Source: https://www.scribd.com/doc/20004780/Giovinazzo-Girolamo
Timestamp: 2016-08-26 01:03:37+00:00

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BrowseUploadSign inJoinBooksAudiobooksComicsSheet MusicWelcome to Scribd! Start your free trial and access books, documents and more.Find out moreIntroduzione ai principi ed ai metodi di progettazione degli impianti elettrici di media e di bassa tensione..............
IMPIANTI ELETTRICI, DISPOSIZIONI LEGISLATIVE E NORME TECNICHE
La progettazione, l’installazione, la veriﬁca, la manutenzione e conduzione degli impianti elettrici sono oggetto di numerosissime leggi, decreti, regolamenti, circolari, norme. Nel loro insieme, le disposizioni hanno lo scopo di assicurare il corretto funzionamento delle apparecchiature costituenti un impianto e dell’impianto nel suo insieme, la compatibilit` ambientale delle installazioa ni elettriche, e, soprattutto, la sicurezza delle persone, compatibilmente con il rischio che si accompagna all’interazione dell’essere umano con un impianto elettrico. L’avanzamento della conoscenza scientiﬁca, in senso generale, il progresso tecnologico, il rinnovarsi delle istanze sociali di carattere ambientale e di salvaguardia della salute richiedono un continuo aggiornamento delle disposizioni prima richiamate. Allora, da un lato sono sempre gli stessi i principi della ﬁsica su cui si fonda il funzionamento di un impianto elettrico; dall’altro lato, cambiano nel tempo quelli che si possono chiamare ”vincoli legislativi” ed ai quali il progettista, l’installatore, il veriﬁcatore, il gestore di un impianto elettrico deve conformare la sua azione.
Risale al 1895 una legge, tuttora vigente, che riguarda anche gli impianti elettrici: Regio Decreto 25 maggio 1895, n. 350 ”Approvazione del regolamento sulla direzione, contabilit` e collaudazione dei lavori dello Stato” a
Alla prima met` del secolo scorso risalgono poi alcune leggi e decreti di a rilievo per gli impianti elettrici. La Costituzione della Repubblica Italiana fa sue, facendone principi fondamentali dell’ordinamento giuridico, la tutela della salute, la tutela del lavoro, e la tutela della sicurezza (articoli 32, 35, 41). Disposizioni legislative fondamentali successive alla Costituzione sono: 1 DPR 27 aprile 1955, n. 547 ”Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro” Legge 1 marzo 1968, n. 186 ”Disposizioni concernenti la produzione di materiali, apparecchiature, macchinari, installazioni e impianti elettrici ed elettronici”, in cui si stabilisce, fra l’altro, che: – gli impianti elettrici devono essere realizzati e costruiti a regola d’arte. – gli impianti elettrici ed elettronici realizzati secondo le norme del Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) si considerano costruiti a regola d’arte. Legge 18 ottobre 1977, n. 791 ”Attuazione della direttiva del consiglio delle Comunit` europee (73/23/CEE) relativa alle garanzie di sicurezza che deve a possedere il materiale elettrico destinato ad essere utilizzato entro alcuni limiti di tensione”, che si riferisce (a parte speciﬁcate eccezioni) a materiale elettrico per sistemi a tensione nominale fra 50 e 1000 V in corrente alternata e fra 75 e 1500 V in corrente continua – la Direttiva 73/23/CEE ` comunemente detta ”direttiva bassa tensione” e DM 15 dicembre 1978 (GU 28 giugno 1979, n. 176) ”Designazione del Comitato elettrotecnico italiano quale organismo italiano di normalizzazione elettrotecnica ed elettronica” DM 23 luglio 1979 (GU 21 gennaio 1980, n. 19) ”Designazione degli organismi incaricati di rilasciare certiﬁcati e marchi ai sensi della Legge 18 ottobre 1977, n. 791”, in cui si stabilisce, fra l’altro, che: – l’Istituto Italiano del Marchio di Qualit` (IMQ) ` designato quale ora e ganismo incaricato del rilascio di un marchio di conformit` alle norme a (Fig. 1.1) – l’Istituto Elettrotecnico Nazionale ”Galileo Ferraris” (IENGF) ed il Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano ”Giacinto Motta” (CESI), oltre allo IMQ, sono designati quali organismi incaricati del rilascio di certiﬁcati di conformit` alle norme a – un costruttore pu` apporre il contrassegno del CEI (Fig. 1.1) ai prodotti o per cui ha dichiarato la conformit` alle norme CEI (autocertiﬁcazione) a
1 Alcune abbreviazioni utilizzate nel seguito – DLGS: Decreto Legislativo – DM: Decreto Ministeriale – DPR: Decreto del Presidente della Repubblica – GU: Gazzetta Uﬃciale
Fig. 1.1 - Contrassegni e marchi
DPR 31 luglio 1980, n. 619 ”Istituzione dell’Istituto superiore per la prevenzione e la sicurezza del lavoro (art. 23 della Legge n. 833 del 1978)” – la Legge 833/1978 aveva istituito il servizio sanitario nazionale Legge 7 dicembre 1984, n. 818 ”Nullaosta provvisorio per le attivit` soggette a ai controlli di prevenzione incendi, modiﬁca degli articoli 2 e 3 della Legge 4 marzo 1982, n. 66, e norme integrative dell’ordinamento del Corpo nazionale dei vigili del fuoco” Legge 5 marzo 1990, n.46 ”Norme per la sicurezza degli impianti”, con il relativo DPR 6 dicembre 1991, n. 44 ”Regolamento di attuazione della Legge 5 marzo 1990, n. 46 in materia di sicurezza degli impianti” Legge 11 febbraio 1994, n. 109 ”Legge quadro in materia di lavori pubblici” DPR 18 aprile 1994, n. 392 ”Regolamento recante disciplina del procedimento di riconoscimento delle imprese ai ﬁni della installazione, ampliamento e trasformazione degli impianti nel rispetto delle norme di sicurezza” DLGS 19 settembre 1994, n. 626 ”Attuazione delle direttive 89/391/CEE, 89/ 655/CEE, 89/656/CEE, 90/269/CEE, 90/270/CEE, 90/394/CEE e 90/ 679/CEE riguardanti il miglioramento della sicurezza e della salute dei lavoratori sul luogo di lavoro” DLGS 14 agosto 1996, n. 494 ”Attuazione della direttiva 92/57/CEE concernente le prescrizioni minime di sicurezza e di salute da attuare nei cantieri temporanei o mobili” DLGS 25 novembre 1996, n. 626 ”Attuazione della direttiva 93/68/CEE in materia di marcatura CE del materiale elettrico destinato ad essere utiliz-
zato entro taluni limiti di tensione”, circa l’obbligo della marcatura CE (Fig. 1.1) per i prodotti conformi alle direttive comunitarie.
Il CEI ` stato fondato nel 1907 nell’ambito dell’Associazione Elettrotecnica e ed Elettronica Italiana (AEI), e si ` costituito in forma autonoma nel 1909, tra e i primi enti normatori al mondo. Come indicato in precedenza, il CEI ` l’ente e istituzionale riconosciuto dallo Stato Italiano e dalla Unione Europea preposto alla normazione e all’uniﬁcazione del settore elettrotecnico ed elettronico e delle telecomunicazioni. Le norme tecniche pubblicate dal CEI stabiliscono i requisiti fondamentali che devono avere materiali, macchine, apparecchiature, installazioni e impianti elettrici ed elettronici per rispondere alla regola della buona tecnica, deﬁnendo le caratteristiche, le condizioni di sicurezza, di aﬃdabilit`, di qualit` ed i metodi di prova che garantiscono la rispondenza dei a a suddetti componenti alla regola dell’arte. Per lo sviluppo delle sue attivit`, a il CEI si ` organizzato in Comitati Tecnici, ognuno con un proprio ambito di e competenza. Il CEI ` l’organismo nazionale italiano facente parte della International e Electrotechnical Commission (IEC), costituita dai Comitati Elettrotecnici nazionali dalle principali nazioni, che raggruppano pi` dell’80% della popolazione u mondiale e producono il 95% dell’energia elettrica consumata. La IEC prepara norme tecniche su scala mondiale, che servono da base per l’elaborazione di norme e di regolamenti nazionali di oltre cento paesi. Un altro importante organismo normatore per il settore elettrico, di cui il CEI ` membro, ` il Comit´ Europ´en de Normalisation Electrotecnique (CENEe e e e LEC). Esso ha il compito di preparare normative riguardanti il settore elettrotecnico che facilitino e rendano possibile lo scambio di mezzi e servizi nell’ambito dell’Unione Europea. Il CENELEC prepara documenti di armonizzazione, a cui le norme nazionali devono adeguarsi, oppure direttamente norme europee, che devono essere (tradotte e) adottate a livello nazionale. Di particolare rilevanza per la progettazione, la veriﬁca, l’installazione e la gestione degli impianti elettrici sono le norme emanate dai Comitati Tecnici (CT) del CEI indicati nella Tabella 1.1.2
1.3.1 Classiﬁcazione delle norme CEI
2 Possono essere di interesse anche alcune norme dell’Ente Nazionale Italiano di Uniﬁcazione (UNI).
Tabella 1.1 - Principali comitati del CEI di interesse nel campo degli impianti elettrici
Denominazione Applicazione delle Norme e testi di carattere generale Terminologia, grandezze e unit` (ex CT 1/24/25) a Documentazione e segni graﬁci Materiali conduttori Tensioni, correnti e frequenze normali Impianti elettrici ad alta tensione e di distribuzione pubblica di bassa tensione Apparecchi per la misura dell’energia elettrica e per il controllo del carico Contrassegni dei terminali e altre identiﬁcazioni Grossa apparecchiatura Impianti elettrici di navi ed unit` ﬁsse/mobili fuori costa a (oﬀshore) Cavi per energia Apparecchiatura a bassa tensione Fusibili Condensatori Lampade e relative apparecchiature Isolatori Scaricatori Telecomunicazioni associate ai sistemi elettrici di potenza Impianti elettrici utilizzatori di bassa tensione (ﬁno a 1000 V in c.a. e a 1500 V in c.c.) Sistemi di rilevamento e segnalazione per incendio, intrusione, furto, sabotaggio e aggressione Protezione contro i fulmini Esposizione umana ai campi elettromagnetici (ex CT 211) Sistemi bus per ediﬁci (ex CT 83) Compatibilit` elettromagnetica a
norma, il secondo ` un numero progressivo, con eventuali sottocampi (indicanti e parte, variante, ecc.). Le norme CENELEC sono contrassegnate dalla sigla EN e sono numerate a partire da 50000;3 le norme europee tratte da norme della IEC sono indicate aggiungendo 60000 al numero della norma IEC. Cos` ı, ad esempio, la norma CEI 33-8, emessa dal CT 33 del CEI (cfr. Tabella 1.1) e riguardante condensatori per il rifasamento in impianti a tensione nominale ﬁno a 1000 V, ` anche indicata come norma CEI EN 60931-1; ci` signiﬁca che e o essa ` la traduzione in italiano della norma europea EN 60931-1, che a sua volta e ` tratta dalla norma IEC 931-1. e
I documenti di armonizzazione sono contrassegnati dalla sigla HD.
I termini utilizzati per la descrizione degli impianti elettrici sono spesso diversi in relazione agli ambiti in cui la descrizione stessa viene utilizzata; ci si riferisce, in particolare, al linguaggio utilizzato in ambito formativo, al linguaggio tecnico corrente, alla terminologia e simbologia utilizzata in ambito normativo. Chi progetta una struttura elettrica produce elaborati, la documentazione di progetto, che verranno poi utilizzati da altri soggetti, per la realizzazione e ` per la gestione della struttura stessa. E allora necessario che i diversi operatori possano riferirsi ad uno stesso lessico e ad una stessa simbologia, per evitare fraintendimenti ed interpretazioni personali. Questa necessit` si fa poi pi` forte a u se si considerano i risvolti legali e di assunzione di responsabilit` di ognuna delle a attivit` citate. Il riferimento per il lessico e la simbologia non pu` che essere a o costituito dalle norme CEI. La scelta di riferirsi ad un unico ambito per la deﬁnizione della terminologia e della simbologia non risolve completamente la questione della univocit` dei a termini. Infatti, si rileva a volte che in norme CEI diverse esistono deﬁnizioni diverse, anche se equivalenti, di uno stesso termine; ed ogni deﬁnizione va utilizzata solo nel campo di applicazione della norma che la pone. Occorre allora che chi opera nel settore degli impianti elettrici abbia chiara questa possibile diﬀerenza di signiﬁcato di uno stesso termine, usato in campi diversi.
Si riportano alcune deﬁnizioni riguardanti impianti e componenti elettrici, con l’indicazione della Norma CEI da cui sono state desunte; si rimanda ad esse per ulteriori deﬁnizioni.
Impianto elettrico CEI 11-1 1 Complesso di componenti elettrici, anche a tensioni nominali di esercizio diverse, destinato ad una determinata funzione. CEI 64-8/2 2 Insieme di componenti elettrici elettricamente associati al ﬁne di soddisfare a scopi speciﬁci e aventi caratteristiche coordinate. Fanno parte dell’impianto elettrico tutti i componenti elettrici non alimentati tramite prese a spina; fanno parte dell’impianto elettrico anche gli apparecchi utilizzatori ﬁssi alimentati tramite prese a spina destinate unicamente alla loro alimentazione. Impianto utilizzatore CEI 11-1 Impianto costituito dai circuiti di alimentazione degli apparecchi utilizzatori, comprese le relative apparecchiature di sezionamento, di manovra, di interruzione, di trasformazione, di protezione, ecc. che non facciano parte di impianti di produzione, trasmissione e distribuzione. Si considera come origine dell’impianto utilizzatore il punto di consegna dell’energia elettrica all’impianto stesso, in genere da una rete del distributore. Componente elettrico CEI 11-1 Ogni elemento utilizzato per produzione, trasformazione, trasmissione, utilizzazione e distribuzione dell’energia elettrica, quali: macchine, trasformatori, apparecchiature, strumenti di misura, dispositivi di protezione, condutture ed apparecchi utilizzatori. CEI 64-8/2 Termine generale usato per indicare sia i componenti dell’impianto sia gli gli apparecchi utilizzatori. Componente dell’impianto CEI 64-8/2 Ogni elemento utilizzato per la produzione, trasformazione, trasmissione, o distribuzione di energia elettrica, come macchine, trasformatori, apparecchiature, strumenti di misura, apparecchi di protezione, condutture.
Sistema elettrico CEI 11-1 Parte di impianto elettrico costituita dal complesso dei componenti elettrici aventi una determinata tensione nominale (d’esercizio). CEI 64-8/2 Parte di un impianto elettrico costituito dal complesso dei componenti elettrici aventi una determinata tensione nominale. Tensione nominale CEI 11-1 Valore arrotondato appropriato della tensione utilizzata per denominare od identiﬁcare un sistema (Il termine eﬀettivamente deﬁnito ` e Tensione nominale di un sistema). CEI 64-8/2 Tensione per cui un impianto o una sua parte ` progettato. e
Per i sistemi trifase (o trifasi), si considera la tensione concatenata. Il simbolo utilizzato per la tensione ` U, mentre per i valori nominali si usa di solito il e pedice nom oppure n.3 La tensione nominale viene allora indicata con Unom oppure Un . Tensione nominale verso terra di un sistema CEI 11-1 e CEI 64-8/2 4 Si intende tensione nominale verso terra: – nei sistemi trifase con neutro isolato o con neutro a terra attraverso impedenza, la tensione nominale – nei sistemi trifase con neutro direttamente a terra, la tensione stellata corrispondente alla tensione nominale – nei sistemi monofase, o a corrente continua, senza punti di messa a terra, la tensione nominale – nei sistemi monofase, o a corrente continua, con punto di mezzo a terra, la met` della tensione nominale a Non c’` un simbolo generale per indicare la tensione nominale verso terra. In e alcuni casi, come ad esempio per la designazione dei cavi per energia,5 si utilizza il simbolo U0 .
