• Messa in servizio degli impianti elettrici nelle strutture critiche

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Messa in servizio degli impianti elettrici nelle strutture critiche

L'obiettivo della messa in servizio è quello di garantire che una struttura risponda all'intento progettuale e ai requisiti del proprietario. Per le strutture critiche, questo obiettivo viene generalmente raggiunto dimostrando al proprietario che la struttura rispetta i criteri di affidabilità, ridondanza e resilienza che si aspetta.

Figura 1: è indispensabile che le prove di immunità dei generatori ai transitori elettrici vengano eseguite considerando il fattore di potenza nominale. Fonte: ESD

Considerato il gran numero di scenari di guasto e di variabili, testare tutto è praticamente impossibile, oltre che economicamente non conveniente, ma l'autorità di messa in servizio ha comunque l'obbligo di fornire al proprietario la prova che i sistemi funzionino e siano in grado di mantenere lo stato operativo previsto al verificarsi degli eventi esterni più comuni.

Il proprietario conta sul processo di messa in servizio per essere certo che l'installazione, le prestazioni e il funzionamento delle nuove apparecchiature siano accettabili, prima di collegare i carichi critici, e vuole che tutto avvenga nel modo più rapido ed economico possibile.

Questo articolo prende in esame le best practice per la prova dei diversi sistemi elettrici e ripercorre alcune delle sfide affrontate. Presenta anche una serie di problematiche emerse durante la fase di verifica delle prestazioni funzionali nell'ambito del processo di messa in servizio, come spiegato in ASHRAE Guideline 0. Implementando nei progetti futuri le best practice e quanto appreso attraverso l'esperienza pratica, è possibile migliorare la qualità del prodotto fornito al proprietario.

Generatore
Includere i generatori nel processo di messa in servizio di una struttura critica è indispensabile, perché sono l'unica sorgente di alimentazione di riserva a lungo termine quando la rete elettrica non è disponibile (v. Figura 1).

Quando si prova un generatore, è opportuno verificare che il carico per la prova di applicazione del carico a gradini e per quella di resistenza abbia un fattore di potenza nominale corrispondente a quello del generatore, dato che il generatore verrà messo a punto e calibrato in modo da assicurare il funzionamento ottimale alle sue condizioni nominali. Il costruttore, inoltre, non sarà probabilmente in grado di fornire la documentazione sul funzionamento previsto del generatore se il carico utilizzato per le prove si scosta dalle condizioni nominali. La messa a punto e la calibrazione sono particolarmente importanti quando si prova l'applicazione di carico a gradini da 0% a 100% e il sistema rischia di non rispondere correttamente, entro una tolleranza accettabile, se il fattore di potenza del carico non corrisponde al valore nominale.

Per effetto dei nuovi regolamenti EPA, i generatori devono ridurre le emissioni inquinanti in tutte le condizioni di esercizio, anche quando si tratta di gestire carichi a gradini. Questa è stata una sfida per i costruttori di generatori che, in passato, potevano risolvere il problema con il semplice aumento della richiesta di combustibile e la conseguente immissione in atmosfera di grandi quantità di fumo nero. Nell'intento di minimizzare l'inquinamento, i costruttori hanno dovuto procedere ad una precisa messa a punto dei generatori e questo è il motivo per cui la prova dei generatori al fattore di potenza nominale è diventata così importante. Inoltre, considerato che le operazioni di manutenzione ordinaria e prova avvengono generalmente con i generatori sotto carico, spesso il proprietario acquista un banco di carico resistivo permanente (fattore di potenza unitario), dimensionato in base alla capacità nominale del generatore. È importante spiegare al proprietario che il banco di carico permanente che sarà utilizzato per le future prove di carico potrebbe non essere adeguato durante la messa in servizio, se dimensionato in base al fattore di potenza unitario.

