Installazione dell'UPS - Fattori chiave - apc.com che presenta i prodotti, i sistemi di...

Installazione dell'UPS - Fattori chiave

Sommario Utilizzo della guida .......................................................... 2 Panoramica delle soluzioni di protezione ..................... 4

Soluzioni di protezione dell’alimentazione ............................................4 Software e servizi di supporto ..............................................................5

UPS all'interno di impianti elettrici ................................ 6 Funzione di ogni componente all'interno dell'impianto .........................6 Parametri essenziali dell'impianto ........................................................7 Fonti di informazione nella creazione delle specifiche di impianto .......8

Nozioni di base relative agli impianti con UPS ............. 9 Necessità di alimentazione di alta qualità e ad alta disponibilità ..........9 Sistemi di alimentazione con UPS ........................................................10 Qualità dell'energia fornita dall'UPS .....................................................11 Disponibilità dell'energia fornita dall'UPS .............................................13 Scelta della configurazione ..................................................................17

Calcolo dell'alimentazione ............................................. 18 Elementi necessari per il calcolo dell'alimentazione .............................18 Valori nominali delle configurazioni con UPS singolo ...........................20 Valori nominali delle configurazioni con UPS in parallelo .....................23

Controllo delle correnti armoniche a monte ................. 26 UPS e armoniche a monte ...................................................................26 Filtraggio delle correnti armoniche a monte per raddrizzatori a ponte di Graetz ..................................................................................27 Scelta del filtro ......................................................................................30

Modalità di messa a terra del sistema ........................... 33 Informazioni di base relative alle modalità di messa a terra del sistema 33 Applicazioni negli impianti con UPS .....................................................36

Protezione ........................................................................ 40 Protezione mediante interruttori di circuito ...........................................40 Scelta degli interruttori di circuito ..........................................................42

Cavi ................................................................................. 48 Scelta delle dimensioni dei cavi ............................................................48 Esempio di impianto .............................................................................49

Stoccaggio dell'energia ................................................. 50 Tecnologie di stoccaggio ......................................................................50 Scelta delle batterie ..............................................................................51 Monitoraggio delle batterie ...................................................................52

Interfaccia uomo-macchina e comunicazione ............. 54 Interfaccia uomo-macchina (HMI) ........................................................54 Comunicazione .....................................................................................54

Operazioni preliminari ................................................... 56 Considerazioni relative all'installazione ................................................56 Stanza per le batterie ...........................................................................57

Schneider Electric Edizione 09/2015 pag. 1

Utilizzo della guida

Crescente necessità di energia di alta qualità e ad alta disponibilità Le problematiche relative alla qualità e alla disponibilità di energia elettrica sono diventate di vitale importanza a causa del ruolo chiave di computer e apparecchiature elettroniche nello sviluppo di molte e fondamentali applicazioni. Disturbi nei sistemi di distribuzione (microinterruzioni, interruzioni, cali di tensione e così via) possono causare gravi perdite o rischi per la sicurezza in numerose attività, quali: • Processi industriali sensibili, durante i quali un malfunzionamento dei sistemi di controllo o monitoraggio può causare una diminuzione della produzione. • Aeroporti e ospedali, dove il malfunzionamento delle apparecchiature può rappresentare un serio pericolo per la vita umana. • Tecnologie per l'informazione e la comunicazione, dove il necessario livello di affidabilità è ancora maggiore. I data center richiedono alta qualità, l'utilizzo di gruppi di continuità 24 ore su 24 per 365 giorni, anno dopo anno, senza alcuna interruzione per la loro manutenzione. I sistemi di protezione UPS sono ora parte integrante della catena del valore di molte aziende. I loro livelli di disponibilità e qualità dell'energia hanno un effetto diretto sulla continuità del servizio delle operazioni. La produttività, la qualità dei prodotti e dei servizi, la competitività dell'azienda e la sicurezza delle aree circostanti, dipendono dal buon funzionamento dell'UPS. Non sono permessi guasti. Schneider Electric: la soluzione completa per ogni necessità Schneider Electric offre una gamma completa di soluzioni di protezione dell'alimentazione per soddisfare le esigenze di tutte le applicazioni sensibili. Tali soluzioni comprendono software di comunicazione e prodotti tecnologici all'avanguardia capaci di garantire altissimi livelli di affidabilità. Esse sono supportate da servizi completi basati su una competenza unica nel suo genere, sulla presenza a livello globale e sull'utilizzo delle più avanzate tecniche e tecnologie. Global ServicesTM, con 40 anni di esperienza presso i propri clienti, accompagna l'impianto in tutto il proprio ciclo di vita, dalla progettazione e avviamento al funzionamento e agli aggiornamenti, ovunque essi si trovino. I gruppi di continuità (UPS, Uninterruptible Power Supply) sono ovviamente parte fondamentale di queste soluzioni. Essi forniscono alimentazione continua di alta qualità ed elevata disponibilità con interfacce di comunicazione avanzate integrate e compatibili sia con ambienti elettrici che informatici. Spesso vengono utilizzati in combinazione con altri prodotti per la comunicazione come compensatori attivi di armoniche, commutatori di trasferimento, quadri di distribuzione, sistemi di monitoraggio batteria e software di supervisione. Nel suo insieme, questo prodotto fornisce una risposta completa ed efficace alle problematiche di protezione che sorgono negli impianti sensibili. Per i data center, soluzioni su richiesta completano l'infrastruttura fisica, tra cui server rack, UPS, distribuzione elettrica, sistemi di raffreddamento e protezione insieme al relativo software. Una guida per assistere i professionisti alle prese con impianti elettrici per applicazioni critiche Buona parte del know-how di Schneider Electric è disponibile in questa guida alla progettazione. Lo scopo di questa guida è quello di assistere l'utente nella progettazione e installazione di soluzioni complete e ottimizzate per la protezione dell'alimentazione, dalla rete elettrica fino al carico finale, in linea con i requisiti di qualità e disponibilità richiesti dalle applicazioni critiche. È rivolta a tutti i professionisti che svolgono attività relative a questo tipo di impianti, inclusi: • uffici di progettazione e società di ingegneria indipendenti; • dipartimenti di progettazione per l'utente finale; • installatori; • responsabili di progetto; • responsabili di struttura; • responsabili sistemi informatici; • responsabili finanziari o acquisti.



Utilizzo della guida

Struttura della guida

Ricerca delle informazioni Le informazioni sono disponibili in più parti della guida: • all'interno dei contenuti generali all'inizio della guida; • nella panoramica alle pagine 4 e 5 del capitolo Installazione dell'UPS - Fattori chiave, che presenta i prodotti, i sistemi di comunicazione, i software e i servizi che insieme costituiscono le soluzioni di protezione.

Capitoli • Alle pagine 6 e 7 del capitolo Installazione dell'UPS - Fattori chiave viene presentato il ruolo degli UPS negli impianti elettrici e indicati i principali parametri che devono essere presi in considerazione. Il resto del capitolo guida l'utente attraverso il processo di selezione di una soluzione determinando gli elementi principali di un impianto con UPS. • Il capitolo Scelta della configurazione dell'UPS descrive una serie di esempi pratici in vista della scelta di una configurazione, a partire da una semplice unità UPS singola fino a impianti che offrono livelli eccezionalmente elevati di disponibilità. • Il capitolo Come eliminare le correnti armoniche descrive le soluzioni utili per eliminare le correnti armoniche negli impianti. • Il capitolo Valutazione tecnica fornisce informazioni tecniche di base per i dispositivi e nozioni illustrate in altri capitoli della guida. Infine, per agevolare la preparazione dei progetti:

Riferimenti incrociati I vari capitoli contengono riferimenti incrociati (indicati con il simbolo ) che collegano ad altre parti della guida di progettazione e che forniscono informazioni più approfondite su argomenti specifici. I riferimenti agli articoli tecnici (White Paper, WP) vengono indicati dal seguente simbolo insieme al numero del White Paper in questione.

Fare riferimento al WP n.

Cap. 1: Installazione dell'UPS - Fattori chiave Cap. 2: Scelta della configurazione dell'UPS Cap. 3: Come eliminare le correnti armoniche Cap. 5: Valutazione tecnica

Panoramica delle soluzioni di protezione

Soluzioni di protezione dell'alimentazione

Fig. 1.1. Prodotti Schneider Electric


Panoramica delle soluzioni di protezione

Software e servizi di supporto

Fig. 1.2. Software e servizi Schneider Electric


UPS all'interno di impianti elettrici

Funzione di ogni componente all'interno dell'impianto

Fig. 1.3. Funzioni dei componenti negli impianti con UPS


UPS all'interno di impianti elettrici (cont.)

Parametri essenziali dell'impianto

Fig. 1.4. Parametri principali dei componenti negli impianti con UPS


UPS all'interno di impianti elettrici (cont.)

Fonti di informazione nella configurazione delle specifiche di impianto I diagrammi mostrati nelle pagine precedenti forniscono una panoramica generale dei componenti e dei vari parametri degli impianti con UPS. È giunto il momento di andare più nel dettaglio. La tabella seguente indica: ● l'ordine nel quale gli argomenti vengono presentati in questo capitolo; ● le decisioni che devono essere prese; ● l'obiettivo di ogni decisione con l'indicazione delle pagine riguardanti i relativi elementi all'interno del capitolo; ● dove si possono trovare informazioni aggiuntive sugli argomenti negli altri capitoli di questa guida alla progettazione.

Scelte Obiettivo Fare riferimento a

Informazioni aggiuntive Fare riferimento a

Architetture di rete mono o multi sorgente e configurazione di sorgenti UPS

Stabilire l'architettura dell'impianto e la configurazione UPS più adatta alle esigenze dell'utente in termini di disponibilità di energia, di aggiornamenti, di funzionamento e di budget.

Scelta della configurazione

dell'UPS

Esempi e confronto di 13 impianti tipici, dalle unità UPS singole alle architetture di rete a elevata disponibilità

Scelta della configurazione dell'UPS pag.

5 Alimentazione di carichi sensibili Valutazione

tecnica pag. 2

Configurazioni UPS Valutazione tecnica pag. 23

Gruppi elettrogeni motori Valutazione tecnica pag. 35

Potenza nominale UPS

Stabilire il valore nominale necessario dell'unità UPS singola o in parallelo (in termini di ridondanza o capacità), tenendo conto del sistema di distribuzione e delle caratteristiche del carico.

Installazione dell'UPS - Fattori

chiave pag. 17

Assemblaggio e funzionamento dell'UPS

Valutazione tecnica pag. 14

Controllo delle correnti armoniche a monte

Ridurre a livelli accettabili la distorsione della tensione sulle sbarre a monte, a seconda delle fonti di energia che possono alimentare il sistema UPS.


chiave pag. 24

Eliminazione delle armoniche dagli impianti

Come eliminare le

correnti armoniche

Armoniche Valutazione tecnica pag. 38

Modalità di messa a terra del sistema

Garantire la conformità agli standard vigenti in materia di impianti per la tutela della vita e della proprietà e il corretto funzionamento dei dispositivi. Quali modalità di messa a terra del sistema sono necessarie e per quali applicazioni?


chiave pag. 30

Protezione a monte e a valle mediante interruttori di circuito

Determinare il potere di interruzione e i valori nominali degli interruttori di circuito a monte e a valle dell'UPS; risolvere eventuali problemi di discriminazione.


chiave pag. 35

Collegamenti Limitare i cali di tensione e l'aumento di temperatura dei cavi, così come i parametri di distorsione armonica agli ingressi del carico.


chiave pag. 43

Batteria L'autonomia delle batterie deve essere sufficientemente prolungata per soddisfare le esigenze dell'utente.


chiave pag. 45

Soluzioni di stoccaggio dell'energia e batterie


Comunicazione Definire le modalità di comunicazione dell'UPS con ambienti elettrici e informatici.


chiave pag. 49

Eventuali operazioni preliminari

Pianificare i lavori di costruzione e di ventilazione, in particolare se è richiesta una stanza speciale per la batteria.


Standard Attenersi ai principali standard vigenti in materia di UPS.


Compatibilità elettromagnetica Valutazione tecnica pag. 26


Nozioni di base relative agli impianti con

UPS

Necessità di alimentazione di alta qualità e ad alta disponibilità

Disturbi nel sistema di distribuzione dell'energia La qualità dell'elettricità fornita da utenze pubbliche e private potrebbe essere ridotta da numerosi disturbi. Tali disturbi sono inevitabili a causa delle distanze e dell'ampia varietà di carichi collegati. Le fonti dei disturbi possono essere: • il sistema di distribuzione stesso (condizioni atmosferiche, incidenti, commutazione di dispositivi di protezione o controllo e così via); • le apparecchiature dell'utente (motori, dispositivi che creano disturbi come i forni elettrici ad arco, saldatrici, sistemi di elettronica di potenza e così via). Può trattarsi di disturbi come microinterruzioni, cali di tensione, sovratensioni, variazioni di frequenza, armoniche, rumore su banda HF (alte frequenze), sfarfallio e così via, fino a interruzioni prolungate.

Disturbi nel sistema di distribuzione dell'energia, fare riferimento al Cap. 5 pag. 3.

Requisiti dei carichi sensibili Le apparecchiature digitali (computer, sistemi di telecomunicazione, strumenti e così via) utilizzano microprocessori che operano a frequenze di diversi mega o persino giga hertz, ovvero permettono di svolgere milioni o addirittura miliardi di operazioni al secondo. Un disturbo nell'alimentazione elettrica della durata di pochi millisecondi può influenzare migliaia o milioni di operazioni fondamentali. Ciò può causare malfunzionamenti e perdita di dati con conseguenze pericolose (nel caso di aeroporti, ospedali) o costose (nel caso di perdite di produzione). Per questo motivo molti carichi, chiamati carichi sensibili o critici, richiedono un'alimentazione protetta dai disturbi del sistema di distribuzione. Esempi. • Processi industriali e relativi sistemi di controllo/monitoraggio: rischio di perdite di produzione. • Aeroporti e ospedali: rischi per la sicurezza delle persone. • Tecnologie dell'informazione e comunicazione: rischio di interruzioni durante operazioni a elevato costo orario. Molte aziende produttrici di apparecchiature sensibili specificano tolleranze molto severe (più severe anche di quelle per il sistema di distribuzione) per l'alimentazione delle stesse; un esempio è CBEMA (Computer Business Equipment Manufacturer’s Association) nell'ambito delle apparecchiature informatiche.

Carichi sensibili, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 2 Alimentazione di carichi sensibili. Costi sostenuti per la qualità dell'energia elettrica Oltre il 50% dei guasti per carichi critici sono dovuti all'alimentazione elettrica e il costo orario per l'inattività delle relative applicazioni è generalmente molto elevato (fig. 1.5). Per l'economia odierna, che dipende sempre più dalle tecnologie digitali, è quindi essenziale che vengano risolti i problemi relativi alla qualità e la disponibilità dell'energia fornita dal sistema di distribuzione quando è destinata a carichi sensibili.

Humanerror

Supplyproblems

Equipmentfailure

Nuisance tripping(circuit breaker, etc.)

15 %

20 %

20 %

45 %

Esempi di costi orari sostenuti a causa di guasti incorsi ● Telefoni cellulari: 40.000 euro. ● Sistemi telematici di prenotazione delle compagnie aeree: 90.000 euro. ● Transazioni di carte di credito: 2,5 milioni di euro. ● Linea di produzione autovetture: 6 milioni di euro. ● Operazioni di borsa: 6,5 milioni di euro.

Fig. 1.5 Origine e costo dei guasti di sistema dovuti all'alimentazione elettrica.


Nozioni di base relative agli impianti con UPS (cont.)

Sistemi di alimentazione con UPS

Scopo degli UPS Gli UPS (gruppi di continuità) sono progettati per soddisfare le esigenze sopra descritte. Introdotti nel 1970, la loro importanza è cresciuta di pari passo con lo sviluppo delle tecnologie digitali. Gli UPS sono dispositivi elettrici posizionati tra il sistema di distribuzione e i carichi sensibili. Essi forniscono energia più affidabile rispetto al sistema di distribuzione e rispondono alle esigenze dei carichi sensibili in termini di qualità e disponibilità.

UPS, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 4 La soluzione UPS.

Tipi di UPS Il termine UPS comprende prodotti con potenze nominali apparenti da poche centinaia di VA fino a diversi MVA, integrando diverse tecnologie. Ecco perché la norma IEC 62040-3 e l'equivalente europea ENV 62040-3 definiscono tre tipi standard (tipologie) di UPS. Le tecnologie UPS includono: • standby passivo; • interazione con il sistema di distribuzione; • doppia conversione. Per le potenze nominali basse (< 2 kVA), le tre tecnologie coesistono. Per valori superiori, quasi tutti gli UPS statici (cioè dotati di componenti a semiconduttore, ad esempio IGBT [Insulated Gate Bipolar Transistor, transistor bipolare a gate isolato]) integrano la tecnologia a doppia conversione. Gli UPS rotanti (con parti meccaniche rotanti, ad esempio i volani) non vengono indicati all'interno delle norme, rimanendo così marginale nel mercato.

