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ALCUNE RISPOSTE DI: MASSIMO-G, quadri d'autore

Indice

Presentazione

Massimo-G è un altro "veterano" del forum. Uno di coloro che, apprezzandone le finalità, ha contribuito (e continua) a farlo crescere.

Specialista per quadri di potenza e cabine MT/BT, a chi lo interpella nel forum sui problemi relativi alla realizzazione di quadri, alla scelta dei componenti, alle caratteristiche degli interruttori, alla taratura dei relè di protezione, fornisce sempre risposte dettagliate.

La sua precisione professionale nasce nell'adolescenza. Come racconta in una riflessione autobiografica pubblicata nel sito, rimase colpito da una pubblicità che mostrava un tecnico elettrico intento all'installazione di un grosso motore. Il disegno innescò in Massimo-G l'interesse che ne avrebbe determinato le scelte future.

A me piace mettere in evidenza questi particolari, perché dentro di ognuno di noi c'è un'abilità che deve essere assecondata, quando ne riceviamo il segnale. Chi lo coglie e lo interpreta correttamente, ha in genere una vita lavorativa soddisfacente.

Quadri

Ci sono delle prescrizioni normative in merito all'orientamento dei componenti all'interno di un quadro elettrico?


R: Solitamente gli interruttori possono essere montati sia in posizione verticale che orizzontale. In certi casi l'installatore dell'apparecchiatura indica in quale posizione non può essere montato. Gli interruttori, salvo diversa indicazione del costruttore, si possono alimentare da entrambi i lati. Se l'interruttore generale in un quadro si alimenta al contrario, potrebbe esserci confusione nel capire prontamente che, se anche aperto rimane tensione ai suoi morsetti: bisogna segnalarlo. La CEI 16-5 suggerisce dei sensi di manovra preferenziali per il montaggio degli interruttori e bisogna tenerne conto quando si montano orizzontali, come avviene comunemente per i quadri segregati in forma 3 oppure 4


Come deve essere la tenuta al cortocircuito di un quadro?


R: Il sistema di sbarre dovrebbe avere una Icw superiore alla corrente presunta di corto circuito. Ma non è sempre detto che sia cosi: se il dispositivo posto a protezione del sistema di sbarre (interruttore o fusibile) ha caratteristiche di limitazione, il sistema di sbarre può essere dimensionato per le sollecitazioni dovute al picco e all’energia specifica limitate dal dispositivo di protezione.

Tra corrente di corto e valore di picco esiste una relazione che varia in funzione del valore della corrente di corto circuito.

Il valore di picco si ottiene moltiplicando la corrente di corto per un coefficiente che varia da 1.5 per correnti di corto fino a 5 kA, fino a 2.2 per correnti corto superiori a 50 kA.

Quanto ho scritto si riferisce al punto 7.5.3 della CEI 17-13.

il valore di picco della corrente , che serve per definire gli sforzi elettrodinamici, si ottiene moltiplicando la corrente di breve durata per il fattore n.

I valori normalizzati per il fattore di moltiplicazione n e il corrispondente fattore di potenza sono indicati in apposita tabella (tabella 4 della norma)

il cosφ decresce all'aumentare del valore della corrente di corto mentre il fattore n aumenta

  • per correnti fino a 5 kA fattore n = 1.5 (cosφ = 0,7)
  • per correnti da 5 a 10 kA fattore n = 1.7 (cosφ = 0,5)
  • per correnti da 10 a 20 kA fattore n = 2 (cosφ = 0,3)
  • da 20 a 50 kA fattore n =2.1 (cosφ = 0,25)
  • oltre 50 kA fattore n = 2.2 (cosφ = 0,2)


Quale il criterio per usare morsettiere?

R: Le morsettiere sono ovviamente indispensabili per i circuiti ausiliari.