Esempio di messa in servizio di generatori: due generatori da 13,8 kV - 3 MW, dimensionati per un fattore di potenza di 0,8, sono stati testati utilizzando un banco di carico da 3 MW con fattore di potenza unitario. In entrambi i casi, applicando un gradino di carico da 0% a 100%, i generatori sono stati in grado di supportare il carico solo in uno su sette tentativi. Il carico era resistivo ma la caduta di tensione indotta dal gradino di carico provocava la perdita di potenza del controllore del banco di carico e il conseguente spegnimento di quest'ultimo. Anche quando il carico veniva mantenuto, i valori di tensione e frequenza al 100% del carico finivano per superare i criteri pubblicati, perché i dati prestazionali del generatore non erano basati su un carico con fattore di potenza unitario. Questo problema di funzionamento non era stato osservato durante le prove in fabbrica degli stessi generatori con un banco di carico con fattore di potenza 0,8.

Dispositivo di commutazione automatico (ATS)
L'ATS è un importante componente della struttura critica perché, generalmente, viene utilizzato per trasferire l'alimentazione da una sorgente primaria a una sorgente secondaria in caso di perdita della sorgente primaria.

Gli ATS a transizione aperta sono concepiti per fare in modo che l'interruzione dell'alimentazione al carico avvenga con un trasferimento asincrono. È questo il motivo per cui non è richiesto il collegamento del carico dell'ATS durante i trasferimenti a transizione aperta nell'ambito della prova delle prestazioni funzionali. Il carico non è richiesto neanche quando si prova la capacità di un ATS di realizzare trasferimenti a transizione chiusa. Durante i trasferimenti a transizione chiusa, l'ATS collega in parallelo le sorgenti primaria e secondaria, prima del trasferimento. È importante verificare che l'ATS possa procedere correttamente ai trasferimenti a transizione chiusa e gestire la transizione nello stesso modo, a prescindere dal fatto che il carico sia collegato o meno. All'uscita dell'ATS, deve essere collegato uno strumento di misura della qualità dell'alimentazione, per confermare che il trasferimento avvenga entro il tempo specificato per le applicazioni a transizione chiusa. Va sottolineato che, quando si esegue la scansione a infrarossi, il collegamento del carico è richiesto per tutti gli ATS. Dopo il completamento dell'installazione finale, è consigliabile che tutti i componenti dell'ATS vengano sottoposti alla scansione a infrarossi a pieno carico, su tutti i percorsi di alimentazione primaria, secondaria e di bypass. Quando la sorgente secondaria dell'ATS è un generatore, il carico è necessario anche per le applicazioni a transizione chiusa. Questa prova viene generalmente eseguita come prova del sistema integrato, per dimostrare che generatore e ATS funzionano correttamente insieme a pieno carico. La prova del sistema integrato viene condotta dopo il completamento della prova delle prestazioni funzionali di ATS, generatore e altri sistemi integrati.

Nella maggior parte dei casi, per la verifica funzionale di un ATS, devono essere disponibili entrambe le sorgenti perché l'ATS, in presenza di una sola sorgente, generalmente inibisce qualunque trasferimento. Questo problema può verificarsi nelle situazioni in cui gli ATS vengono aggiunti a strutture in tensione già esistenti. Considerato il loro ruolo fondamentale nel sistema di distribuzione elettrica, spesso non possono essere integrati nell'impianto elettrico senza interrompere i carichi corrispondenti. Per minimizzare i problemi creati alla struttura in tensione, le prove dell'ATS dovranno essere effettuate prima del collegamento. Tuttavia, l'ATS può essere collegato alla sorgente secondaria, se questa è il generatore. Quando la sorgente primaria che alimenta il carico viene ripristinata, il tempo per testare l'ATS è generalmente limitato perché servirà immediatamente a fornire alimentazione ai carichi critici.

