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Funzioni di protezionee misura in BT

Guida Tecnica

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1Schneider Electric

Sommario

Protezione e misura 2

1.1. La protezione 2

1.2. La misura 3

1.3. La protezione associata alla misura 4

L’efficienza energetica 5

2.1. Principali soluzioni per assicurare l’efficienza energetica 72.1.1. Misura della potenza 72.1.2. Comando sistemi HVAC 82.1.3. Comando dell’illuminazione 82.1.4. Compensazione dell’energia reattiva 82.1.5. Building automation 92.1.6. Sistemi di gestione dell’energia 9

La qualità dell’energia 12

3.1. I diversi tipi di disturbi 123.1.1. I disturbi della tensione 123.1.2. I disturbi specifici dei sistemi multifase 173.1.3. Le perturbazioni elettromagnetiche: emissioni, irradiamenti e scariche elettrostatiche 183.1.4. I disturbi della frequenza 183.1.5. Le armoniche 18

La norma IEC 61557-12 25

4.1. Campi di applicazione 25

4.2. Architettura generale 25

4.3. I diversi tipi di precisione 27

4.4. L’associazione dei TA/TV esterni ad un apparecchio di misura e controllo 28

4.5. Le classi di precisione 29

4.6. La corrente di base, la corrente nominalee la corrente massima 29

4.7. Condizioni di riferimento e condizioni nominali 29

4.8. La misura continua (o zero blind time) 30

4.9. Precisioni sulle più importanti grandezze fisiche 30

La Soluzione Schneider Electric 32

5.1. Architettura di misura con interruttori Compact NSX 32

5.2. Coerenza della misura 36

5.3. Le prestazioni della funzione di misura con gli interruttori Compact NSX 37

5.4. Misura e protezione associate: schema standard 38

L’autore ringrazia la Commissione Elettrotecnica Internazionale (IEC) per aver autorizzato la riproduzione di informazioni estratte dalla Norma Internazionale IEC 61557-12 ed.1.0. sottoposta a copyright della IEC, Ginevra, Svizzera. Tutti i diritti riservati. Maggiori informazioni sulla IEC sono disponibili sul sito www.iec.ch.La IEC non può essere ritenuta responsabile per gli estratti di norme riprodotti dall’autore e comunque per nessun altro dei contenuti inseriti nel presente documento.

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Protezione e misura

1.1. La protezione

Durante la vita di un’installazione elettrica numerosi fenomeni possono disturbare il funzionamento della rete; alcuni di questi fenomeni richiedono l’utilizzo di misure di protezione specifiche.

Protezione contro gli choc elettrici Questa protezione riguarda i pericoli legati a possibili contatti delle persone con parti attive sotto tensione. In questo senso si parla di protezione contro i contatti diretti o di protezione contro i contatti indiretti:

per contatto diretto si intende il contatto di una persona con una parte attiva normalmente sotto tensione di un prodotto o di un componente elettrico. Le norme d’installazione CEI EN 60364 impongono misure speciali per proteggere le persone contro i contatti diretti (barriere, isolamento delle parti conduttrici, utilizzo di sistemi a bassissima tensione di sicurezza SELV o di interruttori differenziali 30 mA, ecc.).

per contatto indiretto si intende il contatto di una persona con una massa

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normalmente non attiva, ma in quel momento in tensione per un guasto. Le norme d’installazione impongono misure speciali per proteggere le persone contro i contatti indiretti:

protezione tramite interruzione automatica del circuito da parte del dispositivo di protezione (ad esempio interruttori)

componenti con isolamento doppio o rinforzato (materiali in classe II)separazione elettrica realizzata con un trasformatore di isolamento, ecc.

Protezione dell’installazione (conduttori e carichi) Il circuito deve essere protetto contro le perturbazioni che potrebbero disturbare la rete: cortocircuiti, sovraccarichi, sovratensioni, ecc. Si tratta da un lato di garantire all’utente un’installazione rispondente alle proprie esigenze e dall’altro di osservare le regole e le norme in vigore in materia di protezione. Per raggiungere questo doppio obbiettivo è necessario tenere conto di diversi elementi:

la potenza necessaria all’installazione (mediante trasformatori o alternatori)le caratteristiche dei carichile perturbazioni che potrebbero disturbare la rete.

Le norme d’installazione consigliano le misure di protezione da utilizzare per i diversi tipi di difetti e il loro impiego è obbligatorio.

Protezioni contro i rischi d’incendio per cause elettricheCome per gli altri tipi di protezioni le norme impongono l’adozione di soluzioni specifiche (principalmente l’utilizzo di interruttori differenziali 300 mA o 500 mA o protezioni di terra).

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La protezione di un’installazione elettrica è imposta dalle norme in vigore. La misura delle caratteristiche della rete permette di:

conoscere la qualità dell’energia fornita realizzare un’installazione

energeticamente efficiente.

La combinazione di queste due funzioni nello stesso apparecchio permette di:

ridurre i costi d’installazione assicurare il corretto funzionamento

del dispositivo, associando i TA di misura e l’apparecchio di protezione.

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1.2. La misura

I costi energretici rappresentano una voce di spesa molto importante in un’installazione.I parametri di cui tenere conto per la gestione di un’installazione sono molteplici: correnti, tensioni, energie, curve di carico, analisi dei guasti, ecc...Questi parametri sono essenziali per la comprensione dei fenomeni elettrici su un circuito. Il numero di parametri da considerare dipende dall’attività del sito, dal tipo d’installazione, dalle prestazioni, dalla precisione attesa, ecc.Risulta quindi importante identificare le precise esigenze prima di procedere alla scelta di qualsiasi prodotto in modo tale che i dispositivi di misura siano perfettamente rispondenti alle effettive necessità.Dal punto di vista economico la funzione di misura ha lo scopo fondamentale di raggiungere due obiettivi principali:

da un lato, l’efficienza energetica, ovvero la fornitura di un’energia di qualità che garantisca consumi minimi garantendo al contempo il soddisfacimento dei bisogni energetici dell’installazione. Il parametro dell’efficienza energetica ha quindi una conseguenza diretta sulla fattura energetica relativa ai consumi dell’installazione

dall’altro, la qualità dell’energia, che implica la misura degli indicatori dell’energia che alimenta l’installazione; in modo particolare della frequenza, della corrente o della tensione oltre che dei tassi di distorsione delle armoniche.

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Immagine della corrente di rete deformata dalle armoniche

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Misura delle correnti armoniche da parte di un’unità di controllo Micrologic

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1.3. La protezione associata alla misura

L’associazione nello stesso dispositivo delle funzioni di misura e di protezione offre numerosi vantaggi.Per prima cosa l’integrazione delle due funzioni permette la riduzione dei costi d’installazione dell’apparecchio: installare un solo dispositivo è evidentemente meno oneroso che installarne due. Ma l’associazione nello stesso prodotto delle due funzioni assicura il corretto dimensionamento dei TA, eliminando i rischi di errori di cablaggio e ne garantisce il funzionamento dal momento che l’insieme è testato in fabbrica. Questo rappresenta per l’utilizzatore un grande vantaggio a livello di facilità di utilizzo e di costi di installazione.Inoltre la precisione delle misure è garantita per l’intera catena di misura (TA compresi), grazie ad un procedimento di calibratura sistematica dell’elettronica eseguito in fabbrica.

Rete di comunicazione

Alimentazione

Esempio di apparecchio che integra le due funzioni di protezione e misura: interruttore Compact con unità di controllo Micrologic.

Protezione e misura

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L’efficienza energetica

Per efficienza energetica si intende la fornitura di un dato livello di prestazioni, costi, qualità, disponibilità e confort con un minimo utilizzo di energia per tutto il ciclo di vita di un processo o di un apparecchio.

Per una completa gestione energetica occorre perseguire tre obiettivi principali:riduzione dei consumi: sono coinvolti tutti i tipi di energia in tutti gli aspetti di

un’operazioneottimizzazione dei costi energetici: diminuzione dei costi di acquisto dell’energia

utilizzata per una data operazionemiglioramento dell’affidabilità e della disponibilità: un utilizzo affidabile ed efficace

degli apparecchi ottimizza i vantaggi e riduce al minimo i rischi di interruzione grazie alla strategia e alla progettazione applicate.

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Strategia energeticacompleta

Riduzionedei consumi

Miglioramento dell'affidabilità

e della disponibilità

Ottimizzazionedei costi

energetici

Per un utilizzo efficiente dell’energia è necessario adottare tre criteri essenziali:la misura e l’analisi, che migliorano la percezione dei consumi e dell’effettivo

utilizzo di energia:identifica le possibilità di risparmiofacilita la scelta e la gestione dell’energia durevoleutilizza software e servizi di misura, controllo e gestione

i sistemi di comando e gestione, che permettono un utilizzo più efficiente dell’energia:

comando illuminazione e sistemi HVAC (Heating, Ventilation and Air Conditioning), sistemi di Building Automation, soluzioni di automazione apparecchi e processi

dispositivi di comando quali rilevatori di presenza, programmatori, termostati e telecomandi.

variatori di velocità per un’efficace funzione di comando motori

le apparecchiature specifiche per la riduzione di perdite, interruzioni e danni:compensazione dell’energia reattiva e trasformatori a bassa perdita qualità dell’energia: filtri, condizionatori, filtri di soppressione armoniche, ecc...grande disponibilità di progettazione per ridurre interruzioni e danni correlati.

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L’efficienza energetica di un’installazione si identifica con:

la riduzione dei consumi energetici l’ottimizzazione dei costi energetici il miglioramento dell’affidabilità.

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Comandoilluminazione

Correzione del fattoredi potenza

Building Automation

Comando sistemi HVAC

Sistemi di gestione dell’energia

Soluzioni di automazione Misura

della potenza

Soluzioni per l’efficienza energetica negli edifici e siti industriali.


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2.1. Principali soluzioni per assicurarel’efficienza energetica

2.1.1. Misura della potenzaQuesta misura permette all’operatore di conoscere i flussi energetici nella rete. Offre una prima possibilità di analisi per migliorare l’utilizzo dell’energia, risparmiare denaro e migliorare l’efficienza:

fornendo dati generici sulla regolazione dei consumi di elettricitàfornendo il fattore di potenza in tempo reale e aiutando l’utilizzatore finale ad

evitare le penaliregistrando la massima potenza richiesta.

Una soluzione base di misura della potenza comprende un dispositivo trifase di misura potenza di precisione che presenta i dati in tempo reale. Le misure base fornite comprendono:

la corrente, la tensione, l’energia, la potenza, la frequenza il fattore di potenza.

