Misura dell`energia e Qualità dell`energia

Dipartimento di Elettrotecnica ed Elettronica
Politecnico Di Bari
Corso Di Formazione In Smart Grids per La Gestione Efficiente Delle Risorse Energetiche Misura dell’energia e Qualità dell’energia Misura dell’energia e Qualità dell’energia
Indice
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo
normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
 Introduzione
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 Le problematiche della Power Quality
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Introduzione
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Standard di classificazione dei disturbi
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Lo standard EMC dell’IEC
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Lo standard IEEE 1159-1995
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Classificazione CIGRÈ
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Classificazione in eventi e variazioni
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Classificazione e caratterizzazione dei disturbi
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 Eventi e Interruzioni
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Sovraelevazioni di tensione (Voltage swells)
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Rapide variazioni della tensione
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Sovratensioni transitorie
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 Variazioni
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Variazioni della fase
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Distorsioni nella forma d’onda
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Variazioni lente di tensione
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Squilibrio nella tensione
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Fluttuazioni di tensione
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Trasmissione di segnali sulla rete di alimentazione
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Variazioni della frequenza
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Notching di tensione
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Noise
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 Effetti dei disturbi sugli utenti e compatibilità elettromagnetica
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Generalità
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 Concetti di compatibilità elettromagnetica
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Definizioni e riferimenti normativi
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Aspetti fondamentali di compatibilità elettromagnetica
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 Ambiente elettromagnetico e diffusione dei disturbi
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Generalità
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Livelli di compatibilità
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Conclusioni
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Introduzione
Ad oggi non tutti hanno un’opinione concorde sull’impiego del termine “Power
Quality” e sul suo corretto significato, ma tutti gli operatori e le parti coinvolte nella
distribuzione e utilizzazione dell’energia elettrica concordano sull’importanza di
questo aspetto nell’ambito dei sistemi elettrici, soprattutto nell’ultimo decennio.
Nelle pubblicazioni scientifiche si parla spesso anche di “Qualità della
fornitura” (Quality of Power Supply) o di “Qualità della Tensione” (Voltage
Quality), a seconda degli aspetti che si vogliono maggiormente evidenziare
all’interno di tale problematica. Ma qualunque sia il significato con cui tale termine
venga adoperato dagli esperti o dai soggetti interessati, esso comprenderà sempre
almeno un aspetto fondamentale: l’interazione tra sistema elettrico e sistema dei
carichi disturbanti e non disturbanti.
Un sistema elettrico ha sostanzialmente come scopo, quello di produrre e
distribuire energia elettrica alle varie utenze. La novità subentrata in questo ambito,
negli ultimi 10  15 anni, è invece stata quella di considerare l’interazione fornitore
– utente non solo in termini di interazione tra alimentazione e carico ma anche in
termini di qualità della potenza fornita ai carichi e di effetti prodotti dalle utenze
sulla rete di alimentazione a causa dei propri impianti.
L’utente che consuma energia elettrica non è più quindi considerato un semplice
“carico” bensì un cliente, interessato all’acquisto del “prodotto” energia elettrica
caratterizzata da una certa qualità, all’interno di un mercato ormai liberalizzato
dell’energia elettrica (decreto Bersani n. 79 del 16 Marzo 1999).
D’altra parte i carichi e gli impianti del cliente possono produrre effetti negativi
sul sistema elettrico cui sono connessi, e pertanto sono anche essi soggetti ad una
attenta valutazione in termini di qualità.
L’interesse nello studio della Power Quality è in continua crescita, in
considerazione del fatto che in ogni sistema elettrico vi è una sempre maggiore
proliferazione dei disturbi, e che pertanto si rende necessario prendere in esame
anche le conseguenze tecnico – economiche che un incremento del livello dei
disturbi può comportare in questo panorama di sistemi elettrici sempre più
interconnessi in un ottica di libero mercato dell’energia elettrica. Risulta quindi
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
fondamentale identificare non solo la presenza dei disturbi, ma anche risalire alla
loro origine, cercando anche di individuare delle precise responsabilità, mediante
anche una adeguata regolamentazione degli aspetti tecnici che caratterizzano la
qualità della fornitura.
L’importanza e l’attualità di queste problematiche, è confermata dall’interesse
della comunità scientifica internazionale nella ricerca di indicatori sempre più
affidabili della qualità della potenza, e nella ricerca di metodi efficaci di analisi e
regolazione della qualità dell’energia immessa in rete.
Risulta altresì molto evidente come questa materia oggetto di interesse da parte
di una vasta pluralità di soggetti all’interno di ogni sistema elettrico. In un mercato
caratterizzato quindi da numerosi interessi spesso contrastanti in materia di qualità
del servizio, le Normative si richiede che siano in grado di fornire regole chiare e
condivise per la definizione e l’analisi dei vari parametri che caratterizzano la
qualità dell’energia, in grado di fornire valide indicazioni sui metodi, modelli e
strumenti per una accurata valutazione di tali parametri di Power Quality e delle
responsabilità di ciascuna parte nella immissione di disturbi, e di disciplinare
eventuali contrasti tra le parti.
In questo contesto risulta infine evidente l’importanza di implementare in
ciascun sistema elettrico un efficiente sistema di monitoraggio della qualità della
alimentazione, che possa consentire alle Autorità nazionali di avere informazioni
sufficienti per poter mettere in atto successive attività di regolazione della qualità
dei servizi elettrici offerti, ed in particolare della qualità della tensione sulle reti di
distribuzione di media tensione, ambito questo che vede l’Italia all’avanguardia
grazie al sistema di monitoraggio QuEEN in MT già operativo da diversi anni, e che
continua a fornire all’ Autorità italiana preziose informazioni utilizzabili in vista
procedure di regolazione in un contesto in continua evoluzione delle reti da passive
ad attive che si riscontra in ogni sistema elettrico.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Le problematiche della Power Quality
Introduzione
Il decreto Bersani n. 79 del 16 Marzo del 1999 ha avviato in Italia la
liberalizzazione del mercato elettrico a seguito della applicazione della Direttiva
comunitaria n. 92 del 1996 sulla creazione del Mercato Unico dell’energia
stabilendo che sono completamente libere le attività di produzione, esportazione,
importazione, acquisto e vendita di energia elettrica, mentre le attività di
trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato, che le attribuisce in
concessione al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN). Tale decreto
ha previsto anche l’istituzione di un mercato elettrico organizzato (la Borsa elettrica)
dove si possa contrattare l’acquisto e la vendita di energia elettrica.
Nel Giugno del 2004, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha stabilito che
tutti i clienti “non domestici” possiedono la qualifica di cliente idoneo e pertanto, gli
è riconosciuta la facoltà di scegliere da chi comprare l’energia elettrica, che sia in
Italia o all’estero.
La liberalizzazione è stata completata nel Luglio del 2007 quando anche le
utenze domestiche hanno acquisito la qualifica di clienti idonei.
Nel panorama nazionale si è, quindi, assistito al passaggio da un mercato di tipo
monopolistico alla nascita di un nuovo sistema di fornitura caratterizzato da una
molteplicità di attori, produttori, grossisti e clienti del sistema elettrico, interagenti
tra loro con interessi tecnico-economici diversi e contrastanti tra loro.
Appare evidente, in uno scenario di questo tipo, che la qualità dei prodotti e dei
servizi elettrici sia diventato un elemento distintivo sempre più richiesto. Infatti, nel
titolo 8 della delibera 333/07: dell’AEEG: “Testo integrato della regolazione della
qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica - Periodo
di regolazione 2008-2011” viene stabilito che “le imprese distributrici possono
stipulare contratti per la qualità con i clienti finali, i clienti grossisti ed altre utenze
quali produttori di energia elettrica, autoproduttori ed imprese distributrici
interconnesse, nel rispetto dei criteri fissati dall’Autorità”.
Nell’articolo 56.1 sui contratti per la qualità è asserito che le parti devono
concordare un livello di qualità che l’impresa distributrice si impegna a rispettare.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Qualora ciò non venga effettuato, vengono stabilite anche dei corrispettivi da pagare
da parte del cliente e clausole penali in caso di inadempimento dell’impresa
distributrice.
Sono emerse comunque una serie di problematiche ed il dibattito in questo
settore è ancora ampliamente discusso a causa della presenza di clausole
personalizzabili presenti nei “contratti per la qualità” stipulati tra imprese e clienti.
Nell’articolo 56.2 è stabilito che, per gli indicatori per i quali non vi è obbligo di
misurazione individuale, “le parti provvedono alla misura per un periodo di almeno
un anno prima della stipula del contratto per la qualità” e che “i costi di misura
sono a carico della parte che intende usufruire di livelli di continuità del servizio di
qualità della tensione più elevati, che ha facoltà di installare un proprio strumento
di misura”.
Negli anni ha pertanto assunto sempre maggiore importanza la qualità della
tensione. Nonostante ciò, tuttavia, lo sviluppo di un adeguato monitoraggio dei
parametri di qualità della tensione è avvenuto molto lentamente. Ciò anche a causa
della difficoltà di misurare correttamente i disturbi armonici a cui è soggetta la
tensione.
L’energia elettrica è un ottimo esempio di prodotto che viene fornito seguendo
una filosofia di fornitura “just in time”, ovvero prodotto consegnato dal fornitore
solo nel momento della sua utilizzazione. È necessario allora conoscere l’affidabilità
della fornitura e la capacità dell’utente di adattarsi alle sue variazioni.
In realtà l’energia elettrica è molto diversa da qualsiasi altro prodotto, perché è
generata in diversi punti della rete, anche lontano dalle utenze finali, ed arriva al
punto di consegna finale attraversando numerose apparecchiature (trasformatori,
linee, cavi, ecc.). Assicurare la qualità dell’energia fornita al punto di consegna non
è pertanto compito facile.
Dal punto di vista dell’utente, il problema è sovente anche più complesso,
perché il livello qualitativo accettabile secondo il fornitore può risultare molto
diverso da quello richiesto dall’utente. La Commissione della Comunità Europea
(CE) ha promulgato diverse direttive per eliminare differenze tra le legislazioni degli
stati Membri, che avrebbero potuto influenzare il libero scambio di beni e di servizi.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Una delle principali direttive in materia è la Direttiva 85/374 “relativa al
ravvicinamento delle disposizioni legislative, regolamentari ed amministrative degli
stati membri in materia di responsabilità per danno da prodotti difettosi”. Essa
all’articolo 2 stabilisce che ai fini di tale direttiva, l’elettricità è considerata un
“prodotto”. Conseguentemente, è diventato necessario definire le caratteristiche
essenziali della fornitura di energia elettrica. L’obiettivo primario di tutti gli enti
preposti è quello di creare un corpo unico di norme necessarie per il mercato unico
europeo.
Vale la pena di osservare che l’energia elettrica è l’unico prodotto industriale in
cui un utente può “inquinare” il prodotto anche a monte del punto di consegna.
Questo significa che, nelle reti di distribuzione, schematizzate come in figura 1.1
sotto, un utente (es. L1) che assorbe correnti deformate a causa di carichi non lineari
e/o tempo varianti, genera cadute di tensione deformate sulla impedenza sorgente Zk,
la quale a sua volta deforma le tensioni di alimentazione nel nodo di alimentazione
PCC (Point of Common Coupling); tale tensione di alimentazione deformata si
ripercuote ovviamente su tutti gli altri utenti a valle, che sono pertanto forzati ad
assorbire delle correnti deformate anche se i propri carichi sono lineari e tempo
invarianti. Ciò comporta numerosi problemi, che vanno da malfunzionamenti delle
apparecchiature
elettroniche
e
dei
dispositivi
di
controllo,
comando
e
telecomunicazione, a una riduzione della vita utile del macchinario elettrico dovuta
essenzialmente a sovrariscaldamenti e ad eccessiva sollecitazione degli isolamenti.
Figura 1.1 - rappresentazione unifilare di una rete elettrica con più carichi connessi allo
stesso nodo di alimentazione (Pcc) alimentato da un generatore sinusoidale reale con
impedenza equivalente sorgente Zk
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
La liberalizzazione e deregolamentazione del mercato dell’energia elettrica sta
rendendo molto importante la questione della qualità della fornitura di energia
elettrica nei sistemi elettrici di potenza, proprio a causa del notevole incremento di
carichi disturbanti non lineari, tempo varianti connessi alla rete. Lo sviluppo
dell’elettronica di potenza negli ultimi anni, ha infatti portato un incremento
notevole nella presenza di carichi deformanti in tutta la rete.
Da qui consegue quindi come sia di fondamentale importanza la individuazione
e la scelta degli indici più appropriati per poter caratterizzare i disturbi e i limiti da
porre. Vi è quindi una molteplicità di attori che interagiscono sulla rete,
caratterizzati da interessi spesso contrastanti. Queste interazioni tra i vari attori del
mercato libero dell’energia elettrica devono essere pertanto gestite e regolamentate.
La regolamentazione richiede evidentemente:
 lo studio dei fenomeni fisici alla base dei singoli disturbi;
 la individuazione di forme contrattuali che tutelino i diversi attori del
mercato nel rispetto di opportune regole.
Pertanto è sempre più sentita la necessità di regolamentare i rapporti fra utenti e
distributori, per tutto ciò che concerne l’origine e la propagazione dei disturbi
generati dall’interazione fra le sorgenti di alimentazione ed i carichi.
Qualunque sistema di regolamentazione dovrebbe quindi garantire:
 un corretto funzionamento del sistema elettrico nel suo complesso;
 e un’equa ripartizione degli oneri necessari a mantenere nel tempo situazioni
di compatibilità.
In generale quindi il problema della qualità della fornitura o Power Quality è
riconducibile ad un problema di disturbi presenti in rete, che influiscono sulla
qualità della tensione di alimentazione fornita da una rete elettrica o di qualità della
corrente assorbita da un impianto elettrico, quando non sono verificate le condizioni
ideali di:
 frequenza;
 ampiezza;
 forma d’onda,
 simmetria;
 continuità del servizio.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Questo si spiega considerando innanzitutto che il primo effetto prodotto da un
carico disturbante è la distorsione delle correnti di linea, ovvero un problema di
qualità della corrente.
Come si è visto nello schema su rappresentato (figura 1), poiché la sorgente di
tensione è reale e non ideale, la sua impedenza non nulla fa si che la corrente
distorta produca anche una distorsione della tensione fornita, e quindi si viene a
generare un problema di “qualità della tensione”.
Questo significa che i disturbi presenti in alcuni carichi connessi a PCC (figura
1.1) si propagano a tutti gli altri carichi connessi alla rete.
Nella sua accezione più generale, la Power Quality comprende tutte le
problematiche inerenti la qualità dell’energia elettrica, prevedendo la distinzione fra
i seguenti aspetti:
1. Continuità (affidabilità) dell’alimentazione, caratterizzata dal numero e dalla
durata delle interruzioni, valutata mediante indici di affidabilità.
2. Qualità delle forme d’onda della tensione e corrente, riferita alla sensibilità delle
apparecchiature degli utenti ai disturbi delle forme d’onda.
3. Qualità commerciale, riferita alle interazioni fornitore e utente. Attività rientranti
in questo ambito sono:
‐ la stipula dei contratti;
‐ l’attivazione della fornitura;
‐ la risposta a richieste degli utenti;
‐ la misura dei consumi;
‐ la fatturazione ed esazione degli importi;
‐ l’informazione agli utenti.
Come si nota, molti aspetti della qualità commerciale coinvolgono questioni
relazionali difficilmente misurabili con strumenti convenzionali In questa sede si
farà riferimento solo ai primi due aspetti su menzionati, vale a dire:
 la continuità dell’alimentazione;
 la qualità della tensione fornita.
Di questi due aspetti della Power Quality, quello che ancora suscita problemi e
ampi dibattiti in ambito scientifico è quello relativo alla qualità della tensione
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
fornita agli utenti, ed in particolare si discute molto relativamente alla
individuazione di metodi, modelli e strumenti di analisi per una affidabile
valutazione di questo aspetto.
Ricordiamo anche che la maggior parte delle Normative vigenti nei vari Paesi,
che trattano problematiche di Power Quality, fanno prevalentemente riferimento alle
caratteristiche della tensione di alimentazione fornita dai gestori di rete.
L’interesse della comunità scientifica internazionale verso lo studio della Power
Quality è andato sempre più crescendo negli ultimi decenni a causa di una serie di
ragioni: la notevole proliferazione di disturbi nei sistemi elettrici, la liberalizzazione
dei mercati energetici, l’elevato e continuo aumento del grado di interconnessione
tra sistemi elettrici, la deregolamentazione del mercato dell’energia elettrica.
L’incremento del livello dei disturbi può avere conseguenze di ordine sia
tecnico che economico all’interno di un sistema elettrico, coinvolgendo tutti gli
attori presenti all’interno di un sistema elettrico. Risulta allora di fondamentale
importanza identificare non solo la presenza dei disturbi, ma individuare anche la
fonte dei disturbi, ovvero essere in grado di risalire alle responsabilità del degrado
della Power Quality all’interno di un sistema elettrico, stabilendo anche le modalità
in cui andare a ripartire i costi degli interventi di regolazione operati al fine di
migliorare la qualità della fornitura.
La comunità scientifica internazionale sta proponendo diverse possibili
soluzioni a queste problematiche di Power Quality.
Benché non ci sia ancora accordo sui metodi e sulle tecniche più efficaci da
adottare, la maggioranza di queste tecniche sostiene la necessità di eseguire
monitoraggi distribuiti della Power Quality. Questo impone d’altra parte pesanti
specifiche nelle caratteristiche metrologiche e nei costi degli strumenti da impiegare
a tal fine.
Sul mercato sono disponibili diversi strumenti in grado di valutare la qualità
dell’energia, realizzati nel rispetto delle specifiche imposte dalle norme di settore:
IEC 61000-4-30: “Compatibilità elettromagnetica (EMC) Parte 4-30: Tecniche di
prova e misura - Metodi di misura della qualità dell'alimentazione elettrica”;
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
IEC 61000-4-7: “Compatibilità elettromagnetica (EMC) Parte 4-7: Tecniche di
prova e misura - Guida generale per le misure di armoniche e interarmoniche e
relativa strumentazione, applicabile alle reti di alimentazione ed agli
apparecchi ad esse connessi”.
ma tali strumenti, conformi alle suddette norme, nella maggior parte dei casi
risultano essere anche molto costosi.
Uno degli approcci più seguiti e comune a quasi tutte le soluzioni commerciali
proposte è quello che prevede l’utilizzo di analisi digitali (nel rispetto della Norma
IEC 61000-4-7) dei dati nel dominio della frequenza mediante l’algoritmo FFT, che
però comporta un notevole onere computazionale, e quindi l’utilizzo di sistemi ad
elevate prestazioni e pertanto molto costosi.
La liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica ha però generato una
contrapposizione fra diversi aspetti:
 da un lato bisogna considerare che l’energia elettrica è considerato un
prodotto soggetto alle logiche di un mercato competitivo;
 d’altro canto sussiste la necessità di assicurare la qualità del servizio, non
secondo le leggi della concorrenza ma attraverso regole imposte al mercato
da una autorità neutra rispetto al mercato, ovvero attraverso una
regolamentazione degli aspetti tecnici e una caratterizzazione quantitativa
delle caratteristiche della fornitura.
Occorre quindi che il mercato, con le sue regole, crei da un lato l’interesse dei
distributori ad assicurare la qualità del servizio (sotto il deterrente di sanzioni e
penalità) e l’interesse degli utenti a ridurre l’immissione di disturbi e l’inquinamento
generati dalle loro apparecchiature (anche attraverso obblighi e sanzioni) e d’altra
parte, metta a disposizione degli utenti, strumenti incisivi per poter esigere adeguati
indennizzi economici in conseguenza di danni per scarsa qualità della fornitura.
In passato la Power Quality era considerata un dovere implicito dei gestori del
sistema. Oggi gli obiettivi della Power Quality (quali ad esempio la continuità
dell’alimentazione e la qualità della tensione) stanno diventando sempre più espliciti
sia sotto forma di contratti negoziati con i clienti sia sotto forma di obiettivi precisi
concordati con l’autorità di regolamentazione.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
In alcuni Paesi le Autorità di regolamentazione possono anche imporre sanzioni
in caso di mancato rispetto di tali obiettivi. Per raggiungere gli obiettivi prefissati è
anche essenziale ed auspicabile che le parti interessate concordino sul metodo di
raccolta e presentazione dati relativi alla Power Quality.
La liberalizzazione del mercato dell’energia sta avendo infatti sensibili effetti
sulla qualità della fornitura, rendendo così necessarie azioni finalizzate al
raggiungimento di standard appropriati su tutta la rete di un sistema elettrico. Tali
azioni, coordinate da una Autorità devono far si che le compagnie distributrici
operino non solo un monitoraggio delle loro prestazioni in termini di Power Quality,
ma devono anche prevederle, al fine di evitare costi aggiuntivi per la qualità
inadeguata della fornitura ai loro clienti. Tali costi risultano essere pertanto legati
alle sanzioni previste in caso di mancato rispetto dei livelli minimi di prestazione.
Questi livelli minimi possono:
 essere inclusi negli specifici contratti negoziati con i clienti;
 oppure essere fissati come obiettivi di qualità concordati con le Autorità
nazionali di regolamentazione (come accade in Italia per la continuità della
fornitura).
La Norma CEI EN 61000-4-30 definisce la Power Quality (Qualità della
Potenza fornita) come “Caratteristica dell’elettricità in un dato punto di un sistema
elettrico, valutata a fronte di una serie di parametri di riferimento”.
È ovviamente sorta la necessità di coniare e adoperare appositi indici che
consentissero di rappresentare i vari aspetti della Power Quality in termini di
completezza nella rappresentazione dei fenomeni in gioco e di semplicità d’uso.
Il problema della individuazione degli indici più adatti allo scopo è tuttora in
continua evoluzione ed è oggetto di dibattito tra esperti della ricerca in questo
ambito.
In concomitanza con l’individuazione degli indici, si pone anche il problema
della individuazione dei corrispondenti limiti da assegnare, sia con riferimento ai
livelli di compatibilità che con riferimento ai livelli di pianificazione.
Numerose sono ovviamente state le proposte fornite dalla Normativa
internazionale in tal senso, come vedremo più in dettaglio, in seguito.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Molti Paesi, spinti dalle locali Autorità per l’energia elettrica, stanno
procedendo ad attuare vaste campagne di misura sulle proprie reti e impianti, al fine
di determinare i livelli esistenti di disturbi.
Punto d’arrivo di queste analisi dovrebbe essere quello di individuare (mediante
adeguate tecniche di “sharing”) i limiti che sono causa di disturbi in rete.
Uno degli Standard che fornisce una classificazione di indici e limiti,
attualmente vigente, è rappresentato dallo standard tecnico di riferimento per la
distribuzione pubblica EN 50160: “Caratteristiche della tensione fornita dalle reti
pubbliche di distribuzione dell’energia elettrica”.
Vi sono poi alcuni disturbi che possono essere generati da cause esterne al
sistema di distribuzione e persino a quello di trasmissione (come ad esempio i vuoti
di tensione legati a fulminazioni o avverse condizioni meteo) difficilmente
discriminabili dai vuoti originati all’interno del sistema elettrico.
In tal caso, il soddisfacimento dei limiti massimi previsti dalla Norma sugli
indici da parte del distributore non garantirebbe comunque l’utente da
eventuali livelli inaccettabili di disturbo.
Gli studi in corso anche in campi abbastanza consolidati, come in quello della
distorsione armonica, hanno portato alla definizione di ulteriori indici, non ancora
inclusi nelle normative, che sono però in grado di riflettere in modo più significativo
alcuni degli effetti più gravosi prodotti dai disturbi. Citiamo ad esempio il caso del
“fattore di picco della tensione deformata”.
Sono anche stati proposti indici per altri disturbi che consentono di
caratterizzare localmente e globalmente la qualità della tensione di un sistema.
Standard di classificazione dei disturbi
L’efficienza del servizio di fornitura quando non vi sono interruzioni viene
valutata per mezzo della qualità della tensione (Voltage Quality).
Questo parametro (Qualità della Tensione) sta diventando un aspetto
fondamentale in molti Paesi perché negli ultimi 20  30 anni c’è stato un
significativo aumento di sensibilità verso questo parametro da parte delle
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
apparecchiature degli utenti finali, e quindi di conseguenza si è avuto anche un
incremento di interesse a questi aspetti anche da parte di gestori di rete, clienti finali,
ed enti regolatori della fornitura (electricity regulators).
Per decidere quindi quanto buona sia la qualità della tensione, è necessario
stabilire prima di tutto dei criteri di valutazione ben precisi e quindi valutare poi la
qualità della tensione con riferimento a tali criteri.
Un criterio di valutazione finalizzato a questi scopi, deve comprendere in se
questi aspetti:
 la grandezza da misurare;
 il periodo di misura;
 l’indice da calcolare per tale grandezza;
 il limite con cui tale indice deve essere confrontato.
Gli standard IEC (International Electrotechnical Commission) sono standard
internazionali che definiscono il “disturbo elettromagnetico” come fenomeni
elettromagnetici che per la loro presenza possono generare malfunzionamenti nelle
apparecchiature elettriche.
In particolare per caratterizzare la qualità della tensione si fa riferimento ai vari
tipi di disturbi di tensione (Voltage disturbance) che possono aversi in un sistema
elettrico.
Esistono quindi molti tipi di disturbi sulla tensione, che sono definiti ed elencati
in diversi standard internazionali, ma non sempre questi disturbi sono definiti nello
stesso modo.
I disturbi sulla tensione possono essere quindi classificati in base a:
 Frequenza della tensione di alimentazione;
 Valore efficace della tensione (Voltage RMS value);
 Forma d’onda della tensione.
La tabella 1.1. illustra più in dettaglio questa classificazione.
Dal punto di vista della regolazione, è molto più utile però classificare le
diverse variazioni/disturbi di tensione su menzionati in :
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
1. Fenomeni continui sono le variazioni di tensione che si hanno continuamente per
tutto il tempo di analisi. I fenomeni continui sono essenzialmente dovuti alla
struttura del carico, variazioni di carico o carichi non lineari. Questi fenomeni
accadono continuamente sempre e possono essere monitorati in modo
soddisfacente mediante misure condotte su un periodo limitato di tempo, ( ad
esempio: 1 settimana).
4. Gli eventi (Voltage events) riguardanti la tensione sono improvvisi significativi
scostamenti rispetto al valore normale RMS o rispetto alla forma d’onda
desiderata o considerata normale, della tensione.
5. Questi eventi sono essenzialmente generati da eventi imprevedibili (esempio:
guasti) o a cause esterne.
Tabella 1.1 – classificazione generale dei disturbi di tensione (CEER)
Caratteristiche della tensione
Frequenza
Variazioni nel dominio del tempo e della frequenza
Valore efficace
Variazioni lente della tensione
Variazioni rapide della tensione
Buchi di tensione
Sovraelevazioni di tensione
Rapide variazioni di tensione
Fluttuazioni di tensione (flicker)
Forma d’onda
Tensioni armoniche
Tensioni armoniche
Tensioni interarmoniche
Tensioni subarmoniche
Sovratensioni transitorie
Segnali trasmessi sulla rete di alimentazione
Pertanto, la tabella su esposta relativa ai disturbi in tensione, può essere
riformulata nel modo seguente (tabella 1.2), raggruppando i disturbi in tensione
secondo questa nuova classificazione, ovvero: in fenomeni continui ed eventi sulla
tensione di alimentazione.
In letteratura sono stati proposti diversi approcci per classificare i vari tipi di
disturbo che possono presentarsi in un sistema elettrico. Citiamo qui di seguito in
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
sintesi, alcuni degli standard più importanti oggi disponibili, per la classificazione
dei disturbi di Power Quality.
Tabella 1.2 – classificazione alternativa dei disturbi di tensione
Fenomeni continui
Eventi di tensione
Variazioni nel tempo ed in frequenza
Buchi di tensione
Variazioni della tensione di alimentazione
Sovraelevazioni di tensione (swells)
squilibrio nella tensione
Sovratensioni transitorie
Tensioni armoniche (incluse interarmoniche e subarmoniche)
Segnali trasmessi sulla rete di alimentazione
Flicker (causato dalle fluttuazioni di tensione)
Rapide variazioni della tensione
Buchi di tensione (voltage dips)
Variazioni nel tempo e nella frequenza
Sovraelevazioni di tensione ( voltage swells)
Rapide variazioni della tensione
Lo standard EMC dell’IEC
Questo standard in sostanza classifica i fenomeni che provocano disturbi in :
a) fenomeni a bassa frequenza (fino a 9 KHz);
b) fenomeni ad alta frequenza;
c) fenomeni di scarica elettrostatica;
d) impulsi elettromagnetici nucleari.
Più specificamente, abbiamo:
I fenomeni a bassa ed alta frequenza includono disturbi condotti e disturbi
irradiati, a seconda del mezzo in cui essi hanno luogo. I disturbi irradiati per via
elettromagnetica si hanno nel ambiente circostante le apparecchiature mentre i
disturbi condotti hanno luogo in vari elementi metallici.
I fenomeni condotti in bassa frequenza includono i seguenti tipi di disturbi:
 Armoniche;
 Interarmoniche;
 Tensioni di segnale;
 Fluttuazioni di tensione;
 Buchi/abbassamenti di tensione (voltage dips);
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
 Brevi interruzioni;
 Lunghe interruzioni;
 Squilibrio della tensione;
 Variazioni di frequenza dell’alimentazione;
 Tensioni indotte a bassa frequenza e correnti continue nelle reti in corrente
alternata.
I fenomeni condotti in alta frequenza includono i seguenti tipi di disturbi:
‐
Onde stazionarie di Tensione e corrente indotte;
‐
Transitori unidirezionali e oscillatori.
I fenomeni di irradiamento (emissioni) a bassa e alta frequenza includono:
campi magnetici, campi elettrici, campi elettromagnetici, onde stazionarie e
transitori.
Le scariche elettrostatiche (improvvisi spostamenti di carica tra due corpi a
diverso potenziale elettrostatico).
Gli impulsi elettromagnetici di origine nucleare sono prodotti da esplosioni ad
alta quota. Ogni conduttore che si trova all’interno dell’area di influenza di questo
disturbo si comporta come un’antenna, intercettando ogni impulso elettromagnetico.
Gli effetti in bassa frequenza degli impulsi elettromagnetici nucleari possono anche
indurre notevoli correnti e tensioni nelle comunicazioni a lunga distanza e
connessioni telefoniche, mentre le componenti ad alta frequenza possono essere
captate da circuiti situati all’interno di apparecchiature elettroniche ed elettriche.
Lo standard IEEE 1159-1995
Questo standard classifica i disturbi in 7 categorie:
 Transitori;
 Variazioni di breve durata;
 Variazioni di lunga durata;
 Squilibrio nella tensione;
 Distorsioni nella forma d’onda;
 Fluttuazioni di tensione;
 Variazioni di frequenza di alimentazione.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
In ognuna di queste categorie, i disturbi si differenziano tra loro in funzione del
loro contenuto spettrale, durata e ampiezza. La categoria variazioni di breve durata
include sia le brevi interruzioni che i buchi di tensione dell’ standard IEC (chiamati
“voltage sags” nell’ IEEE 1159 -1995).
Inoltre è stata aggiunta la categoria denominata “variazioni di lunga durata” per
affrontare i limiti ANSI C84.1-1989 ed include le lunghe interruzioni, sottotensioni
e sovratensioni. La categoria distorsioni nella forma d’onda è utilizzata come una
categoria polivalente, che va bene per le armoniche IEC, interarmoniche e fenomeni
in corrente continua nelle reti in alternata, come anche per un ulteriore fenomeno
chiamato “notching”. Nell’ultima categoria è stato introdotto il fenomeno “noise”
che riguarda i fenomeni condotti in banda larga. La tabella seguente fornisce una
rappresentazione completa e schematica dei disturbi classificati secondo lo standard
IEEE 1159 – 1995.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 1,3 - Categorie e caratteristiche tipiche dei fenomeni elettromagnetici nei sistemi elettrici
(Standard IEEE 1159 – 1995)
Categoria
Spettro
Durata
Ampiezza
5 ns (tempo di salita)
1µs (tempo di salita)
0,1ms (tempo di salita)
< 50 ns
50 ns-1 ms
> 1ms
< 5 kHz
5-500 kHz
0,5-5 MHz
0,3 – 50 ms
20 µs
5 µs
0 – 4 p,u,
0 – 8 p,u,
0 – 4 p,u,
0,5 – 30 periodi
0,5 – 30 periodi
0,1 – 0,9 p,u,
1,1 – 1,8 p,u
0,5 periodi – 3 s
30 periodi – 3 s
30 periodi – 3 s
< 0,1 p,u,
0,1 – 0,9 p,u
1,1 – 1,4 p,u
3 s – 1 min
3 s – 1 min
3 s – 1 min
< 0,1 p,u,
0,1 – 0,9 p,u
1,1 – 1,2 p,u,
Interruzioni prolungate
Sottotensioni
Sovratensioni
> 1min
> 1min
> 1min
0,0 p,u,
0,8 – 0,9 p,u,
1,1 – 1,2 p,u,
Dissimmetrie di tensione
Distorsioni
permanente
0,5 – 2%
Transitori
Impulsivi
Nanosecondo
Microsecondo
Millisecondo
Oscillatori
Bassa frequenza
Media Frequenza
Alta frequenza
Variazioni di breve durata
Istantanee
Sag
Swell
Momentanee
Interruzioni
Sag
Swell
Temporanee
Interruzioni
Sag
Swell
Variazioni di lunga durata
DC Offset
Armoniche
Interarmoniche
Notching
Noise
Fluttuazione delle tensione
Variazioni della frequenza
0-100 kHz
0-5 kHz
Larga banda
< 25 Hz
permanente
permanente
permanente
permanente
intermittente
< 10 s
0 – 0,1 %
0 – 20 %
0–2%
0–1%
0,1 – 7 %
Classificazione CIGRÈ
Non è una classificazione esaustiva, ma è molto efficace. È stata proposta dal
CIGRÈ nel 2004. In questa classificazione si suggerisce di legare la Power Quality a
due differenti aspetti delle forme d’onda delle tensioni presenti in un sistema
elettrico.
Pertanto in essa troviamo una suddivisione dei disturbi in:
 Disturbi legati alla continuità della tensione fornita dalla rete di
alimentazione, che risulta quindi connessa alla disponibilità della fornitura di
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
energia elettrica limitata dall’eventuale presenza di interruzioni.
 Disturbi legati alla qualità della tensione, che risulta collegata alla presenza
di eventuali disturbi a bassa frequenza (minore di 9 kHz) che possono
raggiungere e coinvolgere gli impianti e le apparecchiature degli utenti
attraverso la rete.
Ed in particolare si distingue tra:
 Eventi, cioè brevi interruzioni, buchi di tensione, sovratensioni, variazioni di
frequenza;
 Disturbi causati da carichi disturbanti o da altri impianti come ad esempio
quelli di generazione distribuita; essi possono essere di diverso genere:
‐
variazioni rapide della tensione;
‐
flicker;
‐
squilibrio tra le fasi;
‐
armoniche ed interarmoniche;
‐
transitori;
‐
componenti continue.
Figura 1.2 – rappresentazione schematica della classificazione Cigrè dei disturbi
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Classificazione in eventi e variazioni
I disturbi di Power Quality possono essere distinti anche in due tipologie, in
relazione all’entità dello scostamento della forma d’onda non ideale rispetto a quella
ideale.
In particolare, una deviazione di piccola entità è indicata con il termine
“variazione”, mentre uno scostamento elevato assume il nome di “evento”.
 Gli Eventi: possono essere considerati eventi i seguenti fenomeni di disturbo:
a) Interruzione della tensione,
e) Abbassamento o buchi di tensione (voltage sags),
f) Sovraelevazioni di tensione (voltage swells),
g) rapide variazioni di tensione, (rapid voltage changes)
h) sovratensioni transitorie (Transient overvoltages)
i) Variazioni della fase (phase-angle jumps)
j) Eventi molto veloci (Transient events) (di breve durata, tipicamente un
periodo o meno).
 Le Variazioni: Possono essere considerate variazioni i seguenti tipi di disturbi:
a) variazioni dell’ampiezza della tensione,
b) variazioni della frequenza della tensione,
c) variazione della fase della tensione,
d) variazione dell’ampiezza della corrente,
e) dissimmetria delle tensioni di fase,
f) squilibrio delle correnti di fase,
g) distorsione armonica della tensione,
h) distorsione armonica della corrente.
Classificazione e caratterizzazione dei disturbi
Analizziamo adesso più in dettaglio i singoli tipi di disturbo, servendoci della
classificazione di questi ultimi in eventi e variazioni, un modo questo che ci sembra
più rispondente alle esigenze di una trattazione schematica generale quale è quella
che ci si prefigge di fare in questa sede e anche perché appare essere quello più
esauriente e completo in termini di caratterizzazione dei singoli tipi di disturbo.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Eventi e Interruzioni
Eventi
Per dare un idea più tangibile della classificazione degli eventi è di seguito
riportata una rappresentazione grafica nella quale sono visualizzati i vari tipi di
disturbi rientranti in questa prima maxi-categoria denominata appunto “eventi”.
Figura 1.3 – schematizzazione delle tipologie di eventi relativi alla tensione di alimentazione
Interruzioni
L’interruzione della alimentazione è una condizione nella quale la tensione ai
terminali di alimentazione è inferiore di un prefissato valore di soglia.
La Norma EN 50160 fissa questo valore di soglia per le interruzioni all’ 1%
della tensione dichiarata (Uc).
La IEEE 1159-1995 considera come valore di soglia per le interruzioni il 10%
del valore nominale.
Mentre gli standard IEC non forniscono nessuna indicazione precisa sul valore
di soglia per le interruzioni di fornitura.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
La Norma 61000-4-30 – 2003, per la valutazione di una interruzione di tensione,
raccomanda che l’ente che effettua il monitoraggio imposti un appropriato valore di
soglia.
La EN 50160 distingue le interruzioni in:
 pianificate (o programmate), ossia quando gli utenti sono informati in
anticipo;
 accidentali (o non programmate), ovvero quando le interruzioni sono
generate da guasti permanenti o guasti transitori legati ad eventi esterni,
guasti in apparecchiature o interferenze.
Le interruzioni accidentali sono poi ulteriormente classificate in:
 Lunghe interruzioni (più lunghe di 3 minuti) e quindi causate da guasti
permanenti
 Brevi interruzioni (fino a tre minuti) causate da guasti transitori.
La normativa IEEE introduce i termini istantanea (istantaneous), momentaneo
(momentary), temporaneo (temporary) e prolungate (sustained), e diverse norme
danno diverse definizioni. In particolare, la IEEE 1159 - 1995 distingue tra
momentaneo (tra 0,5 cicli e 3 secondi), temporaneo (compreso tra 3 secondi ed i
minuto) e prolungato ( più di un minuto con tensione nulla).
Abbassamento o buco di tensione (Voltage sags/dips)
Si tratta di una diminuzione della tensione al di sotto del valore di soglia, in un
punto del sistema elettrico, conseguentemente ad un ripristino della tensione dopo
un breve periodo di tempo. Il valore di soglia per questi buchi di tensione è diverso
da quello relativo alle interruzioni, e in particolare la Norma EN 50160-2010 e la
IEC 61000-2-8-2002 lo assumono pari al 90% della tensione dichiarata. Mentre la
IEEE 1159-1995 assume tale valore di soglia pari al 90% della tensione nominale.
Nella norma IEEE 1159-1995 viene usato il termine “sag” invece di “dip” usato
nelle Norme IEC; questa differenza serve a distinguere tra :
 sag istantanei (da 0,5 cicli a 30 cicli)
 sag momentanei (da 30 cicli a 3 secondi)
 sag temporanei (da 3 secondi a 1 minuto)
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.4 – esempio di sag istantaneo
Si osserva anche che: nello standard IEEE 1159-1995, quelle tensioni
caratterizzate da un’ampiezza compresa tra 80% e 90% del valore nominale con
durata superiore a 1 minuto sono classificate sotto la denominazione di
“sottotensioni” (undervoltages).
Un buco di tensione è caratterizzato da 2 dati caratteristici:
 la tensione residua o profondità, ovvero la differenza tra la tensione di
riferimento e la tensione residua;
 e la durata, cioè l’intervallo di tempo per il quale il valore efficace (RMS)
resta al di sotto del valore di soglia. Generalmente la durata di un buco di
tensione è compresa tra 10 ms e 1 min.
Un buco di tensione può essere generato da un corto circuito e guasto ad esso
conseguente, eliminato dall’intervento di una protezione; oppure può essere generato
da un repentino cambiamento del carico come ad esempio può essere la partenza di
un motore. Dopo un corto circuito, la durata del buco di tensione dipende dal
sistema di protezione esistente nel sistema.
Un esempio di buco di tensione causato da un guasto monofase a terra è
raffigurato qui sotto. In particolare la prima figura mostra l’andamento della forma
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
d’onda della tensione, mentre la seconda illustra l’andamento del valore efficace
(RMS) della tensione, in funzione del tempo.
Figura 1.5 - Buco di tensione originato da guasto monofase: forma d’onda della tensione
Figura 1.6 - Buco di tensione provocato da guasto monofase: andamento del valore efficace nel
tempo
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Nelle figure seguenti vengono visualizzate le principali caratteristiche dei buchi
di tensione (durata e tensione residua).
Figura 1.7 – buco di tensione, durata (Δt) e tensione residua (ΔU/UN)
Figura 1.8 - Buco di tensione (Urms = curva inviluppo di U)
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.9 - Buco di tensione (Uret = U retained = tensione residua (rms) in un buco di tensione)
L’interesse della comunità scientifica verso i buchi di tensione è principalmente
legato ai problemi che essi provocano in diversi generi di apparecchiature.
