Docente Politecnico di Bari Problemi progettuali in ambito ...Neutro Compensato La corrente di...

Prof. Giuseppe CafaroDocente Politecnico di Bari

Problemi progettuali in ambito ospedaliero e possibili soluzioni

Bari - 7 novembre 2018 - Classificazione, progettazione, verifica e manutenzione del locali medici 1

Le Problematiche Progettuali

Continuita’ e qualita’ del servizio

Efficienza Energetica

Sicurezza

Bari - 7 novembre 2018 – Problemi progettuali in ambito ospedaliero e possibili soluzioni – G. Cafaro2

Bari - 7 novembre 2018 – Problemi progettuali in ambito ospedaliero e possibili soluzioni – G. Cafaro3

Power Quality (PQ) e Compatibilità Elettromagnetica (ECM)

4Bari - 7 novembre 2018 – Problemi progettuali in ambito ospedaliero e possibili soluzioni – G. Cafaro

STrategia per la Riqualificazione Energetica del Parco Immobiliare

Nazionale - Novembre 2015

L’efficienza energetica


Sicurezza (safety) diretta

Sicurezza (safety) indiretta

Sicurezza (security)

Sicurezza funzionale (affidabilità e resilienza)

Sicurezza ambientale e sociale (ecocompatibilità)

Concetto esteso di sicurezza

SOST

ENIBILI

TA’


Impianto Elettrico 4.0

Una analisi delle scelte

progettuali con l’applicazione

delle norme generali

alla luce di nuove

caratteristiche funzionali7Bari - 7 novembre 2018 – Problemi progettuali in ambito ospedaliero e possibili soluzioni – G. Cafaro

La quarta rivoluzione industrialeNon è solo una conseguenza o prosecuzione della terza rivoluzione se non altro per le seguenti caratteristiche:

VELOCITA’

PORTATAE

INTENSITA’

IMPATTOSUI

SISTEMI

Le precedenti rivoluzioni erano caratterizzate da una crescita lineare, la quarta da una crescita esponenziale.

La trasformazione, pur basandosi sulla rivoluzione digitale, tende ad integrare più tecnologie, a superare, laddove possibile, l’intermediazione umana ed a globalizzare le conoscenze (sistemi aperti).

Impatta su interi sistemi in maniera profonda: Paesi, Aziende, settori sociali, la società in generale e, perfino, l’individuo.


IoT: Internet of ThingsInternet delle cose (degli oggetti): cosa è?


infrastruttura interconnessa di entità, persone, sistemi e risorse di informazione dotata di servizi che elaborano e reagiscono alle informazioni provenienti dal mondo fisico e dal mondo virtuale

Una norma generale


Una guida generale


Una guida in aggiornamento


Le Problematiche Progettuali

La continuita’ e qualita’ del servizio va garantita a partire dal punto di connessione alla rete pubblica.

Le scelte effettuate nella soluzione progettuale a questo livello condizionano le prestazioni delle rete a valle


Caratteristiche della tensione della rete pubblica


Regole tecniche di connessione


A R E R A

(100 kW)

Quando in MT ?


Taglia dell’impianto, che deve essere compatibile con i criteri di esercizio della rete

Dislocazione dei carichi circostanti sia nell’assetto della rete attuale che previsionale

Caratteristiche della rete limitrofa

Contributo dei generatori degli utenti alla potenza di cortocircuito

Livelli di disturbo immessi (variazioni rapide, armoniche, flicker, dissimmetria delle tensioni) dalle utenze sia attive che passive che devono essere tali da non far superare i livelli di pianificazione della compatibilità elettromagnetica stabilita dal Codice di Rete per la rete AT e i livelli stabiliti dalla Norma CEI EN 61000-2-12 per la rete MT.

Livello di Tensione scelto dal Distributore


LA EMC AL PUNTO DI CONSEGNA


Punto comune di connessione alla rete pubblica - PCCPunto su una rete pubblica di alimentazione, elettricamente più vicino a un particolare carico, a cui altri carichi sono, o possono essere collegati

Disturbo (elettromagnetico)Qualsiasi fenomeno elettromagnetico la cui presenza nell’ambiente elettromagnetico può alterare le prestazioni previste di un apparecchio elettrico.