Tipi di UPS, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 9 Tipi di UPS statici. UPS statici a doppia conversione Questo è praticamente l'unico tipo di UPS utilizzato negli impianti a elevata potenza per gli esclusivi vantaggi che presenta rispetto agli altri tipi: • completa rigenerazione dell'energia fornita in uscita; • totale isolamento del carico dal sistema di distribuzione e dai relativi disturbi; • trasferimento senza interruzione (ove applicabile) a una linea di bypass. • Il principio di funzionamento (fig. 1.6) è mostrato di seguito. • Durante il funzionamento normale, un raddrizzatore/caricabatteria trasforma la corrente alternata assorbita in corrente continua per alimentare un inverter e caricare con tensione di mantenimento una batteria. • L'inverter rigenera completamente un segnale sinusoidale, trasformando nuovamente la corrente continua in corrente alternata libera da disturbi e rientrante nei valori di tolleranza di ampiezza e frequenza. • Se viene a mancare la corrente alternata in ingresso, la batteria è in grado di fornire, tramite l'inverter, l'energia richiesta per l'autonomia indicata. • Un bypass statico è in grado di trasferire il carico senza interruzioni dell'alimentazione a una linea di bypass per continuare ad alimentare il carico in caso di necessità (guasto interno, cortocircuito a valle, manutenzione). Questa tecnologia "fault-tolerant" consente di continuare a fornire alimentazione al carico in modalità ridotta (l'elettricità non passa attraverso l'inverter) per il tempo necessario a ristabilire le condizioni normali.

UPS a doppia conversione, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 14 Componenti e funzionamento.

Fig. 1.6. UPS statico a doppia conversione



Qualità dell'energia degli UPS a doppia conversione Qualità dell'energia degli UPS Come da progettazione, gli UPS a doppia conversione a stato solido forniscono ai

carichi collegati un segnale sinusoidale: • di alta qualità poiché continuamente rigenerato e regolato (ampiezza ± 1%, frequenza ± 0,5%); • senza disturbi generati dal sistema di distribuzione (grazie alla doppia conversione) e, in particolare, senza microinterruzioni e interruzioni (grazie alla batteria). Questo livello di qualità deve essere garantito, indipendentemente dal tipo di carico. Qualità della tensione per carichi lineari Cos'è un carico lineare? Un carico lineare alimentato con una tensione sinusoidale assorbe una corrente sinusoidale avente la stessa frequenza della tensione. La corrente può essere sfasata (angolo ϕ) rispetto alla tensione (fig. 1.7). Esempi di carichi lineari Molti carichi sono lineari, tra cui lampadine, unità di riscaldamento, carichi resistivi, motori, trasformatori e così via. Questi non contengono componenti elettronici attivi, solo resistori (R), induttori (L) e condensatori (C). UPS e carichi lineari Per questo tipo di carico, il segnale di uscita dell'UPS è di qualità molto elevata, ovvero la tensione e la corrente sono perfettamente sinusoidali, 50 o 60 Hz.

Carico puramente resistivo Carico con induttore e/o condensatore

Fig. 1.7. Tensione e corrente per carichi lineari Qualità della tensione per carichi non lineari Cos'è un carico non lineare? Un carico non lineare (o disturbante) alimentato con una tensione sinusoidale assorbe una corrente periodica avente la stessa frequenza della tensione, ma non è sinusoidale. La corrente assorbita dal carico è, infatti, la combinazione (fig. 1.8) di: • una corrente sinusoidale denominata fondamentale, alla frequenza di 50 o 60 Hz; • armoniche, ossia correnti sinusoidali con un'ampiezza minore di quella della fondamentale, ma una frequenza che è un multiplo della fondamentale e che definisce l'ordine armonico (ad esempio, l'armonica di ordine 3 ha una frequenza pari a 3 x 50 Hz (o 60 Hz) e l'armonica del quinto ordine ha una frequenza di 5 x 50 Hz (o 60 Hz)). Le correnti armoniche sono causate dalla presenza di componenti elettronici di potenza (ad esempio diodi, SCR, IGBT) che commutano la corrente in ingresso. Esempi di carichi non lineari I carichi non lineari includono i carichi che posseggono un alimentatore a commutazione al loro ingresso per fornire elettricità a dispositivi elettronici (ad esempio computer, variatori di velocità e così via).



Effetto delle armoniche (in questo esempio,

le armoniche H3 e H5).

Tensione e corrente assorbite da alimentatori monofase a commutazione (computer).

Fig. 1.8. La corrente assorbita da carichi non lineari viene distorta dalle armoniche Spettro armonico della corrente assorbita da un carico non lineare L'analisi delle armoniche di una corrente non lineare consiste nel determinare (fig. 1.9): • gli ordini armonici presenti nella corrente; • l'importanza relativa di ciascun ordine, misurata come percentuale dell'ordine stesso.

Hk% = distorsione dell'armonica k =

rms valueof harmonickrms valueof the fundamental

Distorsione armonica di tensione e corrente Carichi non lineari causano armoniche sia nella corrente che nella tensione, poiché per ogni armonica della corrente esiste un'armonica della tensione con identica frequenza. La tensione sinusoidale a 50 Hz (o 60 Hz) dell'UPS viene pertanto distorta dalle armoniche. La distorsione di un'onda sinusoidale viene rappresentata come una percentuale:

THD* % = distorsione totale =

rms value of all theharmonic krms value of the fundamental

* Distorsione armonica totale. Si definiscono i seguenti valori: • THDU % per la tensione, basata sulle armoniche della tensione; • THDI % per la corrente, basata sulle armoniche della corrente (fig. 1.9). Maggiore è il contenuto armonico, maggiore è la distorsione. In pratica, la distorsione della corrente assorbita dal carico è molto più alta (THDI circa del 30%) rispetto a quella della tensione in ingresso (THDU circa al 5%).

Corrente in ingresso di un raddrizzatore trifase.

Livelli di distorsione armonica

H5 = 33% H7 = 2,7%

H11 = 7,3% H13 = 1,6% H17 = 2,6% H19 = 1,1% H23 = 1,5% H25 = 1,3%

THDI = 35% (fare riferimento al calcolo al cap. 5, pag. 41)

Spettro armonico e THDI corrispondente. Fig. 1.9. Esempio di spettro armonico della corrente assorbita da un carico non lineare

Carichi non lineari, fare riferimento a Eliminazione delle armoniche dagli impianti e Valutazione tecnica pag. 38 Armoniche. UPS e carichi non lineari Le armoniche influenzano la tensione sinusoidale all'uscita dall'UPS. Un'eccessiva distorsione può disturbare i carichi lineari collegati in parallelo in uscita, in particolare facendo aumentare la corrente che assorbono (aumento della temperatura).



Per mantenere la qualità della tensione di uscita dell'UPS, è necessario limitarne la distorsione (THDU), ovvero imitare le armoniche di corrente che producono distorsione di tensione. In particolare, è necessario che l'impedenza (all'uscita dell'UPS e nei cavi di alimentazione del carico) rimanga bassa. Limitazione della distorsione della tensione di uscita Grazie alla tecnica di chopping a frequenza libera impiegata, l'impedenza in uscita dagli UPS Schneider Electric è molto bassa, di qualunque frequenza si tratti (ovvero qualunque sia l'ordine armonico). Questa tecnica permette di eliminare praticamente qualsiasi distorsione della tensione di uscita durante l'alimentazione di carichi non lineari. La qualità della tensione di uscita è quindi costante, anche per carichi non lineari. In pratica, i progettisti dell'impianto devono: • controllare i valori in uscita dall'UPS per carichi non lineari e, in particolare, assicurarsi che il livello di distorsione dichiarato, misurato per carichi non lineari standard secondo lo standard IEC 62040-3, sia molto basso (THDU < 2-3%); • limitare la lunghezza (impedenza) dei cavi in uscita che alimentano i carichi.

Prestazioni UPS per carichi non lineari, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 43.

Disponibilità dell'energia fornita dall'UPS

Cosa si intende per disponibilità? Disponibilità di un impianto elettrico Si dice disponibilità, la probabilità che l'impianto sia in grado di fornire energia al livello di qualità richiesto dai carichi alimentati. Essa viene espressa in percentuale.

Disponibilità (%) = ( )1 1− ×

MTTRMTBF

00

L'MTTR (Mean Time To Repair, tempo medio di riparazione) è il tempo medio necessario a riparare il sistema di alimentazione dopo un guasto (compreso il tempo per rilevare la causa del guasto, ripararlo e riavviare il sistema). L'MTBF (Mean Time Between Failures, tempo medio tra guasti) è il tempo medio per il quale il sistema di alimentazione è in grado di assicurare il corretto funzionamento dei carichi. • Esempio. Una disponibilità del 99,9% (detta a tre nove) corrisponde alla probabilità del 99,9% che il sistema effettui le funzioni richieste in qualsiasi momento. La differenza tra questa probabilità e 1 (cioè 1-0,999 = 0,001) indica il livello di non disponibilità, ovvero una probabilità su 1000 che il sistema non svolga le funzioni richieste in un dato momento.

Fig. 1.10. MTTR e MTBF Qual è il significato pratico di disponibilità? I costi di down-time (tempo di indisponibilità) per le applicazioni critiche sono molto elevati (vedere fig. 1.5). Queste applicazioni devono rimanere in funzione il più a lungo possibile. Lo stesso vale per la loro alimentazione elettrica. La disponibilità di energia fornita da un impianto elettrico corrisponde a una misura statistica (in percentuale) del tempo di funzionamento.



I valori MTBF e MTTR vengono calcolati o misurati (sulla base di osservazioni sufficientemente lunghe) per i componenti. Essi possono quindi essere utilizzati per determinare la disponibilità dell'impianto durante il periodo. Quali fattori contribuiscono alla disponibilità? La disponibilità dipende dai valori di MTBF e MTTR. • La disponibilità sarebbe pari al 100% se l'MTTR fosse pari a zero (riparazione istantanea) o se l'MTBF fosse infinito (funzionamento senza guasti). Ciò non è statisticamente possibile. • Quindi, minore è il valore MTTR e maggiore è il valore MTBF, maggiore è la disponibilità. Da "3 nove" a "6 nove" La natura critica di molte applicazioni ha creato la necessità di livelli molto più elevati di disponibilità di energia elettrica. • L'economia "tradizionale" viene alimentata dal servizio pubblico. Un sistema di distribuzione di qualità media con backup AT offre una disponibilità del 99,9% (3 nove), che corrisponde a otto ore di non disponibilità annua. • Carichi sensibili richiedono un'alimentazione elettrica in grado di fornire una disponibilità del 99,99% (4 nove), che corrisponde a 50 minuti di non disponibilità annua. • Computer e apparecchiature per la comunicazione nei data center richiedono una disponibilità del 99,9999% (6 nove), che corrisponde a 30 secondi di non disponibilità annua. Questo livello è il mezzo per garantire, senza il rischio di grandi perdite finanziarie, la gestione di infrastrutture 24 ore su 24 per 365 giorni all'anno, senza interruzioni per manutenzione. Si tratta di un passo verso l'alimentazione continua.

L'economia "tradizionale" utilizza

l'energia del servizio pubblico, che offre una disponibilità del 99,9%, cioè a 3 nove.

I carichi sensibili richiedono un livello del 99,99% di disponibilità, cioè a 4 nove.

I data center necessitano di un livello del 99,9999%, cioè a 6 nove.

Fig. 1.11. Andamento del livello di disponibilità richiesto dalle applicazioni Come migliorare la disponibilità? Per migliorare la disponibilità, è necessario ridurre l'MTTR e aumentare l'MTBF. Ridurre l'MTTR Il rilevamento dei guasti in tempo reale, l'analisi da parte di esperti per garantire una diagnosi precisa e una rapida riparazione contribuiscono a ridurre l'MTTR. Questi risultati dipendono dai fattori chiave elencati di seguito. Qualità del servizio • Presenza del produttore a livello globale. • Disponibilità dei servizi a livello globale. • Numero, competenza ed esperienza dei team di assistenza. • Base di installato ed esperienza acquisita. • UPS modulari la cui manutenzione può essere effettuata facilmente. • Risorse e vicinanza del supporto tecnico. • Disponibilità locale di ricambi originali. • Metodi e strumenti del produttore ad alte prestazioni. • Diagnostica remota. • Corsi di formazione adattati alle esigenze del cliente. • Qualità e disponibilità di documentazione nella lingua locale.



Global ServicesTM offre una gamma completa di servizi di consulenza, formazione e verifiche per fornire agli utenti le conoscenze necessarie per il funzionamento del sistema, la diagnostica e la manutenzione di base.

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Ridurre l'MTTR Aumentare la disponibilità

Fig. 1.12. La qualità del servizio è un fattore essenziale per ottenere alta disponibilità Capacità di comunicazione degli UPS • Interfaccia semplice da utilizzare in grado di fornire una facile diagnostica di funzionamento. • Comunicazione con ambienti elettrici e informatici.

Comunicazione e supervisione degli UPS da parte di Schneider Electric, fare riferimento a Capacità di comunicazione degli UPS. Aumentare l'MTBF Questo obiettivo dipende principalmente dai fattori elencati di seguito. Selezione di componenti di comprovata affidabilità • Prodotti con processi certificati di progettazione, sviluppo e produzione. • Livelli delle prestazioni certificati da organizzazioni riconosciute e indipendenti. • Conformità agli standard internazionali in materia di sicurezza elettrica, CEM (compatibilità elettromagnetica) e la misurazione delle prestazioni.

Con 40 anni di esperienza e la protezione di 350 GVA di potenza critica, le soluzioni di Schneider Electric hanno dimostrato il proprio valore alle grandi aziende industriali. Tutti i prodotti sono conformi ai principali standard internazionali e il relativo livello di prestazioni è certificato da organizzazioni riconosciute.

Qualità e affidabilità certificate Aumentare l'MTBF Aumentare la disponibilità

Fig. 1.13. L'affidabilità dimostrata dei prodotti è in grado di aumentare l'MTBF e la disponibilità Tolleranza agli errori integrata La tolleranza agli errori rende possibile il funzionamento in modalità ridotta dovuto a gusti che si possono verificare a diversi livelli dell'impianto (vedere fig. 1.14). Durante il tempo necessario alla riparazione, il carico continua ad essere alimentato e a generare ricavi.



Sgancio immediato: - rilevamento dei guasti e allarme; - identificazione delle cause;

Fig. 1.14. La tolleranza agli errori aumenta la disponibilità Manutenibilità dell'impianto È la capacità di isolare (togliere la corrente) parti dell'impianto per poter procedere alla manutenzione in condizioni di sicurezza, pur continuando ad alimentare il carico. Ciò è possibile: • nel gruppo di continuità, grazie al bypass statico e a quello di manutenzione; • in altre parti dell'impianto, a seconda dell'architettura dello stesso.

Alimentazione diretta del carico durante la manutenzione. Trasferimento automatico e senza interruzioni del carico alla linea di bypass in seguito a guasto interno a valle o a sovraccarico.

Fig. 1.15. Bypass statico e bypass di manutenzione manuale. Le soluzioni Schneider Electric garantiscono tolleranza ai guasti e manutenibilità mediante: • UPS a doppia conversione in grado di trasferire il carico in ingresso del bypass CA attraverso il bypass automatico e dotato di un bypass di manutenzione; • configurazioni ridondanti e multi sorgente degli UPS con unità STS (Static Transfer Switch, commutatore di trasferimento statico). Fattori chiave per la disponibilità degli impianti con UPS Alcuni anni fa, la maggior parte degli impianti erano costituite da unità UPS singole e il numero di sistemi in parallelo era basso. Le applicazioni che richiedono questo tipo di impianto esistono ancora. Tuttavia, il cambiamento di direzione verso l'alta disponibilità richiede l'utilizzo di configurazioni che offrono ridondanza a un certo numero di livelli nell'impianto (vedere fig. 1.16).




Ridondanza della sorgente: disponibilità anche durante lunghe interruzioni dell'alimentazione di rete. Ridondanza dell'UPS: affidabilità, manutenzione più semplice e più sicura. Distribuzione ridondante con unità STS: massima disponibilità.

Fig. 1.16. I livelli di disponibilità richiesti hanno comportato l'uso di ridondanza su numerosi livelli dell'impianto. Questa tendenza ha portato i progettisti, a seconda della criticità dei carichi e delle esigenze operative, a tener conto di alcuni o di tutti i fattori chiave elencati di seguito. Affidabilità e disponibilità Proporre una configurazione corrispondente al livello di disponibilità richiesta dal carico, includendo componenti con livelli di affidabilità comprovati e supportati da un adeguato livello di qualità del servizio. Manutenibilità Garantire una facile manutenzione delle apparecchiature in condizioni di sicurezza per il personale e senza interromperne il funzionamento. Possibilità di effettuare aggiornamenti Deve essere possibile aggiornare l'impianto nel tempo, tenendo conto sia della necessità di ampliarlo gradualmente, sia dei requisiti di funzionamento. Discriminazione e non propagazione dei guasti Deve essere possibile limitare i guasti a una piccola parte dell'impianto, pur consentendo operazioni di manutenzione senza interromperne il funzionamento. Funzionamento e gestione dell'impianto Facilitare le operazioni fornendo i mezzi per anticipare gli eventi tramite la supervisione dell'impianto e i sistemi di gestione.

