• Generatori e dispositivi di commutazione per strutture mission-critical

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Obiettivi di apprendimento

  1. 1. Comprensione dei requisiti di base dei generatori utilizzati come alimentazione di emergenza o di riserva.
  2. 2. Apprendere quale normativa si applica alla progettazione di generatori e dispositivi di commutazione.
  3. 3. Avere una panoramica dei tipi di impianto alimentati da dispositivi di commutazione.

Figura 1: questa batteria di generatori da 1500 kW si trova in un resort nella famosa Las Vegas Strip. In totale, il team di JBA Consulting Engineers ha configurato sette generatori con sezionatore in parallelo per una capacità di generazione elettrica complessiva di 10,5 MW. C

La maggior parte delle applicazioni in edifici commerciali richiede una fonte di alimentazione alternativa per motivi di sicurezza e per il rispetto della norma NEC 700 e di altre normative in materia di edilizia. In strutture di dimensioni ridotte, questo in genere viene ottenuto tramite batterie di emergenza installate in determinate luci per le vie di fuga e nei cartelli di uscita di emergenza, e con batterie di riserva integrate per dispositivi di sicurezza, come gli impianti antincendio (vedere NFPA 70: National Electrical Code (NEC) 700.12(A)&(F)).Se la struttura è di dimensioni maggiori o la manutenzione di una grande quantità di batterie è problematica, è possibile installare un impianto inverter a batteria centralizzato (NEC 700.12(C)). Come indicato dal nome, un inverter a batteria centralizzato sostituisce le singole batterie disperse nell’edificio con una o più posizioni centralizzate per le batterie. Questo tipo di impianto deve essere progettato allo scopo e richiede una distribuzione dedicata dall’impianto inverter in modo da alimentare i segnali di uscita e le luci di emergenza. In alternativa all’impianto inverter a batteria è possibile utilizzare un generatore di riserva (NEC 700.12(B)). Le batterie sono costose e richiedono la sostituzione ogni 3-5 anni. Sebbene un generatore richieda comunque una manutenzione programmata e il collaudo, può essere utilizzato nell’edificio per altri impieghi oltre che per motivi di sicurezza. Prima di approfondire le fonti di alimentazione e i dispositivi di commutazione, esploreremo i tre diversi tipi di impianto definiti dalle normative.

Impianti segregati

Il capitolo 7 dello standard NEC prevede requisiti per tre diversi impianti che possono essere alimentati da un generatore di emergenza.

  1. 1. Impianto di emergenza
  2. 2. Impianto di riserva obbligatorio per legge
  3. 3. Impianto di riserva opzionale.

I carichi dell’impianto di emergenza sono trattati nell’articolo 700 dello standard NEC. Solo i carichi definiti dall’articolo 700, parte IV possono essere collegati a questo impianto. In genere, i carichi specificati per un “utilizzo di emergenza” che possono essere collegati a questo impianto includono luci di emergenza e segnali di uscita per le vie di fuga designate, oltre agli impianti antincendio. A seconda delle normative adottate dalle autorità locali competenti, i carichi classificati come “utilizzo di emergenza” possono essere leggermente diversi, ma l’International Building Code (IBC), l’International Fire Code (IFC) e la normativa NFPA sono sostanzialmente coerenti.

L’articolo 701 del NEC descrive i criteri dei carichi di riserva obbligatori per legge. Lo standard NEC definisce tali carichi differentemente da quanto contenuto nell’articolo 700. Non sono designati per un “utilizzo di emergenza” e sono in genere regolati dalle autorità locali competenti. I carichi di riserva obbligatori per legge possono includere altri carichi considerati critici per l’evacuazione e le misure antincendio dell’edificio, come le apparecchiature HVAC che consentono la gestione del fumo durante e successivamente a un incendio e gli impianti di comunicazione.

Gli impianti descritti nei primi due articoli del capitolo 7 del NEC sono obbligatori per legge ove applicabili, ma l’articolo 702 del NEC contempla la presenza di un terzo impianto per eventuali carichi che il proprietario di un edificio possa ritenere critici per le sue operazioni o che possano causare significative perdite finanziarie in caso di interruzione. Tale tipo di impianto è definito impianto di riserva opzionale.