Compatibilità elettromagnetica - EMC (abbreviazione)Capacità di un apparecchio o di un sistema di funzionare in modo soddisfacente nel suo ambiente elettromagnetico senza introdurre disturbi elettromagnetici intollerabili per tutto quanto presente in detto ambiente.

Livello di compatibilità (elettromagnetica)Livello di disturbo elettromagnetico specificato, utilizzato come livello di riferimento in uno specifico ambiente, per coordinare la definizione dei limiti delle emissioni e di immunità

LA EMC AL PUNTO DI CONSEGNA


Continuità del servizioLe interruzioni senza preavviso si distinguono in:

– interruzioni lunghe (durata > 3 min);

– interruzioni brevi (1 s < durata ≤ 3 min);

– interruzioni transitorie (durata ≤ 1 s).

L’interruzione è definita come la condizione nella quale la tensione ai terminali di fornitura è inferiore al 5 % della tensione di riferimento

Qualità della tensioneCaratteristiche della tensione:

– frequenza;

– ampiezza e variazione della tensione alla frequenza di rete;

– buchi di tensione;

– variazioni rapide della tensione;

– sovratensioni;

– tensioni armoniche;

– flicker;

– squilibrio di tensione.

I PARAMETRI


AT

MT

Organo di protezione

Cabina di consegna

Cabina utente

Off

On

Ramo aperto

L’UTENTE SUBISCE E INFLUENZA IL LIVELLO DI QUALITA’


Utenti che utilizzano qualsiasi macchinario (rotante o statico) che converta ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata previsto per funzionare in parallelo (anche transitorio) con la rete. A questa categoria appartengono anche tutti gli utenti che installano sistemi di accumulo diversi dagli UPS, come definiti dalla Norma EN 62040.

UTENTI ATTIVI

Tutti gli altri utentiUTENTI PASSIVI

U T E N T I


CONSEGNA

ProtezioneGenerale Smistamento

TrasformazioneDistribuzionein bt

Struttura del sistema elettrico di utente MT

Produzione

Utente Passivo

Protezione d’interfaccia

Utente Attivo


Affidabilità della rete MT

Disponibilità lo stato di un elemento di essere in grado di eseguire la sua funzione richiesta

Selettività: capacità di una protezione di identificare la sezione e / o la fase o le fasi difettose in una rete energetica

Tempo di ripristino del servizio

Costi di investimento e costi di esercizio


D Cabina distributore Cabina trasformazione

D

RETE RADIALE

Cabina consegnae smistamento

Struttura di rete MT


D Cabina distributoreCabina consegnae smistamento Cabina trasformazione

D

Struttura di rete MT : ad anello chiuso


D Cabina distributore Cabina consegnae smistamento Cabina trasformazione

D

Struttura di rete MT : ad anello aperto



RETE CON DOPPIO RADIALE

D

Struttura di rete MT


D

Struttura di rete MT : stellata


D

Struttura di rete MT : a petali


Vano Distributore Vano Misure Vano Utente

Dispositivogenerale

Gruppo diMisura

Punto di connessione

SELETTIVITA’ A PARTIRE DALLA RETE PUBBLICA


Limitare la corrente di corto circuito circolante sulla linea MT a seguito di guasti sul lato bt;

L’obiettivo è raggiunto ponendo un limite sulla potenza della sezione di trasformazione afferente al medesimo sistema di sbarre bt (2000 kVA per Vn=20 kV e 1600 kVA per Vn=15 kV);

Limitare la corrente di inserzione dei trasformatori che potrebbe essere letta come corrente di corto circuito

L’obiettivo è raggiunto ponendo un limite sulla potenza dei trasformatori contemporaneamente energizzabili (tre volte la potenza massima per la singola sezione);

Si rammenta che sulla PG potrebbe essere attivato un blocco di seconda armonica;

