Funzioni di protezione
e misura in BT
Guida Tecnica
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1.0
Sommario
Protezione e misura
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1.1. La protezione
2
1.2. La misura
3
1.3. La protezione associata alla misura
4
L’efficienza energetica
5
2.1. Principali soluzioni per assicurare l’efficienza energetica
7
2.1.1. Misura della potenza
2.1.2. Comando sistemi HVAC
2.1.3. Comando dell’illuminazione
2.1.4. Compensazione dell’energia reattiva
2.1.5. Building automation
2.1.6. Sistemi di gestione dell’energia
7
8
8
8
9
9
La qualità dell’energia
12
3.1. I diversi tipi di disturbi
12
3.1.1. I disturbi della tensione
3.1.2. I disturbi specifici dei sistemi multifase
3.1.3. Le perturbazioni elettromagnetiche: emissioni, irradiamenti
e scariche elettrostatiche
3.1.4. I disturbi della frequenza
3.1.5. Le armoniche
12
17
18
18
18
La norma IEC 61557-12
25
4.1. Campi di applicazione
25
4.2. Architettura generale
25
4.3. I diversi tipi di precisione
27
4.4. L’associazione dei TA/TV esterni
ad un apparecchio di misura e controllo
28
4.5. Le classi di precisione
29
4.6. La corrente di base, la corrente nominale
e la corrente massima
29
4.7. Condizioni di riferimento e condizioni nominali
29
4.8. La misura continua (o zero blind time)
30
4.9. Precisioni sulle più importanti grandezze fisiche
30
La Soluzione Schneider Electric
32
5.1. Architettura di misura con interruttori Compact NSX
32
5.2. Coerenza della misura
36
5.3. Le prestazioni della funzione di misura
con gli interruttori Compact NSX
37
5.4. Misura e protezione associate: schema standard
38
L’autore ringrazia la Commissione Elettrotecnica Internazionale (IEC) per aver
autorizzato la riproduzione di informazioni estratte dalla Norma Internazionale
IEC 61557-12 ed.1.0. sottoposta a copyright della IEC, Ginevra, Svizzera. Tutti i
diritti riservati. Maggiori informazioni sulla IEC sono disponibili sul sito www.iec.ch.
La IEC non può essere ritenuta responsabile per gli estratti di norme riprodotti
dall’autore e comunque per nessun altro dei contenuti inseriti nel presente documento.
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In breve
Protezione e misura
1.1. La protezione
Durante la vita di un’installazione elettrica numerosi fenomeni possono disturbare il
funzionamento della rete; alcuni di questi fenomeni richiedono l’utilizzo di misure di
protezione specifiche.
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La combinazione di queste due funzioni
nello stesso apparecchio permette di:
b ridurre i costi d’installazione
b assicurare il corretto funzionamento
del dispositivo, associando i TA
di misura e l’apparecchio di protezione.
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Protezione contro gli choc elettrici
Questa protezione riguarda i pericoli legati a possibili contatti delle persone con parti
attive sotto tensione. In questo senso si parla di protezione contro i contatti diretti o di
protezione contro i contatti indiretti:
b per contatto diretto si intende il contatto di una persona con una parte attiva
normalmente sotto tensione di un prodotto o di un componente elettrico.
Le norme d’installazione CEI EN 60364 impongono misure speciali per proteggere le
persone contro i contatti diretti (barriere, isolamento delle parti conduttrici, utilizzo di
sistemi a bassissima tensione di sicurezza SELV o di interruttori differenziali
30 mA, ecc.).
b per contatto indiretto si intende il contatto di una persona con una massa
La protezione di un’installazione elettrica
è imposta dalle norme in vigore.
La misura delle caratteristiche della rete
permette di:
b conoscere la qualità dell’energia fornita
b realizzare un’installazione
energeticamente efficiente.
normalmente non attiva, ma in quel momento in tensione per un guasto.
Le norme d’installazione impongono misure speciali per proteggere le persone
contro i contatti indiretti:
v protezione tramite interruzione automatica del circuito da parte del dispositivo di
protezione (ad esempio interruttori)
v componenti con isolamento doppio o rinforzato (materiali in classe II)
v separazione elettrica realizzata con un trasformatore di isolamento, ecc.
Protezione dell’installazione (conduttori e carichi)
Il circuito deve essere protetto contro le perturbazioni che potrebbero disturbare la
rete: cortocircuiti, sovraccarichi, sovratensioni, ecc. Si tratta da un lato di garantire
all’utente un’installazione rispondente alle proprie esigenze e dall’altro di osservare
le regole e le norme in vigore in materia di protezione.
Per raggiungere questo doppio obbiettivo è necessario tenere conto di diversi elementi:
b la potenza necessaria all’installazione (mediante trasformatori o alternatori)
b le caratteristiche dei carichi
b le perturbazioni che potrebbero disturbare la rete.
Le norme d’installazione consigliano le misure di protezione da utilizzare per i diversi
tipi di difetti e il loro impiego è obbligatorio.
Protezioni contro i rischi d’incendio per cause elettriche
Come per gli altri tipi di protezioni le norme impongono l’adozione di soluzioni
specifiche (principalmente l’utilizzo di interruttori differenziali 300 mA o 500 mA o
protezioni di terra).
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1.2. La misura
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I costi energretici rappresentano una voce di spesa molto importante in un’installazione.
I parametri di cui tenere conto per la gestione di un’installazione sono molteplici:
correnti, tensioni, energie, curve di carico, analisi dei guasti, ecc...
Questi parametri sono essenziali per la comprensione dei fenomeni elettrici su un
circuito. Il numero di parametri da considerare dipende dall’attività del sito, dal tipo
d’installazione, dalle prestazioni, dalla precisione attesa, ecc.
Risulta quindi importante identificare le precise esigenze prima di procedere alla scelta
di qualsiasi prodotto in modo tale che i dispositivi di misura siano perfettamente
rispondenti alle effettive necessità.
Dal punto di vista economico la funzione di misura ha lo scopo fondamentale di
raggiungere due obiettivi principali:
b da un lato, l’efficienza energetica, ovvero la fornitura di un’energia di qualità che
garantisca consumi minimi garantendo al contempo il soddisfacimento dei bisogni
energetici dell’installazione. Il parametro dell’efficienza energetica ha quindi una
conseguenza diretta sulla fattura energetica relativa ai consumi dell’installazione
b dall’altro, la qualità dell’energia, che implica la misura degli indicatori
dell’energia che alimenta l’installazione; in modo particolare della frequenza, della
corrente o della tensione oltre che dei tassi di distorsione delle armoniche.
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Immagine della corrente di rete deformata dalle armoniche
Misura delle correnti armoniche da parte di un’unità di controllo Micrologic
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Protezione e misura
1.3. La protezione associata alla misura
L’associazione nello stesso dispositivo delle funzioni di misura e di protezione offre
numerosi vantaggi.
Per prima cosa l’integrazione delle due funzioni permette la riduzione dei costi
d’installazione dell’apparecchio: installare un solo dispositivo è evidentemente meno
oneroso che installarne due. Ma l’associazione nello stesso prodotto delle due
funzioni assicura il corretto dimensionamento dei TA, eliminando i rischi di errori di
cablaggio e ne garantisce il funzionamento dal momento che l’insieme è testato in
fabbrica.
Questo rappresenta per l’utilizzatore un grande vantaggio a livello di facilità di
utilizzo e di costi di installazione.
Inoltre la precisione delle misure è garantita per l’intera catena di misura (TA
compresi), grazie ad un procedimento di calibratura sistematica dell’elettronica
eseguito in fabbrica.
Rete di comunicazione
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Alimentazione
Esempio di apparecchio che integra le due funzioni di protezione e misura: interruttore Compact
con unità di controllo Micrologic.
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In breve
L’efficienza energetica
Per efficienza energetica si intende la fornitura di un dato livello di prestazioni, costi,
qualità, disponibilità e confort con un minimo utilizzo di energia per tutto il ciclo di vita
di un processo o di un apparecchio.
Per una completa gestione energetica occorre perseguire tre obiettivi principali:
b riduzione dei consumi: sono coinvolti tutti i tipi di energia in tutti gli aspetti di
un’operazione
b ottimizzazione dei costi energetici: diminuzione dei costi di acquisto dell’energia
utilizzata per una data operazione
b miglioramento dell’affidabilità e della disponibilità: un utilizzo affidabile ed efficace
degli apparecchi ottimizza i vantaggi e riduce al minimo i rischi di interruzione grazie
alla strategia e alla progettazione applicate.
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L’efficienza energetica di un’installazione
si identifica con:
b la riduzione dei consumi energetici
b l’ottimizzazione dei costi energetici
b il miglioramento dell’affidabilità.
Strategia energetica
completa
Riduzione
dei consumi
Ottimizzazione
dei costi
energetici
Miglioramento
dell'affidabilità
e della disponibilità
Per un utilizzo efficiente dell’energia è necessario adottare tre criteri essenziali:
b la misura e l’analisi, che migliorano la percezione dei consumi e dell’effettivo
utilizzo di energia:
v identifica le possibilità di risparmio
v facilita la scelta e la gestione dell’energia durevole
v utilizza software e servizi di misura, controllo e gestione
b i sistemi di comando e gestione, che permettono un utilizzo più efficiente
dell’energia:
v comando illuminazione e sistemi HVAC (Heating, Ventilation and Air Conditioning),
sistemi di Building Automation, soluzioni di automazione apparecchi e processi
v dispositivi di comando quali rilevatori di presenza, programmatori, termostati e
telecomandi.
v variatori di velocità per un’efficace funzione di comando motori
b
v
v
v
le apparecchiature specifiche per la riduzione di perdite, interruzioni e danni:
compensazione dell’energia reattiva e trasformatori a bassa perdita
qualità dell’energia: filtri, condizionatori, filtri di soppressione armoniche, ecc...
grande disponibilità di progettazione per ridurre interruzioni e danni correlati.
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L’efficienza energetica
Comando
sistemi HVAC
Comando
illuminazione
Correzione
del fattore
di potenza
Building Automation
Sistemi
di gestione
dell’energia
Soluzioni
di automazione
Misura
della potenza
Soluzioni per l’efficienza energetica negli edifici e siti industriali.
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2.1. Principali soluzioni per assicurare
l’efficienza energetica
2.1.1. Misura della potenza
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Questa misura permette all’operatore di conoscere i flussi energetici nella rete.
Offre una prima possibilità di analisi per migliorare l’utilizzo dell’energia, risparmiare
denaro e migliorare l’efficienza:
b fornendo dati generici sulla regolazione dei consumi di elettricità
b fornendo il fattore di potenza in tempo reale e aiutando l’utilizzatore finale ad
evitare le penali
b registrando la massima potenza richiesta.