Massa CEI 1 6 Parte conduttrice, facente parte dell’impianto elettrico, che non ` in e tensione in condizioni ordinarie di isolamento ma che pu` andare in tensioo ne in caso di cedimento dell’isolamento principale, e che pu` essere toccata. o Una parte conduttrice che pu` andare in tensione solo perch` ` in contatto o ee con la massa, non ` da considerare una massa. e CEI 11-1 e CEI 64-8/2 4 Parte conduttrice di un componente elettrico che pu` o essere toccata e che non ` in tensione in condizioni ordinarie, ma che pu` e o andare in tensione in condizioni di guasto. Massa estranea CEI 1 Parte conduttrice, non facente parte dell’impianto elettrico, suscettibile di introdurre il potenziale di terra. In casi particolari si considerano masse estranee quelle suscettibili di introdurre altri potenziali. CEI 11-1 e CEI 64-8/2 4 Parte conduttrice non facente parte di un impianto elettrico in grado di introdurre un potenziale, generalmente il potenziale di terra. Terra CEI 11-1 Termine per designare il terreno sia come luogo che come materiale conduttore, per esempio humus, terriccio, sabbia, ghiaietto e pietra. CEI 64-8/2 Il terreno come conduttore il cui potenziale elettrico in ogni punto ` convenzionalmente considerato uguale a zero. e Terra di riferimento (terra lontana) CEI 11-1 Zona della superﬁcie del terreno al di fuori dell’area di inﬂuenza di un dispersore o di un impianto di terra, dove cio` tra due punti qualsiasi e non si hanno percettibili diﬀerenze di potenziale dovute alla corrente di terra. Dispersore CEI 11-1 Conduttore in contatto elettrico con il terreno, o conduttore annegato nel calcestruzzo a contatto con il terreno attraverso un’ampia superﬁcie (per esempio una fondazione).
CEI 64-8/2 Corpo conduttore o gruppo di corpi conduttori in contatto elettrico con il terreno e che realizza un collegamento elettrico con la terra. Impianto di terra CEI 11-1 Sistema limitato localmente costituito da dispersori o da parti metalliche in contatto con il terreno di eﬃcacia pari a quella dei dispersori (ad esempio fondazioni di sostegni, armature, schermi metallici di cavi), di conduttori di terra e di conduttori equipotenziali. CEI 64-8/2 Insieme dei dispersori, dei conduttori di terra, dei collettori (o nodi) principali di terra e dei conduttori di protezione ed equipotenziali, destinato a realizzare la messa a terra di protezione e/o di funzionamento. Messa a terra di protezione CEI 11-1 Messa a terra di una parte conduttrice, non destinata ad essere attiva, con lo scopo di proteggere le persone dallo shock elettrico. Messa a terra di funzionamento CEI 11-1 Messa a terra di un punto del circuito attivo richiesta per il corretto funzionamento degli impianti e dei suoi componenti elettrici. Conduttore di protezione (PE) CEI 11-1 e 64-8/2 Conduttore prescritto per lacune misure contro i contatti indiretti per il collegamento di alcune delle seguenti parti: – masse – masse estranee – collettore (o nodo) principale di terra (negli impianti di bassa tensione – CEI 11-1) 7 – dispersore – punto di terra della sorgente o neutro artiﬁciale Conduttore di terra CEI 11-1 Conduttore che collega una parte dell’impianto che deve essere messo a terra ad un dispersore o che collega tra loro pi` dispersori, ubicato al di u fuori del terreno od interrato nel terreno e da esso isolato.
7 Nella Norma CEI 11-1, il termine ”bassa tensione” indica i sistemi di I categoria ed il termine ”alta tensione” indica i sistemi di II e di III catergoria – cfr. §2.3.
Sistema TN - un punto del sistema di alimentazione (usualmente il neutro, in c.a.) ` collegato direttamente a terra, mentre le masse dell’impianto sono e collegate a quel punto mediante il conduttore di protezione (Fig. 2.1). Inoltre, in relazione alla disposizione del conduttore di neutro e di protezione, si distinguono tre tipi di sistemi TN: TN-S, quando il conduttore di neutro e quello di protezione sono separati; TN-C, quando la funzione di neutro e quella di protezione sono combinate in un unico conduttore (PEN); TN-C-S, quando la funzione di neutro e quella di protezione sono combinate in un unico conduttore solo in una parte del sistema. Sistema TT - un punto dell’alimentazione ` collegato direttamente a terra grae zie ad un impianto di terra e le masse dell’impianto sono collegate ad un impianto di terra elettricamente indipendente dal primo (Fig. 2.2) 8 . Sistema IT - nessuna parte attiva del sistema di alimentazione ` collegata die rettamente a terra 9 , mentre le masse dell’impianto sono collegate a terra (Fig. 2.3).
8 In Italia, quando gli impianti utilizzatori sono alimentati direttamente da una rete di distribuzione pubblica (a bassa tensione), viene utilizzato il sistema TT. 9 Tutte le parti attive sono isolate da terra, oppure un punto del sistema di alimentazione ` collegato a terra mediante un’impedenza. Normalmente, come ` d’altra parte vivamente e e raccomandato dalla Norma CEI 64-8/4, nei sistemi IT il neutro non viene distribuito, poich` e un suo guasto a terra annullerebbe i vantaggi del sistema stesso.
Prende il nome di alimentazione di riserva il sistema elettrico che garantisce l’alimentazione di apparecchi utilizzatori o di parti dell’impianto di cui si vuole salvaguardare il funzionamento anche in mancanza dell’alimentazione ordinaria per motivi diversi dalla sicurezza delle persone (ad esempio, per garantire la continuit` della produzione). a
I criteri in base ai quali vengono eﬀettuate le scelte nella progettazione degli impianti elettrici possono essere classiﬁcati in due grandi categorie: criteri oggettivi e criteri soggettivi. Una scelta progettuale ` operata secondo un criterio oggettivo quando ese sa ` determinata per rispettare speciﬁche di riferimento, quali stabilite dal e committente, da standard tecnologici, dalla normativa vigente.1 Quando invece la scelta progettuale ` a discrezione del progettista, si dice e fatta secondo criteri soggettivi. La scelta ` tra possibili alternative di carattere e tecnico, economico e di sicurezza, ed ` operata dal progettista in virt` delle e u caratteristiche che vuole conferire all’impianto. In quanto ai criteri oggettivi, si ` gi` trattato di disposizioni legislative e e a di norme tecniche nel cap. 1. Nel seguito, si illustrano i principali aspetti della prestazione di un impianto elettrico inﬂuenzati dalle scelte progettuali operate secondo criteri soggettivi.
Le scelte progettuali discrezionali concorrono a determinare le prestazioni di un impianto elettrico, in rapporto a diverse caratteristiche dell’impianto stesso: la sicurezza, l’aﬃdabilit`, la ﬂessibilit`, la semplicit` di esercizio, i costi. Queste a a a caratteristiche non sono fra loro indipendenti: una decisione progettuale che
Non si deve intendere, tuttavia, che il progettista non possa proporre scelte progettuali in deroga alle speciﬁche o anche, eccezionalmente, alle norme. In tal caso, la deroga va sottoposta all’autorizzazione del caso (committente, VV.F., ecc.).
tende a migliorarne uno pu` tendere a peggiorarne un altro, dal che discende o che un progetto ` sempre un compromesso fra esigenze diverse. Il peso relativo e da attribuire al singolo aspetto dipende dalle esigenze e dalle caratteristiche che il progettista vuole conferire all’impianto.
Con il termine sicurezza ci si pu` riferire ad una caratteristica propria o dell’impianto elettrico, la cosiddetta ”sicurezza elettrica”; a proposito della quale vanno fatte due diverse ed opposte considerazioni. Da un lato, la sicurezza assoluta non ` raggiungibile n` per le persone n` per le cose; dall’altro, la vita e e e umana va rispettata sempre ed indipendentemente dal valore economico che ad essa pu` essere attribuito. Quindi, ` compito del progettista valutare ﬁno a o e che punto vanno estesi i provvedimenti che consentono di ridurre la possibilit`, a l’estensione e la durata di eventi anormali, causa diretta o indiretta di danni. L’impianto elettrico ha peraltro anche un ruolo attivo nell’assicurare la sicurezza dell’utente, per tutte le funzioni di alimentazione dei carichi elettrici utili alla sicurezza (carichi vitali e di sicurezza) nonch` per l’alimentae zione ed integrazione funzionale con gli impianti speciali di protezione attiva (impianti antincendio, sorveglianza e controllo accessi, antintrusione, elevatori, movimentazione, etc.).
3.1.2 Qualit` a
Per qualit` si intende l’attitudine del sistema a garantire la continuit` della a a disponibilit` dell’alimentazione agli utilizzatori e la bont` dell’alimentazione a a stessa. La prima dipende dall’aﬃdabilit` propria dei componenti, dallo schema a di rete e dalla conduzione della stessa. Dallo schema di rete e dalla conduzione della stesa, nonch` dalla presenza di carichi non lineari, dipendono poi le e caratteristiche dell’alimentazione 2 . Continuit` assoluta e caratteristiche dell’alimentazione sempre adeguate a ` non sono tecnicamente ottenibili. E allora necessario valutare le conseguenze che eventi anormali possono avere su tali caratteristiche aspetti, tenendo conto che al crescere della gravit` ed estensione di un’anomalia si riesce a soda disfare esigenze di funzionamento sempre minori. Occorre allora individuare le categorie di appartenenza degli utilizzatori, in relazione alle speciﬁche esigenze
2 Per un componente o un sistema (insieme funzionale di componenti), l’aﬃdabilit` la a probabilit` che esso sia ancora funzionante dopo un certo tempo; vale per componenti non a riparabili. La disponibilit` ha la stessa deﬁnizione probabilistica dell’aﬃdabilit`, portando a a per` in conto il possibile buon funzionamento a seguito di riparazione. La manutenibilit` o a la possibilit` di elevare il valore di aﬃdabilit`, ovvero disponibilit`, mediante interventi di a a a manutenzione opportunamente programmati.
di aﬃdabilit` dell’alimentazione, per poter decidere sulla struttura di rete e le a modalit` di conduzione della stessa capaci di garantire alle diverse categorie a l’aﬃdabilit` richiesta. a
3.1.3 Flessibilit` a
Si intende per ﬂessibilit` l’attitudine del sistema a a – essere adattato, modiﬁcato e ampliato per rispondere a nuove esigenze, senza che ci` richieda modiﬁche sostanziali o interruzioni del servizio di durata o eccessiva (ad esempio, prevedendo alcune riserve nei quadri di zona (cfr.§ 8), cio` derivazioni predisposte ma non utilizzate, al momento) e – permettere la possibilit` di doppie alimentazioni, di alimentazioni di riserva a o di sicurezza – essere esercito in modo diverso da quello previsto come normale, per esigenze di manutenzione, di riparazione di guasti, di veriﬁche, etc.
3.1.4 Semplicit` di esercizio a
La semplicit` di esercizio caratterizza la bont` di un progetto. Essa ` legata a a e essenzialmente a a – razionalit` dello schema – assenza di non necessarie complicazioni costruttive e funzionali (ad esempio, interblocchi o asservimenti di diﬃcile/complessa individuazione e comprensione) – chiarezza e logicit` delle sequenze di manovra, sia in condizioni normali che a in condizioni di emergenza a – uniformit` delle sequenze di manovra per tutte le parti di impianto
Rientrano fra i costi quelli di primo impianto, gli ammortamenti e gli interessi passivi, i costi di esercizio; questi ultimi includono essenzialmente i costi di acquisto dell’energia totale, comprensiva di quella assorbita dai carichi e delle perdite in rete per eﬀetto Joule. Obiettivo della progettazione ` minimizzare i e costi totali, nel rispetto di vincoli posti dalla considerazione degli altri aspetti della progettazione stessa.
3.1.6 Ulteriori caratteristiche
Ulteriori alternative sono oﬀerte al progettista in relazione ad alcune caratteristiche tecnologiche.
La missione di un impianto elettrico ` l’alimentazione dei carichi nel luogo e in cui essi si trovano, con la potenza che essi richiedono, per una adeguata durata di vita utile e con adeguate caratteristiche di qualit` dell’alimentazione. a Elemento base della progettazione `, quindi, il valore della potenza richiesta e dal carico e la sua evoluzione nel tempo.
I carichi elettrici non sono costanti, per la natura stessa dell’utilizzazione dell’energia elettrica: gli apparecchi illuminanti vengono alimentati e disalimentati in relazione alle esigenze, i motori assorbono una potenza variabile in relazione alla condizione operativa, ecc.. Registrando il valore della potenza attiva assorbita da un carico (costituito da un singolo utilizzatore, o da un gruppo gruppo di utilizzatori) per un intervallo di tempo deﬁnito, T, si ottiene il diagramma di carico relativo al periodo di tempo T in esame (Fig. 4.1); periodi di tempo tipici sono l’ora, il giorno, il mese, l’anno. Nel diagramma di carico si riconosce il valore massimo della potenza assorbita dal carico, P M , sempre con riferimento al periodo T. Il diagramma di durata del carico, detto anche monotona di carico, ` un e altro tipo di diagramma che si ottiene per costruzione da quello cronologico, ed ` sempre riferito ad uno speciﬁcato intervallo di tempo T. L’ascissa di un punto e della monotona di carico rappresenta il tempo cumulato complessivo durante il quale la potenza assorbita dal carico ` stata maggiore o uguale alla ordinata e ` facile constatare che il diagramma di carico e la del punto stesso (Fig. 4.2). E monotona di carico hanno lo stesso valore massimo, P M , e sottendono la stessa area, pari all’energia assorbita dal carico nell periodo di tempo T.
` Modularita ´ E modulare un progetto organizzato in un certo numero di elementi che si ripetono invariabili nell’impianto; da ci` possono ricavarsi alcuni vantaggi (ad o esempio, in termini di sostituibilit` in caso di guasto (o di espansibilit` per far a a fronte a esigenze successive) attraverso l’impiego di elementi uguali utilizzati in sostituzione (o in aggiunta). Prefabbricazione Con questo termine si intende la realizzazione di un certo numero di lavorazioni direttamente in fabbrica, limitando le operazioni da compiere nel luogo di installazione riducendo il montaggio dell’impianto in un semplice assemblaggio delle parti prefabbricate in fabbrica. Integrazione Grazie all’integrazione si realizza l’unione di pi` elementi funzionali, conu seguendo un incremento delle prestazioni nonch` ottimizzazioni tecnologiche e e dimensionali.
Fig. 4.1 - Diagramma di carico
Fig. 4.2 - Monotona di carico
Tabella 4.1 - Alcuni valori degli indici di carico – T = 1 anno = 8760 h
tipo di utenza industriale commerciale, residenziale rurale
fu 0,5 0,4 0,3
Il grado di regolarit` del diagramma di carico, come anche della monotona a di carico, viene descritto dal fattore di utilizzazione del carico massimo, fu , deﬁnito come il rapporto fra la potenza media assorbita dal carico e la potenza massima, nell’intervallo di tempo considerato: fu
P (τ )dτ . PM
Pi` prossimo a uno ` fu , pi` regolare ` il carico. u e u e Un indice legato al fattore di utilizzazione del carico massimo ` la durata e di utilizzazione del carico massimo, du , deﬁnita come il rapporto fra l’energia assorbita dal carico e la potenza massima, nel periodo di tempo considerato: du
P (τ )dτ ; PM
dalla deﬁnizione di du e dalla (4.1) si ricava subito: du = T fu . (4.3)
Si osserva che du ` pari al tempo per cui un carico costantemente pari al mase simo assorbe un’energia che il carico in esame assorbe nel periodo di tempo T. I valori di du sono tabellati per le diverse tipologie di utilizzazione. Per una durata di osservazione di un anno, la Tabella 4.1 riporta il valore di fu e di du per alcuni tipi di utenza. Il fattore di utilizzazione della potenza installata, u, ` pari al rapporto fra e la massima potenza assorbita da un carico e la potenza installata: u PM ; Pi (4.4)
Anche i valori di u sono tabellati per le diverse tipologie di utilizzazione. La Tabella 4.2 riporta il valore di u per alcune utilizzazioni elettriche; si nota che il valore di u pu` essere anche maggiore di uno, tipicamente per i motori destinati o al sollevamento.