La progettazione di strutture sanitarie è differente poiché l’articolo 517 del NEC contiene requisiti più stringenti per un impianto elettrico essenziale. Tale impianto include due componenti: l’impianto di emergenza e l’impianto delle apparecchiature (NEC 517.30(B)(1)). Tali impianti possono essere combinati se la domanda massima totale non supera i 150 kVA (NEC 517.30(B)(4)).

L’impianto di emergenza è composto da due sottosistemi separati, uno per l’impianto di sicurezza personale e il secondo per le derivazioni critiche (NEC 517.30(B)(2)). NEC 517.32 descrive esplicitamente in dettaglio le sole funzioni che possono essere collegate alla derivazione di sicurezza personale. NEC 517.33 elenca le funzioni relative alla cura dei pazienti che possono essere collegate alla derivazione critica. Sebbene non sia fornito un elenco completo, NEC 517.33(A)(9) indica i criteri di prestazione per consentire al progettista di giudicare i carichi supplementari minimi che ritiene critici per la cura dei pazienti e di collegare anche questi a questa derivazione di distribuzione. L’articolo 517 del NEC è simile all’articolo 700, ma con funzioni aggiuntive e metodi di cablaggio più stringenti (NEC 517.26). Anche l’appendice A della NFPA 99, A.6.4.1.1.7.3(2) rappresenta un buon punto di riferimento.

Le funzioni dell’impianto delle apparecchiature sono descritte nel NEC 517.34. Nella maggior parte dei casi questo impianto è asservito alle apparecchiature meccaniche ritenute necessarie per il corretto funzionamento di un ospedale che offre servizi di ricovero. NEC 517.34(B)(8) inoltre consente all’ingegnere di decidere di collegare carichi aggiuntivi non elencati specificamente.

Continua, principale, di riserva

Spesso vi è confusione in merito alle differenze fra impianti di alimentazione continua, principale e di riserva, e alle situazioni in cui ciascun tipo è più appropriato. La maggior parte dei produttori pubblica i dati per lo stesso generatore con valori nominali sia per l’alimentazione principale che di riserva, ma fisicamente si tratta della stessa apparecchiatura. Le differenze principali sono la capacità nominale e le implicazioni per la garanzia.

Figura 2: sono illustrate le configurazioni di impianti di riserva a generatore singolo. Per ciascun impianto distinto viene fornito un ATS. Fonte: JBA Consulting Engineers

Un generatore di riserva ha una capacità nominale maggiore ma ne è garantito l’impiego solo per una quantità limitata di ore annuali. Il carico variabile medio in genere deve ricadere entro il 70% e l’80% del valore nominale del generatore. Questo tipo di generatore rappresenta l’applicazione più comune in applicazioni commerciali tipiche dove l’alimentazione di rete è piuttosto affidabile. Se il progetto è situato in un’area in cui i dati storici dell’impianto di rete indicano una grande quantità di interruzioni annue medie e/o interruzioni notevolmente prolungate, l’installazione potrebbe superare i termini di garanzia della maggior parte dei produttori. Pertanto, per questo tipo di ambiente, un generatore di riserva potrebbe non essere la migliore opzione a lungo termine. Oltre ai potenziali problemi di garanzia, la durata del generatore potrebbe essere ridotta notevolmente e i costi di manutenzione sostenuti potrebbero essere notevolmente maggiori.

Un generatore classificato come principale è inteso per un tempo di utilizzo continuo, con una riduzione corrispondente nella capacità nominale rispetto a un’unità di riserva. Di nuovo, il carico variabile medio in genere deve ricadere entro il 70% e l’80% del valore nominale del generatore. Il carico medio inferiore esercitato sul generatore riduce il carico sui componenti durante il funzionamento. Il produttore diminuisce il valore nominale del motore per le applicazioni principali a causa del maggior numero di ore di funzionamento, per assicurare che la durata operativa non sia compromessa. In genere un sovraccarico di breve durata fino al 10% è accettabile.