La forma più semplice di questa soluzione è rappresentata da un dispositivo di misura della potenza al quale l’utilizzatore finale può accedere facilmente. Una soluzione più sofisticata è invece rappresentata da un sistema di più apparecchi di misura della potenza (talvolta collegati da un gateway) gestiti con un software molto semplice.Un sistema avanzato di misura della potenza fornisce agli utilizzatori più esigenti informazioni più precise sui flussi elettrici. Le funzioni avanzate integrate permettono, oltre alla misura, la gestione dei principali eventi della rete elettrica. Il sistema di misura della potenza avanzato consiste in apparecchi di misura precisi, collegati ad un software di supervisione che utilizza le ultime tecnologie di comunicazione.

Sistema di gestione della misura di potenza.

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Display fronte quadro FDM121.



2.1.2. Comando sistemi HVAC (Heating, Ventilation, Air Conditioning)

Le applicazioni di regolazione e supervisione impianti di riscaldamento e condizionamento comprendono prodotti, sistemi e servizi che si prefiggono il comando del sistema HVAC per:

fornire le condizioni ambientali necessarie (temperatura, velocità dell’aria, umidità, CO², ecc.) a garantire il confort degli occupanti e l’efficienza dell’edificio

ridurre al minimo il consumo di energiaridurre gli altri costi, quali i costi di utilizzo, manutenzione e riparazione.

VantaggiA seconda degli edifici il sistema HVAC può rappresentare fino al 70 % dei consumi

energetici.È possibile combinare diversi metodi per risparmiare dal 15 al 30 % sui costi

energetici attribuibili al sistema HVAC:programmare la regolazione della temperatura in base all’occupazione effettiva

dei locali adattare la produzione di riscaldamento o di raffreddamento in base alle reali

esigenze dell’edificio aumentare la temperatura portandola fino al livello di confort quando viene rilevata

la presenza di un occupante adattare il flusso di ventilazione in base all’occupazione dei locali o al livello di

inquinamento dell’aria recuperare l’energia di riscaldamento e di raffreddamento dall’estrazione dell’aria.

2.1.3. Comando dell’illuminazioneL’illuminazione può rappresentare fino al 40 % dei consumi energetici di un edificio.Il comando dell’illuminazione è uno dei metodi più semplici per risparmiare sui costi di energia e una delle applicazioni più comunemente utilizzate. Scegliendo una soluzione efficiente di comando illuminazione, gli utilizzatori possono facilmente risparmiare fino al 50 % sulla fattura.

Le soluzioni proposte utilizzano degli automatismi che permettono di ottimizzare l’illuminazione basandosi sui tre parametri principali utilizzati da soli o associati tra loro: tempo, intensità e presenza.Queste soluzioni possono andare da soluzioni locali e molto semplici, quali timer, fino a soluzioni molto sofisticate, personalizzate ma flessibili, centralizzate e parti del sistema di Building Automation dell’edificio.

2.1.4. Compensazione dell’energia reattivaIl fattore di potenza (PF) è il rapporto tra la potenza attiva e la potenza apparente assorbita dal carico.

PF = kW / kVA

La compensazione dell’energia reattiva, consiste nell’ottimizzare il fattore di potenza, portandolo ad un valore prossimo all’unità (da 0,92 a 0,95 è un valore considerato ragionevole).Un fattore di potenza più basso indica che l’energia deve essere fornita dalla rete, con un conseguente aumento della corrente richiesta in linea. La compensazione dell’energia reattiva assorbita dagli utilizzatori viene normalmenteeffettuata utilizzando batterie di condensatori.Una batteria di compensazione dell’energia reattiva installata vicino al carico permette di ottimizzare il fattore di potenza nel punto interessato e il flusso di potenza reattiva.

Vantaggi Riduce il carico apparente del circuito.Riduce i costi energetici in fattura.Permette l’ottimizzazione dell’installazione elettrica del cliente, della rete pubblica

e del generatore di potenza.

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L’efficienza energeticaD

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Condensatori per la compensazione dell’energia reattiva.


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2.1.5. Building automationI sistemi TGM (Gestione tecnica negli edifici) comprendono i servizi di engineering per il controllo, il comando, l’ottimizzazione, l’utilizzo e la manutenzione dei servizi di gestione dell’edificio:

dispositivi di comando meccanici ed elettrici (riscaldamento, ventilazione, aria condizionata, illuminazione, comando persiane/tapparelle, distribuzione di potenza, ecc.)

sicurezza (controllo accessi, sistemi televisivi a circuito chiuso CCTV, ecc.).

Vantaggi Negli edifici l’80 % circa dei consumi energetici è imputabile ai sistemi HVAC e

all’illuminazione.I sistemi TGM contribuiscono al risparmio dei costi energetici dal momento che

permettono di comandare tutti i servizi di Building automation (HVAC, illuminazione, comando persiane/tapparelle, potenza, sicurezza) garantendo un’ottimizzazione incrociata: i risparmi vanno dal 15 al 30 % dei costi energetici totali.

Servizi che permettono di ottenere le migliori prestazioni energetiche dei sistemi di gestione tecnica degli edifici nell’intero ciclo di vita, ottenendo quindi le migliori rese energetiche possibili.

2.1.6. Sistemi di gestione dell’energia

2.1.6.1. Allarmi e archivio eventiLa funzione Allarme permette di avvisare l’operatore nel caso in cui venga rilevato un evento sulla rete elettrica (superamento soglie, sovraccarico, guasto terra, ecc.), mentre la funzione archivio eventi registra in un database gli eventi rilevati cronodatandoli.

Queste informazioni aiutano il personale di manutenzione ad identificare e intervenire rapidamente sulle zone interessate dal problema, ad analizzare e riparare le interruzioni e i guasti dell’apparecchio e a prendere le migliori decisioni per evitare il ripresentarsi del problema.

Le caratteristiche del sistema comprendono:grafici animati del sistema di distribuzione elettricaallarmi e notifica delle prestazioni chiave e degli indicatori di rischiosequenza degli eventianalisi dei rischi e delle prestazioni per stabilire cause e conseguenze di qualsiasi

incidente che potrebbe danneggiare l’apparecchio o provocare un guasto.

Vantaggi Questa applicazione permette di rispondere nel modo più rapido ed efficace in caso di evento critico sull’installazione, riducendone peraltro l’impatto. Gli strumenti di valutazione dei difetti e di analisi del sistema possono inoltre aiutare a prevenire il verificarsi in futuro di simili eventi.

Per poter usufruire di questa funzione è possibile prendere in considerazione diversi tipi di strumenti ed architetture:

misura precisa e sincronizzata della potenza e segnalazionearchitettura di comunicazione e software in grado di valutare il funzionamento

dell’installazione elettrica fornendo ai tecnici un metodo di segnalazione e avviso guasti

software per organizzare, filtrare e visualizzare i dati dei guasti.

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2.1.6.2. Ottimizzazione degli investimentiUna manutenzione e aggiornamento regolare della rete elettrica durante tutto il suo ciclo di vita è fondamentale per fornire un’energia efficiente al cliente. La gestione degli investimenti comprende tutte le attività necessarie a raggiungere questi obbiettivi con il miglior rapporto qualità/prezzo.

Vantaggi L’ottimizzazione degli investimenti elettrici evita costose e problematiche interruzioni dell’alimentazione garantendo il livello richiesto di qualità dell’energia:

prevedendo gli interventi di manutenzione nel momento più adatto per garantirsi un buon livello di prestazioni per tutta la durata dell’installazione

assicurando un processo di controllo dell’apparecchio per decidere interventi di manutenzione, rinnovamento, retrofit o sostituzione dei pezzi

modiifcando l’architettura della rete per rispondere alle esigenze del processo o dell’attività.

La gestione degli investimenti migliora l’efficienza operativa e la manutenzione. Il sistema di gestione dei dati permette di:

acquisire una descrizione dell’apparecchiatura installataregistrare tutti i dati legati agli interventi di manutenzione effettuati sull’impianto

durante il suo ciclo di vitaanalizzare i dati provenienti dall’impianto.

Un’applicazione di gestione degli investimenti elettrici richiede i seguenti servizi:servizi di valutazione dell’installazione e realizzazione progettimanutenzione (preventiva e correttiva)adeguamento (nuovi studi di progettazione e retrofit)controllo (manutenzione preventiva)gestione (sistema d’informazione).

2.1.6.3. Ottimizzazione della tariffa energeticaRidurre al minimo il rischio e ottimizzare il valore grazie a contratti di fornitura stabili rappresenta una priorità per i gestori e i responsabili dell’energia. Negoziando contratti di fornitura più vantaggiosi e investendo in progetti volti ad utilizzare al meglio le tariffe disponibili, i clienti possono ottimizzare il costo dell’energia che consumano.

Vantaggi Attraverso le analisi delle tariffe elettriche, la raccolta dei dati dei consumi elettrici

e un’analisi dell’offerta, i responsabili del settore energia possono avere un ruolo significativo nel contratto finanziario globale con le società di distribuzione. Nella negoziazione dei contratti la conoscenza delle modalità di consumo dell’energia elettrica utilizzata ed acquistata rappresenta infatti un vantaggio notevole per l’acquirente. I responsabili del settore energia utilizzano questa analisi dell’approvvigionamento energetico per ridurre l’impatto finanziario dell’energia elettrica su tutta l’impresa.

Dall’attenta analisi delle tariffe offerte dai distributori al controllo costante dei carichi da parte del cliente, gli utilizzatori hanno diversi modi per ridurre i costi energetici.

I costi dei picchi di domanda possono essere ridotti rilevando l’imminenza di un picco e spostando i carichi non essenziali in altre fasce. La limitazione dei picchi utilizza generatori locali per alimentare dei carichi senza generare picchi di consumo.

I clienti possono inoltre utilizzare le tariffe offerte dai distributori che soffrono per una mancanza di capacità o per elevati costi marginali di produzione, ad esempio nei mesi estivi. Un accordo di riduzione della domanda può consentire al cliente di beneficiare di una tariffa interessante. Quando un distributore lo richiede, l’utilizzatore ridurrà temporaneamente il proprio consumo.

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Le tariffe orarie sono un altro modo di risparmio interessante per i clienti che possono distaccare i carichi non prioritari in fasce orarie meno costose riducendo in tal modo i costi energetici in fattura.