Esempio di messa in servizio di un ATS: a un costruttore di ATS è stato chiesto di avviare e testare l'ATS prima che venisse integrato nell'impianto elettrico. Per farlo, il fornitore dell'ATS ha chiesto la disponibilità sia della sorgente primaria che di quella secondaria. L'azienda elettrica ha ponticellato le due sorgenti e ha collegato la sorgente secondaria dell'ATS al generatore. Quando il generatore è stato avviato, l'ATS ha visto come disponibili sia la sorgente primaria che quella secondaria. Un importante inconveniente era che, all'avviamento, non c'era modo di scollegare esclusivamente la sorgente primaria senza simulare anche la perdita della sorgente secondaria; di conseguenza, non era possibile verificare le operazioni di trasferimento automatico senza tecniche di simulazione. Per l'ATS era anche più facile effettuare trasferimenti a transizione chiusa dato che le due sorgenti erano perfettamente sincronizzate perché provenienti dallo stesso punto di generazione. Tutte le funzionalità sono state ritestate dopo l'integrazione finale, nel corso della prova delle prestazioni funzionali, per assicurare che il sistema funzionasse correttamente nella configurazione effettiva.

UPS

Figura 2: l'UPS è un componente fondamentale per il supporto dei carichi critici, perché è il principale sistema responsabile di assicurare la continuità di alimentazione del carico in caso di perdita della rete. Fonte: ESD

L'UPS è probabilmente l'apparecchiatura più importante di una struttura critica, considerata la sua capacità di mantenere l'alimentazione dei carichi critici a prescindere dal funzionamento di tutti gli altri sistemi di supporto (v. Figura 2).

Durante la prova delle prestazioni funzionali, il monitoraggio degli ingressi al raddrizzatore dell'UPS, del bypass statico interno all'UPS e del bus di uscita dell'UPS è considerato una best practice. Dopo ogni prova relativa all'immunità ai transitori, al carico a gradini o alla scarica della batteria, è opportuno esaminare le forme d'onda registrate dagli strumenti di misurazione della qualità dell'alimentazione, per verificare che non sia stato attivato alcun evento e che le forme d'onda di uscita siano rimaste nella tolleranza e tornate alla normalità entro l'intervallo di tempo specificato. I sistemi UPS vengono spesso messi in servizio subito dopo la prova delle prestazioni funzionali; quindi è meglio controllare i risultati dello strumento di misurazione della qualità dell'alimentazione — incluse le forme d'onda acquisite — durante il test sul posto piuttosto che aspettare il rapporto dal tecnico dello strumento di misurazione. In questo modo, gli eventuali problemi rilevati durante il test dell'UPS possono essere risolti rapidamente, dato che il costruttore deve spesso consultare la fabbrica per le anomalie di funzionamento dell'UPS.

Una volta installato il sistema sul posto, sui sistemi UPS dovrebbero essere condotte delle prove di resistenza a pieno carico, anche se tali prove fossero già state eseguite in fabbrica. Per la consegna, molti componenti devono essere scollegati e poi ricollegati sul posto. Anche le apparecchiature elettriche possono essere interessate da problemi che si verificano durante il trasporto e che non possono essere rilevati senza eseguire la prova di resistenza sul posto. Generalmente, per confermare che il sistema sarà in grado di funzionare senza problemi a pieno carico nominale, si considera adeguata una prova a pieno carico della durata di 8 ore.

In alcuni casi, può essere difficile monitorare la logica utilizzata dall'UPS per gestire le varie operazioni, perché le azioni vengono realizzate dai microprocessori installati sulle schede circuitali. Questo sottolinea l'importanza di configurare correttamente gli strumenti di monitoraggio della qualità dell'alimentazione prima di testare l'UPS. Se viene rilevato un problema durante la prova, per il costruttore sarà molto più facile risolverlo se può contare su dati significativi generati sia dal sistema di monitoraggio interno dell'UPS che dagli strumenti esterni di monitoraggio dell'alimentazione. Quando si verifica un guasto, può essere molto difficile capire cosa sta succedendo all'interno dell'apparecchiatura. Quasi sempre, i dati acquisiti dalla prova migliorano il processo di risoluzione dei problemi.