Tabella 4.2 - Alcuni valori del fattore di utilizzazione della potenza installata
u 1,00 0,75 0,15 0,05 1,00 3,00
Il fattore di contemporaneit` di un gruppo di carichi, fc , ` deﬁnito come il a e rapporto fra la potenza massima assorbita dal complesso dei carichi e la somma delle potenze massime assorbite da ciascun carico: fc PcM n M k=1 Pk , (4.5)
in cui n ` il numero dei carichi che compongono il complesso in esame (si veda e la Fig. 4.3 per un esempio). Risulta sempre fc ≤ 1, dal momento che il massimo del diagramma della somma di pi` carichi non pu` essere maggiore della somma u o dei massimi dei singoli carichi; la condizione fc = 1 si ha quando i massimi dei singoli carichi hanno luogo in uno stesso istante. Il fattore di contemporaneit` `, pure esso, tabellato per i diversi tipi di a e utilizzazioni elettriche (cfr. Tab. 4.3 per alcuni esempi). Per una speciﬁca applicazione, il progettista pu` fare riferimento a tali tabelle, anche in analogia; o oppure pu` valutare il valore del fattore di contemporaneit` a partire dalo a la esatta conoscenza dei diagrammi di carico delle singole utilizzazioni attive nell’impianto da progettare. Il fattore di contemporaneit` decresce al crescere del numero di gruppi di a carichi omogenei. Ad esempio, per quartieri residenziali ` stata determinata la e curva asintotica riportata in Fig. 4.4, in cui il valore asintotico varia leggermente in relazione al tenore di vita medio nel quartiere considerato.
Tabella 4.3 - Alcuni valori del fattore di contemporaneit` a
tipo di utenza ospedali alberghi, scuole lavorazione del marmo mense
fc 0,6 0,6 0,8 0,4
PcM = 0 ,82 + P2M + P3M
Fig. 4.3 - Fattore di contemporaneit` a
Fig. 4.4 - Fattore di contemporaneit` per utenze residenziali a
Uno degli aspetti caratterizzanti il dimensionamento di un impianto elettrico ` la potenza massima richiesta dal carico; ed occorre tener conto del pose sibile, o prevedibile, aumento di questa nel corso degli anni, per dimensionare correttamente dall’inizio l’impianto stesso 1 . La conoscenza della potenza massima richiesta dai carichi, e della sua evoluzione nel tempo, richiede dati e procedure diverse a seconda che gli utilizzatori siano noti a priori oppure siano noti solo nelle caratteristiche generali; gli stabilimenti industriali sono un esempio del primo caso, e le utenze di un quartiere residenziale in una zona di nuova urbanizzazione sono un esempio del secondo caso. Per gli utilizzatori noti a priori, occorre conoscere le potenze installate delle singole macchine (o di gruppi di macchine). Dalla conoscenza dei fattori di utilizzazione della potenza installata e dei fattori di contemporaneit`, si pu` a o risalire alla potenza massima assorbita nelle singole sezioni di impianto e dal complesso delle utenze presso l’utilizzatore. Eventuali ampliamenti gi` previsti a o prevedibili indicano inﬁne quali maggiori potenze portare in conto da subito e/o quali predisposizioni per futuri ampliamenti realizzare. Diverso ` il caso di utilizzatori non noti a priori. L’utilizzo di serie storiche e dei fabbisogni di energia di utenze simili a quelle da servire con l’impianto in esame, insieme alla considerazione di parametri economici il cui valore viene ipotizzato sulla base di previsioni di sviluppo, consente di prevedere i fabbisogni futuri di energia elettrica, normalmente annui, per ognuna delle utenze da servire. Sulla base della previsione del fattore di utilizzazione della potenza massima 2 , dall’energia annua richiesta si ottiene il valore della potenza massima annua richiesta, ed il suo andamento negli anni. Inﬁne, la conoscenza dei fattori di contemporaneit` consente di valutare la potenza massima di dimensionamento a per ogni sezione di impianto.
Carichi ordinari, preferenziali e privilegiati
La valutazione del fabbisogno in impianti utilizzatori va fatta distintamente per i carichi ordinari, preferenziali e privilegiati (cfr. §2).
Ci` non signiﬁca necessariamente dimensionare l’impianto elettrico assumendo come vao lore della potenza massima quello previsto nel corso della vita utile dell’impianto stesso; ` e invece necessario decidere del dimensionamento iniziale e degli eventuali futuri potenziamenti. 2 Poich`, per una data tipologia di utenze, la forma del diagramma di carico varia poco, o e molto lentamente, nel tempo, la previsione viene ottenuta con alta precisione.
4.4.1 Carichi ordinari
Rientrano fra i carichi ordinari quelli per servizi generali e per lavorazioni non essenziali, l’illuminazione ordinaria di interni ed esterni, gli impianti di condizionamento e di riscaldamento generali, le prese di corrente per alimentazioni ordinarie. Interruzioni elettriche per questi utilizzatori sono tollerabili anche per un tempo relativamente lungo (ordine delle ore) ed possibile attendere il ripristino dell’alimentazione ordinaria o l’intervento del servizio di manutenzione per la sostituzione dei componenti guasti.
4.4.2 Carichi preferenziali
Sono carichi preferenziali quelli relativi a servizi/lavorazioni per i quali sono tollerate brevi interruzioni, i servizi di illuminazione di passaggi, scale e locali particolari, i servizi di illuminazione ridotta per evitare paura e panico, il servizio di illuminazione di riserva di altri locali, i sistemi di riscaldamento e di condizionamento di particolari locali, gli ascensori, la carica delle batterie. Per questi utilizzatori si pu` ritenere accettabile la mancanza di alimentazione per o una durata non superiore a 20 s.
4.4.3 Carichi privilegiati
I carichi privilegiati sono quelli che garantiscono i servizi di sicurezza. Si tratta di carichi relativi a servizi essenziali, a sistemi/apparecchiature con elevatissime esigenze di disponibilit`/bont` dell’alimentazione o la cui mancata a a alimentazione pu` provocare gravi danni: illuminazione di sicurezza (scale, o uscite, ascensori, cabine elettriche), calcolatori per la raccolta, l’elaborazione e la trasmissione dei dati, sistemi di telecomunicazione, cercapersone, sistemi di allarme e di sorveglianza, segnalazioni e sistemi antincendio, sistemi di controllo continuo con televisione a circuito chiuso. Il tempo di ripristino dell’alimentazione ` da deﬁnirsi caso per caso; tipicamente, non supera i 15 s. e ` E da osservare che, per garantire un’adeguata autonomia all’alimentazione dei carichi privilegiati, questi ultimi possono essere computati anche fra i carichi preferenziali. Si pensi, ad esempio, ad un gruppo statico di continuit` che a garantisce un’alimentazione di continuit`; l’autonomia del gruppo pu` essere a o resa praticamente illimitata se, in mancanza di alimentazione ordinaria, esso viene alimentato da una sorgente prevista per i carichi privilegiati, quale un gruppo elettrogeno.
La scelta della struttura di un impianto di distribuzione comporta la scelta dello schema di rete, dei valori della tensione nelle diverse sezioni e del numero dei centri di alimentazione.
La scelta dello schema di rete si basa fondamentalmente sulla considerazione delle esigenze di aﬃdabilit` dell’alimentazione (disponibilit` e qualit`) delle a a a utenze da alimentare. Nella Tabella 5.1 sono riassunti gli schemi tipici degli impianti di distribuzione, con l’indicazione della categoria dei sistemi in cui vengono normalmente adottati e dell’ambito di applicazione.
Tabella 5.1 - Tipici schemi di rete per i sistemi di distribuzione
(b) MT con cabine di smistamento Fig. 5.1 - Reti radiali semplici
5.1.1 Reti radiali
Radiale semplice La pi` semplice struttura di rete ` quella radiale, la cui caratteristica peu e culiare ` quella di essere unico il percorso che collega un carico al centro di e alimentazione; dal punto di vista circuitale, esiste un solo albero di rete, che ` e la rete stessa. Le realizzazioni di una rete radiale sono molteplici. Un esempio ` quello della rete con dorsali (linee principali) che si dipartono dal centro di e alimentazione, ognuna con proprie derivazioni (Fig. 5.1a), ed utilizzato sia in bassa tensione che in media tensione; un altro esempio ` quello di reti radiali e in media tensione che alimentano cabine MT/BT attraverso cabine nodali di smistamento (Fig. 5.1b). I vantaggi e gli svantaggi di una rete radiale sono riassunti nella Tabella 5.2.
Radiale doppio Con il radiale doppio si cerca di ovviare ad uno svantaggio dello schema radiale semplice, quello della scarsa qualit` del servizio, conservando di tale a
Tabella 5.2 - Vantaggi e svantaggi delle reti radiali
vantaggi - economicit` dell’installazione a - univocit` della direzione a dei ﬂussi di potenza - facilit` di esercizio a
svantaggi - modesta qualit` del servizio a - diﬃcolt` di ampliamenti a
(b) Tre livelli di commutazione Fig. 5.2 - Reti radiali doppie
schema i vantaggi. Nella Fig. 5.2 sono illustrati alcuni schemi radiali doppi, con diverso numero e posizione delle commutazioni possibili. La conduzione di uno schema radiale doppio ` sempre in radiale, cio` tale da non dar luogo e e a maglie chiuse; tuttavia, grazie alle commutazioni, ` possibile riconﬁgurare e il circuito e fare in modo che un carico possa essere alimentato con pi` di u un percorso alternativo. In tal modo, si riesce a far fronte al fuori servizio di un componente della rete, mantenendo pi` alta che nel radiale semplice la u disponibilit` dell’alimentazione ai carichi. Le possibili conﬁgurazioni di uno a schema radiale doppio vanno considerate al momento del dimensionamento delle linee e delle protezioni, per garantire condizioni di buon funzionamento in ogni possibile conﬁgurazione.
5.1.2 Reti ad anello
Con le reti ad anello (Fig. ??) si garantiscono elevate
Livelli di tensione possibili Va ricordato che in Italia vige la Legge 105/1949, che impone i valori normali delle tensioni (nominali) delle reti di distribuzione (pubblica) di 125/220 V e 220/380 V nei sistemi di I categoria a tensione non inferiore a 100 V.1 D’altra parte, la Norma CEI 8-6, nell’ambito della normalizzazione europea, stabilisce quali valori normali della tensione nominale negli stessi sistemi i valori di 230/400 V. Una legge ` gerarchicamente superiore ad una norma tecnica, e ed in Italia i valori normali sono quelli previsti dalla Legge citata. Per quanto riguarda i sistemi di II categoria, non esiste una legge che ne stabilisca valori normalizzati. La Norma CEI 11-1 indica come valori normalizzati quelli di 3, 6, 10, 15 (sconsigliato), 20, 30 kV (e ci sono eccezioni); c’` e una tendenza ad utilizzare il 20 kV nei sistemi di distribuzione pubblica. Centri di alimentazione Per ”centro di alimentazione” si intende il punto di connessione comune di un gruppo di carichi. Il concetto di centro di alimentazione ` ricorsivo, nel senso e che un centro di alimentazione pu` raggruppare altri centri di alimentazione. o Cos` una cabina MT/BT ` centro di alimentazione per tutti i carichi in BT ı, e serviti dal quella cabina, ed una stazione AT/MT ` un centro di alimentazione e per tutte le cabine MT/BT da essa alimentate. Concetto fondamentale, in particolare nei sistemi di distribuzione pubblica, ` quello della superﬁcie d’azione di un centro di alimentazione, deﬁnibile come e l’area alimentata con linee che si dipartono dal centro stesso. Il raggio d’azione di un centro di alimentazione ` dato dalla lunghezza media di linee (in radiale) e che dal centro di alimentazione giungono alla periferia dell’area servita dal centro stesso. Sottesa a queste deﬁnizioni ` l’idea che un centro di alimentazione e venga ubicato in prossimit` del baricentro dei carichi; nella pratica, ci` pu` non a o o avvenire. Per una data tensione e tipo di sistema (monofase o trifase), il valore ottimale della superﬁcie d’azione di un centro di alimentazione dipende fortemente dal tipo di conduttori utilizzati e dalla densit` di carico. Nella Tabella 5.3 a
Si noti l’approssimazione insita nella deﬁnizione di legge; √ primo caso si ha un errore nel √ dello |220−125 3| 100 = 1, 6%, e nel secondo caso dello |380−220 3| 100 = 0, 3%. 220 380
Tabella 5.3 - Valori indicativi del raggio d’azione ottimale nella distribuzione pubblica
Sistemi di I categoria 150–250 m linee in cavo ed elevata densit` di carico a (3 − 10 M V A/km2 ) 300–400 m linee in cavo e media densit` di carico a (1 − 3 M V A/km2 ) linee aeree e bassa densit` di carico a (0, 1 − 1 M V A/km2 )
sono riportati i valori indicativi del raggio d’azione ottimale per sistemi di distribuzione pubblica, per diversi tipi di conduttori e diverse densit` di carico. a
Raggruppamento dei carichi negli impianti utilizzatori Nell’ambito degli impianti utilizzatori, il concetto di raggio d’azione del centro di alimentazione si pu` validamente applicare per i sistemi di II e III o categoria. Per i sistemi di I categoria, tale concetto conﬂuisce nella determinazione del raggruppamento dei carichi e del numero dei livelli di distribuzione; il riferimento ` a una struttura radiale. e La prima aggregazione, che investe tutto l’impianto, ` quella relativa alla e classiﬁcazione dei carichi in ordinari, preferenziali, privilegiati; questa aggregazione ` necessaria per individuare i carichi da alimentare con le diverse sorgenti e di alimentazione. Per ciascun circuito, relativo alle tre tipologie di utilizzazione, i carichi vengono raggruppati in zone in funzione della localizzazione, e, nella zona, in funzione del tipo (ad esempio, impianto di illuminazione, prese per usi generali, utilizzatori ﬁssi, ecc.). Ogni zona di carico, la cui estensione va valutata caso per caso, ` servita da un quadro di zona da cui si dipartono le linee dedicate e ai singoli carichi o ai gruppi. I quadri di zona vengono alimentati, con linee diverse per ciascun circuito, da altri quadri, che raggruppano pi` quadri di u zona, a loro volta alimentati da altri quadri, ﬁno al quadro generale. In tal modo, la distribuzione ` organizzata in livelli, il cui numero ottimale dipende e dalle esigenze di selettivit` (cfr. § ??) e dai costi legati al numero di quadri a
Tabella 5.4 - Valori indicativi della tensione di allacciamento
potenza impegnata dall’utenza ﬁno a 100 kVA da 0,1 a 5 MVA oltre 5 MVA
ed allo sviluppo delle linee. Un valore tipico del numero di livelli ` tre, come e riportato nell’esempio di Fig. ??. Sorgenti di alimentazione di un impianto utilizzatore Carichi ordinari L’alimentazione dei carichi ordinari viene garantita con la connessione alla distribuzione pubblica e/o attraverso proprio impianto di generazione. Quando si voglia garantire all’impianto utilizzatore un’aﬃdabilit` a della fornitura maggiore di quella che pu` essere garantita da una singola alio mentazione, si pu` prevedere di alimentare l’impianto stesso con pi` linee (di o u solito due), derivate da punti diversi della rete di distribuzione. In tal modo, l’impianto utilizzatore non sar` alimentato solo quando entrambe le linee sarana no fuori servizio, e tale evento ha probabilit` inferiore a quella del fuori–servizio a di una sola linea (purch` le due linee di alimentazione siano derivate da punti e diversi della rete). Un’altra possibilit` ` quella della connessione ad un livello ae di tensione superiore rispetto a quello stabilito dall’impegno di potenza. L’allacciamento di un impianto utilizzatore alla rete di distribuzione pubblica ` sottoposto ad un vincolo che riguarda la categoria del sistema a cui la e connessione pu` avvenire. Infatti, al crescere della potenza impegnata da un o impianto utilizzatore la societ` di distribuzione richiede che l’allacciamento ava venga a tensioni via via crescenti, per ovvie questioni economiche relative alla rete di distribuzione (impianto ed esercizio). Nella Tabella 5.2 sono riportati i valori indicativi limite delle potenze (apparenti) impegnate per l’allacciamento a sistemi di diversa categoria. Le eﬀettive condizioni sono da valutare caso per caso, e possono variare in relazione alle caratteristiche locali delle reti di distribuzione, alla utilizzazione corrente delle reti, ecc.. Carichi preferenziali e privilegiati Per tutti i carichi per i quali indispensabile mantenere il servizio anche in caso di interruzione nell’alimentazione di rete, occorre disporre di una sorgente ausiliaria, detta genericamente di ”emergenza”. Come gi` introdotto in § 2, le Norme CEI distinguono due tipi di alimentaa zione di emergenza: l’alimentazione dei servizi di sicurezza e l’alimentazione di riserva. Nel caso dell’alimentazione di sicurezza si distingue se il loro inserimento richieda l’intervento di un operatore o sia automatica. L’alimentazione
Tabella 5.5 - Alimentazione automatica dei servizi di sicurezza
attesa τ per la disponibilit` [s] a 0 τ ≤ 0, 15 0, 15 < τ ≤ 0, 5 0, 5 < τ ≤ 15 15 < τ
automatica dei servizi di sicurezza ` classiﬁcata in base al tempo entro cui ` e e disponibile secondo quanto riportato nella Tabella 5.4 Per quanto riguarda le sorgenti di alimentazione, si devono valutare separatamente le caratteristiche delle sorgenti per l’alimentazione dei servizi di sicurezza e per quella di riserva, se richiesta. Oltre a potenza, aﬃdabilit`, caa ratteristiche nominali e tempo entro cui essere disponibili, comuni ad entrambi i tipi di sorgenti di alimentazione, caratteristica ulteriore di quelle destinate ad alimentare i servizi di sicurezza ` l’autonomia, intesa come la durata dell’alie mentazione che esse garantiscono. Una sorgente di alimentazione dei servizi di sicurezza deve anzitutto provvedere all’alimentazione di sicurezza, e pu` alio mentare altri carichi solo se vi ` disponibilit` di potenza 3 . Per l’alimentazione e a dei servizi di sicurezza sono ammesse le seguenti sorgenti (Norma CEI 64/8-3) – batterie di accumulatori – pile – altri generatori indipendenti dall’alimentazione ordinaria – linea di alimentazione eﬀettivamente indipendente da quella ordinaria Normalmente, sono usate batterie di accumulatori o gruppi elettrogeni. Nel primo caso bisogna tenere presente che la sorgente in corrente continua: pertanto, se i carichi sono in corrente alternata, bisogna disporre di opportuni convertitori, che possono essere rotanti o statici. In altri casi si possono avere circuiti separati (per esempio per le luci di sicurezza) in modo che il circuito di sicurezza possa essere alimentato direttamente in corrente continua. Nel caso di gruppi elettrogeni, invece, il generatore fornisce direttamente corrente alternata ed ` equipaggiato con opportune regolazioni di tensione e di free quenza. Il gruppo elettrogeno richiede tempi di intervento alquanto lunghi. Talvolta, si associano due sorgenti: accumulatori con convertitore assicurano l’intervento immediato e sostengono interruzioni dell’alimentazione ordinaria di durata limitata; se la mancata alimentazione si prolunga, interviene il gruppo elettrogeno.