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Display fronte quadro FDM121.
Una soluzione base di misura della potenza comprende un dispositivo trifase di
misura potenza di precisione che presenta i dati in tempo reale.
Le misure base fornite comprendono:
b la corrente,
b la tensione,
b l’energia,
b la potenza,
b la frequenza
b il fattore di potenza.
La forma più semplice di questa soluzione è rappresentata da un dispositivo di
misura della potenza al quale l’utilizzatore finale può accedere facilmente. Una
soluzione più sofisticata è invece rappresentata da un sistema di più apparecchi di
misura della potenza (talvolta collegati da un gateway) gestiti con un software molto
semplice.
Un sistema avanzato di misura della potenza fornisce agli utilizzatori più esigenti
informazioni più precise sui flussi elettrici.
Le funzioni avanzate integrate permettono, oltre alla misura, la gestione dei
principali eventi della rete elettrica. Il sistema di misura della potenza avanzato
consiste in apparecchi di misura precisi, collegati ad un software di supervisione che
utilizza le ultime tecnologie di comunicazione.
Sistema di gestione della misura di potenza.
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L’efficienza energetica
2.1.2. Comando sistemi HVAC
(Heating, Ventilation, Air Conditioning)
Le applicazioni di regolazione e supervisione impianti di riscaldamento e
condizionamento comprendono prodotti, sistemi e servizi che si prefiggono
il comando del sistema HVAC per:
b fornire le condizioni ambientali necessarie (temperatura, velocità dell’aria,
umidità, CO², ecc.) a garantire il confort degli occupanti e l’efficienza dell’edificio
b ridurre al minimo il consumo di energia
b ridurre gli altri costi, quali i costi di utilizzo, manutenzione e riparazione.
Vantaggi
b A seconda degli edifici il sistema HVAC può rappresentare fino al 70 % dei consumi
energetici.
b È possibile combinare diversi metodi per risparmiare dal 15 al 30 % sui costi
energetici attribuibili al sistema HVAC:
v programmare la regolazione della temperatura in base all’occupazione effettiva
dei locali
v adattare la produzione di riscaldamento o di raffreddamento in base alle reali
esigenze dell’edificio
v aumentare la temperatura portandola fino al livello di confort quando viene rilevata
la presenza di un occupante
v adattare il flusso di ventilazione in base all’occupazione dei locali o al livello di
inquinamento dell’aria
v recuperare l’energia di riscaldamento e di raffreddamento dall’estrazione dell’aria.
2.1.3. Comando dell’illuminazione
L’illuminazione può rappresentare fino al 40 % dei consumi energetici di un edificio.
Il comando dell’illuminazione è uno dei metodi più semplici per risparmiare sui costi
di energia e una delle applicazioni più comunemente utilizzate.
Scegliendo una soluzione efficiente di comando illuminazione, gli utilizzatori
possono facilmente risparmiare fino al 50 % sulla fattura.
Le soluzioni proposte utilizzano degli automatismi che permettono di ottimizzare
l’illuminazione basandosi sui tre parametri principali utilizzati da soli o associati tra
loro: tempo, intensità e presenza.
Queste soluzioni possono andare da soluzioni locali e molto semplici, quali timer,
fino a soluzioni molto sofisticate, personalizzate ma flessibili, centralizzate e parti del
sistema di Building Automation dell’edificio.
2.1.4. Compensazione dell’energia reattiva
Il fattore di potenza (PF) è il rapporto tra la potenza attiva e la potenza apparente
assorbita dal carico.
PF = kW / kVA
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La compensazione dell’energia reattiva, consiste nell’ottimizzare il fattore di
potenza, portandolo ad un valore prossimo all’unità (da 0,92 a 0,95 è un valore
considerato ragionevole).
Un fattore di potenza più basso indica che l’energia deve essere fornita dalla rete,
con un conseguente aumento della corrente richiesta in linea.
La compensazione dell’energia reattiva assorbita dagli utilizzatori viene normalmente
effettuata utilizzando batterie di condensatori.
Una batteria di compensazione dell’energia reattiva installata vicino al carico permette
di ottimizzare il fattore di potenza nel punto interessato e il flusso di potenza reattiva.
Vantaggi
b Riduce il carico apparente del circuito.
b Riduce i costi energetici in fattura.
b Permette l’ottimizzazione dell’installazione elettrica del cliente, della rete pubblica
e del generatore di potenza.
Condensatori per la compensazione dell’energia reattiva.
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2.1.5. Building automation
I sistemi TGM (Gestione tecnica negli edifici) comprendono i servizi di engineering
per il controllo, il comando, l’ottimizzazione, l’utilizzo e la manutenzione dei servizi
di gestione dell’edificio:
b dispositivi di comando meccanici ed elettrici (riscaldamento, ventilazione, aria
condizionata, illuminazione, comando persiane/tapparelle, distribuzione di potenza,
ecc.)
b sicurezza (controllo accessi, sistemi televisivi a circuito chiuso CCTV, ecc.).
Vantaggi
b Negli edifici l’80 % circa dei consumi energetici è imputabile ai sistemi HVAC e
all’illuminazione.
b I sistemi TGM contribuiscono al risparmio dei costi energetici dal momento che
permettono di comandare tutti i servizi di Building automation (HVAC, illuminazione,
comando persiane/tapparelle, potenza, sicurezza) garantendo un’ottimizzazione
incrociata: i risparmi vanno dal 15 al 30 % dei costi energetici totali.
b Servizi che permettono di ottenere le migliori prestazioni energetiche dei sistemi di
gestione tecnica degli edifici nell’intero ciclo di vita, ottenendo quindi le migliori rese
energetiche possibili.
2.1.6. Sistemi di gestione dell’energia
2.1.6.1. Allarmi e archivio eventi
La funzione Allarme permette di avvisare l’operatore nel caso in cui venga rilevato un
evento sulla rete elettrica (superamento soglie, sovraccarico, guasto terra, ecc.),
mentre la funzione archivio eventi registra in un database gli eventi rilevati
cronodatandoli.
Queste informazioni aiutano il personale di manutenzione ad identificare e
intervenire rapidamente sulle zone interessate dal problema, ad analizzare e
riparare le interruzioni e i guasti dell’apparecchio e a prendere le migliori decisioni
per evitare il ripresentarsi del problema.
Le caratteristiche del sistema comprendono:
b grafici animati del sistema di distribuzione elettrica
b allarmi e notifica delle prestazioni chiave e degli indicatori di rischio
b sequenza degli eventi
b analisi dei rischi e delle prestazioni per stabilire cause e conseguenze di qualsiasi
incidente che potrebbe danneggiare l’apparecchio o provocare un guasto.
Vantaggi
Questa applicazione permette di rispondere nel modo più rapido ed efficace in caso
di evento critico sull’installazione, riducendone peraltro l’impatto.
Gli strumenti di valutazione dei difetti e di analisi del sistema possono inoltre aiutare
a prevenire il verificarsi in futuro di simili eventi.
Per poter usufruire di questa funzione è possibile prendere in considerazione diversi
tipi di strumenti ed architetture:
b misura precisa e sincronizzata della potenza e segnalazione
b architettura di comunicazione e software in grado di valutare il funzionamento
dell’installazione elettrica fornendo ai tecnici un metodo di segnalazione e avviso
guasti
b software per organizzare, filtrare e visualizzare i dati dei guasti.
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L’efficienza energetica
2.1.6.2. Ottimizzazione degli investimenti
Una manutenzione e aggiornamento regolare della rete elettrica durante tutto il suo
ciclo di vita è fondamentale per fornire un’energia efficiente al cliente.
La gestione degli investimenti comprende tutte le attività necessarie a raggiungere
questi obbiettivi con il miglior rapporto qualità/prezzo.
Vantaggi
L’ottimizzazione degli investimenti elettrici evita costose e problematiche interruzioni
dell’alimentazione garantendo il livello richiesto di qualità dell’energia:
b prevedendo gli interventi di manutenzione nel momento più adatto per garantirsi
un buon livello di prestazioni per tutta la durata dell’installazione
b assicurando un processo di controllo dell’apparecchio per decidere interventi di
manutenzione, rinnovamento, retrofit o sostituzione dei pezzi
b modiifcando l’architettura della rete per rispondere alle esigenze del processo o
dell’attività.
La gestione degli investimenti migliora l’efficienza operativa e la manutenzione.
Il sistema di gestione dei dati permette di:
b acquisire una descrizione dell’apparecchiatura installata
b registrare tutti i dati legati agli interventi di manutenzione effettuati sull’impianto
durante il suo ciclo di vita
b analizzare i dati provenienti dall’impianto.
Un’applicazione di gestione degli investimenti elettrici richiede i seguenti servizi:
b servizi di valutazione dell’installazione e realizzazione progetti
b manutenzione (preventiva e correttiva)
b adeguamento (nuovi studi di progettazione e retrofit)
b controllo (manutenzione preventiva)
b gestione (sistema d’informazione).
2.1.6.3. Ottimizzazione della tariffa energetica
Ridurre al minimo il rischio e ottimizzare il valore grazie a contratti di fornitura stabili
rappresenta una priorità per i gestori e i responsabili dell’energia.
Negoziando contratti di fornitura più vantaggiosi e investendo in progetti volti ad
utilizzare al meglio le tariffe disponibili, i clienti possono ottimizzare il costo
dell’energia che consumano.
Vantaggi
b Attraverso le analisi delle tariffe elettriche, la raccolta dei dati dei consumi elettrici
e un’analisi dell’offerta, i responsabili del settore energia possono avere un
ruolo significativo nel contratto finanziario globale con le società di
distribuzione. Nella negoziazione dei contratti la conoscenza delle modalità di
consumo dell’energia elettrica utilizzata ed acquistata rappresenta infatti un vantaggio
notevole per l’acquirente. I responsabili del settore energia utilizzano questa analisi
dell’approvvigionamento energetico per ridurre l’impatto finanziario dell’energia
elettrica su tutta l’impresa.
b Dall’attenta analisi delle tariffe offerte dai distributori al controllo costante dei
carichi da parte del cliente, gli utilizzatori hanno diversi modi per ridurre i costi energetici.
b I costi dei picchi di domanda possono essere ridotti rilevando l’imminenza di un
picco e spostando i carichi non essenziali in altre fasce. La limitazione dei picchi
utilizza generatori locali per alimentare dei carichi senza generare picchi di
consumo.
b I clienti possono inoltre utilizzare le tariffe offerte dai distributori che soffrono per
una mancanza di capacità o per elevati costi marginali di produzione, ad esempio
nei mesi estivi. Un accordo di riduzione della domanda può consentire al cliente
di beneficiare di una tariffa interessante. Quando un distributore lo richiede,
l’utilizzatore ridurrà temporaneamente il proprio consumo.