Esempio di messa in servizio di un UPS: durante la configurazione del sistema per un test di scarica della batteria, all'applicazione del carico si sono aperti gli interruttori di entrambe le stringhe di batterie. La stessa situazione è stata ritestata due volte senza che si notassero anomalie. Durante le prove successive, il guasto non si è più verificato.

Il costruttore ha sostituito i pezzi, all'interno dell'UPS, che potevano aver generato il problema iniziale. Dopo la sostituzione, l'UPS è stato testato provando diversi gradini di carico ed è stato trasferito al bypass statico, al bypass di manutenzione e poi ancora all'inverter. Successivamente, è stata effettuata una scarica aggiuntiva di 2 minuti al 65% del carico mentre veniva realizzata la calibrazione dell'UPS. Il costruttore ha confermato che le riparazioni erano state eseguite senza problemi e che il sistema stava lavorando correttamente ma che non era in grado di spiegare perché una funzione cruciale all'interno dell'UPS non avesse funzionato.

Sezionatore di messa in parallelo dei generatori

Figura 3: il sezionatore di messa in parallelo dei generatori deve essere testato con i carichi di resistenza/reattivi per verificare la capacità del sistema di condividere correttamente i carichi kVAR. Fonte: ESD

il sezionatore di messa in parallelo dei generatori è un componente cruciale di una struttura critica quando il carico supportato dal generatore supera la capacità di un solo generatore (v. Figura 3).

I sistemi di messa in parallelo dei generatori dovrebbero essere testati al loro fattore di potenza nominale — generalmente 0,8. Questo è importante per verificare che ogni generatore condivida correttamente i carichi kW e kVAR. Il fatto che i generatori in parallelo condividano equamente i carichi resistivi kW non significa necessariamente che condivideranno anche i carichi reattivi kVAR.

Una seria problematica con la prova dei sistemi di messa in parallelo dei generatori è che, considerato il numero di generatori che vi possono essere collegati, sono spesso dimensionati per carichi molto pesanti. In alcuni casi, può risultare poco pratico e anche molto costoso caricare i sistemi di messa in parallelo dei generatori alla capacità nominale. È quindi consigliabile che il carico collegato sia sufficiente a superare la capacità di un solo generatore. I banchi di carico forniti dovranno essere dimensionati in base alla capacità operativa prevista del sezionatore di messa in parallelo dei generatori ma non necessariamente alla sua massima capacità nominale.

Per il funzionamento, i sistemi di messa in parallelo dei generatori dipendono fortemente dalla programmazione del controllore a logica programmabile (PLC). E spesso, solo pochi esperti conoscono le modalità di funzionamento di questo programma. Le modifiche alla programmazione del PLC devono essere documentate nell'apposito registro delle modifiche. Il registro dovrebbe indicare la data della modifica, la ragione della modifica, una sua descrizione e il nuovo numero di versione del programma. Le versioni più vecchie del programma dovrebbero essere salvate per poter essere ripristinate in caso di problemi con la nuova versione.

Esempio di messa in servizio di un sezionatore di messa in parallelo dei generatori: dopo aver testato un sistema di messa in parallelo dei generatori, alla programmazione sono state apportate le modifiche che si erano rivelate necessarie durante la prova. Successivamente, il test è stato rieseguito ma solo in parte. Durante il processo di formazione del proprietario, sono stati riscontrati ulteriori problemi di programmazione, legati alle modifiche effettuate. La programmazione del PLC è stata quindi ulteriormente ritoccata. Per essere sicuri che sia la programmazione del PLC che il sistema funzionassero correttamente, è stata eseguita una prova che includeva ogni possibile trasferimento manuale o automatico in scenari a transizione aperta e chiusa. Quest'ultimo collaudo è stato videoregistrato e documentato e si è proceduto ad estrarre il registro eventi del PLC per dimostrare i trasferimenti avvenuti. Non essendo emersi ulteriori problemi, non è stato necessario procedere ad altre modifiche di programmazione.