Le sorgenti di emergenza deve essere tenute sempre in eﬃcienza, controllando lo stato di carica e la manutenzione dei vari elementi nel caso delle batterie di accumulatori, oppure controllando la presenza del carburante, i livelli dei lubriﬁcanti e del liquido di raﬀreddamento e provando l’avviamento dei gruppi ad intervalli periodici nel caso di gruppi elettrogeni.
In corrente alternata, i carichi assorbono potenza attiva e potenza reattiva; la prima viene trasformata nella forma che serve all’utilizzazione e d` luogo a a lavoro utile, mentre la seconda rappresenta una potenza a valor medio nullo scambiata pendolarmente fra generazione e√ carico. ` E il caso di richiamare che se u(t) = 2U senωt ` la tensione ai capi di e √ un carico e i(t) = 2Isen(ωt − ϕ) ` la corrente da esso assorbita, si pu` dare e o una rappresentazione fasoriale della relazione tra tensione e corrente come in Fig. 6.1, in cui il valore dello sfasamento ϕ ` positivo. La componente della e corrente in fase con la tensione, If , ` detta corrente attiva e vale e If = Icosϕ, (6.1)
mentre la componente della corrente in quadratura con la tensione, Iq , ` detta e corrente reattiva e vale Iq = Isenϕ. (6.2)
Fig. 6.1 - Tensione e corrente di carico.
Fig. 6.2 - Potenza in corrente alternata.
La potenza istantanea assorbita ` p(t) = v(t)i(t) = 2U Isenωtsen(ωt − ϕ), e che si pu` porre nella forma p(t) = U Icosϕ(1 − cos2ωt) + U Isenϕcos(2ωt + π ). o 2 Il primo addendo non assume mai valori negativi ed ha valore medio nel periodo pari a U Icosϕ, la potenza attiva assorbita dal carico: P = U Icosϕ. (6.3)
Il secondo addendo ha invece valor medio nullo, e la sua ampiezza ` il valore e assoluto della potenza reattiva assorbita dal carico, che ` pari a U Isenϕ (cfr. e Fig. 6.2). Q = U Isenϕ = U Iq . (6.4) La richiesta di potenza reattiva ` di solito di carattere induttivo; essa ` da ascrie e vere ai carichi e ad alcuni componenti del sistema, in particolare ai trasformatori ed alle linee.1 Al coseno dello sfasamento fra tensione e corrente si d` il nome di fattore a di potenza, per il quale si ha: f attore di potenza ≡ cosϕ = cosarctan Q . P (6.5)
Nella Tabella 6.1 sono riportati i valori del fattore di potenza (in ritardo) per alcuni carichi.
Si noti che le capacit` trasversali delle linee assorbono potenza reattiva capacitiva, proa porzionale al quadrato della tensione applicata; le reattanze longitudinali delle linee assorbono potenza reattiva induttiva, proporzionale al quadrato della corrente che le attraversa.
Tabella 6.1 - Fattore di potenza per alcuni carichi e componenti
cosϕ (induttivo) a vuoto 0, 10 ÷ 0, 20 a pieno carico 0, 60 ÷ 0, 80 bassa frequenza 0, 70 ÷ 0, 75 alta frequenza ≤ 0, 10 0, 30 ÷ 0, 45 a vuoto 0, 10 ÷ 0, 20
La circolazione di correnti reattive, in particolare induttive, negli impianti elettrici ` causa di un’ampliﬁcazione degli eﬀetti e delle conseguenze della cire colazione di corrente in generale. Per comprendere quali siano questi eﬀetti, si faccia riferimento al semplice circuito di Fig. 6.3.
6.2.1 Perdite Joule
A parit` di correnti attive, la circolazione di correnti reattive fa s` che a ı aumentano le perdite per eﬀetto Joule. Infatti, nel circuito di Fig. 6.3 le perdite Joule, PJ , sono date da:
2 2 PJ = RI 2 = R(If + Iq );
da questa relazione appare evidente l’inﬂuenza della corrente reattiva sulle perdite Joule. La (6.6) pu` essere scritta come o
1 sen2 ϕ 2 ) = RIf . 2ϕ cos cos2 ϕ
Fig. 6.3 - Un semplice sistema elettrico.
5 4 3 2 1 0 0,4 0,6 0,8
Fig. 6.4 - Perdite per eﬀetto Joule e cosϕ.
Per un dato valore di potenza attiva assorbita dall’utilizzatore, e quindi, a tensione costante, per un dato valore di If , la Fig. 6.4 riporta il graﬁco del PJ rapporto RI 2 fra le perdite Joule e le perdite Joule a cosϕ unitario.
6.2.2 Cadute di tensione
Ancora ragionando a parit` di correnti attive, con la circolazione di correnti a reattive induttive aumentano le cadute di tensione, come risulta evidente dalla relazione seguente (cfr. Fig. 6.3): ∆U = RIcosϕ + XIsenϕ = RIf + XIq . (6.8)
6.2.3 Utilizzazione degli impianti
La circolazione di correnti reattive comporta una cattiva utilizzazione degli impianti. Si consideri infatti che generatori e trasformatori sono dimensionati sulla base della potenza apparente, S, che, a partit` di potenza attiva, cresce al a crescere della potenza reattiva da erogare: S= P 2 + Q2 . (6.9)
Per quanto riguarda le linee, esse sono dimensionate sulla base del massimo riscaldamento ammissibile e della massima caduta di tensione. Una linea di data sezione, in assegnate condizioni di posa, e per cui si possa avere un assegnato valore massimo di caduta di tensione, pu` trasmettere una potenza o attiva che decresce al decrescere del fattore di potenza all’arrivo. In relazione alla portata della linea, Iz , la potenza attiva massima che l’utilizzatore di Fig. 6.3 pu` assorbire dipende linearmente dal cosϕ, secondo la relazione : o P M = U Iz cosϕ. (6.10)
0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8
cosϕ 1,0
Fig. 6.5 - Massima potenza attiva e cosϕ.
In relazione alla massima caduta di tensione ammessa, ∆U M , la massima corrente (ohmico–induttiva) che pu` ﬂuire nella linea, I M , ` funzione di cosϕ o e secondo la relazione (cfr. 6.8): IM = ∆U M = Xsenϕ + Rcosϕ X ∆U M 1 − cos2 ϕ + Rcosϕ . (6.11)
La potenza attiva massima che l’utilizzatore pu` assorbire con la corrente o massima data dalla (6.11) ` pari a: e PM = U ∆U M X 1 − cos2 ϕ + Rcosϕ cosϕ. (6.12)
Assumendo costante la tensione ai capi dell’utilizzatore, la Fig. 6.5 riporta un tipico graﬁco delle P M espresse dalle (6.10) e (6.12), in valore relativo rispetto al valore corrispondente al cosϕ unitario.
Il contenimento delle correnti reattive circolanti in un rete si pu` conseguire o generando potenza reattiva quanto pi` vicino possibile al luogo di assorbimento, u in particolare in prossimit` dei carichi. Si deﬁnisce rifasamento l’insieme degli a interventi che comportano un aumento del fattore di potenza in una sezione di rete realizzati con lo scopo di ridurre, a parit` di potenza attiva in transia to, le correnti circolanti in rete. Nelle reti radiali, la generazione di potenza reattiva comporta una riduzione delle correnti circolanti a monte del punto di installazione del generatore stesso. Per produrre potenza reattiva induttiva possono essere utilizzati i seguenti mezzi: compensatori sincroni – Sono macchine sincrone, in parallelo alla rete, che non sono trascinate da alcun motore primo e non trascinano alcuna macchina
operatrice, per cui si pu` ritenere nulla la potenza attiva scambiata con la o rete. In sovraeccitazione, un compensatore sincrono eroga potenza reattiva induttiva; la regolazione dell’eccitazione consente di regolare la quantit` di a potenza reattiva induttiva generata. Di fatto, tuttavia, per ragioni economiche nelle reti di distribuzione i compensatori sincroni non vengono utilizzati. condensatori (statici) – Sono il mezzo principe per eﬀettuare il rifasamento nelle reti di distribuzione. Risulta relativamente semplice ed economico installare batterie di condensatori nei punti pi` opportuni di una rete, ed u in particolare in prossimit` dei carichi. Sotto una tensione sinusoidale di a valore eﬃcace U e di pulsazione ω, un condensatore di capacit` C assora be una potenza reattiva capacitiva Qc (equivalente ad una generazione di potenza reattiva induttiva) pari a:2 Qc = ωCU 2 . (6.13)
In un’installazione trifase, tre condensatori disposti a stella, ciascuno di capacit` CY assorbono complessivamente una potenza pari a a Qc = 3ωCY U √ 3
= ωCY U 2 ,
in cui U ` il valore eﬃcace della tensione concatenata; tre condensatori a e triangolo, ciascuno di capacit` C , assorbono una potenza a Qc = 3ωC U 2 . (6.15)
Dalle (6.14)-(6.15), risulta che, a parit` di tensione concatenata e di poa tenza reattiva assorbita, un condensatore per inserzione a stella deve avere una capacit` tripla di uno per inserzione a triangolo; d’altra parte, un a condensatore da√ inserire a triangolo deve essere dimensionato per una tensione nominale 3 volte pi` grande. Nei sistemi di I categoria, si hanno u installazioni monofase o trifase, usualmente a triangolo. Nei sistemi di II categoria, le installazioni sono trifase, a triangolo o a stella per sistemi ﬁno a 10 kV, a stella per tensioni superiori. I condensatori di rifasamento sono adoperati singolarmente, per potenze modeste, o in batteria, per potenze elevate.
Oltre alla potenza reattiva Qc , un condensatore assorbe anche una potenza attiva pari a Qc tanδ, in cui tanδ ` l’angolo di perdita del condensatore. Nell’analisi e progettazione del e rifasamento, la potenza attiva assorbita dai condensatori viene trascurata.
6.4.1 Inserzione
L’installazione di un condensatore, come pure il transitorio conseguente alla sua inserzione in rete, comportano modiﬁche delle caratteristiche della rete e/o sollecitazioni sul condensatore stesso e sul sistema elettrico a cui ` connesso. e Armoniche Una conﬁgurazione circuitale con un condensatore ideale di capacit` C in a parallelo ad un induttore ideale di induttanza L presenta una pulsazione di risonanza (parallela), ωr , pari a ωr = 1 ; LC (6.16)
a tale pulsazione, il cappio parallelo presenta un’ammettenza nulla. Nella realt`, l’inevitabile presenza di resistenze sia nel ramo capacitivo che in quello a induttivo fa s` che l’ammettenza non sia mai nulla; alla frequenza di risonanza, ı allora, l’ammettenza del cappio ` minima. Si consideri allora un condensatore e connesso in un punto di una rete che presenta (secondo il principio del generatore equivalente di corrente – Norton) un’impedenza equivalente alla pulsazione fondamentale ω di tipo ohmico–induttivo, pari a R + j XL . Il circuito che si realizza ` caratterizzato da una pulsazione di risonanza (parallela) pari a e ωr = 1 =ω LC XC , XL (6.17)
in cui XC ` la reattanza capacitiva del condensatore alla frequenza fondae mentale. Se nella rete a cui il condensatore ` connesso ci sono sorgenti di e corrente a frequenza uguale (o prossima) a quella di risonanza espressa dalla (6.17), la componente di tensione a tale frequenza ai capi del cappio condensatore/impedenza di rete pu` diventare considerevole, con ripercussioni sia sul o condensatore che sulla rete di a cui esso ` connesso. e Nei sistemi di distribuzione, sorgenti di corrente a frequenze multiple della fondamentale sono da ascrivere alla sempre pi` diﬀusa presenza di apparecu chiature elettriche di natura non-lineare (apparati in tecnica elettronica, forni ad arco, ecc.). Quindi, nell’installazione di condensatori di rifasamento occorre porre particolare attenzione agli eﬀetti di ampliﬁcazione di distorsioni armoniche gi` eventualmente presenti in rete, adottando, se necessario, le dovute a contromisure.3
Si vedano al proposito le norme emanate dal CT 33 del CEI.
Fig. 6.6 - Inserzione di un condensatore ai capi di un utilizzatore.