Un generatore classificato come continuo è proprio come indica il nome: tali generatori hanno componenti aggiornati e un impianto di raffreddamento più grande, progettati per sopportare un carico di funzionamento pari al 100% della capacità nominale per un numero illimitato di ore. I carichi tuttavia devono essere piuttosto stabili o non variabili, a seconda delle linee guida del produttore.

Dispositivi di commutazione

Tutti questi impianti in genere sono collegati al generatore tramite l’utilizzo di dispositivi di commutazione. Nella maggior parte dei casi, i dispositivi di commutazione automatici (ATS) sono obbligatori per legge, ad eccezione dei carichi di impianti di riserva opzionali (NEC 700.6) e dei carichi di impianti di alcune apparecchiature sanitarie (NEC 517.34(B)) in cui sono consentiti i dispositivi di commutazione manuali. Le apparecchiature ATS sono disponibili in configurazioni a transizione aperta o chiusa. Poiché un generatore di riserva che alimenta carichi di emergenza e carichi di riserva obbligatori per legge (o nel caso del settore sanitario) richiede un collaudo mensile (NFPA 110-8.4.2), un ATS a transizione chiusa fornisce un impianto che garantisce le minori interruzioni agli occupanti dell’edificio durante il collaudo. Il funzionamento di un ATS a transizione chiusa mette momentaneamente in parallelo l’alimentazione di rete con quella del generatore prima di interrompere il collegamento dall’alimentazione di rete. Questa spesso viene definita un’azione di tipo “make-before-break” (esecuzione prima dell’interruzione). Mantiene un’alimentazione ragionevolmente ininterrotta verso i carichi a valle durante il collaudo periodico e commuta nuovamente all’alimentazione di rete ripristinata successivamente a una sequenza di perdita di alimentazione.

Un ATS a transizione aperta viene in genere utilizzato quando l’azienda di fornitura di energia elettrica non consente di collegare l’alimentazione a transizione chiusa a un generatore. In tal caso, al momento della commutazione, il carico si interrompe momentaneamente dalla rete prima di raggiungere la sorgente del generatore. Anche la nuova commutazione alla rete presenta un’interruzione momentanea. È importante coordinare questo aspetto di progettazione con l’azienda elettrica locale nelle prime fasi della progettazione e mantenere informato il cliente di eventuali fattori limitanti imposti dai requisiti dell’azienda di rete.

Un’altra opzione, quando si prende in considerazione l’utilizzo di un ATS, è se prevedere o meno un isolamento di bypass. Questo tipo di dispositivo di commutazione include un secondo meccanismo di commutazione di riserva da utilizzare quando il meccanismo di commutazione principale richiede la manutenzione o sostituzione. Il dispositivo di commutazione principale viene bypassato manualmente al secondo dispositivo di commutazione e viene quindi isolato dall’impianto. Questa funzione consente ai carichi di continuare a funzionare mentre l’ATS è fuori servizio, pur mantenendo la capacità di commutazione manuale verso la sorgente del generatore in caso di perdita di alimentazione di rete. Questo tipo di ATS presenta costi superiori rispetto a un ATS standard e spesso viene previsto quando i carichi sono considerati estremamente mission-critical, come in ospedali, Data Center finanziari e casinò. Alcune giurisdizioni richiedono l’utilizzo di interruttori di isolamento di bypass, ad esempio in caso di impiego nelle strutture sanitarie in California, che sono regolate dall’Office of Statewide Health Planning and Development (OSHPD, ufficio per la pianificazione e lo sviluppo sanitario statale).

Gli impianti di dimensioni minori in cui il generatore è situato in una recinzione all’esterno in genere sono in grado di includere alcuni interruttori montati sull’unità in grado di operare su un ATS di emergenza, di riserva obbligatorio per legge e di riserva opzionale, senza apparecchiature di distribuzione supplementari. Tuttavia lo spazio è limitato e nella maggior parte dei casi in cui il generatore è più grande di alcune centinaia di kW, sarà richiesto un quadro elettrico di distribuzione per il generatore. Un requisito spesso trascurato è l’ubicazione dell’interruttore e dell’alimentatore successivo asserviti all’ATS di emergenza in una sezione del quadro elettrico verticale separata rispetto ai dispositivi e agli alimentatori di riserva opzionali e obbligatori per legge (NEC 700.9(B)(5)).

