è anche quello che c'è

permette di avere batterie di condensatori che eventualmente possono essere frazionati e

quindi inseriti al gradino in modo tale da ottenere la potenza reattiva che sicuramente ci

serve.

Consideriamo il nostro carico ohmico induttivo e per rifasare poniamo in parallelo una

batteria di condensatori; il nostro carico assorbe una corrente i che è sfasata in ritardo

rispetto alla tensione V. il fatto di inserire un condensatore in parallelo al carico fa sì che

nel condensatore stesso scorra una corrente IC che in anticipo di fase rispetto alla

82

tensione e quindi della corrente I1 effettivamente assorbita sia:

Nel caso ideale la Ic e inquadratura in anticipo rispetto la tensione, mentre nel caso reale

ci saranno comunque delle perdite e quindi la corrente non sarà perfettamente in

quadratura, infatti nei dati di targa del condensatore viene dato anche il fattore di perdita

che tiene appunto conto del fatto che corrente tensione non sono perfettamente in

quadratura.

Grazie all'uso della batterie di condensatori la corrente assorbita I1 avrà un angolo di

φ φ

sfasamento minore e quindi un cos maggiore.

Inoltre possiamo notare come la potenza attiva assorbita sia la stessa sia che usiamo o

meno i condensatori, a parità di potenza attiva assorbita si richiede un contributo minore di

potenza reattiva.

In altre parole il condensatore fornisce un contributo di potenza reattiva pari alla differenza

delle potenze reattive riferite alle correnti Ic e I1: Qc( Ic) - Qc(I1)

o in altri termini Q = P(tg - tg )

C 0 1

Quando andiamo a dimensionare le batterie di condensatori per il rifasamento noi

dobbiamo calcolare quanto è la potenza reattiva capacitiva Qc necessarie per rifasare il

nostro carico. Per fare ciò usiamo le relazioni appena viste oppure ricorriamo ha delle

tabelle o diagrammi che forniscono il valore del coefficiente che va moltiplicato per la

potenza attiva Kc: 83

Kc=(tg0- tg1) ESEMPIO:

Potenza prelevata: 85 kW

cos0 = 0,76

Potenza necessaria

per rifasare a

cos1= 0.95: 0.53

Qc= 85 x 0,53 = 45 kvar

Ora nel caso monofase Inserzione della C

La Potenza Reattiva Q assorbita da un C

capacità

C

condensatore viene determinata da: di esercizio V

tensione f

=2

pulsazione

Caso Monofase

 2 2

C

Q = V C= Q /V

C C

Caso Trifase

 84

stella triangolo

Inserzione Inserzione

f2 c2 c2

C

Q = 3CV = V Q = 3C V

C C

f2 c2 f2

C= Q /3V C= Q /3V = Q /9V

C C C

Consideriamo ora le due configurazioni caso stella e caso triangolo, nel collegamento

triangolo a parità di potenza attiva erogata sono sufficienti tre capacità che hanno un

valore pari a di quella necessaria nel caso stella, da questo confronto verrebbe da dire

che è più conveniente collegare i condensatori a triangolo ma realtà c'è un problema: i

√3

condensatori devono essere dimensionati per una tensione d'esercizio volte superiore

quindi in conclusione verrà scelto il collegamento stella nei casi di livelli di tensione più

elevati, negli altri casi in cui livelli di tensione sono più bassi conviene scegliere il

collegamento a triangolo.

Come disporre i condensatori di rifasamento:

 BT: fino a Q=50 kVAR (unificati 20 e 30 kVAR)

 MT: unità da 25, 50, 75, 100, 150 kVAR

Per la bassa tensione questi possono essere permanentemente inseriti su carico, per la

media tensione invece possono essere o permanentemente inseriti su carico oppure

modulabili .

Per V<10kV collegamenti a stella, triangolo o in parallelo con custodie

messe a terra

Per V>10kV collegamenti in serie (custodie isolate)

Le norme CEI 33.7 definiscono due categorie di condensatori:

Tipo I - sono i condensatori che hanno i terminali di linea isolati dal contenitore,

dall'involucro, e sono isolati per una tensione pari alla tensione di riferimento per

l'isolamento 85

Tipo E - uno dei terminali di via è collegato metallicamente l'involucro del condensatore.