Evitare i consumi eccessivi di energia reattiva rappresenta un altro metodo per ottimizzare i costi. Carichi induttivi come trasformatori e motori utilizzano non solo la potenza reale ma anche la potenza reattiva. Questi tipi di carichi consumano energia per una parte del ciclo, immagazzinata nella parte magnetica o elettrica dell’apparecchio. Questa energia viene in seguito restituita alla sorgente durante l’altra parte del ciclo. I distributori di energia devono essere in grado di supportare la potenza reattiva, inserendo in fattura le penalità per consumo eccessivo di energia reattiva. Se il vostro piano tariffario prevede l’addedito di penalità per il consumo di potenza reattiva, la compensazione dell’energia reattiva può essere la soluzione per eliminarle.

2.1.6.4. Analisi dell’utilizzo dell’energiaL’analisi dell’utilizzo dell’energia permette agli utenti di meglio conoscere i loro consumi energetici basandosi su dati storici, trend di utilizzo e riferimenti precisi.Le aziende che non hanno accesso a questo tipo di dati rischiano di non sfruttare le possibilità di migliorare i loro consumi energetici:

le misure rilevate non sempre si rivelano efficienti o sono efficaci inizialmente ma la loro efficienza diminuisce nel tempo.

possono essere trascurati errori significativi nelle fatture elettriche. senza dati chiari il processo di sensibilizzazione e responsabilizzazione ad un

utilizzo più razionale dell’energia può anche andare in senso opposto agli interessi dell’azienda.

Vantaggi Le strategie e le azioni da intraprendere per una corretta analisi dell’utilizzo dell’energia vanno dalla più semplice alla più sofisticata:

la misura dell’energia di base per tutte le utenze (acqua, aria, gas, elettricità, vapore, emissioni) che permette di identificare le zone più adatte a migliorare l’utilizzo dell’energia e verificare l’impatto delle misure energetiche

l’utilizzo di un software di analisi permette di effettuare calcoli comparativi e di mostrare i trend

il rapporto di assegnazione dei costi permette di verificare la precisione delle fatture e responsabilizza ogni livello dell’azienda. L’attribuzione dei costi elettrici all’area corrispondente dell’azienda spinge gli utilizzatori ad una gestione saggia dei consumi portando ad una riduzione dei costi globali energetici dell’azienda

il conteggio delle singole voci permette alla proprietà dell’edificio di fatturare ad ogni singolo utente interno i suoi consumi reali, sempre nell’ottica di risparmiare energia. I proprietari possono inoltre ottimizzare il valore degli investimenti effettuati per assicurare la distribuzione ad ogni singolo inquilino, garantendosi il recupero dei costi affrontati. Un proprietario può ridurre dall’8 al 10 % l’energia globale necessaria ad un edificio responsabilizzando ogni inquilino sui costi energetici.

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La qualità dell’energia

L’utilizzo sempre più generalizzato di apparecchiature elettroniche, la presenza di carichi con impedenze complesse insieme alle imperfezioni della rete di distribuzione interna, contribuiscono ad aumentare i disturbi elettrici della rete.La misura della qualità della rete passa attraverso la misura dei disturbi, con l’obbiettivo di ridurli o meglio di eliminarli completamente. L’ottimizzazione del funzionamento di un impianto e della sua manutenzione, così come la sua affidabilità elettrica possono essere raggiunti solo conoscendo la consistenza dei disturbi elettrici.

Questo capitolo presenta le principali perturbazioni elettriche, descrivendone le cause e gli effetti, ovvero la loro rilevanza per la qualità dell’energia.

3.1. I diversi tipi di disturbi

3.1.1. I disturbi della tensioneLe reti BT sono generalmente interessate da disturbi dovuti sia al funzionamento normale dei carichi che al funzionamento anomalo della rete, come nel caso dei cortocircuiti o dei sovraccarichi. In genere le apparecchiature utilizzate nelle reti BT sono immunizzate contro questo tipo di disturbi.

Si possono distinguere due tipi di cause principali dei disturbi legati all’ampiezza della tensione sulle reti BT.

3.1.1.1. I buchi di tensione e le interruzioniCon il termine buco di tensione si intende un fenomeno definito da un abbassamento rapido della tensione di alimentazione di ampiezza variabile tra il 10 % e il 99 %, seguito da un ripristino della tensione dopo un breve periodo di tempo (tra i 10ms e 1 minuto). Quando l’abbassamento della tensione nominale è superiore al 99 % (vicino all’annullamento della stessa) si parla di interruzioni. Un’interruzione può essere breve se di durata inferiore ai 3 minuti (caso di guasti transitori), o lunga, se supera i 3 minuti (caso di guasti permanenti). Le interruzioni di durata inferiore ai 10ms sono generalmente dovute a fenomeni transitori o sub-transitori.

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67 Ampiezza della tensione

Buco di tensione

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Buco di tensione (Δv) e interruzione.

La qualità dell’energia fornita ha un impatto diretto:

sul costo di funzionamento dell’installazione

sull’affidabilità e disponibilità dell’installazione.Conoscere la qualità dell’energia è quindi di primaria importanza.

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La norma europea EN 50160 impone che il 95 % del valore efficace della tensione, calcolato su un intervallo di 10 minuti, in funzionamento normale, per ogni periodo di una settimana, sia pari al ±10 % della tensione nominale.

I buchi di tensione possono avere effetti nefasti su qualsiasi impianto per cui è essenziale la continuità di servizio, come le linee di produzione a ciclo continuo, gli ospedali, i centri informatici, le banche, ecc. Tra le apparecchiature più sensibili ai buchi di tensione e alle interruzioni possiamo citare:

i componenti informatici (e in particolare i PC che non dispongono di un’alimentazione di emergenza)

i sistemi d’illuminazione, in particolare le lampade a scarica (con spegnimento dell’illuminazione e riaccensione differita, trascorso il tempo necessario al raffreddamento)

i motori. Nei caso di motori asincroni la cui coppia è proporzionale al quadrato della tensione l’effetto del buco di tensione è amplificato. Se la coppia scende al di sotto della coppia resistente si ha l’arresto del motore. La richiusura rapida può assorbire forti picchi di corrente fino a 1,5 volte la corrente di avviamento. I buchi di tensione e le sovracorrenti possono provocare un’usura rapida del motore ed avere anche conseguenze dannose sul dispositivo di protezione del motore (generalmente i contattori possono subire la saldatura dei contatti). Un altro rischio che può interessare i motori è lo sgancio delle protezioni motore in caso di ripresa al volo in opposizione di fase. Una rimessa in tensione successiva ad un’interruzone breve o ad un buco di tensione sottopone il motore ad un regime transitorio molto severo. Durante l’interruzione la velocità del motore scende infatti in funzione della coppia resistente applicata al carico. Al momento della rimessa in tensione, la forza elettromotrice rimanente della macchina può trovarsi in opposizione di fase con la tensione della rete, provocando la circolazione di un picco di corrente che può essere superiore al picco di corrente rilevato all’avviamento.

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Regime transitorio in caso di ripresa al volo.

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Le origini delle interruzioni o dei buchi di tensione sono molteplici e dipendono in genere dall’impiego o da difetti sulle reti AT, MT o BT.

I disturbi sulle reti AT e MTQuesti disturbi possono ad esempio essere provocati da:

la variazione della geometria di una rete AT/MT, per l’accoppiamento o il distacco delle reti tra loro

la messa in tensione di trasformatori con correnti di inserzione che possono durare anche alcune centinaia di millesimi di secondo. Prendiamo ad esempio un trasformatore MT/BT con una potenza apparente nominale S = 1000 kVA. Al suo inserimento lato MT genererà una corrente la cui cresta può essere 10 volte superiore alla corrente nominale, con una costante di tempo fino a 350 ms.

la messa in tensione di diversi carichi, quali ad esempio motori (all’avviamento la corrente può raggiungere 8 volte la corrente nominale per alcune decine di secondi) o condensatori MT.

I disturbi dovuti ai guasti sulle reti AT e MTQuesti disturbi sono in genere originati da cortocircuiti o difetti d’isolamento degli apparecchi collegati alla rete. Tuttavia possono essere anche causati da fulmini, danni ai cavi sotterranei, messe a terra di linee aeree. Questi disturbi interessano una zona più o meno importante vicino al punto di origine del guasto e riguardano soprattutto le reti MT.

I disturbi dovuti all’impiego delle reti BTCome per le reti MT questi disturbi sono generalmente provocati dalla messa sotto tensione dei carichi: i condensatori possono provocare un buco di tensione dovuto alla corrente di spunto, ma la causa può essere anche dovuta all’inserzione o disinserzione dei motori.

I disturbi dovuti ai guasti sulle reti BTQuesti disturbi possono essere provocati da cortocircuiti o difetti d’isolamento.

In sistema TN (neutro collegato alla terra) si ammette che le impedenze a monte della partenza in difetto possano provocare una caduta di tensione del 20% in caso di guasto d’isolamento (la resistenza di contatto tra il conduttore guasto e la massa sarà allora di fatto uguale a zero). In caso di cortocircuito bifase su una partenza viene rilevato un buco di tensione anche su una partenza vicina. Questo buco di tensione viene percepito sulle 3 tensioni concatenate, a causa della circolazione della corrente di cortocircuito attraverso le impedenze di linea sulle fasi cortocircuitate.

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Un cortocircuito bifase su una partenza provoca un buco di tensione su un’altra partenza.

Allo stesso modo in caso di commutazione da un circuito normale ad un circuito di emergenza (tramite commutatore di rete), durante l’inversione si verifica un buco di tensione. Il tempo è pari alla somma dei tempi di avviamento del gruppo attivo (che può raggiungere alcuni secondi) e della durata d’interruzione (u 50 ms secondo la norma CEI EN 60947-6-1).

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3.1.1.2. Le sovratensioniViene definita sovratensione qualsiasi superamento della tensione applicata ad un apparecchio al di fuori delle soglie consentite dalla norma. Le modalità di comparsa delle sovratensioni possono essere divise in due categorie:

le sovratensioni di modo differenziale che si manifestano tra i conduttori attivi (compreso il neutro)

le sovratensioni di modo comune che si manifestano tra i conduttori attivi e i conduttori di terra (PE o PEN in sistema TNC).

Le sovratensioni possono avere molteplici conseguenze, dovute soprattutto alla natura della sovratensione: fronte di salita, durata, ripetitività, modo comune o differenziale… Le componenti elettroniche sono tra le più sensibili alle sovratensioni, con rischi di rottura dell’isolamento. Sovratensioni ripetute, anche se di breve durata, possono condurre all’usura rapida dell’apparecchio, alla sua distruzione fino all’incendio dell’installazione.