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b Le tariffe orarie sono un altro modo di risparmio interessante per i clienti che
possono distaccare i carichi non prioritari in fasce orarie meno costose riducendo in
tal modo i costi energetici in fattura.
b Evitare i consumi eccessivi di energia reattiva rappresenta un altro metodo per
ottimizzare i costi. Carichi induttivi come trasformatori e motori utilizzano non solo la
potenza reale ma anche la potenza reattiva. Questi tipi di carichi consumano energia
per una parte del ciclo, immagazzinata nella parte magnetica o elettrica
dell’apparecchio. Questa energia viene in seguito restituita alla sorgente durante
l’altra parte del ciclo. I distributori di energia devono essere in grado di supportare la
potenza reattiva, inserendo in fattura le penalità per consumo eccessivo di energia
reattiva. Se il vostro piano tariffario prevede l’addedito di penalità per il consumo di
potenza reattiva, la compensazione dell’energia reattiva può essere la soluzione
per eliminarle.
2.1.6.4. Analisi dell’utilizzo dell’energia
L’analisi dell’utilizzo dell’energia permette agli utenti di meglio conoscere i loro
consumi energetici basandosi su dati storici, trend di utilizzo e riferimenti precisi.
Le aziende che non hanno accesso a questo tipo di dati rischiano di non sfruttare le
possibilità di migliorare i loro consumi energetici:
b le misure rilevate non sempre si rivelano efficienti o sono efficaci inizialmente ma
la loro efficienza diminuisce nel tempo.
b possono essere trascurati errori significativi nelle fatture elettriche.
b senza dati chiari il processo di sensibilizzazione e responsabilizzazione ad un
utilizzo più razionale dell’energia può anche andare in senso opposto agli interessi
dell’azienda.
Vantaggi
Le strategie e le azioni da intraprendere per una corretta analisi dell’utilizzo dell’energia
vanno dalla più semplice alla più sofisticata:
b la misura dell’energia di base per tutte le utenze (acqua, aria, gas, elettricità,
vapore, emissioni) che permette di identificare le zone più adatte a migliorare
l’utilizzo dell’energia e verificare l’impatto delle misure energetiche
b l’utilizzo di un software di analisi permette di effettuare calcoli comparativi e di
mostrare i trend
b il rapporto di assegnazione dei costi permette di verificare la precisione delle
fatture e responsabilizza ogni livello dell’azienda. L’attribuzione dei costi elettrici
all’area corrispondente dell’azienda spinge gli utilizzatori ad una gestione saggia dei
consumi portando ad una riduzione dei costi globali energetici dell’azienda
b il conteggio delle singole voci permette alla proprietà dell’edificio di fatturare ad
ogni singolo utente interno i suoi consumi reali, sempre nell’ottica di risparmiare
energia. I proprietari possono inoltre ottimizzare il valore degli investimenti effettuati
per assicurare la distribuzione ad ogni singolo inquilino, garantendosi il recupero dei
costi affrontati. Un proprietario può ridurre dall’8 al 10 % l’energia globale necessaria
ad un edificio responsabilizzando ogni inquilino sui costi energetici.
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In breve
La qualità dell’energia
L’utilizzo sempre più generalizzato di apparecchiature elettroniche, la presenza di
carichi con impedenze complesse insieme alle imperfezioni della rete di distribuzione
interna, contribuiscono ad aumentare i disturbi elettrici della rete.
La misura della qualità della rete passa attraverso la misura dei disturbi, con l’obbiettivo
di ridurli o meglio di eliminarli completamente.
L’ottimizzazione del funzionamento di un impianto e della sua manutenzione, così
come la sua affidabilità elettrica possono essere raggiunti solo conoscendo la
consistenza dei disturbi elettrici.
La qualità dell’energia fornita ha un
impatto diretto:
b sul costo di funzionamento
dell’installazione
b sull’affidabilità e disponibilità
dell’installazione.
Conoscere la qualità dell’energia è quindi
di primaria importanza.
Questo capitolo presenta le principali perturbazioni elettriche, descrivendone le
cause e gli effetti, ovvero la loro rilevanza per la qualità dell’energia.
3.1. I diversi tipi di disturbi
3.1.1. I disturbi della tensione
Le reti BT sono generalmente interessate da disturbi dovuti sia al funzionamento
normale dei carichi che al funzionamento anomalo della rete, come nel caso dei
cortocircuiti o dei sovraccarichi. In genere le apparecchiature utilizzate nelle reti BT
sono immunizzate contro questo tipo di disturbi.
Si possono distinguere due tipi di cause principali dei disturbi legati all’ampiezza
della tensione sulle reti BT.
3.1.1.1. I buchi di tensione e le interruzioni
DB115367
Con il termine buco di tensione si intende un fenomeno definito da un abbassamento
rapido della tensione di alimentazione di ampiezza variabile tra il 10 % e il 99 %,
seguito da un ripristino della tensione dopo un breve periodo di tempo (tra i 10ms
e 1 minuto). Quando l’abbassamento della tensione nominale è superiore al 99 %
(vicino all’annullamento della stessa) si parla di interruzioni.
Un’interruzione può essere breve se di durata inferiore ai 3 minuti (caso di guasti
transitori), o lunga, se supera i 3 minuti (caso di guasti permanenti).
Le interruzioni di durata inferiore ai 10ms sono generalmente dovute a fenomeni
transitori o sub-transitori.
Ampiezza
della tensione
Buco di tensione
Interruzione
Buco di tensione (Δv) e interruzione.
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La norma europea EN 50160 impone che il 95 % del valore efficace della tensione,
calcolato su un intervallo di 10 minuti, in funzionamento normale, per ogni periodo
di una settimana, sia pari al ±10 % della tensione nominale.
DB115368
I buchi di tensione possono avere effetti nefasti su qualsiasi impianto per cui è
essenziale la continuità di servizio, come le linee di produzione a ciclo continuo, gli
ospedali, i centri informatici, le banche, ecc.
Tra le apparecchiature più sensibili ai buchi di tensione e alle interruzioni possiamo
citare:
b i componenti informatici (e in particolare i PC che non dispongono di un’alimentazione
di emergenza)
b i sistemi d’illuminazione, in particolare le lampade a scarica (con spegnimento
dell’illuminazione e riaccensione differita, trascorso il tempo necessario al raffreddamento)
b i motori. Nei caso di motori asincroni la cui coppia è proporzionale al quadrato
della tensione l’effetto del buco di tensione è amplificato. Se la coppia scende al di
sotto della coppia resistente si ha l’arresto del motore. La richiusura rapida può
assorbire forti picchi di corrente fino a 1,5 volte la corrente di avviamento. I buchi di
tensione e le sovracorrenti possono provocare un’usura rapida del motore ed avere
anche conseguenze dannose sul dispositivo di protezione del motore (generalmente
i contattori possono subire la saldatura dei contatti).
Un altro rischio che può interessare i motori è lo sgancio delle protezioni motore in
caso di ripresa al volo in opposizione di fase.
Una rimessa in tensione successiva ad un’interruzone breve o ad un buco di tensione
sottopone il motore ad un regime transitorio molto severo. Durante l’interruzione la
velocità del motore scende infatti in funzione della coppia resistente applicata al
carico. Al momento della rimessa in tensione, la forza elettromotrice rimanente della
macchina può trovarsi in opposizione di fase con la tensione della rete, provocando
la circolazione di un picco di corrente che può essere superiore al picco di corrente
rilevato all’avviamento.
Velocità
Interruzione
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Ritorno
tensione
Corrente
Regime transitorio in caso di ripresa al volo.
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La qualità dell’energia
Le origini delle interruzioni o dei buchi di tensione sono molteplici e dipendono in
genere dall’impiego o da difetti sulle reti AT, MT o BT.
I disturbi sulle reti AT e MT
Questi disturbi possono ad esempio essere provocati da:
b la variazione della geometria di una rete AT/MT, per l’accoppiamento o il distacco
delle reti tra loro
b la messa in tensione di trasformatori con correnti di inserzione che possono
durare anche alcune centinaia di millesimi di secondo. Prendiamo ad esempio un
trasformatore MT/BT con una potenza apparente nominale S = 1000 kVA.
Al suo inserimento lato MT genererà una corrente la cui cresta può essere 10 volte
superiore alla corrente nominale, con una costante di tempo fino a 350 ms.
b la messa in tensione di diversi carichi, quali ad esempio motori (all’avviamento la
corrente può raggiungere 8 volte la corrente nominale per alcune decine di secondi)
o condensatori MT.
I disturbi dovuti ai guasti sulle reti AT e MT
Questi disturbi sono in genere originati da cortocircuiti o difetti d’isolamento degli
apparecchi collegati alla rete. Tuttavia possono essere anche causati da fulmini,
danni ai cavi sotterranei, messe a terra di linee aeree. Questi disturbi interessano
una zona più o meno importante vicino al punto di origine del guasto e riguardano
soprattutto le reti MT.
I disturbi dovuti all’impiego delle reti BT
Come per le reti MT questi disturbi sono generalmente provocati dalla messa sotto
tensione dei carichi: i condensatori possono provocare un buco di tensione dovuto
alla corrente di spunto, ma la causa può essere anche dovuta all’inserzione o
disinserzione dei motori.
I disturbi dovuti ai guasti sulle reti BT
Questi disturbi possono essere provocati da cortocircuiti o difetti d’isolamento.
In sistema TN (neutro collegato alla terra) si ammette che le impedenze a monte
della partenza in difetto possano provocare una caduta di tensione del 20% in caso
di guasto d’isolamento (la resistenza di contatto tra il conduttore guasto e la massa
sarà allora di fatto uguale a zero).
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In caso di cortocircuito bifase su una partenza viene rilevato un buco di tensione
anche su una partenza vicina. Questo buco di tensione viene percepito sulle 3
tensioni concatenate, a causa della circolazione della corrente di cortocircuito
attraverso le impedenze di linea sulle fasi cortocircuitate.
ΔU
Un cortocircuito bifase su una partenza provoca un buco di tensione su un’altra partenza.
Allo stesso modo in caso di commutazione da un circuito normale ad un circuito di
emergenza (tramite commutatore di rete), durante l’inversione si verifica un buco di
tensione. Il tempo è pari alla somma dei tempi di avviamento del gruppo attivo (che
può raggiungere alcuni secondi) e della durata d’interruzione (u 50 ms secondo la
norma CEI EN 60947-6-1).