Per la parte di potenza in genere vengono collegate agli interruttori modulari , questi interruttori anche senza morsettiera esterna possono comunque accogliere sezioni piuttosto elevate di cavo (fino a 25/35 mm2)

Se in uscita sono previste sezioni molto piu elevate , la presenza del morsetto esterno all'interruttore è ineludibile, comunque i collegamenti interni al quadro non devono avere la stessa sezione di quelli dei cavi in arrivo

Se si predispone una morsettiera di uscita con una barra di terra che corre parallela , che permette di attestare il collegamento di terra dei vari cavi multipolari in arrivo, credo che si faccia un'operazione che agevola l'installatore.

Se egli deve entrare direttamente nei morsetti dell'interruttore deve fare con i suoi cavi di ingresso un percorso tortuoso all'interno del quadro, deve sguainare l'eventuale cavo FG70R per collegare la terra alla sbarra apposita che non puo essere messa vicino all'interruttore.


Quale differenza tra bobina di minima tensione e a lancio di corrente?


R: La bobina di minima tensione è intrinsecamente piu sicura, la bobina a lancio di corrente può essere meno affidabile, il data logger registra solo gli eventi per eventuali contestazioni. Dal punto di vista della continuità del servizio è meglio la bobina di minima, se invece non si vuole corerre il rischio di sganci intempestivi, allora meglio lancio di corrente con data logger. Io se fossi un progettista opterei (quasi) sempre per la lancio di corrente + data logger

La bobina di minima ha come lati positivi il fatto che è il sistema a “sicurezza positiva “ per definizione, infatti se si guasta apre l’interruttore, se manca tensione ausiliaria apre l’interruttore ect. Unica possibilità di fallito intervento sarebbe un contatto di un attuatore NC che si incolla ma è un evento improbabile. Effetti negativi è la possibilità di sganci in caso di mancanza tensione agli ausiliari o inconvenienti simili

La bobina a lancio di corrente non dà gli effetti negativi della bobina di minima tensione (se non c’è tensione ausiliaria l’interruttore non sgancia) ovviamente non è intrinsecamente sicura come la bobina di minima tensione e quindi in caso di anomalie alla bobina o in caso di mancanza tensione l’interruttore Mt non apre Comunque con una manutenzione “normale “ è uno svantaggio facilmente superabile ,tra l’altro il data logger controlla l’integrità del circuito della bobina di apertura Quindi con poca attenzione sono problemi superabili



Devo installare un SPD il modello (V 20-C/1+NPE-280) della OBO, composto da varistore più spinterometro. Come cavi di collegamento posso adottare la sezione di 6 mm2?

R:In teoria piu grande è la sezione meglio è, ma in sostanza, più che la sezione del conduttore è importante la sua lunghezza, che deve essere la piu piccola possibile (il famoso mezzo metro); la sezione del conduttore dovrebbe essere quantomeno coerente con la corrente nominale dei fusibili posti a protezione del SPD.

Non è in genere facile installare in un quadro un SPD seguendo alla lettera le istruzioni che forniscono i costruttori e ovviamente le stesse norme, quella di fare una barra di terra supplementare prolungando opportunamente la barra sul fondo del quadro per il collegamento dello scaricatore è la soluzione piu utilizzata, anche se quasi sempre si vedono scaricatori che sono collegati alle sbarre principali e alla barra di terra tramite lunghissimi conduttori dai percorsi tortuosi. Probabilmente collegato in quel modo uno scaricatore non serve a nulla


A grandi linee, com'è costituito un quadro di interfaccia per impianto fotovoltaico da 250 kWp?