Le cause delle sovratensioni possono essere molteplici:i difetti interni alla rete, a frequenza industriale

I difetti d’isolamento (generalmente in sistema IT) possono provocare sovratensioni, dal momento che la tensione tra le fasi non in difetto e la terra possono raggiungere la tensione concatenata.Nel caso di sovracompensazione dell’energia reattiva, i condensatori shunt possono aumentare la tensione tra il loro punto d’installazione e l’alimentazione.

Un’altra possibile causa può essere il malfunzionamento dei regolatori di carico sulle stazioni di trasformazione MT/BT.

le perturbazioni atmosferiche, generalmente i fulminiLa caduta di un fulmine può interessare una rete sia direttamente, toccando l’installazione, o indirettamente per effetto della sua propagazione o come conseguenza dell’innalzamento del potenziale di terra dell’installazione.Si considera generalmente che se il fulmine cade lato MT di un’installazione elettrica meno del 4 % dell’ampiezza della sovratensione verrà ritrovato lato BT. La tenuta di un dispositivo BT alle sovratensioni di origine atmosferica viene verificata con prove che simulano l’onda di tensione del fulmine.

DB

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71

Sovratensionedovuta al fulmine

Distanzadal fulmine

La caduta di un fulmine da 20 kA con una resistività della terra pari a 1000 Ohm x m provoca un aumento del potenziale che può raggiungere i 40 kV.

b

b

b

b



Fulmine Onda di tensione ad impulsi ricorrente: 1,2 / 50 μs D

B11

5372

Onda di corrente: 8 / 20 μs

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73

Test con onde di tensione che simulano l’effetto del fulmine sul dispositivo BT.

interventi sulle reti MT e BTAlcuni tipi di interventi sulle reti MT e BT possono creare delle sovratensioni. Ecco alcuni esempi:

la messa fuori tensione dei trasformatori MT/BT. A seconda del dispositivo di interruzione della corrente utilizzato la fluttuazione della tensione può raggiungere un valore pari al triplo della tensione nominale

l’interruzione della corrente che attraversa relè, bobine o contattori a carico nominale può avvicinarsi ai 10 kV su una rete da 230 V.

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DB

1153

75

Sovratensione ai morsetti di un interruttore non limitatore.

Sovratensione ai morsetti di un interruttore limitatore.

l’apertura anche breve di un interruttore origina una sovratensione dovuta alla tensione transitoria residua che dipende molto dalla capacità di limitazione dell’interruttore. Alle tensioni di rete si aggiungono le tensioni dell’arco ai morsetti dei poli dell’apparecchio che si oppongono al passaggio della corrente

la generazione e l’interruzione di deboli correnti induttive che possono creare sovratensioni multiple (successione di onde).

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76

In seguito all’apertura del circuito in K, l’impatto delle tensioni opposte VAN e VBN provoca

l’estinzione dell’arco e il suo successivo reinnesco, fino a al momento in cui l’energia dissipata nell’arco e la distanza dei contatti interrompono il reinnesco.

b

v

v

v

v




3.1.2. I disturbi specifici dei sistemi multifaseDue tipi di squilibri possono interessare solo le reti multifase.

Gli squilibri in corrente e in tensioneQuesti squilibri sono dovuti principalmente:

all’alimentazione dei carichi monofase o bifase da una rete trifase (carichi diversi hanno impedenze diverse tra loro e assorbono quindi correnti di linea diverse provocando squilibri in tensione)

o a guasti monofase o bifase. In tutti i casi lo squilibrio è caratterizzato da componenti inverse e omopolari di corrente e di tensione. I motori in c.a. sono particolarmente sensibili a queste componenti che provocano riscaldamenti e coppie di arresto parassite.In genere si considera che un tasso di squilibrio pari al rapporto tra la tensione inversa e la tensione diretta, superiore al 2 % corrisponda ad una situazione di squilibrio.

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77

Le componenti di Fortescue diretta, inversa e omopolare in un sistema trifase.

Gli squilibri di faseQuesto tipo di squilibrio interviene soprattutto nelle apparecchiature a base di tiristori: da un lato il funzionamento dei tiristori a comando di fase è disturbato dallo squilibrio delle tensioni e dall’altro le armoniche di tensione, con il loro passaggio a zero, possono « ingannare » la sincronizzazione dell’accensione dei tiristori.

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DB

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93

DB

1153

92

Effetto di uno squilibrio in tensione su un raddrizzatore in ponte di Graetz semicontrollato.

b

b



3.1.3. Le perturbazioni elettromagnetiche: emissioni, irradiamenti, scariche elettrostaticheQualsiasi apparecchiatura elettrica è sottoposta alle influenze elettromagnetiche indotte dall’ambiente in cui è installata. A loro volta anche le caratteristiche dell’ambiente dipendono sia dallo schema elettrico dell’installazione (compresi i carichi), che dalla tensione di alimentazione. L’apparecchio deve garantire:

l’insensibilità a irradiamenti e conduzioni delle sorgenti esterne (prova definita nella serie di norme CEI EN 61000-4). Il collegamento dei cavi, ad esempio, per diafonia resta una delle cause più diffuse di perturbazioni: qualsiasi variazione di corrente o di tensione in un cavo induce infatti un campo elettromagnetico nei cavi vicini

effetti elettromagnetici ridotti, con un’influenza non rilevante sugli apparecchi di misura situati in prossimità. L’apparecchio è comunque considerato una sorgente di irradiamento e conduzione (prove definite nella serie di norme CEI EN 61000-6 e CISPR 11, 14 e 22). Con un dispositivo di misura verrà testato l’irradiamento o la conduzione dell’apparecchio rilevando per ciascuna frequenza il suo livello di emisione elettromagnetica.

la tenuta alle scariche elettrostatiche (prova definita nella norma CEI EN 61000-4-2)I componenti elettronici sono tra i più sensibili a questi test.

3.1.4. I disturbi della frequenzaQuesto tipo di disturbi è generalmente di ampiezza abbastanza ridotta e poco presente a frequenze normalizzate di 50 e 60 Hz. La norma CEI EN 50160 impone che la frequenza di una rete debba essere compresa nella gamma del ±1 % della frequenza nominale durante il 99,5% di un anno e, in caso di problemi più gravi, non debba comunque spostarsi dalle soglie [–4 %, +6 %] della frequenza nominale.

3.1.5. Le armonicheLe correnti e le tensioni osservate sulle reti alternate di distribuzione elettrica non sono praticamente mai perfettamente sinusoidali; questo è dovuto alle diverse imperfezioni riscontrabili in un’installazione o alle caratteristiche intrinseche di alcuni elementi della rete e in particolare:

alcuni generatori possono creare armoniche di rango elevato. I dispositivi di protezione contro le sovracorrenti sono particolarmente sensibili alle armoniche e rischiano di provocare interventi intempestivi.

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79

DB

1153

80

Disturbi indotti da un alternatore. Disturbi indotti da un raddrizzatore senza filtraggio.

i trasformatori possono, per tensioni superiori alla loro tensione nominale, assorbire correnti cariche di armoniche. In questo caso la causa è la saturazione dovuta all’effetto di isteresi.

DB

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81

U

Ue

le

B

H

t

I

Onda di corrente a vuoto assorbita da un trasformatore

b

b

b

b

b




i ricevitori rappresentano una delle più frequenti fonti di armoniche dal momento che i loro carichi non lineari assorbono generalmente correnti non-sinusoidali.

le batterie di condensatori sono spesso utilizzate per ridurre l’effetto induttivo della corrente creata dalla rete, al fine di diminuire l’energia reattiva consumata dai carichi. Può accadere talvolta che le frequenze dei condensatori entrino in risonanza con l’induttanza equivalente della rete provocando un aumento delle armoniche alle frequenze in questione, che può essere pericoloso per l’apparecchiatura.In effetti se si considera uno schema d’installazione semplificato comprendente:

un trasformatore di alimentazione,dei carichi lineari,dei carichi non lineari generatori di correnti armoniche,dei condensatori di rifasamento (compensazione).

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1153

82

Generatoredi armoniche

Batteria di condensatori

Caricolineare

DB

1153

83

Ls: induttanza dell’alimentazione (rete + trasformatore + linea)C: capacità di compensazioneR: resistenza dei carichi lineariIh: corrente armonica

Si avrà

non tenendo conto di R

Si avrà risonanza quando il denominatore (1-Ls.C.w²) tende allo zero. La frequenza corrispondente sarà quindi chiamata frequenza di risonanza del circuito. A questa frequenza si avrà il massimo valore dell’impedenza. Si avrà quindi la comparsa di tensioni armoniche importanti e quindi una forte distorsione di tensione. Questa distorsione della tensione sarà accompagnata dalla circolazione di correnti armoniche nel circuito Ls + C superiori alle correnti armoniche iniettate. La rete di alimentazione così come i condensatori di rifasamento sono sottoposti a correnti armoniche importanti con conseguenti rischi di sovraccarico.

le lampade fluorescenti, così come le lampade a scarica generano armoniche su uno spettro molto ampio

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1154

13

Forma della corrente assorbita dalle lampade fluorescenti.

b

v

----

v



i raddrizzatori così come in genere tutti i convertitori statici (diodi e tiristori) che creano correnti continue in uscita, assorbono correnti di forma rettangolare su ogni fase. In generale i raddrizzatori creano armoniche di ordine dispari con ampiezza di corrente inversamente proporzionale al loro rango armonico (In = Ifondamentale / n). Nella realtà diversi fattori di imprecisione (asimmetrie di costruzione, imprecisioni sugli istanti di apertura dei tiristori, ecc) possono generare armoniche di ordine pari, molto più difficili da eliminare rispetto a quelle di ordine dispari (soprattutto l’armonica di ordine 2).

DB

1153

86

Onde di tensione e di corrente deformate da un raddrizzatore a comando di fase.

DB

1153

87

DB

1153

88

Corrente alternata a monte di un raddrizzatore a ponte di Graetz seguito da un condensatore.

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Onde di tensione e di corrente deformate da un gradatore a tiristori.Ad ogni innesco dei tiristori di un gradatore appare un buco di tensione seguito da una caduta di tensione, dovuti ai componenti induttivi e alla resistenza interna dell’alimentazione.

i forni ad arco, che per la stessa natura asimmetrica e instabile dell’arco, generano armoniche su tutta l’ampiezza dello spettro. Che siano a corrente alternata o continua, il loro spettro è molto variabile e può essere determinato solo con misure precise.