Scelta della configurazione

Passaggio indispensabile nella determinazione delle specifiche dell'impianto La scelta di una configurazione determina il livello di disponibilità che verrà creato per il carico. Determina, inoltre, le possibili soluzioni per la maggior parte dei fattori sopra elencati. La configurazione può essere a sorgente singola o multipla, con unità UPS singole o in parallelo e con o senza ridondanza. Selezionare la configurazione è il primo passaggio da effettuare nella determinazione delle specifiche dell'impianto. Il capitolo 2 è interamente dedicato all'assistenza nella scelta della giusta configurazione. Esso mette a confronto le varie configurazioni in termini di disponibilità, protezione dei carichi, manutenibilità, possibilità di effettuare aggiornamenti e costo.

Scelta della configurazione in base a impianti tipici corrispondenti a diversi livelli di disponibilità, fare riferimento a Scelta della configurazione dell'UPS.

Calcolo dell'alimentazione (cont.)

Elementi necessari per il calcolo dell'alimentazione

Considerazioni relative all'installazione Tipo di carico alimentato Carichi lineari (cos ϕ) o non lineari (fattore di potenza). Queste caratteristiche determinano il fattore di potenza in uscita dall'UPS. Potenza massima assorbita dal carico in condizioni di stato stazionario Per il carico, questa è la potenza nominale. Se diversi carichi sono collegati in parallelo all'uscita dell'UPS, è necessario calcolare il carico totale quando tutti i carichi sono in funzione contemporaneamente. Altrimenti, è necessario utilizzare la diversità per calcolare il funzionamento nella condizione più sfavorevole in termini di potenza assorbita. Correnti di spunto in condizioni transitorie o a causa di un cortocircuito a valle La capacità di sovraccarico di un sistema UPS dipende dalla durata del sovraccarico. Se questo limite viene superato, l'UPS trasferisce il carico all'ingresso CA di bypass nel caso in cui le sue caratteristiche di tensione rientrino nelle tolleranze. In questo caso, il carico non è più protetto dai disturbi presenti nel sistema di distribuzione. A seconda della qualità della CA di bypass, è possibile: • Utilizzare l'ingresso CA di bypass per gestire picchi di corrente dovuti alla commutazione dei dispositivi o cortocircuiti a valle. Questo evita il sovradimensionamento del sistema. • disattivare il trasferimento automatico (salvo per gli errori interni), pur mantenendo la possibilità di trasferimenti manuali (ad esempio, per la manutenzione). Gli UPS Schneider Electric operano in modalità di limitazione di corrente. Dilazionando nel tempo la commutazione dei dispositivi, è in genere possibile gestire le correnti di spunto senza dover passare alla CA di bypass. Se la corrente di spunto supera la soglia limite (ad esempio, 2,33 In per gli UPS Galaxy 9000) per brevi periodi (ma per meno di un secondo), la corrente dell'UPS limita per il tempo necessario. Questo funzionamento in modalità ridotta può risultare accettabile, ad esempio, per un avviamento a freddo (a batteria, con alimentazione di servizio assente). La potenza di un UPS Potenza nominale di un UPS Questo valore, indicato nei cataloghi, è la potenza di uscita. Viene indicato come potenza apparente Sn in kVA, con la corrispondente potenza attiva Pn in kW, per un: • carico lineare; • carichi con cos ϕ = 0,8. Tuttavia, l'ultima generazione di UPS Schneider Electric, può alimentare carichi con cos ϕ = 0,9 induttivo. Calcolo della potenza nominale Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA). potenza attiva nominale Questo calcolo dipende dalla tensione di uscita del gruppo di continuità e dalla corrente assorbita dal carico, dove:

Sn (kVA) = UnIn 3 in sistemi trifase Sn (kVA) = VnIn in sistemi monofase Per un UPS trifase, U e I sono valori efficaci di linea; per un UPS monofase, V è una tensione fase-neutro, dove: Un = tensione fase-fase Vn = tensione fase-neutro

Un = Vn3

Ad esempio, se Un = 400 volt, Vn = 230 volt. Potenza e tipo di carico Le due tabelle seguenti mostrano le equazioni che collegano potenza, tensione e corrente, a seconda del tipo di carico (lineare o non lineare). Sono utilizzati i seguenti simboli: • valori tensione u(t) e corrente i(t) istantanei; • i valori efficaci corrispondenti U e I;



• ω = frequenza angolare = 2 π f dove f è la frequenza (50 o 60 Hz); • ϕ = sfasamento tra la tensione e la corrente in condizioni sinusoidali. Carichi lineari

Trifase Monofase Tensione sinusoidale

u(t) = U 2 sin ωt tra fasi v(t) = V 2 sin ωt fase-neutro

U = V 3 Corrente sinusoidale sfasata

i(t) = I 2 sin (ωt - ϕ) corrente di fase

Fattore di cresta della corrente 2 Potenza apparente

S (kVA) = UI 3 cos ϕ S (kVA) = VI

Potenza attiva P (kW) = UI 3 cos ϕ = S (kVA) cos ϕ

P (kW) = VI cos ϕ = S (kVA) cos ϕ

Potenza reattiva Q (kvar) = UI 3 sin ϕ = S (kVA) sin ϕ

Q (kvar) = VI sin ϕ = S (kVA) sin ϕ

S =

P Q2 2+

Carichi non lineari

Tensione sinusoidale La tensione regolata dell'UPS rimane sinusoidale (THDU basso), indipendentemente dal tipo di carico.

u(t) = U 2 sin ωt tra fasi v(t) = V 2 sin ωt fase-neutro

U = V 3 Corrente con armoniche

i(t) = i1(t) + Σihk(t) corrente di fase totale

i1(t) = I1 2 sin (ωt - ϕ1) corrente fondamentale

ik(t) = Ihk2 sin (kωt - ϕk) armonica di ordine k

I = I I I I12

22

32

42+ + + + .... valore efficace della corrente totale

C = valore del picco di corrente / valore efficace Fattore di cresta della corrente

THDI =

I I I II

12

22

32

42

1

+ + + + ....

Distorsione armonica totale per la corrente

Potenza apparente S (kVA) = UI 3

S (kVA) = VI

Potenza attiva P (kW) = λ UI 3 = λ S (kVA)

P (kW) = λ VI = λ S (kVA)

Fattore di potenza

λ =

P kWS kVA

( )( )

Carico percentuale dell'UPS Questa è la percentuale della potenza nominale che viene effettivamente assorbita dal carico. Carico (%) = S kVAS kVAload

n

( )( )

Raccomandazione: tenere conto della crescita dei carichi

Si consiglia di lasciare un margine (di potenza in eccesso) quando si imposta la potenza nominale, in particolare se è prevista l'espansione di un'area. In tal caso, verificare che il carico percentuale sul gruppo di continuità sia ancora tollerabile dopo l'espansione. Efficienza dell’UPS Questo fattore determina la potenza assorbita dall'UPS sul sistema di distribuzione a monte, vale a dire il consumo. È possibile calcolarlo come segue:

η (%) =

P kP kUPSoutput

UPSinput

( )( )

WW



Per una data potenza nominale, un elevato livello di efficienza: • riduce i costi energetici; • riduce la dispersione di calore e, di conseguenza, la necessità di ventilazione. È possibile calcolare l'efficienza a pieno carico nominale, ovvero con un carico del 100%.

ηn (%) =

P kWP k

n

UPSinput

( )( )W

La potenza attiva nominale del gruppo di continuità si ottiene moltiplicando la potenza nominale apparente S n (kVA) per 0,8 (se λ > 0,8) o per λ (se λ< 0,8). L'efficienza può variare notevolmente a seconda del carico percentuale e del tipo di carico. Il progettista dell'impianto deve quindi prestare attenzione a due aspetti dell'efficienza.

Raccomandazione 1: controllare l'efficienza dei carichi non lineari La presenza di carichi non lineari riduce il fattore di potenza a valori inferiori a 0,8. È quindi necessario controllare il valore dell'efficienza per carichi non lineari standard. Tale controllo è consigliato dagli standard IEC 62040-3/EN 62040-3.

Raccomandazione 2: controllare l'efficienza del carico percentuale previsto In genere, i costruttori indicano l'efficienza a pieno carico nominale. Tuttavia, il suo valore può scendere se il carico percentuale è inferiore (1). Deve, quindi, essere prestata attenzione all'UPS che opera in una configurazione di ridondanza attiva, in cui le unità condividono il carico totale e spesso funzionano al 50% del pieno carico nominale o meno. (1) Un gruppo di continuità viene ottimizzato per funzionare a pieno carico. Anche se le perdite sono massime a pieno carico, anche l'efficienza è massima. In un UPS standard, le perdite non sono proporzionali al carico percentuale e l'efficienza cala bruscamente quando scende il carico percentuale. Ciò accade perché una parte delle perdite è costante e la percentuale relativa di questa parte aumenta al diminuire del carico. Per ottenere un'elevata efficienza a bassi livelli di carico, le perdite costanti devono essere molto ridotte.

Grazie alla loro struttura, gli UPS Schneider Electric hanno perdite costanti molto basse e, di conseguenza, l'efficienza rimane praticamente stabile per carichi dal 30 a 100%.

Efficienza dell'UPS, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 20.

Valori nominali delle configurazioni con UPS singolo

Configurazioni UPS singolo Queste configurazioni comprendono un'unita UPS singola a doppia conversione (vedere fig. 1.17). La capacità di sovraccarico in uscita dall'UPS è indicata da un diagramma (l'esempio si riferisce alla gamma Galaxy 9000). In caso di guasto interno o di un sovraccarico superiore alla capacità dell'UPS, il sistema esegue automaticamente il trasferimento all'ingresso CA di bypass. Se il trasferimento non è possibile, gli UPS Schneider Electric sono in grado di limitare la corrente per sovraccarichi superiori al valore massimo (ad esempio, un picco da 2,33 In di un secondo per Galaxy 9000, che corrisponde ad un'onda sinusoidale massima con valore efficace di 2,33 / 2 = 1,65 In). Oltre un secondo, l'UPS si spegne. Un gruppo di interruttori di disconnessione è disponibile per isolare l'UPS per una manutenzione in completa sicurezza.



Fig. 1.17. Unità UPS statico singola a doppia conversione ed esempio di una curva di sovraccarico

Livelli di potenza in condizioni di stato stazionario Un UPS viene dimensionato in base alla potenza nominale apparente di uscita Sn (kVA) e al fattore di potenza di uscita pari a 0,8. Queste condizioni corrispondono ad una potenza attiva nominale Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA). In situazioni reali, un UPS alimenta un numero di carichi con un fattore di potenza complessiva λ che spesso non è 0,8 a causa della presenza di carichi non lineari e di mezzi per migliorare il fattore di potenza: • Se λ ≥ 0,8, l'UPS è ancora limitato a Pn (kW); • Se λ < 0,8, l'UPS è limitato a λ Sn (kW) < Pn (kW). Di conseguenza, al momento della selezione della potenza nominale in kVA, è necessario tenere conto della potenza attiva fornita ai carichi. La potenza attiva viene determinata seguendo i quattro passaggi seguenti. 1 - Potenza apparente e attiva assorbita dai carichi Il primo passaggio è quello di valutare i requisiti di alimentazione del carico. La tabella seguente è stata redatta per i k carichi da alimentare.

Carico Potenza apparente nominale (kVA)

Fattore di potenza in ingressoλ (o cos ϕ)

Potenza attiva nominale (kW)

Carico 1 S1 λ1 P1 = λ1 S1 Carico 2 S2 λ2 P2 = λ2 S2 … Carico i Si λi Pi = λi S i … Carico k Sk λk Pk = λk S k Totale S λ P = λ S (1) S non è la somma

degli Si. (2) λ deve essere misurato o calcolato.

(3) P = λ S = Σ λi S i

(1) S non è la somma degli Si perché: - sarebbe necessario per calcolare la somma vettoriale se tutti i carichi fossero lineari, utilizzando gli angoli dei diversi cos ϕ; - alcuni carichi non sono lineari. (2) λ deve essere misurato sul posto o valutato sulla base di esperienze passate. (3) P = λ S = Σ λi S i poiché la potenza attiva viene aggiunta (nessuno sfasamento). 2 - Potenza apparente nominale dell'UPS (Sn) Il secondo passaggio è quello di selezionare un UPS con una potenza apparente nominale sufficiente a coprire le esigenze del carico (in kVA). In queste condizioni, la potenza apparente nominale adeguata per l'UPS è: Sn(kVA) > S. dove S = P / λ. Nella gamma di UPS, selezionare il gruppo di continuità con potenza nominale Sn (kVA) appena maggiore di S. Se è necessaria la potenza di riserva e il valore selezionato è troppo vicino a S, selezionare il valore successivo più alto. 3 - Controllo della potenza attiva Il terzo passaggio è un controllo per assicurarsi che la potenza nominale selezionata sia in grado di coprire le esigenze in kW del carico nel rispetto delle suddette condizioni di funzionamento. Per il valore selezionato, l'UPS fornirà la potenza attiva nominale: Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA)



• Se λ ≥ 0,8, assicurarsi che Pn (kW) > P, vale a dire che il gruppo di continuità sia in grado di fornire la potenza supplementare richiesta, altrimenti selezionare il valore successivo più alto. • Se λ < 0,8, la potenza fornita dall'UPS è sufficiente poiché Pn (kW) > λ Sn (kVA), ovvero la selezione è corretta. 4. - Carico percentuale Il quarto passaggio è un controllo per garantire che il carico percentuale sia accettabile ora e in futuro, date le condizioni operative desiderate. Il carico percentuale è: Carico = S / Sn(kVA) . Deve essere sufficiente a coprire gli eventuali incrementi nel carico o, nel caso di progetti di espansione del sistema, per diventare ridondante.

Livelli di potenza in condizioni di stato transitorio Correnti di spunto del carico È necessario conoscere la corrente di spunto di ciascun carico e la durata delle condizioni transitorie. Se c'è il rischio che più carichi vengano attivati nello stesso momento, è necessario sommare le correnti di spunto. Controlli necessari È quindi necessario verificare che la potenza nominale prevista dell'UPS sia in grado di gestire le correnti di spunto. Si noti che l'UPS può funzionare per alcuni periodi in modalità di limitazione di corrente (ad esempio, a 2,33 In per un secondo per Galaxy 9000). Se l'UPS non è in grado di gestire le correnti di spunto, è necessario decidere se sia opportuno trasferirlo all'ingresso CA di bypass quando si verificano le condizioni transitorie. Se il trasferimento non è accettabile, è necessario aumentare la potenza nominale.

Valutazione delle correnti di spunto, fare riferimento a Valutazione tecnica pag. 37. Esempio L'esempio di seguito illustra semplicemente il punto in questione e non corrisponde a una situazione reale. Il solo scopo è quello di indicare i passaggi necessari. L'impianto è costituito da tre carichi trifase da 400 V collegati in parallelo: • Sistema informatico: S1 = 4 x 10 kVA (4 carichi identici da 10 kVA), λ = 0,6 per tutti i carichi, corrente di spunto 8 In nel corso di quattro periodi di 50 Hz (80 ms) per ogni carico. • Variatore di velocità: S2 = 20 kVA, λ = 0,7, corrente di spunto 4 In nel corso di cinque periodi (100 ms). • Trasformatore di isolamento: S3 = 20 kVA, λ = cos ϕ = 0,8, corrente di spunto 10 In nel corso di sei periodi (120 ms).

Potenza totale consumata

dai carichi P (kW) = 54 kW

4 x 10 kVA 20 kVA 20 kVA λ1 = 0,6 λ2 = 0,7 cos ϕ = 0,8

Potenza apparente nominale di uscita Sn(kVA)

Potenza attiva Pn(kW) = 0,8 Sn(kVA)

Fattore di potenza λ all'uscita dell'UPS per tutti

i carichi

Potenza massima attiva in uscita (che il gruppo di continuità è in grado di

fornire ai carichi) λ Sn (kVA)

Fig. 1.18. Esempio di impianto



Livelli di potenza in condizioni di stato stazionario 1 - Potenza apparente e attiva assorbita dai carichi Di seguito viene riportata la tabella che deve essere redatta.