R: un impianto da 250kW deve essere connesso alla rete di media tensione , almeno salvo casi particolari dovrebbere essere cosi. Quindi in linea di massima dovrebbe esserci la classica cabina di ricezione che alimenta il trafo MT/BT , questa cabina sarà conforme a CEI 0-16, a valle del trafo ci sarà l'interruttore generale bt e le eventuali utenze di bassa tensione, sulle stesse sbarre ci sarà l'interruttore che fà da interfaccia e a valle di questo i dispositivi generali di arrivo dai vari inverter, se i campi fotovoltaici sono piu di uno, a monte dell'interruttore di interfaccia è prelevata l'alimentazione voltmetrica della protezione di interfaccia che in pratica è una protezione di massima e minima tensione e frequenza ,l'eventuale mancanza della rete Enel farebbe immediatamente staccare il dispositivo di interfaccia. Dovrebbe esserci un contatore di energia prodotta e uno di quella scambiata con la rete, questo a grandi linee.

Interruttori e protezioni

Quali differenze ci sono tra interruttori a vuoto ed in esafluoruro di zolfo per MT?


R: Vuoto e SF1 ormai sono equivalenti come prezzo. Il fatto che puoi avviare o meno l'interruttore dipende dal suo comando, non se è in vuoto o in gas. Parli di avaria all'ups, quindi immagino che ti riferisca alla bobina di minima. Se non c'è tensione ausiliaria, con la bobina di minima non puoi riarmare l'interruttore dotato di tale dispositivo di sgancio, a meno che l'interruttore non monti un accessorio chiamato esclusore meccanico della bobina di minima tensione. Come dice la parola stessa, detto accessorio esclude l'azione della minima, però non si monta sui DG

Senza esclusore l'interruttore con minima si può riarmare tenendo chiusa manualmente la bobina di minima togliendo il cofano dell'interruttore Questa operazione è molto semplice con una fascetta sull'interruttore in gas SF1 Schneider, mentre è piu difficile sul VD4 in vuoto ABB in quanto il perno che scorre nella bobina è abbastanza duro ed è difficile fissare una fascetta che lo tenga rialzato simulando l'eccitazione della bobina.


In uno stabilimento con cabina MT/BT in cui è allacciato un impianto PV da 50kW sul quadro generale BT, mi è stato chiesto se era sufficiente la protezione Gavazzi o se è necessario l'NV10P

Schema di connessione per utente attivo

Schema di connessione per utente attivo


R: No serve l'NV10P, probabilmente per la nuova protezione intendono proprio l'NV10P che in taluni cataloghi viene chiamato Gavazzi NV10P , ma ovviamente è quello Thytronic commercializzato da Gavazzi

Negli impianti MT-BT soggetti in qualche modo alla CEI 0-16 il Gavazzi DPC02 non va bene e quindi io penso si ci riferisca all'NV10P.

questa situazione mi è successa un'infinità di volte, tutte le volte che il progettista o l'installatore facevano riferimento al nuovo relè Gavazzi saltava fuori che detto relè non era nient'altro che l'NV10P

Su quel tipo di impianto gli unici relè accettati sono l'NV10P , il Microelettrica MV3V-CEI e l'ABB REF542 sicuramente il misterioso relè Gavazzi nuovo è l'NV10P


Un quadro ha come generale un sezionatore modulare della serie E204(ABB). Tale quadro è alimentato da un interruttore scatolato sempre della medesima marca:T2N 160. Devo verificare la protezione del sezionatore dalle correnti di cortocircuito.


R: Dubito che uno scatolato possa limitare l'energia specifica a livelli tali da essere coordinato con la Icw di un sezionatore modulare (di solito è un valore bassissimo per queste apparecchiature). Credo che lo scatolato è impossbile che possa assolvere a tale funzione. Poi questi coordinamenti sono certificati dal costruttore e non è affidabile riferirsi solo ai valori di Icw e Icm in base alla corrente di corto presunta, bisogna riferirsi alle tabelle del costruttore.