DB

1168

85

Spettro della corrente che alimenta un forno a corrente alternata.

v

v




Gli effetti delle armoniche sono molteplici. La loro presenza provoca:un generale aumento dei valori di cresta di corrente e tensione, dannosi soprattutto

per i componenti elettronici. I condensatori, ad esempio, la cui impedenza è inversamente proporzionale alla frequenza, rischiano di riscaldarsi a causa delle correnti armoniche che li attraversano.

un aumento del valore efficace della corrente e della tensione, dal momento che una parte dell’energia trasmessa dai segnali viene trasportata dalle armoniche. L’effetto diretto è il riscaldamento sia dei ricevitori (per i cavi a causa dell’effetto Joule ad esempio, o particolarmente per i condensatori) che delle alimentazioni (i trasformatori e alternatori per effetto Joule e perdite ferro)

un aumento dello spettro in frequenza dei segnali, con conseguente rapida usura dell’apparecchiatura sottoposta altresì a vibrazioni (dovute ad esempio alle coppie nei motori asincroni)

Uno degli effetti più nocivi delle armoniche, soprattutto di ordine 3 e multipli di 3, è il loro sommarsi nel conduttore di neutro. In effetti le componenti fondamentali delle correnti nelle tre fasi si annullano reciprocamente e non appaiono quindi nel conduttore di neutro. Viceversa le armoniche di ordine 3 (e multiplo di 3) si sommano. Possiamo quindi trovarci con conduttori di neutro effettivamente percorsi da corrente anche in circuiti con carichi equilibrati.

Somma delle armoniche di ordine 3 nel conduttore di neutro

DB

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91

3x

b

b

b




Inoltre nei circuiti con presenza di forti componenti armoniche di ordine 3 e multipli di 3 la corrente del neutro può superare il valore della corrente nelle fasi. Si può dimostrare che il valore massimo della corrente nel neutro può raggiungere 3 * Iph ove Iph = corrente fase. Un’attenzione particolare deve essere riservata alla protezione del conduttore di neutro; questo cavo è infatti suscettibile di recuperare le componenti armoniche. Possono verificarsi diverse situazioni:

presenza di una debole componente armonica di ordine 3 nei conduttori attivi, nel cui caso il conduttore di neutro può essere dimensionato e protetto come tutti gli altri conduttori attivi

oppure presenza di una forte componente armonica di ordine 3 nei conduttori attivi, nel cui caso la corrente che transita per il neutro può superare le correnti degli altri cavi. La sezione dei cavi deve essere quindi determinata in base alla corrente che potrebbe attraversare il conduttore di neutro. Utilizzando un apparecchio speciale (lo sganciatore OSN degli interruttori Compact NSX di Schneider Electric ad esempio) è tuttavia possibile avere conduttori di neutro e di fase di sezione diversa, con un notevole risparmio.In ogni caso la misura delle componenti armoniche di un circuito è comunque necessaria. La componente armonica dei segnali è definita da due grandezze principali:

il tasso di distorsione armonica totale in corrente o THD:

2

componente fondamentale

componenti armoniche di rango hcon

e il tasso di distorsione armonica totale in tensione o THDu:

h = 2

2

componente fondamentale

componenti armoniche di rango hcon

Entrambi i valori indicano l’importanza della parte di segnale trasportato dalle componenti armoniche, rispetto al fondamentale. Qui di seguito alcuni esempi di THD di diversi tipi di utilizzatori:

Carichi non lineari Forma dell'onda di corrente Spettro THDI

Variatore di velocità

DB

1153

96

DB

1154

00

44 %

Raddrizzatore/caricatore

DB

1153

97

DB

1154

01

28 %

Apparecchiatureinformatiche

DB

1153

98

DB

1154

02

115 %

Lampade fluorescenti

DB

1153

99

DB

1154

03

53 %

b

b

b

b



L’effetto delle armoniche di tensione e di corrente dipende dalle seguenti soglie:

Livello armonica Effetti prevedibili

THDi < 10 %, THDu < 5 % -

10 % < THDi < 50 %, 5 % < THDu < 8 % Inquinamento significativo, possibili effetti nocivi

THDi > 50 % THDu > 8 % Inquinamento importante, probabili effetti nocivi

L’importanza del valore del THD sulla sicurezza dell’installazione è evidenziato dalle norme d’installazione che hanno imposto tali soglie per determinare i potenziali effetti dannosi delle armoniche. La norma IEC 60634 impone a questo proposito di scegliere la sezione del conduttore di neutro in funzione alle soglie del 15 %, 33 % e 45 % del tasso di armoniche di rango 3 nella corrente delle fasi (§ 524.2):

THDiH3 y 15 % 15 % < THDiH3 y 33 % THDiH3 > 33 %

SN = ½ S

PhammessoProtezione del neutro obbligatoria

Vietato Vietato

SN = S

PhAmmessoProtezione del neutro opzionale

AmmessoLa corrente nelle fasi determina la sezione di tutti i conduttori

AmmessoLa corrente nel neutro determina la sezione di tutti i conduttori

SN > S

PhAmmessoLa corrente nel neutro determina solo la sezione del conduttore di neutro

A titolo di esempio prendiamo il caso di un circuito trifase con neutro che alimenta una rete informatica e che assorbe una corrente nominale di 150 A. Se il circuito non fosse disturbato sarebbe sufficiente un dispositivo di protezione con corrente nominale = 160 A e dei cavi di sezione 95 mm². Dal momento che al contrario il circuito è fortemente perturbato (tasso di distorsione armoniche di ordine 3 > 33 %), è il conduttore di neutro a determinare la sezione dei cavi. In questo caso, dato che la corrente nel neutro può superare i 150 A della corrente nominale (che per un THDiH3 del 40 % può arrivare a 210 A), è necessario utilizzare 4 conduttori attivi di sezione 185 mm² ed un dispositivo di protezione con corrente nominale di 250 A.Sarebbe anche possibile scegliere conduttori di fase da 95 mm² e un conduttore di neutro da185 mm², ma in questo caso l’unità di protezione dovrà tenere conto di questa particolarità. Questa opzione permette evidententemente notevoli risparmi dovuti alla ridotta sezione dei conduttori di fase.

La norma d’installazione internazionale IEC 60364-5-52 fornisce dei fattori di riduzione per il calcolo delle correnti armoniche nei conduttori:

Armonica 3 nella corrente di fase(%)

Fattore di riduzione

Scelta basata sulla corrente di fase

Scelta basata sulla corrente di neutro

0 - 15 1,0 -

15 - 33 0,86 -

33 - 45 - 0,86

> 45 - 1,0

Sempre prendendo ad esempio il caso considerato sopra, per un circuito con un THDiH3 compreso tra il 15 % e il 33 % ed una corrente nominale di 150 A, si applica un fattore correttivo di 0,86; la nuova corrente che determina la scelta di tutti i conduttori è quindi 175 A. Se il THDiH3 è compreso tra il 33 % e il 45 %, (ad esempio 40 %) sarà il neutro a determinare la sezione dei conduttori: la corrente di cui si dovrà tenere conto sarà allora 150 x 0,4 (40 %) x 3 (si aggiungono le armoniche di rango 3 dei conduttori di fase) = 180 A, valore al quale si applica un fattore di riduzione di 0,86. La corrente sarà allora di 180 / 0,86 = 210 A. Si può quindi osservare che la misura delle componenti armoniche nel circuito elettrico è estremamente importante e può avere conseguenze rilevanti, sia in termini di costi dell’installazione che di sicurezza. La misura delle componenti armoniche rappresenta quindi un fattore determinante nella misura della qualità dell’energia.



La tabella sottostante riassume i principali effetti delle armoniche sugli apparecchi di un’installazione elettrica:

Prodotto Effetti

Condensatori di potenza Riscaldamento, usura precoce (rottura), risonanza

Motori Perdite e surriscaldamentiRiduzione delle possibilità di utilizzo a pieno caricoCoppia ad impulsi (vibrazioni, fatica meccanica)Disturbi sonori

Trasformatori Perdite (ohmiche e di ferro) e surriscaldamentiVibrazioni meccanicheDisturbi sonori

Interruttori Sganci intempestivi (corrente superiore per la stessa potenza attiva)

Cavi Perdite dielettriche e ohmiche supplementari (soprattutto nel neutro in caso di presenza di armoniche di ordine 3)

Apparecchiature informatiche Disturbi di funzionamento

Elettronica di potenza Problemi legati alla forma d'onda (commutazione, sincronizzazione)




La norma IEC 61557-12

La misura dei diversi parametri elettrici è sempre più necessaria per permettere il controllo delle prestazioni richieste ai circuiti elettrici e poter quindi tener conto:

delle evoluzioni delle norme d’installazione, ad esempio la misura della corrente sul conduttore di neutro in presenza di armoniche

delle evoluzioni tecnologiche (carichi elettrici, diversi metodi di misura, ecc.) delle esigenze sempre crescenti dei clienti in termini di riduzione dei costidella sicurezza e della continuità di serviziodell’efficienza energetica, di cui la misura rappresenta un elemento essenziale.

I dispositivi destinati al controlo dei parametri elettrici hanno caratteristiche diverse che richiedono un sistema di riferimento comune. Questo sistema deve servire agli utilizzatori per rendere più facile la scelta in termini di prestazioni, sicurezza e interpretazione dei diversi parametri misurati.

La norma IEC 61557-12 offre una base per la descrizione e la specifica degli apparecchi oltre che per una valutazione delle loro prestazioni, specificando i limiti per gli apparecchi che associano le funzioni di misura e di controllo (PDM - Performance measuring and monitoring device) nei sistemi di distribuzione elettrica.

4.1. Campi di applicazione

La norma IEC 61557-12 è applicabile:per le reti alternate o continue con tensioni d’impiego fino a 1000 V CA o 1500 V CC.nelle installazioni fisse o mobili, per impiego in interno o esternogeneralmente ma non esclusivamente, nelle applicazioni industriali e/o

commerciali per esigenze:di gestione dell’energia all’interno dell’installazionedi controllo e/o misura dei parametri elettricidi controllo e/o misura della qualità dell’energia.