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3.1.1.2. Le sovratensioni
Viene definita sovratensione qualsiasi superamento della tensione applicata ad un
apparecchio al di fuori delle soglie consentite dalla norma.
Le modalità di comparsa delle sovratensioni possono essere divise in due categorie:
b le sovratensioni di modo differenziale che si manifestano tra i conduttori attivi
(compreso il neutro)
b le sovratensioni di modo comune che si manifestano tra i conduttori attivi e i
conduttori di terra (PE o PEN in sistema TNC).
Le sovratensioni possono avere molteplici conseguenze, dovute soprattutto alla
natura della sovratensione: fronte di salita, durata, ripetitività, modo comune o
differenziale… Le componenti elettroniche sono tra le più sensibili alle sovratensioni,
con rischi di rottura dell’isolamento. Sovratensioni ripetute, anche se di breve durata,
possono condurre all’usura rapida dell’apparecchio, alla sua distruzione fino
all’incendio dell’installazione.
Le cause delle sovratensioni possono essere molteplici:
b i difetti interni alla rete, a frequenza industriale
I difetti d’isolamento (generalmente in sistema IT) possono provocare sovratensioni,
dal momento che la tensione tra le fasi non in difetto e la terra possono raggiungere
la tensione concatenata.
Nel caso di sovracompensazione dell’energia reattiva, i condensatori shunt possono
aumentare la tensione tra il loro punto d’installazione e l’alimentazione.
Un’altra possibile causa può essere il malfunzionamento dei regolatori di carico sulle
stazioni di trasformazione MT/BT.
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b le perturbazioni atmosferiche, generalmente i fulmini
La caduta di un fulmine può interessare una rete sia direttamente, toccando
l’installazione, o indirettamente per effetto della sua propagazione o come conseguenza
dell’innalzamento del potenziale di terra dell’installazione.
Si considera generalmente che se il fulmine cade lato MT di un’installazione elettrica
meno del 4 % dell’ampiezza della sovratensione verrà ritrovato lato BT.
La tenuta di un dispositivo BT alle sovratensioni di origine atmosferica viene
verificata con prove che simulano l’onda di tensione del fulmine.
Sovratensione
dovuta
al fulmine
Distanza
dal fulmine
La caduta di un fulmine da 20 kA con una resistività della terra pari a 1000 Ohm x m provoca un
aumento del potenziale che può raggiungere i 40 kV.
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Onda di tensione
ad impulsi ricorrente:
1,2 / 50 μs
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Fulmine
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La qualità dell’energia
Onda di corrente:
8 / 20 μs
Test con onde di tensione che simulano l’effetto del fulmine sul dispositivo BT.
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DB115374
b interventi sulle reti MT e BT
Alcuni tipi di interventi sulle reti MT e BT possono creare delle sovratensioni.
Ecco alcuni esempi:
v la messa fuori tensione dei trasformatori MT/BT.
A seconda del dispositivo di interruzione della corrente utilizzato la fluttuazione della
tensione può raggiungere un valore pari al triplo della tensione nominale
v l’interruzione della corrente che attraversa relè, bobine o contattori a carico
nominale può avvicinarsi ai 10 kV su una rete da 230 V.
Sovratensione ai morsetti di un interruttore
non limitatore.
Sovratensione ai morsetti di un interruttore
limitatore.
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v l’apertura anche breve di un interruttore origina una sovratensione dovuta alla
tensione transitoria residua che dipende molto dalla capacità di limitazione
dell’interruttore. Alle tensioni di rete si aggiungono le tensioni dell’arco ai morsetti dei
poli dell’apparecchio che si oppongono al passaggio della corrente
v la generazione e l’interruzione di deboli correnti induttive che possono creare
sovratensioni multiple (successione di onde).
In seguito all’apertura del circuito in K, l’impatto delle tensioni opposte VAN e VBN provoca
l’estinzione dell’arco e il suo successivo reinnesco, fino a al momento in cui l’energia dissipata
nell’arco e la distanza dei contatti interrompono il reinnesco.
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3.1.2. I disturbi specifici dei sistemi multifase
Due tipi di squilibri possono interessare solo le reti multifase.
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Gli squilibri in corrente e in tensione
Questi squilibri sono dovuti principalmente:
b all’alimentazione dei carichi monofase o bifase da una rete trifase (carichi diversi
hanno impedenze diverse tra loro e assorbono quindi correnti di linea diverse
provocando squilibri in tensione)
b o a guasti monofase o bifase.
In tutti i casi lo squilibrio è caratterizzato da componenti inverse e omopolari di
corrente e di tensione. I motori in c.a. sono particolarmente sensibili a queste
componenti che provocano riscaldamenti e coppie di arresto parassite.
In genere si considera che un tasso di squilibrio pari al rapporto tra la tensione
inversa e la tensione diretta, superiore al 2 % corrisponda ad una situazione di
squilibrio.
Le componenti di Fortescue diretta, inversa e omopolare in un sistema trifase.
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DB115392
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Gli squilibri di fase
Questo tipo di squilibrio interviene soprattutto nelle apparecchiature a base di
tiristori: da un lato il funzionamento dei tiristori a comando di fase è disturbato dallo
squilibrio delle tensioni e dall’altro le armoniche di tensione, con il loro passaggio a
zero, possono « ingannare » la sincronizzazione dell’accensione dei tiristori.
Effetto di uno squilibrio in tensione su un raddrizzatore in ponte di Graetz semicontrollato.
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La qualità dell’energia
3.1.3. Le perturbazioni elettromagnetiche:
emissioni, irradiamenti, scariche elettrostatiche
Qualsiasi apparecchiatura elettrica è sottoposta alle influenze elettromagnetiche
indotte dall’ambiente in cui è installata. A loro volta anche le caratteristiche
dell’ambiente dipendono sia dallo schema elettrico dell’installazione (compresi i
carichi), che dalla tensione di alimentazione.
L’apparecchio deve garantire:
b l’insensibilità a irradiamenti e conduzioni delle sorgenti esterne (prova definita
nella serie di norme CEI EN 61000-4). Il collegamento dei cavi, ad esempio, per
diafonia resta una delle cause più diffuse di perturbazioni: qualsiasi variazione di
corrente o di tensione in un cavo induce infatti un campo elettromagnetico nei cavi
vicini
b effetti elettromagnetici ridotti, con un’influenza non rilevante sugli apparecchi di
misura situati in prossimità. L’apparecchio è comunque considerato una sorgente di
irradiamento e conduzione (prove definite nella serie di norme CEI EN 61000-6 e
CISPR 11, 14 e 22). Con un dispositivo di misura verrà testato l’irradiamento o la
conduzione dell’apparecchio rilevando per ciascuna frequenza il suo livello di
emisione elettromagnetica.
b la tenuta alle scariche elettrostatiche (prova definita nella norma CEI EN 61000-4-2)
I componenti elettronici sono tra i più sensibili a questi test.
3.1.4. I disturbi della frequenza
Questo tipo di disturbi è generalmente di ampiezza abbastanza ridotta e poco
presente a frequenze normalizzate di 50 e 60 Hz. La norma CEI EN 50160 impone
che la frequenza di una rete debba essere compresa nella gamma del ±1 % della
frequenza nominale durante il 99,5% di un anno e, in caso di problemi più gravi, non
debba comunque spostarsi dalle soglie [–4 %, +6 %] della frequenza nominale.
3.1.5. Le armoniche
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DB115379
Le correnti e le tensioni osservate sulle reti alternate di distribuzione elettrica non
sono praticamente mai perfettamente sinusoidali; questo è dovuto alle diverse
imperfezioni riscontrabili in un’installazione o alle caratteristiche intrinseche di alcuni
elementi della rete e in particolare:
b alcuni generatori possono creare armoniche di rango elevato. I dispositivi di
protezione contro le sovracorrenti sono particolarmente sensibili alle armoniche e
rischiano di provocare interventi intempestivi.
Disturbi indotti da un alternatore.
Disturbi indotti da un raddrizzatore senza
filtraggio.
b i trasformatori possono, per tensioni superiori alla loro tensione nominale,
assorbire correnti cariche di armoniche. In questo caso la causa è la saturazione
dovuta all’effetto di isteresi.
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B
I
H
le
t
Ue
U
Onda di corrente a vuoto assorbita da un trasformatore
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DB115382
b i ricevitori rappresentano una delle più frequenti fonti di armoniche dal momento
che i loro carichi non lineari assorbono generalmente correnti non-sinusoidali.
v le batterie di condensatori sono spesso utilizzate per ridurre l’effetto induttivo della
corrente creata dalla rete, al fine di diminuire l’energia reattiva consumata dai
carichi. Può accadere talvolta che le frequenze dei condensatori entrino in risonanza
con l’induttanza equivalente della rete provocando un aumento delle armoniche alle
frequenze in questione, che può essere pericoloso per l’apparecchiatura.
In effetti se si considera uno schema d’installazione semplificato comprendente:
- un trasformatore di alimentazione,
- dei carichi lineari,
- dei carichi non lineari generatori di correnti armoniche,
- dei condensatori di rifasamento (compensazione).
Generatore
di armoniche
Ls:
C:
R:
Ih:
Batteria di
condensatori
Carico
lineare
induttanza dell’alimentazione (rete + trasformatore + linea)
capacità di compensazione
resistenza dei carichi lineari
corrente armonica
Si avrà
non tenendo conto di R
Si avrà risonanza quando il denominatore (1-Ls.C.w²) tende allo zero. La frequenza
corrispondente sarà quindi chiamata frequenza di risonanza del circuito.
A questa frequenza si avrà il massimo valore dell’impedenza. Si avrà quindi la
comparsa di tensioni armoniche importanti e quindi una forte distorsione di tensione.
Questa distorsione della tensione sarà accompagnata dalla circolazione di correnti
armoniche nel circuito Ls + C superiori alle correnti armoniche iniettate.
La rete di alimentazione così come i condensatori di rifasamento sono sottoposti a
correnti armoniche importanti con conseguenti rischi di sovraccarico.
DB115413
v le lampade fluorescenti, così come le lampade a scarica generano armoniche su
uno spettro molto ampio
Forma della corrente assorbita dalle lampade fluorescenti.
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La qualità dell’energia
DB115386
v i raddrizzatori così come in genere tutti i convertitori statici (diodi e tiristori) che
creano correnti continue in uscita, assorbono correnti di forma rettangolare su ogni
fase. In generale i raddrizzatori creano armoniche di ordine dispari con ampiezza di
corrente inversamente proporzionale al loro rango armonico (In = Ifondamentale / n).
