DPCM 2003 - mediane e medie - ISPRA

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APAT Agenzia per la Protezione dell’Ambiente e per i Servizi Tecnici
via Vitaliano Brancati 48 – 00144 ROMA
Oggetto
Valutazione scientifica e tecnica delle problematiche connesse con l’applicazione del
DPCM 8 luglio 2003
Messa a punto di strumenti per la valutazione della mediana nell’arco delle 24 ore dei valori
di campo magnetico prodotti da linee elettriche e di metodi per il calcolo delle fasce di
rispetto
Ordine
Rif. Cliente: 28020 del 17/08/2004
Prot. CESI A4510266
Note
Contratto “Esposizione ai campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici” – Tema 1
Lavoro: L18039Q
Commessa Nexus: N5403R
zz
a
Cliente
Mod. RAPP v. 01
Bo
La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del CESI.
N. pagine
1
Data
31/01/2005
Elaborato
DAM – Linea ATM
Davide Capra
Diana Moneta
Verificato
DAM – Linea ATM
Renato Conti
Approvato
DAM – Linea ATM
Antonio Fiore
N. pagine fuori testo
CESI
Centro Elettrotecnico
Sperimentale Italiano
Giacinto Motta SpA
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20134 Milano - Italia
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Indice
SOMMARIO............................................................................................................................................. 3
1
INTRODUZIONE ............................................................................................................................ 3
2
DEFINIZIONI .................................................................................................................................. 4
3
PROBLEMATICHE CONNESSE CON L’APPLICAZIONE DEL DPCM 8 LUGLIO
2003 .................................................................................................................................................... 5
CONCLUSIONI.............................................................................................................................. 27
Bo
zz
4
a
3.1 DEFINIZIONE DELLE NORMALI CONDIZIONI DI ESERCIZIO .......................................................... 5
3.1.1 Inquadramento generale....................................................................................................... 7
3.1.2 Criterio connesso con la norma CEI 11-60.......................................................................... 8
3.1.3 Criterio statistico................................................................................................................ 10
3.1.4 Considerazioni riassuntive ................................................................................................. 17
3.2 FORNITURA DEI 12 VALORI MEDI GIORNALIERI ......................................................................... 17
3.3 CONSIDERAZIONI RIASSUNTIVE ................................................................................................. 24
3.4 ANDAMENTO DELLA MEDIANA GIORNALIERA ........................................................................... 24
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STORIA DELLE REVISIONI
Numero
revisione
0
Data
Protocollo
Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati
31/01/2005
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Prima emissione
SOMMARIO
L’attuale quadro legislativo rappresentato dalla Legge quadro 36/2001 ed il relativo DPCM 8 luglio
2003 presenta alcune criticità che meritano un approfondimento scientifico e tecnico al fine di fornire
strumenti adeguati per l’applicazione delle norme. Il progetto di ricerca si propone quindi di
approfondire le problematiche connesse con l’applicazione del DPCM 8 luglio 2003 agli elettrodotti e ad
altre sorgenti di campi elettrici e magnetici a bassa frequenza.
1
INTRODUZIONE
•
•
•
Bo
zz
a
La Legge 36/20011, oltre che a mettere ordine nelle competenze di Stato, Regioni, Province e Comuni in
materia di protezione umana dall’esposizione ai campi elettromagnetici, ha introdotto, accanto al
concetto di limite di esposizione, i concetti di valore di attenzione e di obiettivo di qualità. Per la
definizione dei valori numerici delle quantità suddette la legge rimanda ad un Decreto che è stato
approvato l’8 luglio 2003.
Il Decreto del Presidente del Consiglio Dei Ministri 8 luglio 20032 stabilisce, tra l’altro, che il valore di
attenzione e l’obiettivo di qualità sono valori dell'induzione magnetica intesi come mediana dei valori
nell'arco delle 24 ore nelle normali condizioni di esercizio (artt. 3 e 4). Inoltre, l’articolo 5 comma 4 del
DPCM citato stabilisce che gli esercenti di elettrodotti con tensione di esercizio non inferiore a 132 kV
devono fornire agli organi di controllo “…12 valori per ciascun giorno, corrispondenti ai valori medi
delle correnti registrati ogni 2 ore nelle normali condizioni di esercizio.”
L’attenta lettura degli articoli citati evidenzia tre problematiche di estremo interesse per l’applicazione
pratica del DPCM:
la definizione delle normali condizioni di esercizio;
la valutazione della mediana dell’induzione magnetica nell’arco delle 24 ore nelle normali
condizioni di esercizio;
il significato della fornitura di 12 valori medi di corrente per ciascun giorno nelle normali condizioni
di esercizio.
Si nota quindi che la definizione di “normali condizioni di esercizio” influenza chiaramente sia le
modalità di verifica del rispetto del valore di attenzione e dell’obiettivo di qualità che le procedure per il
calcolo dei valori medi di corrente da fornire agli organi di controllo.
Il presente rapporto analizza le problematiche sopra citate con l’intenzione di fornire un ausilio per la
definizione di criteri e metodi per il rispetto delle prescrizioni del DPCM.
1
2
Legge 36/2001: “Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici”, pubblicata
sulla Gazzetta Ufficiale n. 55 del 7 marzo 2001.
DPCM 8 luglio 2003: “Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la
protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli
elettrodotti”, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 200 del 29 agosto 2003.
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DEFINIZIONI
Per quanto riguarda le definizioni di esposizione, limite di esposizione, valore di attenzione, obiettivi di
qualità, elettrodotto, valgono le definizioni contenute all’art. 3 della Legge 22 febbraio 2001, n. 36,
"Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici"
pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 55 del 7 marzo 2001 che vengono qui richiamate per agevolare la
lettura del documento:
•
•
•
a
•
esposizione: è la condizione di una persona soggetta a campi elettrici, magnetici, elettromagnetici, o
a correnti di contatto, di origine artificiale;
limite di esposizione: è il valore di campo elettrico, magnetico ed elettromagnetico, considerato
come valore di immissione, definito ai fini della tutela della salute da effetti acuti, che non deve
essere superato in alcuna condizione di esposizione della popolazione e dei lavoratori;
valore di attenzione: è il valore di campo elettrico, magnetico ed elettromagnetico, considerato come
valore di immissione, che non deve essere superato negli ambienti abitativi, scolastici e nei luoghi
adibiti a permanenze prolungate. Esso costituisce misura di cautela ai fini della protezione da
possibili effetti a lungo termine e deve essere raggiunto nei tempi e nei modi previsti dalla legge ed
ha l’ulteriore obiettivo di assicurare la tutela dell'ambiente e del paesaggio e promuovere
l'innovazione tecnologica e le azioni di risanamento volte a minimizzare l’intensità e gli effetti dei
campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici secondo le migliori tecnologie disponibili.
obiettivi di qualità sono:
♦ i criteri localizzativi, gli standard urbanistici, le prescrizioni e le incentivazioni per l’utilizzo
delle migliori tecnologie disponibili;
♦ i valori di campo elettrico, magnetico ed elettromagnetico, definiti dallo Stato ai fini della
progressiva minimizzazione dell'esposizione ai campi medesimi;
elettrodotto: è l'insieme delle linee elettriche delle sottostazioni e delle cabine di trasformazione.
zz
•
•
•
Bo
Per le definizioni di campo magnetico, induzione magnetica, frequenza, valore efficace, si fa riferimento
alla norma CEI 211-6 (2001) “Guida per la misura e dei campi elettrici e magnetici nell’intervallo di
frequenza 0 Hz÷10 kHz, con riferimento all’esposizione umana”. Per completezza, si riportano nel
seguito le relative definizioni:
frequenza f: numero di cicli nell’unità di tempo
induzione magnetica B: grandezza vettoriale che, in ogni punto di una data regione, determina una
forza F su una carica q in moto con velocità v:
r
r r
F = q ⋅ (v × B )
•
campo magnetico H: grandezza vettoriale pari al rapporto tra l’induzione magnetica B e la
permeabilità magnetica µ del mezzo:
r
r B
H=
µ
•
valore efficace del campo magnetico: campo magnetico ottenuto con l’espressione
H = H x2 + H y2 + H z2
essendo Hx, Hy e Hz le componenti (valore efficace) misurate lungo i tre assi di riferimento.
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PROBLEMATICHE CONNESSE CON L’APPLICAZIONE DEL DPCM 8
LUGLIO 2003
Per comodità, riportiamo qui di seguito il testo integrale degli articoli 4, 5 e 6 del DPCM 8/7/2003 per
segnalare le problematiche che essi aprono in relazione ai dubbi interpretativi e/o alle incongruenze
tecniche che affronteremo nei paragrafi successivi.