Provvedimenti generali finalizzati alla selettività


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisFunzione di protezione di massima corrente di fase almeno bipolare a tre soglie

aux

TA x 2

TO

prima soglia (sovraccarico o soglia I>;) tempo dipendente, dedicata alla rilevazione degli eventi di sovraccarico di piccola entità originati dall’impianto di Utente;

seconda soglia (soglia 51, I>>, con ritardo intenzio-nale), dedicata alla rilevazione degli eventi di corto-circuito polifase non franco (ovvero di sovraccarico di elevata entità) all’interno dell’impianto di Utente;

terza soglia (soglia 50, I>>>, istantanea), dedicata alla rilevazione degli eventi di cortocircuito polifase franco all’interno dell’impianto di Utente;


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisIl distributore comunica all’utente i valori di taratura che per la massima corrente di fase

assume al minimo i seguenti valori , l’utente non può andare oltre con le tarature

aux

TA x 2

TO

prima soglia (sovraccarico o soglia I>;) attivazione opzionale da concordare con il distributore;

seconda soglia (soglia 51, I>>, con ritardo intenzio-nale): 250 A 500 ms;

terza soglia (soglia 50, I>>>, istantanea): 600 A 120 ms;


Il guasto monofase a terra costituisce il 70% dei guasti sulla rete elettrica ad ogni livello di tensione.

Al guasto a terra è legata la problematica della sicurezza delle persone.

La mancata selettività delle protezioni determina pesanti conseguenze sulla continuità del servizio.

Lo stato del neutro influenza la tipologia e taratura delle protezioni

Guasto a terra


Neutro Isolato

IF = IC = Un (0,003 L1 + 0,2 L2)

Un = tensione nominale concatenata della rete in kV

L1 = lunghezza delle linee aeree, in km

L2 = lunghezza delle linee in cavo, in km.

La corrente di guasto è di solito dell’ordine di alcune centinaia di ampere.

Le protezioni del distributore normalmente intervengono entro 0,5÷1 s

L’impianto è destinato a divenire a neutro compensato

Stato del neutro


Neutro Compensato

La corrente di guasto di 50 A a 20 kV

Il tempo di eliminazione del guasto molto maggiore di 10 s

La corrente di guasto è di tipo ohmico con possibilità di componenti induttive o capacitive per errori di accordo della bobina

In caso di apertura della bobina il sistema diventa isolato, cresce la corrente che diventa capacitiva

Verifica di terra duplice.

Stato del neutro


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisProtezione per guasto a terra con la sola amperometrica omopolare (basta il TO)

QUANDO SI ADOTTA?

Quando la corrente di ritorno da un guasto non è di entità tale da non far intervenire la protezione ovvero il suo valore non deve eccedere l’80% della corrente di taratura del relè. Il relè e tarato a 2 A e l’80% è 1,6 A

utente

La corrente per guasti esterni all’impianto d’utente va verso la rete mentre per guasti interni va verso l’impianto. La protezione omopolare amperometrica non è in grado di rilevare la direzione. La corrente di ritorno è proporzionale alla lunghezza della linea.

L= 1,6/(20x0,2)=400 m L= 1,6/(15x0,2)=530 m


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisProtezione per guasto a terra con la sola amperometrica omopolare (basta il TO)

aux

TA x 2

TO

prima soglia, I0> dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto monofase a terra (sia esso franco o su impedenza) all’interno dell’impianto di Utente

seconda soglia, I0>> dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto doppio monofase a terra, con uno dei punti di guasto all’interno dell’impianto di Utente


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisIn caso di linee MT a 20 (15) kV interne all’impianto d’utente di lunghezza almeno uguale a 400 (530) m si devono adottare protezioni direzionali per il guasto a terra (67N). Per poter individuare la direzione si deve rilevare anche la tensione omopolare e, quindi, aggiungere TV a triangolo aperto.

prima soglia, 67N.S1 dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto monofase a terra durante il funzionamento in regime di neutro compensato;

seconda soglia, 67N.S2, dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto monofase a terra durante il funzionamento in regime di neutro isolato.

aux

TA x 2

TO

DD


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisTarature per guasto a terra per reti a neutro isolato senza direzionale di terra (L<400 m a 20 kV o 530 m a 15 kV))

aux

TA x 2

TO

prima soglia (I0>) : 2 A 170 ms;