Sezionatore elettrico principale
Il sezionatore elettrico principale è un componente importante di una struttura critica perché distribuisce l'alimentazione a tutte le apparecchiature di distribuzione elettrica a valle.

Le impostazioni dell'interruttore automatico devono essere inserite, coordinate, testate e verificate considerando tutte le principali apparecchiature di distribuzione elettrica. Se c'è un guasto nel sistema, è indispensabile che venga implementato il coordinamento selettivo in modo da isolare il guasto quanto più a valle possibile. Gli interruttori automatici principali devono essere configurati in modo da garantire che, al verificarsi di condizioni di guasto, rimarranno chiusi e attenderanno l'azzeramento dell'errore da parte delle apparecchiature a valle. Per farlo, è necessario eseguire il test degli interruttori automatici raccomandato dalla National Electrical Testing Association che prevede intervento istantaneo, intervento a breve termine, ritardo a breve termine, intervento a lungo termine, ritardo a lungo termine, intervento per guasto a terra, ritardo per guasto a terra, prove di resistenza dei contatti e prove di resistenza dell'isolamento.

Anche se il sezionatore elettrico principale è parte integrante del sistema di distribuzione elettrica, la capacità di conduzione della corrente del sistema può aumentare il rischio di arco elettrico. Per evitare lesioni, il sezionatore elettrico principale dovrebbe essere scollegato prima di aprirlo o di intervenire su di esso. Considerato che, spesso, il proprietario non ha un dispositivo di sezionamento a monte di questa apparecchiatura, dovrebbe intervenire il fornitore di energia elettrica ma questo può essere problematico e difficile da pianificare.

Esempio di messa in servizio di un sezionatore elettrico principale: presso un Data Center, era necessario apportare modifiche al sezionatore elettrico principale. Per garantire la corretta esecuzione di tutte le modifiche, era necessario procedere alla scansione a infrarossi. Considerata la capacità di conduzione della corrente del sezionatore elettrico principale, non era sicuro rimanere nel raggio di 2 metri dall'apparecchiatura aperta e l'apertura poteva avvenire solo quando il sezionatore non era in tensione. Questo ha richiesto il lungo processo di spegnimento di tutti i carichi dell'edificio, apertura del sezionatore elettrico principale e riavvio di tutti i sistemi in modo che la scansione del sezionatore potesse avvenire sotto carico a distanza di sicurezza. Lo stesso processo ha dovuto essere ripetuto per riposizionare i pannelli di copertura sul sezionatore elettrico principale una volta completata la scansione a infrarossi.

Dispositivo di commutazione statico (STS)

Figura 4: gli STS sono in grado di trasferire il carico da una sorgente all'altra senza discontinuità, in modo automatico o manuale, in pochi millisecondi. Fonte: ESD

Un STS è un componente importante e utile di una struttura critica perché consente di trasferire il carico, senza discontinuità, in condizioni di guasto o per gli interventi di manutenzione (v. Figura 4).

Gli STS si comportano in modo simile agli ATS ma, essendo concepiti per trasferire il carico in pochi millisecondi, è necessario coordinare tutta una serie di impostazioni. Gli STS vengono generalmente alimentati da sistemi UPS. Questi UPS servono a prevenire le interruzioni agli STS a valle. Durante un evento di manutenzione pianificato o in caso di interruzione dell'alimentazione di rete, gli UPS provvedono al trasferimento al bypass o alla batteria entro un certo intervallo di tempo. Dato che gli STS sono configurati per procedere al trasferimento in caso di perdita della sorgente primaria per un certo periodo di tempo, l'intervallo di tempo deve essere più lungo dell'interruzione ammissibile vista dall'UPS. Se non coordinato correttamente, un trasferimento di routine al bypass a livello di UPS può provocare il passaggio alla sorgente secondaria da parte degli STS a valle.