Nella realtà diversi fattori di imprecisione (asimmetrie di costruzione, imprecisioni
sugli istanti di apertura dei tiristori, ecc) possono generare armoniche di ordine pari,
molto più difficili da eliminare rispetto a quelle di ordine dispari (soprattutto l’armonica
di ordine 2).
DB115388
DB115387
Onde di tensione e di corrente deformate da un raddrizzatore a comando di fase.
DB115389
Corrente alternata a monte di un raddrizzatore a ponte di Graetz seguito da un condensatore.
Onde di tensione e di corrente deformate da un gradatore a tiristori.
Ad ogni innesco dei tiristori di un gradatore appare un buco di tensione seguito da una caduta di
tensione, dovuti ai componenti induttivi e alla resistenza interna dell’alimentazione.
DB116885
v i forni ad arco, che per la stessa natura asimmetrica e instabile dell’arco, generano
armoniche su tutta l’ampiezza dello spettro. Che siano a corrente alternata o
continua, il loro spettro è molto variabile e può essere determinato solo con misure
precise.
Spettro della corrente che alimenta un forno a corrente alternata.
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Gli effetti delle armoniche sono molteplici. La loro presenza provoca:
b un generale aumento dei valori di cresta di corrente e tensione, dannosi soprattutto
per i componenti elettronici. I condensatori, ad esempio, la cui impedenza è
inversamente proporzionale alla frequenza, rischiano di riscaldarsi a causa delle
correnti armoniche che li attraversano.
b un aumento del valore efficace della corrente e della tensione, dal momento che
una parte dell’energia trasmessa dai segnali viene trasportata dalle armoniche.
L’effetto diretto è il riscaldamento sia dei ricevitori (per i cavi a causa dell’effetto Joule
ad esempio, o particolarmente per i condensatori) che delle alimentazioni (i trasformatori
e alternatori per effetto Joule e perdite ferro)
b un aumento dello spettro in frequenza dei segnali, con conseguente rapida usura
dell’apparecchiatura sottoposta altresì a vibrazioni (dovute ad esempio alle coppie
nei motori asincroni)
Uno degli effetti più nocivi delle armoniche, soprattutto di ordine 3 e multipli di 3, è il
loro sommarsi nel conduttore di neutro. In effetti le componenti fondamentali delle
correnti nelle tre fasi si annullano reciprocamente e non appaiono quindi nel
conduttore di neutro.
Viceversa le armoniche di ordine 3 (e multiplo di 3) si sommano. Possiamo quindi
trovarci con conduttori di neutro effettivamente percorsi da corrente anche in circuiti
con carichi equilibrati.
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Somma delle armoniche di ordine 3 nel conduttore di neutro
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La qualità dell’energia
Inoltre nei circuiti con presenza di forti componenti armoniche di ordine 3 e multipli di
3 la corrente del neutro può superare il valore della corrente nelle fasi.
Si può dimostrare che il valore massimo della corrente nel neutro può raggiungere
3 * Iph ove Iph = corrente fase. Un’attenzione particolare deve essere riservata alla
protezione del conduttore di neutro; questo cavo è infatti suscettibile di recuperare le
componenti armoniche. Possono verificarsi diverse situazioni:
b presenza di una debole componente armonica di ordine 3 nei conduttori attivi, nel
cui caso il conduttore di neutro può essere dimensionato e protetto come tutti gli altri
conduttori attivi
b oppure presenza di una forte componente armonica di ordine 3 nei conduttori
attivi, nel cui caso la corrente che transita per il neutro può superare le correnti degli
altri cavi. La sezione dei cavi deve essere quindi determinata in base alla corrente
che potrebbe attraversare il conduttore di neutro. Utilizzando un apparecchio
speciale (lo sganciatore OSN degli interruttori Compact NSX di Schneider Electric
ad esempio) è tuttavia possibile avere conduttori di neutro e di fase di sezione
diversa, con un notevole risparmio.
In ogni caso la misura delle componenti armoniche di un circuito è comunque necessaria.
La componente armonica dei segnali è definita da due grandezze principali:
b il tasso di distorsione armonica totale in corrente o THD:
2
con
componente fondamentale
componenti armoniche di rango h
b e il tasso di distorsione armonica totale in tensione o THDu:
2
componente fondamentale
h=2
con
componenti armoniche di rango h
Forma dell'onda di corrente
Spettro
DB115400
Carichi non lineari
Variatore di velocità
DB115396
Entrambi i valori indicano l’importanza della parte di segnale trasportato dalle
componenti armoniche, rispetto al fondamentale.
Qui di seguito alcuni esempi di THD di diversi tipi di utilizzatori:
THDI
DB115401
Raddrizzatore/caricatore
DB115397
44 %
DB115402
Apparecchiature
informatiche
DB115398
28 %
DB115403
Lampade fluorescenti
DB115399
115 %
53 %
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L’effetto delle armoniche di tensione e di corrente dipende dalle seguenti soglie:
Livello armonica
Effetti prevedibili
THDi < 10 %, THDu < 5 %
-
10 % < THDi < 50 %, 5 % < THDu < 8 %
Inquinamento significativo, possibili effetti nocivi
THDi > 50 % THDu > 8 %
Inquinamento importante, probabili effetti nocivi
L’importanza del valore del THD sulla sicurezza dell’installazione è evidenziato dalle
norme d’installazione che hanno imposto tali soglie per determinare i potenziali
effetti dannosi delle armoniche. La norma IEC 60634 impone a questo proposito di
scegliere la sezione del conduttore di neutro in funzione alle soglie
del 15 %, 33 % e 45 % del tasso di armoniche di rango 3 nella corrente delle fasi (§
524.2):
15 % < THDiH3 y 33 %
THDiH3 > 33 %
SN = ½ SPh ammesso
Protezione del neutro
obbligatoria
THDiH3 y 15 %
Vietato
Vietato
SN = SPh
Ammesso
La corrente nelle fasi
determina la sezione
di tutti i conduttori
Ammesso
La corrente nel neutro
determina la sezione
di tutti i conduttori
Ammesso
Protezione del neutro
opzionale
SN > SPh
Ammesso
La corrente nel neutro
determina solo la sezione
del conduttore di neutro
A titolo di esempio prendiamo il caso di un circuito trifase con neutro che alimenta
una rete informatica e che assorbe una corrente nominale di 150 A.
Se il circuito non fosse disturbato sarebbe sufficiente un dispositivo di protezione
con corrente nominale = 160 A e dei cavi di sezione 95 mm². Dal momento che al
contrario il circuito è fortemente perturbato (tasso di distorsione armoniche di ordine
3 > 33 %), è il conduttore di neutro a determinare la sezione dei cavi. In questo caso,
dato che la corrente nel neutro può superare i 150 A della corrente nominale (che per
un THDiH3 del 40 % può arrivare a 210 A), è necessario utilizzare 4 conduttori attivi di
sezione 185 mm² ed un dispositivo di protezione con corrente nominale di 250 A.
Sarebbe anche possibile scegliere conduttori di fase da 95 mm² e un conduttore di
neutro da185 mm², ma in questo caso l’unità di protezione dovrà tenere conto di
questa particolarità. Questa opzione permette evidententemente notevoli risparmi
dovuti alla ridotta sezione dei conduttori di fase.
La norma d’installazione internazionale IEC 60364-5-52 fornisce dei fattori di
riduzione per il calcolo delle correnti armoniche nei conduttori:
Armonica 3
nella corrente di fase
(%)
Fattore di riduzione
Scelta basata sulla corrente
di fase
Scelta basata sulla corrente
di neutro
0 - 15
1,0
-
15 - 33
0,86
-
33 - 45
-
0,86
> 45
-
1,0
Sempre prendendo ad esempio il caso considerato sopra, per un circuito con un
THDiH3 compreso tra il 15 % e il 33 % ed una corrente nominale di 150 A, si applica
un fattore correttivo di 0,86; la nuova corrente che determina la scelta di tutti i
conduttori è quindi 175 A. Se il THDiH3 è compreso tra il 33 % e il 45 %, (ad esempio
40 %) sarà il neutro a determinare la sezione dei conduttori: la corrente di cui si
dovrà tenere conto sarà allora 150 x 0,4 (40 %) x 3 (si aggiungono le armoniche di
rango 3 dei conduttori di fase) = 180 A, valore al quale si applica un fattore di riduzione
di 0,86. La corrente sarà allora di 180 / 0,86 = 210 A.
Si può quindi osservare che la misura delle componenti armoniche nel circuito
elettrico è estremamente importante e può avere conseguenze rilevanti, sia in
termini di costi dell’installazione che di sicurezza.
La misura delle componenti armoniche rappresenta quindi un fattore determinante
nella misura della qualità dell’energia.
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La qualità dell’energia
La tabella sottostante riassume i principali effetti delle armoniche sugli apparecchi di
un’installazione elettrica:
Prodotto
24
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Effetti
Condensatori di potenza
Riscaldamento, usura precoce (rottura), risonanza
Motori
Perdite e surriscaldamenti
Riduzione delle possibilità di utilizzo a pieno carico
Coppia ad impulsi (vibrazioni, fatica meccanica)
Disturbi sonori
Trasformatori
Perdite (ohmiche e di ferro) e surriscaldamenti
Vibrazioni meccaniche
Disturbi sonori
Interruttori
Sganci intempestivi (corrente superiore per la stessa
potenza attiva)
Cavi
Perdite dielettriche e ohmiche supplementari (soprattutto
nel neutro in caso di presenza di armoniche di ordine 3)
Apparecchiature informatiche
Disturbi di funzionamento
Elettronica di potenza
Problemi legati alla forma d'onda (commutazione,
sincronizzazione)
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In breve
La norma IEC 61557-12
La misura dei diversi parametri elettrici è sempre più necessaria per permettere il
controllo delle prestazioni richieste ai circuiti elettrici e poter quindi tener conto:
b delle evoluzioni delle norme d’installazione, ad esempio la misura della corrente
sul conduttore di neutro in presenza di armoniche
b delle evoluzioni tecnologiche (carichi elettrici, diversi metodi di misura, ecc.)
b delle esigenze sempre crescenti dei clienti in termini di riduzione dei costi
b della sicurezza e della continuità di servizio
b dell’efficienza energetica, di cui la misura rappresenta un elemento essenziale.
La norma IEC 61557-12 permette di avere:
b un riferimento comune
b una valutazione delle prestazioni
b una specifica ed una descrizione comune
per tutti gli apparecchi destinati alla
misura dei diversi parametri elettrici.