Carico Potenza apparente nominale (kVA)

Fattore di potenza in ingresso

Potenza attiva nominale (kW)

Sistema informatico 40 0,8* 32* Variatore di velocità 20 0,7 14 Trasformatore BT/BT 20 0,8 16 Totale S λ = 0,68

misurato o stimato P = 54 kW

* media della nuova linea top di gamma dei sistemi con fattore di potenza 0,9 e vecchie apparecchiature con fattore di potenza tra 0,7 e 0,8. 2 - Potenza apparente nominale dell'UPS S = 54 / 0,68 = 79,4 kVA È necessario selezionare un UPS Galaxy PW con valore nominale sufficiente. Il valore nominale di 80 kVA non è sufficiente, vale a dire che deve essere selezionato il valore di 100 kVA o superiore, se è previsto un ampliamento dell'area. 3 - Controllo della potenza attiva • L'UPS può alimentare i carichi 100 x 0,68 = 68 kW> 54 kW. 4 - Controllo del carico percentuale e della corrente nominale • Il carico percentuale è quindi 79,4 / 100 = 79,4%. • Corrente nominale dell'UPS: Sn (kVA) = UI 3 , ovvero I = 100 / (400 x 1,732) = 144 A. Correnti di spunto in condizioni di stato transitorio. I carichi devono essere avviati uno dopo l'altro per evitare di combinare le correnti di spunto. È necessario verificare che il gruppo di continuità sia in grado di gestire le correnti di spunto. Le correnti nominali vengono calcolate come S (kVA) = UI 3 , ovvero: • Sistema informatico: In = 10 / (400 x 1,732) = 14,4 A, ovvero 8 In ≈ 115 A per 80 ms. • Variatore di velocità: In = 20 / (400 x 1,732) = 28,8 A, ovvero 4 In ≈ 115 A per 100 ms. • Trasformatore: In = 20 / (400 x 1,732) = 28,8 A, ovvero 10 In = 288 A per 120 ms. • Un UPS Galaxy PW da 100 kVA ha una capacità di sovraccarico del 120%, ovvero 151 A x 1,2 = 173 A per 10 minuti e 150%, ovvero 151 A x 1,5 = 216 A per 1 minuto. • Funzionamento in modalità di limitazione di corrente a 2,33 In, ovvero 335 A per un secondo. Se i quattro carichi di computer (10 kVA ciascuno) vengono avviati uno dopo l'altro, il 20% della capacità di sovraccarico del gruppo di continuità è sufficiente (173 A - 1 mn > 115 A - 80 ms). Se invece i quattro carichi vengono avviati simultaneamente, la corrente di spunto è: 4 x 115 = 460 A > 335 A. Il sistema limiterebbe la corrente per 80 ms. Per il variatore di velocità, la capacità di sovraccarico è sufficiente. Per il trasformatore di isolamento (288 A per 120 ms) la capacità di sovraccarico è ancora sufficiente.

Valori nominali delle configurazioni con UPS in parallelo

Configurazioni UPS in parallelo Scopo del collegamento in parallelo Il collegamento in parallelo di un numero di unità identiche è il mezzo utile per: • aumentare il valore nominale della potenza; • stabilire la ridondanza che aumenta l'MTBF e la disponibilità. Tipi di collegamenti in parallelo È possibile collegare in parallelo due tipi di unità UPS. • Unità UPS in parallelo integrate: ogni unità UPS include un bypass automatico e uno manuale per la manutenzione. Il bypass manuale può essere comune a tutto il sistema (in un armadio esterno). • Unità UPS in parallelo con armadio per commutatore statico (SSC): l'armadio per commutatore statico include un bypass automatico e uno di manutenzione che sono comuni per un numero di unità in parallelo senza bypass (vedere fig. 1.19).



Sono inoltre disponibili, veri e propri sistemi in parallelo modulari composti da moduli di potenza dedicati e ridondanti, intelligenza, batteria e bypass, il tutto costruito con un design che rende semplici ed efficienti le operazioni di manutenzione. I moduli di potenza possono essere facilmente aggiunti secondo l'aumento della domanda o se sono necessari livelli più elevati di disponibilità. Vi sono due tipi di configurazioni in parallelo: • Senza ridondanza: tutte le unità UPS sono necessarie ad alimentare il carico. Il guasto di una sola unità implica lo spegnimento dell'intero sistema (sconsigliato). • Con ridondanza N+1, N+2 e così via: il numero di unità UPS necessario per il carico è pari a N. Tutti i gruppi di continuità (N+1, N+2 e così via) condividono il carico. Se un'unità UPS si arresta, le unità rimanenti (almeno in numero pari a N) continuano a condividere il carico.

Configurazioni e caratteristiche tipiche, fare riferimento al cap. 2.

Fig. 1.19. Sistema UPS con unità collegate in parallelo e armadio con commutatore statico (SSC)

Livelli di potenza in configurazioni ridondanti in parallelo In una configurazione ridondante in parallelo costituita da unità identiche, le unità condividono il carico. La potenza nominale di ciascuna unità non dipende dal livello di ridondanza, ma deve essere calcolata per continuare ad alimentare il carico anche se la ridondanza è completamente persa. Ridondanza attiva: • migliora la disponibilità; • aumenta la capacità di sovraccarico; • riduce il carico percentuale su ciascuna unità UPS. Il livello di potenza viene determinato seguendo gli stessi quattro passaggi per la configurazione con UPS singolo. 1 - Potenza apparente e attiva assorbita dai carichi Viene utilizzato lo stesso tipo di tabella usato per un UPS singolo (vedere cap. 1 pag. 20). Il risultato è la potenza apparente S che deve essere fornita al carico. 2 - Potenza nominale apparente degli UPS (Sn) nella configurazione Si consideri un livello di ridondanza N + K (ad esempio, 2 + 1), il che significa: - N unità (ad esempio, 2) sono richieste per alimentare il carico; - K unità (ad esempio, 1 unità extra) garantisce la ridondanza. Ogni unità UPS deve essere dimensionata per consentire al sistema nel suo complesso di operare senza ridondanza, ovvero con N unità operative e K unità spente. In questo caso, ogni unità N deve avere una potenza apparente nominale Sn (kVA) tale che: Sn(kVA) > S / N. Selezionare nella gamma UPS la potenza nominale Sn (kVA) appena maggiore di S/N. Se la potenza di riserva è necessaria o il valore selezionato è troppo vicino a S, selezionare il valore successivo più alto. 3 - Controllo della potenza attiva Per il valore selezionato, l'UPS fornirà la potenza attiva nominale Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA)




• se λ ≥ 0,8, assicurarsi che Pn (kW) > P, vale a dire che il gruppo di continuità sia in grado di fornire la potenza supplementare richiesta, altrimenti selezionare il valore successivo più alto. • se λ < 0,8, la potenza fornita dall'UPS è sufficiente poiché Pn (kW) > λ Sn (kVA), ovvero la selezione è corretta. 4. - Carico percentuale Con la ridondanza, le unità UPS condividono il carico secondo l'equazione S / (N+K). Il carico percentuale per ogni unità in condizioni di ridondanza è quindi: TL = S / (N + k) Sn(kVA) . In un sistema non ridondante, viene calcolato come: TL = S / N Sn(kVA). Deve essere sufficiente a coprire gli eventuali incrementi del carico. Esempio Questo esempio utilizza i risultati del precedente e si suppone che i carichi siano critici, vale a dire che è necessaria la ridondanza. • Il carico totale è di 54 kW con un fattore di potenza complessivo per tutti i carichi di 0,68, ovvero S = 54 / 0,68 = 79,4 kVA. • Se viene utilizzata una ridondanza 2 +1, due unità devono essere in grado di alimentare il carico. Ogni unità dovrà fornire S / 2 = 79,4 / 2 = 39,7 kVA. • Deve essere selezionato un UPS Galaxy PW con valore nominale sufficiente. Il valore nominale di 40 kVA non è sufficiente, vale a dire che deve essere selezionato il valore di 50 kVA o superiore, se è previsto un ampliamento dell'area. • Se non è disponibile una ridondanza, le due unità UPS devono essere in grado di alimentare il carico. • Questo è il caso poiché 2 x 50 x 0,68 = 68 kW > 54 kW. • Durante il funzionamento, il carico percentuale sarà: - Con ridondanza, ovvero con 3 unità UPS che condividono il carico: 79,4 / 3 x 50 = 52,9%. - Senza ridondanza, ovvero con solo 2 unità UPS che condividono il carico: 79,4 / 2 x 50 = 79,4%.

Controllo delle correnti armoniche a monte

UPS e armoniche a monte Ruolo del raddrizzatore di ingresso Gli UPS vengono alimentati dal sistema di distribuzione CA mediante un raddrizzatore/caricabatteria. Rispetto al sistema a monte, il raddrizzatore è un carico non lineare che genera armoniche. In termini di armoniche, esistono due tipi di raddrizzatori. Raddrizzatori standard Questi sono raddrizzatori trifase che incorporano SCR (Silicon-Controlled Rectifier, raddrizzatore controllato al silicio) e che utilizzano un ponte esafase (ponte di Graetz) con chopping standard della corrente. Questo tipo di ponte assorbe le correnti armoniche con ordini pari a n = 6 k ±1 (dove k è un numero intero), principalmente H5 e H7 e, in misura minore, H11 e H13. Le armoniche vengono controllate tramite l'utilizzo di un filtro (vedere fig. 1.20). Raddrizzatori attivi tipo PFC a transistor Questi raddrizzatori attivi a transistor hanno un sistema di regolazione che normalizza a un'onda sinusoidale di riferimento la tensione e la corrente di ingresso. Questa tecnica garantisce una tensione e una corrente di ingresso: • perfettamente sinusoidali e quindi prive di armoniche; • in fase, ovvero con un fattore di potenza prossimo a 1. Con questo tipo di raddrizzatore, non è necessario alcun filtro.

Raddrizzatori a transistor "puliti", fare riferimento al cap. 4.

Tutte le gamme di UPS ad alta potenza Schneider Electric (eccetto Galaxy PW e Galaxy 9000) utilizzano la tecnologia del raddrizzatore attivo tipo PFC a transistor e quindi non generano armoniche.

Fig. 1.20. Raddrizzatore in entrata e armoniche


Controllo delle correnti armoniche a monte (cont.)

Filtraggio delle correnti armoniche a monte per UPS con raddrizzatori a ponte di Graetz

Obiettivi del filtraggio delle armoniche Questa sezione riguarda solo le gamme Galaxy PW e Galaxy 9000 e UPS con raddrizzatori a ponte di Graetz convenzionale. Un sistema "pulito" a monte L'obiettivo è quello di garantire un livello di distorsione della tensione (THDU) sulle sbarre che alimentano il gruppo di continuità compatibile con gli altri carichi collegati. L'UTE consiglia di limitare il THDU al: • 5% quando la fonte è un generatore; • 3% quando la fonte è un trasformatore e di tener conto l'1 o il 2% di THDU che può essere già presente nel sistema di distribuzione AT. Questa raccomandazione può essere diversa per ogni Paese. In pratica, le soluzioni per la distorsione della tensione (THDU) devono essere implementate in modo specifico per il Paese in cui si trova l'impianto. Facile combinazione con un gruppo elettrogeno motore L'obiettivo è quello di rendere possibile la combinazione UPS/gruppo elettrogeno motore senza il rischio di aumentare il livello di armoniche quando il carico viene trasferito al generatore. Questo rischio esiste perché il generatore ha un'impedenza di sorgente inferiore a quella di un trasformatore, che aumenta gli effetti delle armoniche. Alto fattore di potenza all'ingresso del raddrizzatore L'obiettivo è di aumentare il fattore di potenza di ingresso (generalmente a un livello superiore a 0,94). Questo riduce il consumo di kVA ed evita il sovradimensionamento delle fonti. Impianto conforme agli standard L'obiettivo è quello di rispettare gli standard in materia di disturbi armonici e con le raccomandazioni emesse dal fornitore dell'alimentazione di servizio. • Standard relativi ai disturbi armonici (vedere tabella 1.2) - IEC 61000-3-2 / EN 61000-3-2 per dispositivi con corrente di ingresso ≤ 16 ampere/fase - IEC 61000-3-4 / EN 61000-3-4 per dispositivi con corrente di ingresso > 16 ampere/fase • Standard e raccomandazioni sulla qualità dei sistemi di distribuzione, in particolare: - IEC 61000-3-5 / EN 61000-3-5; - EN 50160 (Europa); - IEEE 519-2 (Stati Uniti); - ASE 3600 (Svizzera); - G5/3 (Regno Unito) e così via.

Standard relativi alle armoniche, fare riferimento a Standard UPS in Valutazione tecnica pag. 29. Tabella 1.2. Esempio di limitazioni della corrente armonica come da guida CEI 61000-3-4 / EN 61000-3-4 per gli apparecchi con corrente di ingresso > 16 ampere/fase (passaggio 1, collegamento semplificato).

Armonica % di H1 (fondamentale) H3 21,6% H5 10,7% H7 7,2% H9 3,8% H11 3,1% H13 2,0% H15 0,7% H17 1,2% H19 1,1% H21 ≤ 0,6% H23 0,9% H25 0,8% H27 ≤ 0,6% H29 0,7% H31 0,7% ≥ H33 ≤ 0,6% Ordini pari ≤ 0,6% o ≤ 8/n (ordine pari n)



Tipi di filtri armonici I filtri armonici eliminano alcuni o tutti gli ordini, a seconda della tecnologia impiegata. Sono disponibili i seguenti tipi. Filtri passivi LC • non compensati • compensati • non compensati con contattore Raddrizzatore a doppio ponte Filtro a sfasamento Filtro attivo THM (Total Harmonic Management) con tecnologia attiva a 12 impulsi

Filtraggio e collegamento in parallelo Quando un numero di unità UPS vengono collegate in parallelo, a seconda del tipo di filtro utilizzato, è possibile installare: • un singolo filtro su ciascuna unità UPS; • un filtro comune per l'intera configurazione in parallelo. L'obiettivo è quello di raggiungere un equilibrio tra costi ed efficacia, tenendo conto dei livelli tollerabili di distorsione armonica. Le tabelle comparative delle varie soluzioni (cap. 1, pag. 28) possono essere utili per la scelta.



Combinazione di filtri LC e generatore Il generatore può fornire solo correnti capacitive relativamente basse (dal 10 al 30% di In). Quando un filtro LC viene installato, la difficoltà principale risiede nella avviamento graduale del raddrizzatore sulla potenza del generatore, quando la potenza attiva è uguale a zero e il generatore fornisce solo la corrente capacitiva per il filtro. Di conseguenza, l'uso di filtri LC deve essere analizzato in modo corretto per assicurare che il funzionamento sia conforme alle specifiche del costruttore. Di seguito viene presentato un metodo per la scelta dei filtri LC utilizzando come esempio la curva di declassamento di un generatore, simile a quelli forniti dai produttori.

Fig. 1.21. Curva di declassamento per un generatore, in funzione del fattore di potenza dell'impianto La curva nella figura precedente, fornita come un esempio fra tanti, mostra la riduzione di potenza in funzione del punto di funzionamento, per un dato generatore. Per un carico puramente capacitivo (λ = 0), la potenza disponibile è pari solo al 30% della potenza nominale (punto A). Se si ipotizza una potenza apparente nominale tale che il generatore Pn = raddrizzatore Pn, il significato dei punti A, B, C, D, E ed F è il seguente: A: potenza reattiva corrispondente alla corrente capacitiva di un filtro non compensato; B: potenza reattiva corrispondente alla corrente capacitiva di un filtro compensato; C: punto di funzionamento all'avviamento con un filtro non compensato con contattore; D: punto di funzionamento con carico nominale con un filtro non compensato; E: punto di funzionamento con carico nominale con un filtro compensato; F: punto di funzionamento con carico nominale senza filtro o con un filtro a sfasamento.



Esempio Si consideri un filtro non compensato con un generatore di 300 kVA e un UPS Galaxy PW da 200 kVA. La potenza nominale del raddrizzatore, prendendo 87% come valore di efficienza (1 / 0,87 = 1,15), è 1,15 volte quella dell'inverter, ovvero 200 x 1,15 = 230 kVA. La corrente capacitiva del filtro non compensato è 230 x 30% (1) = 69 kVA. La potenza reattiva che il generatore è in grado di gestire (punto A) è di 300 x 0,3 = 90 kVA. Il filtro è quindi compatibile con il generatore. (1) Il valore del 30% è stato determinato in via sperimentale.