Un sezionatore della serie E204 ha una Icw di 1500ampere x 1 secondo, da catalogo risulta coordinato fino a una corrente di corto cirucito di 25kA con a monte un fusibile NH00 da 125A gG, con uno da 125A la corrente di cortocircuito scende a 6kA

Le grandezze da considerare per il coordinamento interruttore o fusibile a monte con sezionatore a valle sono due: la corrente ammissibile di breve durata Icw e il potere di chiusura in cortocircuito Icm (valore di cresta). Il dispositivo di protezione deve deve limitare il valore di cresta della corrente di cortocircuito e di energia specifica passante al di sotto di quelli massimi sopportabili dal sezionatore.

Un T2N 160 (a prescindere che sia elettronico o termomagnetico) non è un interruttore limitatore e difficilmente potrà limitare questi due parametri a livelli compatibili con un sezionatore modulare a valle (anche se non è detto).

Per questi coordinamenti è rischioso affidarsi a calcoli, meglio fare affidamento sulle dichiarazioni del costruttore.

Con una corrente di cortocircuita presunta di 10kA , davvero modesta, magari è difficile che si arrivi alla distruzione del sezionatore. Perchè ciò avvenga il cortocircuito dovrebbe avvenire proprio ai suoi morsetti di uscita sulle barrette di distribuzione del quadro di cui è sezionatore generale. Nel caso il cortocircuito avvenga a valle di un interruttore in partenza (come è logico che sia se il quadro è cablato decentemente) l'energia specifica e la limitazione della corrente di cresta verrà eseguita da questo interruttore che presumo sia un modulare e che limiterà sicuramente i due parametri a valori accettabili per il sezionatore.

Alla fine del mio discorso quindi è probabile che il coordinamento tra T2N e sezionatore sia alquanto dubbio, però la probabilità che un corto a valle del sezionatore sia interrotto dal solo T2N è molta remota e le reali sollecitazioni termiche ed elettrodinamiche alle quali sarà sottoposto il nostro E204 saranno limitate dagli interruttori in partenza.

Ovvio sarebbe buona cosa avere il coordinamento tra T2 e sezionatore ma se non è possibile in caso di contestazioni si può fare riferimento a queste considerazioni. La cosa migliore sarebbe mettere un T1D 160 come sezionatore che risulta sicuramente coordinato con il T2N fino a 36kA

Cabine e CEI 0-16

Nelle norme attuali cos'è cambiato rispetto alla DK5600 del 2006?


R: Sono variate le condizioni in cui è richiesta la protezione di guasto a terra direzionale e le soglie della protezione.

Le vecchie condizioni che rendevano necessaria la presenza della protezione direzionale sono decadute , l’unico criterio è il contributo capacitivo alla corrente di guasto fornito dai cavi dell’utente, ma è ormai risaputo ed è inutile ribadirlo.

Sono variate anche le soglie richieste alla protezione e attualmente la massima corrente dispone di tre soglie. Una soglia facoltativa a tempo dipendente , una soglia a 250ampere 0.5secondi e una a 600ampere 0.12secondi

La prima soglia è a tempo dipendente e viene obbligatoriamente richiesta solo da alcuni distributori. Inizialmente pareva che detta soglia potesse essere solo a tempo veramente inverso (definita VIT) poi si è chiarito che non era necessario , era sufficiente che fosse a tempo dipendente (vedi D.2.4.1 CEI 0-16V2 aprile 2009).

Tale soglia non viene chiesta da tutti, solo da alcune municipalizzate. Enel la mette nella sua tabella di taratura solo in rarissimi casi. Molte municipalizzate la chiedevano anche prima , quindi in pratica nei loro confronti nulla cambia (addirittura qualcuno che prima chiedeva la prima soglia a tempo indipendente a 1 secondo continua a farlo). Enel come dicevo non la richiede quasi mai , ma talvolta non è cosi. Quando questa soglia a tempo dipendente compare, nella tabella della protezione generale Enel viene messa la corrente, il valore di α e β che determinano la pendenza della curva e la costante di tempo. α e β per Enel sono rispettivamente 1 e 13.5 e identificano la curva come a tempo veramente inverso, il K è 0.15.