I dispositivi destinati al controlo dei parametri elettrici hanno caratteristiche diverse
che richiedono un sistema di riferimento comune. Questo sistema deve servire agli
utilizzatori per rendere più facile la scelta in termini di prestazioni, sicurezza e
interpretazione dei diversi parametri misurati.
La norma IEC 61557-12 offre una base per la descrizione e la specifica degli
apparecchi oltre che per una valutazione delle loro prestazioni, specificando i limiti
per gli apparecchi che associano le funzioni di misura e di controllo (PDM Performance measuring and monitoring device) nei sistemi di distribuzione elettrica.
4.1. Campi di applicazione
La norma IEC 61557-12 è applicabile:
b per le reti alternate o continue con tensioni d’impiego fino a 1000 V CA o 1500 V CC.
b nelle installazioni fisse o mobili, per impiego in interno o esterno
b generalmente ma non esclusivamente, nelle applicazioni industriali e/o
commerciali per esigenze:
v di gestione dell’energia all’interno dell’installazione
v di controllo e/o misura dei parametri elettrici
v di controllo e/o misura della qualità dell’energia.
4.2. Architettura generale
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Protocollo
di comunicazione
Apparecchi di controllo e misura
delle prestazioni (PDM)
Gestione
della comunicazione
Sensori
di misura
Unità di
acquisizione
Unità di
elaborazione
Unità di
valutazione
Unità di
visualizzazione
Gestione I/O
digitali
Segnali elettrici
di ingresso
Segnali di ingresso
da misurare
Risultati
delle misure
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I/O digitali
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La norma IEC 61557-12
La norma IEC 61557-12 definisce la struttura generale di un apparecchio di misura e
di controllo dell’energia elettrica.
Il segnale elettrico da misurare può essere acquisito direttamente o tramite TA. Il
segnale viene successivamente elaborato e visualizzato (su un’unità di visualizzazione)
o comunicato attraverso protocollo di comunicazione (ad esempio Modbus) o ancora
inviato ad un’unità digitale d’ingresso/uscita. Quest’ultima opzione viene utilizzata
soprattutto nel settore delle macchine e dei sistemi di automazione e controllo.
Vista la potenziale complessità di un apparecchio di misura e di controllo dell’energia
elettrica la norma suddivide i diversi tipi di strumenti in funzione dell’integrazione o
meno dei TA. Si possono quindi distinguere apparecchi di tipo DD, SS, DS e SD.
Misura della tensione
Misure della corrente
Apparecchio con TA
(TA all’esterno
dell’apparecchio)
V Apparecchio Sx
Apparecchio collegato
direttamente (TA integrati)
V Apparecchio Dx
Apparecchio collegato
direttamente
(TV integrati)
V Apparecchio xD
Apparecchio tipo SD
(inserimento semi-diretto)
Apparecchio tipo DD
(inserimento diretto)
Apparecchio con TV
(TV all’esterno
dell’apparecchio)
V Apparecchio xS
Apparecchio tipo SS
(inserimento indiretto)
Apparecchio tipo DS
(inserimento semi-diretto)
DB115406
DB115405
Risulta quindi che:
b un apparecchio con TA e TV integrati è un apparecchio tipo DD
b un apparecchio con TA e TV esterni è un apparecchio tipo SS
b un apparecchio con TA integrato e TV esterno è un apparecchio tipo DS
b un apparecchio con TV integrato e TA esterno è un apparecchio tipo SD.
Apparecchio SD
Apparecchio DD
Unità di
acquisizione e
di elaborazione
Unità di
acquisizione e
di elaborazione
TA
TV
TV
Apparecchio SS
Unità di
acquisizione e
di elaborazione
26
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Apparecchio DS
TA
Unità di
acquisizione e
di elaborazione
Schneider Electric
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4.3. I diversi tipi di precisione
La norma distingue quindi tre diversi tipi di precisione dell’apparecchio di misura:
b la precisione intrinseca dell’apparecchio, dovuta ad esempio alle incertezze di
campionamento, dei convertitori analogico-digitali e digitali-analogici, del
microcontrollore nell’unità di calcolo, ecc., alle condizioni di riferimento
b la precisione operativa dell’apparecchio, che corrisponde alle incertezze dovute ai
fattori d’influenza in fase di utilizzo dell’apparecchio (variazioni della temperatura,
della frequenza della rete che alimenta l’apparecchio, ecc.).
La norma definisce la formula di calcolo di questa precisione, in funzione della
precisione intrinseca:
incertezza operativa
incertezza intrinseca
(variazione dovuta
ai valori d’influenza)2
con N = numero di quantità influenti
b la precisione totale dell’apparecchio, che tiene conto in più di tutti i fattori che
influiscono sull’incertezza della misura (incertezze e variazioni della precisione dei
sensori esterni, variazione delle impedenze dei cavi che collegano i sensori
all’apparecchio, ecc.).
La formula per il calcolo della precisione totale differisce in base al tipo di
apparecchio:
v per un apparecchio tipo DD, la precisione totale è uguale alla precisione operativa
v per un apparecchio tipo SD, DS o SS,
(incertezza operativa dell’apparecchio)2
incertezza globale del sistema
(sensore + incertezza collegam.)2
DB115408
con N = 1 se è presente un solo sensore esterno (di corrente o di tensione), quindi per un
apparecchio tipo SD o DS e N = 2 se sono presenti due sensori (corrente e tensione), quindi per un
apparecchio tipo DD.
Incertezza globale del sistema
secondo norma CEI EN 61557-12
Incertezza e variazioni
dovute alla precisione dei rilevatori
esterni all'impedenza dei cavi
Variazioni
dovute ai valori
d'influenza
Incertezza
in presenza
di alcune
condizioni
di riferimento
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Incertezza operativa
secondo norma CEI EN 61557-1
Incertezza della misura
secondo norma CEI EN61000-4-30
Incertezza intrinseca
27
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La norma IEC 61557-12
Quindi per raggiungere una certa classe di precisione totale del sistema, le scelta dei
sensori esterni (se presenti) deve essere effettuata con molta attenzione.
b per un apparecchio di misura tipo SS:
Classe di
precisione
dell’apparecchio
senza TA/TV
esterni
Classe consigliata
per il TA/TV
da associare
all’apparecchio
Classe di precisione
per un apparecchio
tipo Sx o -xS
compresi
i TA/TV esterni
Classe massima
per il TA/TV
associato
all’apparecchio
0,1
0,1 o inferiore
0,2
0,2
0,2
0,2 o inferiore
0,5
0,5
0,5
0,5 o inferiore
1
1
1
1 o inferiore
2
2
2
2 o inferiore
5
5
5
5 o inferiore
10
b per un apparecchio di misura tipo SD o DS
Classe
di precisione
dell’apparecchio
senza TA/TV
esterni
Classe consigliata
per TA/TV
da associare
all’apparecchio
Classe di precisione
per un apparecchio
tipo Sx o xS
compresi
i TA/TV esterni
Classe massima
per i TA/TV
associati
all’apparecchio
0,1
0,1 o inferiore
0,2
0,2
0,2
0,2 o inferiore
0,5
0,5
0,5
0,5 o inferiore
1
1
1
1 o inferiore
2
2
2
2 o inferiore
5
5
5
5 o inferiore
10
4.4. L’associazione dei TA/TV esterni
ad un apparecchio di misura e di controllo
Un apparecchio di misura e di controllo completo è composto dall’unità di controllo e
dai TA/TV che possono essere esterni o integrati all’apparecchio. La classe di
precisione totale del sistema dipende dalla precisione dell’apparecchio oltre che
dalla classe di precisione dei sensori, in base alla formula riportata a pagina 27.
Tuttavia occorre ricordare che la classe di precisione totale del sistema vale
esclusivamente per la gamma di valori per i quali i sensori hanno un’incertezza
garantita per la loro classe di precisione, spesso molto inferiore alla gamma di
precisione di un apparecchio tipo DD. A titolo di esempio i rilevatori di corrente
conformi alla norma CEI EN 60044-1 hanno una classe di precisione garantita su
una gamma molto inferiore a quella di un apparecchio tipo DD della stessa classe.
Un’attenzione particolare deve essere riservata alla misura della potenza e
dell’energia, a causa dell’errore sulla fase del sensore: ad esempio un errore di 30’ di
grado sulla fase causa un errore pari ad oltre l’1,5 % sulla misura della fase attiva per
un fattore di potenza = 0,5. Per queste ragioni la norma consiglia l’utilizzo di sensori
di buona qualità (classe 0,2S o 0,5S) in grado di assicurare misure accettabili dei
valori di potenza ed energia.
28
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Schneider Electric
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4.5. Le classi di precisione
La norma definisce dei valori fissi per le classi di precisione, ai quali ogni
apparecchio deve far riferimento per la misura delle diverse grandezze fisiche:
0,02 0,05 0,1
0,2
0,5
1
1,5
2
2,5
3
5
10
20
Qualsiasi valore intermedio deve essere dichiarato al valore superiore più vicino.
Ad esempio un apparecchio con precisione totale 0,03 avrà secondo la norma
IEC 61557-12 una classe di precisione di 0,05.
4.6. La corrente di base, la corrente nominale
e la corrente massima
Tutte le misure vengono effettuate facendo riferimento alle gamme di corrente alle
quali si riferiscono. Le due grandezze determinanti per questa gamma di corrente
sono:
b la corrente di riferimento, che viene definita in modo diverso a seconda del tipo di
apparecchio:
v Ib, o corrente di base, per gli apparecchi di tipo Dx (DS o DD)
v In, o corrente nominale, per gli apparecchi di tipo Sx (SD o SS)
b la corrente massima, Imax, che definisce il limite superiore della corrente per la
quale viene effettuata la misura della rispettiva grandezza.
Ad esempio la misura della potenza attiva per un circuito con fattore di potenza
uguale a 1, per una classe di precisione uguale a 1, deve essere misurata con:
b una precisione dell’ 1 % per una corrente compresa tra il 10 % di Ib e Imax per un
apparecchio tipo Dx
b una precisione dell’ 1 % per una corrente compresa tra il 5 % di In e Imax per un
apparecchio tipo Sx.
4.7. Condizioni di riferimento e condizioni
nominali
Le misure normalizzate dalla norma IEC 61557-12 sono valide solo rispettando
alcune condizioni di riferimento, all’interno delle condizioni nominali di funzionamento.