3.1
Definizione delle Normali Condizioni di Esercizio
Art. 4.
Obiettivi di qualità
Nella progettazione di nuovi elettrodotti in corrispondenza di aree gioco per l'infanzia, di ambienti
abitativi, di ambienti scolastici e di luoghi adibiti a permanenze non inferiori a quattro ore e nella
progettazione dei nuovi insediamenti e delle nuove aree di cui sopra in prossimità di linee ed installazioni
elettriche già presenti nel territorio, ai fini della progressiva minimizzazione dell'esposizione ai campi
elettrici e magnetici generati dagli elettrodotti operanti alla frequenza di 50 Hz, è fissato l'obiettivo di
qualità di 3 µT per il valore dell'induzione magnetica, da intendersi come mediana dei valori nell'arco
delle 24 ore nelle normali condizioni di esercizio.
a
1.
Art. 5.
zz
Tecniche di misurazione e di determinazione dei livelli d'esposizione
Le tecniche di misurazione da adottare sono quelle indicate dalla norma CEI 211-6 data pubblicazione
2001-01, classificazione 211-6 prima edizione, «Guida per la misura e per la valutazione dei campi
elettrici e magnetici nell'intervallo di frequenza 0 Hz-10 kHz, con riferimento all'esposizione umana» e
successivi aggiornamenti.
2.
Per la determinazione del valore di induzione magnetica utile ai fini della verifica del non superamento
del valore di attenzione e dell'obiettivo di qualità il sistema agenziale APAT-ARPA dovrà determinare le
relative procedure di misura e valutazione, con l'approvazione del Ministero dell'ambiente e della tutela
del territorio.
3.
Per la verifica del rispetto delle disposizioni di cui agli articoli 3 e 4, oltre alle misurazioni e
determinazioni di cui al commi 1 e 2, il sistema agenziale APAT-ARPA può avvalersi di metodologie di
calcolo basate su dati tecnici e storici dell'elettrodotto.
4.
Per gli elettrodotti con tensione di esercizio non inferiore a 132 kV, gli esercenti devono fornire agli
organi di controllo, secondo modalità fornite dagli stessi, con frequenza trimestrale, 12 valori per ciascun
giorno, corrispondenti ai valori medi delle correnti registrati ogni 2 ore nelle normali condizioni di
esercizio.
Bo
1.
Inserire qui la descrizione delle carenza e delle incongruenze (normali condizioni, mediana giornaliera,
valori medi)?
In prima istanza è interessante notare che nell’art. 4 si stabilisce che l’obiettivo di qualità deve essere
inteso come mediana dei valori nell’arco delle 24 ore nelle NORMALI CONDIZIONI DI ESERCIZIO. Le
stesse normali condizioni di esercizio vengono richiamate al comma 4 dell’art. 5 con riferimento ai
valori medi delle correnti che gli esercenti degli elettrodotti con tensioni maggiori di 132 kV devono
fornire agli organi di controllo.
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Probabilmente il legislatore non ha ritenuto opportuno definire con precisione le normali condizioni di
esercizio degli elettrodotti reputando che questo fosse un concetto già ben descritto nella letteratura
tecnica.
In realtà la normativa tecnica non fornisce una definizione precisa delle normali condizioni di esercizio.
Risulta quindi di estrema importanza darne una definizione precisa al fine di un’applicazione uniforme,
completa e non ambigua dei due articoli citati.
Per tentare di costruire una definizione si può partire dalla definizione di “esercizio” fornita dalla norma
CEI EN 50110-1 (Esercizio degli impianti elettrici):
“Esercizio”: tutte le attività lavorative necessarie al funzionamento di impianti elettrici.
Tali attività comprendono sia le operazioni di manovra, di controllo, di verifica e di
manutenzione sia i lavori elettrici che quelli non elettrici.
La stessa norma, all’interno del capitolo 5 “Procedure per l’esercizio normale”, considera le manovre
di esercizio (collegamenti, scollegamenti per avviamento o arresto di apparecchi elettrici, messa fuori
servizio o in servizio per lavori sugli impianti) ed i controlli funzionali (misure, prove, ispezioni).
Vengono cioè considerate normali tutte le manovre effettuate sugli impianti al fine di garantire il loro
corretto esercizio in condizioni non di emergenza.
Bo
zz
a
La norma CEI 11-1 (Impianti elettrici con tensione superiore a 1 kV in corrente alternata), tra le
prescrizioni elettriche al paragrafo 3.1.3 “Corrente in esercizio normale”, afferma:
“Ogni sistema deve essere progettato e costruito in modo che le correnti in condizioni di esercizio
normale non superino le correnti assegnate nominali dell’apparecchiatura o le correnti ammissibili nel
caso di componenti elettrici per i quali non è specificata una corrente nominale.
Si deve tener conto anche di condizioni ambientali sfavorevoli, come una temperatura più elevata di
quella specificata nelle norme corrispondenti”
Sebbene la norma CEI 11-1 non sia strettamente applicabile a tutte le linee elettriche3, essa, insieme alla
norma CEI EN 50110-1, può costituire una base per la proposta di una definizione di normali condizioni
di esercizio per gli elettrodotti che prenda come riferimento le correnti assegnate nominali
dell’elettrodotto.
“Normali condizioni di esercizio”: tutte le condizioni di esercizio di un elettrodotto che
consentono di garantirne, nel rispetto delle correnti assegnate nominali, il corretto
funzionamento in condizioni non di emergenza.
Per definire le condizioni di emergenza, il GRTN nel glossario pubblicato sul proprio sito internet
(http://www.grtn.it/ita/glossario/glossario.asp) riporta la seguente definizione:
“Condizione di emergenza di un sistema elettrico”: situazione di funzionamento del
sistema elettrico in cui, a causa di guasti o perturbazioni, si ha la violazione di limiti
operativi su elementi di rete e/o la disalimentazione di porzioni di carico.
3
La Norma non si applica alla progettazione e costruzione di linee aeree e sotterranee tra impianti
separati.
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Il problema si sposta quindi nella scelta del valore della corrente nominale da utilizzare per
l’applicazione della definizione sopra proposta4. Questo valore potrà essere scelto in base alle
caratteristiche della linea prendendo come riferimento, ad esempio, la portata in corrente in servizio
normale definita dalla norma CEI 11-60 o una sua frazione opportunamente definita. In alternativa, e
solo per linee esistenti, potrebbe essere definito un valore di corrente nominale funzione delle condizioni
storiche di utilizzo della linea.
In funzione dell’approccio adottato per la definizione del valore della corrente nominale vi possono
quindi essere diverse conseguenze sia sul calcolo dell’esposizione degli individui sottoposti al campo
magnetico generato da un particolare elettrodotto, sia sulle modalità di acquisizione e fornitura, per
ciascun giorno, dei 12 valori medi delle correnti registrati ogni 2 ore.
Nei prossimi paragrafi verranno analizzate le conseguenze derivanti dalle diverse scelte cui si è
accennato con lo scopo di fornire elementi utili per consentire l’individuazione di un criterio condiviso
che permetta un’applicazione uniforme e non ambigua del DPCM 8/7/2003.
3.1.1 Inquadramento generale
In generale, un opportuno criterio per individuare le normali condizioni di esercizio di un elettrodotto è
quello basato sulla definizione di un intervallo di riferimento per la portata in corrente {Ilow,IHI}; i valori
di corrente al di fuori di questo intervallo sono considerati in condizioni non normali e quindi scartati.
La scelta dell’intervallo può essere fatto seguendo due approcci diversi:
CEI 11-60, nei casi in cui essa risulta applicabile;
a
• Ilow e IHI sono definiti come frazioni della corrente di riferimento determinata tramite la norma
correnti sulla singola linea.
zz
• Ilow e IHI sono definiti, caso per caso, in base a considerazioni statistiche sull’andamento storico delle
n° letture
Bo
Dal punto di vista operativo, confrontare i dati disponibili con un intervallo di riferimento {Ilow, IHI}
equivale a scartare le letture inferiori al valore Ilow e quelle superiori al valore IHI. Nella seguente Figura
1 viene mostrato un esempio qualitativo di tale procedura: le letture del periodo considerato vengono
confrontate con l’intervallo di riferimento allo scopo di identificare le possibili registrazioni ottenute in
condizioni “non normali”.
Ilow
IHI
I [A]
letture in condizioni “normali”
Figura 1
4
estrazione delle sole
riferimento {Ilow,IHI}
letture
che
ricadono
all’interno
dell’intervallo
di
La portata nominale di una linea, che a volte compare nella documentazione di accompagnamento dei
progetti, ha un puro valore convenzionale.