Comunque tale soglia per il nostro distributore principale rimane sempre facoltativa. Infatti se per esempio abbiamo la soglia I> a 60 A , I>> 250 A , I>>> 600 A ci sarà una nota che precisa che in alternativa la soglia I> può essere omessa se la I>> è impostata a 136 A. In teoria i valori della seconda e terza soglia dovrebbero essere fissati dalla norma ma in realtà quasi mai corrispondono a quelli citati , ovvio che è sempre meglio richiedere a Enel la lettera di taratura. I valori ancora piu "gettonati" sono 195A - 650A.

Il valore richiesto piu basso di I>> che ho riscontrato nella mia attività è di 108A . Altri valori "bassi" tavolta richiesti sono 136 e 156 ampere. Poi le altre considerazioni fatte in precedenza sono sempre valide.

Per quanto riguarda la 51N possiamo dire che se siamo in presenza del direzionale i valori minimi richiesti sono di 56 A a 15 kV e 70A a 20 kV, in presenza di neutro compensato, però sono valori minimi spesso quelli nella tabella sono piu alti.

Se non c’è il direzionale ,il valore tipico per i 15 KV è il valore del doppio guasto a terra (56 A o maggiore) 0.17secondi abbinato a 2 A 0.45secondi o in alternativa solo 2 A 0.17secondi.

Sono cambiate anche le soglie del direzionale, quella del neutro isolato diventa la 67S1 e quella del neutro compensato è la 67S2 (il contrario di quanto era fino a non molto tempo fa).

Cambiano i settori angolari della soglia a neutro compensato, invece che 61-257 il settore di intervento diventa 60-250. Di conseguenza la bisettrice è 155 e la semiampiezza del settore è 95. Il settore angolare del neutro isolato rimane simile a prima.

I valori di Vo ormai vengono sempre forniti in volt primari quindi vale il discorso fatto nei post precedenti (con normali TV a triangolo aperto 100:3 per esempio i 173 V primari a 15 kV sono 2V secondari, che corrisponde al valore da impostare sulla protezione)



E' obbligatorio adeguare le cabine di trasformazione mt-bt alla DK 5600?


R: La DK5600 non esiste piu adesso c'è la CEI 0-16.

Non è obbligatorio adeguare, si paga il cosidetto CTS (che successivamente diventa CTSm) fino a quando non si ci adegua, tutto qui.

Anche se la cabina è fatta benissimo, ma non si è inviata la cosidetta DIDA (Dichiarazione di Adeguamento) a chi dovere, si pagano i vari CTS del caso.

Quindi la DIDA va inviata comunque, se non si vuole incorrere in una penale; non c'è ragione plausibile nel volere pagare (se non si è masochist); sarà poi il consulente/progettista a decidere se cambiare le apparecchiature o magari fare le prove su quanto di esistente per verificare i tempi di intervento come richiesto dalla normativa; il toroide va cambiato in ogni caso, anche se si effettuano le prove.

Può darsi che il TA esistente, anche se da 80/5 A, faccia il suo lavoro ugualmente, ma oltre ai tempi di intervento, a mio avviso, andrebbe verificato anche il fattore limite di precisione reale (che con basso carico al secondario del TA è molto più alto di quello nominale), stabilendo se il relè esistente è in grado di sopportare le più alte correnti di cortocircuito portate al secondario del TA che si possono avere sull'impianto.

Ma questo, ai fini economici, non è importante; l'importante è inviare la dichiarazione di adeguatezza, senza la quale si paga una gabella (tale è in pratica il CTS , CTSm) che si può benissimo evitare di pagare.

Per inviare la Dida occorrono poche operazioni che però vanno ovviamente eseguite.


I miei software non consentono questo tipo di cabina: arrivo MT - sezionatore fusibili 10 A - tondino in rame nudo lunghezza 50 cm- trafo 250kVA. Avete un consiglio o un programma "vecchio" da consigliarmi?