In diverse occasioni, sulle schermate degli STS vengono visualizzate letture "fantasma" dei valori di tensione e corrente, senza alcun carico collegato. Il problema, generalmente, si risolve con il riavvio del sistema. Anche se i costruttori affermano che non ci sono rischi operativi, questa anomalia è incomprensibile.

Esempio di messa in servizio di un STS: in un impianto con otto STS, un'unità visualizzava i valori di corrente su una singola fase con gli interruttori di carico aperti mentre gli strumenti portatili di monitoraggio dell'energia non rilevavano corrente. Un'altra unità STS visualizzava 160 A mentre, per gli strumenti portatili di monitoraggio dell'energia, il valore era di 0 A. Il costruttore ha rassicurato il team dicendo che il problema si sarebbe risolto semplicemente riavviando il sistema, senza alcuna ripercussione sul carico. Il riavvio del sistema, tuttavia, non ha risolto il problema e l'unità è rimasta sotto controllo per verificare che il problema non si ripresentasse.

Sistema di monitoraggio della corrente elettrica (EPMS)

Figura 5: l'EPMS consente all'operatore di visualizzare lo stato elettrico di ogni sistema all'interno della struttura critica da una singola postazione. Fonte: ESD

L'EPMS consente di monitorare tutti i sistemi elettrici all'interno di una struttura critica da una singola postazione, permettendo all'operatore di verificare che non ci siano allarmi e che tutti i sistemi funzionino in modo corretto ed efficiente (v. Figura 5).

Per verificare che l'EPMS stia monitorando correttamente i sistemi, è necessario controllare tutta una serie di stati per ogni punto. I punti devono essere modificati sul posto e controllati per verificare che gli stessi valori o eventuali stati osservati sul posto vengano correttamente segnalati all'EPMS.

Una delle difficoltà di questa operazione è legata alle discrepanze con i punti. Generalmente, i progettisti specificano i punti che l'EPMS deve monitorare ma può succedere che poi approvino apparecchiature non in grado di fornire questi punti. Per evitare questo problema è consigliabile che, prima dell'accettazione delle apparecchiature, progettista e costruttore si incontrino per verificare che i punti di controllo previsti dal progettista possano in effetti essere forniti dalle apparecchiature.

Esempio di messa in servizio di un EPMS: diversi punti monitorati dall'EPMS, inclusi i picchi e i cali di tensione, sono molto difficili da simulare. Per simulare i cali di tensione, l'impianto elettrico è stato trasferito sul generatore e, con un banco di carico, sono stati applicati grandi gradini di carico. Il tentativo, da parte del generatore, di mantenere la tensione necessaria a supportare il carico a gradini, si traduceva in allarmi di calo di tensione e nella generazione di forme d'onda acquisite a livello di EPMS.

Conclusioni
Le apparecchiature del sistema di distribuzione elettrica delle strutture critiche devono funzionare in modo affidabile. Per soddisfare i requisiti di progetto e le esigenze del proprietario, assicurando che la struttura abbia le necessarie qualità di affidabilità, ridondanza e resilienza, è indispensabile risolvere i problemi che emergono in fase di messa in servizio e implementare le best practice conosciute.


Joshua J. Gepner è socio senior di Environmental Systems Design Inc. ed ha oltre 10 anni di esperienza nelle attività di engineering a livello di progettazione, consulenza e messa in servizio. Oltre a conoscere perfettamente gli standard LEED e i codici relativi alla gestione dell'energia negli edifici, è specializzato nella messa in servizio di strutture critiche ed esperto nella progettazione di impianti elettrici in ambienti commerciali, residenziali e industriali.

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