Scelta del filtro Parametri di scelta del filtro

Efficacia totale: riduzione della distorsione (THDI e THDU) L'efficacia dipende dagli ordini armonici filtrati e la misura in cui essi vengono attenuati o eliminati. Essa viene misurata dal THDI all'ingresso del raddrizzatore. L'impatto sul THDI determina il livello del THDU. È necessario verificare le prestazioni al carico percentuale previsto, dato che molti sistemi UPS operano con carichi percentuali tra il 50 e il 75%. Miglioramento del fattore di potenza λ Il filtro migliora il fattore di potenza (generalmente a un livello superiore a 0,92). Compatibilità con un gruppo elettrogeno motore È inoltre necessario controllare le prestazioni con la sorgente prevista, sia essa un trasformatore oppure un gruppo elettrogeno motore. Questo perché il generatore ha una impedenza di uscita inferiore a quella di un trasformatore, che aumenta gli effetti delle armoniche. Adatto a configurazioni di UPS in parallelo A seconda del tipo di filtro, è possibile installarne uno su ciascuna unità UPS o impostare un singolo filtro per l'eliminazione totale delle armoniche. Efficienza Il consumo dei filtri può modificare leggermente l'efficienza dell'impianto nel suo insieme. Flessibilità durante la configurazione e gli aggiornamenti I filtri sono, in genere, specifici per un UPS e possono essere montati in fabbrica o installati in seguito all'installazione. Il condizionatore SineWave consente l'eliminazione totale delle armoniche e una grande flessibilità nella configurazione. Dimensioni È necessario verificare che il filtro possa essere installato nell'armadio dell'UPS o in un secondo armadio. Costo Ha un impatto sull'efficacia del filtro e deve essere valutato rispetto ai vantaggi ottenuti. Conformità agli standard È necessario determinare la conformità agli standard, in particolare IEC 61000-3-4, in termini di livelli delle singole armoniche indicati nei testi. Tabella comparativa delle soluzioni Nelle tabelle riportate di seguito vengono elencati gli elementi per il confronto, con un commento generale sull'utilizzo di ogni tipo di soluzione. La tabella 1.3 presenta soluzioni individuali per configurazioni a UPS singolo. Queste soluzioni possono anche essere utilizzate per configurazioni in parallelo. La tabella 1.4 presenta soluzioni globali per intere configurazioni.



Tabella 1.3. Confronto di soluzioni di filtraggio individuale delle armoniche

Tipo di filtro Criterio

LC non compensato LC compensato LC con contattore A doppio ponte THM integrato

Schema

Fig. 1.22a Fig. 1.22b Fig. 1.22c Fig. 1.22d Fig. 1.22e

Riduzione della distorsione THDI al 100% del carico THDI al 50% del carico

da 7 a 8% 10%

da 7 a 8% 10%

da 7 a 8% 10%

10% 15%

4% 5%

Armoniche eliminate H5, H7 H5, H7 H5, H7 H5, H7, H17, H19 dalla H2 alla H25 Fattore di potenza λ al 100% del carico λ al 50% del carico

0,95 1

0,95 1

0,95 1

0,85 0,8

0,94 0,94

Compatibilità con il generatore

* ** ** ** ***

Efficienza del filtro *** *** *** * ** Flessibilità, possibilità di effettuare aggiornamenti

* * * * ***

Costo *** *** *** * ** Dimensioni *** *** *** * *** Collegamento in parallelo con UPS

* * * * **

Fig. 1.22f Fig. 1.22g Fig. 1.22h Fig. 1.22i Fig. 1.22j Conformità con la guida IEC 61000-3-4

no no no no sì

Commento generale Soluzione adatta a impianti senza un gruppo elettrogeno motore.

Soluzione adatta a impianti con gruppo elettrogeno motore. Il carico induttore aggiunto riduce la potenza capacitiva che deve essere fornita dal gruppo elettrogeno motore.

Soluzione adatta a impianti comprendenti un gruppo elettrogeno motore impostato con una potenza nominale inferiore a quella dell'UPS. La linea LC è inserita dal contattore a un valore preimpostato corrispondente a un carico percentuale inverter tollerabile per il gruppo elettrogeno motore.

Soluzione adatta a impianti con gruppi elettrogeni.

Soluzione adatta a impianti sensibili o con livelli di carico variabili. La soluzione più efficace e flessibile. Non dipende dal carico percentuale o dal tipo di sorgente a monte.

*** Eccellente ** Buono * Sufficiente




Tabella 1.4 Confronto di tutte le soluzioni

Tipo di filtro Criterio

SineWave Filtro a sfasamento

Schema

UPSUPS UPS

AC input

Load

SW

Fig. 1.23a Fig. 1.23b Fig. 1.23c Fig. 1.23d

Riduzione della distorsione THDI al 100% del carico THDI al 50% del carico

4% 5%

< 10% 35% con 1 UPS

spento

< 5% 19% con 1 UPS

spento

< 4% 12% con 1 UPS

spentoArmoniche eliminate dalla H2 alla H25 Fattore di potenza λ al 100% del carico λ al 50% del carico

0,95 1

0,8 0,8

Compatibilità con il generatore

*** **

Efficienza del filtro *** ** Flessibilità, possibilità di effettuare aggiornamenti

*** *

Costo *** *** Dimensioni *** * Conformità con la guida IEC 61000-3-4

sì sì

Commento generale Soluzione adatta a impianti sensibili o con livelli di carico variabili. La soluzione più efficace e flessibile. Non dipende dal carico percentuale o dal tipo di sorgente a monte.

La soluzione non può essere modificata. Adatta a impianti con più di due unità UPS collegate in parallelo.

*** Eccellente ** Buono * Sufficiente

Modalità di messa a terra del sistema (cont.)

Protezione delle persone dai contatti elettrici Gli standard internazionali richiedono che gli impianti elettrici prevedano due tipi di protezione delle persone dai pericoli derivanti dalle correnti elettriche. Protezione dai contatti diretti Lo scopo di questo tipo di protezione è quello di evitare il contatto diretto tra le persone e le parti intenzionalmente sotto tensione (vedere fig. 1.24). Essa comprende i punti elencati di seguito: • isolamento delle parti sotto tensione mediante barriere o armadi che offrano un grado di protezione pari almeno a IP2X o IPXXB. • l'apertura dell'armadio (porte, rack e così via) deve essere possibile soltanto con una chiave o uno strumento oppure in seguito alla de-energizzazione delle parti sotto tensione o all'installazione automatica di uno schermo. • collegamento dell'armadio metallico a un conduttore di protezione. Protezione dai contatti diretti e modalità di messa a terra del sistema Lo scopo di questo tipo di protezione è quello di evitare il contatto indiretto tra le persone e parti conduttrici esposte (Exposed Conductive Parts, ECP) che sono sotto tensione accidentalmente a causa di un difetto di isolamento. La corrente di guasto crea, nelle parti conduttrici esposte, un potenziale che può essere sufficiente a causare una corrente pericolosa in grado di scorrere attraverso il corpo della persona in contatto con le ECP stesse (vedere fig. 1.24). Tale protezione comprende i punti elencati di seguito. • Messa a terra obbligatoria di tutte le parti conduttrici esposte (ECP) alle quali l'utente può accedere. Il conduttore di protezione viene utilizzato per il collegamento a terra. Non deve mai essere interrotto (non deve essere presente alcun dispositivo di interruzione sul conduttore di protezione). L'interconnessione e le tecniche di messa a terra per le parti conduttrici esposte (ECP) determinano le modalità di messa a terra del sistema (SEA) per l'impianto. • Scollegamento dell'alimentazione quando il potenziale dei rischi relativi a ECP raggiunge livelli pericolosi. L'interruzione viene eseguita da un dispositivo di protezione che dipende dalla modalità di messa a terra del sistema (SEA) selezionata. Spesso richiede dispositivi differenziali (Residual-Current Device, RCD) in quanto le correnti dovute a un problema di isolamento sono generalmente troppo basse per essere rilevate da dispositivi standard di protezione dalla sovracorrente.

Fig. 1.24. Contatti diretti e indiretti Modalità di messa a terra del sistema (SEA) Vi sono tre modalità di messa a terra del sistema (SEA): • neutro isolato (IT); • messa a terra neutro (TT); • parti conduttrici esposte collegate al neutro (TN con TN-C e TN-S). Le prime due lettere indicano come il neutro e le ECP dei carichi sono collegati.

Prima lettera Seconda lettera Terza lettera (per TN) Collegamento del neutro Collegamento delle ECP Tipo di conduttore di

protezione T = messa a terra neutro T = messa a terra delle parti

conduttrici esposteC = conduttore neutro comune e di protezione

(PEN) S = conduttore neutro

separato (N) e di protezione (PE)

I = neutro isolato N = parti conduttrici esposte collegate al neutro

Sistemi IT, TT o TN TN-C o TN-S

Informazioni di base sulle modalità di messa a terra del sistema



Modalità di messa a terra del sistema (SEA) Neutro isolato (IT)

● Il neutro della sorgente è: - isolato dalla terra (neutro isolato); - oppure collegato a terra tramite alta impedenza res (neutro impedente). ● Le parti conduttrici esposte (ECP), protette dallo stesso dispositivo di interruzione, sono messe a terra (resistenza dell'elettrodo di terra RA).

L1L2L3N

PE

Ud

Zres

RAId

Ad esempio, Guasto fase-ECP in un carico. Uo è la tensione fase-neutro nel sistema di distribuzione (230 V). ● Corrente di primo guasto RA= 10 Ω e Zres= 3500 Ω (approssimativamente), Id = Uo / (RA + Zres) = 66 mA. ● Tensione di primo guasto Ud = Uo x RA / (RA + Zres) = 0,66 V. Questo potenziale non è pericoloso. Il guasto deve essere rilevato da un dispositivo di monitoraggio dell'isolamento (Insulation Monitoring Device, IMD), collocato accanto al dispositivo di localizzazione del guasto e riparato. ● Corrente di secondo guasto Un secondo guasto che si verifica prima che il primo guasto sia stato riparato, risulta nel flusso di un corto circuito fase-fase o fase-neutro. Esso deve essere eliminato mediante dispositivi di protezione da sovracorrente entro i limiti di tempo fissati dagli standard.

Fig. 1.25.Sistema IT Messa a terra neutro (TT)

● Il neutro della sorgente è collegato a terra. ● Le parti conduttrici esposte (ECP), protette dallo stesso dispositivo di interruzione, sono messe a terra (resistenza dell'elettrodo di terra RA).

L1L2L3N

PE

UdRB RAId

Ad esempio, Guasto fase-ECP in un carico. Uo è la tensione fase-neutro nel sistema di distribuzione (230 V). ● Corrente di guasto Ad esempio, RA = 10 Ω e RB = 5 Ω Id = Uo / (RA + RB) = 15,3 A ● Tensione di guasto Ud = Uo x RA / (RA + RB) = 153 V Questo potenziale è pericoloso (> 50 V). Esso deve essere eliminato mediante dispositivi di protezione entro i tempi fissati dagli standard. La corrente di guasto è bassa e deve quindi essere rilevata da un dispositivo differenziale di protezione (RCD) che aziona il dispositivo di protezione immediatamente a monte. La corrente di funzionamento dell'RCD e il tempo necessario per eliminare l'errore sono definiti dagli standard.

Fig. 1.26.Sistema TT



Parti conduttrici esposte collegate al neutro (TN) ● Il neutro della sorgente è collegato

direttamente a terra. ● Le ECP dell'impianto sono collegate al neutro e, di conseguenza, a terra attraverso il conduttore di protezione (PEN). Questa soluzione trasforma tutti i guasti di isolamento in cortocircuiti fase-neutro. ● Il potenziale del conduttore di protezione viene mantenuto vicino a quello di terra da numerosi punti di connessione.

L1L2L3

PEN

Ud

FE

C

D

BA Id

● Impedenza anello di guasto Zb = ZABCDEF (parte del circuito ABCDEF) Zb ≈ ZBCDE ≈ 2 ZDE perché ZBC = ZDE (BC e DE sono identici, l'impedenza di guasto è trascurabile) Ad esempio, un carico alimentato da un cavo di rame di 50 mm² e lungo 50 metri (fase e PE). Zb = 2 ρ L / S dove ρ = 22,5 Ω. mm2/m Zb = 2 x 22,5 10-3 x 50 / 50 = 45 mΩ. ● Tensione di guasto È ammesso un calo di tensione del 20% per la tensione fase-neutro Uo, ovvero UBE = 0,8 Uo. Nel caso in cui ZBC = ZDE, il potenziale delle ECP aumenta fino a Ud = UBE / 2 = 0,8.Uo / 2 = 92 V ● Corrente di guasto Id = 0,8 Uo / Zb = 0,8 x 230 / 45 10-3 = 4089 A L'interruzione viene effettuata dai dispositivi di protezione da sovracorrente entro i tempi stabiliti dagli standard. La corrente di guasto dipende dall'impedenza dell'anello di guasto. È necessario prestare attenzione per garantire che in tutti i punti del sistema la corrente di guasto sia maggiore della soglia di intervento dei dispositivi di protezione.

Fig. 1.27. Sistema TN-S (il principio base è identico per il sistema TN-C)



Confronto tra le modalità di messa a terra del sistema (SEA)

Tipo di SEA IT (neutro isolato) TT (messa a terra neutro)

TN-S (ECP a neutro) TN-C (ECP a neutro)

Funzionamento ● Segnalazione del primo guasto dell'isolamento. ● Individuazione ed eliminazione del primo guasto. ● Scollegamento per il secondo guasto.

● Scollegamento per il primo guasto dell'isolamento.

● Si verifica lo scollegamento per il primo guasto dell'isolamento. ● Neutro (N) e conduttore di protezione (PE) separati.

● Scollegamento per il primo guasto dell'isolamento. ● Neutro e conduttore di protezione in comune (PEN).

Protezione delle persone

● Interconnessione e messa a terra delle ECP. ● Primo guasto: - corrente molto bassa; - controllo/indicazione da parte di un dispositivo di monitoraggio dell'isolamento (IMD). ● Secondo guasto: - corrente potenzialmente pericolosa; - interruzione da parte dei dispositivi di protezione da sovracorrente (ad esempio, un interruttore di circuito).

● Messa a terra delle ECP combinata all'uso di dispositivi differenziali (RCD). ● Primo guasto: - la corrente di dispersione è pericolosa, ma troppo bassa per essere rilevata da dispositivi di protezione da sovracorrente; - rilevamento da parte degli RCD combinati ai dispositivi di interruzione.

● L'interconnessione e la messa a terra delle ECP e del neutro sono obbligatorie. ● Primo guasto: - corrente di guasto; - interruzione da parte dei dispositivi di protezione da sovracorrente (ad esempio, un interruttore di circuito).

● L'interconnessione e la messa a terra delle ECP e del neutro sono obbligatorie. ● Primo guasto: - corrente di guasto; - interruzione da parte dei dispositivi di protezione da sovracorrente (ad esempio, un interruttore di circuito).

Apparecchiature specifiche

Dispositivo di monitoraggio dell'isolamento (IMD) e dispositivo di localizzazione del guasto.

Dispositivi differenziali (RCD).

Per grandi distanze, devono essere utilizzati degli RCD.

Vantaggi e svantaggi CEM (compatibilità elettromagnetica)

● Soluzione che offre la migliore continuità del servizio (il primo guasto viene segnalato). ●Richiede personale di vigilanza competente (individuazione del primo guasto). ● CEM a elevate prestazioni, correnti molto basse nel cavo di terra.

● Soluzione più semplice da progettare e installare. ● Utilizzo obbligatorio di RCD. ● Diversi dispersori (sorgenti lontane). ● Alta sensibilità a fulmini.

● Costi di installazione elevati per potenze nominali elevate. ● Difficile progettazione (calcolo delle impedenze dell'anello). ● Flusso di correnti di guasto elevate. ● Alte prestazioni CEM, bassa corrente nel PE durante il funzionamento normale.

● Costi ridotti di installazione (un conduttore in meno). ● Difficile progettazione (calcolo delle impedenze dell'anello). ● Flusso di correnti di guasto elevate. ● Basse prestazioni CEM, correnti elevate nel PEN (collegamenti tra le ECP).

Utilizzo ● Impianti che richiedono la continuità del servizio, ad esempio ospedali, aeroporti, processi industriali, navi. ● Impianti e strutture in cui vi è il rischio di incendio o di esplosione, ovvero miniere e così via.

● Locali commerciali e residenziali, illuminazione pubblica, scuole e così via.

● Locali commerciali di grandi dimensioni, edifici alti e così via. ● Industrie senza processi continui (sistema IT). ● Alimentazione di sistemi informatici.

● Locali commerciali di grandi dimensioni, edifici alti e così via. ● Industrie senza processi continui (sistema IT). ● Alimentazione di sistemi informatici.

ECP = parti conduttrici esposte.

Applicazioni negli impianti con UPS

Aspetti specifici in sistemi con UPS L'implementazione dei sistemi di protezione sopra citati negli impianti che comprendono un UPS richiede una serie di precauzioni per diversi motivi: • L'UPS svolge due ruoli: - carico per il sistema a monte; - fonte di alimentazione per il sistema a valle. • Quando la batteria non è installata in un armadio, un guasto dell'isolamento sul sistema CC può portare al flusso di un componente residuo CC. Questo componente può disturbare il funzionamento di alcuni dispositivi di protezione, in particolare gli RCD utilizzati per la protezione delle persone. Protezione dai contatti diretti Tutti gli impianti UPS Schneider Electric soddisfano i requisiti applicabili poiché l'apparecchiatura viene installata in armadi che forniscono un grado di protezione IP 20. Ciò è vero anche per la batteria quando è collocata in un armadio.



