La nuova tariffazione dell`energia reattiva per insufficiente fattore di

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La nuova tariffazione dell’energia reattiva per insufficiente fattore di potenza
Ricadute impiantistiche connesse con il rifasamento dell’utenza attiva
fotovoltaica
Premessa
Atteso che i flussi di potenza reattiva generano effetti indesiderati1 (quali la riduzione della capacità
di trasporto di potenza attiva2, l’aumento delle perdite di potenza attiva3, l’aumento delle cadute di
tensione4, ecc.), è necessario che il sistema dei prezzi e delle tariffe fornisca adeguati segnali ai
diversi soggetti che operano nel sistema elettrico affinché effettuino gli investimenti necessari a
limitare tali effetti negativi, contribuendo a migliorare nel complesso la gestione delle reti sia di
trasmissione che di distribuzione.
La regolazione tariffaria, annunciata con art. 7.1, c) della Delibera AEEGSI del 29-12-2011 - ARG/elt
199/11, gioca un ruolo importante, essendo i costi e i benefici dissociati relativamente ai soggetti che
rispettivamente li sostengono e che ne traggono vantaggio (privatizzazioni dei costi – vedi
rifasamento – e pressoché totale socializzazione dei benefici).
La riforma tariffaria in argomento, Delibera AEEGSI del 02-05-2013 180/2013/R/EEL Regolazione tariffaria per prelievi di energia reattiva nei punti di prelievo connessi in media e bassa
tensione5, a decorrere dall’anno 2016 - condotta per promuovere l’efficienza e l’economicità dei
servizi infrastrutturali6 secondo gli obblighi derivanti dalla direttiva 2012/27/UE, che prevede la
messa disposizione degli utenti della rete servizi che consentano loro di attuare misure di
miglioramento dell’efficienza energetica, nello specifico si prefigge di:
• migliorare l’aderenza ai costi delle tariffe per l’uso delle infrastrutture di rete;
• fornire i corretti segnali di prezzo a operatori di rete e clienti finali volti a favorire un’allocazione
e un uso efficiente delle risorse disponibili;
• favorire una redistribuzione dei benefici del rifasamento tra i clienti finali;
• mantenere un sistema tariffario semplice e trasparente;
• adeguarsi ai livelli europei dove il cosφ minimo è 0,93÷0,95
I criteri di regolazione tariffaria e per l’applicazione dei corrispettivi sono contenuti nell’Allegato
A e nella Tabella 1 che costituiscono parti integranti della suddetta deliberazione.
1
L’impatto è diverso a seconda delle fasce orarie del carico (AEEGSI Delibera n. 181/06 ):
• F1: ore di punta (peak). Nei giorni dal lunedì al venerdì: dalle ore 8.00 alle ore 19.00;
• F2: ore intermedie (mid-level). Nei giorni dal lunedì al venerdì: dalle ore 7.00 alle ore 8.00 e dalle ore 19.00 alle
ore 23.00. Nei giorni di sabato: dalle ore 7.00 alle ore 23.00;
• F3: ore fuori punta (off-peak). Nei giorni dal lunedì al venerdì: dalle ore 23.00 alle ore 7.00. Nei giorni di
domenica e festivi (si considerano festivi: 1 gennaio; 6 gennaio; lunedì di Pasqua; 25 Aprile; 1 maggio; 2 giugno;
15 agosto; 1 novembre; 8 dicembre; 25 dicembre; 26 dicembre), tutte le ore della giornata.
2
A parità di caduta di tensione ∆V la potenza trasportata P da una linea è tanto maggiore quanto maggiore è il fattore di
potenza: P=∆U·U/[R+X·√(1/cos2φ -1)]. Con R e X rispettivamente resistenza e reattanza della linea, esercita alla
tensione U.
3
A parità di potenza trasportata P, le perdite di rete sono una funzione inversa del quadrato del fattore di potenza. PP =
3RI2 =RP2/U2cos2φ. Con I corrente assorbita dal carico .
4
Vedasi nota2.
5
La definizione delle regole per i prelievi di reattiva nei punti di prelievo in AT e in AAT e per i transiti nei punti di
interconnessione tra la rete di trasmissione nazionale e le reti di distribuzione, nonché tra i punti di interconnessione tra
reti di distribuzione, sarà oggetto di altro provvedimento.
6
In tal senso un interevento d’incentivazione da parte dell’AEESI, nei confronti delle imprese distributrici, è quello
previsto all’art. 12, c. 4, lettera b), della Delibera n. 199/11 Allegato A (TIT - Testo integrato connessioni): riferito agli
investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT della distribuzione
pubblica con nuovi trasformatori a basse perdite (norma CEI EN 50464-1 (CEI 14-34)) che riconosce la maggiorazione
del tasso di remunerazione del capitale investito del 2% per 8 anni.