Ora vediamo quali sono i dati caratteristici dei condensatori:

 Monofase o trifase

 Potenza o capacità nominale

 Tensione nominale

 Tensione di riferimento per isolamento

 

Tipo “I” o tipo “E” A : da –25 a +40°C

 

B : da –10 a +40°C

Classe di temperatura 

 C : da –10 a +45°C

Per esterno o per interno

 Schema di collegamento interno (se unità trifase)

 Eventuali fusibili o elementi di scarica interni all’unità

 Particolarità di montaggio e impiego

 Perdite (V e I non perfettamente sfasati di 90°)

 Dimensioni e peso

Per quanto riguarda eventuali fusibili o elementi di scarica interni all'unità, quando il

condensatore deve essere inserito nel nostro impianto è necessario che sia

completamente scarico e quindi dobbiamo porre in parallelo al condensatore una

resistenza che fa sì che quando il condensatore viene staccato dalla rete viene commutato

sulla resistenza che permette di scaricare il condensatore stesso

Vediamo ora alla scelta degli schemi di installazione più opportuni per effettuare il

rifasamento. Gli schemi di istallazione possono essere di tre tipologie diverse: 86

1) rifasamento diretto (o distribuito) di ciascun utilizzatore;

2) rifasamento per gruppi di utilizzatori omogenei: se ho delle utenze che hanno un

comportamento abbastanza omogeneo, funzionano simultaneamente ed hanno lo stesso

tipo di assorbimento di potenza reattiva, posso pensare di rifasare insieme;

3) rifasamento centralizzato di tutto l'impianto: i banchi di condensatori vengono posti

direttamente a monte di tutti i carichi del mio impianto e quindi direttamente a valle del

punto di consegna

Ovviamente la scelta dello schema di istallazione va fatta basandosi su fattori di costo e

anche su fattori funzionali quali ubicazione dei carichi da rifasare e la loro contemporaneità

di funzionamento.

Dal punto di vista tecnico la soluzione migliore per alleggerire la nostra linea è quello dato

dal rifasamento distribuito in quanto viene rifasato solo dove effettivamente serve e si

alleggerisce la linea a monte del contributo della corrente che servirebbe per fornire la

potenza reattiva (e questo ovviamente comporta una scelta di conduttore a sezione

φ),

minore e che tutta la linea d'alimentazione funziona con alto valore di cos ma dal punto

di vista economico questo non è assolutamente conveniente perché significa

dimensionare i condensatori per tutta la potenza reattiva richiesta, mentre col principio di

istallazione centralizzata (3) la potenza per cui vengono dimensionati i condensatori non è

la somma delle potenze reattive richieste dei carichi perché questi non lavoreranno mai

tutti simultaneamente ma verrà valutata con un valore che è comunque più basso e sarà

pari a un valore medio della potenza reattiva assorbita dai carichi.

Quindi dal punto di vista economico mi converrebbe questa soluzione: impiegherei infatti

meno condensatori di quelli che dovrei utilizzare se dovesse rifasare ogni singolo carico.

Ovviamente se le mie utenze che necessitano di rifasamento sono poche la soluzione

quella di ricorrere a rifasamento distribuito.

Un altro vantaggio del rifasamento distribuito è che se considero il mio utilizzatore e il

banco di condensatori posto in parallelo ad esso, possiamo pensare anche di utilizzare le

stesse protezioni che abbiamo per il nostro carico anche per il nostro banco di

condensatori. 87

si deve tenere conto però che quando inserisco la batteria di condensatori questa viene

vista dal sistema elettrico come una sorta di corto circuito quindi quando inserisco la

batteria di condensatori viene visto un valore di corrente di inserzione elevato e quindi

devo dimensionare opportunamente le protezioni in modo da non intervenire in fase di

inserzione degli stessi condensatori.

Per quanto riguarda il rifasamento per gruppi:

quando abbiamo un carico a funzionamento intermittente dobbiamo dotare il condensatore

di opportuna resistenza di scarica. Se invece il funzionamento è di tipo permanente

possiamo utilizzare la resistenza interna del carico come resistenza di scarica.