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Nell’esempio non si è esplicitata la modalità con cui sono stati ricavati gli estremi Ilow e IHI; nei seguenti
paragrafi verranno esposti due differenti criteri per la determinazione dell’intervallo di riferimento,
nonché l’effetto di tali metodi sulla determinazione dei 12 valori medi giornalieri. Nel presente
paragrafo non si è posta inoltre l’attenzione su come vengono trattati i dati eliminati in quanto questi
aspetti saranno trattati più nel dettaglio nei prossimi paragrafi (§3.1.2, §3.1.3 e §3.1.4).
Bo
zz
a
3.1.2 Criterio basato sulla norma CEI 11-60
Allo scopo di individuare in modo univoco le “normali condizioni di esercizio”, una proposta
prontamente realizzabile è rappresentata da valori di riferimento determinati a partire dai parametri
costruttivi della linea di trasmissione (CEI 11-60 ediz. 2). Tale criterio, che certamente non descrive il
comportamento della singola linea, può in ogni caso rappresentare un metodo da impiegarsi per le
analisi in assenza di dati storici.
Con questo approccio, per eliminare le condizioni eccezionali dal computo delle mediane e dei 12 valori
medi giornalieri si potrebbero considerare solo le registrazioni che si situano al di sotto di una certa
percentuale della corrente di riferimento determinata tramite la citata norma CEI 11-60, tenendo
ovviamente conto della zona geografica in cui la linea è situata e considerando il periodo climatico più
gravoso dal punto di vista del carico. Come è noto, la portata in corrente in servizio normale (ovvero la
corrente che può essere sopportata per il 100% del tempo con limiti accettabili del rischio di scarica e
dell’invecchiamento5) si determina in funzione di:
• zona climatica:
zona climatica A = Italia Centrale, Meridionale, Insulare di altitudine non maggiore a 800 m slm
zona climatica B = tutta Italia Settentrionale più Italia Centrale, Meridionale, Insulare di
altitudine maggiore di 800 m slm;
• periodo stagionale:
Periodo freddo (F) = ottobre ÷ aprile,
Periodo caldo (C) = maggio ÷ settembre.
Con il conduttore di riferimento alluminio-acciaio (formazione 54+19) avente diametro circoscritto
∅ 31.5 mm, nel periodo Freddo per una linea 380 kV trinata posta in zona A si ottiene un valore di
corrente di 2955 A mentre per la zona B si ha 2310 A; considerando invece il conduttore ∅ 22.8 mm
(zona A-periodo F), si ricava 2220 A. Per confronto, la portata in corrente di una linea 132 kV, unico
conduttore da ∅ 22.8 mm (zona A-periodo F), è pari a 870 A.
Chiamando I0 la portata in corrente in servizio normale determinata tramite la norma CEI 11-60,
l’intervallo di riferimento {Ilow, IHI} da impiegare nella procedura accennata al paragrafo §3.1.1 viene
descritto in termini generali come {αI0, βI0}, con 0 ≤ α < β ≤ 1.
Senza entrare in eccessivo dettaglio, si vede che l’assunzione α = 0 implica ovviamente che tutte le
registrazioni con linea scarica6 vengono incluse nelle successive valutazioni; volendo invece escludere i
valori di corrente nulli o le correnti capacitive in assenza di carico, tale parametro dovrebbe invece
essere fissato pari ad un opportuno valore maggiore di zero.
5
Elevate temperature di esercizio conducono sostanzialmente al fenomeno della ricottura, con
conseguente perdita di carico meccanico. Per i conduttori tradizionali la temperatura di esercizio
massima è 90÷100 °C; esistono conduttori in particolari leghe di alluminio termoresistenti che
permettono di raggiungere 150 °C (lega TAL) e 200÷230 °C (leghe ZTAL e XTAL), ma al momento
non sono impiegati estensivamente.
6
Intendendo per linea scarica sia la condizione di corrente nulla (linea sezionata alle due estremità) che
di corrente capacitiva presente quando la linea è a vuoto (in tensione).
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Passando a considerare l’estremo superiore dell’intervallo di riferimento IHI = βI0, è dapprima necessario
notare che l’applicazione della norma CEI 11-60 conduce ad un valore di portata I0 solitamente ben
superiore al carico normalmente osservabile durante l’anno su linee simili (vedi esempio presentato
sopra). Dalla definizione di I0 risulta che la corrente in servizio normale può essere assunta per il 100%
del tempo con diminuzione accettabile del livello di sicurezza, ne consegue che – da un punto di vista
teorico – il valore da assegnare a β potrebbe essere anche pari all’unità. In tal caso, tutte le registrazioni
vengono incluse nelle condizioni di “normale esercizio” (con l’eccezione di quelle eventualmente
eliminate ponendo α > 0 e quelle maggiori di I0 permesse dalla norma per il servizio temporaneo).
La diversa ampiezza dell’intervallo {Ilow, IHI} = {αI0, βI0} comporta l’inserimento di un diverso numero
di letture nella valutazione dell’esposizione dovuta al particolare elettrodotto e nel calcolo dei 12 valori
medi giornalieri; al paragrafo §3.1.3 verranno esposte alcune considerazioni di carattere generale
relativamente alle conseguenze che l’eliminazione di diverse porzioni della curva di carico determina
sulla valutazione del valore mediano giornaliero.
La scelta di α = 0 e β = 1 non rappresenta un criterio accettando, di fatto, tutti i valori di corrente
riscontrati sulla linea7.
Al fine di comprendere qualitativamente le conseguenze derivanti dalla scelta di α e β, in Figura 2 sono
riportati l’andamento del carico per una linea trinata 380 kV situata in zona B ed alcune frazioni
significative della corrente I0 determinata per il periodo Freddo tramite la norma CEI 11-60.
a
2500
zz
I0
2000
Carico [A]
Bo
1500
1000
0.8
I0
0.6
I0
0.5
I0
500
0.1
0
01/01
31/01
01/03
I0
31/03
30/04
30/05
29/06
29/07
28/08
27/09
27/10
26/11
26/12
giorno
Figura 2
7
linea 380 kV - andamento del carico durante un intero anno; sono identificate alcune
frazioni significative del valore della portata in servizio normale I0 = 2310 A
determinata secondo la norma CEI 11-60 (conduttore di riferimento 31.5 mm, zona
B, periodo F).
Si trascurano le portate in corrente in servizio temporaneo.
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L’analisi della Figura 2 conferma che le registrazioni si posizionano generalmente ben al di sotto del
livello I0; solo alcune letture si situano attorno a valori superiori al 60% di I0 con un periodo, attorno
all’inizio di ottobre, in cui i valori di corrente hanno raggiunto l’80% di I0. Determinare il valore di β
per la tipologia di linea qui considerata significa quindi conoscere le condizioni in cui sono stati
riscontrati i valori più elevati. Nel caso in cui i valori assunti ad inizio ottobre (sempre in riferimento alla
Figura 2) siano riconducibili a situazioni di “normale esercizio” secondo la definizione proposta al §3.1,
il parametro β deve necessariamente essere superiore a ~0.9 al fine di mantenere tali dati nelle
successive valutazioni.
All’estremo opposto, si nota la presenza di numerose letture con valori di carico ridotto o nullo che
verrebbero eliminate ponendo, ad esempio, α = 0.1; una scelta in tal senso però, comporterebbe
l’eliminazione pressoché totale dei valori di corrente acquisiti nel periodo estivo.
zz
a
Nel presente esempio non è stata contemplata la distinzione tra periodo Freddo e periodo Caldo da cui
deriverebbe, secondo quanto descritto dalla norma CEI 11-60, la definizione di due diversi valori di
riferimento I0; per generare la figura è stato impiegato, cautelativamente, il solo valore determinato per il
periodo Freddo. La presenza di due diversi livelli di riferimento I0 per i periodi Freddo/Caldo non
aumenta significativamente la complessità della procedura (poiché tali periodi sono univocamente
individuati) e permette, qualora se ne ravvisasse l’opportunità, una maggiore flessibilità
nell’individuazione delle condizioni di riferimento; nell’esempio riportato si vede come il carico presenti
una ciclicità stagionale facilmente individuabile, in cui la scelta di un unico I0 potrebbe condurre a
severità eccessive. L’analisi dettagliata degli andamenti del carico per numerose linee della medesima
tipologia potrebbe al limite suggerire due differenti coppie di parametri (α,β) per le due stagioni, da
affiancare ai rispettivi carichi di riferimento.