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Il differimento al 1-01-2016 dell’entrata in vigore delle nuove tariffe è motivato in ragione delle
esigenze di adeguamento degli impianti dei clienti finali e di adeguamento dei sistemi di misura e
fatturazione delle imprese distributrici.
Regolazione tariffaria fino al 31-12-2015
Il TIT7 contiene disposizioni che
regolano gli assorbimenti di energia
reattiva nei punti di prelievo dei clienti
finali con potenza disponibile superiore
a 16,5 kW. Ciascuna impresa
distributrice, nel caso d’insufficiente
fattore di potenza, applica le
componenti fissate nella tab. 1, quando
l’assorbimento di energia reattiva
eccede il 50% dell’energia attiva (ciò
tab. 1
corrisponde all’incirca a prelievi con
fattore di potenza inferiore a 0,9 – fig. 1- in bolletta è valutato il fattore di potenza medio mensile,
cosϕm)8. L’energia reattiva prelevata
oltre il 50% e sino al 75% (0,9> cosϕm
≥0,8) dell’energia attiva, viene tariffata
a un primo scaglione; oltre al 75%
(cosϕm<0,8) viene tariffata con un
importo superiore (secondo scaglione).
Per l’energia reattiva prelevata nella
fascia F3, il TIT prevede che le predette
componenti tariffarie siano poste pari a
zero in quanto, nelle ore appartenenti a
tale fascia, il prelievo di energia reattiva
comporta generalmente benefici al
sistema elettrico. Infatti la potenza
reattiva assorbita dalle linee
è
capacitiva nel funzionamento a vuoto o
a basso carico e diminuisce con
l’aumentare della potenza attiva fino a
quasi ad annullarsi quando viene Fig. 1. Corrispettivi per basso cosϕ fino al 31-12-2015.
trasportata la potenza caratteristica della
linea (o potenza naturale), per divenire poi induttiva quando viene trasportata una potenza superiore
a quella caratteristica. In considerazione di ciò nella fascia F3 la potenza reattiva assorbita dagli
utenti è in franchigia perché i carichi, assorbendo potenza reattiva induttiva, contribuiscono alla
realizzazione del saldo nullo della potenza istantanea reattiva presente in linea. A formare il
bilancio della potenza reattiva contribuiscono i componenti che generano o assorbono potenza
reattiva: generatori, carichi, linee elettriche e dispositivi di compensazione (per esempio banchi di
condensatori, reattanze cosiddette shunt e compensatori statici di reattiva). L’attuale regolazione
7
Allegato A della Delibera 29-12-2011 - ARG/elt 199/11 - Testo integrato delle disposizioni dell’AEEGSI per
l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica.
8
Se cosϕm ≤ 0,9 ≤ Ea/(Ea2 + Er2)1/2 , è: Er ≥0,5·Ea dove Ea e Er sono rispettivamente l’energia attiva e reattiva assorbite.
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non prevede esplicite norme in relazione alle immissioni di potenza reattiva. Tali divieti sono però
di norma contenuti nei contratti stipulati tra le parti.
Anche nuove disposizioni non si applicano ai punti di prelievo riferiti alla tipologia di contratto per
usi domestici in bassa tensione e ai punti di prelievo con potenza disponibile inferiore o uguale a
16,5 kW.
La determinazione della nuova regolamentazione tecnica ed economica dei transiti di energia
reattiva è basata sulle risultanze di una analisi quantitativa sugli effetti dei prelievi di potenza
reattiva e su di un’analisi costi–benefici9, entrambe concentrate sulle reti di media e di bassa
tensione. Dette analisi sono state sottoposte alle osservazioni10 dei soggetti interessati.
Lo studio ha portato alla conclusione che l’attuale soglia, oltre la quale viene addebitata l’energia
reattiva, risulta piuttosto bassa e che un suo innalzamento, a beneficio del sistema elettrico generale,
può essere perseguito garantendo ai clienti un sostanziale pareggio fra i costi del maggior
rifasamento richiesto e i risparmi sui costi dell’energia reattiva assorbita. L’energia attiva prelevata
dalla rete11 nel 2008 è stata, per gli:
• utenti MT: 100 TWh, cos φ=0,89;
• utenti BT con potenza disponibile superiore a16,5 kW: 75 TWh, cos φ=0,89;
• utenti BT con potenza disponibile inferiore o uguale a 16,5kW: 62 TWh, cos φ=0,92.