Aumento della tensione Si consideri il semplice circuito di Fig. 6.6. Senza il condensatore, il modulo della tensione ai capi del carico ` pari a e U2 U1 − RP + XQ ; Un (6.18)
con il condensatore, il modulo della tensione ai capi del carico diventa U2 U1 − RP + X (Q − Qc ) . Un (6.19)
La variazione, positiva, del modulo della tensione sul carico a seguito dell’inserzione del condensatore vale allora, a parit` di tensione U1 e r a ∆U2 = XQc . Un (6.20)
Corrente di inserzione Il transitorio conseguente all’inserzione di un condensatore pu` essere stuo diato con riferimento al circuito di Fig. 6.7. Assumendo che
Fig. 6.7 - Circuito per la valutazione della corrente di inserzione.
e(t) = EM cosωt l’interruttore ideale venga chiuso all’istante t = 0 il condensatore sia inizialmente scarico la resistenza R sia trascurabile la caduta di tensione a regime sull’impedenza R + jωL sia trascurabile tensione ai capi del condensatore ha l’espressione uC (t) = EM cosωt − EM cosωr t, (6.21)
in cui ωr ` dato dalla (6.16). Derivando la (6.21) rispetto al tempo e moltiplie cando per C si ottiene la corrente nel circuito: i(t) = −ωCEM senωt + ωr CEM senωr t. ˆ Il pi` alto valore di cresta possibile della i(t), IS , vale u ωr ˆ IS = ωCEM + ωr CEM = ωCEM 1 + ω = √ ωr 2IN 1 + , ω (6.23) (6.22)
in cui IN ` la corrente (eﬃcace) nominale del condensatore. Normalmente, nelle e reti di trasmissione/distribuzione risulta ωr ω; la (6.23) pu` porsi allora nella o forma approssimata ˆ IS √ ωr 2IN ω = √ 1 2IN √ ω LC IN 2S , Q (6.24)
in cui S ` la potenza di cortocircuito nel punto di installazione e Q ` la potenza e e del condensatore. Per la valutazione della massima corrente possibile di inserzione nel caso di un condensatore che venga inserito in parallelo ad un altro condensatore gi` a connesso alla rete, si faccia riferimento alla Fig. 6.8(a), in cui L1 rappresenta l’induttanza totale del collegamento fra i condensatori, e si assumano le stesse ipotesi del caso precedente. La pulsazione di risonanza del cappio che si realizza alla chiusura dell’interruttore vale (cfr. Fig. 6.8(b)) ωrs = 1 , L1 Cs Cs = C0 C1 , C0 + C1 (6.25)
ed ` ordini di grandezza maggiore della pulsazione di rete e della pulsazione e di risonanza con l’induttanza di rete, in quanto l’induttanza L1 ` ordini di e grandezza pi` piccola di L. Questa pulsazione caratterizza allora tensione e u corrente nel cappio L1 Cs di Fig. 6.8(b): u(t) = EM (1 − cosωrs t), (6.26a)
Fig. 6.8 - Corrente all’inserzione di un condensatore in parallelo ad altri gi` energizzati a
i(t) = ωrs Cs EM senωrs ; il picco della corrente vale ˆ IS = √ 2E √ Cs 2E =√ , L1 XC XL
ˆ Il valore di IS dovrebbe essere limitato4 al valore massimo di 100IN , con l’eventuale inserzione di resistori o induttori. Scarica dei condensatori Dopo la sconnessione dalla rete, un condensatore si trova carico alla massima tensione impressa dall’alimentazione. Sia per motivi di sicurezza delle persone che per esigenze funzionali legati alle sollecitazioni sui condensatori pu` essere necessario disporre di resistori in parallelo al condensatore che ne o garantiscano la scarica in un tempo e ad un valore prestabiliti. Ai ﬁni della sicurezza delle persone, le Norme CEI emanate dal CT 33 stabiliscono che ciascuna unit` capacitiva deve essere dotata di dispositivi che ne a √ permettono la scarica dal valore di picco pari a 2Un ﬁno a 75 V entro un tempo massimo di 3 min per installazioni in sistemi di I categoria e di 10 min per installazioni in sistemi di II categoria.5 Tali dispositivi devono essere rigidamente connessi all’unit` capacitiva (non ci possono essere fusibili, interruttori a o altre apparecchiature di sezionamento fra il dispositivo e l’unit`). Tale dia spositivo di scarica pu` essere anche costituito dall’apparecchiatura elettrica a o
Obbligatoriamente per condensatori in impianti di I categoria dotati di fusibili. Si noti che, comunque, prima della manipolazione dei condensatori occorre provvedere alla messa in cortocircuito dei terminali fra loro e a terra.
Fig. 6.9 - Disalimentazione di un condensatore e resistore di scarica.
cui l’unit` capacitiva sia direttamente collegata. E’ facile veriﬁcare quale ` il a e valore minimo di resistenza di un resistore posto in parallelo ad un condensatore che ne garantisca la scarica richiesta quando il condensatore viene sconnesso dall’alimentazione. Con riferimento alla Fig. 6.9, ` noto che, dopo l’apertura e dell’interruttore, `: e t (6.28) uC (t) = UM e− RC . Secondo quanto stabilito dalle Norme CEI, deve essere: √ tmax UR ≥ 2Un e− RC ,
in cui UR ` la tensione residua ammessa e tmax ` il tempo di scarica ammesso. e e Dalla (6.29 deriva che tmax 1 √ . (6.30) R≤ C ln 2Un
` E possibile che un condensatore, gi` sconnesso, debba essere rialimentato. a Per evitare sollecitazioni eccessive, ` richiesto che all’atto della energizzazione e la tensione residua ai capi del condensatore non superi il 10% della tensione nominale. Ci` pu` richiedere valori di resistenza di scarica inferiori a quelli o o dettati dalla (6.30), oppure l’inserzione di dispositivi di scarica addizionali nel caso di sistemi automatici.
Come si ` visto, l’assorbimento da parte degli utilizzatori di correnti sfae sate rispetto alla tensione, in particolare in ritardo, ha ripercussioni negative sulla rete che alimenta l’utilizzatore stesso. Per questo motivo, un utilizzatore alimentato da una rete di distribuzione pubblica e che assorba una potenza rilevante pu` essere obbligato dal gestore della rete di distribuzione a garantire o che il suo fattore di potenza non sia troppo basso, pena il pagamento di penalit`. L’Autorit` per l’Energia ed il Gas, autorit` indipendente con funzioni a a a
di regolazione e di controllo dei settori dellenergia elettrica e del gas istituita con la Legge 481/95, prevede che l’esercente una rete di distribuzione possa applicare un tale tipo di penale quando il valore medio mensile del fattore di potenza sia inferiore a 0,9. Il fattore di potenza medio mensile, cosϕmm , ` deﬁnito come e cosϕmm cos arctan Wr Wa , (6.31)
in cui Wa e Wr sono le energie attiva e reattiva assorbite in un mese, rispettivamente. Con un cosϕmm pari a 0,90 l’energia reattiva assorbita in un mese ` e 6 il 48% della corrispondente energia attiva. Quindi, l’interesse ad eﬀettuare interventi di rifasamento in un impianto utilizzatore pu derivare`, in prima battuta, dal pagamento delle penali per energia o reattiva in eccesso; ` evidente che, da questo punto di vista, il rifasamento rie sulta conveniente solo se i suoi costi sono minori delle penali in cui si incorre senza di esso (come usualmente accade). Invero, nel caso di impianti utilizzatori con propria rete di distribuzione di estensione signiﬁcativa, altri fattori concorrono a determinare le scelte di rifasamento. Oltre alle penali per energia reattiva assorbita, occorre infatti considerare che la circolazione di correnti reattive induttive ha eﬀetti negativi anche all’interno della rete dell’utilizzatore; e l’intervento di rifasamento pu` tendere a mitigare anche tali eﬀetti. o Per determinare il valore minimo della potenza della batteria di condensatori necessaria ad evitare il pagamento di penali, occorre conoscere i valori delle energie attive e reattive assorbite mensilmente; questi possono essere ricavati dalle fatture per la fornitura di energia elettrica. Nel mese i − mo, allora, occorre produrre con i condensatori un’energia reattiva Wci tale che: cos arctan
= cosϕmm, des ,
in cui cosϕmm, des ` il valore del cosϕmm che si vuole ottenere; dalla (6.32) si e ricava facilmente che
i Wci = Wa (tanϕmm − tanϕmm, des ) .
6.5.1 Rifasamento centralizzato a potenza ﬁssa
Il modo pi` semplice per ottenere tale energia reattiva ` di installare condenu e satori a valle del punto di consegna che rimangano permanentemente inseriti,
6 Molto spesso, gli esercenti le reti di distribuzione pubblica impongono una penale quando l’energia reattiva mensile ` maggiore del 50% di quella attiva. e
intendendo con ci` condensatori che sono alimentati ogniqualvolta ` alimentao e i ` il numero di ore di funzionamento nel to l’impianto utilizzatore. Se allora h e mese i − mo, la potenza dei condensatori necessaria `: e Qc = max
Wci . hi
Tuttavia, una tale soluzione pu` non essere attuabile. In primo luogo, pu` o o accadere che con la potenza Qc espressa della (6.34), che pure ` la minima e necessaria in uno (o pi`) mesi dell’anno, si abbia in un qualche altro mese un u cosϕmm troppo basso7 . Un altro possibile motivo di inaccetabilit` di una soa luzione con condensatori permanentemente inseriti risiede nel requisito, spesso richiesto dalla societa di distribuzione, che la potenza reattiva assorbita non sia mai capacitiva; e la potenza reattiva capacitiva che mediamente nel mese equilibra la potenza reattiva capacitiva ai ﬁni di un corretto cosϕmm, des pu` o tuttavia risultare, in qualche momento, maggiore degli assorbimenti di reattivo induttivo da parte delle utilizzazioni elettriche. Nel caso la soluzione con condensatori permanentemente inseriti non sia attuabile, occorre adottare altre soluzioni. L’adozione di soluzioni diverse da quella con condensatori permanentemente inseriti subito a valle del punto di consegna si impone anche quando si vogliano conseguire altri obiettivi, oltre a quello del contenimento delle penali per energia reattiva in eccesso.
6.5.2 Rifasamento distribuito
La soluzione ideale per conseguire al massimo i beneﬁci del rifasamento ` e quella del rifasamento distribuito, che consiste nel generare con un condensatore la potenza reattiva richiesta da ogni singola utilizzazione elettrica direttamente ai morsetti della stessa, alimentando cos` il condensatore ogniqualvolta ` ı e alimentata l’utilizzazione (Fig. 6.10). In tal caso, infatti, non ci sarebbe circolazione di correnti reattive in alcuna parte dell’impianto. D’altro canto, con una tale soluzione possono risultare elevati i costi di installazione e basse le ore di utilizzazione della potenza rifasante installata; inoltre, pu` risultare diﬃcile (e o costoso) seguire le variazioni di assorbimento per utilizzatori con assorbimento variabile.
6.5.3 Rifasamento per gruppi
Una soluzione di rifasamento che si pu` pensare intermedia fra quella distrio buita e quella centralizzata ` il rifasamento per gruppi di carichi alimentati da e una stessa linea, o da pi` linee in uno stesso reparto. Rispetto al rifasamento u
Fig. 6.10 - Potenze attive e reattiva.
distribuito, tale soluzione ha costi di installazione minori, ma non consente di ottenere gli stessi vantaggi, in quanto permane una certa circolazione di correnti reattive.
6.5.4 Rifasamento centralizzato a potenza modulata
La soluzione di rifasamento opposta a quella distribuita consiste nell’installazione di condensatori a valle del punto di consegna. Di quella a potenza ﬁssa, con condensatori permanentemente inseriti, si ` detto in precedenza. Frae zionando la potenza rifasante installata totale su pi` condensatori/batterie, e u prevedendo adeguati automatismi di inserzione e disinserzione dei singoli conensatori/batterie, si modula (per livelli discreti) la potenza reattiva capacitiva asservendone il valore alla potenza reattiva induttiva assorbita dalle utilizzazioni. Si conseguono i vantaggi di un’elevata precisione della regolazione della potenza reattiva netta assorbita ai ﬁni del rispetto dei vincoli contrattuali con la societ` di distribuzione (penali – vincolo di natura mai capacitiva) e di basa so costo delle batterie di condensatori. Di contro, si devono aﬀrontare i costi degli automatismi, e non si consegue alcun beneﬁcio nella rete di distribuzione interna.
6.5.5 Rifasamento misto
Una via spesso praticata negli impianti utilizzatori di dimensioni signiﬁcative ` il rifasamento misto, una soluzione con la quale si cerca di conseguire e i vantaggi delle tre soluzioni sopra illustrate, cercando di mitigarne gli svantaggi. Si procede rifasando direttamente i carichi con pi` elevato assorbimento u di potenza reattiva. Eventualmente, si procede ad un rifasamento residuo per gruppi. Inﬁne, si attua un rifasamento centralizzato a potenza modulata, per la potenza reattiva residua.
Nei sistemi di distribuzione pubblica, l’obiettivo che guida gli interventi di rifasamento ` quello della massimizzazione del vantaggio economico netto, pari e alla diﬀerenza fra il vantaggio legato alla riduzione delle perdite per eﬀetto Joule e l’onere economico legato all’installazione dei condensatori. A tale scopo, le societ` di distribuzione provvedono all’installazione di condensatori in diversi a punti delle reti (sulle sbarre di BT delle cabine MT/BT, lungo le linee in MT, sulle sbarre MT delle stazioni AT/MT), permanentemente inseriti e/o modulabili, ponendo attenzione a che nei momenti di basso carico (ore notturne e festive) non si abbiano tensioni troppo alte, quali si potrebbero determinare per circolazione di correnti capacitive.
Si intende per calcolo elettrico – nel progetto di un impianto, la determinazione delle sezioni dei conduttori nelle diverse parti di impianto compatibili con le cadute di tensione ammissibili e le correnti di impiego, oppure, – nel calcolo di veriﬁca, la veriﬁca del rispetto di determinate condizioni sulle cadute di tensione e sulle portate dei conduttori Come ogni calcolo di dimensionamento, il calcolo elettrico di progetto deve portare, in termini generali, alla determinazione delle sezioni dei conduttori nelle diverse parti dell’impianto che minimizzano il costo totale di impianto 1 e che garantiscano il buon funzionamento sia dell’impianto stesso che delle utilizzazioni elettriche da esso alimentate. Con il calcolo di veriﬁca si valuta invece, per un impianto gi` esistente, la a compatibilit` delle sezioni delle diverse parti dell’impianto con le condizioni di a buon funzionamento dell’impianto stesso e delle utenze alimentate.
Corrente di impiego, portata e sezione dei conduttori
Per il buon funzionamento dell’impianto si richiede che la temperatura di nessun componente superi il massimo valore consentito in esercizio continuativo, per garantire la prescritta durata di vita utile. In particolare per le linee, ` e noto che dalla massima temperatura di servizio dipende la portata della linea, che ` il massimo valore di corrente che, circolando con continuit` in determinae a te condizioni ambientali (modalit` di posa, temperatura ambiente, ecc.) porta a una deﬁnita temperatura della linea (conduttore o guaina metallica, nel caso
Il costo totale di impianto ` pari alla somma del costo iniziale e del costo di esercizio e (per perdite Joule) sostenuto durante tutta la vita economica dell’impianto. Il costo da minimizzare pu` anche quello annuo, pari alla somma dell’onere patrimoniale annuo e dei o costi annui di esercizio.
di isolamento minerale) ad assumere il valore massimo consentito. Per garantirsi allora che la temperatura di una linea si mantenga entro i valori prescritti, occorre che sia: Ib ≤ Iz , (7.1) in cui Ib ` la corrente di impiego della linea e Iz ` la sua portata. In assegnate e e condizioni di posa e per una assegnata massima temperatura di servizio, la portata ` funzione (crescente) della sola sezione del conduttore: e Iz = Iz (S). (7.2)
Tale funzione pu` essere nota in forma analitica o in forma tabellare; grazie ad o essa ` possibile determinare la sezione (o le sezioni) minima compatibile con il e vincolo sulla portata (7.1). In fase progettuale, il minimo valore commercialmente disponibile della (o delle) sezione che soddisfa la (7.1) si dice determinato secondo il criterio termico. In relazione alla variabilit` delle correnti che circolano in una linea, dovuta a alla variabilit` degli assorbimenti da parte degli utilizzatori, la corrente di ima piego Ib `, di solito, posta pari al valore massimo della corrente che in essa pu` e o 2 circolare.