Bo
È opportuno che la scelta dei parametri discenda da valutazioni di compromesso che cerchino di
rispecchiare il più fedelmente possibile il comportamento di numerose linee che hanno in comune le
caratteristiche tecnologiche e la zona geografica. Risulta chiaro che adottando questa metodologia si
assume una certa probabilità (non agevolmente quantificabile) di includere nella “normalità” alcune
registrazioni di natura eccezionale e viceversa. Dalle riflessioni preliminari qui riportate emerge infatti la
considerazione che, essendo la coppia di parametri (α,β) fissata in modo univoco per ciascuna tipologia
di elettrodotto a prescindere dagli assetti di rete, può accadere che per una determinata linea alcune
registrazioni che cadono all’esterno dell’intervallo di riferimento possano in realtà essere conseguite in
“normali condizioni”, o all’opposto possano essere inclusi dei dati ottenuti in situazioni non di routine
per la linea in esame.
Un ulteriore raffinamento del metodo di individuazione delle “normali condizioni” potrebbe derivare dal
raggruppamento delle linee appartenenti ad una singola tipologia in base a criteri aggiuntivi: utenze
servite (residenziale oppure sito industriale a ciclo continuo), forma della distribuzione oraria del carico
(monomodale, bimodale), ecc. Si sottolinea che per mantenere la facilità di applicazione della
metodologia qui esaminata deve essere possibile assegnare la linea a ciascun sottogruppo individuato in
modo univoco e agevole.
3.1.3 Criterio statistico
Passando a considerare l’ipotesi di impiego di un criterio di natura statistica, si vede innanzitutto che,
dovendo rispecchiare la “normalità” delle condizioni di esercizio, è ragionevole che il riferimento
{Ilow,IHI} venga valutato su un intervallo temporale (T0) che racchiuda un numero significativo di cicli
della linea in esame (ad esempio una settimana o un mese).
Nella seguente Figura 3 si riporta lo schema di impiego della procedura qui presentata: in una prima fase
si effettua il calcolo dell’intervallo {Ilow,IHI} a partire da tutte le letture disponibili nel periodo di
riferimento T0, successivamente si opera il confronto dei dati registrati nel giorno in esame per valutare
la “normalità” delle letture, secondo quanto descritto in precedenza. Tutti i dati disponibili nel giorno
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considerato saranno a loro volta impiegati per calcolare il riferimento {Ilow,IHI} da usare nella valutazione
delle letture dei periodi successivi.
periodo di
riferimento
I [A]
I [A]
letture di un
giorno
IHI
IHI
Ilow
t
Ilow
t
T0
confronto
calcolo di {Ilow , IHI}
Figura 3
schema di calcolo sul periodo T0 delle “normali condizioni di esercizio” (intervallo
di riferimento {Ilow,IHI}) per consentire il successivo confronto delle letture
giornaliere
Bo
zz
a
Le letture giudicate “non normali” a seguito del confronto con il riferimento {Ilow,IHI}, non dovrebbero
rientrare nella determinazione dei 12 valori medi giornalieri di corrente (art. 5, vedere paragrafo §3.2 del
presente documento) e, considerando il caso in cui la linea in esame sia l’unica sorgente di campo
magnetico, non concorrono alla valutazione della mediana giornaliera (art. 4 del DPCM). Per seguire i
cambiamenti del comportamento della linea (variazioni stagionali o dell’assetto di rete) i dati “non
normali” dovrebbero essere in ogni modo usati per calcolare il riferimento {Ilow,IHI} da impiegare per le
valutazioni successive, in caso contrario si assisterebbe ad una eliminazione progressiva delle code della
distribuzione.
I valori di riferimento dovrebbero essere periodicamente ricalcolati per ciascuna linea, allo scopo di
rispecchiare le modifiche dell’assetto di rete. Si sottolinea che, a differenza di un criterio univoco quale
quello derivante dalla norma CEI 11-60, questa metodologia permette di determinare il livello di
riferimento per ogni singola linea dovendo però pagare il prezzo di analizzare le registrazioni di
ciascuna di esse.
Senza entrare in descrizioni accurate di una possibile procedura di definizione delle normali condizioni
di esercizio, si vede facilmente come una scelta naturale per gli estremi Ilow e IHI sia rappresentata dai
percentili8: in questo modo è possibile eliminare le code della distribuzione che, per la definizione stessa
di percentile, sono riconducibili a condizioni di esercizio eccezionali. Lo specifico percentile scelto per
ciascuno dei due estremi (5°, 10°, 90°, 95°, ecc.) porta ovviamente ad eliminare porzioni diverse della
curva di carico. Esempi di distribuzione in situazione di carico ridotto e di carico elevato sono riportati
rispettivamente in Figura 4e Figura 5: in ciascuna figura sono evidenziati i riferimenti Ilow e IHI calcolati
in entrambi i casi applicando la medesima definizione.
8
Dato o valore che divide una serie ordinata in modo non decrescente, di modo che ogni altro dato o valore a esso inferiore
rappresenti una determinata percentuale. La mediana equivale al 50% percentile (metà dei valori assunti dalla distribuzione è
al di sotto di questo parametro).
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Ilow
IHI
30
25
letture
20
15
10
5
0
0
500
1000
1500
2000
Carico [A]
esempio di distribuzione in condizioni di carico limitato e calcolo degli estremi
Ilow e IHI
a
Figura 4
35
IHI
zz
Ilow
30
Bo
25
letture
20
15
10
5
0
0
500
1000
1500
2000
Carico [A]
Figura 5
esempio di distribuzione in condizioni di carico elevato e calcolo degli estremi
Ilow e IHI, definiti rispettivamente come 5° e 95° percentile.
Anche questo criterio non presenta una definizione univoca dell’intervallo di riferimento, poiché nelle
“condizioni di normale esercizio” possono confluire diversi comportamenti della linea; si ritiene che i
parametri di definizione possano essere individuati solo attraverso una accurata analisi statistica
condotta su linee di diversa tipologia con basi temporali di durata sufficientemente rappresentativa.
Nel seguito documento si proporranno alcune considerazioni di carattere generale, supportate da alcuni
esempi concreti.
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Il parametro Ilow separa i valori all’estremo inferiore della curva, corrispondenti solitamente alla messa
fuori servizio della linea in esame; un valore corrispondente al 5° percentile può essere ragionevolmente
assunto come estremo inferiore dell’intervallo di riferimento. Il livello Ilow = 0 potrebbe non essere
ritenuto significativo, perché si deve tenere conto delle correnti capacitive di richiusura (vedere anche
§Criterio basato sulla norma CEI 11-60).
All’estremo opposto, il parametro IHI dovrebbe consentire di eliminare solo le situazioni di emergenza,
ovvero la coda finale della curva di carico; questo riferimento potrebbe quindi coincidere con il 95°
percentile o altro valore confrontabile (ma difficilmente con il carico massimo, per ragioni analoghe a
quanto visto per Ilow = 0).
Passando a valutare un caso reale, si consideri nuovamente la linea 380 kV appartenente alla RTN già
analizzata al precedente paragrafo §3.1.2; a partire da tutte le registrazioni ogni 15’ dell’intero anno, si
ottengono i seguenti parametri statistici principali:
Media
601 A
Minimo
0 A
Max
2021 A
Mediana 622 A (50° percentile)
a
A titolo di confronto, si rammenta che la corrente di riferimento calcolata secondo le indicazioni
riportate nella norma CEI 11-60 per la zona in cui la linea è situata (zona “B”) e per il periodo freddo (F)
è pari a 2310 A.
2500
Bo
zz
Nella seguente Figura 6 è stata riportata la suddivisione all’interno di ciascun intervallo di carico
(I ≤ 50 A, 50 A < I ≤ 100 A, ecc.) delle letture lungo ’intero anno; nel grafico è inoltre sovrapposto il
valore medio calcolato sul medesimo periodo.
Media anno = 601 A
2112
2000
1500
1000
500
10
015
0
20
025
0
30
035
0
40
045
0
50
055
0
60
065
0
70
075
0
80
085
0
90
095
0
10
00
-1
05
0
11
00
-1
15
0
12
00
-1
25
0
13
00
-1
35
0
14
00
-1
45
0
15
00
-1
55
0
16
00
-1
65
0
17
00
-1
75
0
18
00
-1
85
0
19
00
-1
95
0
20
00
-2
05
0
0
<=
50
numero letture
1709
intervallo di carico [A]
Figura 6
linea 380 kV – ripartizione delle letture ogni 15’ all’interno dei singoli intervalli di
carico (≤50 A, 50 A<I≤100 A, ecc.). Media delle letture sull’intero anno: 601 A.