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisTarature per guasto a terra per reti a neutro isolato con direzionale di terra (L≥400 m a 20 kV o L≥530 m a 15 kV))

seconda soglia (I0>>) : 140% della corrente di guasto a terra 170 ms;

soglia 67N.S2

I0: 2 A

U0: 2 V;

Settore di intervento (ritardo di I0 rispetto a U0): 60° ÷ 120°;

tempo di estinzione del guasto: 170 ms;

aux

TA x 2

TO

DD


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisTarature per guasto a terra per reti a neutro compensato senza direzionale di terra (L<400 m a 20 kV o L<530 m a 15 kV))

prima soglia (I0>) : 2 A 450 ms; (*)

seconda soglia (I0>>) : 140% della corrente di guasto a terra 170 ms (**)

(*): Elevabile ad 800 ms per DG semplificato

(**): Seconda soglia evitabile se la prima è tarata a 170 ms

aux

TA x 2

TO


CEI 0-16: Caratteristiche del relaisTarature per guasto a terra per reti a neutro compensato con direzionale di terra terra (L≥400 m a 20 kV o L≥530 m a 15 kV)

seconda soglia (I0>>) : 140% della corrente di guasto a terra 170 ms;

soglia 67N.S2 (isolato)I0: 2 AU0: 2 V;Settore di intervento (ritardo di I0 rispetto a U0): 60° ÷ 120°;tempo di estinzione del guasto: 170 ms;

aux

TA x 2

TO

DD

soglia 67N.S1 (compensato)I0: 2 AU0: 5 V;Settore di intervento (ritardo di I0 rispetto a U0): 60° ÷ 250°;tempo di estinzione del guasto: 450 ms;


La selettività delle protezioni


Selettività Temporale: 150<Δt≤250 msSelettività temporale: Impossibile su reti corteSelettività Logica: Δtz70 ms

La selettività temporale


La selettività amperometrica ??????

La selettività temporale

150 ms<t≤250 ms


70÷100 ms i tempi di comunicazione.

Il tempo è indipendente dal numero di livelli di selettività in quanto ogni interruttore comunica con quello a monte indipendentemente dalle comunicazioni che riceve da valle

La selettività logica


La taratura I> e I>> sui due montanti devono essere impostate in maniera tale che la loro somma corrisponda al valore richiesto dal Distri-butore o usare TA sommatore ……………. e se avessi relais più intelligenti?

Doppio Montante



D

RETE CON DOPPIO RADIALE


Il DG da uno a trino in btE’ possibile installare sino a tre Dispositivi Generali di Protezione Linea (DGL)

Occhio alla protezione da sovraccarico ed a quella contro i contatti indiretti


SELETTIVITA’ LOGICA (IN SPERIMENTAZIONE)INTERVENTO CONTEMPORANEO ALLA PROTEZIONE DI LINEA DEL DISTRIBUTOREAUMENTO DEL RITARDO INTENZIONALE SOLO PER UTENTI CON POTENZA IMPEGNATA≥5 MW CON UN LIVELLO DI RITARDO E SCATTO CONTEMPORANEO SOLO PER GUASTI SUBITO A VALLE DEL DGAUMENTO DEL RITARDO INTENZIONALE SOLO PER UTENTI CON POTENZA IMPEGNATA≥5 MW CON LINEE MT DI LUNGHEZZA DI ALMENO 3 km O CON TRASFORMATORE INTERMEDIO

Cosa fare in accordo con il Distributore


Ecodesign

REGOLAMENTO (UE) N. 548/2014 DELLA COMMISSIONE del 21 maggio 2014 recante modalità di applicazione della direttiva 2009/125/CE del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda i trasformatori di potenza piccoli, medi e grandi

CEI EN 50588-1: «Trasformatori di media potenza a 50 Hz, con tensione massima per l'apparecchiatura non superiore a 36 kV Parte 1: Prescrizioni generali»CEI EN 50629: «Prestazione energetica dei trasformatori di grande potenza (Um > 36 kV o Sr 40 MVA)»

L’EFFICIENZA DEI TRASFORMATORI


RESET DELLE CONDIZIONI DI GUASTO

I GUASTI A TERRA SUL LATO UTENTE NON VENGONO VISTI DAL LATO RETE PUBBLICA COME TALI

IL GUASTO POLIFASE HA UN «SALTO» DI VALORE DETERMINATO DALLA IMPEDENZA DI CORTO CIRCUITO DEL TRASFORMATORE

RETE UTENTE


DCabina distributore Cabina consegna

e smistamentoCabina

trasformazione

RETE MT CON DOPPIO LIVELLO DI TENSIONE

D 20 kV6 (o 20) kV

Cabina Trasformazionee smistamento


RETE

AUTO PRODUZIONE (FV, COGENERAZIONE, ECC.)