Quando la batteria non è installata in un armadio (in genere in una stanza appositamente adibita), è necessario implementare le misure presentate alla fine di questo capitolo. Protezione dai contatti indiretti Scelta della modalità di messa a terra del sistema Una misura di protezione di base richiesta dalle norme è la creazione di una modalità standard di messa a terra del sistema a monte e a valle dell'UPS. I due sistemi possono essere uguali o diversi se si assumono determinate precauzioni. In un impianto esistente a cui si aggiunge l'UPS, il sistema a monte è già stabilito. La scelta del sistema a valle, sia la stesso o uno diverso, dipende dalla relativa compatibilità con i carichi sensibili. La tabella nella pagina precedente fornisce gli elementi necessari per confrontare le varie modalità standard di messa a terra del sistema.

Attenzione: le normative locali possono vietare alcune modalità di messa a terra del sistema. Scelta dei dispositivi di interruzione Al di là dell'interconnessione e la messa a terra delle parti conduttrici esposte in conformità a una modalità standard di messa a terra del sistema, la protezione delle persone deve essere garantita da dispositivi di interruzione scelti in base alla modalità di messa a terra del sistema. Questi dispositivi possono causare lo sgancio dei dispositivi di protezione da sovracorrente in caso di un guasto dell'isolamento. Lo sgancio può: • essere provocato direttamente da impostazioni dei dispositivi di iperprotezione (interruttori di circuito, fusibili); • richiedere (obbligatorio per il sistema IT) l'uso di dispositivi differenziali (RCD) che possono o non possono essere integrati nell'interruttore di circuito. Gli interruttori differenziali rilevano le correnti di guasto dell'isolamento che spesso sono troppo basse per sganciare i dispositivi standard di protezione da sovracorrente.

Verificare i requisiti locali in materia di sicurezza degli impianti elettrici. Tipi di sistemi per UPS I sistemi possibili dipendono da: • Il sistema esistente o quello selezionato a monte dell'UPS. • Il sistema a valle dell'UPS per il quale la scelta può essere determinata da: - riutilizzo dello stesso sistema a monte; - la presenza di trasformatori di isolamento a monte o a valle che consentono di cambiare la modalità di messa a terra del sistema; - i carichi (ad esempio, i sistemi informatici richiedono un sistema TN-C o TN-S ); - l'organizzazione del sistema di distribuzione a valle, con commutatori di trasferimento statici (STS). • Determinati requisiti imposti dagli standard, ad esempio il conduttore di protezione PE o PEN non deve mai essere interrotto così da garantire il flusso della corrente di guasto. Un sistema TN-C (PEN non interrotto) può essere installato a monte di un sistema TN-S (conduttori separati per N e PE), ma non può accadere il contrario. Gli UPS vengono sempre più spesso progettati senza trasformatori, con vantaggi in termini di peso, dimensioni ed efficienza. La tecnologia senza trasformatore rende inoltre possibile modulare la tensione per un migliore adattamento a tutti i tipi di carico, in particolare carichi non lineari con armoniche. Questa tecnologia ha un impatto sull'utilizzo delle modalità di messa a terra del sistema. Per ulteriori informazioni, fare riferimento al White Paper - WP 98: "The Elimination of Isolation Transformers in Data Center Power Systems" (Eliminazione dei trasformatori di isolamento nei sistemi di alimentazione dei data center).

Fare riferimento al White Paper 98 È possibile incontrare casi differenti a seconda delle modalità di messa a terra a

monte e a valle e del tipo di UPS. Il rappresentante Schneider Electric dispone di una serie completa di schemi per tutte le modalità di messa a terra dei sistemi e tutte le gamme di UPS in questione.



Le gamme Galaxy PW e Galaxy 9000 sono progettate con trasformatori di isolamento Tutte le altre gamme utilizzano la tecnologia senza trasformatore con il neutro ricreato elettronicamente. Le pagine seguenti mostrano alcuni esempi di UPS Galaxy PW e Galaxy 5000, 7000 e 9000. Per gli altri casi, rivolgersi al rappresentante Schneider Electric per ottenere il relativo schema.

Trasformatore in uscita (Galaxy PW e 9000)

Senza trasformatore in uscita (Galaxy 5000 e 7000)

Ingressi CA normale e bypass separati. Ingressi normale e BP in

comune. Fig. 1.28. Schemi standard Sistemi identici a monte e a valle

Stesso sistema a monte e a valle IT o TT o TN-S.

Neutro distribuito sulle due linee.


Neutro distribuito solo sulla linea di bypass.

Stesso sistema a monte e a valle TN-C


Neutro distribuito. Galaxy PW e 9000 Galaxy 5000 e 7000

Fig. 1.29. Alcuni esempi con lo stesso sistema a monte e a valle




Sistemi diversi a monte e a valle

Modifica dei sistemi di messa a terra in IT o TT o TN-S a valle.


Modifica dei sistemi di messa a terra in IT o TT o TN-S a valle.


Modifica dei sistemi di messa a terra

in TN-C a valle.Modifica dei sistemi di messa a terra

in TN-C a valle. Galaxy PW e 9000 Galaxy 5000 e 7000

Fig. 1.30. Alcuni esempi con diversi sistemi a monte e a valle

Protezione

Protezione mediante interruttori di circuito

Il sistema di protezione per gli impianti con unità UPS qui presentati implementa gli interruttori di circuito. Di seguito vengono presentate le principali caratteristiche degli interruttori di circuito e dei loro sganciatori. Il codice componente riportato come esempio si riferisce agli interruttori di circuito Schneider Electric. Altre caratteristiche, quali la limitazione di sollecitazioni termiche e di corrente, sono tra i punti di forza della gamma di interruttori di circuito Compact NSX, ma non verranno discusse qui.

Per ulteriori informazioni, consultare il catalogo Schneider Electric relativo alla distribuzione in bassa e media tensione e la Guida agli impianti elettrici. Sganciatori Tecnologia Esistono due tipi di sganciatori: • magnetotermico; • elettronico. Costruzione • integrato (solo modello magnetotermico); • intercambiabile. Confronto Gli sganciatori magnetotermici sono semplici ed economici. Gli sganciatori elettronici offrono impostazioni più precise e complete per un migliore adattamento agli impianti e alle relative esigenze. La tabella seguente riassume le caratteristiche di entrambi i tipi di sganciatori per interruttori di circuito da 1 a 630 A e che consentono di risolvere la maggior parte dei problemi più comuni (da 1 a 400 kVA). La figura 1.31 rappresenta le curve caratteristiche relative agli sganciatori.

Protezione Simb. Definizione Disponibilità Protezione da

sovraccarico (termico o a lungo ritardo) (1)

Ir Impostazione del sovraccarico di corrente.

Tutti gli sganciatori.

Lungo ritardo (2) tr Applica un lungo ritardo nello sgancio (ad esempio, per l'avviamento del motore).

Sganciatori elettronici (ad esempio, Micrologic 2, 5, 6).

Protezione da cortocircuiti (magnetico o con corto ritardo) (3)

Im o Isd

Impostazione cortocircuito della corrente. Su sganciatori elettronici, Isd è una funzione di Ir (in genere da 2 a 10 Ir).

Tutti gli sganciatori.

Corto ritardo (4) tm o tsd

Applica un breve ritardo nello sgancio (ad esempio, per la discriminazione del tempo con interruttore di circuito a valle).

Sganciatori elettronici (ad esempio, Micrologic 5, 6).

Protezione da cortocircuiti, sgancio istantaneo (5)

Ii Impostazione cortocircuito istantaneo. Dipende esclusivamente dal valore nominale dello sganciatore (ad esempio, protezione dei commutatori statici).

Sganciatori elettronici (ad esempio, Micrologic 5, 6).

(1) Ir è la soglia di protezione termica (a volte scritto Ith) degli sganciatori magnetotermici o la soglia di protezione di lungo ritardo degli sganciatori elettronici. Tali soglie sono definite da una curva a tempo inverso che dipende dall'impostazione selezionata. (2) tr è il ritardo temporale della protezione termica di lungo ritardo per un dato valore di Ir. (3) Im è la soglia magnetica degli sganciatori magnetotermici e Isd è la soglia del corto ritardo di quelli elettronici. (4) tm è il ritardo temporale (regolabile o fisso) della protezione magnetica degli sganciatori magnetotermici e tsd è il ritardo temporale (di solito regolabile) della protezione di corto ritardo degli sganciatori elettronici. (5) Ii è la soglia di sgancio istantaneo.


Protezione (cont.)

Fig. 1.31. Curve interruttore tempo/corrente (Icu è il potere di interruzione estremo)


Protezione (cont.)

Discriminazione, a cascata, limitazione della corrente Discriminazione La discriminazione deriva dalla giusta scelta e impostazione dell'interruttore di circuito così che, in caso di guasto, esso sganci solo il primo interruttore di circuito a monte. La discriminazione, quindi, limita al minimo la parte dell'impianto interessata dal guasto. Ci sono vari tipi di discriminazione riassunti nella tabella seguente e illustrati nella pagina precedente. Limitazione della corrente Quando un'elevata corrente di guasto colpisce l'interruttore di circuito, i relativi contatti si separano sotto le forze elettrodinamiche e si crea un arco la cui resistenza limita l'energia del cortocircuito. A cascata Quando si verifica un cortocircuito a valle dell'impianto (vedere fig. 1.32), la corrente di guasto fluisce anche attraverso l'interruttore di circuito a monte, il quale limita la corrente, attenuando così la corrente applicata all'interruttore a valle. Il potere di interruzione di quest'ultimo viene quindi rafforzato.

Discriminazione Modelli

interessati Principio

Discriminazione della corrente

Tutti i tipi di sganciatori

La corrente di guasto è inferiore alla soglia impostata a monte. Ir a monte > Ir a valle e Im o Isd a monte > Im o Isd a valle

Discriminazione del tempo

Solo per sganciatori elettronici (ad esempio, Micrologic)

Ritarda lo sgancio a monte tramite il lungo ritardo (Ir) e il corto ritardo (Im o Isd).

Discriminazione dell'energia

Compact NSX e NS

La pressione dell'arco a monte non è sufficiente a sganciare l'interruttore di circuito a monte, ma è sufficiente a sganciare quello a valle.

Selettività logica (Zone Selective Interlocking, ZSI)

Compact NSX 100 fino a Masterpact con sganciatori Micrologic

Ritarda lo sgancio a monte se viene rilevato il cortocircuito anche a valle. Un filo pilota collega gli sganciatori a monte e a valle.

Fig. 1.32. Discriminazione a monte/a valle e a cascata


Protezione (cont.)

Scelta degli interruttori di circuito

Valore nominale Il valore nominale selezionato (corrente nominale) per l'interruttore di circuito deve essere quello appena maggiore della corrente nominale del cavo a valle protetto. Potere di interruzione Il potere di interruzione deve essere scelto appena maggiore della corrente del cortocircuito che può verificarsi nel punto dell'impianto. Soglie Ir e Im La tabella seguente indica come determinare le soglie Ir e Im per garantire la discriminazione, a seconda degli sganciatori a monte o a valle. Nota. La discriminazione del tempo deve essere implementata da personale qualificato in quanto i ritardi temporali prima dello sgancio aumentano le sollecitazioni termiche (I2t) a valle (cavi, semiconduttori e così via). Occorre cautela nel caso in cui lo sgancio del CB2 venga ritardato tramite la soglia di ritardo temporale Im. La discriminazione dell'energia non dipende dallo sganciatore ma solo dall'interruttore di circuito. Le soglie Ir e Im dipendono dagli sganciatori a monte e a valle

Tipo di circuito a valle

Rapporto Ir a monte / Ir a valle

Rapporto Im a monte / Im a valle

Rapporto Im a monte / Im a valle

sganciatore a valle tutti i tipi magnetico elettronico distribuzione > 1,6 > 2 > 1,5 motore asincrono > 3 > 2 > 1,5

Caso particolare di cortocircuiti del generatore La figura 1.33 mostra la reazione di un generatore a un cortocircuito. Per evitare qualsiasi incertezza circa il tipo di eccitazione, viene eseguito uno sgancio al primo picco (da 3 a 5 In secondo X "d) mediante l'impostazione della protezione Im senza ritardo temporale.

Fig. 1.33. Generatore durante un cortocircuito


Protezione (cont.)

Esempio Si consideri l'esempio utilizzato per determinare la potenza nominale dell'UPS (Cap. 1 pag. 21) con un numero carichi trifase da 400 V collegati in parallelo, ovvero: • Sistema informatico: S1 = 4 x 10 kVA, λ = 0,6, corrente di spunto 8 In nel corso di quattro periodi (80 ms). • Variatore di velocità: S2 = 20 kVA, λ = 0,7, corrente di spunto 4 In nel corso di cinque periodi (100 ms); • Trasformatore di isolamento: S3 = 20 kVA, λ = 0,8, corrente di spunto 10 In nel corso di sei periodi (120 ms). I tre carichi rappresentano 54 kW con un fattore di potenza di 0,68. Nel capitolo 1 a pag. 21, è stato selezionato il prodotto Galaxy PW, con una potenza nominale di 100 kVA, I = 100 / (400 x 3 ) = 144 A.

Trasformatore da 630 kVA

Determinare CB1 e CB2

Determinare il CB3 più potente per la

discriminazione Potenza totale consumata

dai carichi P (kW) = 54 kW

40 kVA 20 kVA 20 kVA λ = 0,6 λ = 0,7 cos ϕ = 0,8

Generatore da 400 kVA

Potenza apparente nominale in uscita

100 kVA In = 144 A

Fattore di potenza all'uscita dell'UPS per tutti

i carichi λ = 0,68

Potenza massima attiva in

uscita (che il gruppo di continuità è in grado di

fornire ai carichi) λ Sn (kVA) = 68 kW

Fig. 1.34. Esempio di impianto L'obiettivo è quello di scegliere gli interruttori di circuito CB1 e CB2 e l'interruttore di circuito CB3 più potente compatibile con le esigenze di discriminazione, dato che l'impianto a monte include quanto segue: • trasformatore 20 kV / 400 V con potenza nominale di 630 kVA; • gruppo elettrogeno motore da 400 V con potenza nominale di 400 kVA; • collegamento trasformatore al quadro elettrico generale di bassa tensione (QGBT), cinque metri di cavo di alluminio 4 x 240 mm2 per fase; • collegamento sbarre all'interruttore di circuito, quattro metri con tre barre di rame di 400 mm² per fase. Calcolo dei valori nominali di CB1 e CB2 e dei poteri di interruzione. Il potere di interruzione dipende dalle correnti di cortocircuito a valle di CB1 e CB2 al livello del quadro elettrico generale di bassa tensione (QGBT). Spesso questo valore del cortocircuito a monte, viene fornito dall'alimentazione di servizio. È anche possibile calcolarlo. È necessario determinare la somma R delle resistenze a monte e la somma X delle reattanze a monte del punto considerato. La corrente trifase di cortocircuito viene calcolata come:

Isc 3 fasi =

U

R X3 2 2+ U è la tensione fase-fase a vuoto (tensione di carico + 3-5%). R = Σ Ra monte e X = Σ Xa monte

In questo esempio, è stato indicato il metodo generale con diverse semplificazioni per accorciare i calcoli.

Per informazioni più dettagliate, vedere il documento Cahier Technique n. 158 di Schneider Electric Calcolo delle correnti di cortocircuito.


Protezione (cont.)

Sistema a monte Ra, Xa

Sorgenti

Rtr Xtr

Sorgente di uscita al cavo di collegamento del QGBT

Rc, Xc Interruttore di circuito generale

Rd, Xd Sbarre QGBT

Rb, Xb

Fig. 1.35. Calcolo della corrente di cortocircuito per CB1 e CB2 È necessario calcolare le resistenze e le reattanze a monte di CB1 e CB2 nella figura 1.34. Sistema di distribuzione a monte del trasformatore • Psc = potenza del cortocircuito a monte = 500 MVA = 500 x 106 VA. • U20 = tensione fase-fase a vuoto sull'avvolgimento secondario del trasformatore = 400 V, + 3%, ovvero 410 V. • Rup = resistenza a monte ≈ 15% Xup, trascurabile dato Xup. • Xup = reattanza a monte rispetto all'avvolgimento secondario del trasformatore

Xup =

UPsc

202

=

410500 10

2

6x = 0,288 mΩ Rup ≈ 0 e Xup = 0,33 mΩ. Trasformatore • Sn = potenza apparente nominale 630 kVA. • In = corrente nominale = 630 / U 3 = 630 103 / (400 x 3 ) = 909 A. • Usc = tensione di cortocircuito del trasformatore = 4%. • Pcu = perdite nel rame del trasformatore in VA.