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Per la linea qui esaminata si osserva una distribuzione del tipo “bimodale” (maggior numero di
registrazioni per gli intervalli 100÷150 A e 700÷750 A), non facilmente riconducibile ad una
distribuzione notevole (gaussiana, uniforme, ecc.). Si osserva in questo esempio una “coda” abbastanza
estesa, in cui i valori di corrente più elevati (>1400 A) sono raggiunti con frequenza significativamente
inferiore al resto della curva. A partire da tutte le letture dell’intero anno si possono ricavare i parametri
statistici riassunti in Tabella 1:
Tabella 1
linea 380 kV – alcuni dati statistici (percentili) calcolati a partire da tutte le letture
dell’anno
Valore
[A]
3°
5°
10°
15°
90°
95°
98°
66
92
144
200
1021
1111
1200
a
Percentile
Bo
zz
Come esempio pratico di verifica delle “normali condizioni di esercizio”, nella seguente Figura 7 sono
riportate le registrazioni del giorno 5 maggio; nel medesimo grafico sono evidenziati i valori di 3°, 5°,
95° e 98° percentile calcolati sull’intero anno (vedere nuovamente Tabella 1). Come si può notare,
alcune registrazioni presentano valori inferiori al 3° o al 5° percentile e, secondo il criterio finora
descritto, non dovrebbero entrare nelle valutazioni dei 12 dati medi di carico e, indirettamente, della
mediana giornaliera. Non vi sono invece letture che si situano oltre il 95° o il 98° percentile.
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linea 380 kV - registrazioni del giorno 5 maggio
1300
98° percentile
1200
1100
95° percentile
1000
900
Carico [A]
800
700
600
500
400
300
200
5° percentile
100
0
0.00
3° percentile
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
20.00
22.00
linea 380 kV – registrazioni del carico ogni 15’ del giorno 5 maggio; sono riportati
3°, 5° e 95°, 98° percentile calcolati sull’intero anno.
zz
Figura 7
a
ora
Tabella 2
Bo
Impiegando tutti i dati registrati nel giorno considerato, si ottengono media e mediana giornaliere
riportate in Tabella 2; nella stessa tabella sono riportate le elaborazioni statistiche ricavate utilizzando
unicamente i dati che ricadono nell’intervallo 5°÷95° percentile (83 letture invece di 96) oppure 3°÷98°
percentile (91 letture).
elaborazioni statistiche relative al giorno 5 maggio
Intervallo di riferimento
{Ilow , IHI} calcolato su intero anno
media giornaliera
[A]
mediana giornaliera
[A]
Tutte le letture
354
215
3°÷98° percentile (66÷1200 A)
371
264
5°÷95° percentile (92÷1111 A)
399
295
Come si può vedere dalla precedente tabella, i parametri statistici ottenuti variano anche sensibilmente
in funzione dell’intervallo di riferimento considerato; in questo esempio con dati reali viene eliminata
solo una porzione dell’estremità inferiore della distribuzione e si ottengono di conseguenza media e
mediana superiori a quelle risultanti dal calcolo con tutte le letture.
Nel caso opposto, in cui i dati si situano all’estremità superiore della distribuzione, dal confronto delle
letture con intervalli di riferimento {Ilow, IHI} analoghi a quelli visti nell’esempio sopra riportato, si
ottengono ragionevolmente valore medio e mediana inferiori ai parametri statistici di partenza.
Nel caso generico, in cui alcune letture sono inferiori a Ilow ed altre superiori a IHI, la relazione tra
intervallo di riferimento e dati statistici che si ricavano non è a priori identificabile; la media e la
mediana giornaliera ovviamente non variano nel caso in cui tutte le registrazioni del giorno in esame
ricadono all’interno dell’intervallo {Ilow, IHI}. Considerando infine l’insieme di tutte le letture su cui sono
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calcolati i percentili (anno), eliminando porzioni di uguale ampiezza ai due estremi della distribuzione il
valore mediano calcolato sugli stessi dati ovviamente non cambia mentre, in generale, il valore medio
può modificarsi; questo aspetto verrà ulteriormente affrontato al successivo paragrafo §3.2. Occorre
sottilineare che – in questo approccio – i dati dai quali sono determinati gli estremi di riferimento non
coincidono con i valori da verificare, di conseguenza non si possono stabilire relazioni dirette tra i
relativi parametri statistici.
È ragionevole che diverse tipologie di linea, ad esempio afferenti ad impianti industriali a ciclo continuo
anziché a zone residenziali, presentino distribuzioni del carico differenti (sia dal punto di vista temporale
che per quanto riguarda gli intervalli di carico) e ne derivino, conseguentemente, differenti relazioni tra
parametri statistici complessivi ed intervalli di riferimento di diversa ampiezza. Ad esempio, nella
seguente Figura 8 è riportata la distribuzione del carico di altre due linee 380 kV, il cui aspetto è molto
differente dalla distribuzione di Figura 6 della linea finora considerata.
2500
2000
zz
a
1500
1000
linea 2
Bo
500
linea 1
<=
50
50
-1
00
10
015
15 0
020
20 0
025
25 0
030
30 0
035
35 0
040
40 0
045
45 0
050
50 0
055
55 0
060
60 0
065
65 0
070
70 0
075
75 0
080
80 0
085
85 0
090
90 0
09
95 50
01
10 00
00 0
-1
10 05
50 0
-1
11 10
00 0
-1
11 15
50 0
-1
12 20
00 0
-1
12 25
50 0
-1
13 30
00 0
-1
13 35
50 0
-1
14 40
00 0
-1
45
0
0
Figura 8
distribuzioni di carico per due linee 380 kV – registrazioni ogni 15’ di un intero
anno
Dai dati finora presentati è evidente come un criterio statistico/algebrico offra un metodo univoco e
specifico per la linea che permette di determinare se la lettura è “normale” o meno; d’altro canto, come
visto anche al paragrafo §3.1.2, questa procedura implica la definizione di un insieme di parametri
statistici che consenta di rappresentare con sufficiente accuratezza il comportamento di linee differenti.
La disponibilità di tutte le registrazioni per un periodo temporale sufficientemente lungo costituisce il
requisito fondamentale che consente il calcolo accurato degli estremi di riferimento; questo rappresenta
d’altro canto l’aspetto decisamente svantaggioso di questa metodologia..
Occorre sottolineare, infine, l’attuale assenza di registrazioni per alcune linee a tensione >132 kV,
soprattutto se non appartenenti alla RTN. Per un periodo transitorio – fintanto che i vari Gestori non
avranno creato un proprio archivio storico – si pone il problema di definire quale ulteriore valore di
corrente considerare per riferimento. In ogni caso, poiché la rete elettrica AT è una realtà in continua
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evoluzione, l’intervallo di valori che identifica il “normale esercizio” potrebbe anche non essere un
numero fissato ed immutabile, ma venire periodicamente aggiornato in base agli assetti più recenti.
3.1.4 Considerazioni riassuntive
Le considerazioni finora delineate hanno descritto qualitativamente due diverse procedure che possono
essere applicate nella determinazione delle “normali condizioni” delle letture di carico per una linea AT.
In entrambi gli approcci la procedura consiste nel confrontare i dati con un intervallo di riferimento
{Ilow, IHI}, individuato in modo differente nei due casi visti. La definizione del suddetto intervallo incide
direttamente sulla valutazione delle normali condizioni di esercizio e dei 12 valori medi giornalieri, e
consiste essenzialmente in:
•
nel caso del criterio basato sulla norma CEI 11-60, l’intervallo di riferimento è dato in funzione
della portata in servizio normale dell’elettrodotto I0;
per il criterio di tipo statistico/algebrico, si devono individuare i percentili della distribuzione che
delimitano l’intervallo di riferimento.
•
zz
a
Nel momento in cui viene determinato l’intervallo di riferimento, la procedura di verifica dei dati
diviene univoca per tutte le linee.
Si sottolinea che la definizione dell’intervallo {Ilow, IHI} implica un certo grado di imprecisione
nell’eliminare le letture che ricadono al di fuori dell’intervallo stesso. Una particolare linea, ad esempio,
può “normalmente” presentare livelli di carico attorno al 80% della portata in servizio; esaminando la
famiglia di linee nel suo complesso si potrebbe fissare l’estremo superiore dell’intervallo di riferimento
ad un livello attorno all’80% di I0, ottenendo che per la specifica linea considerata si avrebbe
l’eliminazione di dati comunque “normali”.
Nella seguente tabella vengono riassunti gli aspetti positivi e negativi delle procedure viste.