Mediante apposite simulazioni a livello di rete MT e BT sono stati valutati i benefici conseguibili in
termini di riduzione della percentuale annua di perdite di energia e della capacità di trasporto delle
linee portando il cosφ non penalizzabile a valori = 0,95 e = 1, per l’ipotesi di rifasamento di tutti i
clienti MT e BT e per quella di rifasamento esteso ai soli clienti MT e i clienti BT con potenza
disponibile superiore a 16,5 kW.
È stato stimato, a livello macro, che l’investimento, per portare l’attuale potenza reattiva da cosφ =
0,89 a cos φ = 0,95, venga recuperato, in termini di risparmio dei corrispettivi di penalizzazione, in
circa 5÷7 anni (tempo di ritorno dell’investimento). Naturalmente la fissazione del corrispettivo
medio del kVAR non potrà essere inferiore ad un valore che renda conveniente l’intervento di
rifasamento (≈0,16 cent€/kVARh).
Regolazione tariffaria dal 1-012016
•
Non
è
consentita
l’immissione in rete di
energia.
•
Il livello minimo del cosφ
istantaneo in corrispondenza
del massimo carico per
prelievi nelle ore di “alto
carico” non deve essere
inferiore a 0,9.
•
Nei punti di prelievo nella
titolarità di clienti finali il livello
minimo del cosφ medio mensile
9
Fig. 2. Corrispettivi per basso cosϕ fino dal 1-01-2016..
Le analisi in questione sono state commissionate dall’AEEGSI al Politecnico di Milano e al prof. Pelacchi
dell’Università di Pisa.
10
Vedasi i documenti di consultazione DCO 13/11 e 76/2012/R/EEL.
11
Secondo i dati TERNA le perdite di potenza attiva in rete ammontano a circa 6,7%, della energia richiesta (di cui
circa il 25% sulla rete BT e 30% a livello dello stadio MT-BT). A parità di potenza attiva assorbita passando da cosϕ=
0,7 a cosϕ= 1, le perdite si dimezzano (vedasi nota3),
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deve essere 0,7 (energia reattiva assorbita pari al 100% dell'energia attiva consumata).
I suddetti tre punti diventano regola tecnica vincolante e per farli rispettare l’impresa distributrice è
autorizzata a richiedere l’adeguamento degli impianti e in difetto attuare la sospensione del servizio
(artt. 2.1÷2.4 dell’Allegato A). Con la previgente regolamentazione l’eventuale proibizione di
immettere energia reattiva in rete era demandata alla pattuizione contrattuale.
I clienti finali connessi in media tensione e clienti finali connessi in bassa tensione con potenza
disponibile superiore a 16,5 kW devono pagare (fig. 2):
a) l’energia reattiva assorbita compresa tra il 33% ed il 75% dell'energia attiva nei periodo di alto
carico di cui alle fasce F1 e F2 (primo scaglione);
b) l’energia reattiva assorbita eccedente il 75% dell'energia attiva nei periodi di alto carico di cui
alle fasce F1 e F2 (secondo scaglione);
c) è gratis invece l’energia reattiva assorbita nei periodi di basso carico di cui alle fasce F3.
Atteso che l’energia reattiva prelevata nei periodi di massimo carico è gratuita fino all’ammontare
di 1/3 della potenza attiva (franchigia – punto a) il fattore di potenza minimo medio mensile per
non pagare i corrispettivi sarà:
cosϕm ≥ 1/√[1 + (Er/ Ea)2] ≈ 0,95
La tariffa della energia reattiva sarà determinata ogni anno (tab. 2) , in corrispondenza con
l’aggiornamento delle tariffe per i servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica,
sulla base dei reali oneri connessi alla circolazione in rete dell’energia reattiva superflua. Più
precisamente la tariffa dovrà compensare la riduzione della capacità di trasporto delle linee e
dell’aumento delle perdite mediante:
•
la componente a copertura dei costi
delle
infrastrutture
di
rete
(componente p);
•
i corrispettivi unitari per i prelievi
di energia reattiva per livello di
tensione a copertura dell’aumento
delle perdite di rete (componente e).