Rtr = resistenza del trasformatore =

PcuIn3 2

≈ 20% Xtr, trascurabile dato Ztr

Xtr ≈ Ztr = impedenza del trasformatore =

USn

x Usc202

= 4102 x 0,04 / 630 103 = 10,7 mΩ Rtr ≈ 0 e Xtr = 10,7 mΩ. Cavi di collegamento del trasformatore al QGBT • Lunghezza 5 metri. • Sezione trasversale 240 mm². • ρ = resistività alla temperatura normale dei conduttori rame: ρ = 22,5 mΩ.mm2/m, alluminio: ρ = 36 mΩ.mm2/m • Xc = reattanza del conduttore (in genere 0,08 mΩ/m) = 0,08 x 5 = 0,4 mΩ

Rc = resistenza del cavo (rame) = ρ

LS = 22,5 x 5 / (4 x 240) = 0,12 mΩ

Rc = 0,12 mΩ e Xc = 0,4 mΩ. Interruttore di circuito generale Valori tipici Rd ≈ 0 e Xd = 0,15 mΩ.


Protezione (cont.)

Sbarre • Xb = reattanza della sbarra (in genere 0,15 mΩ/m) = 0,15 x 4 = 0,6 mΩ

• Rb = resistenza della sbarra = ρ L / S= 22,5 x 4 / (3 x 400) = 0,075 mΩ (trascurabile)

Rb ≈ 0 e Xb = 0,6 mΩ. Isc trasformatore a livello di CB1 e CB2 • R = resistenza totale a monte = 0,12 mΩ. • X = reattanza totale a monte = 0,33 + 10,7 + 0,4 + 0,15 + 0,6 =12,18 mΩ. R può essere trascurata, dato X.

Isc 3 fasi =

U

R X3 2 2+≈

UX3 =

4103 1218 10 3x x. −

= 19,4 kA Nota. Una stima approssimativa viene fornita dalla corrente di cortocircuito sui morsetti del trasformatore, supponendo che la potenza di cortocircuito a monte sia infinita. ISCT = sui morsetti del trasformatore = In / Usc = 20 In = 20 x 909 = 18,2 kA Isc generatore a livello di CB1 e CB2 • Potenza apparente nominale del generatore = 400 kVA. • Corrente nominale del generatore = 400 / U 3 = 400 103 / (400 x 3 ) = 577 A. • X"d = tensione di cortocircuito del generatore = 10%. Si decide di sganciare a 5 In (vedere fig. 1.33). ISCG = sui morsetti del generatore = 5 In = 5 x 577 = 2,9 kA Corrente continua di CB1 Questa è la corrente all'ingresso dell'UPS. È necessario moltiplicare il valore nominale dell'UPS per 1,2 per tenere conto dell'efficienza, ovvero 120 kVA.

Iingresso = 120 / U 3 = 120 103 / (400 x 3 ) = 173 A Corrente continua di CB2 Questa è la corrente continua dei carichi alimentati attraverso il bypass, ovvero 54 kW con un fattore di potenza di 0,68 per una potenza apparente S = 54 / 0,68 = 67,5 kVA.

Icarico = 67,5 / U 3 = 120 103 / (400 x 3 ) = 97 A Corrente di alimentazione del carico più grande I carichi devono essere alimentati in momenti diversi. La corrente di spunto più alta è quella del trasformatore da 20 kVA, ovvero In = 28,8 A e 10 In = 288 A - 120 ms. Calcolo della corrente massima dell'interruttore statico Questa è la corrente di cortocircuito al livello di CB3, che è praticamente quella del CB2. Parametri di selezione La tabella seguente riassume i diversi valori calcolati. Parametro Valore Corrente di cortocircuito del trasformatore 19,4 kA Corrente di cortocircuito del generatore 2,9 kA Corrente raddrizzatore (ingresso UPS) 173 A Corrente carico continuo a valle dell'UPS 97 A Corrente di alimentazione del carico più grande 288 A - 120 ms Corrente massima dell'interruttore statico 19,4 kA

Caratteristiche di CB1 e CB2 Caratteristica D1 D2 Potere di interruzione > 19,4 kA, ovvero 25 kA > 19,4 kA, ovvero 25 kACorrente continua > 173 A, ovvero 200 A > 97 A, ovvero 125 A Soglia Ir > 173 A +20% > 97 A + 20% Soglia Im > 173 A + 20% e

< 2,9 kA - 20% > 288 A +20% e < 2,9 kA - 20%



Protezione (cont.)

Il 20% qui rappresenta il tipico intervallo di tolleranza delle impostazioni dell'interruttore di circuito. Caratteristiche dell'interruttore del circuito di alimentazione CB3

Sorgenti

Interruttori di circuito in entrata (input)

Bypass statico Impedenza trascurabile

Interruttori di circuito in uscita (output)

Isc su CB3 ≈ Isc su CB2

Fig. 1.36. Calcolo della corrente di cortocircuito su CB3 Funzionamento con alimentazione bypass • Potere di interruzione. La corrente maggiore di cortocircuito a valle di CB3 è praticamente quella di CB2 perché si presume che i circuiti in uscita siano vicini all'UPS. Di conseguenza, anche il potere di interruzione di CB3 è 25 kA. • Il valore nominale viene determinato in base al carico maggiore, ovvero il sistema informatico da 4 x 10 kVA con una corrente continua di:

Icarico = 40 / U 3 = 40 103 / (400 x 3 ) = 57 A Se deve scegliere un dispositivo da 60 A. • Impostazioni. La maggior parte dei carichi fa parte della tipologia di distribuzione, ovvero la soglia Ir di CB3 deve essere inferiore a 97 A / 1,6, vale a dire < 61 A. La soglia Im deve essere inferiore a 1847 / 2, ovvero < 900 A. Funzionamento senza alimentazione bypass In questo caso, l'UPS con cortocircuito limita la propria corrente a 2,33 A per un secondo. Per gli UPS Schneider Electric della gamma Galaxy, i risultati sperimentali dimostrano che il valore nominale più alto di CB3 deve essere inferiore a 0,5 In per garantire la discriminazione. Questo è il caso dell'interruttore di circuito per i carichi informatici. 60 A < 0,5 x 144 = 72 A

Cavi

Scelta delle dimensioni dei cavi

Aumento della temperatura del cavo e cali di tensione La sezione trasversale dei cavi dipende: • dall'aumento di temperatura consentito; • dalla caduta di tensione consentita. Per un dato carico, da ciascuno di questi parametri deriva una sezione minima consentita. Deve essere utilizzato il più largo dei due. Durante la posa dei cavi, occorre fare attenzione a mantenere le distanze necessarie tra i circuiti di controllo e circuiti di alimentazione, per evitare disturbi causati da correnti ad alta frequenza. Aumento della temperatura L'aumento consentito della temperatura all'interno dei cavi è limitato dalla capacità di tenuta di isolamento dei cavi stessi. L'aumento di temperatura nei cavi dipende da: • il tipo di nucleo (Cu o Al); • il metodo di installazione; • il numero di cavi che toccano. Gli standard prevedono la corrente massima consentita per ogni tipo di cavo. Cali di tensione Valori massimi I cali di tensione massimi consentiti sono: • 3% per circuiti CA (50 o 60 Hz); • 1% per circuiti CC. Tabelle di selezione Le tabelle seguenti indicano il calo di tensione in percentuale per un circuito costituito da 100 metri di cavo di rame. Per calcolare il calo di tensione in un circuito con una lunghezza L, moltiplicare il valore nella tabella per L/100. Se il calo di tensione supera il 3% in un circuito trifase o l'1% in un circuito CC, aumentare la sezione trasversale dei conduttori finché il valore rientra entro le tolleranze. Calo di tensione per cavi da 100 metri • Sph: sezione trasversale dei conduttori • In: corrente nominale dei dispositivi di protezione del circuito Circuito trifase (conduttori in rame) 50-60 Hz - 400 V trifase, cos ϕ = 0,8, sistema bilanciato 3 fasi + N

Sph (mm2) 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 In (A) 10 0,9 16 1,2 20 1,6 1,1 25 2,0 1,3 0,9 32 2,6 1,7 1,1 40 3,3 2,1 1,4 1,0 50 4,1 2,6 1,7 1,3 1,0 63 5,1 3,3 2,2 1,6 1,2 0,9 70 5,7 3,7 2,4 1,7 1,3 1,0 0,8 80 6,5 4,2 2,7 2,1 1,5 1,2 0,9 0,7 100 8,2 5,3 3,4 2,6 2,0 2,0 1,1 0,9 0,8 125 6,6 4,3 3,2 2,4 2,4 1,4 1,1 1,0 0,8 160 5,5 4,3 3,2 3,2 1,8 1,5 1,2 1,1 0,9 200 5,3 3,9 3,9 2,2 1,8 1,6 1,3 1,2 0,9 250 4,9 4,9 2,8 2,3 1,9 1,7 1,4 1,2 320 3,5 2,9 2,5 2,1 1,9 1,5 400 4,4 3,6 3,1 2,7 2,3 1,9 500 4,5 3,9 3,4 2,9 2,4 600 4,9 4,2 3,6 3,0 800 5,3 4,4 3,8 1000 6,5 4,7

Per un circuito trifase 230 V, moltiplicare il risultato per 3 . Per un circuito monofase 208/230 V, moltiplicare il risultato per 2.


Cavi (cont.)

Circuito CC (conduttori in rame) Sph (mm2) 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 In (A) 100 5,1 3,6 2,6 1,9 1,3 1,0 0,8 0,7 0,5 0,4 125 4,5 3,2 2,3 1,6 1,3 1,0 0,8 0,6 0,5 160 4,0 2,9 2,2 1,6 1,2 1,1 0,6 0,7 200 3,6 2,7 2,2 1,6 1,3 1,0 0,8 250 3,3 2,7 2,2 1,7 1,3 1,0 320 3,4 2,7 2,1 1,6 1,3 400 3,4 2,8 2,1 1,6 500 3,4 2,6 2,1 600 4,3 3,3 2,7 800 4,2 3,4 1000 5,3 4,2 1250 5,3

Caso particolare per i conduttori di neutro Nei sistemi trifase, le armoniche di terzo ordine (e i relativi multipli) dei carichi monofase, si sommano nel conduttore di neutro (somma delle correnti sulle tre fasi). Per questo motivo, viene applicata la seguente regola: sezione trasversale neutro = 1,5 x sezione trasversale fase Esempio di calcolo Si consideri un circuito trifase di 70 metri da 400 V con conduttori in rame e una corrente nominale di 600 A. Lo standard IEC 60364 indica, a seconda del metodo di installazione e del carico, una sezione trasversale minima. Si presume che la sezione trasversale minima sia di 95 mm2. Innanzitutto è necessario verificare che il calo di tensione non superi il 3%. La tabella per circuiti trifase nella pagina seguente indica, per una corrente di 600°A che scorre in un cavo da 300 mm2, un calo di tensione del 3% per 100 metri di cavo, vale a dire per 70 metri: 3 x 70/100 = 2,1%, inferiore al limite del 3%. Un calcolo identico può essere eseguito per una corrente CC di 1000 A in un cavo da 10 metri con una sezione trasversale di 240 mm². Il calo di tensione per 100 metri è del 5,3%, vale a dire per dieci metri: 5,3 x 10/100 = 0,53%, inferiore al limite dell'1%.

Esempio di impianto

Fig. 1.37. Collegamento dei cavi


Stoccaggio dell'energia

Tecnologie di stoccaggio Stoccaggio dell'energia negli UPS Gli UPS richiedono un sistema di stoccaggio dell'energia per alimentare l'inverter nel caso in cui venga a mancare l'alimentazione di servizio o questa non rientri più nei limiti di tolleranza. L'energia accumulata deve avere le seguenti caratteristiche: • energia elettrica che sia subito disponibile per superare microinterruzioni, brevi cali di tensione e interruzioni dell'alimentazione; • livello di potenza sufficiente ad alimentare l'intero carico, ovvero un valore nominale equivalente a quello del sistema UPS stesso; • un'autonomia, in genere una decina di minuti, adatta alle esigenze dei carichi e di qualsiasi altra fonte disponibile (ad esempio, un gruppo elettrogeno motore per lunghi tempi di backup).

Fig. 1.38. Schema semplificato di un UPS con stoccaggio dell'energia di backup. Tecnologie disponibili Le varie tecnologie attualmente disponibili sono le seguenti: • Batterie: - piombo-acido sigillate; - piombo-acido aperte; - nichel cadmio; • Ultracondensatori • Volani: - unità tradizionali che girano a bassa velocità (1.500 giri/min) e in combinazione con gruppi elettrogeni motore; - unità a media velocità (7.000 giri/min) o ad alta velocità (da 30 a 100.000 giri/min). Confronto delle tecnologie Le batterie rappresentano indubbiamente la soluzione più utilizzata oggi. Sono la soluzione dominante grazie al loro basso costo, la comprovata efficacia e la capacità di stoccaggio; ciò nonostante hanno una serie di svantaggi in termini di dimensioni, manutenzione e ambiente. Gli ultracondensatori non sono ancora in grado di offrire le prestazioni necessarie. I volani che funzionano a velocità elevate costituiscono una tecnologia possibile in termini di potenza nominale (da 40 a 500 kW), per autonomie brevi (da 12 secondi a 1 minuto). La figura 1.39 mostra i campi di applicazione delle diverse tecnologie.

Per ulteriori informazioni, vedere il White Paper WP 65: Comparing Data Center Batteries, Flywheels, and Ultracapacitors" (Confronto batterie, volani e ultracondensatori per data center).

Fare riferimento al WP 65

Fig. 1.39. Caratteristiche in termini di potenze nominali e autonomia


Stoccaggio dell'energia (cont.)

La tabella seguente mette a confronto le diverse soluzioni in termini di capacità di soddisfare i requisiti di stoccaggio dell'energia degli UPS statici.

Criteri di confronto Tecnologia Batterie

piombo-acido sigillate

Batterie piombo-acido aperte

Batterie Ni/Cad Ultracondensatori

Volani

Potenza ****

**** **** * ***

Autonomia *** da 5 minuti fino a diverse ore

**** da 5 minuti fino a diverse ore

* da 5 minuti fino a diverse dozzine di minuti

* pochi secondi

** una dozzina di secondi

Prezzo di acquisto **** basso

*** da basso a medio

** alto

* costo moltiplicato per 2 o per 3 rispetto alle batterie, per un'autonomia di 10 secondi

* costo moltiplicato per 8 rispetto alle batterie, per un'autonomia di 10 secondi

Implementazione / installazione / avviamento Necessita di una stanza appositamente adibita

*** no

** sì

* sì

**** no

** sì

Temperatura * * ** **** *** Durata di servizio ** ** *** **** *** Ingombro ** ** ** **** *** Manutenzione Frequenza / tempo richiesto

*** basso

** medio

* alto

**** nessuna

* lunga durata di servizio

Maturità della tecnologia per UPS **** **** **** ** *** **** eccellente *** buono ** sufficiente * scarso Volani Schneider Electric offre volani per lo stoccaggio dell'energia su richiesta. Questa soluzione è adatta come complemento alle batterie e può essere utilizzata per superare disturbi brevi senza l'aiuto delle batterie, così da preservarle. È possibile l'utilizzo senza batterie, ma il tempo di autonomia è solo di una dozzina di secondi. Per determinate applicazioni, un'autonomia così ridotta non è sufficiente per avviare un gruppo elettrogeno motore.

Scelta delle batterie Tipi di batterie Le batterie più utilizzate negli UPS sono: • piombo-acido sigillate, chiamate anche batterie a ricombinazione di gas; • piombo-acido aperte; • nichel cadmio. L'utilizzo delle batterie ai polimeri di litio per gli UPS è attualmente in fase di studio. Le soluzioni che utilizzano questa tecnologia dovrebbero essere disponibile tra due o tre anni.

Tipi di batterie, vedere Cap. 5 pag. 32 Stoccaggio dell'energia: Tipi di batterie. Schneider Electric consiglia le batterie piombo-acido sigillate, da utilizzare in combinazione con le proprie gamme di UPS. La scelta di una batteria dipende dai seguenti fattori: • condizioni di esercizio e requisiti (stanza appositamente adibita, armadio batterie, rack e cos= via); • autonomia necessaria; • considerazioni relative ai costi. Autonomia Schneider Electric offre: • autonomie standard di 5, 10, 15, o 30 minuti; • autonomie personalizzate che possono raggiungere un certo numero di ore. La scelta dipende da: • durata media dei guasti del sistema di alimentazione; • eventuali sorgenti disponibili che offrono lunghe autonomie (gruppo elettrogeno motore e così via); • il tipo di applicazione.



Vengono applicate le seguenti regole generali. • Sistemi informatici Il tempo di autonomia della batterie deve essere sufficiente a coprire il salvataggio dei file e le procedure per l'arresto del sistema richieste per garantire uno spegnimento controllato del sistema. In generale, il reparto informatico determina il tempo di autonomia necessario, a seconda delle proprie specifiche esigenze. • Processi industriali Il calcolo del tempo di autonomia deve tener conto del costo economico sostenuto per una interruzione nel processo e il tempo necessario per riavviarlo. • Applicazioni che necessitano di autonomie lunghe Nel caso di lunghe interruzioni, un gruppo elettrogeno motore è in grado di mantenere attiva una batteria, evitando così il bisogno di utilizzare batterie molto grandi. In generale, è possibile utilizzare un gruppo elettrogeno motore per autonomie superiori a 30 minuti fino a un'ora. La combinazione deve essere attentamente studiata per ottimizzare il valore nominale del generatore e garantire un corretto funzionamento.