La principale anomalia generata dai buchi di tensione è l’arresto del
funzionamento delle apparecchiature. In molte industrie in cui sono presenti carichi
che conducono processi particolarmente critici, questo disturbo può generare
interruzioni nel funzionamento di tali apparecchiature che poi richiedono diverse ore
per il ri-avviamento. alcuni di questi carichi molto sensibili ai buchi di tensione
sono: apparecchi per l’alimentazione “switch mode” che sono presenti di solito
nell’interfaccia “front-end” delle apparecchiature elettroniche come ad esempio PC,
PLC, relè, contattori e motori a induzione direttamente collegati, e drive a velocità
variabile in AC.
Sovraelevazioni di tensione (Voltage swells)
Una sovratensione è in sostanza un incremento in valore efficace della tensione
fornita, che assume così valore compreso tra il 110% e il 180% della tensione
dichiarata, seguita dopo breve tempo, dal ripristino del valore normale della
tensione.
Di solito una sovratensione ha una durata compresa tra 10 ms e 1 minuto.
Lo standard IEEE 1159-1995 distingue tra:
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
 Sovraelevazioni di tensione istantanee (da 0,5 periodi a 30 periodi con
un’ampiezza compresa tra il 110% e 180%);
 Sovraelevazioni di tensione momentanee (da 30 periodi a 3 secondi, con
un’ampiezza compresa tra il 110% e 140%);
 Sovraelevazioni di tensione temporanee (da 3 secondi fino a 1 minuto, con
ampiezza compresa tra 110% e 120%).
Va osservato anche che nello standard IEEE 1159-1995 le tensioni caratterizzate
da:
 ampiezza compresa 110% e 120% del valore nominale della tensione,
 con durata superiore ad 1 minuto,
sono chiamate e classificate come “sovratensioni”.
Le sovraelevazioni di tensione possono essere provocate da guasti nel sistema
elettrico, come accade per i buchi di tensione, ma sono molto meno frequenti dei
buchi o abbassamenti di tensione.
Per esempio, essi possono comparire nelle fasi non interessate da guasti di un
sistema trifase in cui è occorso un corto circuito monofase.
Un ulteriore esempio di situazione che può generare sovraelevazioni di tensione
è quello di sovraelevazioni causate dall’avvio di grossi carichi.
L’entità (severity) della sovraelevazione di tensione durante una condizione di
guasto è funzione:
 della posizione ove è occorso il guasto;
 della impedenza del sistema;
 del sistema di messa a terra.
A seconda della frequenza con cui hanno luogo, le sovraelevazioni di tensione
possono causare malfunzionamenti di componenti. Quindi, dispositivi elettronici,
computer
e
apparecchiature
di
controllo
elettroniche,
possono
subire
malfunzionamenti in presenza di queste sovraelevazioni di tensione. Mentre
trasformatori, cavi, macchine elettriche rotanti, apparecchiature di manovra,
trasformatori di tensione o di corrente possono risentirne in termini di riduzione
della loro vita utile. Inoltre un temporaneo incremento della tensione può anche
provocare un indesiderato intervento di alcuni relè di protezione.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.10 - Esempio di swell
Figura 1.11 - Caratteristiche di uno swell
Rapide variazioni della tensione
Una variazione rapida di tensione è una rapida transizione del valore efficace
(RMS) della tensione tra due condizioni di stato stabile.
Durante una variazione rapida di tensione, la tensione non deve superare il
valore di soglia che caratterizza un buco di tensione e/o una sovraelevazione di
tensione, altrimenti il fenomeno va considerato un buco di tensione o uno swell.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Inoltre, sia prima che dopo che s’è verificata la variazione, la tensione deve
essere caratterizzata da un valore normale (normalmente 90% e 110% della tensione
nominale).
Questo fenomeno può essere provocato da commutazioni di trasformatori
(transformer tap-changers), improvvisi riduzioni di carico, da correnti di spunto di
un motore, o una commutazione in un sistema elettrico.
Le rapide variazioni di tensione generano di solito disturbi visivi e generalmente
non provocano danni o malfunzionamenti delle apparecchiature elettriche (sebbene
sono ancora oggetto di ricerche più approfondite).
Sovratensioni transitorie
Una sovratensione transitoria è una sovratensione oscillatoria o non oscillatoria,
di breve durata, fortemente smorzata e pari a pochi millisecondi o meno.
Le sovratensioni transitorie si possono dividere in:
6. Sovratensioni transitorie di tipo impulsivo;
7. Sovratensioni transitorie di tipo oscillatorio.
Figura 1.12 – esempi di transitorio impulsivo e transitorio
I transitori impulsivi sono caratterizzati dal fatto che essi sono unidirezionali
nella polarità, e derivano per esempio, da fulminazioni dirette o indirette,
formazione di archi o cedimento di isolamento.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Nella figura a) seguente è raffigurato un esempio di forma d’onda della tensione
nel caso abbia luogo un transitorio impulsivo; l’ampiezza del transitorio può essere
svariate volte più grande del valore di picco della forma d’onda della tensione a
regime.
Nella figura b) sono invece illustrate le caratteristiche tipiche di un transitorio
impulsivo:
‐
tempo di salita T1 (s): ossia il l’intervallo di tempo compreso tra
l’istante in cui il fronte di salita supera il10% del valore di picco e
l’istante in cui l’onda raggiunge il 90% del valore di picco. Di
solito tale valore T1 = 1,67 T dove T è l’intervallo di tempo nel
quale il fronte d’onda di salita, passa dal 30% al 90% del valore
di picco.
‐
Tempo di decadimento T2 (s): che è l’intervallo di tempo
misurato a partire dall’istante iniziale della forma d’onda
impulsiva, fino all’istante in cui il fronte di discesa dell’onda
raggiunge il 50% del valore di picco.
Figura 1.13
a) Esempio di sovratensione transitoria di tipo impulsivo, che si ha su una forma d’onda di
tensione
b) Caratteristiche del transitorio impulsivo
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
I transitori di tipo oscillatorio consistono in tensioni che oscillano sia
positivamente che negativamente rispetto alla forma d’onda della tensione. La
frequenza di queste oscillazioni può essere sensibilmente elevata.
La principale causa di queste oscillazioni risiede nelle operazioni di
commutazione. I transitori di tipo oscillatorio vengono descritti per mezzo dei
seguenti parametri:
‐
tensione di picco;
‐
frequenza dominante;
‐
tempo di decadimento (durata).
Questi parametri sono molto utili per valutare gli effetti che potenzialmente
possono avere questi transitori su una apparecchiatura.
La tensione di picco in valore assoluto dipende dall’ampiezza del transitorio e
dal punto sulla forma d’onda a frequenza fondamentale in corrispondenza del quale
accade l’evento. Tale valore di picco è importante per poter valutare le capacità di
tenuta del dielettrico.
Seguendo la classificazione fornita dallo standard IEEE 1159-1995 i transitori di
tipo oscillatorio, possono essere suddivisi in 3 categorie:
 transitori a bassa frequenza;
 transitori a media frequenza;
 transitori ad alta frequenza.
Nell’ordine:
Transitorio a bassa frequenza:
In questo tipo di transitorio la componente a frequenza dominante ha frequenza
inferiore a 5 KHz, e durata compresa tra 0,3 ms e 50 ms.
Questi transitori sono di solito causati da commutazioni; il più frequente è il
collegamento in carica di un banco di condensatori, che solitamente produce un
transitorio di tensione di tipo oscillatorio con una frequenza dominante compresa tra
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
300 e 900 Hz ed un valore di picco compreso tra 1,3 e 1,5 volte il valore di picco
della forma d’onda a 50/60 Hz, a seconda del sistema di smorzamento adoperato.
In questa categoria rientra anche il transitorio di tipo oscillatorio associato a
ferrorisonanza ed alla messa in tensione dei trasformatori. La figura sottostante
mostra un esempio di evento di sovratensione transitoria di tipo oscillatorio
provocato dalla commutazione di condensatori.
Figura 1.14 – esempio di transitorio a bassa frequenza
Transitorio a media frequenza
Essi sono caratterizzati da una componente a frequenza dominante compresa tra
5 Hz e 500 kHz, e durata dell’ordine delle decine di microsecondi. Un esempio
tipico è costituito dal transitorio generato dalla messa in tensione di condensatori in
situazione “back to back”.
Transitorio ad alta frequenza
I transitori ti tipo oscillatorio con componenti a frequenza dominante superiore a
500 kHz e durata normalmente dell’ordine dei microsecondi sono considerati
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
transitori ad alta frequenza. Questi transitori si hanno quando un transitorio di tipo
impulsivo sollecita la frequenza naturale di una rete elettrica.
Le sovratensioni transitorie possono generare la degradazione o immediato
cedimento dei dielettrici in un’apparecchiatura elettrica, come anche in macchine
rotanti, trasformatori, condensatori e cavi.
Nelle apparecchiature elettroniche si possono originare guasti nei componenti di
alimentazione in conseguenza di un solo transitorio di relativamente modesta
ampiezza.
VARIAZIONI
Analizziamo adesso i disturbi di Power Quality che rientrano in questa seconda
grande categoria denominata appunto “Variazioni”
Variazioni della fase
Un cambiamento in un sistema elettrico, come può essere ad esempio un corto
circuito, genera anche una variazione della tensione. La tensione è una grandezza
complessa, caratterizzata da ampiezza e fase. A volte, i cambiamenti della tensione
indotti da cambiamenti dello stato di un sistema, non sono limitati solo all’ampiezza
ma comprendono anche variazioni della fase. Questa variazione di fase si estrinseca
in forma di spostamento (shift) del passaggio per lo zero della tensione istantanea. I
convertitori possono risentire di questo tipo di disturbo proprio perché utilizzano
questa informazione dell’angolo di fase per determinare il loro istante d’innesco.
Distorsioni nella forma d’onda
La distorsione della forma d’onda vengono di solito discusse e trattate in termini
di componenti armoniche ed interarmoniche, che sono le componenti sinusoidali
ottenute implementando l’analisi di Fourier sulla forma d’onda originale.
Le Armoniche, in sostanza, sono le componenti sinusoidali con frequenza pari
ad un multiplo intero della frequenza fondamentale (50 Hz o 60 Hz)
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Le Interarmoniche sono componenti sinusoidali a frequenza che non è uguale ad
un multiplo intero della frequenza fondamentale.
Il rapporto tra la frequenza della componente armonica considerata e la
frequenza fondamentale è chiamato ordine di armonica (o di interarmonica).
Ad esempio, se la frequenza fondamentale è 50 Hz, la frequenza dell’armonica
di ordine 5 è 250 Hz mentre la frequenza dell’interarmonica di ordine 1,2 è 60 Hz.
Come esempio di distorsione armonica riportiamo nella figura sottostante la
forma d’onda della corrente assorbita da un personal computer.
Figura 1.15 - Forma d’onda della corrente assorbita da un personal computer
Alcune delle possibili sorgenti di distorsione armonica sono: la saturazione del
nucleo di un trasformatore, convertitori statici e altri carichi non lineari e tempo
varianti (come ad esempio una fornace).
Le armoniche producono effetti indesiderati su componenti e apparecchiature di
potenza. Per esempio gli avvolgimenti dei motori ad induzione si surriscaldano,
accelerando la degradazione dell’isolamento e riducendo la vita utile del motore.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Nei sistemi trifase a quattro fili, la somma delle tre correnti di fase ritorna
attraverso il neutro, che così può risultare sovraccaricato. In fatti la somma delle
componenti di sequenza zero circola nel conduttore neutro e può sovraccaricare
quest’ultimo conduttore neutro, con conseguente riduzione della vita dei componenti
e possibilità che si possano generare dei guasti.
Anche i trasformatori e condensatori possono risentire effetti causati da
armoniche.
Le
correnti
distorte
possono
generare
sovrariscaldamento
nei
trasformatori, riducendone la vita utile.
I condensatori ne risentono tramite la forma di tensione ad essi applicata; infatti
le armoniche di tensione producono un eccesso di correnti armoniche nei
condensatori a causa della relazione di inversa dipendenza tra impedenza e
frequenza
I condensatori possono generare un eccesso di armoniche di tensione quando
sono in presenza di condizioni di risonanza alle frequenze per le quali la loro
impedenza capacitiva e quella induttiva del sistema si possono combinare in modo
da produrre un valore di impedenza molto alto. In tale situazione anche una piccola
corrente armonica all’interno di questo range di frequenze può generare delle
indesiderate armoniche di tensione molto alte.
Inoltre, ricordiamo anche che le armoniche possono far degenerare la
prestazione dei contatori, riducendone la accuratezza di misura.
Ed anche le condizioni operative di alcune apparecchiature dipendono molto da
quanto accurata è la forma d’onda della tensione, e queste apparecchiature possono
subire malfunzionamenti in presenza di armoniche. Ad esempio: i dimmer per gli
apparecchi di illuminazione, e alcuni carichi controllati da computer.
Accanto
ai
su
menzionati
problemi
generati
dalle
armoniche,
come
sovrariscaldamento e diminuzione della vita utile, le interarmoniche creano alcuni
nuovi problemi, come oscillazioni subsincrone e flicker nell’illuminazione, anche
per valori bassi dell’ampiezza.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Variazioni lente di tensione
In condizioni di normale funzionamento, l’ampiezza della tensione è soggetta
solo a piccole deviazioni attorno al valore nominale. Le variazioni lente di tensione
sono in sostanza incrementi o diminuzioni della ampiezza della tensione prodotta da
diverse cause, come ad esempio variazioni della richiesta di carico nel tempo.
Queste variazioni possono avere una periodicità giornaliera, settimanale o
stagionale.
Squilibrio nella tensione (Unbalances)
Lo squilibrio nella tensione è una condizione che si può verificare in sistemi
poli-fase, nei quali i valori efficaci delle tensioni di linea (componenti fondamentali)
e/o l’angolo di fase tra tensioni di linea consecutive non sono tutti uguali e si
discostano da 2/3 π. Grossi carichi monofasi, come i sistemi di trazione ferroviaria o
fornaci ad arco, e linee sovraccariche senza trasposizioni sono le principali sorgenti
di squilibrio nei sistemi di trasmissione.
Anche i sistemi di distribuzione con linee squilibrate e tratti di linea che portano
un mix di carichi monofasi, o su due fasi o trifasi, sono caratterizzati da squilibrio
nelle tensioni.
Lo squilibrio di tensioni nelle macchine elettriche porta ad un incremento delle
perdite; inoltre, in presenza di tensione di alimentazione squilibrata, la coppia utile e
la velocità risultano essere ridotte e possono insorgere pulsazioni nella coppia
nonché rumori e disturbi acustici.
Per i convertitori elettronici di potenza, nei quali l’angolo di innesco è preso
dalla tensione, lo squilibrio può provocare la presenza di armoniche non
caratteristiche, su entrambi i lati DC e AC del convertitore. Le armoniche non
caratteristiche sono le armoniche che non sono prodotte da una apparecchio
convertitore a semiconduttori durante il suo normale funzionamento.
La figura seguente illustra un grafico relativo alle tre tensioni squilibrate in una
linea di un sistema di distribuzione.
- 36 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.16 - Squilibrio nella tensione trifase nei conduttori di un sistema di distribuzione
Fluttuazioni di tensione (Voltage fluctuations)
Quando abbiamo il verificarsi di una serie di variazioni della tensione o una
variazione continua della tensione in valore efficace (RMS), tali variazioni sono
denominate fluttuazioni di tensione, di cui un esempio tipico viene di seguito
raffigurato.
Se queste fluttuazioni avvengono all’interno di un determinato range di
frequenze,
possono
causare
variazioni
di
luminanza
negli
apparecchi
di
illuminazione, il che determina poi un fenomeno visivo chiamato “flicker”. Al di
sopra di una certa soglia, il flicker comincia a diventare fastidioso, e la sensazione di
fastidio cresce rapidamente con l’ampiezza della fluttuazione. A certe frequenze,
anche se di ampiezza molto piccola, può risultare fastidiosa.
Le principali fonti di fluttuazioni notevoli di tensione risiedono nei carichi
industriali, che sono particolarmente critici nell’industria dell’acciaio, nella quale si
fa largo uso di fornaci, saldatrici, macchine utensili.
Anche i carichi presso le utenze domestiche con frequenti commutazioni (come
forni da cucina elettrici, pompe di calore, condizionatori) sono potenzialmente delle
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
fonti locali di produzione di flicker, ma il problema risulta essere contenuto grazie ai
vincoli di legge imposti nella progettazione di tali prodotti, in entità e frequenza di
commutazione dei carichi.
Va osservato anche che le fluttuazioni di tensione e le interarmoniche sono
intrinsecamente legate. Infatti, l’ampiezza della forma d’onda può fluttuare se essa
contiene anche interarmoniche, e viceversa: la fluttuazione di tensione può generare
le interarmoniche. L’esperienza in tale campo ha mostrato che anche un basso
contenuto di interarmoniche può produrre effetti visibili in termini di flicker della
luce negli apparecchi di illuminazione ad incandescenza o a fluorescenza.
Oltre al flicker, va segnalato un altro effetto prodotto dalle fluttuazioni di
tensione, vale a dire il rallentamento o accelerazione di motori connessi direttamente
al sistema.
Figura 1.17 - Esempio di flicker causato da fluttuazione di tensione
- 38 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.18 – esempio di flicker e relativa curva inviluppo
Trasmissione di segnali (mains signalling voltages) sulla rete di alimentazione
Alcune aziende o enti pubblici, trasmettono intenzionalmente alcuni piccoli
segnali in sovrapposizione alla tensione di alimentazione, al fine di trasmettere
informazioni nel sistema pubblico di distribuzione e verso le sedi di alcuni Clienti.
I segnali trasmessi nel sistema di pubblica distribuzione possono essere
classificati in tre tipi:
‐
Segnali di controllo del ripple (ripple control signals): segnali
sinusoidali in tensione, sovrapposti alla tensione di rete, nel range
di frequenze da 0,11 kHz a 3 kHz;
‐
Segnali portanti (power-line-carrier signals): segnali sinusoidali
in tensione sovrapposti nel range compreso tra 3 kHz e 148,5
kHz;
‐
(mains marking signals): variazioni o modifiche (transitorie) di
breve durata della forma d’onda di tensione sovrapposte alla
tensione normale, in determinati punti.
Variazioni della frequenza (Power frequency variations)
Per variazione di frequenza si intende lo scostamento della frequenza dal suo
valore nominale (pari a 50Hz o 60Hz e chiamato frequenza di alimentazione o power
supply frequency o power system frequency).
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Una variazione nella frequenza di alimentazione è riconducibile direttamente a
variazioni della velocità di rotazione dei generatori che forniscono potenza alla rete.
Vi sono anche lievi variazioni in frequenza provocate da uno squilibrio esistente tra
carico e generazione. Lievi scostamenti di frequenza possono provocare serie
conseguenze all’albero del gruppi generatori-turbina, dovute alla grossa coppia
sviluppata.
Comunque, è raro che si verifichino significative variazioni di frequenza nei
moderni sistemi elettrici interconnessi.
Notching di tensione
Per notching si intende il verificarsi con periodicità di transitori che avvengono
all’interno di ogni periodo in conseguenza di corto circuito fase-fase provocato da
processi di commutazione nei convertitori AC-DC (vedi figura sotto). Essendo
periodico, questo disturbo è caratterizzato dalla presenza di uno spettro di armoniche
nella forma d’onda di tensione; in particolare, il notching produce armoniche di
ordine elevato. La maggior parte dei problemi causati dal notching sono circoscritti
negli impianti di ciascun cliente. Infatti, il contenuto armonico ad alta frequenza del
notching che l’utente non riesce a controllare e limitare, viene “filtrato” dai
trasformatori di potenza in ingresso.
I notch di tensione sono caratterizzati dalla loro profondità e dalla loro durata,
assieme al punto della onda sinusoidale in cui il notching avviene.
- 40 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.19 - Esempio di Notching di tensione generato dal funzionamento di un convertitore
Noise
Lo standard IEEE 1159-1995, definisce il Noise (rumore) come un ulteriore
disturbo della PQ. Con “Noise” si indica un qualunque segnale elettrico indesiderato
con contenuto in banda larga inferiore a 200 kHz sovrapposto alla tensione o
corrente esistenti nel sistema elettrico nei conduttori di fase o nel neutro o nelle
linee di segnale.
Sostanzialmente il “noise” consiste in qualunque distorsione indesiderata che
non può essere classificata come distorsione di forma d’onda o come transitorio.
I problemi connessi al noise sono di solito resi più critici da un inappropriata
messa a terra.
- 41 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.20 – Esempi di notching e noise
- 42 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
EFFETTI DEI DISTURBI SUGLI UTENTI E COMPATIBILITÀ
ELETTROMAGNETICA
Generalità
Per poter affrontare meglio questa tematica delle conseguenze che i vari tipi di
disturbo possono avere sulle parti in causa che compongono un sistema elettrico
(essenzialmente: utility e utenti) cerchiamo innanzitutto di inquadrare meglio il
contesto da un punto di vista macroscopico.
Da un punto di vista macroscopico, possiamo ritenere (vedi schema in figura in
basso) che gli utenti disturbanti possano suddividersi in:
‐
Utenti disturbanti in Alta Tensione
‐
Utenti disturbanti in Media Tensione
‐
Utenti disturbanti in Bassa Tensione
Figura 1.21 – disturbi e livelli di Power Quality a livello macroscopico, in un sistema elettrico
Nella figura sopra viene visualizzato il fatto che la qualità subisca un degrado
via via crescente, man mano che si passa dalla AT alla distribuzione in BT, a causa
delle diverse tipologie di:
‐
eventi interni alla rete AT;
‐
disturbi causati da utenti disturbanti collegati direttamente alla
rete di trasmissione;
- 43 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
‐
disturbi provenienti direttamente da sistemi di distribuzione
connessi alla rete AT.
La qualità nei sistemi di distribuzione dipende poi anche
‐
dalle
caratteristiche
delle
forme
d’onda
nei
punti
di
interconnessione,
‐
da cause interne,
‐
e da disturbi generati da altri utenti disturbanti presenti a tali
livelli di tensione.
‐
Impianti di produzione da fonti alternative che si interfacciano
con la rete MT tramite convertitori statici, nota causa di disturbi.
Il crescente impiego di sistemi di automazione e di apparecchiature basate sulla
elettronica di potenza per la gestione ed il controllo di processi energetici e
produttivi presenti nei diversi settori dell'industria, aumenta continuamente il
numero degli utenti sensibili alle deviazioni dei parametri dell'alimentazione
elettrica dagli standard ideali.
Tali deviazioni, comunemente definite “disturbi” della Power Quality,
comprendono eventi transitori e stazionari molto diffusi quali: interruzioni brevi e
lunghe, micro-interruzioni, buchi di tensione, armoniche di corrente e di tensione,
fluttuazioni di tensione, sovratensioni e sovracorrenti impulsive.
Gli effetti di tali disturbi possono condizionare anche significativamente il
corretto funzionamento dei componenti d’impianto: nei settori d’utenza industriale e
del terziario avanzato, per esempio, tali disturbi possono dare origine a fastidiosi,
oltreché costosi, disservizi dell'attività produttiva.
Gli utenti possono essere soggetti a guasti o malfunzionamenti a causa della non
continuità nella fornitura o della non idealità della forma d’onda della tensione di
alimentazione.
Nella tabella 3.1 sono riportate alcune delle principali fonti di disturbo e relativi
effetti prodotti sugli utenti e sulle loro apparecchiature.
- 44 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
L’azione di contenimento dei disturbi è stata avviata sin da quando
l’alimentazione elettrica si è affermata come servizio generalizzato, mentre nel
contempo la tipologia di carichi particolari allacciati alla rete s’è andata
progressivamente allargando, nel corso degli anni.
Tabella 1.4 - Disturbi di tensione, cause ed effetti
disturbo
origine
Effetti
Frequenza
- Distacchi di gruppi di
generatori.
- Commutazione di
grossi carichi.
- Guasti.
- Variazione di velocità nei motori.
- Malfunzionamento dei dispositivi elettronici che
utilizzano la frequenza per generare la base dei
tempi.
- perdite nei lamierini magnetici.
- influenza sull’efficacia dei filtri accordati per la
“soppressione” delle armoniche.
Variazioni rapide
di tensione
Variazioni
transitorie di
tensione
- Inserzione di
apparecchi.
- Carichi con
assorbimento
Variabile.
- Fulminazioni.
- Guasti.
- Manovre.
Buchi ed
interruzioni brevi
- Guasti.
- Manovre.
Armoniche
- Carichi non lineari
- azionamenti a
velocità variabile
- lampade
- convertitori statici
- elettrodomestici
- forni ad arco
- saldatrici
- trasformatori
- motori
Squilibrio di
tensione
Carichi squilibrati
- Intervento intempestivo protezioni.
- Flicker (se ripetitive).
- Malfunzionamento di apparati elettronici.
- Perforazione di isolamenti.
- Danneggiamento circuiti elettronici.
-
Intervento di relè di minima tensione.
Irregolarità di funzionamento di motori.
Malfunzionamento di apparati elettronici digitali.
Malfunzionamento di apparecchiature elettroniche.
Spegnimento di lampade a scarica con ritardo di
accensione.
Malfunzionamento di protezioni.
Aumento perdite dielettriche.
Aumento perdite nel rame di macchine e
trasformatori.
Aumento perdite in rete.
Possibile danneggiamento condensatori.
Errori di apparati di misura.
Malfunzionamento di apparati elettronici.
Funzionamento instabile di motori.
Malfunzionamento dei convertitori.
Interferenza sui circuiti di telecomunicazioni.
Comparsa di componenti di sequenza inversa della
tensione con sovrariscaldamento di macchine rotanti
e raddrizzatori.
Le normative nazionali e internazionali hanno seguito tale evoluzione delle
varie tipologie di carichi e dei diversi criteri con cui essi vengono allacciati alla rete,
ed hanno sviluppato una azione ad ampio raggio, che ha inquadrato in modo
coerente il problema per tutti i disturbi legati a fenomeni di natura elettromagnetica.
- 45 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Questo lavoro normativo si svolge sotto il titolo generale di Compatibilità
Elettromagnetica (EMC) e, sebbene esso risulti ancora in corso, si può ormai
ritenere che si sia consolidata una certa metodologia che consente di risolvere ormai
una larga parte del problema dei disturbi.
Concetti di compatibilità elettromagnetica
Definizioni e riferimenti normativi
Ricordiamo qui di seguito alcune delle definizioni più importanti relativamente
alla compatibilità elettromagnetica, tratte dalle Norme IEC 61000 – 1.
 Ambiente elettromagnetico: insieme dei fenomeni elettromagnetici presenti
in un determinato ambiente.
 Disturbo elettromagnetico: fenomeno elettromagnetico che può degradare
la prestazione di un dispositivo, di un’apparecchiatura o di un sistema.
 Livello di disturbo: valore di un disturbo elettromagnetico misurato in modo
specificato.
 Compatibilità
elettromagnetica:
capacità
di
un
dispositivo
o
di
un’apparecchiatura o di un sistema di funzionare correttamente nel relativo
ambiente
elettromagnetico,
senza
introdurre
disturbi
intollerabili
nell’ambiente stesso o provocarli agli altri apparecchi ivi presenti.
 Disturbi condotti: sono alterazioni dell’ampiezza o della forma d’onda della
tensione che, prodotti da una sorgente, si propagano lungo una rete di
alimentazione, viaggiando sui conduttori di linea e in alcuni casi anche
attraverso i trasformatori, per cui possono anche trasferirsi tra reti a
differente livello di tensione.
 Questi disturbi possono degradare il funzionamento di un dispositivo,
apparecchio o sistema e anche provocare danni se i loro livelli sono
eccessivi.
 Livello di compatibilità elettromagnetica: valore specificato di un disturbo
elettromagnetico, che ha alta probabilità di non essere superato (95%, salvo
diversa indicazione) applicato ad un dispositivo, apparecchiatura o sistema.
- 46 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tale livello costituisce un valore di riferimento che consente di determinare
sia i requisiti di immunità di dispositivi, apparecchi e sistemi nell'impianto
utilizzatore che le loro emissioni.
 Livello di pianificazione: valore specificato di un disturbo elettromagnetico
usato a fini della pianificazione dell’impatto sul sistema elettrico di tutti i
disturbi, originati da installazioni o da carichi di grande potenza. I livelli di
pianificazione, definiti dal fornitore di energia elettrica, sono valori indicativi
generalmente uguali od inferiori a quelli di compatibilità, usati normalmente
per il coordinamento delle emissioni nella determinazione delle quote
concesse agli utenti.
 Sorgente: singolo dispositivo o apparecchiatura o sistema nel suo complesso.
 Emissione: processo attraverso il quale viene emesso un determinato
disturbo da una sorgente.
 Livello di emissione: livello di un determinato disturbo elettromagnetico
emesso da una sorgente, misurato in modo specificato.
 Limite di emissione: livello massimo tollerabile di emissione di un disturbo
elettromagnetico da una sorgente.
 Immunità: capacità di un dispositivo, apparecchiatura o sistema di
funzionare senza degrado delle prestazioni in presenza di un determinato
disturbo elettromagnetico.
 Livello di immunità: valore specificato di un disturbo elettromagnetico per
il quale un dispositivo, apparecchiatura o sistema è capace di operare, con
alta probabilità, al grado di prestazione richiesta.
Il livello di immunità rappresenta il valore di prova al disturbo per ogni tipo
di apparecchiatura.
Per caratterizzare quindi in modo sintetico il comportamento dell’utente nei
riguardi del disturbo, si fa di solito riferimento al livello di immunità, che è
in pratica il valore del disturbo a cui corrisponde una bassa probabilità che si
manifesti la suscettibilità (tipico valore è 5%).
 Suscettibilità:
apparecchiatura
degradazione
o
sistema
delle
causata
elettromagnetico.
- 47 -
prestazioni
da
un
di
un
dispositivo,
determinato
disturbo
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Gli utenti possono avere una diversa sensibilità, tecnica e/o economica, ai
disturbi; perciò si è introdotto il concetto di “suscettibilità degli utenti”,
intesa come rischio che l’utente, sottoposto ad un dato disturbo, sia oggetto di
malfunzionamento o di danneggiamenti.
 Punto di accoppiamento comune (PAC – PAI)
La descrizione dell’ambiente elettromagnetico comporta la definizione dei
“punti di comune accoppiamento” nei quali è necessario rispettare i livelli di
compatibilità:
‐
Punto di accoppiamento comune con la rete pubblica (PAC) di un’utenza,
definito come punto della rete di alimentazione pubblica elettricamente più
prossimo all’utenza, in cui sono o potranno essere collegati altri utenti.
‐
Punto di accoppiamento in impianto (PAI), definito come il punto di una
rete di distribuzione interna ad un impianto utilizzatore, elettricamente più
vicino ad un carico particolare, al quale possono o potrebbero essere
collegati altri carichi.
 Valutazione statistica delle grandezze elettriche di riferimento:
Salvo diversa indicazione, i valori delle grandezze elettriche nel seguito
riportati sono da intendersi come valori che hanno una probabilità del 95% di
non essere superati. La valutazione di tale probabilità è effettuata in base a
criteri ben definiti che possono variare in relazione al disturbo considerato.
Aspetti fondamentali di compatibilità elettromagnetica
Gli aspetti oggetto di studio nell’ ambito della Compatibilità elettromagnetca
riguardano sostanzialmente i seguenti aspetti:
 l’emissione di disturbi
 la propagazione dei disturbi
 la suscettibilità ai disturbi di dispositivi, apparecchiature e sistemi.
Per quanto riguarda l’emissione, di solito gli apparecchi definiti “disturbanti”
(utilizzatori o componenti del sistema di distribuzione dell’energia elettrica), sono
caratterizzati da un livello di disturbo iniettato nel sistema di alimentazione,
variabile nel tempo.
- 48 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Per quanto riguarda la propagazione, ogni singola emissione, in relazione alla
sua natura, può propagarsi verso le apparecchiature sensibili per via condotta o
irradiata. In particolare sono di tipo:
 condotto, i disturbi che arrivano alle apparecchiature attraverso le linee di
alimentazione elettrica e i collegamenti di controllo/segnalazione;
 irradiato, i disturbi che interessano direttamente le apparecchiature attraverso la
propagazione di campi elettromagnetici.
Per quanto riguarda la suscettibilità, ogni apparecchio definito sensibile è
caratterizzato da un rischio di malfunzionamento o danneggiamento in funzione del
livello di disturbo. Va tenuto tuttavia presente che alcune apparecchiature possono
essere contemporaneamente sia disturbanti che sensibili.
La natura sia dell’emissione sia della suscettibilità è intrinsecamente statistica:
infatti l’emissione presenta una variabilità temporale e locale (in alcuni casi di
natura casuale), la suscettibilità presenta una variabilità in quanto i prodotti di una
stessa linea di produzione presentano delle deviazioni rispetto allo standard di
progetto.
Tenendo presente le numerose sorgenti di emissioni in una rete di distribuzione
(più apparecchi disturbanti per singolo impianto utilizzatore, presenza di diverse
utenze disturbanti, più componenti disturbanti facenti parte della rete) e che la rete
di distribuzione costituisce il mezzo di composizione dei disturbi, l’insieme dei
contributi può dar luogo a un livello totale di disturbo in rete troppo elevato e non
compatibile con il buon funzionamento delle apparecchiature sensibili ad essa
allacciate.
Poiché le singole emissioni sono di natura statistica, anche il livello totale di
disturbo è della stessa natura.
Al fine di assicurare la compatibilità tra carichi disturbanti e carichi sensibili in
una rete elettrica, è allora necessario introdurre:
-
per la rete: dei livelli “massimi” di disturbo (che può essere applicato ad un
utente), detti livelli di compatibilità. Quindi per caratterizzare il livello di
disturbo presente in un sistema elettrico, si introduce il livello di compatibilità,
che in pratica si considera corrispondente al valore del disturbo (che può essere
- 49 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
presente in rete) che ha una bassa probabilità di essere superato (in rete) (valore
tipico di questa probabilità è il 5%).
-
per le singole apparecchiature o sistemi: dei livelli di disturbo che un
apparecchio o sistema deve poter sopportare senza degrado delle sue prestazioni,
detti livelli di immunità.
In una situazione ideale, i livelli dei disturbi presenti nel sistema elettrico
devono essere compatibili con i livelli di immunità dei componenti presenti.
Al fine di ridurre il rischio di mal funzionamento dell’apparecchiatura o del
sistema, è necessario assicurare un margine opportuno tra livelli di compatibilità e di
immunità scegliendo un livello di immunità maggiore del livello di compatibilità. Il
rispetto dei livelli di compatibilità sulla rete pubblica è ottenuto fissando dei limiti di
emissione per le singole apparecchiature e/o per gli impianti utilizzatori, sulla base
di opportuni criteri, definiti dalla normativa e dalle specifiche di allacciamento
adottate dal Distributore.
I concetti di coordinamento EMC su esposti vengono illustrati in termini
deterministici ed in termini probabilistici nelle due figure seguenti, sotto riportate.
Figura 1.22 – Rappresentazione deterministica del coordinamento tra livelli di emissione (1),
disturbo totale (2), pianificazione (3), compatibilità (4) e immunità (6)
- 50 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1.23 - Rappresentazione probabilistica del coordinamento tra disturbo totale di rete, livelli di
pianificazione e compatibilità, caratteristiche della tensione e livello di immunità
dell’apparecchiatura (il livello di pianificazione e quello di immunità sono indicati con righe
multiple per evidenziare la loro variabilità in funzione rispettivamente della rete elettrica considerata
e del tipo di apparecchiatura).
A – livello di disturbo totale in rete (distribuzione statistica tempo/spazio)
B – nodo di rete con disturbo totale medio – basso (distribuzione statistica nel tempo)
C – nodo di rete con disturbo totale alto (distribuzione statistica nel tempo)
Ambiente elettromagnetico e diffusione dei disturbi
Generalità
L’ambiente elettromagnetico è determinato in sostanza attraverso la definizione
dei livelli di compatibilità in riferimento ai vari disturbi.
La normativa individua due principali ambienti elettromagnetici:
 ambiente elettromagnetico pubblico, relativo alla distribuzione pubblica
dell’energia elettrica,
 ambiente elettromagnetico industriale e di altre reti di distribuzione non
pubblica.
L’ambiente elettromagnetico pubblico rappresenta il riferimento principale, in
quanto costituisce contemporaneamente il punto di partenza e quello di arrivo del
coordinamento EMC e per esso la Normativa prevede una classe unica. Per
l’ambiente elettromagnetico “industriale e altre reti” sono previste invece tre classi
articolate come segue:
‐
classe 1: si applica ad alimentazioni protette e quindi i livelli di compatibilità di
questa classe sono più bassi di quelli previsti sulle reti pubbliche di
- 51 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
alimentazione. Questa classe è indicata per l’utilizzo di apparecchiature molto
sensibili ai disturbi (strumentazione di laboratorio, alcuni laboratori, sistemi di
automazione, etc.) e richiede interventi particolari quali per esempio, il ricorso a
gruppi di continuità assoluta o l’adozione di filtri adeguati.
‐
Classe 2: Si applica in genere ai PAC ed ai PAI negli ambienti industriali e di
altre reti pubbliche. I livelli di compatibilità di questa classe sono gli stessi della
rete pubblica: in questa classe si intende considerare l’impiego di quelle
apparecchiature che sono utilizzate anche nella rete pubblica.
‐
Classe 3: Si applica solo ai PAI all’interno della rete industriale. Questa classe
ha, in genere, livelli più alti di quelli della Classe 2. Essa è tipica delle seguenti
situazioni:
 Una gran parte del carico rappresentato da convertitori;
 Presenza di sistemi di saldatura;
 Presenza di motori con frequenti avviamenti;
 Presenza di carichi rapidamente variabili.
Nella figura seguente è visualizzata una rappresentazione schematica di quanto
detto.
Figura 1.24 - Esempio di rete pubblica che alimenta installazioni domestiche ed industriali:
rappresentazione dei PAC, dei PAI e delle 3 classi di ambiente elettromagnetico per le reti industriali
- 52 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Per quanto invece attiene alla diffusione di disturbi condotti, si ricorda che:
 Un impianto utilizzatore con carichi disturbanti oltre a disturbare se stesso,
inquina la rete pubblica, che trasferisce agli altri utilizzatori.
 I disturbi trasferiti sono quelli classificati come “condotti” e la conoscenza delle
loro caratteristiche di propagazione costituisce un caposaldo del coordinamento
EMC.
 In relazione alla propagazione dei disturbi condotti tra i vari livelli di tensione
dei sistemi di trasmissione/distribuzione, è importante sottolineare che i livelli
di compatibilità indicati per le reti AT e MT sono il risultato finale del processo
di coordinamento.
 Per la BT questi livelli di compatibilità indicati hanno sempre un riferimento
preciso all’immunità richiesta per gli apparecchi elettrici ed elettronici e quindi
si riflettono nelle norme costruttive di tali apparecchi. Per gli altri livelli di
tensione hanno significato di valore obiettivo, in relazione ai quali vengono
stabiliti i limiti di emissione e le caratteristiche di immunità degli apparecchi
direttamente alimentati, che non sono generalmente specificati nelle norme.
 La figura seguente schematizza il processo di generazione e diffusione dei
disturbi con riferimento alla interazione tra rete pubblica e impianto utilizzatore.
Figura 1.25 - Schematizzazione del processo di generazione e diffusione dei disturbi condotti
- 53 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
livelli di compatibilità
Poiché i disturbi condotti possono trasferirsi tra gli stadi di rete a diverso livello
di tensione, il loro contenimento entro limiti accettabili può essere ottenuto solo
attraverso un coordinamento globale.
Tale coordinamento dipende dalla struttura del sistema di distribuzione e dalla
densità dei carichi disturbanti presenti e/o attesi in una data rete e quindi può essere
eseguito solo dal Distributore, sulla base dei livelli di compatibilità fissati per gli
stadi AT, MT e BT.
I limiti di emissione debbono essere stabiliti per impianto utilizzatore e non
per i singoli apparecchi disturbanti, in quanto anche se i carichi disturbanti presenti
in un impianto utilizzatore soddisfano i limiti di emissione prescritti nelle norme
relative alle apparecchiature (“norme di prodotto”), è possibile che la loro
concentrazione sia tale sia si rendano necessari provvedimenti di compensazione da
parte dell'utente.
A questo fine occorre estendere la concezione classica degli studi di
allacciamento in funzione della capacità di alimentazione della rete (potenza ed
energia) anche alla capacità di consentire l'emissione di disturbi entro i limiti
adeguati derivanti dalla necessità di rispettare i livelli di compatibilità.
La capacità di alimentazione di una rete di distribuzione è limitata da vincoli di
tenuta termica di conduttori e trasformatori, dalla necessità di contenere le cadute di
tensione entro limiti che consentano di rispettare le condizioni di fornitura e da
criteri economici, legati al costo delle perdite.
La capacità di assorbire disturbi è legata alla impedenza equivalente della rete
vista al PAC, ovvero alla potenza di cortocircuito esistente nel nodo.
Infatti i livelli risultanti di alcune tra le forme di disturbo condotto più
importanti e cioè le variazioni rapide di tensione, il flicker e la distorsione armonica,
dipendono strettamente oltre che dagli assorbimenti variabili di corrente effettuati
dai carichi o dalla ampiezza delle correnti armoniche iniettate sulla rete, anche dalla
potenza di cortocircuito e dalla struttura della la rete di alimentazione.
- 54 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Al variare della posizione sulla rete del punto di accoppiamento comune,
variano quindi sia la capacità di alimentazione che quella di consentire l'emissione
di disturbi.
Tra le cause di variabilità della potenza di cortocircuito e quindi dell’impedenza
equivalente della rete, oltre alla “posizione” sulla rete del punto di accoppiamento
comune, occorre considerare anche il fatto che la stessa configurazione della rete è
soggetta a cambiamenti a causa della necessità di garantire un’adeguata continuità
del servizio (ripristino della alimentazione in MT a seguito di guasti, lavori di
manutenzione e costruzione, ecc.).
Per stabilire un criterio di equa ripartizione dei limiti di emissione tra diversi
utenti in rapporto ai livelli di compatibilità, la considerazione fondamentale è che
così come ogni utente sfrutta una quota della capacità di alimentazione disponibile
nel punto di accoppiamento comune egli possa produrre un'emissione di disturbo
non superiore a una quota del livello di pianificazione. La quota può essere
determinata in base al rapporto tra la potenza sottoscritta dai clienti e la capacità di
alimentazione della rete. Questo concetto si è fatto strada in sede internazionale ed è
alla base dei criteri di determinazione dei livelli di emissione riportati nei due
documenti relativi ai disturbi prodotti da carichi distorcenti e fluttuanti allacciati alle
reti AT ed MT:

IEC/TR 61000-3-6: Technical Report - Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3-6: Limits - Assessment of emission limits for the connection of distorting
installations to MV, HV and EHV power systems
 IEC/TR 61000-3-7: Technical Report - Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3-7: Limits - Assessment of emission limits for the connection of fluctuating
installations to MV, HV and EHV power systems
Nella determinazione dei limiti di emissione è possibile mantenere una certa
flessibilità, in relazione alla specifica situazione esistente o prevedibile a
breve/medio termine sulla rete; quindi in alcuni casi possono essere concessi
inizialmente a un impianto utilizzatore dei limiti di emissione più elevati di quelli
strettamente spettanti, a condizione che l'utente si impegni a ridurre la propria
emissione, non appena l'evoluzione dei carichi disturbanti sulla rete lo richieda.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
La figura seguente fornisce una rappresentazione grafica semplificata dei limiti
e concetti di compatibilità elettromagnetica esposti in questo paragrafo.
Figura 1.26 – schematizzazione grafica dei principali concetti di EMC
(A) Emissione singola apparecchiatura
(B) Distribuzione totale in rete
(C) Suscettibilità dell’apparecchiatura
(1) Limite di emissione
(2) Livello di compatibilità
(3) Livello di immunità
Questa procedura consente all’utente di graduare nel tempo l'impiego dei mezzi
di contenimento dei disturbi o l'introduzione di vincoli sui cicli di funzionamento
degli apparecchi disturbanti, al Distributore di graduare nel tempo le eventuali
soluzioni di allacciamento adeguate alle necessità dell'utente stesso nel rispetto dei
livelli di compatibilità.
A tale riguardo, per ulteriori approfondimenti si può consultare più in dettaglio
le prescrizioni previste dalle Norme IEC 61000: parte 2: Ambiente e parte 3: Limiti
Conclusioni
Con l’espressione “Power Quality” si possono indicare tutte le problematiche
relative ai disturbi sulla tensione di alimentazione fornita da una rete elettrica o sulla
corrente assorbita da un impianto elettrico quando non sono verificate le condizioni
ideali di:
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
 costanza della frequenza;
 purezza della forma d’onda;
 assenza di squilibri;
 regolarità;
 continuità del servizio.
 Fondamentalmente i problemi relativi alla PQ riguardano:
 la qualità delle tensioni nodali (ovvero la capacità del sistema di alimentare i
carichi senza creare malfunzionamenti);
 la qualità delle correnti (ovvero la capacità dei carichi di funzionare senza
creare disturbi).
Considerando le definizioni fornite dalla norma CEI 50160 “Caratteristiche
della tensione fornita dalle reti pubbliche di distribuzione dell’energia elettrica”,
sia Un la tensione nominale del sistema con la quale un sistema è caratterizzato o
identificato e alla quale si riferiscono alcune caratteristiche di funzionamento. Si
definisce come tensione di alimentazione il valore efficace della tensione in un dato
istante ai terminali della fornitura, misurato in un dato intervallo.
Le caratteristiche della tensione e della corrente variano nel tempo e nello
spazio, in riferimento ad un qualunque istante assegnato, con riferimento ad uno
specifico terminale di consegna.
Si possono, quindi effettuare diverse classificazioni delle variazioni a cui è
soggetto il sistema in base al dominio di riferimento e ai parametri considerati. Una
classificazione comune è attuata in base alla durata e all’ampiezza delle variazioni
ed include due categorie principali:
 variazioni a regime, sono caratteristiche intrinseche delle usuali condizioni di
esercizio e sono, pertanto, deviazioni sempre presenti ma non rilevanti di
tensione e corrente;
 disturbi, sono deviazioni occasionali dello stato stazionario ma rilevanti. Esse
sono solitamente causate da guasti di breve durata o da improvvisi cambiamenti
nel sistema di potenza.
I disturbi includono cali e incrementi di tensione, interruzioni e transitori
oscillatori e impulsivi, impossibili da eliminare completamente.
- 57 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
I disturbi più rilevanti, a loro volta, possono essere raggruppati in diverse
categorie, avendo indicato con RMS (Root Mean Square) il valore efficace della
grandezza in esame. Secondo la Norma CEI EN 50160, possiamo adottare la
seguente distinzione dei disturbi:
 Flicker: è definito come l’impressione di instabilità della percezione visiva
indotta da uno stimolo luminoso la cui luminanza o la cui distribuzione spettrale
fluttuano nel tempo. Le fluttuazioni di tensione determinano variazioni di flusso
luminoso.
Il segnale modulato assume nella modulazione in ampiezza la seguente
espressione:


aa  AMp  1  m  cos  m  t   cos  p  t
m
in cui
AMm
AMp
è l’indice di modulazione d’ampiezza.
 Il fenomeno visivo che ne consegue è chiamato flicker, mentre, l’intensità del
disturbo è detta severità del flicker. Essa viene definita con il metodo UIE-IEC e
valutata mediante le seguenti qualità:
‐
severità di breve durata (Pst) misurata in intervalli di 10 minuti;
‐
severità di lunga durata (PIt) calcolata a partire da una sequenza di 12 valori
di Pst su un intervallo di due ore.
 Buco di tensione: è una diminuzione improvvisa della tensione di alimentazione
ad un valore compreso tra il 90% e l’1% della tensione dichiarata Uc, seguita da
un ripristino dopo un breve periodo di tempo. Convenzionalmente la durata di
un buco di tensione è compresa tra 10 ms e un minuto. La profondità di un buco
di tensione è definita come differenza tra la tensione efficace minima durante il
buco e la tensione dichiarata. Variazioni di tensione che non riducono la
tensione di alimentazione a meno del 90% della tensione dichiarata Uc non sono
considerati buchi. Essi sono generati solitamente dall’inserzione eccessiva di
carichi e in generale dai guasti autoestinguenti che sopravvengono negli
impianti utilizzatori o nel sistema di distribuzione pubblico. Sono eventi
imprevedibili ed ampiamente aleatori, pertanto, eliminarli completamente risulta
molto oneroso. Inoltre la frequenza annuale varia notevolmente in unzione del
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
tipo di sistema e del punto di osservazione, può essere molto irregolare e variare
da qualche decina fino ad un migliaio.
 Interruzione della tensione: è la condizione nella quale la tensione ai terminali
di fornitura è inferiore all’1% della tensione dichiarata. L’interruzione della
tensione può essere di due tipi:
‐
Accidentale;
‐
Programmata.
L’interruzione accidentale è un evento imprevedibile e aleatorio, causato da un
guasto transitorio. Essa è classificata come breve se dura fino a 3 minuti, anche se
alle volte si considerano brevi le interruzioni accidentali che durano meno di un
minuto. In ogni caso, il 70% delle interruzioni brevi dura meno di un secondo e il
numero annuale può variare da qualche decina a parecchie centinaia. L’interruzione
accidentale viene classificata come lunga se persiste più di 3 minuti. È causata da un
guasto permanente. Non è possibile fornire valori tipici per la frequenza annuale o la
durata delle interruzioni accidentali lunghe in quanto esistono differenze
considerevoli nelle configurazioni delle strutture e dei sistemi dei diversi Paesi. Si
possono fornire valori indicativi relativi a normali condizioni di esercizio: a seconda
della zona si possono avere meno di 10 e fino a 50 interruzioni di durata superiore ai
3 minuti.
 Sovratensione: le sovratensioni possono essere:
‐
Temporanea a frequenza di rete, di durata relativamente lunga. Essa è
causata, in genere, da un guasto e scompare all’eliminazione di questo, ma
può anche seguire il distacco di grossi carichi o l’inserzione di banchi di
condensatori;
‐
Transitoria può essere oscillatoria o non oscillatoria, di solito non smorzata
e con durata di pochi millisecondi o inferiore. Viene solitamente causata da
fulminazioni, manovre o interventi di fusibili; di solito non supera i 6 KV di
picco ma occasionalmente si possono avere valori più alti. Il contenuto
energetico di una sovratensione transitoria varia considerevolmente a
seconda della sua origine.
 Squilibrio di tensione: in un sistema trifase, la condizione nella quale i valori
efficaci delle tensioni di fase non sono identici o gli angoli di fase tra fasi
consecutive non sono 120° elettrici o entrambe le cose. Il grado di
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
sbilanciamento è solitamente definito dalla proporzione delle componenti di
sequenza negativa e zero.
 Tensione armonica: è una tensione sinusoidale con frequenza pari ad un
multiplo intero della frequenza fondamentale della tensione di alimentazione. Le
armoniche possono essere valutate:
‐
Individualmente, con fattore di distorsione armonica individuale (IHD,
Individual Harmonic Distorsion) nel quale il valore efficace Uk
dell’armonica K viene rapportata a quello della componente fondamentale
U1 secondo le relazioni:
100
100
‐
% ;
% .
Globalmente, per esempio con il fattore di distorsione armonica totale
(THD, Total Harmonic Distorsion) calcolato secondo le relazioni:
100
100
∑
∑
(%) ;
(%);
dove h è l’ordine di armonicità e la limitazione posta al 40 ordine è
convenzionale per le norme europee.
La causa principale di distorsione armonica sono le caratteristiche di
funzionamento non lineari dei dispositivi o dei carichi presenti a tutti i livelli di
tensione nel sistema elettrico.
L’equipaggiamento sorgente di distorsione produce armoniche di corrente che,
attraversando le impedenze del sistema, contribuiscono ad accrescere le tensioni
armoniche perché causano cadute di tensione armonica.
 Tensione interarmonica: è una tensione sinusoidale la cui frequenza non è un
multiplo intero della fondamentale. Le interarmoniche si trovano in tutti i livelli
di tensione, possono apparire singolarmente, come frequenze discrete, o
contemporaneamente, formando uno spettro a banda larga (interarmoniche con
- 60 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
frequenze molto vicine). Una coppia di interarmoniche anche di basso livello
creano deformazioni non simmetriche che hanno importanza nel fenomeno del
flicker; sono causate da convertitori statici di frequenza, motori a induzione e
altro.
Il livello di interarmoniche presente in rete è in aumento a causa dello sviluppo
dei convertitori di frequenza e apparecchi di controllo similari.
Avendo ben presente, quindi, la vasta diversità di problematiche che interessano
la Power Quality e l’impossibilità di eliminare completamente ciascuno dei suddetti
problemi, ci si propone di occuparsi di un tipo di variazione data dalla distorsione
armonica della tensione. Con questo fenomeno si ha uno scostamento dovuto alla
presenza di componenti a frequenza diversa dalla fondamentale, indicate con il
termine di componenti armoniche della tensione di ordine h, con h=fh/f1 se fh è la
frequenza del componente armonico. La distorsione armonica della tensione è
dovuta alla presenza di carichi non lineari e di trasformatori in saturazione.
INQUINAMENTO ARMONICO
Introduzione
Prima di affrontare nel dettaglio il problema dell’esatta determinazione delle
fonti armoniche, se a monte o a valle della stazione di misura, e quello dei metodi da
utilizzare per questa determinazione, si vuole analizzare più in dettaglio il problema
dell’inquinamento armonico nella sua totalità.
Partendo infatti dall’analisi dell’origine e dalle caratteristiche del problema
stesso, si vogliono rendere note le conseguenze che questo fenomeno provoca
sull’intera rete e su tutti gli utenti ad essa connessi.
Il fenomeno dell’inquinamento armonico
Tra i disturbi di Power Quality assume notevole importanza l’inquinamento
armonico, rappresentato dalla presenza non desiderata in una rete elettrica di
componenti armoniche di frequenza multipla della fondamentale. Solitamente con il
termine armoniche ci si riferisce esclusivamente a quelle di corrente poiché sono
- 61 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
proprio queste ultime le principali responsabili degli effetti dell’inquinamento
armonico.
Le prime armoniche furono introdotte in rete verso gli anni ’50 dai raddrizzatori
a vapori di mercurio usati per convertire la corrente da alternata in continua per la
trazione
ferroviaria.
Le
cause
dell’inquinamento
armonico
erano
dovute
principalmente a fenomeni transitori, come la saturazione dei nuclei dei
trasformatori a causa di sovratensioni, l’inserzione e la disinserzione di carichi,
l’eliminazione di guasti.
Più recentemente la gamma e il numero di unità e di apparecchiature che
causano armoniche sono costantemente cresciuti, tanto che si riscontra una
distorsione permanente delle forme d’onde in rete. Negli ultimi anni si è verificato,
poi, un significativo aumento di carichi che anche se alimentati da tensioni
sinusoidali assorbono correnti fortemente deformate. I carichi non lineari, ma
soprattutto quelli tempo-varianti, rappresentano le principali cause di inquinamento
armonico delle reti di media e bassa tensione. Ulteriore causa di inquinamento
armonico è, poi, l’aumento della diffusione in rete di impianti di produzione di
piccola taglia, spesso alimentato da fonti rinnovabili.
Ciò che avviene in sostanza è che le armoniche si propagano nel sistema di
distribuzione andando ad interessare anche circuiti non progettati per trasportarle.
Sarebbe, quindi, conveniente considerare le armoniche e i loro effetti collaterali sui
principali elementi degli impianti, in tutte le fasi di vita del sistema elettrico, per
prevenire danni e disservizi e mantenere nel tempo un corretto funzionamento dello
stesso nella sua interezza.
Analisi delle armoniche
Un segnale si dice periodico quando si ripete ogni T secondi. La frequenza
fondamentale è quindi pari a f = 1/T e ω = 2πf è la pulsazione fondamentale del
segnale. Volendo rappresentare nel dominio della frequenza la forma d’onda di una
grandezza periodica si deve ricorrere alla serie di Fourier, costituita da una
componente fondamentale f e da componenti sinusoidali di ampiezza diversa e di
frequenza kf multipla della fondamentale, dette armoniche. La serie di Fourier di una
funzione x(t) periodica di periodo T si può definire come:
- 62 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
cos
sin
dove
⁄
⁄
2
:componente continua
⁄
cos
⁄
2
⁄
sin
⁄
k = 1... + ∞
Le armoniche sono caratterizzate dal valore in frequenza, ad esempio 150 Hz,
oppure dall’ordine armonico, ad esempio k = 150/50 =3, dove la fondamentale f
valga 50 Hz. La figura seguente mostra l’andamento della prima armonica e del
segnale sinusoidale con sovrapposte le armoniche, prima sino alla terza e poi sino
alla quinta.
- 63 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 1 andamento del segnale sinusoidale con sovrapposizione delle armoniche
In particolare i segnali sinusoidali sono forme d’onda dispari (ovvero con f(t) = f (-t) ) e la corrispondente espressione in serie di Fourier si riduce a :
sin
dove Xk(t) sono le armoniche di ordine K a valore massimo CK e vale
0
se
se
k = 1... + ∞
- 64 -
0
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Origine ed effetti delle armoniche in rete
Le correnti armoniche prodotte dai carichi non lineari provocano sull’impedenza
di linea cadute di tensione dallo sesso ordine di armonicità e di conseguenza
distorcono la tensione di alimentazione, che generalmente all’origine è invece una
forma d’onda molto pura, con distorsione inferiore a 1%.
Per avere un’idea più chiara di ciò che avviene quando si è in presenza di un
carico non lineare, si considera un carico costituito da una resistenza R con in serie
un diodo, supposto ideale per semplicità. Si suppone, inoltre, che la tensione di
alimentazione v(t) sia sinusoidale ideale, con pulsazione ω.
Figura 2 circuito non lineare
Il carico non lineare assorbe una corrente i(t) che in termini di serie di Fourier
equivale a:
√2 sin
dove Ik è il valore efficace della generica componente armonica a pulsazione Kω e
fase
k.
Le forme d’onda corrispondenti alla situazione appena citata sono illustrate nella
figura seguente.
- 65 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 3 forme d'onda per circuito non lineare
La potenza media sul carico è quindi pari a:
1
1
·
·
·
· cos
Questa potenza è dovuta solo alla tensione v(t) e alla prima armonica di corrente
, la fondamentale, in quanto solo due sinusoidi isofrequenziali hanno un
prodotto con valore medio non nullo nel periodo. Tutte le altre componenti
armoniche di corrente non trasferiscono potenza attiva. Il loro unico effetto è quello
di incrementare il valore efficace I della corrente di linea i(t):
1
Si vuole, a questo punto, studiare cosa avviene sulla tensione in presenza di un
carico non lineare. Si considera un carico RL alimentato attraverso un diodo dal
generatore
(t). Si suppone che questo generatore presenti almeno una resistenza
equivalente RS dovuta eventualmente alla linea di trasmissione dell’energia.
- 66 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 4 circuito con carico non lineare per lo studio degli effetti sulla tensione di
alimentazione
La corrente assorbita i(t),non sinusoidale, provoca cadute di tensione sulla
resistenza RS e la tensione effettiva sul carico V(t) non è più, di conseguenza,
sinusoidale.
Figura 5 effetto del carico non lineare sulla tensione di alimentazione
Bisogna inoltre considerare che l’esempio proposto semplifica in larga maniera
il problema della presenza dei carichi non lineari sulla rete, in quanto gli elementi
passivi del generatore equivalente risultano più complessi di una semplice resistenza
e variabili con la frequenza. L’entità della distorsione introdotta da un utente
dipende dal rapporto tra la potenza distorcente del carico e la potenza di corto
circuito della rete di alimentazione nel punto di alimentazione (Point of Common
Coupling, PCC). Intuitivamente, il problema acquista rilevanza in presenza di reti
deboli, che hanno, quindi, bassa potenza di corto circuito ed elevata impedenza
- 67 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
equivalente e che alimentano forti carichi inquinanti. L’ampiezza del disturbo
provocato in ogni punto dell’impianto non dipende solo dalle caratteristiche del
carico, ma anche da quelle dell’impianto stesso.
Considerando il problema dal punto di vista armonico, indicando con K l’ordine
d’armonica e detto Ik il valore efficace della corrente armonica
corrispondente variazione ∆
k-esima, la
di tensione armonica dello stesso ordine in un punto
qualsiasi della rete risulta:
·
∆
dove
è l’impedenza della rete, vista dal punto considerato, alla frequenza
dell’armonica k-esima.
Questo fenomeno di distorsione è tanto più accentuato quanto maggiore è la
corrente armonica generata dal carico e quanto maggiore è l’impedenza equivalente
della rete.
L’utente è, quindi, in grado di modificare le caratteristiche qualitative
dell’alimentazione nel momento in cui la acquista e consuma. Ciò anche a causa
della stretta relazione tra tensione fornita e corrente assorbita.
Nella figura seguente un carico lineare è alimentato da una tensione sinusoidale
e quindi assorbe una corrente sinusoidale che provoca, a sua volta, una caduta di
tensione sinusoidale sull’impedenza equivalente della sorgente.
Si può anche avere il caso di un carico non lineare, alimentato da una tensione
sinusoidale che assorbe una corrente non sinusoidale, questa provoca a sua volta
provoca una caduta di tensione, anch’essa non sinusoidale, sull’impedenza
- 68 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
equivalente della sorgente.
Infine, si può vedere cosa accade se il carico lineare è alimentato da una
tensione non sinusoidale e quindi assorbe una corrente ancora più distorta che
provoca una caduta di tensione, a sua volta distorta, sull’impedenza equivalente
della sorgente.
Poiché la presenza di un carico che produce armoniche di corrente rende distorta
anche la tensione sul nodo di alimentazione, si intuisce come anche un carico non
lineare presente in un impianto può danneggiare anche gli impianti vicini. Infatti, un
secondo utente connesso allo stesso nodo che sostiene un carico non lineare, può
venir alimentato da una tensione distorta.
- 69 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
In generale, però, anche conoscendo la topologia della rete elettrica, risulta
complesso poter determinare gli effetti delle non linearità delle forme d’onda di
tensione e corrente ideali tramite opportune misure e calcoli, così come poter
costruire un modello matematico del sistema elettrico anche in presenza di
inquinamento armonico e dissimmetria. I carichi che generano forme d’onda non
sinusoidali, infatti, non possono essere identificati tutti. È possibile conoscere i
carichi ad alta potenza presenti nelle industrie, quali raddrizzatori, ciclo convertitori,
forni ad arco: di questi carichi può essere nota la collocazione fisica, la potenza
assorbita, il livello di distorsione iniettata in rete. In ogni caso rimarrebbero non
identificabili i carichi di medio-bassa potenza diffusi al livello di utenza domestica,
quali apparecchi televisivi o personal computer, dotati di raddrizzatori di tensione
che generano correnti armoniche. Nonostante tali armoniche siano di potenza
trascurabile, a causa della loro massiccia presenza in rete generano comunque
disturbi non trascurabili. Di conseguenza emerge che il problema della
modellizzazione e del calcolo delle sorgenti armoniche non sia di facile soluzione.
Nella rete elettrica devono essere monitorate le grandezze di interesse per
caratterizzare lo stato del sistema in determinati punti dell’impianto e localizzare le
sorgenti dei disturbi. In particolare, in questo lavoro di tesi, ci si vuole occupare
delle grandezze e delle misure relative all’inquinamento armonico, dovuto al
crescente numero di carichi non lineari o tempo varianti connessi alle reti di
distribuzione.
Si deve, a questo punto, trovare un parametro in grado di valutare, in termini di
distorsione e sbilanciamento, la qualità del prelievo, tenendo presente che il prodotto
energia è ha la peculiarità di avere caratteristiche di qualità modificabili dal
compratore nel momento dell’utilizzo.
Conseguenza dell’inquinamento armonico sui cavi
La presenza di armoniche di corrente rappresenta, fra tutti i disturbi di Power
Quality, il problema di maggiore rilevanza per i cavi. Gli effetti di tale fenomeno
possono, infatti, portare a condizioni di sovraccarico sia sui conduttori di fase sia
- 70 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
sull’eventuale conduttore di neutro e al surriscaldamento dei cavi di distribuzione,
che implica la necessità di utilizzare cavi di sezione maggiore.
I conduttori di fase se sottoposti a tali condizioni di funzionamento, sono
soggetti ad un aumento delle perdite per effetto pelle e comportano la riduzione
delle portate ammissibili. Il problema aumenta proporzionalmente con la sezione, in
quanto anche le perdite aumentano.
Nei conduttori percorsi da corrente alternata il rapporto tra la resistenza in
alternata e la resistenza in continua dipende dalla forma del conduttore e dalla radice
quadrata della frequenza. La maggiore frequenza delle correnti armoniche rispetto a
quella di rete assunta come riferimento provoca l’aumento della componente
resistiva, ma ancor più quello della componente reattiva dell’impedenza, e di
conseguenza si ha una crescita, anche sensibile, delle cadute di tensione sugli stessi
cavi.
Per quanto riguarda il conduttore di neutro, poi, bisogna effettuare delle
osservazioni preliminari. Mentre in un sistema trifase collegato a stella, la corrente
nel conduttore di neutro è la somma delle tre correnti di linea, in un sistema trifase
percorso da correnti equilibrate, sfasate di 1/3 di periodo, la somma delle correnti in
ogni istante è zero e la corrente di neutro risulta quindi nulla. Nella realtà è raro che
si verifichino queste condizioni di funzionamento, poiché solitamente nei sistemi
trifase di potenza che alimentano carichi monofase si manifestano correnti di fase
non equilibrate che conducono a correnti di neutro modeste. In presenza di
condizioni armoniche i carichi, anche se equilibrati, possono provocare una corrente
non trascurabile nel conduttore di neutro. Ciò avviene perché la somma delle tre
correnti di fase non sinusoidali, anche se di valore efficace pari all’equivalente
condizione sinusoidale, non è necessariamente pari a zero. Nel conduttore di neutro,
le armoniche di indice multiplo di tre si sommano aritmeticamente, invece di
cancellarsi, dal momento che sono sfasate nel tempo di 1/3 di periodo rispetto al
periodo di rete e sono, quindi, in fase tra loro (componenti omopolari).
Dato un segnale:
- 71 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
cos
√2
In un sistema trifase, chiamate con A,B e C le tre fasi e considerata una terna di
grandezze di sequenza diretta, si ha:
;
3
2
3
Ciascuna grandezza può essere scomposta in serie di Fourier e, considerando la
periodicità dei segnali trigonometrici di 2π, per ciascuna armonica si avrà:

1a armonica:
√2
√2
√2

cos
cos
2

√2
3
√2
√2
√2
3
2a armonica:
√2
cos
cos
cos 2
cos 2
cos 2
cos
√2
2
√2
cos
cos
3a armonica:
√2
√2
√2
cos 3
cos 3
cos 3
√2
2
- 72 -
√2
cos 3
cos 3
2
3
4
3
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Risulta evidente che ogni armonica di ordine K (con K=0,1,2,3,...) costituisce un
sistema trifase simmetrico in cui ogni fase è sfasata di 2
⁄3 rispetto alla
precedente. In particolare, se la fondamentale è una sequenza diretta avremo:
-
armoniche di ordine 3K+1 per la sequenza diretta,
-
3k-1 per la sequenza inversa,
-
3K per la sequenza omopolare.
Se invece non si ha un sistema simmetrico di partenza, a ciascuna armonica
corrisponderà un sistema non simmetrico scomponibile tradizionalmente in terne di
sequenza diretta, inversa e omopolare.
In queste condizioni all’interno del cavo si ha un aumento di calore per effetto
Joule d molto maggiore rispetto alle condizioni ideali e la portata della conduttura è
ridotta. Qualora, poi, l’ampiezza della corrente di neutro dovuta alla terza armonica
superi in ampiezza la corrente di fase alla frequenza di rete, la corrente del neutro
deve essere portata in conto per il dimensionamento corretto della sezione del
conduttore stesso.
Si ha, poi, una situazione ancora più complessa quando il carico non è più
equilibrato, specialmente se solo due fasi su tre sono caricare, in quanto, in questa
situazione il neutro porta una corrente armonica che si somma a quella di squilibrio.
La conseguenza peggiore che la presenza delle armoniche causa è l’aumento del
valore efficace della corrente. Nei cavi elettrici questo effetto si amplifica
all’aumentare della frequenza a causa del fenomeno di effetto pelle. Esso provoca un
aumento della resistenza dei cavi perché determina una riduzione della densità di
corrente nella sezione del cavo man mano che si va dall’esterno verso l’interno del
conduttore stesso.
Conseguenza dell’inquinamento armonico sui trasformatori di potenza
I trasformatori non risentono in modo eccessivamente elevato delle dissimmetrie
nella tensione, a causa della loro natura di componenti statici. Quando si ha
un’alimentazione non sinusoidale si hanno fondamentalmente delle variazioni sulle
perdite a vuoto. Le perdite nel ferro, invece, sono costituite da erdite per isteresi
magnetica e perdite per correnti parassite che, a frequenza costante, risultano
proporzionali al quadrato del valore massimo dell’induzione.
- 73 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
In linea di massima, tenendo presente che in una macchina a pieno carico le
perdite a vuoto rappresentano circa il 20-25% delle perdite totali, se la forma d’onda
non è fortemente distorta e con valore efficace pari alla corrispondente tensione
sinusoidale, le perdite nel ferro non variano di molto.
Per quanto riguarda il problema delle perdite addizionali dovute al carico,
l’argomento è soggetto allo studio di leggi di variazione delle perdite in funzione di
svariati fattori quali frequenza, resistività, temperatura, etc. Ciò rende complesso lo
studio di tali tipi di potenza.
Il CENELEC è quindi intervenuto per determinare la caricabilità dei
trasformatori da distribuzione in olio nel caso di correnti di carico ad alto contenuto
armonico. Per le macchine da distribuzione la distorsione armonica totale accettabile
non deve eccedere il 5 %. In regime armonico le perdite addizionali, intese come
differenza tra le perdite dovute al carico totali e quelle ohmiche, non sono
proporzionali al quadrato della frequenza come normalmente considerato. Tale
situazione provoca danni all’isolamento e riduzione della vita media dei dispositivi
che sono progettati per lavorare in regime sinusoidale.
Conseguenza dell’inquinamento armonico sui motori asincroni
L’alimentazione con tensioni dissimmetriche comporta nelle macchine rotanti in
genere,e quindi anche nei motori asincroni trifase, la presenza di campi rotanti
prodotti dalla componente inversa delle correnti di induttore che causano
sollecitazioni termiche severe, a volte non tollerabili, nonché effetti sulle coppie
elettromagnetiche utili.
Se la macchina asincrona funziona da motore ed è presente una coppia resistente
sull’albero, ne consegue che alla corrente normale di carico si sovrappone quella
dovuta alla presenza del campo inverso. Si osserva che la condizione limite della
dissimmetria delle tensioni si verifica nel caso di interruzione di una fase
dell’alimentazione, condizione che notoriamente non è prevista nel funzionamento
del motore. Da un punto di vista normativo si è imposto come limite massimo
tollerabile pari al 5%. Se questo limite viene superato bisogna ridurre la potenza
erogabile all’albero rispetto a quella nominale.
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Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
La presenza di armoniche nel sistema delle tensioni di alimentazione comporta
la formazione di campi rotanti parassiti che influiscono sul rendimento e sulla
potenza che il motore può fornire all’albero.
Conseguenza dell’inquinamento armonico sui motori sincroni
La presenza di campi rotanti prodotti dalle correnti di sequenza inversa prodotte
dall’alimentazione con un sistema dissimmetrico di tensioni comporta sollecitazioni
termiche severe, che potrebbero non essere tollerate, nonché effetti sulle coppie
elettromagnetiche utili. Nei motori sincroni con avvolgimenti smorzatori questi
ultimi sono investiti dal flusso variabile legato al campo inverso. Le correnti indotte
a frequenza doppia della nominale sono legate all’ampiezza della componente
inversa e ad una reattanza assai prossima a quella sub transitoria della macchina. Il
dimensionamento termico della gabbia è previsto per sopportare in regime
continuativo una modesta quota di componente inversa di corrente, raramente
superiore al 10% di quella nominale.
Conseguenza dell’inquinamento armonico sui motori sincroni
Il problema delle armoniche per i condensatori deve essere affrontato
considerando la seguente relazione:
dove:
-
Ik : valore efficace della corrente alla k-esima armonica;
-
K : ordine dell’armonica;
-
Ω : pulsazione alla fondamentale;
-
C : capacità del condensatore;
-
: valore efficace della tensione alla k-esima armonica.
Il rapporto
⁄
non è costante al variare di k e quindi, in presenza di
armoniche di tensione, la corrente assorbita dal condensatore risulta più fortemente
deformata. Il suo valore efficace può risultare notevolmente più elevato di quello
che si avrebbe con onda sinusoidale. In conseguenza di ciò si possono rilevare
distorsioni nella tensione anche in punti remoti rispetto al carico distorcente. Questo
- 75 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
causa perdite addizionali, danni all’isolamento e riduzione della vita media dei
dispositivi, eventuali risonanze serie e parallelo nelle reti provocate da capacitori per
il rifasa mento.
Le Norme CEI di prodotto, per tenere in conto questo fenomeno, prescrivono
che i condensatori debbano poter sopportare una corrente pari a 1.5 volte quella
corrispondente all’onda di tensione sinusoidale. Esiste anche un problema di
dimensionamento del dielettrico. Inoltre si possono avere problemi di risonanze
serie e parallelo nelle reti provocate da capacitori per il rifasa mento e capacità
cablate che producono amplificazione della tensione anche in punti remoti rispetto al
carico distorcente; normalmente si opera in modo che la frequenza di risonanza non
corrisponde mai a quella delle possibili armoniche, e di conseguenza la scelta cade
tra i 190 e 230 Hz oppure tra 260 e 290 Hz.
Sistemi di misura per il rilevamento dell’inquinamento armonico
Dal punto di vista costruttivo gli apparecchi elettronici risultano sensibili alle
distorsioni delle forme d’onda. Anche se i disturbi prodotti da un singolo utente sono
di piccola ampiezza, la presenza contemporanea di un gran numero di dispositivi con
caratteristica non lineare fa si che gli effetti complessivi siano di entità non
trascurabile e potenzialmente dannosi per una grande varietà di apparecchiature.
In regime non sinusoidale si possono presentare due tipi di problemi di misura,
uno che riguarda la corretta definizione delle grandezze da misurare e l’altro
riguardante l’impiego di strumentazione con adeguate caratteristiche metrologiche.
Quando il sistema è in regime sinusoidale, quindi, lo si può descrivere interamente
con pochi parametri e alcune grandezze definite convenzionalmente e che hanno
proprietà fisiche note (come la potenza attiva, reattiva e apparente).
Lo stato di un sistema in regime distorto, invece, difficilmente può essere
identificato da un numero limitato di parametri e soprattutto non è possibile
estendere al regime non sinusoidale le proprietà e le definizioni di alcune grandezze
largamente impiegate a fine tariffario valide a frequenza industriale. Viene, per
esempio, meno il significato fisico della potenza reattiva, che non rappresenta più
l’indice dell’ampiezza delle oscillazioni di energia tra sorgente e carico come in
regime sinusoidale.
- 76 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
In regime armonico, infatti, la potenza reattiva può assumere valore nullo anche
in presenza di oscillazioni di energia che mediamente si compensino. In merito alle
definizioni delle grandezze elettriche in regime distorto sono state sviluppate
svariate teorie, basate su diversi approcci. Poiché nessuno di questi approcci riesce a
comprendere tutti gli aspetti relativi a questo problema, attualmente la comunità
scientifica non ha ancora trovato accordo sulle definizioni delle grandezze elettriche
per il regime non sinusoidale.
Per quanto riguarda le caratteristiche metrologiche del sistema di misura, è noto
che i dispositivi di misura normalmente installati negli impianti sono in molti casi
pensati per funzionare nel regime di riferimento sinusoidale, e hanno caratteristiche
metrologiche dichiarate alla frequenza industriale; di conseguenza, in presenza di
grandezze non sinusoidali non operano più in conferma metrologica. La naturale
limitazione della banda, caratteristica comune a tutti i dispositivi di misura crea
problematiche nelle misure.
Gli strumenti utilizzati per misure in regime sinusoidale possono essere
impiegati correttamente anche in regime non sinusoidale se implementato
effettivamente la definizione corretta della misura, se la larghezza di banda del
sistema di condizionamento risulta adeguata al contenuto armonico del segnale e se
la frequenza di campionamento soddisfa il teorema del campionamento.
Per i sistemi di misura a campionamento e conversione A/D, infatti, una
frequenza di campionamento inadeguata ad adattarsi al periodo del segnale, che può
non essere stazionario, può comportare fenomeni di aliasing e comprometter
ulteriormente la qualità della misura.
Attualmente per il monitoraggio della Power Quality si stanno imponendo
tecniche di misura distribuite. Queste, in funzione del criterio sul quale sono basate,
hanno diverse esigenze di sincronizzazione. Esistono metodi che si basano sulla
misura di grandezze istantanee per le quali, ad esempio, è necessario misurare le fasi
delle grandezze in gioco. In questo caso sono necessarie misure simultanee nei
diversi punti della rete e componenti appositi per la trasmissione dei risultati, ad
esempio ricevitori GPS. Altri metodi sono basati su grandezze mediate nell’unità di
tempo, secondi o minuti e pertanto non necessitano di una sincronizzazione spinta e
- 77 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
possono essere implementati in maniera più economica. Al momento i sistemi di
misura centralizzati sono costituiti da strumentazione capace di comunicare a
distanza i risultati acquisiti mediante mezzi trasmissivi tradizionali. In questi casi
l’elaborazione dei dati avviene localmente e l’unità centrale ha il compito di
raccogliere e memorizzare le informazioni che le unità remote inviano, in generale
può operare un’elaborazione di tipo prevalentemente statistico.
In futuro è probabile che si sviluppino veri e propri sistemi di misura distribuiti
per l’implementazione di metodologie per la PQ con dai raccolti nei singoli punti e
trasmessi dopo un’eventuale fase di pre-elaborazione. Le informazioni raccolte
dall’unità centrale concorreranno alla valutazione dei parametri di interesse. In
questo modo diventerà possibile caratterizzare accuratamente il funzionamento
dell’intera rete di distribuzione piuttosto che del singolo punto.
- 78 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Normativa di riferimento per la Power Quality
Ricordiamo alcuni tra gli enti normativi che hanno preso parte a queste iniziative di
ricerca di standard condivisi nella Power Quality:
-
CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano)
-
CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization)
-
CIGRE (International Council on Large Electric Systems)
-
IEC (International Electrotechnical Commission)
-
IEEE (Istitute of Electrical and Electronic Engineers)
-
UIE (Unione Internazionale Elettrotermia)
-
UNIPEDE (Unione dei Produttori e dei Distributori di Energia Elettrica)
-
IECQ (International Electrotechnical Commission’s Quality Assessment
Systemfor Eectronic Components)
-
ISO (International Organization for Standardisation)
-
UNI (Ente Nazionale Italiano di Unificazione)
Analizzeremo un po’ più nel dettaglio gli aspetti più salienti delle norme più
importanti del settore Power Quality.
4.1.
La situazione normativa
L’interesse crescente verso la Power Quality ha incentivato negli ultimi anni la
formulazione di nuovi standard. Sia la IEEE che la IEC hanno infatti realizzato
alcuni standard riguardanti tale problematica.
In generale possiamo dire che, lo scopo della Normativa in ambito di Power
Quality riguarda diversi punti:
 Descrivere e caratterizzare i fenomeni,
 Valutare le principali cause dei problemi di Power Quality,
 Considerare l’impatto sugli altri utenti del sistema,
 Descrivere in forma matematica il fenomeno attraverso l’uso di indici e analisi
statistiche, al fine di valutarne l’importanza,
 Specificare le linee guida e tecniche di misura,
 Imporre dei limiti sulle emissioni a seconda dei diversi tipi di apparecchiatura,
- 79 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
 Imporre dei livelli di immunità o tolleranza ai fenomeni per le diverse
apparecchiature,
 Specificare i metodi e procedure per il rispetto dei limiti imposti.
La regolamentazione della qualità dell’energia elettrica, che riguarda gli aspetti
tecnici e commerciali della fornitura del servizio elettrico e del prodotto elettricità,
deve fornire strumenti appropriati alla gestione tecnico – economica del servizio
elettrico, fornendo incentivi per incrementare il livello di qualità e penalizzando
prestazioni di livello non accettabile.
In Italia l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas prende decisioni in base alle
propria legge istitutiva e ai propri procedimenti e regolamenti. I suoi poteri di
regolazione settoriale fanno riferimento alla determinazione delle tariffe, dei livelli
di qualità dei servizi e delle condizioni tecnico-economiche di accesso e
interconnesse alle reti.
L’Autorità ha definito le metodologie di analisi e misura per il monitoraggio del
livello di qualità della fornitura, ha stabilito i livelli minimi di qualità del servizio
facendo riferimento alle Norme CEI, ha introdotto penali per incentivare il
raggiungimento degli obiettivi prefissati.
Richiamiamo qui di seguito le Norme di riferimento più importanti in materia di
qualità della fornitura e compatibilità elettromagnetica.