Distribuzione più intelligente

In alcune installazioni di dimensioni maggiori, in cui un singolo generatore non è sufficiente e sono necessari più generatori per garantire la resistenza del sistema, i sezionatori in parallelo (PSG) offrono un’opzione di automazione intelligente e scalabile. 

I tipici impianti PSG offrono la programmazione e la logica di sincronizzazione dei generatori e possono opzionalmente azionare una coppia di commutazione di interruttori. Alcuni sistemi di PSG includono un ingresso di alimentazione di rete sul bus di carico. L’interruttore di ingresso di rete deve essere aperto e chiuso simultaneamente all’interruttore di ingresso del generatore principale in modo che solo un ingresso sia chiuso sul bus di carico. In tal senso, questa apparecchiatura potrebbe funzionare come un ATS. Il PSG può essere programmato per funzionare con transizione aperta manuale, transizione chiusa manuale, transizione aperta automatica e transizione chiusa automatica.

Figura 3: in questo semplice impianto di riserva con più generatori, l’utilizzo di un’apparecchiatura di distribuzione standard riduce al minimo i costi e l’impronta, pur mantenendo l’intelligenza dei generatori e, per alcuni produttori, dell’armadio di sincronizzazione. Fonte: JBA Consulting Eng

È possibile creare molte configurazioni per soddisfare le aspettative dei clienti relative alle prestazioni dell’impianto. La figura 3 rappresenta una configurazione in parallelo con singolo generatore con costi di distribuzione addizionali minimi. È importante tenere presente che la funzionalità di questo sistema sarà limitata alla sola sincronizzazione dei generatori. Alcuni produttori di generatori possono fornire apparecchiature di sincronizzazione senza la necessità di un sofisticato hardware di controllo logico programmabile (PLC) per PSG. Gli ATS eseguono la sequenza rimanente e funzionano in modo poco differente da una tradizionale configurazione con un solo generatore.

Figura 4: questo sistema PSG è dotato di un generatore indipendente e di bus di carico. Fonte: JBA Consulting Engineers

Nella figura 4 il PSG ha assunto un ruolo più rilevante nella sequenza di operazioni. Include un controller logico programmabile (PLC) e un controllo a interruttore automatico delle sorgenti e dei carichi. Vi è una coppia di commutazione che mantiene la sorgente attualmente disponibile a tutti gli interruttori degli alimentatori a valle, tuttavia alcune autorità competenti rifiutano questa tecnica, pertanto gli ingegneri devono collaborare strettamente con le autorità competenti. Durante una perdita di alimentazione di rete, tutti gli interruttori si aprono e gli interruttori dell’alimentatore di emergenza con priorità 1 e principale del generatore si chiudono. I singoli interruttori del generatore rimangono aperti fin quando il generatore è sincronizzato. Contemporaneamente viene fornito un segnale di avvio a tutti i generatori e il primo a stabilizzarsi chiude il bus del generatore. Questo deve avvenire entro 10 secondi (NEC 700.12). Man mano che altri generatori si sincronizzano con il primo, chiudono il bus del generatore. Quindi altri interruttori degli alimentatori possono chiudersi fino a quando tutti gli interruttori degli alimentatori sono chiusi o viene raggiunta la capacità massima del generatore.

Può essere prevista la funzionalità di gestione dinamica della domanda di carico in tempo reale in modo da aggiungere e sottrarre generatori al sistema a seconda di quanto richiesto dal carico. Ad esempio, se la domanda di picco nel sistema soddisfa una specifica impostazione programmata che indica che non sono necessari tutti e quattro i generatori, il generatore in eccesso può entrare in una sequenza di spegnimento programmata innescata dal sistema di gestione della domanda. Questa configurazione in genere fornisce un robusto sistema di riserva per la struttura grazie all’aggregazione delle capacità dei generatori. Può inoltre consentire correnti di avvio di grandi motori e carichi non lineari.

Stoccaggio del combustibile in loco

Il tempo di funzionamento del generatore dipende in grande misura dalla quantità di combustibile disponibile in stoccaggio. Il combustibile più comune per generatori di riserva è il diesel. Sono disponibili anche generatori a gas e ibridi, ma questo articolo si concentra sul diesel.