4.2. Architettura generale

DB

1154

04 Protocollodi comunicazione

Gestione della comunicazione

Sensoridi misura

Unità diacquisizione

Unità di elaborazione

Unità di valutazione

Unità divisualizzazione

Gestione I/Odigitali

Segnali elettricidi ingresso

Segnali di ingressoda misurare

Risultatidelle misure

I/O digitali

Apparecchi di controllo e misuradelle prestazioni (PDM)

b

bbbb

bbb

vvv

La norma IEC 61557-12 permette di avere: un riferimento comune una valutazione delle prestazioni una specifica ed una descrizione comune

per tutti gli apparecchi destinati alla misura dei diversi parametri elettrici.

bbb

In b

reve



La norma IEC 61557-12 definisce la struttura generale di un apparecchio di misura e di controllo dell’energia elettrica. Il segnale elettrico da misurare può essere acquisito direttamente o tramite TA. Il segnale viene successivamente elaborato e visualizzato (su un’unità di visualizzazione) o comunicato attraverso protocollo di comunicazione (ad esempio Modbus) o ancora inviato ad un’unità digitale d’ingresso/uscita. Quest’ultima opzione viene utilizzata soprattutto nel settore delle macchine e dei sistemi di automazione e controllo.Vista la potenziale complessità di un apparecchio di misura e di controllo dell’energia elettrica la norma suddivide i diversi tipi di strumenti in funzione dell’integrazione o meno dei TA. Si possono quindi distinguere apparecchi di tipo DD, SS, DS e SD.

Misure della corrente

Apparecchio con TA (TA all’esterno dell’apparecchio) V Apparecchio Sx

Apparecchio collegato direttamente (TA integrati)V Apparecchio Dx

Mis

ura

della

tens

ione

Apparecchio collegato direttamente (TV integrati)V Apparecchio xD

Apparecchio tipo SD (inserimento semi-diretto)

Apparecchio tipo DD (inserimento diretto)

Apparecchio con TV (TV all’esterno dell’apparecchio)V Apparecchio xS

Apparecchio tipo SS(inserimento indiretto)

Apparecchio tipo DS(inserimento semi-diretto)

Risulta quindi che:un apparecchio con TA e TV integrati è un apparecchio tipo DDun apparecchio con TA e TV esterni è un apparecchio tipo SSun apparecchio con TA integrato e TV esterno è un apparecchio tipo DSun apparecchio con TV integrato e TA esterno è un apparecchio tipo SD.

DB

1154

05

Unità di acquisizione e di elaborazione


TA

TA

TV

Apparecchio SD

Apparecchio SS

DB

1154

06


Apparecchio DD


TV

Apparecchio DS

bbbb




4.3. I diversi tipi di precisione

La norma distingue quindi tre diversi tipi di precisione dell’apparecchio di misura:la precisione intrinseca dell’apparecchio, dovuta ad esempio alle incertezze di

campionamento, dei convertitori analogico-digitali e digitali-analogici, del microcontrollore nell’unità di calcolo, ecc., alle condizioni di riferimento

la precisione operativa dell’apparecchio, che corrisponde alle incertezze dovute ai fattori d’influenza in fase di utilizzo dell’apparecchio (variazioni della temperatura, della frequenza della rete che alimenta l’apparecchio, ecc.).

La norma definisce la formula di calcolo di questa precisione, in funzione della precisione intrinseca:

incertezza operativa incertezza intrinseca (variazione dovutaai valori d’influenza)2

con N = numero di quantità influenti

la precisione totale dell’apparecchio, che tiene conto in più di tutti i fattori che influiscono sull’incertezza della misura (incertezze e variazioni della precisione dei sensori esterni, variazione delle impedenze dei cavi che collegano i sensori all’apparecchio, ecc.).

La formula per il calcolo della precisione totale differisce in base al tipo di apparecchio:

per un apparecchio tipo DD, la precisione totale è uguale alla precisione operativaper un apparecchio tipo SD, DS o SS,

incertezza globale del sistema(incertezza operativa dell’apparecchio)2

(sensore + incertezza collegam.)2

con N = 1 se è presente un solo sensore esterno (di corrente o di tensione), quindi per un apparecchio tipo SD o DS e N = 2 se sono presenti due sensori (corrente e tensione), quindi per un apparecchio tipo DD.

DB

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08

Incertezza e variazioni dovute alla precisione dei rilevatori esterni all'impedenza dei cavi

Incertezza globale del sistema secondo norma CEI EN 61557-12

Incertezza intrinseca

Incertezza operativa secondo norma CEI EN 61557-1

Incertezza della misura secondo norma CEI EN61000-4-30

Variazioni dovute ai valori d'influenza

Incertezza in presenza di alcune condizionidi riferimento

b

b

b

vv



Quindi per raggiungere una certa classe di precisione totale del sistema, le scelta dei sensori esterni (se presenti) deve essere effettuata con molta attenzione.

per un apparecchio di misura tipo SS:

Classe di precisione dell’apparecchio senza TA/TV esterni

Classe consigliata per il TA/TV da associare all’apparecchio

Classe di precisione per un apparecchio tipo Sx o -xS compresi i TA/TV esterni

Classe massima per il TA/TV associato all’apparecchio

0,1 0,1 o inferiore 0,2 0,2

0,2 0,2 o inferiore 0,5 0,5

0,5 0,5 o inferiore 1 1

1 1 o inferiore 2 2

2 2 o inferiore 5 5

5 5 o inferiore 10

per un apparecchio di misura tipo SD o DS

Classe di precisione dell’apparecchio senza TA/TV esterni

Classe consigliata per TA/TV da associare all’apparecchio

Classe di precisione per un apparecchio tipo Sx o xS compresi i TA/TV esterni

Classe massima per i TA/TV associati all’apparecchio

0,1 0,1 o inferiore 0,2 0,2

0,2 0,2 o inferiore 0,5 0,5

0,5 0,5 o inferiore 1 1

1 1 o inferiore 2 2

2 2 o inferiore 5 5

5 5 o inferiore 10

4.4. L’associazione dei TA/TV esterni

ad un apparecchio di misura e di controllo

Un apparecchio di misura e di controllo completo è composto dall’unità di controllo e dai TA/TV che possono essere esterni o integrati all’apparecchio. La classe di precisione totale del sistema dipende dalla precisione dell’apparecchio oltre che dalla classe di precisione dei sensori, in base alla formula riportata a pagina 27. Tuttavia occorre ricordare che la classe di precisione totale del sistema vale esclusivamente per la gamma di valori per i quali i sensori hanno un’incertezza garantita per la loro classe di precisione, spesso molto inferiore alla gamma di precisione di un apparecchio tipo DD. A titolo di esempio i rilevatori di corrente conformi alla norma CEI EN 60044-1 hanno una classe di precisione garantita su una gamma molto inferiore a quella di un apparecchio tipo DD della stessa classe.

Un’attenzione particolare deve essere riservata alla misura della potenza e dell’energia, a causa dell’errore sulla fase del sensore: ad esempio un errore di 30’ di grado sulla fase causa un errore pari ad oltre l’1,5 % sulla misura della fase attiva per un fattore di potenza = 0,5. Per queste ragioni la norma consiglia l’utilizzo di sensori di buona qualità (classe 0,2S o 0,5S) in grado di assicurare misure accettabili dei valori di potenza ed energia.

b

b




4.5. Le classi di precisione

La norma definisce dei valori fissi per le classi di precisione, ai quali ogni apparecchio deve far riferimento per la misura delle diverse grandezze fisiche:

0,02 0,05 0,1 0,2 0,5 1 1,5 2 2,5 3 5 10 20

Qualsiasi valore intermedio deve essere dichiarato al valore superiore più vicino. Ad esempio un apparecchio con precisione totale 0,03 avrà secondo la norma IEC 61557-12 una classe di precisione di 0,05.

4.6. La corrente di base, la corrente nominalee la corrente massima

Tutte le misure vengono effettuate facendo riferimento alle gamme di corrente alle quali si riferiscono. Le due grandezze determinanti per questa gamma di corrente sono:

la corrente di riferimento, che viene definita in modo diverso a seconda del tipo di apparecchio:

Ib, o corrente di base, per gli apparecchi di tipo Dx (DS o DD)In, o corrente nominale, per gli apparecchi di tipo Sx (SD o SS)la corrente massima, Imax, che definisce il limite superiore della corrente per la

quale viene effettuata la misura della rispettiva grandezza.

Ad esempio la misura della potenza attiva per un circuito con fattore di potenza uguale a 1, per una classe di precisione uguale a 1, deve essere misurata con:

una precisione dell’ 1 % per una corrente compresa tra il 10 % di Ib e Imax per un apparecchio tipo Dx

una precisione dell’ 1 % per una corrente compresa tra il 5 % di In e Imax per un apparecchio tipo Sx.

4.7. Condizioni di riferimento e condizioninominali

Le misure normalizzate dalla norma IEC 61557-12 sono valide solo rispettando alcune condizioni di riferimento, all’interno delle condizioni nominali di funzionamento.

Tabella delle principali condizioni di riferimento:

Condizioni Condizioni di riferimento

Temperatura di funzionamento 23 °C ±2 °C o secondo specifica costruttore

Umidità relativa dal 40 % al 60 % HR

Tensione dell’alimentazione ausiliaria Tensione nominale di alimentazione ±1 %

Fasi Trifase disponibile a

Squilibrio di tensione y 0,1 % (1)

Campo magnetico esterno continuo y 40 A/m d.c.y 3 A/m ac a 50/60 Hz

Componente CC su tensione e corrente nessuna

Forma delle onde Sinusoidali

Frequenza Frequenza nominale (50 Hz o 60 Hz) ±0,2 %

(1) Necessaria solo nei sistemi trifase.

b

vvb

b

b



La norma definisce 3 classi di condizioni nominali di funzionamento in temperatura, in base alla gamma di temperatura alla quale funziona l’apparecchio, K55, K70 e Kx:

Classe di temperatura K55 dell’apparecchio

Classe di temperatura K70 dell’apparecchio

Classe di temperatura Kx (2) dell’apparecchio

Gamma di funzionamento indicata (con l’incertezza specificata) da -5 °C a +55 °C da -25 °C a +70 °C Sopra i +70 °C e/o sotto i -25 °C (1)

Valori limite di funzionamento (nessun guasto del prodotto) da -5 °C a +55 °C da -25 °C a +70 °C Sopra i +70 °C e/o sotto i -25 °C (1)

Valori limite per l’immagazzinaggio e il trasporto da -25 °C a +70 °C da -40 °C a +85 °C In base alle specifiche del costruttore (1)

(1) I limiti sono definiti dal costruttore in base all’utilizzo.(2) Kx significa condizioni estese.