Combinazione con un gruppo elettrogeno motore, vedere Cap. 5 pag. 35 Gruppo elettrogeno motore. Durata di servizio Schneider Electric offre batterie con durata di servizio di 5 o 10 anni oppure oltre.

Durata di servizio delle batterie, vedere Cap. 5 pag. 33. Confronto fra tipi di batterie Batterie piombo-acido sigillate (ricombinazione di gas) Queste sono le batterie più utilizzate per i seguenti motivi: • assenza di manutenzione; • facile implementazione; • installazione possibile in tutte le tipologie di stanze (sale computer, locali tecnici non specificamente destinati alle batterie e così via). Batterie aperte Questo tipo di batterie (al piombo-acido o al Ni/Cad) offrono particolari vantaggi: • lunga durata di servizio; • lunghe autonomie; • elevate potenze nominali. Le batterie aperte devono essere installate in appositi locali conformi a precise norme (vedere Cap. 1 pag. 51 Operazioni preliminari) e richiedono una manutenzione appropriata. Gli UPS Schneider Electric includono sistemi di monitoraggio avanzati delle batterie.

Monitoraggio delle batterie Monitoraggio delle batterie su UPS Galaxy DigiBatTM Il sistema di monitoraggio delle batterie DigiBatTM è un gruppo hardware e software, installato di serie negli UPS della gamma Galaxy Schneider Electric in grado di offrire le seguenti funzioni: • inserimento automatico dei parametri delle batterie; • durata di servizio della batteria ottimizzata; • protezione da scariche eccessive; • regolazione della tensione di mantenimento della batteria a seconda della temperatura; • limitazione della corrente della batteria; • valutazione continua della potenza disponibile, tenendo conto dell'età della batteria, della temperatura e del carico percentuale; • previsione della durata di servizio della batteria; • test periodici automatici sulla batteria, compreso un controllo sul circuito della stessa, un test a circuito aperto, un test di scarica parziale e così via.

DigiBat, vedere Cap. 5 pag. 34 Gestione delle batterie.




Unità Environment Sensor I parametri di funzionamento delle batterie e, in particolare, la temperatura influenzano la durata delle batterie stesse. Environment Sensor, facile da installare e combinato con una scheda di gestione di rete (SNMP/Web), rende possibile il monitoraggio di temperatura e umidità e lo stato di due contatti tramite SNMP o Web. È inoltre in grado di avviare lo spegnimento dell'apparecchiatura, se necessario.

Rilevamento e prevenzione di guasti delle batterie per gli UPS Galaxy Nonostante i vantaggi delle batterie piombo-acido sigillate, col passare del tempo tutte le batterie smettono di funzionare a causa dell'invecchiamento. Senza un monitoraggio rigoroso, non è possibile conoscere l'effettiva integrità e capacità di una batteria. Le tecniche di monitoraggio delle batterie hanno un impatto significativo sull'affidabilità e possono essere utilizzate per definire la migliore strategia per la sostituzione, con conseguente miglioramento del livello di protezione. Schneider Electric offre inoltre sistemi di monitoraggio continuo della batteria, cella per cella con capacità software e di comunicazione. Questi sistemi possono essere implementati dall'utente o integrati nell'offerta di teleassistenza. Sistema di monitoraggio delle batterie B2000 Il sistema B2000 offre un continuo e completo monitoraggio dei parametri principali delle batterie. Vengono monitorati: tensione, corrente, temperatura ed eventuali sfasamenti rilevati durante i cicli di carica e scarica. Viene emesso un allarme quando vengono superati i livelli di tolleranza. La registrazione automatica delle scariche, programmate o meno, è inoltre disponibile per l'analisi dei dati. Il sistema di monitoraggio consente di rilevare eventuali problemi prima che si verifichi un problema con la batteria e, di conseguenza, prolungare la disponibilità di energia dell'UPS. Sistema di monitoraggio delle batterie Cellwatch La manutenzione generale delle batterie potrebbe non essere sufficiente a garantirne il corretto funzionamento, in particolare per le applicazioni mission-critical, per le quali non è previsto margine d'errore. Tra i test periodici (in genere una volta ogni tre mesi), una cella potrebbe guastarsi improvvisamente. Una cella a piombo-acido sigillata con regolazione a valvola può guastarsi pochi giorni dopo un test periodico. La causa sono le reazioni chimiche che avvengono nella cella a seguito dei cicli di carica e scarica. Questi cicli si verificano anche se il sistema di protezione non è in funzione. Inoltre, la corrosione può coinvolgere l'intero sistema di collegamento della stringa di batterie, all'interno o all'esterno della cella. È quindi necessario non limitarsi semplicemente a controllare la tensione. La ricerca svolta ha dimostrato che la resistenza interna o l'impedenza della cella è un buon indicatore del relativo stato, poiché rivela sia deterioramento sia problematiche fisiche. Il sistema di monitoraggio Cellwatch utilizza questo sistema basato sull'impedenza della cella per monitorare ogni cella. Esso fornisce un affidabile monitoraggio della durata di servizio di ciascuna cella. Sistema Schneider Electric di gestione delle batterie per gli UPS SymmetraTM Il sistema Schneider Electric di gestione delle batterie, disponibile per gli UPS della gamma Symmetra di Schneider Electric, garantisce una carica ottimale e il pronto utilizzo delle batterie. Il sistema Schneider Electric di gestione delle batterie, installabile su rack 1U, unisce il monitoraggio e la verifica delle batterie alla carica rapida singola per il massimo rendimento. L'integrazione nel sistema preferito di gestione degli edifici o l'uso di un browser Web, consente di visualizzare lo stato delle batterie. Questo sistema consente di risolvere i problemi delle batterie prima che possano compromettere la disponibilità.

Interfaccia uomo-macchina e

comunicazione

Caratteristiche generali L'interfaccia uomo-macchina dell'UPS deve essere comprensibile all'utente, semplice da utilizzare e multilingue (personalizzabile nella lingua dell'utente). È generalmente costituita da un quadro sinottico, un pannello di stato e di controllo e un display alfanumerico. Un menu di personalizzazione protetto da password può essere disponibile per l'inserimento dei parametri dell'impianto e l'accesso alle informazioni dettagliate. Esempio L'HMI offre, solitamente, le funzioni elencate di seguito. Pulsanti di accensione e spegnimento • Ritardati per evitare operazioni errate. • Con l'opzione per un EPO (spegnimento di emergenza) da remoto. • Indipendenti rispetto al resto del display. LED di stato che identificano in modo chiaro: • funzionamento normale (carico protetto); • modalità ridotta di funzionamento (malfunzionamento); • situazioni di pericolo per il carico (carico non protetto); • funzionamento a batteria. Allarmi • segnalatore acustico di allarme e pulsante reset del segnalatore acustico; • avviso di spegnimento batteria; • allarme generale; • guasto batteria. Una schermata che fornisce: • Accesso alle misurazioni: - potenza in ingresso (tensione, corrente, frequenza); - batteria (tensione, correnti di carica e scarica, autonomia rimanente, temperatura); - uscita dell'inverter (tensione fase-neutro, corrente, frequenza, potenza attiva e apparente, fattore di cresta). • Accesso ai registri storici - registro contenente eventi cronodatati; - curve e grafici a barre dei valori misurati. Un'elevata disponibilità per applicazioni critiche richiede degli apparecchi di protezione in grado di comunicare Il sistema UPS, essenziale per apparecchiature mission-critical, deve possedere caratteristiche di comunicazione in grado di tenere continuamente informati gli operatori, ovunque si trovino, di qualsiasi rischio che possa compromettere la sicurezza del funzionamento del sistema così da poter intervenire immediatamente. Per garantire la disponibilità di energia, le funzionalità di comunicazione dell'UPS forniscono le seguenti quattro funzioni essenziali:

Supervisione / monitoraggio di tutti gli UPS installati via software. Notifica attraverso la rete e Internet. Spegnimento controllato (locale o remoto, automatico o manuale) di

applicazioni protette. Teleassistenza tramite modem e linea telefonica ad un centro di assistenza.

Comunicazione

Interfaccia uomo-macchina (HMI)


Interfaccia uomo-macchina e

comunicazione (cont.)

Soluzioni Schneider Electric Schede di comunicazione • Scheda di gestione della rete (Ethernet) - monitoraggio tramite web - notifiche e-mail - SNMP MIB e Trap - Protezione del server con il Network Shutdown Module - Supervisione con Enterprise Power Manager o ISX Central - Monitoraggio ambientale con Environment Sensor (T°, H%, ingressi) • Scheda Modbus - Jbus (RS232 e RS485) - Monitoraggio • - Scheda teleassistenza (modem) - Avvisi - Monitoraggio - Diagnostica - Segnalazioni • Scheda relè (contatti) - Indicazioni Software di gestione • Enterprise Power Manager e ISX Central(software e server) Soluzioni software per gestire tutti gli UPS installati tramite reti IP, compatibili con il Web e accessibili da qualsiasi browser. • Kit di integrazione NMS (Network Management System) Integrazione in NMS come HP OpenView, IBM Tivoli, CA Unicenter e così via • Network Shutdown Module - Modulo software per l'arresto in sicurezza del sistema

Fig. 1.40. Le schede di comunicazione combinate a software di supervisione offrono una vasta gamma di funzioni

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Operazioni preliminari

Considerazioni relative all'installazione

Gli elementi principali che devono essere presi in considerazione per l'installazione dell'UPS sono i seguenti: • Piani di modifica dell'area, eventuali operazioni preliminari (in particolare per stanza appositamente adibita per le batterie), tenendo conto: - delle dimensioni delle apparecchiature; - delle condizioni di funzionamento e di manutenzione (accessibilità, spazi di manovra e così via); - condizioni della temperatura che devono essere rispettate; - considerazioni in materia di sicurezza; - standard e regolamenti applicabili. • Ventilazione o climatizzazione delle stanze. • Costruzione di una stanza dedicata alle batterie. Dimensioni La disposizione di armadi e contenitori UPS deve essere basata su piani precisi. Le caratteristiche fisiche degli UPS Schneider Electric che possono essere utilizzate per la realizzazione dei piani sono presentate nel capitolo 4. Esse indicano, per ogni gamma: • Le dimensioni e il peso di: - armadi UPS e bypass centralizzati; - armadi batterie; - eventuali armadi ausiliari (autotrasformatori, trasformatori, filtri e così via). • Spazi di manovra minimi richiesti per armadi e contenitori per garantire una ventilazione ottimale e un accesso sufficiente. Ventilazione e climatizzazione Requisiti di ventilazione Gli UPS sono progettati per funzionare entro un dato intervallo di temperatura (da 0 a 40 °C per gli UPS Schneider Electric), che è sufficiente per la maggior parte delle condizioni di funzionamento senza necessità di modifiche. Tuttavia, gli UPS e le relative attrezzature ausiliarie producono perdite di calore che possono, se non vengano adottate misure adeguate, aumentare la temperatura di un ambiente poco ventilato. Inoltre, la durata di servizio di una batteria è fortemente dipendente dalla temperatura ambiente. La durata di servizio è ottimale con temperature comprese tra 15 °C e 25 °C. Questo fattore deve essere preso in considerazione se la batteria è installata nella stessa stanza dell'UPS. Un'ulteriore considerazione, è il fatto che gli UPS possono essere installati nella stessa stanza delle apparecchiature informatiche, che spesso hanno requisiti più severi per quanto riguarda gli intervalli di temperatura di funzionamento. Scelta del tipo di ventilazione Per tutti i motivi sopra citati, è richiesta una ventilazione minima ed eventualmente una climatizzazione, per evitare qualsiasi rischio di surriscaldamento nella stanza a causa delle dispersioni di calore. La ventilazione può essere: • convezione naturale; • ricambio d'aria forzato tramite sistema di ventilazione; • installazione di un'unità di climatizzazione. La scelta dipende da: • le perdite di calore che devono essere evacuate; • la dimensione della stanza. Le caratteristiche termiche degli UPS Schneider Electric sono indicate nel capitolo 4 e possono essere utilizzate per calcolare i requisiti di ventilazione. Esse indicano, per ogni gamma: • le perdite di calore degli armadi e degli eventuali filtri installati; • il volume di aria in uscita da un sistema di ventilazione.



Grado di protezione IP e livello di rumorosità Grado di protezione (IP) Gli UPS devono operare in un ambiente compatibile con il rispettivo grado di protezione (IP 20 per gli UPS Schneider Electric) definito dallo standard IEC 60529/EN 60529. La presenza di polvere, acqua e sostanze corrosive deve essere evitata. Rumorosità Gli UPS devono produrre un basso livello di rumore, adatto alla stanza in cui sono installati. Le condizioni di misurazione del livello di rumore indicato dal costruttore deve essere conforme allo standard ISO 3746 (misurazione del rumore).

Stanza per le batterie Ove possibile e se lo si desidera, le batterie devono essere installate in un armadio.

Le dimensioni dell'armadio batterie sono indicate per ciascuna gamma di UPS, a seconda della potenza nominale. Tuttavia, per gli UPS a elevata potenza, le batterie sono generalmente installate in appositi locali (cabine elettriche). Le batterie devono essere installate nel rispetto delle norme internazionali, dei regolamenti locali e dello standard IEC 60364. Metodo di installazione delle batterie I criteri che determinano il metodo di installazione delle batterie sono i seguenti: • spazio disponibile; • il peso che il pavimento è in grado di sostenere (kg/m2); • facilità di accesso e manutenzione. Sono utilizzati i seguenti tre metodi. Batteria installata direttamente sul pavimento Questa è la modalità più semplice. Tuttavia, è necessaria una grande sala per le batterie, dato: • la grande quantità di spazio sul pavimento occupato dalla batteria; • il pavimento isolato (passerella), che è obbligatorio se la tensione supera i 150 volt. Batterie installate su rack Le celle delle batterie vengono installate su un numero di livelli differenti, sollevate dal pavimento. Nel determinare l'altezza tra ogni rack, è necessario prendere in considerazione lo spazio necessario per controllare i livelli delle batterie e riempirne facilmente le celle. Si consiglia di lasciare uno spazio di almeno 450 mm. Batterie a livelli Questo metodo di installazione è simile al precedente. È il metodo più conveniente per il controllo dei livelli delle batterie. Caratteristiche della sala batterie Qualunque sia il metodo di installazione scelto, l'installazione delle batterie deve soddisfare i seguenti requisiti (i numeri indicano gli elementi mostrati nella figura 1.40). Pavimento e pareti (1) • Il pavimento deve essere inclinato verso uno scolo di evacuazione che conduce a un serbatoio. • Rivestimento di protezione dall'acido sul pavimento e sulle pareti, fino a un'altezza di almeno 0,5 metri. Ad esempio, asfalto per batterie piombo-acido, PVC o vernici a base di cloro per le batterie alcaline.




Ventilazione (2) • Calcolo dell'emissione totale Il volume di aria da evacuare dipende dalla corrente massima di carico e dal tipo di batteria. In impianti che comprendono varie batterie, la quantità di aria che deve essere evacuata è cumulativa. - Batterie aperte d = 0,05 x N x Im, dove d: emissione in metri cubi all'ora; N: numero di celle della batteria; Im: corrente massima di carico in ampere. - Batterie sigillate Le condizioni di ventilazione in una stanza generica sono sufficienti. • Sicurezza Un dispositivo automatico deve interrompere la carica della batteria nel caso in cui si guasti il sistema di ventilazione. • Ubicazione L'aria deve essere aspirata dalla parte superiore della stanza delle batterie. Disposizione delle celle (3) La disposizione deve evitare il contatto simultaneo con due parti nude che presentano una tensione maggiore o uguale a 150 V. Se la condizione di cui sopra non può essere soddisfatta, devono essere installati dei coprimorsetti e i collegamenti devono essere realizzati con cavi isolati. Pavimentazione (4) Se la tensione supera 150 V, è necessaria una pavimentazione speciale. Deve offrire un appoggio sicuro, essere isolata da terra e garantire almeno un metro di passaggio intorno alla batteria. Collegamento alla batteria (5) I collegamenti devono essere i più corti possibile. Interruttore di circuito di protezione della batteria (6) In genere, l'interruttore di circuito è installato in un armadietto montato a parete. Attrezzatura antincendio (7) Gli estintori autorizzati sono quelli a polvere, CO2 o sabbia. Attrezzatura di sicurezza (8) L'attrezzatura di sicurezza deve includere occhiali di protezione, guanti e una fonte di acqua. Attrezzatura di ispezione (9) • Idrometro. • Dispositivo di riempimento. • Termometro. Sensori (10) • Rivelatore di idrogeno. • Sensore di temperatura.

Fig. 1.41. Disposizione della stanza per le batterie

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