Normativa IEC
La Normativa IEC 61000-X-X che affronta il teme della compatibilità elettromagnetica
ed è divisa nelle seguenti parti:
Parte 1 (IEC 61000-1-X) generalità: principi fondamentali di EMC, terminologia,
definizioni e principi fondamentali
Parte 2 (IEC 61000-2-X) ambiente: descrive e classifica le caratteristiche dell’ambiente
di utilizzo e le condizioni ambientali dove utilizzare l’apparecchiatura.
Parte 3 (IEC 61000-3-X) Limiti: vengono definiti i livelli massimi di emissione di
disturbo generati dalle apparecchiature affinché siano tollerati dalla rete. Definisce
inoltre il limite di immunità delle apparecchiature sensibili.
- 80 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Parte 4 (IEC 61000-4-X) Tecniche di misura: questa sezione fornisce le linee guida per
le apparecchiature di misura e di monitoraggio della Power Quality. Descrive anche le
procedure di verifica al fine di assicurare la conformità con le altre parti della norma.
Parte 5 (IEC 61000-5-X) Installazione e riduzione dei disturbi: vengono trattate le
tecniche di installazione per ridurre le emissioni e aumentare l’immunità ai disturbi.
Descrive inoltre l’uso di diverse apparecchiature in grado di risolvere i problemi sulla
Power Quality.
Parte 6 (IEC 61000-6-X) Norme generali: raccoglie delle norme specifiche riguardo a
determinate apparecchiature o condizioni di utilizzo. Sono contenuti dei limiti di
emissione ed immunità.
Le sezioni di maggior interesse ai fini della Power Quality sono:
-
IEC 61000-4-30 “metodi di misura della qualità della potenza”, in cui vengono
definiti i metodi di misura dei vari parametri che definiscono la qualità della
potenza elettrica fornita o scambiata in un determinato punto della rete di
trasmissione e distribuzione.
-
IEC 61000-4-7 “guida generale per le misure di armoniche ed interarmoniche e
relativa strumentazione, applicabile alle reti di alimentazione ed agli apparecchi ed
esse connessi”, dove viene definita la strumentazione ed i metodi necessari per
misurare, per frequenze fino a 9 kHz, le componenti armoniche ed interarmoniche
prodotte dagli apparati connessi alle reti di distribuzione dell’energia elettrica a 50 o
60 Hz.
-
IEC 61000-3-2 “limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con
corrente di ingresso minore o uguale a 16 A per fase), dove sono definiti i limiti, in
condizioni specifiche di prova, delle correnti armoniche immesse nella rete pubblica
di distribuzione a bassa tensione dagli apparecchi elettrici ed elettronici.
-
IEC 61000-4-15 “flickermetro – specifiche funzionali e di progetto”, dove sono
fornite informazioni di base per la progettazione e la strumentazione di un
apparecchio analogico o digitale per la misura del flicker.
- 81 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
-
IEC 61000-3-3 “limitazione delle fluttuazioni di tensione e del flicker in sistemi di
alimentazione in bassa tensione per apparecchiature con corrente nominale minore o
uguale a 16 A e non soggette ad allacciamento su condizione”, dove è riportata la
limitazione delle fluttuazioni di tensione e del flicker presenti nei sistemi pubblici di
alimentazione in bassa tensione.

Normativa IEEE
-
IEEE Standard 519-1992
(IEEE recommended practices and requirements for harmonic control in electric
power systems);
-
IEEE Standard 1159-1995
(IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality);
-
IEEE Standard 1159.3-2003
(IEEE Recommended Practice for Transfer of Powewr Quality Data);
-
IEEE Trial-Use Standard 1459-2000
(definitions for the Measurement of Electric Power Quantities Under Sinusoidal,
Nonsinusoidal, Balanced, or Unbalanced Conditions).

Normativa CEI
-
CEI EN 50160
(Caratteristiche della tensione fornita dalle reti pubbliche di distribuzione della
energia elettrica). Questa Norma europea, recepita in Italia mediante il CEI, si
riferisce alla qualità della tensione nelle reti di distribuzione MT e BT.descrive i
livelli minimi entro i quali gli utenti possono aspettarsi rimangano le caratteristiche
della tensione. La norma non si applica in condizioni di esercizio anormale
risultante da manutenzione, guasto, non conformità dell’impianto utilizzatore o di
produzione, condizioni eccezionali al di fuori del controllo del fornitore.
- 82 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
-
La Noma CEI CLC/TR 50422
(Guida all’applicazione della Norma Europea EN 50160.
-
CEI EN 61000 – 4 – 30
Compatibilità elettromagnetica (EMC). Parte 4-30: tecniche di prova e di misura –
Metodi di misura della qualità della Potenza.
Norma IEC 61000-4-30 – Metodi di misura della qualità della potenza
La Norma CEI EN 61000-4-30 definisce i metodi di misura e di interpretazione dei risultati
per i parametri della qualità della potenza nei sistemi di alimentazione a corrente alternata
50/60 Hz.
I parametri della qualità della potenza considerati in questa norma sono :
-
La frequenza
-
L’ampiezza della tensione di alimentazione
-
Il flicker
-
I buchi di tensione
-
Le sopraelevazioni di tensione
-
Le interruzioni
-
Le tensioni transitorie
-
Lo squilibrio tra le fasi
-
Le armoniche e interarmoniche di tensione e di corrente
-
I segnali trasmessi sulla rete
-
Le variazioni rapide di tensione
I metodi per la misura delle armoniche ed interarmoniche di corrente e di
tensione vengono invece definiti dettagliatamente dalla IEC 61000-4-7.
Questa Norma definisce quindi i metodi di misura e di interpretazione degli
indici di Power Quality nei sistemi di alimentazione a corrente alternata a 50Hz ed a
60 Hz, al fine di ottenere, indipendentemente dallo strumento utilizzato, risultati
attendibili, ripetibili e comparabili.
La Norma non stabilisce e non fornisce quindi le soglie per effettuare le misure.
In Figura seguente è mostrata l’intera catena di misura. La grandezza elettrica da
misurare può essere direttamente accessibile o accessibile attraverso trasduttori di
- 83 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
misura. La norma, comunque, non considera i trasduttori e la loro incertezza, ma dà
alcuni suggerimenti.
Catena di misura
La IEC 61000-4-30 definisce i metodi di misura sia per i sistemi monofase che
per quelli polifase, ma non impone la scelta dei valori elettrici da misurare. La misura
di tensione può essere fatta tra fase e neutro, tra due fasi, o tra neutro e terra. La
corrente può essere misurata su ciascun conduttore, inclusi i conduttori di terra e di
neutro. In alcuni casi è preferibile, ad esempio, misurare simultaneamente la
tensione tra fase e terra e la corrente circolante in una fase.
La norma definisce, inoltre, due classi di prestazione, A e B, per ogni
parametro misurato. La prestazione di classe A è consigliata quando sono
necessarie misure precise, ad esempio per applicazioni contrattuali, per dirimere
controversie, per verificare la conformità con le norme etc. La misura di un parametro
deve essere compresa entro l’incertezza specificata, come mostrato in Tabella 1,
quando tutti gli altri parametri sono compresi
nell’intervallo delle grandezze di influenza, come indicato nella Tabella 2.
La prestazione di Classe B è consigliata se si vuole realizzare uno strumento a
basso costo e non sono richiesti bassi livelli di incertezza, ad esempio per indagini
statistiche, per interventi volti a risolvere problemi etc. La misura di un parametro deve
essere compresa entro l’incertezza specificata, come mostrato in Tabella 3, quando
tutti gli altri parametri sono nell’intervallo delle grandezze di influenza come indicato
nella Tabella 4.
La definizione di un intervallo delle grandezze di influenza consente di evitare
che la misura di un parametro sia influenzata negativamente dalla presenza di
- 84 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
un’influenza disturbante (grandezza di influenza). Se uno dei parametri non rientra in
tale intervallo, allora lo strumento non garantisce più l’incertezza della Tabella 1 o
della Tabella 3. Lo strumento di misura può avere diverse classi di prestazione per i
vari parametri; la frequenza di campionamento e la banda passante dello strumento
devono essere tali da rispettare l’incertezza di ciascun parametro.
Tabella 1 - Incertezza (prestazione di Classe A).
Grandezza da
misurare
Incertezza della misura (Classe A)
Frequenza industriale
Δf ≤ ±0,01Hz
Tensione di
alimentazione
ΔU ≤ ±0,1% di Udin
Buchi di tensione
Tensione residua:
ΔU ≤ ±0,2% di Udin
Incertezza durata:
incertezza dell’inizio del buco (mezzo periodo)
+
incertezza della fine del buco (mezzo periodo)
Sovraelevazioni di
tensione
Tensione di sovraelevazione:
ΔU ≤ ±0,2% di Udin
Incertezza durata:
incertezza dell’inizio della sovraelevazione
(mezzo periodo)
+
incertezza della fine della sovraelevazione
(mezzo periodo)
Interruzioni di
tensione
Tensione di segnale
sulla Valim
Ampiezza di Corrente
Incertezza durata: è minore di 2 periodi nel limite d’autonomia
specificato per la sorgente ausiliaria di alimentazione dell’orologio
L’incertezza deve essere ≤ 7% della lettura
ΔI ≤ ±0,1% del fondo scala
Corrente di spunto
ΔI ≤ ± 0,5% della lettura
Incertezza durata:
mezzo periodo
Tempo di orologio
ΔT ≤ ± 20 ms
- 85 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 2 - Intervallo delle grandezze di influenza per la prestazione di Classe A.
Grandezze di influenza
Intervallo di variazione
Frequenza
42,5 Hz- 57.5 Hz
Ampiezza della tensione (stazionaria)
0%-200% di Udin
Flicker (Pst )
0-20
Squilibrio
0%-5%
Armoniche (TDH)
Il doppio dei valori riportati nella
IEC 61000-2-4, classe3
Interarmoniche (ad ogni frequenza)
Il doppio dei valori riportati nella
IEC 61000-2-4, classe3
Tensione di segnale sulla rete
0%-9% di Udin
Tensioni transitorie secondo la IEC 61180
6 kV picco
Transitori veloci
4 kV picco
- 86 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 3 - Incertezza (prestazione di Classe B).
Grandezza da
misurare
Frequenza
industriale
Incertezza della misura (Classe B)
Il costruttore deve specificare l’incertezza Δf
Tensione di
alimentazione
Il costruttore deve specificare l’incertezza ΔU, in ogni caso deve
essere ΔU ≤ ±0,5% di Udin
Buchi
Il costruttore deve specificare l’incertezza ΔU, in ogni caso deve
essere ΔU ≤ ±1% di Udin
Incertezza durata:
incertezza dell’inizio del buco (mezzo periodo) +
incertezza della fine del buco (mezzo periodo)
Il costruttore deve specificare l’incertezza ΔU, in ogni caso deve
essere ΔU ≤ ±1% di Udin
Sovraelevazioni Incertezza durata: incertezza dell’inizio della
sovraelevazione (mezzo periodo) +
incertezza della fine della sovraelevazione (mezzo periodo)
Interruzioni
Incertezza durata: è minore di 2 periodi nel limite d’autonomia
specificato per la sorgente ausiliaria di alimentazione dell’orologio
Tensione di
segnale
sulla Valim
nessuna prescrizione
Ampiezza di
Corrente
Il costruttore deve specificare l’incertezza, in ogni caso deve
essere
ΔI ≤ ±2,0% del fondo scala
Corrente di
spunto
Il costruttore deve specificare l’incertezza ΔU e l’intervallo delle
correnti, in ogni caso deve essere
ΔI ≤ ± 0,5% della lettura
- 87 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 4 - Intervallo delle grandezze di influenza per la prestazione di Classe B.
Grandezze di influenza
Intervallo di variazione
Frequenza
42,5 Hz- 57.5 Hz
Ampiezza della tensione
(stazionaria)
0%-150% di Udin
Squilibrio
0%-5%
Armoniche (TDH)
Il doppio dei valori riportati nella
IEC 61000-2-4, classe3
Interarmoniche (ad ogni frequenza)
Il doppio dei valori riportati nella
IEC 61000-2-4, classe3
Tensione di segnale sulla rete
0%-9% di Udin
Segnaliamo infine i criteri forniti da questa Norma circa l’aggregazione delle
misure su intervalli temporali.
Sappiamo che
Le aggregazioni sono molto utili per evitare che lo strumento di misura debba
memorizzare una mole enorme di dati. Nella Tabella 5 vengono suggerite le
aggregazioni da utilizzare al variare dei parametri considerati e viene fornita
un’indicazione sul minimo periodo di valutazione degli indici.
Per la prestazione di classe A l’intervallo temporale di base per la misura dei
parametri di tensione di alimentazione, armoniche, interarmoniche, squilibrio è pari a
10 periodi per sistemi di potenza a 50 Hz. Le aggregazioni vengono eseguite usando la
radice quadrata della media aritmetica dei valori da aggregare al quadrato.
Gli intervalli temporali di misura vengono aggregati nel modo seguente:
-
intervallo di 150 periodi (3 s) - si aggregano 15 intervalli temporali di 10 periodi;
-
intervallo di 10 minuti (30000 periodi) - si considerano tutti gli intervalli di 10
periodi inclusi nei 10 minuti, compreso l’ultimo intervallo anche se supera l’estremo
superiore dell’intervallo di tempo di 10 minuti; la prima misura dei 10 periodi deve essere
sincronizzata ad ogni inizio dei 10 minuti; l’inconveniente di tale tecnica è che può
accadere che alcuni dati, agli estremi dei 10 minuti, appartengano a due aggregazioni;
-
intervallo di 2 ore (360000 periodi) - si aggregano i 12 intervalli di 10 minuti.
- 88 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Per la prestazione di classe B il costruttore deve indicare il numero e la durata degli
intervalli di aggregazione.
Il periodo di valutazione degli indici di PQ dovrebbe essere almeno di una settimana in
modo da valutare i parametri sia nei giorni lavorativi che festivi.
Tabella 5 - Aggregazione dei dati.
Parametro da misurare
Periodo minimo
Tecniche di aggregazione
di valutazione
Frequenza industriale
una settimana
10 s
Ampiezza della tensione di
alimentazione
una settimana
10 min
Fliker
una settimana
10 min
Buchi / sopraelevazioni di tensione
un anno
Interruzioni di tensione
un anno
Squilibrio della tensione di
alimentazione
una settimana
10 min o 2 ore
Tensioni armoniche
una settimana
10 min per valutazione settimanale
o 3 min per valutazione giornaliera
Tensioni interarmoniche
una settimana
10 min per valutazione settimanale o
3 min per valutazione giornaliera
Tensione dei segnali nella rete sulla
un giorno
tensione di alimentazione
Norma IEC 61000-4-7
Illustriamo qui di seguito alcuni degli aspetti più importanti che sono oggetto di
questa Norma.
La 61000-4-7 è una Norma Internazionale relativa alla misura di tensioni e
correnti armoniche nei sistemi di alimentazione e delle correnti armoniche emesse
dall’apparecchiatura. Inoltre essa specifica le prestazioni di uno strumento di misura
standard.
La parte 61000-4-7 è applicabile alla strumentazione prevista per la misura delle
componenti spettrali nel campo di frequenze fino a 9 KHz, sovrapposte alla
frequenza fondamentale di reti di alimentazione funzionanti a 50 Hz e a 60 Hz.
- 89 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Ai fini pratici, questa Norma 61000-4-7 definisce:

La strumentazione di misura destinata alle prove di singole apparecchiature in
conformità ai limiti di emissione stabiliti in certe Norme( per esempio, limiti di
corrente armonica sono dati nella IEC 61000-3-2)

La strumentazione per la misura delle correnti e tensioni armoniche negli effettivi
sistemi di alimentazione.
Mentre la strumentazione per misure al di sopra della gamma di frequenze
armoniche fino a 9 KHz sono definiti in maniera provvisoria (Allegato B).
Si considerano 2 classi di precisione (I e II) per consentire l’uso di strumenti
semplici e di basso costo, conformi alle prescrizioni per l’applicazione. Per le prove
di emissione è necessaria la classe superiore I, se le emissioni sono prossime ai
valori limite.
La Norma IEC 61000 tratta gli strumenti di misura che si basano sulla
trasformata discreta di Fourier (DFT).
Nella Figura 2 è riportata una struttura generica di uno strumento per la
misura delle armoniche. Tale struttura è da considerare solo come riferimento; lo
strumento realizzato può, infatti, anche non comprendere alcuni blocchi ed alcune
uscite indicate.
Lo strumento preso in considerazione è basato sull’uso della trasformata discreta
di Fourier (DFT), utilizzando un algoritmo rapido denominato trasformata veloce di
Fourier (FFT). Ciò ha lo scopo di definire strumenti di riferimento che diano risultati
riproducibili indipendentemente dal segnale di ingresso, ma non esclude l’utilizzo
di altri metodi ad esempio l’uso di banchi di filtri, l’analisi attraverso il metodo
delle ondulazioni (wavelet), ecc.
- 90 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Figura 2 – Struttura generica dello strumento di misura
Le specifiche per strumenti che si basano su metodi alternativi devono indicare
la gamma di incertezze provocata dai fattori di influenza. L’incertezza deve comunque
essere tale da soddisfare le prescrizioni indicate nella Tabella 6 per strumenti di
Classe I e nella Tabella 7 per strumenti di Classe II, dove Inom è la corrente
nominale dello strumento di misura; Unom è la tensione nominale dello strumento di
misura; Um e I m sono i valori misurati.
Tabella 6 - Precisione per le misure di tensione, corrente e potenza (Classe I).
Misura
Condizioni
Errore massimo
Tensione
Um ≥ 1% Unom
Um < 1% Unom
± 5% Um
± 0,05 Unom
Corrente
Im ≥ 3% Inom
Im < 3% Inom
± 5% Im
± 0,15% Inom
Potenza
Pm ≥ 150 W
Pm < 150 W
± 1% Pnom
± 1,5 W
- 91 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 7 - Precisione per le misure di tensione, corrente e potenza (Classe II).
Misura
Condizioni
Errore massimo
Tensione
Um ≥ 3% Unom
Um < 3% Unom
± 5% Um
± 0,15% Unom
Corrente
Im ≥ 10% Inom
Im < 10% Inom
± 5% Im
± 0,5% Inom
Lo strumento è costituito da:
-
circuiti di ingresso sia di tensione che di corrente con filtri anti-aliasing;
-
convertitori analogico-digitali;
-
unità di campionamento e memorizzazione;
-
unità di sincronizzazione e di adattamento delle finestre;
-
un processore DFT per fornire i coefficienti della DFT.
I nuovi modelli di strumento sono predisposti all’uso della DFT, ricorrendo solitamente ad
un algoritmo rapido denominato Trasformata Veloce di Fourier (FFT).
Vengono considerati strumenti per i seguenti tipi di misure:
a) misura dell’emissione armonica;
b) misura dell’emissione interarmonica;
c) misura al di sopra della gamma di frequenze armoniche fino a 9 KHz.
Nel senso stretto del termine le misure armoniche possono essere effettuate solo
su un segnale stazionario; i segnali fluttuanti (segnali che variano nel tempo) non
possono essere descritti correttamente solo in base alle loro armoniche. Tuttavia, al
fine di ottenere risultati comparabili, per i segnali fluttuanti viene indicato un
metodo semplificato e riproducibile.
Misure delle Armoniche – requisiti di precisione
Si propongono due classi di precisione per gli strumenti destinati alla misura di
componenti armoniche. Gli errori massimi tollerati definiti nella Tabella 8 si
riferiscono a segnali stazionari ad una sola frequenza nella gamma di frequenze di
- 92 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
funzionamento, applicati allo strumento nelle normali condizioni di funzionamento
indicate dal costruttore.
Tabella 8 - Prescrizioni di precisione per le misure di corrente tensione e potenza (CEI EN 610004-7)
classe
I
misura
condizioni
Errore massimo
Tensione
Um ≥ 1% Unom
Um < 1% Unom
± 5% Um
± 0,05% Unom
Im ≥ 3% Inom
Im < 3% Inom
Pm ≥ 150 W
Pm < 150 W
Um ≥ 3% Unom
Um < 3% Unom
± 5% Im
± 0,15% Inom
± 1% Pnom
± 1,5 W
± 5% Um
± 0,15% Unom
Im ≥ 10% Inom
Im < 10% Inom
± 5% Im
± 0,5% Inom
Corrente
Potenza
Tensione
II
Corrente
Inom : gamma di corrente nominale dello strumento di misura
Unom: gamma di tensione nominale dello strumento di misura
Um e Im : valori misurati
Valutazione delle emissioni armoniche – raggruppamento
Per la valutazione delle armoniche, l’uscita della DFT viene prima raggruppata
per costituire la somma quadratica delle linee intermedie tra due armoniche
adiacenti, secondo l’equazione seguente:
,
2
2
,
2
2
50
60
Il gruppo armonico risultante di ordine n che ne risulta ha ampiezza Cg,n (valore
efficace del gruppo armonico risultante).
- 93 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
La valutazione della conformità ai limiti di emissione deve essere effettuata
rielaborando statisticamente i dati, in base alle condizioni indicate nelle norme
corrispondenti, come nella IEC 61000-3-2.
Relativamente alla valutazione dei sottogruppi armonici di tensione ricordiamo
che l’analisi della trasformata di Fourier presuppone che il segnale sia stazionario.
Tuttavia l’ampiezza della tensione di rete può fluttuare, diffondendo l’energia delle
componenti armoniche alle frequenze interarmoniche adiacenti. Per migliorare la
precisione della valutazione della tensione le componenti di uscita Ck devono essere
raggruppate ogni 5 Hz della DFT secondo la seguente equazione:
,
Misure delle interarmoniche
Le componenti interarmoniche sono provocate principalmente da due sorgenti:
 Le variazioni dell’ampiezza e/o dell’angolo di fase della componente
fondamentale e/o delle armoniche (per esempio gli azionamenti con inverter)
 I circuiti elettronici di potenza con frequenze di comunicazione non
sincronizzate sulla frequenza di alimentazione di rete (per esempio, le
alimentazioni in c.a./c.c. e i corettori del fattore di potenza).
Le componenti interarmoniche di solito variano:
 in ampiezza
 e in frequenza
Un raggruppamento delle componenti spettrali nell’intervallo compreso tra due
componenti armoniche consecutive forma un gruppo interarmonico.
Questo raggruppamento fornisce un valore complessivo per le componenti
armoniche comprese tra due armoniche discrete, che comprendono gli effetti delle
fluttuazioni delle componenti armoniche.
- 94 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Le seguenti equazioni A1 ed A2, in relazione alla frequenza di alimentazione,
consentono il calcolo del valore del gruppo interarmonico (ig,n è il gruppo
interarmonico di ordine n):
,
rete a 50 Hz
,
rete a 60 Hz
Dove Ck+i rappresenta i valori efficaci delle componenti spettrali corrispondenti,
ottenute dalla DFT, che superano la frequenza dell’ordine armonico n.
Gli effetti delle fluttuazioni di ampiezza e degli angoli di fase delle armoniche
sono parzialmente ridotti escludendo dalle equazioni A1 e A2 le componenti
immediatamente adiacenti alle frequenze armoniche.
Misure al di sopra della gamma di frequenze armoniche fino a 9 kHz
Le componenti dei segnali (correnti e tensioni) con frequenze superiori al campo
delle frequenze armoniche (2 KHz circa) ma inferiori al limite superiore del campo
delle basse frequenze (circa 9 KHz) sono dovuti a diversi fenomeni. Queste
componenti possono essere di tipo mono-frequenza o a larga band
Definizioni
In questa Norma IEC 61000-4-7 vengono fornite le definizioni alle grandezze
trattate nella Norma stessa relativamente all’analisi in frequenza, alle armoniche ed
interarmoniche. Le riportiamo qui di seguito per consentire al lettore di avere una
panoramica completa delle grandezze coinvolte in questi processi.
Sviluppo in serie di Fourier di f(t)
sin
sin n
Ove l’ordine armonico n = m/N
- 95 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Con:
|
|
√2
arctan
0
arctan
2
0
sin
2
cos
1
Con:


frequenza angolare della fondamentale
Tw
(
2
larghezza (o durata) della finestra temporale
;
1
) ; la finestra temporale è l’intervallo di osservazione di
una funzione temporale durante il quale è eseguita la trasformata di Fourier.