Il buon funzionamento delle apparecchiature elettriche ` garantito quando e (il modulo del-) la tensione ai capi delle stesse non si discosta molto dal valore nominale, e la frequenza ` pari a quella nominale.3 Nella Tabella 7.1 sono e illustrati gli eﬀetti di tensioni minori o maggiori di quella nominale su alcune apparecchiature elettriche. Tuttavia, la variazione, anche notevole, degli assorbimenti da parte dei carichi determina una corrispondente variazione della caduta di tensione (cdt) sulle impedenze serie delle linee e dei trasformatori. La conseguenza ` la variae zione, da una condizione di funzionamento ad un’altra, della tensione ai capi delle utilizzazione elettriche; tali variazioni vanno adeguatamente compensate o limitate. La massima variazione di cdt si pu` computare con riferimento alle cono dizioni nominali di massimo carico, e di carico minimo. Si faccia riferimento al semplice circuito di Fig. 7.1, rappresentativo di un carico variabile fra un
Quando sia nota la forma del diagramma ricorrente della corrente che interessa una linea in cavo, ` possibile adottare per la Ib un valore inferiore al valore massimo della corrente. e 3 Non si aﬀrontano qui gli aspetti della variabilit` della frequenza e delle strutture di a controllo preposte alla regolazione della stessa, di cui si tratta nell’analisi dei sottosistemi di produzione e di trasmissione.
Tabella 7.1 - Eﬀetti di un valore non nominale della tensione.
diminuzione signiﬁcativa, anche di breve durata)
- riduzione della coppia massima - possibili surriscaldamenti
minimo ed un massimo. Nel riquadro tratteggiato ` indicato il bipolo attivo e equivalente alla Thevenin visto dai morsetti dell’utilizzatore. A carico minimo, la cdt ` pari a: e ∆Umin = Imin (Req cosϕmin + Xeq senϕmin ), mentre a carico massimo `: e ∆Umax = Imax (Req cosϕmax + Xeq senϕmax ). (7.4) (7.3)
Passando dalla condizione di carico minimo a quella di carico massimo, la tensione ai capi dell’utilizzatore passa dal valore UImin = E − ∆Umin , al valore UImax = E − ∆Umax , (7.6) (7.5)
Fig. 7.1 - Tensioni ai morsetti e condizioni di carico.
con una variazione pari a UImax − UImin = −∆Umax + ∆Umin . (7.7)
Di regola, la cdt relativa alle condizioni di carico minimo viene trascurata; si assume cio` che il carico minimo sia nullo. Ne discende che la massima variazioe ne di tensione, corrispondente al passaggio dalle condizione di circuito scarico a quella a carico massimo, coincide in modulo con la cdt a carico massimo. Ecco allora che la cdt a carico massimo assume particolare rilievo, in quanto essa ` e una misura (approssimata per eccesso) della variazione della tensione ai capi dell’utilizzatore (a tensione impressa costante). A tale cdt si far` riferimento a nel seguito.
7.2.1 Regolazione della tensione
Sistemi di II categoria Nelle reti di II categoria (MT), grazie ai trasformatori AT/MT dotati di variatore di rapporto sotto carico, si riesce a regolare la tensione ai morsetti MT, facendole assumere un valore almeno costante (in condizioni stazionarie) con la corrente erogata. Si compensa cos` sia la variazione della tensione al primario ı del trasformatore sia la cdt sulla sua impedenza serie. Nei termini del circuito di Fig. 7.1, ci` signiﬁca (ai soli ﬁni della valutazione delle variazioni di tensione o a regime, qui di interesse) diminuire fortemente il valore dell’impedenza serie del bipolo attivo equivalente visto da un qualunque punto della rete a valle del trasformatore, da valutarsi considerando la rete solo ﬁno ai morsetti MT del trasformatore. Viene poi spesso adottata una legge di controllo del variatore di rapporto sotto carico grazie alla quale la tensione ai morsetti MT del trasformatore AT/MT cresce al crescere della corrente erogata; si compensa cos` anche parte ı della cdt nella rete a valle del trasformatore. Per comprendere gli eﬀetti di una tale regolazione sulla tensione ai capi degli utilizzatori nella rete a valle del trasformatore, si faccia riferimento al semplice caso della rete in corrente continua rappresentata in Fig. 7.2 (la considerazione di una rete in corrente alternata pu` essere fatta dopo lo studio del Cap. 7.3.1), in cui la tensione di o alimentazione si possa esprimere come E = E0 + βIG . (7.8)
Ij = αj IG ,
αj > 0 ∀ j.
Con tali posizioni, la tensione ai capi del k − mo carico vale
αj IG = (7.10)
1 ˜ = E0 + (β − Rk )Ik , αk in cui ˜ Rk = R1 + R2
αj ;
˜ quindi, al crescere della corrente, la tensione sul carico aumenta se β > Rk , ˜ ˜ diminuisce se β < Rk , rimane costante se β = Rk . Ponendo poi Rk,
1 ˜ (Rk − β), αk
della (7.10) si pu` dare la rappresentazione circuitale della Fig. 7.3. Per i carichi o ˜ per cui β > Rk , l’equivalente del sistema di alimentazione (comprensivo della regolazione della tensione) ` caratterizzato da una resistenza equivalente negae tiva, con un aumento della tensione all’aumentare della corrente. Per i carichi ˜ per cui β < Rk , l’equivalente di rete presenta resistenza positiva, minore che in assenza della regolazione della tensione comandata in corrente: la tensione diminuisce all’aumentrare della corrente, ma meno di quanto avverrebbe senza la regolazione detta. In conclusione, grazie alla regolazione della tensione, nelle reti MT le questioni legate alla cdt sono meno rilevanti, e normalmente meno stringenti, che nelle reti BT. Sistemi di I categoria Nelle reti di I categoria non esistono mezzi propriamente detti di regolazione della tensione. Per ragioni di carattere pratico ed economico, i trasformatori MT/BT non sono dotati di variatore di rapporto sotto carico. Essi sono invece
Fig. 7.2 - Regolazione della tensione (in corrente continua).
Fig. 7.3 - Bipolo equivalente ai morsetti di carico (cfr. Fig. 7.2).
dotati di variatore di rapporto a vuoto, che consente di tener conto del valore medio della tensione di alimentazione nel punto di installazione. Occorre allora provvedere a che le cdt siano contenute, in particolare intervenendo sulla lunghezza delle linee, sulla loro sezione, sull’uso (ove possibile) di trasformatori MT/BT a bassa tensione di corto circuito. Un ulteriore provvedimento ` di solito adottato, che concorre con quelli su esposti a mantenere la tensioe ne agli utilizzatori entro una tolleranza accettabile rispetto al valore nominale (usualmente, ±10%, o anche meno): la predisposizione della presa del variatore a vuoto per avere a vuoto una tensione al secondario maggiore di quella nominale (di solito del 5%).
La dipendenza della cdt su una linea dalla sezione dei conduttori ` oge getto di attenzione nella scelta/veriﬁca della sezione in relazione ad eventuali prescrizioni sulla cdt ammessa. Ad esempio, negli impianti utilizzatori di I categoria si raccomanda (Norma CEI 64-8/5) che la cdt tra l’origine dell’impianto e qualunque apparecchio utilizzatore non sia maggiore del 4% della tensione nominale. La dipendenza della cdt dalla sezione deriva dalla corrispondente dipendenza dei parametri di linea. Nella Fig. 7.4 ` riportato l’andamento della resistenza e e reattanza (alla sequenza diretta) per unit` di lunghezza di una linea in cavo a tripolare per MT con conduttori di rame; si nota come la variazione della resistenza con la sezione ` molto marcata, mentre ` decisamente meno marcata la e e dipendenza della reattanza. Per focalizzare l’attenzione sulle sole sezioni, si assuma che siano assegnate la lunghezza, il materiale conduttore e le condizioni di posa di tutte le linee dell’impianto (in sede di progetto, tali parametri sono spesso determinati prima della scelta delle sezioni). Per una assegnata temperatura dei conduttori, la resistenza e la reattanza longitudinali di fase (alla sequenza diretta) della linea
r, x /km]
Fig. 7.4 - Resistenza e reattanza per unit` di lunghezza. a
dipendono allora solo dalle sezioni dei conduttori; in termini generali: R = R(S), X = X(S). (7.13)
Per assegnate correnti, la cdt in un qualunque punto dell’impianto ` alloe ra funzione della sezione (sezioni) dei conduttori. Punti notevoli dell’impianto sono i morsetti dei singoli utilizzatori, per i quali, ove prescritti, esistono limitazioni alla cdt. Indichiamo come massima la pi` grande fra le cdt ai morsetti u degli utilizzatori; per questa potremo scrivere, nelle ipotesi dette: ∆Umax = ∆Umax (R, X) = ∆Umax (S); (7.14)
Ai ﬁni della valutazione della ∆Umax si assumono due ipotesi sulle condizioni operative dell’impianto: – temperatura dei conduttori pari alla massima temperatura di servizio, per cui la R ` massima, a parit` di sezione; e a – correnti massime, per i motivi indicati a proposito della valutazione della massima variazione di tensione (cfr. § 7.2). La funzione ∆Umax (S) ` decrescente con la sezione. Grazie ad essa, in fase e di progetto ` possibile valutare per quale sezione la massima cdt nell’impianto e ` pari a quella massima ammissibile; la sezione commercialmente disponibile e di valore non inferiore a quello cos` calcolato si dice determinata secondo il ı criterio elettrico. In fase di veriﬁca, la funzione ∆Umax (S) consente di valutare se le sezioni gi` note ed assegnate siano compatibili con il vincolo stesso. a
7.3.1 Calcolo della caduta di tensione
Si ricorda la nota formula della cdt su una linea che alimenta un carico di estremit`, per sistemi monofase o trifase in regime simmetrico e nell’ipotesi di a
Fig. 7.5 - Caduta di tensione per correnti in fase ed in quadratura.
trascurabilit` delle ammettenze trasversali:4 a ∆U k(RIcosϕ + XIsenϕ) = k(r Icosϕ + x Isenϕ) = k(rMf + xMq ), (7.15)
in cui le grandezze Mf ed Mq , Mf = Icosϕ, Mq = Isenϕ, (7.16)
prendono rispettivamente il nome di momento della componente in fase e della componente in quadratura della corrente rispetto all’inizio della linea (sorgente di alimentazione). Nella (7.15), r ed x sono rispettivamante resistenza e reattanza (alla sequenza diretta) per unit` di lunghezza ed ` la lunghezza della linea (di un a e solo conduttore – resistenza e reattanza, R ed X, sono relative ad un solo conduttore); per k si ha: k= 2 per sistemi monofase, √ 3 per sistemi trifase. (7.17)
Pu` risultare comodo per gli sviluppi successivi rappresentare la cdt espreso sa dalla (7.15) come la somma di due cdt aventi luogo in due linee (virtuali) diverse, interessate a due correnti (virtuali) diverse. Una linea puramente resistiva ` sede della circolazione della sola componente in fase della corrente, e che d` luogo alla cdt ∆Uf ; nell’altra linea, puramente induttiva, circola la sola a componente in quadratura della corrente, e si ha la cdt ∆Uq (Fig. 7.5). Risulta: ∆U = ∆Uf + ∆Uq = kRIcosϕ + kXIsenϕ. (7.18)
Nel seguito, verranno prese in considerazione alcune tipiche conﬁgurazioni di rete per determinare le correnti circolanti nelle diverse sezioni e la funzione (o le funzioni) ∆Umax = ∆Umax (S), tutte necessarie per il corretto dimensionamento/veriﬁca.
Si ricordi che nell’espressione riportata si trascura un termine, Z 2 I 2 /2Uarrivo , che, con gli usuali valori di resistenza e reattanza di linea riscontrabili nei sistemi di I e II categoria e con carichi ohmico-induttivi, non supera il 5% della cdt. Trascurare tale termine signiﬁca, di fatto, ritenere in fase fra loro la tensione in partenza linea e quella in arrivo.
Fig. 7.6 - Carichi concentrati lungo il percorso.
Si consideri il caso di una linea che alimenta alcuni carichi lungo il percorso; il caso ` rappresentato nella Fig. 7.6, in cui sono riportate anche le distanze e parziali (Li ) e totali ( i ); ` evidente che la massima cdt si ha sull’ultimo carico:5 e
T ∆Umax = ∆Un .
¯ Si indichi con Iit la corrente circolante nell’i − mo tronco della linea. Si ha:
t ¯ ¯ ¯t Iit = fc, i (Ii + Ii+1 ),
t e ¯ ¯t in cui fc, i ` il fattore di contemporaneit` del gruppo di correnti Ii e Ii+1 . Le a correnti circolanti nei singoli tronchi si possono anche esprimere come n
¯ Iit = fc, i
¯ Ij ,
in cui fc, i ` il fattore di contemporaneit` del gruppo costituito dai carichi e a i, i + 1, . . . , n.6 La distinzione fra i due tipi di fattori di contemporaneit` sar` a a utile nel seguito; per comprenderne il diverso comportamento all’avvicinarsi alla sorgente di alimentazione, si faccia riferimento al caso raprresentato nella Tabella 7.2, che riporta i moduli delle correnti assorbite in 12 ore da dieci carichi. Con semplici calcoli (condotti assumendo che i carichi abbiano tutti lo stesso fattore di potenza) si possono ottenere i risultati rappresentati nella
Si ricordi che i carichi sono ipotizzati tutti ohmico-induttivi. Nelle (7.20) e (7.21) si ` inteso che i singoli diagrammi di carico reattivo presentino il e massimo insieme a quello dei relativi diagrammi di carico attivo e siano tali da presentare lo stesso fattore di contemporaneit` che si ha per i diagrammi di attivo. a
Tabella 7.2 - Un esempio di carichi concentrati lungo il percorso di una linea
Fig. 7.7. Si riconosce che, avvicinandosi alla sorgente di alimentazione (cio`, e per valori di i sempre pi` piccoli nella Fig. 7.6), mentre il fattore fc tende u t a diminuire, il fattore fc tende invece ad approssimarsi all’unit`, segno della a crescente regolarit` dei diagrammi di corrente in tronchi sempre pi` vicini alla a u sorgente di alimentazione. ` E noto che lo sfasamento tra le tensioni dei nodi ai capi di un tronco di linea pu` essere normalmente trascurato. Per il penultimo tronco della linea o (Fig. 7.8) si pu` allora scrivere o
t t t t In−1 cosϕt n−1 = fc, n−1 (In−1 cosϕn−1 + In cosϕn ),
= fc, n−1 (In−1 cosϕn−1 + In cosϕn ),
t t t t In−1 senϕt n−1 = fc, n−1 (In−1 senϕn−1 + In senϕn ),
= fc, n−1 (In−1 senϕn−1 + In senϕn ).
Fig. 7.7 - Fattori di contemporaneit` per l’esempio della Tabella 7.2. a
(a) Caso generale.
(b) Trascurabilit` dello sfasaa mento tra le tensioni di nodi contigui.
Fig. 7.8 - Caduta di tensione su linea con carichi concentrati lungo il percorso.
Generalizzando, per il generico i − mo tronco si ha allora:
t t Iit cosϕt = fc, i (Ii cosϕi + Ii+1 cosϕt ) i i+1 n
= fc, i Iit senϕt i =
Ij cosϕj ,
j=i t fc, i (Ii senϕi n j=i
= fc, i
Ij senϕj ,
¯ e la cdt parziale sull’i − mo tronco, dovuta alla corrente Iit , con le (7.23) ` e espressa da: ∆Ui = k Ri Iit cosϕt + Xi Iit senϕt i i
t t t = k fc, i Ri (Ii cosϕi + Ii+1 cosϕt ) + Xi (Ii senϕi + Ii+1 senϕt ) i+1 i+1 n n
= k fc, i Ri
Ii senϕi .