Tabella delle principali condizioni di riferimento:
Condizioni
Temperatura di funzionamento
Condizioni di riferimento
23 °C ±2 °C o secondo specifica costruttore
Umidità relativa
dal 40 % al 60 % HR
Tensione dell’alimentazione ausiliaria
Tensione nominale di alimentazione ±1 %
Fasi
Trifase disponibile a
Squilibrio di tensione
y 0,1 % (1)
Campo magnetico esterno continuo
y 40 A/m d.c.y 3 A/m ac a 50/60 Hz
Componente CC su tensione e corrente
nessuna
Forma delle onde
Sinusoidali
Frequenza
Frequenza nominale (50 Hz o 60 Hz) ±0,2 %
(1) Necessaria solo nei sistemi trifase.
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29
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La norma IEC 61557-12
La norma definisce 3 classi di condizioni nominali di funzionamento in temperatura,
in base alla gamma di temperatura alla quale funziona l’apparecchio, K55, K70 e Kx:
Classe di temperatura K55
dell’apparecchio
Classe di temperatura K70
dell’apparecchio
Classe di temperatura Kx (2)
dell’apparecchio
Gamma di funzionamento indicata (con l’incertezza specificata)
da -5 °C a +55 °C
da -25 °C a +70 °C
Sopra i +70 °C e/o sotto
i -25 °C (1)
Valori limite di funzionamento (nessun guasto del prodotto)
da -5 °C a +55 °C
da -25 °C a +70 °C
Sopra i +70 °C e/o sotto
i -25 °C (1)
Valori limite per l’immagazzinaggio e il trasporto
da -25 °C a +70 °C
da -40 °C a +85 °C
In base alle specifiche
del costruttore (1)
(1) I limiti sono definiti dal costruttore in base all’utilizzo.
(2) Kx significa condizioni estese.
La norma definisce inoltre 2 condizioni nominali di funzionamento in umidità e in
altitudine, le condizioni standard e le condizioni estese:
Condizioni standard
Condizioni estese
da 0 a 75 % HR (2)
da 0 a sopra il 75 % HR (1)(2)
Gamma limite di funzionamento da 0 a 90 % HR (2)
per 30 giorni/anno
da 0 a sopra il 90 % HR (1) (2)
Gamma limite per
immagazzinaggio e spedizione
da 0 a 90 % HR (2)
da 0 a sopra il 90 % HR (1)(2)
Altitudine
da 0 a 2000 m
da 0 a sopra i 2000 m (1)
Gamma di funzionamento
consigliata (con l’incertezza
specificata)
(1) I limiti sono definiti dal costruttore in base all’utilizzo.
(2) I valori dell’umidità relativa sono indicati senza condensa.
Per variazioni delle condizioni di riferimento, ma sempre comprese all’interno delle
gamme nominali, la norma ammette gamme di precisione più ampie.
4.8. La misura continua (o zero blind time)
La norma impone che alcune misure (principalmente le misure di potenza e di
energia) siano effettuate tenendo conto del concetto di misura continua dei segnali
a frequenza di campionamento elevata senza finestra «cieca», ovvero senza
trascurare nessun campionamento. Per le grandezze per le quali è obbligatorio
questo metodo di calcolo non viene fatta alcuna ipotesi riguardo alla stabilità del
segnale da misurare. Per le grandezze che non richiedono obbligatoriamente questo
tipo di misura il segnale è considerato stabile nei periodi compresi tra 2 misure consecutive.
4.9. Precisioni sulle più importanti
grandezze fisiche
Potenza e energia attiva
Gamma di misura specificata
Valore della corrente per gli
apparecchi tipo Dx collegati
direttamente
Fattore
di potenza
Valore della corrente
per gli apparecchi tipo Sx
con sensori
Limiti d’incertezza intrinseca per l’apparecchio
della prestazione funzionale di classe C
per C < 1
Unità
per C u 1
2 % Ib y I < 10 % Ib
1 % In y I < 5 % In
1
±2,0 x C
Nessun requisito
%
5 % Ib y I < 10 % Ib
2 % In y I < 5 % In
1
Nessun requisito
±(1,0 x C + 0,5)
%
10 % Ib y I y Imax
5 % In y I y Imax
1
±1,0 x C
±1,0 x C
%
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Corrente di fase
Gamma di misura specificata
Valore della corrente
Valore della corrente per
per gli apparecchi tipo Dx gli apparecchi tipo Sx
collegati direttamente
con sensori
20 % Ib y I y Imax
10 % In y I y Imax
Limiti d’incertezza
intrinseca
per l’apparecchio con
prestazione funzionale
di classe C (1)(2)
Unità
±1,0 x C
%
Classi di precisione C ammesse: 0,05 – 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 2.
THD di corrente
Gamma di misura specificata
Limiti d’incertezza intrinseca
per l’apparecchio con prestazione
funzionale di classe C
Unità
da 0 % a 100 %
±0,3 x C (3)
punto c
da 100 % a 200 %
±0,3 x C x THD / 100 (4)
punto c
(3) 0,3 x C è l’incertezza assoluta. Ad esempio con 10 % di THD, se C = 1, il valore misurato è
compreso tra 9,7 e 10,3.
(4) THD è il valore della corrente THD espresso in %.
Classi di precisione C ammesse: 1 – 2 – 5.
In fase di misura del THD occorre prestare particolare attenzione alle unità di misura:
0,3 x C è un’incertezza assoluta: ad esempio per un THD del 20 %, se la classe di
precisione è 1, il valore misurato potrà essere compreso tra il 19,7 % e il 20,3 %.
Schneider Electric
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In breve
La soluzione Schneider Electric
Oltre alla funzione di protezione gli interruttori Compact NSX forniscono un’intera
gamma di funzioni di misura e di allarme. Queste funzioni sono comprese nelle due
nuove gamme di unità di controllo Micrologic:
b Micrologic A "Amperometro" per le misure di corrente
b Micrologic E "Energia" per le misure delle diverse variabili elettriche.
PB103365-43
Compact NSX è l’unico interruttore scatolato
con funzione di misura integrata,
che offre la classe 1 sulla misura
della corrente.
Le funzioni di misura e comunicazione
offerte dagli interruttori Compact NSX
sono compatibili con quelle della gamma
Masterpact.
5.1. Architettura di misura con interruttori
Compact NSX
Micrologic
A
E
Visualizzazione delle regolazioni delle protezioni
Soglie (A) e temporizzazione Tutte le regolazioni sono visualizzabili
b
b
b
b
b
b
-
b
b
b
b
b
b
b
b
b
b
-
b
b
b
b
b
b
Misure
Misure efficaci istantanee
Correnti (A)
Tensioni (V)
Frequenza (Hz)
Potenze
Fasi e neutro
Media delle fasi
Fase più carica
Terra (Micrologic 6)
Squilibrio delle correnti fase
Concatenate fase-fase
Fase - neutro
Media delle tensioni concatenate
Media delle tensioni di fase
Squilibrio delle tensioni di fase
e concatenate
Rotazione delle fasi
Rete
Attiva (kW)
Reattiva (kvar)
Apparente (kVA)
Fattore di potenza, Cos ϕ (fondamentale)
DB115409
Compact NSX è l’unico interruttore scatolato con misura di potenza integrata.
Questa caratteristica permette agli interruttori Compact NSX di assicurare
contemporaneamente funzioni di protezione e di misura in conformità con la norma
IEC 61557-12.
32
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Schneider Electric
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I Compact NSX forniscono inoltre funzioni di assistenza e aiuto all’impiego:
Allarmi personalizzati con cronodatazione
L’utilizzatore può regolare fino a 12 allarmi leggibili a distanza,
sul display FDM121, o accessibili con la funzione di comunicazione.
DB115410
Report cronologici e tabelle eventi
I report cronologici e le tabelle di eventi cronodatati sono sempre attivati
dall’unità di controllo Micrologic. Sono memorizzati in una memoria non
volatile che li salva in caso di guasto dell’alimentazione.
I report cronologici e le tabelle di eventi cronodatati possono essere letti,
come gli allarmi, su display FDM121 o tramite PC.
Indicatori di manutenzione
Sono disponibili diversi indicatori di manutenzione visualizzati sul display
FDM121.
Display FDM121.
Funzioni di aiuto all’impiego delle unità Micrologic 5 / 6
Tipo
A
E
Aiuto all’impiego
Allarmi personalizzabili
Configurazione parametri
Visualizzazione
Report a distanza
Report storici cronodatati
Sganci
(ultimi 17)
Allarmi
(ultimi 10)
Eventi
(ultimi 10)
Cronodatazione
Fino a 10 allarmi associati a tutte le misure disponibili di A o di E
b
b
Ritardo / anticipo di fase, quattro quadranti, senso di rotazione delle fasi, scelta priorità di visualizzazione
-
b
Allarmi + sgancio
Attivazione di 2 contatti dedicati del modulo SDx
b
b
b
b
Causa dello sgancio
(cronodatazione con ms)
Ir, Isd, Ii (Micrologic 5, 6)
b
b
Ig (Micrologic 6)
b
b
b
b
Tipi di eventi
Modifica della regolazione della protezione mediante commutatore
Sblocco della tastiera
Test mediante tastiera
Test mediante dispositivo esterno
Regolazione dell’ora (data e ora)
Reset valore max/min., contatore di energia
b
b
b
b
b
b
b
Presentazione
Data e ora, descrizione, stato
b
b
Tabelle di eventi cronodatati
Regolazioni di protezione
Min./Max
b
b
Cronodatazione
Data e ora della modifica
b
b
Valore precedente
Valore della grandezza prima della modifica
b
b
Grandezze controllate
I1
I2
I3
IN
b
-
I1
I2
I3
IN
-
b
Cronodatazione per ogni grandezza
Data e ora di registrazione Min./max
b
b
Valore attuale Min./max
Valore Min/max della grandezza
b
b
Modifica regolazione (valore visualizzato) Ir
tr
Isd
tsd
Ii
U12
U23
Ig
U31
tg
f
Indicatori di manutenzione
Associabile ad un allarme
b
b
Manovre elettriche (1)
Associabile ad un allarme
b
b
Sganci
Uno per tipo di sgancio
b
b
Allarmi
Uno per ogni tipo di allarme
b
b
Orario
Tempo totale di utilizzo (in h)
b
b
Indicatore
Usura dei contatti
%
b
b
Profilo
Tasso di carico
% delle ore di utilizzo nelle 4 gamme di corrente: 0-49 % In, 50-79 % In,
80 - 89 % In, u 90 % in
b
b
Contatore
Manovre meccaniche
(1)
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La soluzione Schneider Electric
Compact NSX misura i dati in tempo reale:
b visualizzazione permanente dei valori efficaci della fase più sollecitata.
Questo permette all’utilizzatore di conoscere immediatamente e in modo preciso i
carichi presenti sulla rete
b memorizzazione dei valori di corrente interrotta in caso di sgancio su guasto.