La prima priorità per la determinazione della quantità di combustibile che è necessario stoccare in loco è lo studio delle applicazioni di carico. Se i carichi si limitano alla funzione di riserva per motivi di sicurezza personale per soddisfare i criteri minimi di legge, le riserve di combustibile devono fornire un minimo di 2 ore di funzionamento (NEC 700.12(B)(2)). Tuttavia se vengono alimentati carichi di riserva aggiuntivi o se il cliente indica la necessità di fornire un ulteriore tempo di riserva, le riserve di combustibile devono essere di entità tale da far fronte a tale requisito. È necessario valutare la quantità di combustibile conservata in loco; il diesel non rimane stabile molto a lungo e si degrada se non è trattato e/o se viene stoccato per un periodo prolungato di tempo (in genere più di 3-6 mesi). Esistono metodi di condizionamento del combustibile, ma tali metodi complicano il sistema. Per determinare la quantità di combustibile necessaria per il tempo di funzionamento desiderato è necessario ottenere i dati relativi al prodotto da alcuni produttori che soddisfano le specifiche del sistema. Una buona regola generale è 26 l/h/100 kW di capacità nominale del generatore a pieno carico. Naturalmente il consumo di combustibile deve essere discusso con lo specifico produttore del generatore del progetto.

I dati del produttore spesso includono la quantità di consumo di combustibile con un carico del 50%, 75% e 100%. Nella determinazione della quantità di combustibile da stoccare, un approccio di progettazione prudente impiega il valore per il carico al 100%. Anche se l’impianto non funziona a pieno carico all’inizio, questo fornisce un fattore di sicurezza per assicurare che il tempo di funzionamento dell’impianto non scenda al di sotto delle aspettative del cliente o dei requisiti minimi di legge in caso di implementazione di carichi aggiuntivi in futuro.

Esistono diversi metodi di stoccaggio del combustibile in loco. Per i generatori esterni, in genere l’utilizzo di un serbatoio sotto alla base (o al corpo) è la soluzione meno complicata. Deve essere di dimensioni tali da fornire la quantità di combustibile richiesta per far funzionare il singolo generatore per il numero specificato di ore. In tal senso, si tratta di un impianto di combustibile indipendente e fa parte del generatore. Se deve essere fornita una fonte di combustibile centralizzata, saranno necessari componenti e una progettazione aggiuntivi.

L’alimentazione e lo stoccaggio del combustibile devono essere progettati da un professionista qualificato. Ciascun generatore richiede un serbatoio giornaliero sotto forma di un piccolo serbatoio di stoccaggio del combustibile, situato sul generatore o nei pressi di esso, per fornire il combustibile iniziale per l’avvio. I serbatoi giornalieri in genere hanno dimensioni tali da contenere da 15 minuti a 1 ora di combustibile, in base alla velocità di consumo di combustibile da parte del generatore. I serbatoi giornalieri sono dotati di tubature del combustibile che li collegano a serbatoi di stoccaggio con ulteriori tubature di ritorno dai generatori ai serbatoi di stoccaggio per il ricircolo del combustibile.

Il ricircolo ai serbatoi di stoccaggio viene in genere consigliato al posto del ricircolo verso il piccolo serbatoio giornaliero. La temperatura del combustibile inutilizzato è elevata dopo il passaggio attraverso il motore, pertanto, se riportato direttamente nel serbatoio giornaliero, potrebbe causare il blocco del motore a causa del surriscaldamento del combustibile. Il ritorno del combustibile al serbatoio di stoccaggio riduce il rischio poiché il combustibile viene raffreddato quando viene miscelato con il volume maggiore di combustibile presente nel serbatoio di stoccaggio. I serbatoi giornalieri aggiungono capacità all’impianto a supplemento del serbatoio di stoccaggio e questo, nella maggior parte dei casi, consente una riduzione della capacità del serbatoio di stoccaggio pari al totale complessivo della capacità del serbatoio giornaliero.