T e Il massimo della cdt totale sull’ultimo carico, ∆Un , ` tale che n T ∆Un
∆Ui ,
in cui la diseguaglianza deriva dalla considerazione che i valori massimi di corrente nei singoli tronchi non necessariamente hanno luogo contemporaneamente. Si consideri, tuttavia, che per i tronchi pi` vicini alla sorgente di alimentau t zione i fattori fc, i tendono ad essere unitari, ed ` in questi tronchi che circolano e
le correnti maggiori; in base a queste considerazioni, ai ﬁni determinazione della ∆Umax , si pone usualmente
T T ∆Ui = ∆Uf, n + ∆Uq, n ,
in cui (cfr. (7.24))
T ∆Uf, n
fc, i Ri
fc, i Xi
Riorganizzando gli addendi, le (7.27) si possono riscrivere come
n T ∆Uf, n = k i=1 n T ∆Uq, n T Ri Ii cosϕi ,
XiT Ii senϕi ,
fc, j Rj =
fc, j rj Lj , (7.29) fc, j xj Lj ,
fc, j Xj =
pari rispettivamente alla resistenza e la reattanza totali ”incontrate” in quota dalla i − ma corrente. Se i tronchi della linea hanno tutti le stesse caratteristiche elettriche r ed x (se, in particolare, la sezione ` la stessa lungo tutto il percorso), le (7.29) e diventano (cfr. (7.16)):
n T ∆Uf, n
˜ Mf, i , ˜ Mq, i ,
T ∆Uq, n = k x
con (cfr. Fig. 7.6) ˜ Mf, i = Mf, i
i j=1 fc, j i
˜ Mq, i = Mq, i
7.4.1 Portata e cdt ammissibile
Per quanto riguarda le correnti di impiego e le portate, deve risultare:
Ib, i = fc, i
≤ Iz (Si ), i = 1, . . . , n; (7.32)
inoltre, ove sia prescritto un valore ammissibile per la massima cdt, deve essere ∆Umax (S1 , . . . , Sn ) ≤ ∆Uamm , (7.33)
in cui si ` evidenziato che la massima cdt dipende dal valore di n sezioni, che e possono, in generale, essere diverse fra loro. Se poi la sezione ` la stessa per e tutti i tronchi, le disuguaglianze da rispettare si sempliﬁcano come segue:
Ib, 1 = fc, 1
≤ Iz (S);
∆Umax (S) ≤ ∆Uamm ,
7.5.1 Un solo carico
Si consideri una rete ad anello che alimenta un solo carico, come illustrato in Fig. 7.9(a); dal punto di vista circuitale, questa ` equivalente alla rete della e ¯A = UB , risulta: ¯ Fig. 7.9(b). Poich` U e ˙ ¯ ˙ ¯ ZA IA = ZB IB , (7.36)
˙ ˙ in cui ZA e ZB sono le impedenze dei rami di lunghezza LA ed LB , rispettiva` facile poi valutare le correnti IA e IB : ¯ ¯ mente. E ˙ ZB ¯ I, ˙ ˙ ZA + ZB ˙ ZA ¯ ¯ IB = I; ˙ ˙ ZA + ZB ¯ IA =
Fig. 7.9 - Rete ad anello con un solo carico.
con queste, si pu` valutare la cdt dalla sorgente al carico, indiﬀerentemente o lungo il tratto di lunghezza LA o lungo quello di lunghezza LB : ∆Umax = ∆ULA = k(RA IA cosϕA + XA IA senϕA ) = = ∆ULB = k(RB IB cosϕB + XB IB senϕB ). (7.38)
Se le caratteristiche elettriche dei due rami dell’anello sono uguali, la (7.37) diventa LB (r + jx) ¯ LB ¯ ¯ I= I, IA = (r + jx) LA (r + jx) ¯ LA ¯ ¯ IB = I= I, (r + jx) in cui = LA + LB (7.40) ` la lunghezza totale dell’anello. Con le (7.39), le (7.38) si possono scrivere e come: LA LB ∆Umax = k (rIcosϕ + xIsenϕ). (7.41) Portata e cdt ammissibile In maniera analoga al caso precedente (cfr. §7.4.1), per quanto riguarda le correnti di impiego e le portate, deve risultare: Ib, A = IA ≤ Iz (SA ), Ib, B = IB ≤ Iz (SB ), e, se ricorre il caso, ∆Umax (SA ) oppure ∆Umax (SB ) ≤ ∆Uamm . (7.43) (7.42)
Tuttavia, ai ﬁni del dimensionamento, occorre considerare che una struttura ad anello viene presa in considerazione quando le esigenze dei carichi circa la disponibilit` dell’alimentazione sono tali da richiedere che essi continuino ad a essere alimentati anche a seguito del fuori servizio di un elemento (ed uno solo) del sistema di alimentazione. Nel caso in esame, pu` essere necessario che le o disuguaglianze sulla portata e sulla massima cdt siano rispettate anche quando sia fuori servizio il ramo di lunghezza LA oppure quello di lunghezza LB . Per fuori servizio di uno di tali rami, la rete ` di tipo radiale, ed ` a questa conﬁe e gurazione di rete che bisogna far riferimento per un corretto dimensionamento, anche dell’anello.
7.5.2 Pi` carichi lungo il percorso u
Una rete ad anello che alimenta pi` carichi come quella rappresentata in u Fig. 7.10(a), dal punto di vista circuitale ` equivalente alla rete della Fig. 7.10(b). e ¯ ¯ Le correnti richiamate dai carichi nei due tronchi iniziali dell’anello, IA ed IB , si 7 valutando possono valutare grazie al principio di sovrapposizione degli eﬀetti, le aliquote di corrente nei due rami detti determinate da ogni carico considerato da solo, e poi sommando tali aliquote (cfr. (7.37)):
˙ ZB, i 1 ¯ I = ˙ A, i + ZB, i i ZT ˙ ˙ Z ˙ ZA, i 1 ¯ I = ˙ A, i + ZB, i i ZT ˙ ˙ Z
˙ ¯ ZB, i Ii ,
(7.44) ˙ ¯ ZA, i Ii
con evidente signiﬁcato dei simboli. Se le caratteristiche elettriche di tutti i tronchi dell’anello sono uguali, la (7.44) diventa n 1 ¯ ¯ (7.45a) IA = B, i Ii ,
n A, i Ii ; i=1
analoghe relazioni si possono scrivere per le componenti in fase e le componenti ¯ ¯ in quadratura di IA ed IB : 8 IA, f =
n B, i If, i , i=1
IA, q =
n B, i Iq, i , i=1
(7.46a)
Con fattori di contemporaneit` unitari. a Ancora trascurando lo sfasamento tra le tensioni dei diversi nodi
¯ ¯ (b) Equivalente (UA = UB ) Fig. 7.10 - Rete ad anello con pi` carichi. u
IB, f =
n A, i If, i , i=1
IB, q =
n A, i Iq, i , i=1
(7.46b)
La cdt totale si pu` valutare, ancora una volta, con riferimento a reti viro tuali, una di sole resistenze in cui circolano le componenti in fase delle correnti, l’altra di sole reattanze ed in cui circolano le sole componenti in quadratura della correnti (Fig. 7.11). Per ognuna di tali reti ` possibile individuare la see zione di inversione, intesa come il nodo a cavallo del quale la corrente cambia segno (la sezione di inversione pu` coinvolgere due nodi contigui, quando sul o tratto di linea compreso fra essi la corrente ` nulla). e La massima cdt dovuta alle componenti in fase ha luogo sulla sezione di inversione della rete di resistenze, mentre la massima cdt dovuta alle componenti in quadratura ha luogo sulla sezione di inversione della rete di reattanze. Ognuna di esse pu` essere valutata con riferimento al caso di una linea che o alimenta carichi lungo il percorso (§ 7.4. Risulta ∆Umax = (∆Uf + ∆Uq )max ≤ ∆Uf, max + ∆Uq, max (7.47)
in quanto le sezioni di inversione possono non coincidere; normalmente, si pone ∆Umax = ∆Uf, max + ∆Uq, max . Portata e cdt ammissibile Si faccia riferimento al caso di una sezione del conduttore unica per tutti i tronchi dell’anello. Per quanto riguarda le correnti di impiego e le portate, (7.48)
(b) ∆Uq Fig. 7.11 - Cdt in un anello.
deve risultare: Ib, A = Ib, B =
2 2 IA, f + IA, q ≤ Iz (S), 2 2 IB, f + IB, q ≤ Iz (S),
in quanto sono i tronchi iniziali dell’anello ad essere interessati dalle correnti massime. Per le cdt ammissibili, deve essere, ancora una volta, ∆Umax (S) ≤ ∆Uamm , (7.50)
in cui la funzione ∆Umax (S) ` la (7.48). e Ai ﬁni del dimensionamento, occorre per` ancora una volta considerare i o motivi che spingono ad adottare una struttura ad anello (cfr. § 7.5.1) e che possono richiedere di dimensionarlo considerando anche il fuori servizio di un tronco. In tal caso, occorre (e basta) prendere in considerazione le due strutture radiali che si ottengono eliminando i due tronchi iniziali, uno alla volta.
Il caso di una rete radiale ` rappresentato nella Fig. 7.12(a) nella sua forma e pi` semplice e generale. Per i rami derivati, la valutazione delle correnti e delle u cdt si conduce come in § 7.4. Per il tronco comune, correnti e cdt sono valutabili
(a) Rete Fig. 7.12 - Cdt in un anello.
con riferimento al circuito di Fig. 7.12(b), in cui (con le stesse ipotesi del § 7.4 circa i fattori di contemporaneit`) a
¯ ¯ IB = fc, B In0 +
¯ Ii, k ;
m ` il numero di rami derivati ed ni ` il numero di carichi serviti dall ’i − mo e e ramo derivato. Nella conﬁgurazione in esame, il numero delle massime cdt da portare in conto ` pari ad m: tali cdt si hanno sugli utilizzatori pi` lontani e u dalla sorgente, per ognuno dei rami derivati. Risulta
T ∆Uni ≤ ∆U0 + ∆Uni , i = 1, . . . , m,
in cui ∆U0 e ∆Uni sono la massima cdt sul tronco comune AB e sull’i−mo ramo derivato, rispettivamente; la disuguaglianza deriva dalle stesse considerazioni esposte a proposito della (7.25). Ai ﬁni della determinazione delle ∆Umax, i si pone tuttavia: ∆Umax, i = ∆U0 + ∆Uni , i = 1, . . . , m. (7.53)
7.6.1 Portata e cdt ammissibile
Si faccia l’ipotesi che lungo il tronco comune la sezione sia unica (S0 ), come pure siano uniche le sezioni lungo i rami derivati (Si , i = 1, . . . , m). In tal caso,
per quanto riguarda correnti di impiego e portate, deve risultare:
Ib, 0 = fc, A
Ii, k cosϕi, k
Ii, k senϕi, k
≤ Iz (S0 ), (7.54a)
≤ Iz (Si ), i = 1, . . . , m. (7.54b)
Per quanto riguarda invece le cdt ammissibili, deve essere ∆Umax, i = ∆Umax, i (S0 , Si ) ≤ ∆Uamm , i = 1, . . . , m (7.55)
in cui si ` evidenziato che la massima cdt per ognuno dei rami derivati dipende e dal valore della sezione del ramo comune e da quello del ramo derivato.
Un impianto elettrico pu` trovarsi a funzionare in condizioni o normali, quando correnti e tensioni nelle diverse sezioni dell’impianto determinano sollecitazioni sui componenti che possono essere sopportate indeﬁnitamente anormali, quando invece correnti e/o tensioni danno luogo a sollecitazioni cui componenti che non possono essere sopportate indeﬁnitamente. Per quanto riguarda le correnti, le condizioni anormali vengono distinte in – sovraccarico, che ha luogo in circuiti elettricamente sani, – corto-circuito, che ha luogo in circuiti guasti. Per quanto riguarda le tensioni, sovratensioni (tensioni anormali) possono essere di origine: – interna, relative a fenomeni propri dell’esercizio dei sistemi elettrici, – esterna, relative a fenomeni che accadono nell’ambiente in cui si trovano i sistemi elettrici.
` E noto che una corrente maggiore della portata pu` fare innalzare la tempeo ratura dei conduttori oltre la massima temperatura di esercizio.1 In relazione a ci`, correnti di sovraccarico o di corto-circuito possono perdurare in una linea o ﬁn tanto che la sollecitazione termica che ne deriva ` sopportabile. e
Oltre a sollecitare meccanicamente alcuni particolari tipi di linea, i condotti sbarra. Per questi, la sollecitazione dovuta ad una corrente anormale deve essere sopportabile in relazione alle masssime sollecitazioni meccaniche che ne derivano
Fig. 8.1 - Curva di sovraccaricabilit` di una linea. a
8.1.1 Sovraccarico
La durata ammissibile per un sovraccarico dipende da diversi fattori: la temperatura del conduttore precedente all’insorgere del sovraccarico, la temperatura ambiente, la corrente di sovraccarico e le caratteristiche dell’isolamento. In termini generali, un sovraccarico ` sopportabile per una durata tanto e maggiore quanto e – minore ` la corrente e – minore ` la temperatura ambiente e – minore ` la temperatura iniziale del conduttore – maggiore ` la perdita di vita utile ammissibile per ogni evento di sovraccae rico.2 La tipica forma della curva di sovraccaricabilit` di una linea in funzione della a corrente ` riportata in Fig. 8.1 (in scala bilogaritmica), in cui sono evidenziate e le zone di sollecitazione ammissibile e non ammissibile; tale curva, tracciata per una linea di speciﬁcata sezione e di speciﬁcato tipo di isolante, ha come parametri la temperatura ambiente, la temperatura del conduttore prima del sovraccarico, la perdita di vita utile per sovraccarico.
8.1.2 Corto-circuito
Una corrente di corto-circuito ` invece sopportabile per una durata di tempo e tale che il conduttore non superi la massima temperatura ammessa in cortocircuito. Con alcune ipotesi cautelative circa la temperatura del conduttore prima dell’insorgere del corto-circuito e la temperatura ambiente, la massima temperatura ammessa in corto circuito si traduce nel valor massimo dell’integrale di Joule, o dell’energia speciﬁca, che la linea ` in grado di sopportare. e
2 Nei sistemi di I e di II categoria si ammette che l’insieme degli eventi di sovraccarico possa determinare una perdita di vita utile del 10%.
Fig. 8.2 - Energia speciﬁca per una linea.
i2 (τ )dτ
= K 2S2.
La rappresentazione graﬁca della (8.1) ` riportata in Fig. 8.2, in cui ` evie e denziato il valore di corrente (I ∗ ) al di sotto del quale il valore massimo dell’integrale di Joule viene raggiunto in tempi maggiori di 5 s, durata limite per poter considerare ancora adiabatici i fenomeni termici rappresentati dalla (8.1).
Non ` tecnicamente possibile azzerare la probabilit` che abbia luogo una e a condizione anormale. Occorre allora adottare un insieme di provvedimenti che, da un lato, tendano a contenere la probabilit` di eventi anormali e l’entit` delle a a corrispondenti correnti e tensioni e, dall’altro, limitino nel tempo e nello spazio le conseguenze di una condizione anormale.
8.2.1 Mezzi preventivi
Per ridurre la probabilit` che abbiano luogo correnti anormali, si adottano a alcune misure preventive: – contro il sovraccarico, occorre dimensionare correttamente i componenti e farne un uso corretto – contro il corto-circuito, occorre adottare isolamenti adeguati a sostenere le sollecitazioni elettriche, termiche e meccaniche. Per quanto riguarda poi le sovratensioni, sono mezzi preventivi quelli grazie ai quali si tende a contenere l’entit` delle sovratensioni di origine interna (messa a a terra del neutro, resistenze di smorzamento negli interruttori) ed esterna (funi
di guardia, messa a terra dei sostegni delle linee aeree, schermatura delle stazioni), insieme ad un adeguato proporzionamento degli isolamenti (coordinamento degli isolamenti).