La norma definisce inoltre 2 condizioni nominali di funzionamento in umidità e in altitudine, le condizioni standard e le condizioni estese:

Condizioni standard Condizioni estese

Gamma di funzionamento consigliata (con l’incertezza specificata)

da 0 a 75 % HR (2) da 0 a sopra il 75 % HR (1)(2)

Gamma limite di funzionamento per 30 giorni/anno

da 0 a 90 % HR (2) da 0 a sopra il 90 % HR (1) (2)

Gamma limite per immagazzinaggio e spedizione

da 0 a 90 % HR (2) da 0 a sopra il 90 % HR (1)(2)

Altitudine da 0 a 2000 m da 0 a sopra i 2000 m (1)

(1) I limiti sono definiti dal costruttore in base all’utilizzo.(2) I valori dell’umidità relativa sono indicati senza condensa.

Per variazioni delle condizioni di riferimento, ma sempre comprese all’interno delle gamme nominali, la norma ammette gamme di precisione più ampie.

4.8. La misura continua (o zero blind time)

La norma impone che alcune misure (principalmente le misure di potenza e di energia) siano effettuate tenendo conto del concetto di misura continua dei segnali a frequenza di campionamento elevata senza finestra «cieca», ovvero senza trascurare nessun campionamento. Per le grandezze per le quali è obbligatorio questo metodo di calcolo non viene fatta alcuna ipotesi riguardo alla stabilità del segnale da misurare. Per le grandezze che non richiedono obbligatoriamente questo tipo di misura il segnale è considerato stabile nei periodi compresi tra 2 misure consecutive.

4.9. Precisioni sulle più importantigrandezze fisiche

Potenza e energia attiva

Gamma di misura specificata Fattore di potenza

Limiti d’incertezza intrinseca per l’apparecchio della prestazione funzionale di classe C

Unità

Valore della corrente per gli apparecchi tipo Dx collegati direttamente

Valore della corrente per gli apparecchi tipo Sx con sensori

per C < 1 per C u 1

2 % Ib y I < 10 % Ib 1 % In y I < 5 % In 1 ±2,0 x C Nessun requisito %

5 % Ib y I < 10 % Ib 2 % In y I < 5 % In 1 Nessun requisito ±(1,0 x C + 0,5) %

10 % Ib y I y Imax 5 % In y I y Imax 1 ±1,0 x C ±1,0 x C %




Corrente di fase

Gamma di misura specificata Limiti d’incertezza intrinseca per l’apparecchio con prestazione funzionale di classe C (1)(2)

Unità

Valore della corrente per gli apparecchi tipo Dx collegati direttamente

Valore della corrente per gli apparecchi tipo Sx con sensori

20 % Ib y I y Imax 10 % In y I y Imax ±1,0 x C %

Classi di precisione C ammesse: 0,05 – 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 2.

THD di corrente

Gamma di misura specificata Limiti d’incertezza intrinseca per l’apparecchio con prestazione funzionale di classe C

Unità

da 0 % a 100 % ±0,3 x C (3) punto c

da 100 % a 200 % ±0,3 x C x THD / 100 (4) punto c

(3) 0,3 x C è l’incertezza assoluta. Ad esempio con 10 % di THD, se C = 1, il valore misurato è compreso tra 9,7 e 10,3.(4) THD è il valore della corrente THD espresso in %.

Classi di precisione C ammesse: 1 – 2 – 5.In fase di misura del THD occorre prestare particolare attenzione alle unità di misura: 0,3 x C è un’incertezza assoluta: ad esempio per un THD del 20 %, se la classe di precisione è 1, il valore misurato potrà essere compreso tra il 19,7 % e il 20,3 %.



La soluzione Schneider Electric

5.1. Architettura di misura con interruttoriCompact NSX

Oltre alla funzione di protezione gli interruttori Compact NSX forniscono un’intera gamma di funzioni di misura e di allarme. Queste funzioni sono comprese nelle due nuove gamme di unità di controllo Micrologic:

Micrologic A "Amperometro" per le misure di corrente Micrologic E "Energia" per le misure delle diverse variabili elettriche.

PB

1033

65-4

3

MicrologicA E

Visualizzazione delle regolazioni delle protezioni

Soglie (A) e temporizzazione Tutte le regolazioni sono visualizzabili b bMisure

Misure efficaci istantanee

Correnti (A) Fasi e neutro b b

Media delle fasi b b

Fase più carica b b

Terra (Micrologic 6) b b

Squilibrio delle correnti fase - b

Tensioni (V) Concatenate fase-fase - b

Fase - neutro - b

Media delle tensioni concatenate - b

Media delle tensioni di fase - b

Squilibrio delle tensioni di fase e concatenate

- b

Rotazione delle fasi - b

Frequenza (Hz) Rete - b

Potenze Attiva (kW) - b

Reattiva (kvar) - b

Apparente (kVA) - b

Fattore di potenza, Cos ϕ (fondamentale) - b

Compact NSX è l’unico interruttore scatolato con misura di potenza integrata. Questa caratteristica permette agli interruttori Compact NSX di assicurare contemporaneamente funzioni di protezione e di misura in conformità con la norma IEC 61557-12.

DB

1154

09

bb

Compact NSX è l’unico interruttore scatolato con funzione di misura integrata, che offre la classe 1 sulla misura della corrente.Le funzioni di misura e comunicazione offerte dagli interruttori Compact NSX sono compatibili con quelle della gamma Masterpact.

In b

reve



I Compact NSX forniscono inoltre funzioni di assistenza e aiuto all’impiego:

Allarmi personalizzati con cronodatazione

L’utilizzatore può regolare fino a 12 allarmi leggibili a distanza, sul display FDM121, o accessibili con la funzione di comunicazione.

Report cronologici e tabelle eventi

I report cronologici e le tabelle di eventi cronodatati sono sempre attivati dall’unità di controllo Micrologic. Sono memorizzati in una memoria non volatile che li salva in caso di guasto dell’alimentazione.I report cronologici e le tabelle di eventi cronodatati possono essere letti, come gli allarmi, su display FDM121 o tramite PC.

Indicatori di manutenzione

Sono disponibili diversi indicatori di manutenzione visualizzati sul display FDM121.

Funzioni di aiuto all’impiego delle unità Micrologic 5 / 6 TipoA E

Aiuto all’impiegoAllarmi personalizzabili

Configurazione parametri Fino a 10 allarmi associati a tutte le misure disponibili di A o di E b b

Ritardo / anticipo di fase, quattro quadranti, senso di rotazione delle fasi, scelta priorità di visualizzazione - b

Visualizzazione Allarmi + sgancio b b

Report a distanza Attivazione di 2 contatti dedicati del modulo SDx b b

Report storici cronodatati

Sganci(ultimi 17)

Causa dello sgancio(cronodatazione con ms)

Ir, Isd, Ii (Micrologic 5, 6) b b

Ig (Micrologic 6) b b

Allarmi(ultimi 10)

b b

Eventi (ultimi 10)

Tipi di eventi Modifica della regolazione della protezione mediante commutatore - b

Sblocco della tastiera - b

Test mediante tastiera - b

Test mediante dispositivo esterno - b

Regolazione dell’ora (data e ora) - b

Reset valore max/min., contatore di energia b b

Cronodatazione Presentazione Data e ora, descrizione, stato b b

Tabelle di eventi cronodatati

Regolazioni di protezione Modifica regolazione (valore visualizzato) Ir tr Isd tsd Ii Ig tg b b

Cronodatazione Data e ora della modifica b b

Valore precedente Valore della grandezza prima della modifica b b

Min./Max Grandezze controllate I1 I2 I3 IN b -

I1 I2 I3 IN U12 U23 U31 f - b

Cronodatazione per ogni grandezza Data e ora di registrazione Min./max b b

Valore attuale Min./max Valore Min/max della grandezza b b

Indicatori di manutenzione

Contatore Manovre meccaniche (1) Associabile ad un allarme b b

Manovre elettriche (1) Associabile ad un allarme b b

Sganci Uno per tipo di sgancio b b

Allarmi Uno per ogni tipo di allarme b b

Orario Tempo totale di utilizzo (in h) b b

Indicatore Usura dei contatti % b b

Profilo Tasso di carico % delle ore di utilizzo nelle 4 gamme di corrente: 0-49 % In, 50-79 % In, 80 - 89 % In, u 90 % in

b b

DB

1154

10

Display FDM121.



Compact NSX misura i dati in tempo reale: visualizzazione permanente dei valori efficaci della fase più sollecitata.

Questo permette all’utilizzatore di conoscere immediatamente e in modo preciso i carichi presenti sulla rete

memorizzazione dei valori di corrente interrotta in caso di sgancio su guasto. L’operatore può visualizzare le informazioni rilevanti riguardo lo sgancio (ad esempio la sua causa: cortocircuito o sovraccarico).

La precisione di misura degli interruttori Compact NSX è indipendente dalla frequenza della rete (50 o 60 Hz).Non è necessaria alcuna regolazione: l’unità di controllo Micrologic rileva la misura e adatta i calcoli in funzione (grazie al nuovo metodo di calcolo che utilizza un’unica frequenza di campionamento). L’installazione e il funzionamento risultano facilitati.

Compact NSX fornisce inoltre misure di tipo "domanda". La "domanda" di un valore è uguale alla media di questo valore per un dato periodo di tempo.

Domanda

Il risultato che si ottiene rappresenta la quantità media di questo valore utilizzata in passato e può servire a comprendere le future possibili esigenze, se si suppone che le condizioni del passato siano simili a quelle future (da cui il termine "domanda").

Il calcolo della domanda di corrente e di potenza permette all’utilizzatore di:eliminare o ridurre al minimo le penali legate al superamento dei valori

contrattuali, usando ad esempio la funzione di distacco/riattacco dei carichifornire dei trend utilizzabili per prevedere la domanda di potenzaverificare l’effettiva rispondenza alle esigenze dei contratti sottoscritti.

Il Compact NSX fornisce inoltre un valore di domanda max e min. per ogni misura istantanea, reinizializzabile con la tastiera dell’unità di controllo.

Infine l’interruttore Compact NSX misura gli indicatori di qualità dell’energia, misurando i valori di THD (per l’importanza delle misure dei valori THD, vedere il capitolo 3.1.5), sia in tensione che in corrente.

Misure integrate con Micrologic

Qualsiasi interruttore che debba integrare funzioni di misura deve soddisfare due condizioni necessarie:

avere un’alimentazione sufficiente in tutti i casi ad alimentare l’unità per la funzione di protezione

garantire una misura precisa.

Per soddisfare entrambe le condizioni la gamma Compact NSX utilizza un trasformatore di corrente di nuova generazione composto da:

un trasformatore in aria (bobina di Rogowski) per la misura della corrente passante, molto precisa

un trasformatore con nucleo in ferro adatto a fornire la potenza allo sganciatore.