Criterio
CEI 11-60
Bo
•
•
•
Statistico/algebrico
3.2
Pro
Contro
Metodo semplice
• Unico intervallo di riferimento per
I dati necessari sono facilmente tutte le linee della stessa tipologia
• Riferimento statico (non dipende
individuabili
dall’assetto di rete)
È possibile un certo grado di
flessibilità (periodo caldo/freddo)
Specifico per la linea in esame
• Richiede una notevole mole di
informazioni, non sempre
Rispecchia le variazioni
disponibili
dell’assetto di rete
•
•
Fornitura dei 12 valori medi giornalieri
Si ritiene necessario richiamare come, in una data sezione trasversale di una linea elettrica, il campo
elettrico e quello magnetico, oltre che dalle caratteristiche geometriche della linea e dall’orografia del
terreno, dipendano, rispettivamente, dai valori “locali” della tensione dei conduttori e dalla corrente
transitante in essi. Tali valori non sono facilmente misurabili in via diretta per cui è necessario assumere,
in prima approssimazione, che essi siano uguali a quelli generalmente misurati nella stazione o cabina (a
seconda del livello di tensione della linea elettrica) di partenza (o di arrivo) della linea.
Di norma il sistema di controllo del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) registra, per
ogni elettrodotto della RTN, i valori di potenza reattiva, potenza attiva, e tensione, rilevati ad intervalli
di 15 minuti, nelle due stazioni di estremità dell’elettrodotto stesso. Anche ENEL Distribuzione è in
grado di fornire dati analoghi per la propria rete AT; la disponibilità di dati per le reti di media e bassa
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tensione è invece alquanto incerta. Per gli altri gestori di reti elettriche presenti sul territorio italiano vi
sono situazioni abbastanza differenziate.
Soffermandosi sui dati ottenibili dal sistema di controllo del GRTN, si può quindi osservare che in
funzione delle telemisure delle grandezze elettriche sopra citate si possono calcolare valori di corrente
nelle due stazioni di estremità dell’elettrodotto (intese come correnti dell’equivalente sistema
simmetrico ed equilibrato9).
Limitandosi al problema della corrente, il primo quesito che si pone è pertanto quello di decidere
quale tra i valori deducibili dalle misure disponibili (max tra i due valori misurati ai nodi di
estremità, valor medio tra le due misure, ecc.) assumere ai fini delle verifiche di compatibilità degli
elettrodotti esistenti con i livelli di attenzione stabiliti dal DPCM 08/07/2003.
Ciò premesso, vediamo con qualche esempio di approfondire il problema ed evidenziare alcune
problematiche connesse con l’impiego dei dati medi giornalieri per effettuare stime attendibili di
esposizione in aree prossime agli elettrodotti. Si sottolinea che anche in questa analisi si è focalizzata
l’attenzione sui dati di carico di sole linee AT, prescindendo dalla metodologia con cui, a partire da
questi valori, si può stimare il livello di campo magnetico in un’area di interesse.
a
Inseriamo qui alcune considerazioni su sfasamenti/potenze reattive? Direi di si. Inserirei anche le
formule per il calcolo della corrente a partire dalla potenza attiva e reattiva.
Tel-chì:
zz
Come accennato, ad un estremo della linea vengono generalmente registrati la tensione V [kV], la
potenza attiva P [MW] e la potenza reattiva Q [MVAR]; la corrente di fase I [kA] è data dalla nota
relazione:
1
3
P2 + Q2
V
Bo
I=
Lo sfasamento (solitamente indicato in termini di cosφ) si ricava da:
cos φ =
P
P + Q2
2
Nella seguente Figura 9 sono riportate le registrazioni orarie di carico di una linea 380 kV appartenente
alla RTN; sul medesimo grafico è sovrapposto l’andamento dello sfasamento, ottenuto dalla relazione
sopra vista. La potenza attiva P è registrata con segno; come si può vedere, per alcune letture si ha
cosφ > 0 (potenza uscente dal nodo) mentre la maggioranza dei dati lo sfasamento in termini di cosφ è
negativo (potenza entrante nel nodo); dall’analisi della figura si può quindi capire che in due momenti
della giornata la linea in esame cambia il suo comportamento, essendo invertito il flusso di potenza
trasportata. xxx. [non è meglio spostare questa sezione nella parte sulle condizioni di esercizio?!?]
9
Dove non si tiene conto dell’eventuale presenza di correnti omopolari che, come noto, hanno importanza dal
punto di vista del campo magnetico; il problema diventa però rilevante solo per le reti di distribuzione a media e,
soprattutto, a bassa tensione.
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Letture orarie
400
1.0
0.8
350
carico [A]
0.6
cos(phi)
300
0.4
250
0.0
200
sfasamento
Carico [A]
0.2
-0.2
150
-0.4
100
-0.6
50
-0.8
0
-1.0
14.15.00
ora
17.15.00
20.15.00
23.15.00
linea 380 kV – misure di carico ogni ora nel periodo 8:15÷23:15; è riportato anche
lo sfasamento cosφ
zz
Figura 9
11.15.00
a
8.15.00
Bo
In Figura 10 sono riportate le registrazioni di carico di Figura 9 e le misure di potenza reattiva Q nel
medesimo periodo; come si può vedere, nel giorno in esame la potenza reattiva Q è negativa ….xxx???
400
300
A
200
potenza reattiva [MVAR]
carico [A]
100
0
MVAR
-100
-200
8.15.00
11.15.00
14.15.00
17.15.00
20.15.00
23.15.00
ora
Figura 10
linea 380 kV – registrazioni della potenza reattiva Q [MVAR] e carico [A] ogni ora
nel periodo 8:15÷23:15
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a
Come parzialmente già evidenziato all’inizio del documento, dovrà essere esplicitato se le “normali
condizioni” sono da intendersi per tutte le letture disponibili oppure per il solo dato medio da esse
derivato. In termini generali, analizzando le registrazioni di un giorno qualsiasi, si possono avere diversi
casi:
• tutte le letture disponibili sono considerate “normali” (ad esempio, rientrano nell’intervallo Ilow÷IHI);
è possibile fornire i 12 dati giornalieri, ma occorre definire quale sia l’intervallo di due ore da
considerare (00:00÷02.00 oppure 23:00÷01.00, ecc). Nel DPCM vengono solo richiesti “12 valori
per ciascun giorno, corrispondenti ai valori medi delle correnti registrati ogni 2 ore nelle normali
condizioni di esercizio”. Si presume, per semplicità ed immediatezza, che il primo intervallo
giornaliero parta dalle ore 00:00, ma anche questo aspetto dovrà essere esplicitato in fase di stesura
del protocollo di fornitura dei dati.
• Tutte le letture disponibili all’interno dell’intervallo di due ore sono ottenute in condizioni non
“normali”; il relativo dato medio potrà essere opportunamente evidenziato in modo che l’organismo
di controllo decida di non impiegarlo nelle sue eventuali considerazioni. In alternativa, si potrà
decidere di non fornire il dato.
• Vi sono solo alcune letture che non rientrano nell’intervallo definito di “normalità”; in questa
situazione, il gestore della linea elettrica dovrà calcolare il dato medio considerando solo le letture di
corrente che rientrano nell’intervallo di normalità.
• Come ultima ipotesi, la normalità delle condizioni di esercizio può essere riferita al dato medio
complessivo valutato sulle due ore anziché alle singole registrazioni.
Bo
zz
Come accennato, si ottengono – ragionevolmente – risultati differenti se i dati “non normali” vengono
scartati prima di mediare le registrazioni oppure se il solo dato medio finale è confrontato con la
condizione definita “normale” (ad esempio, come visto al precedente paragrafo, un intervallo di
riferimento {Ilow÷IHI}).
Ipotizzando di adottare un criterio del tipo statistico/algebrico descritto al precedente paragrafo §3.1, si
potrebbe ad esempio considerare “normale” un valore di carico compreso tra il 5° ed il 95° percentile
(Ilow, IHI) calcolati sull’intero anno. Nella seguente Figura 11 sono evidenziate alcune letture di corrente
disponibili per il giorno 5 maggio, relativamente alla linea 380 kV già considerata. Come si può notare,
in alcuni intervalli di due ore vi sono dei dati inferiori a Ilow (92 A) ed altri che invece rientrano nella
definizione qui adoperata di “normale esercizio”. Ad esempio, analizzando in dettaglio le singole
registrazioni nel periodo 10:00÷12:00, si vede che 5 di esse non dovrebbero concorrere alla valutazione
del valore medio; scartando tali letture si ottiene una media sulle due ore pari a 111 A, superiore – come
ci si attende – al riferimento Ilow.
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linea 380 kV - registrazioni del giorno 5 maggio
500
400
Carico [A]
300
200
100
5° percentile
12.00
ora
14.00
16.00
18.00
a
Figura 11
10.00
linea 380 kV – letture di corrente del giorno 5 maggio registrate tra le ore 8:00 e le
ore 18:00 (punti); è riportato il valore del 5° percentile (92 A) calcolato sulle letture
dell’intero anno (linea tratteggiata).
zz
0
8.00
Bo
Applicando la definizione di “normali condizioni” al valore medio nelle due ore calcolato su tutte le
registrazioni, nel periodo 10:00÷12:00 di esempio si ottiene un risultato pari a 75.5 A, inferiore a Ilow.