Il terzo tipo è quello centralizzato in cui abbiamo un'unica batteria di condensatori a monte

di tutti i carichi da rifasare e immediatamente a valle del punto di consegna e quindi del

φ.

punto di misura del cos 88

Il vantaggio come vi ho già visto lo scegliere questo tipo di istallazione sarà fatto che la

potenza di rifasamento e minore della somma delle potenze necessarie per rifasare

singolarmente tutti i carichi. In questo caso alla batteria dei condensatori può essere

collegata permanentemente solo se l'assorbimento di energia reattiva durante la giornata

è regolare, altrimenti dovremo regolare l'inserzione dei vari condensatori ad esempio a

φ

gradino, così attraverso un dispositivo automatico verificare ora per ora qual è il cos

medio dell'impianto e quindi installare la batteria di condensatori e gradini in modo tale che

sia quella necessaria per quel momento in funzione degli utilizzatori che stanno

funzionando in quel momento: in questo caso non si parla più di collegamento permanente

ma di collegamento modulato in funzione delle necessità.

Tutto questo perché se la batteria di condensatori collegata permanentemente se mi trovo

in una situazione a basso carico possono avvenire sia delle sovratensioni sia un

assorbimento di potenza dei carichi capacitivi superiore a quello dei carichi induttivi.

infatti, con carico dimezzato, una volta che ho già dimensionato la mia batteria di

condensatori, potrei trovarmi in una situazione in anticipo di fase rispetto alla tensione e

questo comporta che potrei avere a valle della linea delle tensioni superiori rispetto a

quelle che ho a monte e questo provoca l'effetto Ferranti (sovratensioni nei punti a valle

della linea).

In figura schema tipico di inserimento gradini.

Riepiloghiamo ora il confronto fra schema distribuito e schema centralizzato:

Distribuito

nelle linee a monte e non circola un valore di corrente molto elevato e quindi questo

beneficio interessa sia l'ente distributore che non si deve ridimensionare le linee per tener

conto dei contributi reattivi, sia nei benefici all'utente perché si porta un fattore di potenza

entro i limiti di legge e quindi non ha quelle implicazioni tariffarie che fanno sì che debba

spendere di più per l'energia perché sta assorbendo reattivo dalla rete; questo schema

conviene quando la maggior parte della Q richiesta è concentrata in pochi carichi che

richiedono una grossa potenza.

Centralizzato

E’ conveniente quando ci sono più carichi eterogenei che lavorano in modo intermittente, e

questo ci consente di installare una batteria di condensatori che ha una potenza inferiore

alla potenza complessiva che bisognerebbe prevedere con rifasamento distribuito. Inoltre

il costo per kVAR di un condensatori di grossa potenza è inferiore a quello dei

condensatori di piccola potenza. 89

Dispositivi di scarica

Nell’allacciamento del C bisogna verificare che

all’atto della disinserzione esso possa scaricarsi 

R di scarica in parallelo.

Le Norme CEI prescrivono che la tensione

residua, misurata ai morsetti del condensatore

di rifasamento, deve ridursi ad un valore max di

50 V dopo:

1 min dal distacco dalla rete (reti BT)

5 min (reti MT).

Inoltre tutti i m

o r

s e

t t i dei C disinseriti vanno messi in c .

t o

c .

t o tra loro e a terra prima che sia consentito l’accesso

della batteria al personale.

Nel caso di rifasamento diretto del carico:

dispositivo di scarica costituito dai circuiti interni dal carico stesso

che risultano permanentemente collegati ai condensatori.

Negli altri casi, si predispongono delle R 90

di scarica che possono essere

permanentemente collegate in parallelo


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DESCRIZIONE APPUNTO

Il file contiene la prima parte delle sbobinature delle lezioni di distribuzione e utilizzazione dell’energia elettrica tenute dal Professor Pilo, con nozioni su: le cabine palo ptp, le cabine in muratura, gli isolamenti, i parametri elettrici del trasformatore, il raffreddamento, la scelta delle protezioni, l’impedenza del trasformatore.


DETTAGLI
Corso di laurea: Corso di laurea in ingegneria elettrica
SSD:
Università: Cagliari - Unica
A.A.: 2013-2014

I contenuti di questa pagina costituiscono rielaborazioni personali del Publisher valeriadeltreste di informazioni apprese con la frequenza delle lezioni di Distribuzione e utilizzazione dell'energia elettrica e studio autonomo di eventuali libri di riferimento in preparazione dell'esame finale o della tesi. Non devono intendersi come materiale ufficiale dell'università Cagliari - Unica o del prof Pilo Fabrizio.

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Appunto
Esercitazioni distribuzione energia elettrica
Esercitazione
Energia elettrica, terza parte
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