L’operatore può visualizzare le informazioni rilevanti riguardo lo sgancio (ad esempio
la sua causa: cortocircuito o sovraccarico).
La precisione di misura degli interruttori Compact NSX è indipendente dalla frequenza
della rete (50 o 60 Hz).
Non è necessaria alcuna regolazione: l’unità di controllo Micrologic rileva la misura e
adatta i calcoli in funzione (grazie al nuovo metodo di calcolo che utilizza un’unica
frequenza di campionamento).
L’installazione e il funzionamento risultano facilitati.
Compact NSX fornisce inoltre misure di tipo "domanda". La "domanda" di un valore
è uguale alla media di questo valore per un dato periodo di tempo.
DB115412
Domanda
Il risultato che si ottiene rappresenta la quantità media di questo valore utilizzata in
passato e può servire a comprendere le future possibili esigenze, se si suppone che
le condizioni del passato siano simili a quelle future (da cui il termine "domanda").
Il calcolo della domanda di corrente e di potenza permette all’utilizzatore di:
b eliminare o ridurre al minimo le penali legate al superamento dei valori
contrattuali, usando ad esempio la funzione di distacco/riattacco dei carichi
b fornire dei trend utilizzabili per prevedere la domanda di potenza
b verificare l’effettiva rispondenza alle esigenze dei contratti sottoscritti.
Il Compact NSX fornisce inoltre un valore di domanda max e min. per ogni misura
istantanea, reinizializzabile con la tastiera dell’unità di controllo.
Infine l’interruttore Compact NSX misura gli indicatori di qualità dell’energia, misurando i
valori di THD (per l’importanza delle misure dei valori THD, vedere il capitolo 3.1.5),
sia in tensione che in corrente.
Misure integrate con Micrologic
DB115414
Qualsiasi interruttore che debba integrare funzioni di misura deve soddisfare due
condizioni necessarie:
b avere un’alimentazione sufficiente in tutti i casi ad alimentare l’unità per la
funzione di protezione
b garantire una misura precisa.
Per soddisfare entrambe le condizioni la gamma Compact NSX utilizza un
trasformatore di corrente di nuova generazione composto da:
b un trasformatore in aria (bobina di Rogowski) per la misura della corrente
passante, molto precisa
b un trasformatore con nucleo in ferro adatto a fornire la potenza allo sganciatore.
Questi nuovi trasformatori di corrente sono disponibili in tutte le nuove unità di
controllo Micrologic, offrendo una tecnica di misura costante tra loro.
Occorre inoltre tenere conto di un’altra esigenza: la misura integrata non deve
compromettere l’affidabilità della protezione e vice versa.
In questo senso è necessario analizzare diversi aspetti, per accertarsi che le due
funzioni siano ben separate:
b EMC: l’influenza elettromagnetica di un trasformatore non deve interferire con
l’altro
b software: l’unità di controllo deve distinguere in modo chiaro le funzioni di
protezione e di misura all’interno del dispositivo elettronico.
Nell’unità di controllo Micrologic l’elaborazione della misura è effettuata dal
microprocessore integrato, un circuito integrato specifico (ASIC), che è
completamente separato dall’unità di protezione.
34
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DB115415
Protezione
Misura
Comunicazione
Microprocessore
TC air
Modulo di
comunicazione
Funzione di
protezione avanzata
(misure, analisi, ecc.)
Protezione
base
Separazione
Autoalimentazione
Alimentazione
Bobina di Rogowski
DB115416
Rogowski ha definito il principio di funzionamento di questo sensore di corrente nel
1912. Data l’assenza di un nucleo ferromagnetico da saturare questo tipo di bobina
è altamente lineare anche quando sottoposta a grandi correnti e non è interessata
dalla presenza di frequenze variabili nei circuiti in cui viene installata.
Supporto non ferromagnetico
Raggio del supporto
Raggio toroide
Avvolgimento secondario
(cavo fine)
I = corrente da misurare
Tensione di uscita
Schema di una bobina di Rogowski.
Il segnale di uscita di una «bobina di Rogowski» è una tensione proporzionale alla
derivata della corrente. Un sistema d’integrazione elettronico è installato a valle del
sensore per poter elaborare l’immagine della corrente da misurare.
Schneider Electric
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35
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La Soluzione Schneider Electric
5.2. Coerenza della misura
I dispositivi di misura integrati nelle unità di controllo degli interruttori BT Schneider
Electric, assicurano coerenza delle funzioni di comunicazione e precisione.
DB115557
DB115417
Dal punto di vista funzionale la nuova gamma di unità di controllo Micrologic offre,
negli interruttori scatolati, funzioni di misura che fino ad oggi erano disponibili solo
sugli interruttori aperti. Ora è possibile avere la stessa tecnica di misura da 100 A fino
a 6300 A.
OK
OK
Mode
DB115556
EGX100.
MPS100.
36
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Mode
Dal punto di vista della comunicazione si ha quindi completa coerenza tra la misura
comunicata da un interruttore Masterpact NT/NW e da un Compact NSX.
Questo fa sì che:
b le stesse misure
b sugli stessi registri
b con le stesse unità
possano essere trasmessi tramite protocollo Modbus via Ethernet (EGX100 o MPS100)
Le misure sono effettuate con la stessa precisione sia dagli interruttori Masterpact
NT/NW che dai Compact NSX. Avere una precisione costante aumenta i vantaggi di
poter usufruire di un’offerta completa di interruttori aperti e interruttori scatolati; i dati
forniti dalle misure saranno utilizzabili e analizzati in modo costante dalle unità di
elaborazione dati.
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5.3. Le prestazioni della funzione di misura
con gli interruttori Compact NSX
La misura effettuata da un interruttore Compact NSX è compatibile con la norma
IEC 61557-12. In base alla definizione della norma, il Compact NSX è un
apparecchio di misura e controllo di tipo DD, con sensori integrati di misura della
tensione e della corrente.
Le prestazioni offerte sono quindi valide per tutta la catena di misura, sensori compresi.
In caso di interruttore Compact NSX i tre criteri importanti per la misura, secondo la
norma, sono i seguenti:
b la corrente di base Ib è uguale al calibro dell’interruttore:
v per un Compact NSX160 da 40 A, Ib = 40 A
v per un Compact NSX630 da 630 A, Ib = 630 A
b la corrente massima per la quale la misura è garantita con la precisione data,
Imax è uguale a 1.2Ib:
v per un Compact NSX160 da 40 A, Imax = 48 A
v per un Compact NSX630 da 630 A, Imax = 750 A
b la classe di prestazione C è:
v Classe 1 per la misura della corrente
Per un Compact NSX160 da 40 A, la misura della corrente di fase ha una precisione
dell’ 1 % sulla gamma da 8 A a 48 A.
Per un Compact NSX630 da 630 A, Imax = 750 A, la misura della corrente di fase ha
una precisione dell’ 1 % sulla gamma da 130 A a 750 A.
v Classe 2 per la misura dell’energia attiva
Per un Compact NSX160 da 40 A, la misura dell’energia attiva ha una precisione
del 2,5 % sulla gamma da 2 A a 4 A e una precisione del 2 % sulla gamma da 4 A a 48 A.
Per un interruttore Compact NSX630 da 630 A, la misura dell’energia attiva ha una
precisione del 2,5 % sulla gamma da 31,5 A a 63 A e una precisione del 2 % sulla
gamma da 63 A a 750 A.
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37
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La Soluzione Schneider Electric
5.4. Misura e protezione associate:
schema standard
DB115418
Qui sotto un esempio tipico di una parte di circuito elettrico all’interno di un quadro, con
indicazione delle prestazioni delle funzioni di misura e protezione:
Compact
Compact
NSX100
Micrologic 6.2 E
Compact
NSX400
Micrologic 6.3 E-M
Multi 9
C60
Contacteur
LC1-F265
Un arrivo alimenta diversi carichi alla tensione d’impiego di 380 V tra le fasi.
Un motore da 160 kW è protetto da un interruttore Compact NSX400, in coordinamento
di tipo 2 secondo la norma CEI EN 60947-1 con un contattore LC1-F265.
Questo interruttore è installato a valle dell’interruttore di arrivo Compact NS630b,
con il quale è associato per una selettività totale secondo la norma CEI EN 60947-2
Allegato A.
L’interruttore di arrivo principale è inoltre a monte di un’altra alimentazione che è
protetta da un Compact NSX100, con il quale è totalmente selettivo. A valle la
selettività è completa con più interruttori modulari, tipo C60, che proteggono diversi
carichi: prese, PC, illuminazione.
L’interruttore Compact NSX100 è equipaggiato di un’unità di controllo Micrologic
6.2E e l’interruttore Compact NSX400 di un’unità di controllo Micrologic 6.3 E-M,
che proteggono perfettamente e rispettivamente i carichi di distribuzione elettrica e il
motore.
Oltre alla funzione di protezione le unità di controllo Micrologic misurano i principali
parametri elettrici, visualizzabili localmente il tramite il display LCD, o a distanza
tramite display FDM121.
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Questi dati possono poi essere comunicati via Modbus, grazie all’Interfaccia Modbus
(IFM), collegata ad ogni interruttore Compact NSX e quindi a Ethernet tramite
EGX100 o MPS100.
Questi dati possono essere analizzati da un sistema SCADA:
Display
FDM121
Le funzioni di misura e protezione sono quindi associate e gestite da un solo
apparecchio, l’interruttore Compact NSX con unità di controllo Micrologic integrata.
L’assenza di cablaggio tra i due apparecchi che svolgono le diverse funzioni
(protezione e misura) evita qualsiasi possibile errore di collegamento.
I trasformatori di corrente e di tensione sono inoltre perfettamente sincronizzati con
l’unità di controllo e gli interruttori, dato che sono integrati nell’apparecchio.
La riduzione del cablaggio è infine sinonimo di riduzione dei costi: la migliore
soluzione è ottenuta da un apparecchio tutto in uno.
L’associazione delle funzioni di protezione e misura permette inoltre all’utilizzatore
di migliorare la sua installazione. Un interruttore Compact NSX100 con unità di
controllo Micrologic 2.2 (senza funzione di misura) può essere trasformato in un
Compact NSX100 con unità Micrologic 6.2A o E (con misura).
La sostituzione delle unità di controllo è facilmente realizzabile dall’utilizzatore.
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In ragione dell’evoluzione delle Norme e dei materiali,
le caratteristiche riportate nei testi e nelle illustrazioni
del presente documento si potranno ritenere
impegnative solo dopo conferma da parte di
Schneider Electric.
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