R: Che occorra un software per le semplici considerazioni che si debbono fare mi sembra strano.

Il sezionatore è quantomeno da 400 A 12.5 kA. (se è AEM che chiede 16 kA allora deve avere quella caratteristica)

I sezionatori da muro con caratteristiche diverse non li fanno più da tempo immemore.

I fusibili devono potere interrompere la corrente di corto circuito , devono essere adeguati alla taglia del trafo (10 A con un trafo da 250KVA sono scarsi a meno che la tensione di funzionamento sia di 23 KV). Il fusibile dovrà proteggere dal corto circuito il cavo mt e il trafo, ed intervenire per un corto circuito fase neutro al secondario bt del trafo. Sono verifiche che i fusibili adatti per quel tipo di trafo dovrebbero soddisfare senza problemi.

In genere con un traformatore da 250kVA si mettono fusibili da 16A con i 20kV e 20A con i 15kV.

Per il cavo mt occorre verificare il valore dell' iquadratoti del fusibile con quello sopportato dal cavo. Un cavo RG7H1R da 35 \, mm^2 non dovrebbe avere problemi (probabilmente anche il 25 se qualcuno lo usa )

La protezione dal sovraccarico dovrebbe essere demandata all'interruttore bt


Quando e come effettuare le prove, sul complesso DG+PG, secondo la suddetta norma,per idi cui al punto A.3 della Delibera ARG/elt 119/08, ai soli fini di accertare il tempo complessivo di eliminazione del guasto?


R: Con DG e PG nuovi e certificati non c'è da fare nessuna prova, se non un generico test con pulsante di sgancio.

Quando si adegua una cabina mt cambiando l'SPG (relè-TA-toroide-ed eventuali TV) ma non l'interruttore, si fa solo una prova del tempo di intervento sul 51N con il 120% della corrente di taratura (in genere 2.4A primari); se si mantiene inalterato il sistema di protezione esistente si fanno tutte le prove.

Addirittura ora non è piu obbligatorio negli adeguamenti allegare il certificato di prova alla dida. Per ora è così. Poi comunque anche nelle protezioni integrate (l'unica è in pratica il REF601 ABB, tra l'altro il più scarso tra tutti i relè certificati) c'è sempre da cablare perlomeno il toroide; nel REF542 vanno comunque portati i cavi dei combisensor al relè e va effettuato il cablaggio per lo sgancio per la minima o la bobina a lancio di corrente. I TA integrati CS300 Scnheider montati a bordo interruttore sono TA 300/1 e vanno comunque cablati fino agli ingressi amperometrici del Sepam.

Diciamo che soluzioni totalmente integrate non esistono. Anzi posso dire, con la mia esperienza quasi ventennale ormai, che le cosidette soluzioni fatte in casa quasi sempre sono enormente piu affidabili di un sistema cosidetto integrato.

Fino a poco tempo fa esisteva il PR521DK: sfido chiunque ad affermare che, benché integrato, fosse piu affidabile di un sistena con TA tradizionali e un relè mettiamo Thytronic; chiunque si occupa professionalmente di queste cose sa che non c'era paragone.

Comunque le varie case di relè ora ti danno tabelle con le caratteristiche dei TA che poi usare con caratteristiche diverse da quelli automaticamente idonei. C'è qualcuno che vuole le prove anche sulle celle nuove, non è obbligatorio , uno la puo chiedere come clausola contrattuale ma nessuna normativa lo esige


La cei 0-16 articolo 8.5.12.2 si dice che :" nel caso di esercizio a neutro compensato, è comunque necessario che le protezioni per i guasti a terra di cui è dotato l'impianto dell'utente siano sempre i grado di funzionare correttamente, a prescindere dallo stato del neutro". Puo' il neutro trovarsi francamente a terra a causa di guasto sulla bobina?