GENERAZIONE DI RISERVA (GE)

GENERAZIONE DI SICUREZZA

LE SORGENTI DI ENERGIA


Allo scopo di evitare interruzioni del servizio durante il cambio di assetto della Rete, è ammesso il parallelo transitorio tra l’alimentazione di riserva (ad esempio gruppi elettrogeni) e la Rete.

Il funzionamento di breve durata in parallelo alla Rete MT del Distributore è consentito per qualsiasi impianto di produzione, statico o rotante, anche privo del SPI, purché la durata del parallelo non ecceda, tramite relè temporizzatore, 30 s per gli impianti trifase e 10 s per quelli monofase.

Qualora il generatore preveda la necessità di funzionamento in parallelo alla rete superiore a 30 s ma inferiore a 30 minuti (ad esempio, per prove periodiche a carico di generatori di emergenza), deve essere prevista una protezione di interfaccia che agisca sull’interruttore del generatore con le regolazioni +10 % Un; -15 % Un.

PARALLELO RETE GRUPPO


Dimensionamento delle linee

Quale corrente per la V ?

Quale corrente per la verifica termica?

Riduzione dell’impedenza di linea per la riduzione della distorsione e delle perdite armoniche;


GUASTI A TERRA LATO bt


Le funzioni dell’interruttore differenziale

Protezione contro i guasti a terra

Protezione contro gli incendi

Protezione contro i contatti diretti (protezione addizionale)

Protezione contro i contatti indiretti


Diffusione d’uso del differenziale

In una cinquantina di casi l’uso del differenziale è reso obbligatorio da una disposizione normativa

In una ventina di casi l’uso del differenziale è consigliato da una disposizione normativa


La durata minima di non intervento dell’interruttore a monte deve essere superiore alla durata del tempo di interruzione degli interruttori a valle

La corrente differenziale dell’interruttore a monte deve essere almeno tre volte la corrente nominale degli interruttori a valle

Per la selettività temporale si ricorda che la cascata, a partire da valle, deve prevedere istantanei, selettivi, regolabili

Selettività tra interruttori differenziali


Correnti di dispersione permanenti

Correnti differenziali transitorie

Inquinamento armonico e correnti di dispersione ad alta frequenza

Correnti impulsive da fulmine

Tempestività


C A

U S

E

Difetto di isolamento

Presenza di filtri tra fase e terra

Presenza di capacità tra fase e terra



Correnti disperse da apparecchiature elettriche collegate mediante prese a spina con corrente nominale non superiore a 32 A

Corrente nominaledell’apparecchiatura

Corrente massimanel PE

≤ 4 A 2 mA

> 4 A ma ≤ 10 A 0,5 mA/A

> 10 A 5 mA



Correnti disperse da apparecchiature elettriche collegate in modo perma-nente o mediante prese a spina con corrente nominale superiore a 32 A

Corrente nominaledell’apparecchiatura

Corrente massimanel PE

≤ 7 A 3,5 mA

> 7 A ma ≤ 20 A 0,5 mA/A

> 20 A 10 mA



Provv edim

enti

Alleggerimento carichi sul circuito protetto da differenziale

Installare un differenziale tale che la corrente permanente dispersa sia non superiore al 30% della corrente differenziale nominale

Volendo calcolare la corrente dispersa totale essa va valutata come somma delle correnti disperse corrette da un coefficiente di contemporaneità pari a 0,7÷0,8