Valutando la media sulle due ore nell’intera giornata nei due diversi modi (applicazione del criterio delle
“normali condizioni” prima oppure dopo l’operazione di media) si ottengono i risultati di Tabella 3;
come si nota, nella seconda colonna i dati relativi ai periodi 10:00 ÷ 12:00 e 14:00 ÷ 16:00 risultano
inferiori a 92 A (5° percentile calcolato sull’intero anno).
Cambiando la definizione di intervallo di riferimento in 3°÷98° percentile (66 ÷ 1200 A, vedere
nuovamente Tabella 1) oppure 10°÷90° percentile (144 ÷1021 A), si ottengono infine i dati della quarta
e della quinta colonna della tabella.
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Tabella 3
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registrazioni del giorno 5 maggio; confronto tra i 12 valori medi ottenuti da tutte le
regitrazioni e i 12 valori ottenuti dopo aver scartato le letture “non normali”
(ovvero non comprese nell’intervallo di riferimento) – gli estremi dell’intervallo di
riferimento sono riportati in Tabella 1.
Orario
media 2 h (tutte le
registrazioni)
00:00 ÷ 02:00
02:00 ÷ 04:00
04:00 ÷ 06:00
06:00 ÷ 08:00
08:00 ÷ 10:00
10:00 ÷ 12:00
12:00 ÷ 14:00
14:00 ÷ 16:00
16:00 ÷ 18:00
18:00 ÷ 20:00
20:00 ÷ 22:00
22:00 ÷ 24:00
741.3
804.1
761.6
536.3
356.9
75.8
117.3
88.6
101.5
159.5
188.8
319.6
media 2 h in condizioni di “normale esercizio”
5°÷95°
percentile
741.3
804.1
761.6
536.3
356.9
111.3
122.3
98.8
117.6
159.5
188.8
319.6
3÷98°
percentile
741.3
804.1
761.6
536.3
356.9
103.5
117.3
92.1
101.5
159.5
188.8
319.6
10°÷90°
percentile
741.3
804.1
761.6
536.3
356.9
144.0
144.0
ND
ND
159.5
188.8
319.6
Bo
zz
a
Il semplice esempio illustrato conferma come diverse procedure di calcolo del valore medio sulle due
ore conducano a differenti risultati; questo aspetto dovrà essere meglio dettagliato in fase di stesura del
protocollo di fornitura dei dati all’organismo di controllo da parte del Gestore. L’applicazione di questa
procedura necessita di due valori di riferimento che, da quanto visto finora, non sono correttamente
calcolabili a partire dai soli 12 valori medi giornalieri. Questi ultimi dati devono essere in qualche modo
depurati delle letture ottenute in condizioni non “normali”, e non rispecchiano di conseguenza il
comportamento complessivo della linea.
La considerazione più interessante relativa ai 12 valori medi riguarda la valutazione della mediana
giornaliera; esaminando nuovamente la linea 380 kV di esempio, in Figura 12 è riportato per il mese di
maggio il confronto tra la mediana giornaliera ottenuta da tutte le registrazioni e la mediana giornaliera
calcolata sui 12 valori medi; questo primo raffronto è stato ottenuto considerando tutte le letture,
tralasciando le valutazioni relative alle “normali condizioni di esercizio”.
La successiva Figura 13 evidenzia il confronto tra le mediane giornaliere ottenute con tutte le
registrazioni e le mediane giornaliere calcolate dai 12 valori medi, a loro volta ricavati delle sole
registrazioni che rientrano tra 5° e 95° percentile riferiti all’intero anno (criterio qui adottato per le
“normali condizioni di esercizio”).
Per alcuni giorni (ad esempio il 13 maggio) lo scostamento tra i due valori è molto evidente in entrambi
i grafici; nel caso in cui le letture di un giorno si situano quasi completamente al di sotto del riferimento
Ilow (vedere ad esempio il giorno 16 maggio nel grafico di Figura 13), scartare i dati “non normali” prima
dell’operazione di media sulle due ore comporta uno scostamento ragguardevole con il dato mediano
giornaliero ottenuto su tutte le registrazioni. In casi limite, il dato medio sulle due ore può coincidere
con la sola lettura rientrante nell’intervallo di riferimento e di conseguenza si assiste ad una notevole
differenza tra la mediana giornaliera calcolate con tutti i dati e la mediana ottenuta a partire dai 12 valori
medi “in normali condizioni”.
Si sottolinea come i risultati non dipendano direttamente dalla definizione di “normale esercizio”, si
avrebbero infatti risultati analoghi impiegando un criterio basato sulla norma CEI 11-60 (vedere §3.1.2).
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900
800
700
mediana giornaliera
mediana giornaliera (medie 2 h)
corrente [A]
600
500
400
300
200
100
0
01-mag
08-mag
15-mag
22-mag
29-mag
linea 380 kV – mese di maggio: sono riportate le mediane giornaliere calcolate con
tutte le registrazioni (linea continua) e le mediane giornaliere calcolate con i 12
valori medi. Nota: tutte le registrazioni sono state considerate in “normali
condizioni di esercizio”.
zz
Figura 12
a
giorno
800
700
corrente [A]
600
Bo
900
mediane 2 h (5°-95° percentile)
mediane giornaliere
500
400
300
200
100
0
01-mag
08-mag
15-mag
22-mag
29-mag
giorno
Figura 13
linea 380 kV – mese di maggio: sono riportate le mediane giornaliere calcolate con
tutte le registrazioni (linea continua) e le mediane giornaliere ottenute con i 12
valori medi (punti) delle registrazioni che rientrano tra 5° e 95° percentile calcolati
sull’intero anno (criterio qui adottato per le “normali condizioni di esercizio”).
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Nel giorno 15 maggio si ha, ad esempio, un valore della mediana giornaliera determinata a partire dai 12
valori medi pari a 486.5 A mentre impiegando tutti i valori si ottiene 564.5 A (+16%)
Considerazioni riassuntive
zz
3.3
a
L’aspetto che merita maggiore attenzione è di conseguenza che il calcolo di un determinato parametro
statistico effettuato a partire dai 12 valori medi giornalieri non fornisce un valore identico all’analogo
dato statistico calcolato con tutte le misure disponibili. Alla luce di quanto visto, non stupisce che nel
caso più semplice di presenza di una unica linea AT, la valutazione dell’induzione magnetica condotta
lungo le 24 ore in un determinato punto possa discostarsi dalla stima condotta a partire dai soli 12 valori
medi giornalieri.
Lo scostamento tra i valori calcolati secondo le due procedure (valutazioni dirette o condotte a partire da
tutte le misure e stime effettuate a partire dai 12 valori medi di carico) potrebbe, in alcune situazioni,
condurre a valori di induzione magnetica superiori o meno rispetto al valore di attenzione, a prescindere
dall’accuratezza del modello di calcolo impiegato. Il risultato di misure dirette di induzione magnetica
non può essere comparato, in questo scenario, con la stima condotta a partire dai soli 12 valori medi di
carico giornalieri (unici dati disponibili secondo il DPCM). I dati medi di corrente possono essere
impiegati per estrapolare ad altre condizioni di esercizio i risultati di misure di induzione magnetica
effettuate in una certa posizione in uno specifico momento, ma da soli non sono, in generale, sufficienti
per condurre una stima accurata di esposizione. I dati medi non possono, infine, essere impiegati per
calcolare l’intervallo di riferimento per le “normali condizioni di esercizio” (procedura esaminata al
precedente paragrafo §3.1.1), poiché sono ottenuti scartando i dati ritenuti non normali.
Bo
Riassumendo, si possono avanzare le seguenti considerazioni:
• si è evidenziata la necessità di definire univocamente le “normali condizioni di esercizio”, anche per
consentire il confronto tra diverse situazioni di esposizione. La competenza di questo aspetto
potrebbe essere lasciata al Gestore; in alternativa è possibile introdurre un criterio condiviso, ad
esempio di tipo statistico;
• una prima ipotesi prevede l’introduzione di un limite di riferimento derivante dalla norma CEI 1160; tale criterio presenta indubbi vantaggi in termini di semplicità di definizione e di ottenimento dei
dati, ma dall’altro implica il raggruppamento all’interno di un'unica famiglia di linee di diverso
comportamento che presentano le medesime caratteristiche tecniche e geografiche;
• nell’ipotesi di impiego di un criterio di tipo statistico, nasce la ulteriore necessità di definire un
intervallo temporale su cui calcolare i dati dell’intervallo di riferimento per il carico definito
“normale” {Ilow, IHI}; tale riferimento dovrà rispecchiare il comportamento complessivo della linea e
seguirne le variazioni di assetto. Questo metodo richiede per la sua corretta applicazione la
disponibilità di molti più dati rispetto a quanto previsto dal DPCM;
• dovrà essere specificato come ottenere i 12 valori medi giornalieri a partire dalle registrazioni
disponibili per ciascuna linea (un estremo, media tra i due estremi, ecc.) e se la condizione di non
normalità andrà intesa per i singoli dati oppure per il dato medio complessivo;
• è necessario chiarire l’utilizzo dei 12 valori medi di carico.