8.2.2 Mezzi repressivi
Mezzi repressivi per limitare le conseguenze di una condizione anormale quando essa ` avvenuta consistono nell’installazione di opportuni sistemi di e protezione. Per limitare le conseguenze di correnti anormali, vanno previsti sistemi di protezione sempre contro il corto-circuito, e contro i sovraccarichi se ipotizzabili. Le caratteristiche delle protezioni devono essere coordinate con quelle degli elementi protetti, in modo tale che: – il sovraccarico, se consentito, non solleciti eccessivamente la linea; – il corto-circuito sia disalimentato in tempi tali che non ﬂuisca nella conduttura un’energia speciﬁca maggiore del massimo consentito (e non faccia cos` ı superare al conduttore la massima temperatura ammessa in corto-circuito). Dal punto di vista graﬁco, ci` signiﬁca che la caratteristica di intervento della o protezione e dell’energia speciﬁca che essa lascia passare (si veda nel seguito di questo capitolo) devono giacere al di sotto della caratteristiche di sovraccaricabilit` e di quella del massimo integrale di Joule del componente protetto, a rispettivamente. Le protezioni contro le sovratensioni di origine esterna in spinterometri e scaricatori. Caratteristiche dei sistemi di protezione Perch` un sistema di protezione sia eﬃcace occorre che risponda a diversi e requisiti. Tra questi, i principali sono: sensibilit` – ` l’attitudine a rilevare variazioni, anche relativamente piccole, a e delle condizioni di funzionamento di un sistema. La sensibilit` necessaria a pu` variare in intervalli ampi, in relazione alla destinazione della protezione o selettivit` – ` la capacit` del sistema di protezione di escludere dal servizio a e a il solo componente che si trova in condizioni anormali di funzionamento. In termini generali, la selettivit` consente di limitare nello spazio (inteso a come numero di componenti interessati) la propagazione degli eﬀetti di una condizione anormale. tempestivit` – ` la capacit` di intervenire sempre e solo al momento opportuno. a e a In prima istanza, la tempestivit` si pu` tradurre in rapidit` di intervena o a to; pu` essere tuttavia preferibile un certo ritardo, sia per preservare la o
selettivit` delle protezioni, sia per evitare che condizioni anormali di brea ve durata determinino un non necessario intervento. In termini generali, grazie alla tempestivit` si contiene a valore opportuno la propagazione nel a tempo degli eﬀetti di una condizione anormale. autonomia – il sistema di protezione deve essere indipendente dalla struttura della rete e dalle condizioni di funzionamento della stessa; deve essere cio` e in grado di funzionare correttamente in tutte le conﬁgurazioni e condizioni di carico possibili senza che ci` richieda la modiﬁca della taratura dei rel` o e sicurezza di funzionamento – occorre che l’energia necessaria al funzionamento della protezione sia sempre disponibile, anche, e soprattutto, quando il sistema/componente protetto ` in condizioni di funzionamento anormale. e Ad esempio, tale energia ` prelevata da una fonte indipendente dal sistema e protetto, quale una batteria di accumulatori (che pu` tuttavia ricaricarsi o dal sistema protetto quando questo si trova in condizioni normali) o un elemento elastico precaricato.
Si utilizzano interruttori in aria a deionizzazione, nel vuoto, in gas (SF6 ) con rel` di corrente, e fusibili; nei sistemi di II categoria si utilizzano anche e interruttori a volume di olio ridotto. Nei sistemi di categoria 0 e I si utilizzano interruttori automatici – per usi domestici e similari, in aria (solo in alternata e per tensioni ﬁno a 440 V) – interruttori automatici cosiddetti per usi industriali (in aria, in vuoto, in gas)
8.3.1 Interruttori automatici per usi domestici e similari
Tali interruttori vengono utilizzati per la protezione contro le sovracorrenti in impianti domestici, nel terziario, in applicazioni industriali di piccola potenza, in corrente alternata. Con la qualiﬁca di usi domestici e similari si intendono (Norma CEI EN 60898 (CEI 23/3)) interruttori utilizzabili da persone non addestrate, che non richiedono manutenzione, non tarabili dall’utilizzatore e non destinati alla protezione di motori. L’automatismo ` garantito da un rel` termico a tempo inverso per la proe e tezione dai sovraccarichi, e da un rel` magnetico ad intervento istantaneo per e la protezione dal corto circuito. In relazione alle distanze in aria e superﬁciali prescritte, gli interruttori di cui si tratta sono considerati adatti al sezionamento.
Fig. 8.3 - Segno graﬁco per gli interruttori automatici per usi domestici e similari.
I segni graﬁci utilizzati per la rappresentazione di un interruttore per usi domestici e similari sono riportati nella Fig. 8.3; si noti che non sempre ` indicata e la funzione di sezionamento, pur essendo questa assicurata dalla rispondenza alla Norma CEI citata. Le principali grandezze caratteristiche di un interruttore del tipo in esame sono (cfr. Norma CEI EN 60898): tensione nominale (di impiego), Ue – valori normali della tensione nominale sono: – interruttori unipolari: 230 V e 230/400 V – interruttori bipolari: 230 V e 400 V – interruttori tri– e quadripolari: 400 V corrente nominale, In – corrente che l’interruttore ` destinato a portare in sere vizio ininterrotto ad una temperatura ambiente di riferimento (normalmente 30 C); il massimo valore della corrente nominale prevista per questo tipo di interruttore ` 125 A. Nel campo da 6 A a 125 A i valori di In sono pree feribilmente 6–10–13–16–20–25–32–40–50–63–80–100–125 A; in commercio sono poi disponibili altri valori per piccole correnti (a partire da 0,5 A) potere di corto-circuito nominale (estremo), Icn – valore eﬃcace della componente alternata della corrente di corto-circuito presunta 3 che l’interruttore ` capace di stabilire, portare ed interrompere in condizioni speciﬁcate, ree lative in particolare al fattore di potenza del circuito; il massimo valore previsto per questo tipo di interruttori ` 25000 A. Valori normalizzati sono e 4 –3000–4500–6000–10000–15000–20000–25000 A. 1500 Per questi interruttori, le Norme CEI non fanno alcuna distinzione fra potere di apertura e potere di chiusura.
Corrente che circolerebbe nel circuito se ogni polo dell’interruttore fosse sostituito da una connessione di impedenza trascurabile. 4 Solo per circoscritte applicazioni - cfr. Norma CEI 60898
corrente convenzionale di non intervento, Inf – valore di corrente che non provoca l’intervento dell’interruttore per un intervallo di tempo convenzionale (1 h per In ≤ 63 A, 2 h per In > 63 A). Per questi interruttori, ` e Inf = 1, 13 In corrente convenzionale di intervento (termica), If – valore di corrente che provoca l’intervento dell’interruttore entro un intervallo di tempo convenzionale (come per Inf ). Per questi interruttori, ` If = 1, 45 In e corrente di intervento istantaneo (magnetica) – minimo valore di corrente che provoca l’intervento dell’interruttore senza ritardo intenzionale. Sono deﬁnite tre tipi di caratteristiche, per i quali la corrente di intervento istantaneo ricade nei limiti indicati
Caratteristica di intervento La caratteristica di intervento di un interruttore automatico ` fornita dal e costruttore in veste graﬁca, e riporta sulle ascisse la corrente (presunta) e sulle ordinate il tempo (o durata) di intervento dell’interruttore. Tale durata di intervento ` l’intervallo di tempo tra l’istante nel quale la corrente raggiunge e il valore che provoca l’azione dello sganciatore (rel`) di sovracorrente e l’istane te in cui il comando di apertura diventa irreversibile; esso viene usualmente confuso con la durata di apertura, computata a partire dallo stesso istante e ` ﬁno all’istante in cui i contatti sono separati in tutti i poli. E invece durata di interruzione l’intervallo di tempo, ancora tra l’istante nel quale la corrente raggiunge il valore che provoca l’azione dello sganciatore e l’istante dell’estinzione deﬁnitiva dell’arco in tutti i poli. La caratteristica di intervento risponde a speciﬁci requisiti normativi. Per gli interruttori in esame, per date correnti i tempi di intervento ricadono in determinati intervalli. Come esempio, nella Fig. 8.4 sono riportati tali intervalli per un interruttore automatico con In ≤ 32 e caratteristica dello sganciatore istantaneo di tipo C. Nella stessa ﬁgura, ` anche riportato un esempio di curve e fornite dal costruttore; si tratta di due curve, una dei tempi minimi e una dei tempi massimi di intervento.
5 Ai ﬁni della determinazione della selettivit` in corto-circuito, ` utile disporre anche del a e minimo valore dell’energia speciﬁca che attiva lo sganciatore - cfr. §??.
altri dispositivi. Le tarature degli sganciatori per questi interruttori possono essere regolabili, a cura dell’utilizzatore. Esempi di rappresentazione graﬁca di un interruttore automatico (per usi industriali) sono riportati nella Fig. ??. Si noti Caratteristiche principali Per questi interruttori, l’idoneit` al sezionamento pu` non essere garantita; a o nel caso lo sia, essa ` indicata con l’apposito simbolo. Le principali grandezze e caratteristiche di un interruttore automatico (per usi industriali) sono (cfr. Norma CEI EN 60947-2): e tensione nominale di impiego, Ue – tensione a cui ` riferito l’uso dell’interruttore; ` la tensione ai capi del polo, per apparecchi unipolari, e la tensione e tra le fasi (concatenata) negli altri casi. taglia – gruppo di interruttori con dimensioni esterne comuni ad una gamma di correnti nominali (con la larghezza che pu` variare in funzione del numero o di poli) interruttore limitatore – interruttore automatico con tempo di interruzione tale da impedire che la corrente di cortocircuito raggiunga il valore di picco della corrente presunta categoria di utilizzazione – se di categoria (A) B, l’interruttore (non) ` previsto e per operare selettivamente in corto-circuito con altri dispositivi posti a valle per mezzo di ritardo intenzionale, che pu` essere anche regolabile o
Tabella 8.2 - Correnti e tempi convenzionali per interruttori automatici
corrente convenzionale di non intervento 1,05 volte la corrente regolata
corrente convenzionale di intervento 1,30 volte la corrente regolata
a tempo inverso – il tempo di intervento decresce al crescere della corrente, e pu` o meno dipendere dalla corrente precedente; inoltre, esso pu` essere o o regolabile Gli sganciatori di sovracorrente a tempo inverso, alla temperatura di riferimento (30 ◦ C, se non diversamente speciﬁcato), garantiscono il non intervento e l’intervento per le correnti convenzionali nei tempi convenzionali indicati nella Tabella 8.3.2. La Norma CEI EN 60947-2 non introduce alcuno speciﬁco simbolo per queste correnti; ` pratica comune indicarli con gli stessi simboli e introdotti dalla Norma CEI EN 60898 (cfr. § 8.3.1), Inf e If rispettivamente. Caratteristica di intervento Il costruttore fornisce, con tabelle e graﬁci, la caratteristica di intervento degli sganciatori, con l’indicazione della eventuale regolabilit` delle tarature a di correnti e tempi di intervento. Esempi di caratteristiche graﬁche sono riportate nella Fig. 8.6. Si nota, in particolare, l’indicazione dei tempi minimi e massimi di intervento per sganciatori a tempo inverso dipendente dalla corrente precedente (sganciatori termici a freddo e a caldo). Gli sganciatori a microprocessore consentono una grande libert` nella realizzazione della curva a di intervento, con aspetti della caratteristica non realizzabili con sganciatori ad eﬀetto magnetotermico, quale ad esempio il tratto a I 2 t costante. Caratteristica dell’I 2 t Anche per gli interruttori automatici (per usi industriali) come per quelli per usi domestici e similari, il costruttore fornisce la curva dell’I 2 t; un esempio ` riportato nella Fig. 8.7. e Caratteristica di limitazione Nel semplice circuito di Fig. 8.8, la corrente i(t) ` data da: e i(t) =
t EM EM sen(ωt + α − ϕ) − sen(α − ϕ)e− τ , Z Z
I I , Ir Im
(a) Sganciatore magnetotermico (Ir = taratura dello sganciatore termico, frazione di In – Im = taratura dello sganciatore magnetico, multiplo di In )
(b) Sganciatore a microprocessore (Ir regolabile, di In )
= frazione,
Fig. 8.6 - Caratteristiche di intervento di sganciatori per interruttori automatici.
Fig. 8.7 - Caratteristica dell’I 2 t per un interruttore automatico (per usi industriali).
in cui X = ωL, Z= R2 + X 2 , ϕ = tan−1 X , R τ= L . R (8.4)
Osservando che l’andamento della i(t) dipende dall’angolo α, cio` dal vae lore della tensione all’instaurarsi del cortocircuito, si riconosce che il massimo ˆ valore di picco possibile della corrente di cortocircuito presunta, I, si determina attraverso lo studio delle derivate parziali della funzione i = i(α, t) rispetto ad ˆ o α e t. Il massimo valore di picco I pu` essere espresso in funzione del valore eﬃcace della componente sinusoidale della stessa corrente, I, con la formula 6 √ ˆ ˆ I = k 2I,
La relazione (8.5) ` rappresentata dalla spezzata nella Fig. 8.9; ogni tratto e ` relativo ad un intervallo di valori di I ed ` caratterizzato dal valore del fattore e e di potenza (proprio) del circuito, cosϕ = cos tan−1 X R ; (8.6)
6 Per le reti reali, le Norme CEI suggeriscono alcune formule per il calcolo (approssimato) ˆ del fattore k. Ad esempio, per cortocircuiti alimentati da reti non magliate, la formula 3R ˆ proposta ` k e k = 1, 02 + 0, 98e− X , in cui R ed X sono la parte reale ed il coeﬃciente immaginario dell’impedenza equivalente vista dal punto di cortocircuito.
Fig. 8.8 - Studio del cortocircuito.
gli intervalli di valori di I ed i cosϕ sono quelli riportati nella Tabella 8.1. Gli interruttori limitatori hanno la caratteristica di limitare il valore di picco della corrente di cortocircuito rispetto al valore massimo teorico. Questa caratteristica, se posseduta dall’interruttore, ` indicata dal costruttore attraverso la e ”curva di limitazione”, che riporta il valore di picco della corrente limitata in funzione del valore eﬃcace della componente simmetrica della corrente di cortocircuito presunta. Un esempio di curva di limitazione ` la curva continua e nella Fig. 8.9.
8.3.3 Fusibili 8.4 Protezione dal sovraccarico
La protezione di una linea dal sovraccarico si realizza, in termini generali, assicurando che per nessun valor di corrente il tempo per cui esso perdura sia tale che il punto (I, t) cada nella zona non ammissibile della Fig. 8.1. A tale protezione ben si prestano i rel` ad eﬀetto termico. Fra l’altro, la caratteristica e di tali sganciatori risente delle condizioni di funzionamento pregresse; uno stesso sovraccarico in un conduttore freddo pu` essere tenuto pi` a lungo che a in un o u conduttore gi` caldo, ed i tempi di interventi di uno sganciatore termico a a freddo sono pi` lunghi che a caldo (si veda ad esempio la Fig. 8.6(a).). u Per gli impianti di categoria 0 e I, la Norma CEI 64-8/4
Fig. 8.9 - Curva di limitazione.
PARTE I 1 INTRODUZIONE norme tecniche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3 3 3 6
Impianti elettrici, disposizioni legislative e 1.1 Generalit` . . . . . . . . . . . . . . . . . . a 1.2 Principali disposizioni legislative . . . . . . 1.3 Norme CEI . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.1 Generalit` . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . a 2.2 Alcune deﬁnizioni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3 Alcune classiﬁcazioni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1 Caratteristiche di un impianto e scelte progettuali soggettive . PARTE II
PRINCIPALI FASI DELLA PROGETTAZIONE . . . . nel . . . . . . . . . . tempo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Diagrammi di carico . . . . . . . . . . . . . Indici descrittivi e parametri dei carichi . . Potenza di dimensionamento e suo sviluppo Carichi ordinari, preferenziali e privilegiati
5.1 Schema di rete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 5.2 Scelta dei livelli di tensione e del numero dei centri di alimentazione 35
Generalit` . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . a Eﬀetti delle correnti reattive induttive . . . . . . . . . . . Mezzi per la produzione di potenza reattiva induttiva . . Inserzione e disinserzione dei condensatori di rifasamento Il rifasamento negli impianti utilizzatori . . . . . . . . . . Il rifasamento nei sistemi di distribuzione pubblica . . . .
Calcolo elettrico 7.1 Corrente di impiego, portata e sezione dei conduttori 7.2 Variazione di tensione e caduta di tensione . . . . . . 7.3 Caduta di tensione e sezione dei conduttori . . . . . . 7.4 Linea con carichi lungo il percorso . . . . . . . . . . . 7.5 Linea alimentata ai due estremi con tensioni uguali . 7.6 Rete radiale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Gli eﬀetti delle sovracorrenti sulle linee . . . Mezzi preventivi e mezzi repressivi . . . . . . Sistemi di protezione contro le sovracorrenti . Protezione dal sovraccarico . . . . . . . . . . Protezione dal corto-circuito . . . . . . . . . Selettivit` . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . a Quadri elettrici . . . . . . . . . . . . . . . . .
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