Questi nuovi trasformatori di corrente sono disponibili in tutte le nuove unità di controllo Micrologic, offrendo una tecnica di misura costante tra loro.

Occorre inoltre tenere conto di un’altra esigenza: la misura integrata non deve compromettere l’affidabilità della protezione e vice versa. In questo senso è necessario analizzare diversi aspetti, per accertarsi che le due funzioni siano ben separate:

EMC: l’influenza elettromagnetica di un trasformatore non deve interferire con l’altro

software: l’unità di controllo deve distinguere in modo chiaro le funzioni di protezione e di misura all’interno del dispositivo elettronico.Nell’unità di controllo Micrologic l’elaborazione della misura è effettuata dal microprocessore integrato, un circuito integrato specifico (ASIC), che è completamente separato dall’unità di protezione.

b

b

b

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b

b

b

b

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b

La soluzione Schneider ElectricD

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5412

DB

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14



DB

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15

TC air

Microprocessore Modulo di comunicazione

Funzione di protezione avanzata (misure, analisi, ecc.)

Alimentazione

Misura ComunicazioneProtezione

Protezione base

Autoalimentazione

Separazione

Bobina di Rogowski

Rogowski ha definito il principio di funzionamento di questo sensore di corrente nel 1912. Data l’assenza di un nucleo ferromagnetico da saturare questo tipo di bobina è altamente lineare anche quando sottoposta a grandi correnti e non è interessata dalla presenza di frequenze variabili nei circuiti in cui viene installata.

DB

1154

16 Supporto non ferromagnetico

Raggio toroide

Avvolgimento secondario (cavo fine)

I = corrente da misurare Tensione di uscita

Raggio del supporto

Schema di una bobina di Rogowski.

Il segnale di uscita di una «bobina di Rogowski» è una tensione proporzionale alla derivata della corrente. Un sistema d’integrazione elettronico è installato a valle del sensore per poter elaborare l’immagine della corrente da misurare.



5.2. Coerenza della misura

I dispositivi di misura integrati nelle unità di controllo degli interruttori BT Schneider Electric, assicurano coerenza delle funzioni di comunicazione e precisione.

Dal punto di vista funzionale la nuova gamma di unità di controllo Micrologic offre, negli interruttori scatolati, funzioni di misura che fino ad oggi erano disponibili solo sugli interruttori aperti. Ora è possibile avere la stessa tecnica di misura da 100 A fino a 6300 A.

DB

1154

17

Mode

OK

Mode

OK

Dal punto di vista della comunicazione si ha quindi completa coerenza tra la misura comunicata da un interruttore Masterpact NT/NW e da un Compact NSX. Questo fa sì che:

le stesse misuresugli stessi registricon le stesse unità

possano essere trasmessi tramite protocollo Modbus via Ethernet (EGX100 o MPS100)

Le misure sono effettuate con la stessa precisione sia dagli interruttori Masterpact NT/NW che dai Compact NSX. Avere una precisione costante aumenta i vantaggi di poter usufruire di un’offerta completa di interruttori aperti e interruttori scatolati; i dati forniti dalle misure saranno utilizzabili e analizzati in modo costante dalle unità di elaborazione dati.

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La Soluzione Schneider ElectricD

B11

5557

EGX100.

DB

1155

56

MPS100.



5.3. Le prestazioni della funzione di misura con gli interruttori Compact NSX

La misura effettuata da un interruttore Compact NSX è compatibile con la norma IEC 61557-12. In base alla definizione della norma, il Compact NSX è un apparecchio di misura e controllo di tipo DD, con sensori integrati di misura della tensione e della corrente.Le prestazioni offerte sono quindi valide per tutta la catena di misura, sensori compresi.

In caso di interruttore Compact NSX i tre criteri importanti per la misura, secondo la norma, sono i seguenti:

la corrente di base Ib è uguale al calibro dell’interruttore:per un Compact NSX160 da 40 A, Ib = 40 Aper un Compact NSX630 da 630 A, Ib = 630 A

la corrente massima per la quale la misura è garantita con la precisione data, Imax è uguale a 1.2Ib:

per un Compact NSX160 da 40 A, Imax = 48 Aper un Compact NSX630 da 630 A, Imax = 750 A

la classe di prestazione C è:Classe 1 per la misura della corrente

Per un Compact NSX160 da 40 A, la misura della corrente di fase ha una precisione dell’ 1 % sulla gamma da 8 A a 48 A.Per un Compact NSX630 da 630 A, Imax = 750 A, la misura della corrente di fase ha una precisione dell’ 1 % sulla gamma da 130 A a 750 A.

Classe 2 per la misura dell’energia attivaPer un Compact NSX160 da 40 A, la misura dell’energia attiva ha una precisione del 2,5 % sulla gamma da 2 A a 4 A e una precisione del 2 % sulla gamma da 4 A a 48 A.Per un interruttore Compact NSX630 da 630 A, la misura dell’energia attiva ha una precisione del 2,5 % sulla gamma da 31,5 A a 63 A e una precisione del 2 % sulla gamma da 63 A a 750 A.

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b

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5.4. Misura e protezione associate: schema standard

Qui sotto un esempio tipico di una parte di circuito elettrico all’interno di un quadro, con indicazione delle prestazioni delle funzioni di misura e protezione:

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18

Compact

CompactNSX100Micrologic 6.2 E

Multi 9C60

CompactNSX400Micrologic 6.3 E-M

ContacteurLC1-F265

Un arrivo alimenta diversi carichi alla tensione d’impiego di 380 V tra le fasi. Un motore da 160 kW è protetto da un interruttore Compact NSX400, in coordinamento di tipo 2 secondo la norma CEI EN 60947-1 con un contattore LC1-F265. Questo interruttore è installato a valle dell’interruttore di arrivo Compact NS630b, con il quale è associato per una selettività totale secondo la norma CEI EN 60947-2 Allegato A.L’interruttore di arrivo principale è inoltre a monte di un’altra alimentazione che è protetta da un Compact NSX100, con il quale è totalmente selettivo. A valle la selettività è completa con più interruttori modulari, tipo C60, che proteggono diversi carichi: prese, PC, illuminazione.L’interruttore Compact NSX100 è equipaggiato di un’unità di controllo Micrologic 6.2E e l’interruttore Compact NSX400 di un’unità di controllo Micrologic 6.3 E-M, che proteggono perfettamente e rispettivamente i carichi di distribuzione elettrica e il motore.

Oltre alla funzione di protezione le unità di controllo Micrologic misurano i principali parametri elettrici, visualizzabili localmente il tramite il display LCD, o a distanza tramite display FDM121.

La Soluzione Schneider Electric



Questi dati possono poi essere comunicati via Modbus, grazie all’Interfaccia Modbus (IFM), collegata ad ogni interruttore Compact NSX e quindi a Ethernet tramite EGX100 o MPS100. Questi dati possono essere analizzati da un sistema SCADA:

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19

DisplayFDM121

Le funzioni di misura e protezione sono quindi associate e gestite da un solo apparecchio, l’interruttore Compact NSX con unità di controllo Micrologic integrata. L’assenza di cablaggio tra i due apparecchi che svolgono le diverse funzioni (protezione e misura) evita qualsiasi possibile errore di collegamento. I trasformatori di corrente e di tensione sono inoltre perfettamente sincronizzati con l’unità di controllo e gli interruttori, dato che sono integrati nell’apparecchio.La riduzione del cablaggio è infine sinonimo di riduzione dei costi: la migliore soluzione è ottenuta da un apparecchio tutto in uno.

L’associazione delle funzioni di protezione e misura permette inoltre all’utilizzatore di migliorare la sua installazione. Un interruttore Compact NSX100 con unità di controllo Micrologic 2.2 (senza funzione di misura) può essere trasformato in un Compact NSX100 con unità Micrologic 6.2A o E (con misura). La sostituzione delle unità di controllo è facilmente realizzabile dall’utilizzatore.



Note


L’organizzazione commerciale Schneider Electric

Aree Sedi Uffici

Nord Ovest Via Orbetello, 140 C.so della Libertà, 71/A- Piemonte 10148 TORINO 14053 CANELLI (AT)(escluse Novara e Verbania) Tel. 0112281211 Tel. 0141821311- Valle d’Aosta Fax 0112281311 Fax 0141834596- Liguria- Sardegna

Lombardia Ovest Via Zambeletti, 25- Milano, Varese, Como 20021 BARANZATE (MI)- Lecco, Sondrio, Novara Tel. 023820631- Verbania, Pavia, Lodi Fax 0238206325

Lombardia Est Via Circonvallazione Est, 1- Bergamo, Brescia, Mantova 24040 STEZZANO (BG)- Cremona, Piacenza Tel. 0354152494

Fax 0354152932

Nord Est Centro Direzionale Padova 1- Veneto Via Savelli, 120- Friuli Venezia Giulia 35100 PADOVA- Trentino Alto Adige Tel. 0498062811

Fax 0498062850

Emilia Romagna - Marche Viale Palmiro Togliatti, 25 Via Gagarin, 208(esclusa Piacenza) 40135 BOLOGNA 61100 PESARO

Tel. 0516163511 Tel. 0721425411Fax 0516163530 Fax 0721425425

Toscana - Umbria Via Pratese, 167 Via delle Industrie, 2950145 FIRENZE 06083 BASTIA UMBRA (PG)Tel. 0553026711 Tel. 0758002105Fax 0553026725 Fax 0758001603

Centro Via Silvio D’Amico, 40 S.S. 98 Km 79,400- Lazio 00145 ROMA 70026 MODUGNO (BA)- Abruzzo Tel. 06549251 Tel. 0805326154- Molise Fax 065411863 - 065401479 Fax 0805324701- Basilicata (solo Matera)- Puglia

Sud SP Circumvallazione Esterna di Napoli Via Trinacria, 7- Calabria 80020 CASAVATORE (NA) 95030 TREMESTIERI ETNEO (CT)- Campania Tel. 0817360611 - 0817360601 Tel. 0954037911- Sicilia Fax 0817360625 Fax 0954037925- Basilicata (solo Potenza)

Schneider Electric S.p.A.Sede Legale e Direzione CentraleVia Circonvallazione Est, 124040 STEZZANO (BG)Tel. 0354151111Fax 0354153200

www.schneiderelectric.it

LEES GTB 311 AI

HELP DESK Tecnico

Tel. 0112281203Fax 0112281340

In ragione dell’evoluzione delle Norme e dei materiali,le caratteristiche riportate nei testi e nelle illustrazionidel presente documento si potranno ritenereimpegnative solo dopo conferma da parte diSchneider Electric.

1-0608

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