R:per neutro a terra sulla media tensione si intende neutro compensato ovvero messo a terra tramite un'induttanza che dovrebbe annullare/limitare la corrente di guasto capacitiva (bobina di petersen) L'SPG deve avere la protezione di massima corrente (tre soglie) e la protezione di guasto a terra (che può essere direzionale o meno in funzione della lunghezza dei cavi dell'impianto dell'utente)

Nel caso occorra il direzionale ci saranno due soglie con tale funzione , una con settore di intervento per neutro isolato e una per neutro compensato in quanto il distributore di energia può variare in qualsiasi momento lo stato del neutro dei suoi impianti (ad esempio per la manutenzione e/o sostituzione delle bobine di compensazione in cabina primaria). In questo caso ci sarà anche una terza soglia adirezionale (quindi che non discrimina il verso del guiasto a terra) che serve contro il doppio guasto a terra che può non rientrare nei settori di intervento delle due soglie precedenti.

Nel caso non occorra il direzionale se l'impianto è a neutro compensato vengono fornite duie soglie di 51N una con tempo di interruzione a 170ms con un alto valore di corrente e una a 450ms tarata a 2A , se l'impianto è alimentato a neutro isolato verrà fornita solo la taratura di 2A a 170ms. Anche nel primo caso si può anche evitare di impostare due soglie ma solo una utilizzando i 2A a 170ms. con il motore di ricerca del sito trovi un articolo sulla bobina di petersen di admin

La corrente di doppio guasto monofase a terra non dipende dallo stato del neutro e può essere paragonata a una corrente di corto circuito bifase ed essendo prevalentemente resistiva può non ricadere nei due settori di intervento delle due soglie direzionali e quindi non essere rilevata, per essere rilevata occorre una soglia di 51N (al limite potrebbe anche intervenire la soglia di massima corrente )


Un progetto "al volo"

Sono uno studente di ingegneria elettrica. Non desidero lo svolgimento completo, ma data la mia inesperienza, gradirei avere delle indicazioni che mi facciano comprendere com'è la pratica impiantistica. Riporto i dati del problema:

  • Potenza complessiva dei carichi:763 kVA a \cos \varphi= 0.65
  • tensione di esercizio:15/0.4 kV
  • Icc trifase in MT:12.5 kA
  • corrente di guasto a terra in MT:210 A
  • tempo eliminazione guasto a terra i MT:0.55 s
  • trafo distante da quadro geneale :18 m
  • trafo distante dal collettore di terra: 15 m
  • quadro generale distante 19m dal collettore di terra.
  • dal QG parte una linea lunga 111 m e il carico da alimentare è di 185kW a \cos \varphi= 0.6


R: E' un esercizio che si avvicina molto ai casi che si hanno nella realtà. Io ti riferisco i ragionamenti che faccio "al volo" senza pretese di estrema precisione, che spesso nei calcoli impiantistici non è così necessaria, come potrebbe apparire ad uno studente, ma che porta a risultati che l'esperienza mi assicura vicini a quelli del progetto definitivo.

La potenza complessiva dei carichi serve per scegliere il trasformatore. La prima cosa che balza all'occhio è che con un \cos \varphi così basso, bisogna sovradimensionare il trasformatore. Mantenendo il \cos \varphi al valore attuale serve un trasformatore almeno da 1250 kVA. Invece portando con il rifasamento il cosfi a 0,9 risulta essere sufficiente un trasformatore da 1000 kVA avendo un margine superiore di potenza non impegnata. Comunque se non è possibile rifasare, occorre scegliere un trafo almeno da 1250kVA.