ampiezza della componente con frequenza
N
numero di periodi della fondamentale contenuti nella larghezza della
finestra temporale.
- 96 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.

componente continua

il numerale ordinale (ordine della linea di spettro) riferito alla base delle
frequenze (

1⁄
)
sono i coefficienti ortogonali di Fourier
Nel senso stretto del termine, queste definizioni si applicano solo ai segnali in
regime permanente.
Generalmente la serie di Fourier viene in realtà eseguita numericamente, cioè
come Trasformata Discreta di Fourier (DFT).
La trasformata veloce di Fourier (FFT) è una algoritmo speciale che consente un
tempo breve di calcolo. Essa richiede che il numero di campioni M sia una potenza
intera di 2 :
2 , con
10 per esempio.
Frequenza armonica fn
Frequenza che è multiplo intero della frequenza fondamentale della rete di
alimentazione ( fn = n x f1)
Ordine armonico n
Rapporto (intero) fra una frequenza armonica e la frequenza della rete di
alimentazione. Con riferimento all’analisi che usa la DFT e la sincronizzazione fra f1
ed f2 (velocità di campionamento), si ha che n = k/n , dove:
-
k = numero della componente di Fourier,
-
N = numero di periodi T1 in Tw.
La componente armonica Cn è identica alla componente spettrale Ck (con K = N x
n)
Ai fini della Norma IEC 61000-4-7 la finestra temporale ha ampiezza = 200 ms,
ovvero:
‐
Ampiezza di N = 10 periodi fondamentali, per reti a f = 50 Hz
‐
Oppure di N = 12 periodi fondamentali, per reti a f = 60 Hz
Valore efficace di una componente armonica Gn
Valore efficace di una delle componenti aventi frequenza armonica nell’analisi di un
segnale con forma d’onda non sinusoidale. In breve una tale componente viene
designata come “armonica”.
- 97 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Valore efficace di un gruppo di armoniche Gg,n
Radice quadrata della somma dei quadrati del valore efficace di una armonica e del
valore efficace delle componenti spettrali ad essa adiacenti all’interno della finestra
temporale.
Cosi facendo si sommano i contenuti energetici delle linee vicine con quello
dell’armonica propriamente detta.
Valore efficace di un sottogruppo di armoniche Gsg,n
Radice quadrata della somma dei quadrati del valore efficace di un’armonica e del
valore efficace delle due componenti spettrali ad essa immediatamente adiacenti.
Distorsione armonica totale THD
Rapporto tra il valore efficace della somma di tutte le componenti armoniche (Gn)
fino all’ordine specificato e il valore efficace della componente fondamentale (G1).
Quindi :
Distorsione armonica totale d un gruppo THD ( simbolo THDG)
Rapporto tra il valore efficace di gruppi di armoniche (g) e il valore efficace del
gruppo associato alla fondamentale (1):
Distorsione armonica totale di un sottogruppo (THDS )
Rapporto tra il valore efficace di sottogruppi di armoniche (sg) e il valore efficace
del sottogruppo associato alla fondamentale:
- 98 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Distorsione armonica parziale ponderata (PWHD)
Rapporto tra
‐
Il valore efficace, ponderato con l’ordine armonico n, di un gruppo scelto di
armoniche di ordine superiore (dall’ordine Hmin a Hmax)
‐
e il valore efficace della fondamentale:
Valore efficace per una componente interarmonica
Valore efficace di una componente spettrale di un segnale elettrico con una
frequenza compresa fra due frequenze armoniche consecutive.
Dove:
-
La frequenza della componente interarmonica è data dalla frequenza della
linea spettrale. Questa frequenza non è un multiplo intero della frequenza
fondamentale.
-
L’intervallo di frequenza tra 2 linee spettrali consecutive è l’inverso della
larghezza della finestra temporale, circa 5 Hz ai fini della Norma 61000-4-7.
Valore efficace di un gruppo interarmonico Cig,n
Valore efficace di tutte le componenti interarmoniche nell’intervallo compreso fra
due frequenze armoniche consecutive.
Il valore efficace del gruppo interarmonico compreso tra l’ordine armonico n ed n+1
è designato come “Cig,n” .
Valore efficace di un sottogruppo interarmonico centrato Cisg,n
Valore efficace di tutte le componenti interarmoniche nell’intervallo compreso tra
due frequenze armoniche consecutive, escludendo le componenti di frequenze
direttamente adiacenti alle frequenze armoniche.
Il valore efficace del sottogruppo centrato compreso tra l’ordine armonico n ed n+1
è designato come “Cisg,n”
Frequenza di un gruppo interarmonico fig,n
Media delle due frequenze armoniche tra cui è situato il sottogruppo.
- 99 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
La Norma CEI EN 50160
Oggetto della Norma EN 50160
La Norma definisce, descrive e specifica le principali caratteristiche della tensione
ai terminali di alimentazione degli utenti della rete nelle reti pubbliche di energia
elettrica a media e bassa tensione in condizioni normali di esercizio.
Queste condizioni normali di esercizio includono anche:
‐
il corretto funzionamento dei dispositivi di protezione nel caso di guasto in
rete;
‐
la gestione dei carichi concordata tra il cliente e il gestore della rete;
‐
i cambiamenti nella configurazione di rete.
La Norma descrive i limiti o i valori entro i quali ci si aspetta che le caratteristiche di
tensione rimangano per l’intera rete pubblica di distribuzione di energia elettrica (e
non descrive la situazione media generalmente sperimentata da un singolo utente
della rete).
La Norma non si applica in condizioni anormali o eccezionali di esercizio, incluse le
seguenti:
-
condizioni di esercizio provvisorio adottate per mantenere alimentata la rete
degli utenti durante condizioni risultanti da guasti o manutenzione, o per
limitare l’estensione e la durata di un’interruzione dell’alimentazione;
-
non conformità di un impianto o apparecchiatura (di un utente) alle norme o
prescrizioni tecniche di connessione, stabilite dal gestore o da Autorità
pubblica;
-
In condizioni eccezionali (es. condizioni climatiche eccezionali e disastri
naturali, ecc.);
-
quando al gestore (DNO) non è permesso di effettuare le necessarie
modifiche al sistema di alimentazione per interventi del governo e di altre
autorità pubbliche.
La Norma può essere superata dai termini di un contratto tra singolo utente e
gestore. Tale contratto si realizza più comunemente con riferimento
‐
ai clienti alimentati in MT.
- 100 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
in aree con bassa densità o terreni difficili, per le quali i costi di fornitura
‐
sono elevati. In tali aree, il cliente può essere disposto ad accettare una
fornitura a bassi costi ma non completamente conforme alla Norma.
Scopo della Norma
Definire, descrivere e specificare le principali caratteristiche della tensione di
alimentazione riguardanti:
‐
Frequenza
‐
Ampiezza
‐
Forma d’onda
‐
Simmetria delle tensioni di fase
Queste caratteristiche variano in modo casuale (nel tempo e nella posizione)
durante il normale esercizio di un sistema elettrico, in seguito a variazioni di carico,
disturbi generati da determinate apparecchiature e da guasti.
Queste
variazioni
possono
determinare
il
superamento
dei
livelli
delle
caratteristiche in un ridotto numero di occasioni.
Alcuni dei fenomeni che incidono sulla tensione sono particolarmente imprevedibili,
il che rende, molto difficile dare valori utili precisi per le caratteristiche
corrispondenti.
La generazione privata deve contenere il livello dei disturbi entro limiti accettabili.
Essa si trova nella stessa condizione di un qualsiasi impianto del cliente e deve
pertanto rispettare le norme di emissione e i limiti concordati per la tensione fornita.
Pertanto la tensione fornita dal generatore deve essere conforme alla Norma EN
50160.
Le caratteristiche della tensione stabilite definiscono le condizioni ai terminali di
alimentazione. Dovrebbe essere garantito il coordinamento tra:
- le caratteristiche della tensione di alimentazione
- ogni cambiamento della tensione nell’ impianto
- i requisiti delle apparecchiature nell’impianto
In caso di mancanza di coordinamento tra le caratteristiche dell’alimentazione e i
requisiti delle apparecchiature, si dovrebbe:
1) O migliorare l’ immunità delle apparecchiature,
2) Oppure migliorare la qualità della tensione di alimentazione fornita dal gestore.
- 101 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Classificazione dei disturbi secondo la Norma EN 50160
Definizioni
Elenchiamo qui di seguito le definizioni dei parametri di cui si serve la Norma nella
classificazione dei disturbi e delle grandezze elettriche che definiscono lo stato di
un sistema elettrico.
la Norma EN 50160 i definisce:
‐
Bassa Tensione (BT): tensione, utilizzata per la fornitura di elettricità, il cui
limite superiore del valore efficace nominale è 1 KV
‐
Media Tensione (MT) : tensione utilizzata per la fornitura di elettricità, il cui
valore efficace nominale è compreso tra 1 KV e 35 KV
‐
Condizione di esercizio normale: condizione nella quale il sistema di
distribuzione soddisfa la richiesta di carico ed esegue le manovre e
l’eliminazione dei guasti per mezzo di sistemi automatici di protezione, in
assenza di condizioni eccezionali dovute a influenze esterne o a cause di
forza maggiore.
La Norma inoltre fornisce le seguenti definizioni delle grandezze fondamentali che
caratterizzano la fornitura di energia elettrica e i vari tipi di disturbi.
1) Tensione di alimentazione:
Valore efficace della tensione in un dato istante ai terminali della fornitura,
misurato in un intervallo assegnato. Questo valore può essere diverso da un
terminale all’altro.
2) Tensione nominale di un sistema (Un)
Tensione con la quale un sistema è caratterizzato o identificato e alla quale
si riferiscono alcune caratteristiche di funzionamento.
3) Tensione di alimentazione dichiarata (Uc)
Normalmente coincide con la tensione nominale Un del sistema; ma può
anche essere diversa da Un a seguito di accordi tra fornitore e utente.
4) Disturbo condotto:
- 102 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
fenomeno elettromagnetico che si propaga lungo i conduttori delle linee di
un sistema di distribuzione. In alcuni casi un disturbo elettromagnetico si
trasferisce attraverso gli avvolgimenti dei trasformatori e quindi tra le reti a
differenti livelli di tensione. Questi disturbi possono degradare la prestazione
di un dispositivo, apparato o sistema, o possono causare guasti.
5) Variazione della tensione:
Aumento o diminuzione della tensione normalmente provocato dalla
variazione del carico totale del sistema di distribuzione o di una parte di
esso (commutazione di chiusura e apertura indipendente di centinaia o
migliaia di apparecchiature, caratterizzate da cicli giornalieri, settimanali o
stagionali).
-
Le reti BT generalmente non dispongono di un controllo attivo sulla
tensione. Tali reti sono progettate su una base statistica tenendo conto
del fatto che l’operatore della rete ha un controllo limitato sulla
connessione di nuovi carichi da parte del cliente e in generale nessun
controllo sull’uso di questi carichi.
-
Le reti MT tipicamente impiegano variatori sotto carico posizionati sul
lato AT dei trasformatori AT/MT, che producono variazioni di tensione di
alcuni percento.
6) Variazione rapida della tensione:
variazione rapida singola del valore efficace della tensione tra 2 livelli
consecutivi mantenuti per durate definite ma non specificate.
7) Fluttuazione della tensione:
serie di variazioni di tensione o una variazione ciclica dell’inviluppo di
tensione (IEV 161-08-05).
8) Flicker:
impressione di instabilità della percezione visiva indotta da uno stimolo
luminoso la cui luminanza o la cui distribuzione spettrale fluttuano nel tempo
(IEV 161-08-05).
- 103 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Le fluttuazioni di tensione (che consistono in una serie di variazioni rapide,
distanziate nel tempo, ma vicine abbastanza da stimolare una risposta del
sistema occhio-cervello, definita come Flicker) causano variazioni di
luminanza delle lampade che a loro volta possono determinare il
fenomeno visivo chiamato Flicker. Sopra una certa soglia il flicker diventa
fastidioso per gli occhi. Il fastidio cresce molto rapidamente con l’ampiezza
della fluttuazione.
9) Buco di tensione:
Diminuzione improvvisa del valore efficace della tensione di alimentazione
ad un valore compreso fra il 90% e l’1% del valore efficace della
tensione dichiarata (Uc), (cioè : 0,01 Uc < U < 0,90 Uc ) seguita da un
ripristino dopo un breve periodo di tempo (0,01 s < t < 60 s ÷ 180 s ).
Per esigenze pratiche di misura, è necessario che il livello di tensione
rilevato durante il buco sia riferito ad una “tensione di riferimento” Urif,(di
solito: la tensione nominale Un o quella dichiarata Uc), piuttosto che
l’effettiva tensione di alimentazione esistente all’inizio del buco. Questo
assicura che una riduzione della tensione fino a 0 V corrisponde ad una
riduzione del 100%.
Secondo la IEC 61000-2-8 la convenzione moderna per descrivere la
profondità di un buco di tensione è quella di quotare la tensione residua Umin
(cioè il valore minimo rilevato durante il buco) in % o in p.u. della tensione di
riferimento.
Un buco di tensione quindi è caratterizzato dai seguenti parametri:
‐
ΔU : profondità del buco di tensione uguale a Urif - Umin (ove Umin =
tensione efficace minima durante il buco)
‐
Δt : durata del buco di tensione, pari all’intervallo di tempo in cui la
tensione rimane al di sotto del valore di soglia ( 90% della Urif ).
Il limite inferiore per la durata è 10 ms (mezzo periodo a 50 Hz), ovvero il
minimo periodo di tempo su cui può essere calcolato il valore efficace.
Il limite superiore è 180 s, in considerazione degli effetti della
commutazione del carico o del variatore sotto carico del trasformatore
nella rete di alimentazione o nell’impianto del cliente.
Inoltre la Norma ricorda che:
‐
I buchi di tensione sono generalmente dovuti a guasti negli impianti
utilizzatori o nella rete pubblica di distribuzione. La frequenza annuale
- 104 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
varia molto in funzione del tipo di sistema di alimentazione e del punto di
osservazione.
Essi
sono
eventi
imprevedibili
ed
ampiamente
casuali,
la
cui
distribuzione durante l’anno può essere molto irregolare.
‐
Un buco di tensione è classificato come un evento, indipendentemente
dalla forma e dal numero di fasi interessate
‐
Un evento multifase è considerato un singolo accadimento se gli eventi
sulle differenti fasi si ricoprono nel tempo.
‐
Le cause e gli effetti dei buchi di tensione sono descritti nel rapporto
UNIPEDE
10) Interruzione dell’alimentazione:
Condizione nella quale la tensione ai terminali di fornitura è inferiore all’ 1%
della Uc . Essa può essere classificata come:
‐
Programmata: quando gli utenti della rete sono stati precedentemente
avvertiti per permettere l’esecuzione di lavori sulla rete di distribuzione;
‐
Accidentale: causata da guasti transitori o permanenti, principalmente
legati ad eventi esterni, a guasti di apparecchiature o ad interferenze di
terzi. Un interruzione accidentale può essere classificata come:
- lunga interruzione ( t > 3 minuti )
- breve interruzione ( 0 < t < 3 minuti)
Le interruzioni accidentali sono pertanto considerati eventi imprevedibili
e casuali.
11) Sovratensione temporanea a frequenza di rete:
Sovratensione, in una località data, di durata relativamente lunga
NB: Normalmente hanno origine da manovre o da guasti, e scompaiono
quando il guasto viene eliminato. La sovratensione può raggiungere il valore
della tensione fase-fase (fino a max. 440 V nelle reti 230/400 V) a causa
dello spostamento del punto di neutro del sistema trifase.
12) Sovratensione transitoria:
Sovratensione oscillatoria o non oscillatoria di breve durata di solito molto
smorzata e con durata di pochi millisecondi o inferiore.
NB: solitamente sono dovute a fulminazioni o a interventi di fusibili.
- 105 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
13) Tensione armonica:
Tensione sinusoidale la cui frequenza è un multiplo intero della frequenza
fondamentale della tensione di alimentazione. Le tensioni armoniche
possono essere valutate:
‐
Individualmente, secondo la loro ampiezza relativa (Uh) rapportata alla
tensione fondamentale (U1), uh = Uh / U1 (ove h = ordine di armonica)
‐
Globalmente, per esempio mediante il fattore di distorsione armonica
totale
Dove si segnala che le armoniche della tensione di alimentazione sono
principalmente dovute a carichi non lineari degli utenti. Le correnti
armoniche circolanti attraverso le impedenze del sistema contribuiscono ad
accrescere le tensioni armoniche. Pertanto correnti armoniche e tensioni
armoniche variano nel tempo.
14) Tensione interarmonica:
Tensione sinusoidale con una frequenza compresa tra quelle delle
armoniche. Una frequenza interarmonica pertanto non è multiplo intero della
fondamentale.
15) Squilibrio di tensione:
In un sistema polifase, condizione nella quale:
‐
i valori efficaci delle tensioni tra le fasi (componente fondamentale) non
sono tutti uguali
‐
o gli angoli di fase fra le tensioni di fase consecutive non sono tutti uguali
Il grado di diseguaglianza è generalmente espresso come i rapporti tra le
componenti a sequenza inversa e zero e la componente a sequenza diretta.
Nella Norma EN 50160 lo squilibrio di tensione è considerato in relazione ai
sistemi trifase e solo per la sequenza inversa. Questo perché il componente
- 106 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
di sequenza inversa è spesso il più importante in relazione alla possibilità di
interferenza con le apparecchiature connesse al sistema.
La tensione di squilibrio uu è definita dal componente di sequenza inversa
espresso in p.u. (o in %) del componente di sequenza diretta (Ud):
/
Esistono formule approssimate che forniscono risultati ragionevolmente
precisi per i livelli di squilibrio normalmente incontrati per uu. Una di queste è
la seguente che definisce lo squilibrio di tensione:
6
2
16) Segnali trasmessi sulla rete di alimentazione:
Segnali sovrapposti alla tensione di alimentazione per la trasmissione di
informazioni nella rete pubblica di alimentazione e negli impianti utilizzatori.
I segnali nella rete pubblica di distribuzione di energia elettrica possono
essere classificati in 3 tipi:
‐
Segnali a controllo di ondulazione d’onda: segnali di tensione sinusoidale
sovrapposti nell’intervallo [110 Hz , 3000 Hz]
‐
Segnali trasmessi sulla rete: segnali di tensione sinusoidale sovrapposti
nell’intervallo [3 , 148.5] KHz
‐
Segnali marcatori di rete: alterazioni di breve durata (transitorie)
sovrapposte in punti specifici della forma d’onda della tensione.
A causa della possibilità di influenze reciproche di installazioni per la
trasmissione di segnali tra loro vicine, l’utente della rete può aver bisogno,
nella sua installazione, di applicare protezioni o immunità appropriata contro
tale influenza.
Caratteristiche dell’alimentazione (Norma CEI CLC/TR 50422 e CEI EN
50160)
a)
Limiti definiti e valori indicativi
- 107 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
1) Valori definiti
Per le seguenti caratteristiche della tensione è possibile stabilire limiti che
possono essere osservati per la maggior parte del tempo:
‐
Frequenza industriale;
‐
Variazioni rapide della tensione di alimentazione;
‐
Variazioni rapide della tensione (inclusa la severità di flicker);
‐
Squilibrio della tensione di alimentazione;
‐
Tensioni armoniche;
‐
Tensioni interarmoniche;
‐
Tensioni dei segnali nelle reti.
Generalmente viene scelto un periodo di 1 settimana, poiché esso è il più breve
intervallo per ottenere risultati di misura rappresentativi e riproducibili. I limiti sono
stabiliti in vista di una conformità per una percentuale (es. 95%) del tempo di
osservazione (es. una settimana).
Nel caso delle misure della variazione della tensione di alimentazione e della
frequenza industriale, vengono specificati ulteriori limiti per i periodi di osservazione
entro i quali le misure medie devono mantenersi per il 100% del tempo, escludendo
situazioni derivanti da guasti o interruzione di tensione.
Per quei fenomeni per i quali i limiti sono specificati solo per il 95% dei periodi di
osservazioni, resta la possibilità di escursioni relativamente rare oltre questi limiti. A
causa della natura aleatoria di questi fenomeni, non fissato nessun limite per il
resto del tempo.
Nel suddetto elenco sono state incluse le interarmoniche anche se non sono state
date indicazioni di valore limite. I limiti saranno stabiliti una volta che ulteriori
esperienze permettano di farlo.
2) Valori indicativi
Le restanti caratteristiche della tensione sono, per natura, così imprevedibili
e variabili da posto a posto e da momento a momento che è solo possibile
stabilire valori indicativi, che sono intesi a fornire informazioni sull’intervallo
delle ampiezze che può essere atteso. Le caratteristiche trattate in questo
modo sono:
‐
Buchi di tensione
‐
Interruzioni lunghe
‐
Interruzioni brevi
- 108 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
‐
Sovratensioni temporanee e transitorie
Dove la Norma segnala che:

I limiti della tensione o i valori specificati in termini percentuali dalla EN
50160 sono basati:
‐
sulla
tensione
nominale
Un
nel
caso
delle
caratteristiche
delle
caratteristiche
dell’alimentazione in BT
‐
e
sulla
tensione
dichiarata
Uc
nel
caso
dell’alimentazione in MT.

Il valore efficace effettivo della tensione nominale è generalmente diverso
dal valore nominale.

Le reti di alimentazione a MT sono talvolta esercite con riferimento a una
tensione diversa dalla tensione nominale.