Aumentare il numero di circuiti ognuno protetto da proprio differenziale



C A

U S

E

Regolatori di corrente elettronici

Regolatori di velocità

Convertitori in genere


Carichi elettronici in genere


La sensibilità del differenziale decresce al crescere della frequenza. Possono nascere problemi termici

L’immunità degli interruttori differenziali è assicurata dalla conformità alla CEI EN 61543

Nei casi più gravi può essere necessario un filtraggio

La sensibilità del differenziale decresce meno velocemente del decremento della pericolosità della corrente



Condizioni ambientali


Influenze esterne Esempi di siti esposti

Presenza di zolfo, vapori di zolfo, solfuro di idrogeno

Siderurgia, acciaierie

Ambienti salini, esterni umidi, basse temperature

Porti turistici, commerciali, imbarcazioni, installazioni in prossimità del mare, cantieri navali

Composti clorati Piscine, ospedali, industria agro-alimentare

Idrogeno, gas di combu-stione, ossido di azoto

Petrolchimica

Idrogeno solforato Allevamenti, discariche

Esempi di influenze esterne


EFFICIENZA ENERGETICA DEGLI IMPIANTI ELETTRICI UTILIZZATORI


Livello di implementazione dei provvedimenti per migliorare l’efficienza energetica degli impianti elettrici;

Misure di Efficienza (EM)

Livello di prestazione diEfficienza Energetica

(EEPL)

Livello di miglioramento dell’effi-cienza energetica conseguito me-diante i provvedimenti indicati nella norma;

Classe di efficienza dell’Impianto Elettrico

(EIEC)

Combinazione di misure di efficienza (EM) e di livelli di prestazione di efficienza (EEPL);

NORMA CEI 64-8/8-1


I provvedimenti di efficienza energetica (EM) sono classificati secondo cinque livelli

EM0, EM1, EM2, EM3 ed EM4

L’allegato B alla 64-8/8 fornisce 13 schede per la valutazione dei provvedi-menti

B1, B2, B3, ………., B13

Ogni scheda è particola-rizzata per settore di attività

Edifici residenziali, com-merciali, industriali ed infra-strutture

NORMA CEI 64-8/8-1


Schede di valutazione EM


Schede di valutazione EEPL


La classe di efficienza dell’impianto elettrico (EIEC) viene individuata assegnando dei punteggi ad ogni Misura di efficienza (EM) e di prestazione di efficienza (EEPL)

EM0 EEPL0 0

EM1 EEPL1 1

EM2 EEPL2 2

EM3 EEPL3 3

EM4 EEPL4 4

Il punteggio totale è dato dalla somma dei 13 punteggi di EM e dai 3 di EEPL

Valutazione dell’obiettivo


Totale per residenziale Totale per non residenziale Classi di efficienza (EIEC)

EIEC≤20 EIEC≤16 EIEC0

20<EIEC≤28 16<EIEC≤26 EIEC1



44<EIEC 48<EIEC EIEC4

20 punti sono acquisibili con uno spinto sistema di misura e

monitoraggio

Classi di efficienza dell’impianto elettrico


E SE AGGIUNGESSIMO UN

SISTEMA DI BUILDING

AUTOMATION FINALIZZATO

ALL’EFFICIENZA

ENERGETICA?


Ma quanto si risparmia?

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BUILDING

AUTOMATION

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BUILDING

AUTOMATION

Ma quanto si risparmia?


B Classe B : BACS avanzati e alcune specifiche funzioni TBM

Classi di prestazione energetica

3.2 comma 10: Al fine di ottimizzare l’uso dell’energia negli edifici, per gli edifici a uso non residenziale è reso obbligatorio un livello minimo di automazione per il controllo, la regolazione e la gestione delle tecnologie dell’edificio e degli impianti termici (BACS), corrispondente alla Classe B, come definita nella Tabella 1 della norma UNI EN 15232 e successive modifiche o norma equivalente.

ALLEGATO 1 DM 26 giugno 2015 (Articoli 3 e 4)CRITERI GENERALI E REQUISITI DELLE PRESTAZIONI ENERGETICHE DEGLI EDIFICI


Qualche certezza su che fare

…………………………

Molti dubbi su come fare


Il dubbio non è piacevole, ma la certezza è ridicola.

Voltaire


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