3.4
Andamento della mediana giornaliera
Distinguere:
- mediana e valore di attenzione (dati storici)
- mediana e obiettivo di qualità (stima teorica)
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L’articolo 4 del DPCM 8/7/03 stabilisce che “…ai fini della progressiva minimizzazione dell'esposizione
ai campi elettrici e magnetici generati dagli elettrodotti operanti alla frequenza di 50 Hz, è fissato
l'obiettivo di qualità di 3 µT per il valore dell'induzione magnetica, da intendersi come mediana dei
valori nell'arco delle 24 ore nelle normali condizioni di esercizio.”
In questo paragrafo vengono analizzate le implicazioni derivanti dall’aver adottato il concetto di
mediana per la verifica del rispetto dell’obiettivo di qualità. Innanzitutto chiariamo che la mediana di
una popolazione è quel valore che bipartisce la distribuzione ordinata degli elementi della popolazione.
Per cui, al primo gruppo apparterranno le osservazioni inferiori o uguali alla mediana, al secondo gruppo
le osservazioni superiori o uguali alla stessa (i due gruppi hanno lo stesso numero di elementi).
È necessario considerare che il valore della mediana nelle 24 ore è variabile nel tempo e dipende dalle
condizioni di esercizio degli impianti che producono il campo magnetico. Considerando ad esempio la
linea 380 kV appartenente alla RTN già esaminata nei precedenti paragrafi, dall’analisi delle
registrazioni ogni 15 minuti si ottiene l’andamento delle mediane giornaliere riportato in Figura 14. Si
rammenta come nella presente analisi si consideri la linea AT come unica sorgente di campo magnetico
a frequenza industriale, così che sia possibile condurre le analisi sulle registrazioni di carico anziché
sulle misure di induzione magnetica.
mediane giornaliere
a
1400
zz
1200
1000
Bo
[A]
800
600
400
200
0
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
330
360
giorno
Figura 14
mediane giornaliere (letture ogni 15’ di un intero anno)
Come si nota, la mediana giornaliera presenta una accentuata variabilità durante il corso dell’anno;
sintetizzando, si può vedere che tale parametro presenta nell’anno considerato le seguenti caratteristiche:
Massimo:
1321 A
Minimo:
6A
Media:
570 A
Deviazione standard: 285 A
I valori più elevati vengono raggiunti solo in un numero ristretto di giorni; la mediana giornaliera
presenta inoltre un andamento che dipende fortemente anche dal periodo considerato.
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La Figura 14 mostra come l’andamento delle mediane giornaliere del carico della linea presenti valori in
estate decisamente inferiori al resto dell’anno. Analizzando ogni singolo mese si vede, ad esempio, che
il valore massimo delle mediane giornaliere nel mese ha l’andamento riportato nella tabella seguente.
Tabella 4
Mese
a
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
mediana giornaliera – valori massimi mensili
Mediana massima
[A]
909
1154
1025
972
842
671
323
531
1042
1321
1007
955
Bo
zz
La Tabella 4 mostra come il valore massimo della mediana nelle 24 ore (verificatasi in ottobre) assume
un valore circa 4 volte più alto del massimo delle mediane giornaliere nel mese di luglio. Questa marcata
variabilità crea alcune perplessità nell’applicazione della legge poiché, se da un lato è chiaro che
l’esposizione al campo magnetico deve essere calcolata in termini di mediana, la stessa mediana
presenta variazioni molto accentuate. Una soluzione (prospettata da alcuni Gestori di elettrodotti)
potrebbe essere quella di adottare il valore massimo della mediana per le valutazioni di conformità
all’art. 4 del DPCM 8/7/03. Tale soluzione, a prima vista cautelativa, non è scevra da critiche se non si
riporta la base temporale su cui è stato calcolato il valore massimo. Se, prendendo ad esempio il caso di
Figura 14, il valore massimo della mediana giornaliera fosse calcolato su dati di corrente rilevati nel
primo semestre esso sarebbe 1154 A, mentre se fosse stato rilevato nel secondo semestre esso sarebbe
stato 1321 A, cioè circa il 15% più alto.
Nella Figura 15 viene riportata la distribuzione dei valori della mediana giornaliera delle correnti di
Figura 14. L’analisi della Figura 15 evidenzia una distribuzione bimodale dei valori di corrente che si
concentrano attorno a circa 200 A e attorno a 800-850 A. Il valore di 800 A corrisponde al 75° percentile
che significa che 75% dei valori della mediana giornaliera delle correnti sono inferiori a 800 A.
Sembrerebbe quindi ragionevole utilizzare il valore di 800 A come valore mediano giornaliero della
corrente da utilizzare, per l’elettrodotto in esame, nel calcolo dei livelli di campo magnetico. L’adozione
di un simile valore risulterebbe anche in accordo con l’obiettivo della progressiva minimizzazione
dell’esposizione poiché, almeno per il caso in esame, nel 75% dei giorni dell’anno considerato tale
valore di mediana giornaliera sarebbe sicuramente più realistico dell’utilizzo della mediana massima.
Nelle considerazioni sopra riportate è comunque necessario valutare che l’articolo 4 del DPCM si
riferisce ai valori di campo magnetico e non ai valori di corrente. Il calcolo dell’induzione magnetica
deve partire dal valore della corrente transitante nell’elettrodotto per la quale, assumendo che
l’elettrodotto sia l’unica sorgente di campo magnetico, si dovrebbe utilizzare il valore della mediana
giornaliera. Risulta quindi importante scegliere accuratamente il valore della mediana delle correnti da
utilizzare per il calcolo dell’induzione magnetica. Nel caso di compresenza di più sorgenti, tale
definizione diviene ovviamente ancora più critica.
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Poiché l’art. 4 si applica alla progettazione di “…nuovi elettrodotti in corrispondenza di aree gioco per
l'infanzia, di ambienti abitativi, di ambienti scolastici e di luoghi adibiti a permanenze non inferiori a
quattro ore e nella progettazione dei nuovi insediamenti e delle nuove aree di cui sopra in prossimità di
linee ed installazioni elettriche già presenti nel territorio”, al fine di una sua applicazione uniforme e
non ambigua risulta quindi opportuno definire univocamente quale valore della mediana giornaliera
adottare nella progettazione di nuovi elettrodotti o di nuovi insediamenti in vicinanza di linee esistenti.
Distribuzione delle mediane giornaliere
35
30
20
15
a
numero giorni
25
zz
10
5
Figura 15
Bo
<=
50
50
-1
0
10 0
015
15 0
020
20 0
025
25 0
030
30 0
035
35 0
040
40 0
045
45 0
050
50 0
055
55 0
060
60 0
065
65 0
070
70 0
075
75 0
080
80 0
085
85 0
090
90 0
09
95 50
01
10 00
00 0
-1
1 0 05
50 0
-1
11 10
00 0
-1
1 1 15
50 0
-1
12 20
00 0
-1
1 2 25
50 0
-1
13 30
00 0
-1
35
0
0
[A]
distribuzione delle mediane giornaliere (dati di Figura 14)
Da quanto sin qui brevemente esposto, si vede come l’impiego del valore massimo della mediana
giornaliera determinato su base annua possa condurre a valutazioni probabilmente troppo cautelative; la
variabilità di questo parametro statistico dipende dalla specifica linea considerata e la definizione di un
unico riferimento rischia di risultare alquanto impreciso.
4
CONCLUSIONI
Una possibile
Nel presente documento è stata presentata un’attenta lettura degli articoli del DPCM 08/07/2003, che ha
evidenziato alcune problematiche di estremo interesse per la sua pratica applicazione:
•
•
la definizione delle normali condizioni di esercizio;
la valutazione della mediana dell’induzione magnetica nell’arco delle 24 ore nelle normali
condizioni di esercizio;
CESI
Rapporto
a
zz
•
A5BOZZA
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l’identificazione della mediana giornaliera di induzione magnetica da impiegare nelle valutazioni
relative all’obiettivo di qualità;
il significato della fornitura di 12 valori medi di corrente per ciascun giorno nelle normali condizioni
di esercizio.
Bo
•
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