A seconda del tipo di struttura e delle attese e dei requisiti operativi, il livello di resistenza integrato nell’impianto varia. In genere si considerano i costi, pertanto se non ci si aspetta alcuna resistenza, un singolo generatore è probabilmente sufficiente. Se il cliente si aspetta un livello maggiore di ridondanza, un impianto PSG sofisticato può fornire la flessibilità e la logica richieste per l’implementazione di un impianto altamente resistente.

Figura 6: in questo sofisticato sistema PSG, un impianto da 12,47 kV in cui la domanda di picco stimata delle priorità 1, 2 e 3 del generatore è pari a 16 MW. Fonte: JBA Consulting Engineers

Vi è una varietà di approcci, da una singola unità minimalista a un sistema PSG ad elevata ridondanza. Come illustrato nella figura 6, si tratta di un impianto da 12,47 kV in cui la domanda di picco stimata delle priorità 1, 2 e 3 del generatore è pari a 16 MW. La suddivisione della domanda per ciascun impianto e alimentatore è illustrata in dettaglio nella tabella 1. Si noti che il generatore include alcuni alimentatori normali (o di riserva opzionali a bassa priorità) ma la capacità dell’impianto prende in considerazione solo i carichi attesi di priorità 1, 2 e 3. Gli alimentatori normali aggiuntivi sono inclusi per fornire accesso al generatore per ulteriori carichi non essenziali, come permesso dalla capacità dell’impianto. Per alimentatori dalla priorità inferiore, questo approccio sfrutta la diversità nel carico dell’impianto invece che la maggiore capacità, basata sui requisiti di picco di tutti gli alimentatori collegati. Quando la domanda di picco eccede la capacità disponibile del generatore, la funzionalità di gestione della domanda in tempo reale PSG elimina i carichi non essenziali in base alle priorità stabilite.

In totale vi sono nove generatori da 2 MW/2,5 MVA collegati fra tre bus dei generatori. Questo fornisce una capacità che assicura che le principali tre priorità abbiano sempre accesso alla riserva del generatore, anche in caso di perdita di un generatore. Tuttavia non è insolito che un generatore abbia carichi leggeri, poiché la diversità di carichi in base all’ora del giorno o alle variazioni stagionali di domanda è un fattore che crea capacità di alimentatori a carichi aggiuntivi normali. Nella maggior parte dei casi, i grandi sistemi PSG non sono installazioni tipiche. Tuttavia, in base alla nostra esperienza in grandi resort di alto profilo in cui il cliente ha un budget che non supporta un backup completo delle proprietà e ha elevate aspettative di mantenimento ininterrotto dell’esperienza degli ospiti quando possibile, i sistemi PSG si sono dimostrati un approccio fattibile e conveniente.

Tabella 1: queste descrizioni degli alimentatori sono a complemento del sistema PSG di esempio nella figura 6. Fonte: JBA Consulting Engineers

La robustezza del sistema è doppia. Tecnicamente è una configurazione N+1 per le tre priorità maggiori, grazie all’utilizzo dello spunto e dell’abbandono di carico. Inoltre fornisce al cliente l’opportunità di aumentare al massimo l’utilizzo dell’impianto nei periodi di bassa stagione e di alimentare altri carichi. Un ulteriore vantaggio del sistema PSG è la flessibilità in caso di interruzioni pianificate o interruzioni di durata prolungata, poiché il committente può decidere quali carichi, al di là del minimo di legge, siano desiderati in base alla situazione.

Determinare quale impianto (di emergenza, di riserva obbligatorio per legge o di riserva opzionale) è richiesto dalle normative e selezionare con attenzione e specificare il prodotto più idoneo alle esigenze della struttura.

Robert R. Jones Jr. è un ingegnere elettrico di JBA Consulting Engineers con oltre 10 anni di esperienza di progettazione. Jones ha esperienza in settori di mercato che includono il settore turistico, commerciale, medico, oltre che in progetti governativi. È specializzato in sistemi di distribuzione di media e bassa tensione, sistemi di alimentazione di emergenza/riserva, progettazione e implementazione di sistemi a energia rinnovabile, calcoli di analisi dei circuiti e pianificazione dello spazio per apparecchiature.

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