Per definire lo schema è decidere se si desidera suddividere la potenza su due trasformatori. Se si ritiene di avere un carico che è bene che funzioni anche in caso di guasto di un trafo, sceglieremo due trasformatori. Si ha un aggravio di costo (due trafo, due generali bt e due sezionatori mt , il congiuntore tra le due sezioni di sbarre) a fronte di pochi vantaggi (possibilità di funzionare con un solo trafo , interruttori bt con basso potere di interruzione dividendo le due semisbarre con un congiuntore). Ritengo si possa scegliere un trafo solo. Lo schema sarà il seguente

  • Arrivo Enel dal basso
  • sezionatore a vuoto, interruttore in SF6 o in vuoto, sezionatore di terra
  • protezione
  • vano trasformatore.

Il sezionatore sarà un rotativo con sbarre di terra interbloccate 24kV 400A 12,5kA di corrente termica per 1 secondo .

L'interruttore avrà le seguenti caratteristiche: 24 kV 630A 16kA. La protezione sarïà conforme a CEI 0-16: 50-51-51N con TA da 300/5A 5P30 10VA e toroide 100/1 5P20 3VA, la prima soglia tarata a 60A 430ms la seconda a 648 A 50 ms , la 51N a 3A 50 ms.

Il quadro di bassa sarà costituito dal generale che avrà corrente nominale di almeno 2000 A e potere di interruzione adeguato (un trafo da 1250 kVA in resina dà al secondario una corrente di cc inferiore a 30 kA , un interruttore di quella taglia come minimo ha 50 kA di potere di interruzione) e dalle varie partenze tra cui quella da 185 kW (sarà un interruttore con corrente nominale da 630 A e pdi che potrebbe anche essere da 35 kA). Il modo più comodo per realizzare il collegamento tra trafo e quadro bt è di posizionare il quadro in faccia al trafo e alimentarlo tramite blindosbarra. Verificando le portate UNEL, credo che 4 sbarre da 100x10 o 120x10 siano sufficienti, però la distanza è rilevante (nella realtà si avvicina il quadro al trafo) e quindi è probabile che si debba realizzare in cavo a occhio servono 4 corde per fase da 240mm2.

La linea in cavo da 185 kW può essere realizzata con 2 corde per fase da185mm2, però occorre verificare la caduta di tensione ed eventualmente aumentarla (111 m sono molti).

La corrente di guasto a terra e il tempo di eliminazione del guasto, servono a dimensionare l'impianto di terra della cabina (a 0,55 sec. dovrebbe corrispondere una tensione ammissibile di circa 170 V il che darebbe una resistenza di circa 0,7Ω giustificata dall'altissimo valore della corrente di guasto molto alta anche per i sistemi a neutro isolato).

Gli altri valori servono a calcolare in modo rigoroso le correnti di guasto

Conclusione

Come nel caso degli altri esperti del forum di EP-EY, che questa rubrica si è proposta di tratteggiare, le risposte riportate sono solo una piccola selezione di quelle presenti che, come logico, in un forum, si articolano e si perfezionano nell'interazione con l'interlocutore. Quindi, anche in questo caso, invito i visitatori a navigare tra tutte le risposte di Massimo-G.

Buona navigazione ! :-)

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Commenti e note

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di ,

Sono freschissimo d'iscrizione al sito ed il motivo della scelta onestamente ha un nome ed un cognome. Inutile dirvi quale.

Rispondi

di ,

Un grande esperto, un grande professionista, una grande persona. Grazie Massimo per i tuoi contributi.

Rispondi

di ,

Beh...ne è passato di tempo da quando ci "scornavamo" sulla DK5600 IV Edizione per la bobina di minima tensione(2005)...e devo dire che ho imparato moltissimo dai contributi che mette a disposizione sul forum.

Rispondi

di ,

Sicurissimo di interpretare il pensiero di Zeno e di tutta la famiglia di EP, aggiungerei: "grazie infinite a Massimo Gandini", per la cortesia, la precisione, la eccezionale competenza e la disponibilità che trasudano in tutti i suoi interventi. Io ho imparato molto e gli sono riconoscente.

Rispondi

di ,

Grazie infinite a Zeno

Rispondi

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