Nelle reti a BT la tensione dichiarata è normalmente uguale alla tensione
nominale (
).
b) Caratteristiche dell’alimentazione in BT (Un ≤ 1 KV) ed
MT (1 KV ≤ Un ≤ 35 KV)
1) Frequenza
50
La frequenza nominale della tensione fornita deve essere
In condizioni normali di esercizio, il valore medio della frequenza
fondamentale misurato in un intervallo di 10 secondi deve essere compreso
nell’intervallo:
Per
‐
i
sistemi
con
collegamento
sincrono
ad
un
sistema
interconnesso:
‐
‐
50Hz ± 1% (cioè [49,5 ; 50,5] Hz ) durante il 99,5% di un anno
‐
50Hz +4% / -6% (cioè [47 ; 52] Hz durante il 100% del tempo
Per
i
sistemi
senza
collegamento
sincrono
ad
un
sistema
interconnesso (ad es. i sistemi di alimentazione di alcune isole):
‐
50 Hz ± 2% (cioè [49 ; 51] Hz ) durante il 95% di una settimana
‐
50 Hz ± 15% (cioè [42,5 ; 57,5] Hz) durante il 100% del tempo.
2) Ampiezza della tensione di alimentazione
‐
La tensione nominale normale Un per i sistemi pubblici a BT è Un = 230
V , sia tra fase e neutro che tra fasi.
- 109 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
‐
In MT l’ampiezza è data dalla tensione dichiarata Uc.
3) Variazioni della tensione di alimentazione
‐
In BT: le variazioni di tensione non devono superare ± 10%.
Nel caso di forniture di energia elettrica in zone distanti con linee elettriche
lunghe o non collegate ad una grande rete interconnessa, la tensione
potrebbe essere al di fuori dell’intervallo [Un +10% ; Un - 15%]. Gli utenti
della rete dovrebbero essere informati delle condizioni.
Metodo di prova
In condizioni normali di esercizio
Durante qualsiasi periodo della settimana, il 95% dei valori efficaci della
tensione di alimentazione, mediato nei 10 minuti, deve essere compreso
nell’intervallo Un ± 10%,
e Tutti i valori efficaci della tensione di
alimentazione, mediati nei 10 minuti, devono essere compresi nell’intervallo [
Un – 15% ; Un + 10% ].
Nella valutazione dell’ampiezza della tensione di alimentazione, la misura
deve aver luogo su un periodo di tempo relativamente lungo per evitare gli
effetti istantanei sulla misura causati da singole commutazioni del carico e
da guasti. Per queste ragioni viene usato il valore efficace su 10 minuti per
caratterizzare queste variazioni lente. Le variazioni al di fuori di questi limiti
sono caratterizzati come buchi di tensione o come sovratensioni.
Nella riunione BT 109 del CENELEC è stato concordato che fino all’anno
2008 l’intervallo accettabile per la BT deve essere quello specificato nell’ HD
472 S1.
In MT: in condizioni normali di esercizio, escludendo le interruzioni di
tensione, durante qualsiasi periodo di una settimana deve essere che: il
95% dei valori efficaci della tensione di alimentazione, mediato nei 10
minuti, deve essere compreso nell’intervallo Uc ± 10% .
4) Variazioni rapide della tensione
In BT In condizioni normali di esercizio una variazione rapida della tensione
generalmente non supera il 5% di Un (perché la connessione di carichi
capaci
di
creare
variazioni
rapide
di
tensione
è
soggetta
a
regolamentazione). Una variazione fino al 10% di Un di breve durata può
aversi alcune volte al giorno in talune circostanze(ad esempio in aree rurali
- 110 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
all’estremità di lunghe linee, dove sono situati apparecchi a motore di
elevata potenza).
In MT: in condizioni normali di esercizio, una variazione rapida della
tensione generalmente non supera il 4% di Uc , ma una variazione fino al
6% di Uc con una durata breve può aver luogo alcune volte al giorno in
talune circostanze.
la ragione di questo intervallo più stretto per la MT è nei limiti più stringenti
applicati alle connessioni alle reti MT rispetto a quelli per le reti a BT.
Questo per tener conto del maggior numero di clienti che possono essere
affetti dagli eventi nella rete MT.
5) Severità del flicker
Poiché il fastidio prodotto dal flicker è funzione sia dell’intensità della
percezione che della durata dell’esposizione, la severità del disturbo è
descritta da 2 parametri: la severità a breve termine Pst (misurata su 10
minuti) e la severità a lungo termine Plt (misurata su 120 minuti).
Viene dato il limite solo per la severità a lungo termine, il parametro Plt
(percentile 95), poiché questo è considerato il più significativo per descrivere
la tensione di alimentazione.
In condizioni normali di esercizio, per qualsiasi periodo della settimana, il
livello di severità di lunga durata del flicker, dovuto alle fluttuazioni di
tensione, dovrebbe essere
1 per il 95% del tempo.
La reazione al flicker è soggettiva, e può variare a seconda della causa o
della durata di tale fenomeno.
6) Buchi di tensione
Sono eventi imprevedibili e casuali. La frequenza varia in funzione del tipo di
sistema di alimentazione e del punto di osservazione. La distribuzione
durante l’anno può essere molto irregolare.
Valori indicativi:
‐
In condizioni normali di esercizio, il numero atteso di buchi di tensione in un
anno può variare da qualche decina
Rapporto UNIPEDE).
- 111 -
fino a qualche migliaio (si veda il
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
‐
La maggioranza dei buchi di tensione ha: durata < 1 secondo e profondità <
40% di Un. Comunque buchi di tensione di profondità e durata maggiore
possono talvolta aver luogo.
Per ottenere una migliore conoscenza dei buchi di tensione che si verificano nelle
reti di alimentazione e MT europee, il gruppo di esperti DISDIP dell’ UNIPEDE
condusse una campagna coordinata di misure su un periodo di 3 anni, in 9 Paesi
con diverse condizioni climatiche e configurazioni di rete.
L’indagine venne condotta in 126 siti con criteri di misura e valutazione
normalizzati, con la massima durata di un buco fissata a 60 secondi allo scopo di
includere i buchi con le durate più lunghe, che possono verificarsi più raramente. Le
misure furono eseguite in corrispondenza delle sbarre a BT dei trasformatori di
distribuzione, in varie località con lo scopo di assicurare che i risultati potessero
essere considerati come rappresentativi delle reti a BT pubbliche in generale.
La seguente Tabella 9 riassume i risultati di tale indagine. Ciascuna cella della
tabella rappresenta una combinazione di risultati ottenuti in tutte le località e
fornisce il numero di eventi appartenenti alle corrispondenti classi di profondità e
durata, che ci si può aspettare che su verifichi per anno con una probabilità del
95% di non essere superato.
Si dovrebbe osservare che, secondo i criteri stabiliti sopra, i dati sull’ultima riga
devono essere considerati come interruzioni e non come buchi di tensione.
La tabella 9 contiene, separatamente per ciascuna cella, il valore che è superato in
solamente il 5% delle località.
Siccome ciascuna cella è quindi calcolata indipendentemente dalle altre, il valore
95% di ciascuna cella può riferirsi a una diversa scelta di località.
Questo significa che la somma di tutte le celle per riga o per colonna non fornisce i
valori precisi 95% dell’intera indagine per la profondità o per la durata. I valori
effettivi 95%, per la profondità o la durata, o per la profondità e durata, sono
normalmente più bassi della corrispondente somma che può essere calcolata dalle
righe o dalle colonne della Tabella 9.
Si osserva quindi che la maggioranza dei buchi di tensione ha una durata inferiore
a 1 secondo.
L’ampiezza e la durata dei buchi di tensione possono essere ottenute misurando
il
valore efficace della tensione a ogni mezzo periodo tra due passaggi per lo zero
della tensione.
- 112 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 9 – indagine UNIPEDE sulle caratteristiche dei buchi di tensione, frequenze di
accadimento per anno e per località con una probabilità 95% di non esser superato
Profondità
(% della
tensione
nominale)
Da
a
1)
Durata (d)
2)
(ms)
(ms)
(s)
(s)
(s)
(s)
10≤d≤100
100≤d≤500
0,5≤d≤1,0
1≤d≤3,0
3≤d≤20
20≤d≤60
111
68
12
6
1
0
10
30
30
60
13
38
5
1
0
0
60
99
12
20
4
2
1
0
99
100
1
12
16
3
3
4
1)
2)
Per una successiva indagine il precedente DISDIP dell’UNIPEDE decise di dividere questa classe
in 2 classi: 10-15 e 15-30
Per la durata (d) del buco l’intervallo di ciascuna colonna è stato fissato come segue: t 1 < d ≤ t 2,
dove t1 è il primo valore
mostrato e t 2 il secondo valore
Sebbene l’indagine UNIPEDE dà una idea precisa su ciò che ci si può aspettare
rispetto ai buchi di tensione, le compagnie elettriche possono solo fornire
informazioni qualitative sulla situazione in aree particolari della rete, basate
sull’esperienza.
Tuttavia a volte è desiderabile disporre di informazioni più specifiche sulla
frequenza e severità dei buchi, specialmente quando i clienti eserciscono processi
che sono sensibili ai disturbi sull’alimentazione. In tali casi come anche nel caso di
reclami del cliente, viene normalmente intrapresa una indagine più approfondita.
7) Brevi interruzioni della tensione di alimentazione (durata ≤ 3 minuti)
Valori indicativi:
In condizioni normali di esercizio, il numero annuale di brevi interruzioni può andare
da qualche decina a qualche centinaia. La durata di circa il 70% delle brevi
interruzioni può essere < 1 secondo.
8) Lunghe interruzioni della tensione di alimentazione (durata > 3 minuti)
Le interruzioni accidentali sono di solito causate da cause esterne o da eventi
imprevedibili dal gestore(DNO).
Non è possibile indicare valori tipici per la frequenza annuale e per la durata delle
lunghe interruzioni.
- 113 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Valori indicativi:
‐ In condizioni normali di esercizio, la frequenza annuale delle interruzioni di
tensione con durata maggiore di 3 minuti può essere meno di 10 o fino a 50,
a seconda della zona.
‐
Valori indicativi non vengono dati per le interruzioni programmate, poiché
esse sono comunicate in anticipo.
9) Sovratensioni temporanee alla frequenza di rete tra fasi e terra
Normalmente hanno origine da guasti in rete o presso l’impianto di un utente.
‐
In BT: In tali condizioni la sovratensione può raggiungere il valore di
tensione fase-fase (fino a max. 440 V per le reti 230/400 V).La durata è
limitata dal tempo impiegato dalla protezione MT e dall’ interruttore ad
eliminare il guasto, normalmente non superiore a 5 secondi.
‐
In MT: il valore atteso di una tale sovratensione dipende dal tipo di
connessione a terra del sistema. In sistemi con neutro a terra, in modo
diretto o tramite impedenze, la sovratensione generalmente non deve
superare 1,7 Uc .In sistemi con neutro isolato o messo a terra con circuito
risonante, la sovratensione non deve generalmente superare 2,0 Uc. Il tipo
di messa a terra viene indicato dal distributore.
Gli eventi che causano sovratensioni temporanee in MT sono generalmente
di 2 tipi:
a) Guasti monofase a terra
b) ferrorisonanza
In alcune circostanze, un guasto che si produce a monte di un trasformatore
può causare sovratensioni temporanee sul lato BT per il tempo in cui circola
la corrente di guasto. Tali sovratensioni non superano generalmente 1,5 KV.
10) Sovratensioni transitorie fra fasi e terra
Presentano caratteristiche molto diverse possono essere classificate in
relazione a:
‐
Ampiezza
‐
Frequenza di accadimento
‐
Durata
- 114 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
‐
Frequenza fondamentale dell’impulso
‐
Velocità di variazione della tensione
‐
Contenuto energetico
Le sovratensioni transitorie sono normalmente più basse ai terminali dentro
l’impianto che nel sistema di alimentazione pubblico. Si parla di:
‐
Impulsi di lunga durata ( d > 100 μs )
‐
Impulsi di media durata (1 μs < d < 100 μs )
‐
Impulsi di breve durata ( d < 1 μs )
In BT:
‐
Di solito non superano i 6 KV picco.
‐
Il tempo di salita può andare da millisecondi a meno di 1 microsecondo.
Tuttavia, per motivi fisici, i transitori di durate maggiori hanno ampiezze minori.
Pertanto sarà estremamente improbabile trovare coincidenza di ampiezze
elevate e lungo tempo di salita.
Le installazioni BT e gli apparecchi degli utenti finali sono progettati
conformemente alla Norma EN 60664-1, per sopportare sovratensioni transitorie
in un’immensa maggioranza di situazioni. I dispositivi di protezione dalle
sovratensioni dovrebbero essere scelti secondo la IEC 60364-5-53, tenendo
conto delle situazioni effettive. Si suppone che ciò copra le sovratensioni indotte
dovute sia alle fulminazioni che a manovre.
In MT :
Le sovratensioni transitorie sono causate da manovre o, direttamente o per
induzione, da fulminazioni. Le sovratensioni di manovra hanno generalmente
una ampiezza inferiore a quelle da fulminazione, ma possono avere un tempo di
salita più breve e/o una durata più lunga.
11) Squilibrio della tensione di alimentazione
In condizioni di esercizio normale, durante ciascun periodo di una settimana,
il
95% dei valori efficaci mediati in 10 minuti del componente di sequenza inversa
(fondamentale) della tensione di alimentazione deve essere compreso
nell’intervallo [0 , 0.02Ud]. (Norma CEI CLC/TR 50422), (ove Ud = il componente
di sequenza diretta della fondamentale).
- 115 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
In alcune zone con utenze connesse con linee parzialmente monofase o bifase,
si possono avere squilibri fino a circa il 3% ai terminali di alimentazione trifase.
La Norma EN 50160 definisce valori solo per il componente di sequenza inversa
della tensione, in quanto questa è la componente rilevante in relazione per
possibili interferenze con apparecchi connessi al sistema.
12) Tensioni armoniche
In condizioni normali di esercizio, durante qualsiasi periodo di una settimana, il
95% dei valori efficaci di ogni tensione armonica, mediati sui 10 minuti, deve
essere minore o uguale ai valori indicati in Tabella 10. Risonanze possono
causare tensioni più elevate per armoniche singole.
La
distorsione
armonica
totale
(THD)
della
tensione
di
alimentazione
(includendo tutte le armoniche fino al 40° ordine) deve essere minore o uguale
all’ 8% (
8% .
La limitazione posta al 40° ordine è convenzionale.
Tabella 10 Valori delle tensioni armoniche singole ai terminali di alimentazione,
fino al 25° ordine, espressi in percento di U 1
Armoniche dispari
Non multiple di 3
Tensione
Ordine
relativa
h
(Uh)
5
6,0 %
Multiple di 3
Tensione
Ordine
relativa
h
(Uh)
3
5,0 % *
Armoniche pari
2
Tensione
relativa
(Uh)
2,0 %
Ordine
h
7
5,0 %
9
1,5 %
4
1,0 %
11
3,5 %
15
0,5 %
6 ... 24
0,5 %
13
3,0 %
21
0,5 %
17
2,0 %
19
1,5 %
23
1,5 %
25
1,5 %
* In funzione del tipo della rete BT il valore di terza armonica può essere sostanzialmente minore
NOTA I valori corrispondenti alle armoniche superiori al 25° ordine non sono indicati, poiché essi sono
generalmente piccoli, ma largamente imprevedibili a causa degli effetti di risonanza.
La EN 50160 in generale esprime tutte le caratteristiche della tensione
riferite alla tensione nominale Un o alla tensione dichiarata Uc .
- 116 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Invece di solito gli strumenti di misura(specie quelli che misurano il THD)
riferiscono le misure di armoniche al valore della tensione fondamentale
(U1).
Sebbene la EN 50160 definisca (al 1.3.21) le tensioni armoniche rispetto alla
tensione fondamentale, la stessa Norma:
‐
Per la BT: da valori (Tab. 10) riferiti alla tensione nominale (art. 2.11);
‐
per la MT: da valori (Tab. 10) riferiti alla tensione dichiarata (art. 3.11).
I valori armonici in Tab. 1 sono specificati fino all’ordine 25, per ragioni pratiche
in quanto per ordini più elevati i valori sono così piccoli che risulta impraticabile
misurarli, e di scarso interesse per tutte le reti.
13) Tensioni interarmoniche
‐
Il livello delle interarmoniche è in aumento a causa dello sviluppo dei
convertitori di frequenza e apparecchi di controllo similari.
‐
I livelli delle interarmoniche sono allo studio, in attesa di una maggiore
esperienza.
‐
In taluni casi le interarmoniche, anche se di basso livello, aumentano il
flicker o causano interferenze ai sistemi per il controllo di ondulazione.
‐
In certi casi le interarmoniche possono causare interferenza ai sistemi con
segnali a controllo di ondulazione corta.
14) Trasmissione di segnali sulla rete di alimentazione
Il valore di tensione dei segnali trasmessi, mediato su 3 secondi, deve
essere, nel 99% di un giorno:
a) minore o uguale ai valori di figura 1 per la BT (pag. 20 Norma EN
50160),
b) e minori o uguali ai valori dati dalla figura 2 per la MT (pag. 26 Norma
EN 50160).
Con riferimento alla trasmissione di segnali sulla rete si distingue tra sistemi
con segnali a controllo di ondulazione d’onda (100 Hz < f < 3 KHz ) e sistemi
di comunicazione sulla rete (3 KHz < f < 148,5 KHZ ). I livelli di tensione dati
nella EN 50160 sono basati su quanto segue (Norma CEI CLC/TR 50422):
- 117 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Per 100 Hz < f < 900 Hz , i valori sono presi dalla “curva di Meister” (che
definisce i valori massimi permissibili delle tensioni dei segnali a
controllo di ondulazione d’onda nelle reti BT) (Norma EN 61000-2-2).
Per 900 Hz < f < 3 KHz : il valore di 5% Un corrisponde al massimo livello
per le tensioni di controllo date nella EN 61000-2-2 per l’intervallo di
frequenza da 500 Hz a 2 KHz.
Per 3 KHz < f < 148,5 KHz: i valori sono definiti in base alla EN 50065-1,
essendo stati raddoppiati per tener conto del metodo di misura definito.
I livelli sono uguali per BT ed MT nell’intervallo 100 HZ < f < 9 KHz. Per le
frequenze superiori a 9 KHz la parte relativa alla MT della EN 50160 non
indica livelli a causa di mancanza di esperienza e in relazione a possibili
futuri sviluppi (Norma CEI CLC/TR 50422).
La EN 50160 fornisce le seguenti indicazioni:
‐
In BT: Nei Paesi in cui le reti pubbliche di distribuzione possono
essere utilizzate per trasmissione di segnali, il valore di tensione dei
segnali trasmessi, mediato su 3 secondi, nel 99% di un giorno, deve
essere ≤ ai valori dati in Fig. 1 in EN 50160.
I segnali trasmessi a frequenze 95 KHz ≤ f ≤ 148,5 KHz possono
essere utilizzati negli impianti utilizzatori degli utenti della rete.
Benché non sia permesso l’uso del sistema pubblico per la
trasmissione di segnali tra utenti, tensioni con queste frequenze fino
a 1,4 V efficaci nella rete pubblica BT devono essere considerate.
‐
In MT: Nei Paesi in cui le reti pubbliche di distribuzione possono
essere utilizzate per trasmissione di segnali, il valore di tensione dei
segnali trasmessi, mediato su 3 secondi, nel 99% di un giorno, deve
essere ≤ ai valori dati in Fig. 2 in EN 50160.
Per frequenze comprese tra 9 e 95 KHz i valori sono allo studio.
La seguente Tabella 11 mostra I limiti definiti nella EN50160. Laddove non
risulta esplicitato nessun livello di tensione, tale limite si intende valido sia
per la BT che per la MT .
- 118 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Tabella 11: EN 50160, limiti per le caratteristiche della tensione fornita
variazione min/max
Periodo
di
misura
50Hz
-1% / +1% @ 99.5% di un anno 6% / +4% @ 100% di un anno
1 settim.
50Hz
-2%/+2% @ 95% di una settimana
-15%/+15%@ 100 % del tempo
1 settim.
BT: Un
MT: Uc
-10% / +10% @ 95% di una sett.
-15% / +10% @ 100% di una sett
-10% / +10% @ 95% di una sett.
1 settim.
1 settim.
BT: Un
MT: Uc
Generalm. ±5% max ±10% alcune
volte al giorno generalm ±4%
max ±6% alcune volte al giorno
1 giorno
indicativo
Plt < 1 @ 95% di una settim.
1 settim.
Pst non è usato
10-1000 / anno, <1s, profond <60%
dovuti a grossi carichi 10-1000 /
anno, <1s, profond. < 60% causata
da grossi carichi e guasti
1 anno
Profondità
indicativa
% di Un (Uc)
Brevi
interruzioni
da10 a parecchie
<1s
1 anno
indicativo;
durata < 3 min
Lunghe
interruzioni
10-50
1 anno
indicativo;
le
programmate
non sono incluse
Caratteristic
a
frequenza
Ampiezza della
tensione di
alimentazione
Variazione
della tensione
di
alimentazione
Variazioni
rapide della
tensione
Severità del
Flicker
Buchi di
tensione
Valore
nominal
e
BT: 230V
MT: Uc
BT MT
centinaia , 70%
note
per sistemi
per sistemi isolati
Fino al 2003 BT Un
può essere
secondo HD 472
S1
Sovratensioni
temporanee
BT MT
<1.5 kV rms fino a 5s < 2.0 Uc;
failures < 3 Uc; ferrorisonanza
indicativo
Sovratensioni
transitorie
BT
< 6 kV
indicativo
MT
Squilibrio della
tensione fornita
<2% @ 95%di una settiana,
occasionalmente fino al 3%
1 settim.
Armoniche
tabella 4 @ 95% di una settimana
1 settim.
Interarmoniche
Limiti in fase di studio
1 settim.
Segnali
trasmessi sulla
rete
Al di sotto della curva in figura 16
della EN50160 @ 99% di un giorno
1 giorno
Alcuni punti critici della norma EN 50160
Va riconosciuto alla Norma EN 50160 l’indubbio merito di aver fatto chiarezza su
molti aspetti della Power Quality e di aver condotto a buon fine il tentativo di
- 119 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
soddisfare l’esigenza di definire le caratteristiche della tensione in termini di
frequenza, ampiezza, forma d’onda e simmetria. Infatti la EN 50160 fornisce le
definizioni e in alcuni casi i metodi di misura e livelli di conformità per 10
caratteristiche della tensione fornita (si veda a tal proposito la tabella 12):
‐
Frequenza
‐
Variazioni della tensione di alimentazione
‐
Variazioni rapide della tensione ( e flicker)
‐
Buchi di tensione
‐
Brevi interruzioni
‐
Lunghe interruzioni
‐
Sovratensioni temporanee
‐
Squilibrio della tensione di alimentazione
‐
Tensioni armoniche
‐
Trasmissione di segnali sulla rete di alimentazione
Tabella 12 - Limiti di conformità Norma EN 50160
Caratteristiche della tensione di
alimentazione
Valutazione statistica
Limite di
conformità
Frequenza
95% di 1 settimana
100% di 1 settimana
50 Hz ± 1%
50 Hz +4% / -6%
Variazioni della tensione di alimentazione
95% di 1 settimana
Uc ± 10%
Variazioni rapide della tensione (e flicker)
95% di 1 settimana
Plt ≤ 1
Buchi di tensione
1 anno
Non dato
1)
Brevi interruzioni
1 anno
Non dato
2)
Lunghe interruzioni
1 anno
Non dato
3)
Sovratensioni temporanee
1 anno
Non dato
Squilibrio della tensione di alimentazione
95% di 1 settimana
< 2%
Tensioni armoniche
95% di 1 settimana
95% di 1 settimana
99% di 1 giorno
Vedi Tab. 1
THD < 8%
9% a 100 Hz
1% a 100 KHz
Trasmissione di segnali sulla rete di
alimentazione
1) Valore indicativo previsto di 1000 buchi/anno
2) Valore indicativo previsto di “diverse centinaia” di brevi interruzioni/anno
3) Valore indicativo previsto di 50 lunghe interruzioni/anno
Ma esistono ancora alcune questioni che, a giudizio di molti esperti del settore,
impediscono alla Norma EN 50160 di essere una Norma completa e del tutto
esauriente sulla Power Quality.
- 120 -
Indici di qualità dell’energia elettrica nell’attuale quadro legislativo e normativo - localizzazione delle fonti di disturbo.
Le questioni che impediscono alla EN 50160 di essere una norma completa sulla
Power Quality, si possono essenzialmente classificare in 5 punti:
1) Essendo una norma condivisa da tutti i Paesi della Unione Europea, essa
riflette i valori condivisi più bassi concordati relativamente ai limiti di Power
Quality.
2) Molti tra i più comuni e costosi eventi di Powe Quality (buchi, sovratensioni
(swells), interruzioni) non hanno limiti di conformità ma solo valori indicativi.
3) L’ambito in cui si applica la norma riguarda le reti BT e MT fino a 35 KV.
4) I metodi di misura per ciascuna caratteristica non sono definiti. In tal modo,
si consente agli utenti di valutare la conformità mediante metodi di misura
non definiti dalle norme, e quindi non è possibile confrontare i risultati o
applicare la giusta sanzione in caso di non conformità alla norma.
5) Molte caratteristiche sono valutate per un tempo inferiore al 100%
dell’intervallo di tempo di misura. E ciò fa si che:
a)
per 8,4 ore/settimana non esista nessun limite per:
‐
Le variazioni di tensione di alimentazione,
‐
flicker,
‐
squilibrio della tensione di alimentazione,
‐
singole armoniche o THD
b) Per 1,7 ore/settimana non esista nessun limite per la trasmissione di
segnali sulla rete di alimentazione.
Conclusioni
In questo capitolo abbiamo visto quale e quanto vasta sia ormai la Normativa
internazionale di settore relativamente alla Power Quality. Essa affronta tutti i
principali aspetti della Power Quality ed in particolare quelli relativi alla qualità della
tensione fornita. Le Norme cardine in questo panorama variegato e non sempre
concordante di Norme internazionali, un ruolo cardine è assunto dalle Norme serie
61000-X-X e dalla EN 50160, che pertanto abbiamo voluto esporre con maggiori
dettagli. Restano però ancora alcuni aspetti da analizzare e da normare con
maggior chiarezza, come ad esempio quelli menzionati riguardo alla Norma 50160,
e che sono già oggetto di ulteriori ricerche e valutazione da parte degli esperti nel
Settore della Power Quality.
- 121 -