Con il vecchio regime i corrispettivi per
assorbimenti di energia reattiva addebitati
Tab,. 2
ai clienti finali sono una partita di giro12
per le imprese distributrici; a partire dal
2016 gli stessi costituiranno invece ricavi di cui: l’80 % destinato alla perequazione dei ricavi per
il servizio di distribuzione e il 20 % alla perequazione delle perdite. Dal punto di vista del cliente
finale considerato che dalle prime valutazione gli oneri per insufficiente fattore di potenza
subiranno un aumento dell’ordine di 3 e le 4 volte gli attuali corrispettivi, senza contare il rischio
di vedersi sospesa la fornitura di energia elettrica, la nuova normativa impone:
•
un’analisi storica dei consumi di potenza attiva e reattiva negli ultimi anni;
•
il monitoraggio dei consumi mediante analizzatore di rete dei carichi al fine di rispettare i
vincoli di minimo cosφ medio mensile e di minimo cosφ istantaneo in corrispondenza del
massimo carico;
•
l’individuazione del sistema rifasante più idoneo rispetto al tornaconto economico e ai
vincoli imposti dalla regola tecnica.
12
Essendo previsto il loro versamento sul Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione
dell’efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica gestito dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico.
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Il rifasamento in presenza d’impianti fotovoltaici
Negli impianti “di scambio”, la generazione di energia
attiva autoconsumata provoca un abbassamento del cosϕ
medio dell’utenza. In generale diventa necessario
aggiungere potenza rifasante per non erodere, a causa delle
penali, i benefici dell’investimento nell’autoproduzione. In
particolare per una produzione fotovoltaica la potenza
reattiva assorbita dagli utilizzatori, Q, non potendo essere
prodotta dai pannelli fotovoltaici, che producono solamente
potenza attiva, Ppv (funzionamento degli inverter a cosφ Fig. 3. Abbassamento del cosϕ per effetto
unitario), di fatto continua ad essere prelevata dalla rete della generazione di potenza attiva.
abbassando notevolmente il valore del fattore di potenza
(cos ϕpv1<cosϕ)13 letto dal contatore (fig. 3). Si tratta di determinare la potenza reattiva capacitiva
complessiva, Qc, necessaria per rifasare l’impianto in presenza della produzione fotovoltaica. Atteso
che deve essere tgϕpv2 = (Q-Qc)/(P-Ppv)≤1/3, sviluppando, si può scrivere:
Qc ≥ P[Q/P-1/3(1-Ppv/P)] = P[tgϕ- tgϕpv2]
Tre casi sintetizzano la possibile regolazione del sistema
rifasante:
•
per Ppv = 0, assenza dell’impianto fotovoltaico,
ovvero funzionamento in notturna: deve essere tgϕpv2
≤1/3(1-0/P) ossia cosφ pv2≥0,95 e Qc ≥ P(tgϕ-1/3) –
fig. 3-1;
•
per Ppv = P/2: deve essere tgϕpv2 = 1/3(1-1/2)=0,166
ossia cosφpv2= cos arctg0,166=0,986 e Qc ≥ P(tgϕ1/6) – fig. 3-2;
•
per Ppv = P: diventa tgϕpv2 = 1/3(1-1)=0 ossia cosφpv2
=1 e Qc = Ptgϕ = Q, il regolatore14 deve essere
impostato per far erogare al rifasatore una potenza
capacitiva pari alla potenza reattiva induttiva
assorbita
dall’utilizzatore
che
altrimenti
l’assorbirebbe dalla rete in evidente penalizzazione –
fig. 3-3.
Per il rifasamento degli impianti in questione devono essere
tenuti presenti alcune prescrizioni e raccomandazioni:
•
dando per scontato che il sistema rifasante abbia
potenza sufficiente (rifasatore con a bordo una
potenza reattiva pari al valore massimo richiesto
dall’impianto) è opportuno alzare il fattore di potenza
13
Fig. 3. Variazione del cosφ al variare
della potenza immessa.
cos ϕpv1 = cos arctg Q/(P-Ppv)<cosϕ=cos arctg Q/P.
Il regolatore di potenza reattiva è il componente fondamentale del sistema di rifasamento automatico. E’ infatti
l’elemento “intelligente”, preposto alla verifica dello sfasamento della corrente assorbita dal carico, in funzione del
quale comanda l’inserimento ed il disinserimento delle batterie di condensatori allo scopo di mantenere il fattore di
potenza dell’impianto oltre il limite fissato dall’AEEGSI. In genere deve essere configurato per personalizzarne il
funzionamento, adattandolo alle effettive caratteristiche dell’impianto da rifasare (soglia del fattore di potenza, velocità
di inserimento delle batterie, tempo di attesa per la riconnessione di una batteria, presenza di fotovoltaico, etc)..
14
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•
•
•
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di intervento del regolatore al limite a cosϕ=1;
il fattore di potenza da leggere è quello rilevabile immediatamente a valle del misuratore
bidirezionale (contatore d’energia15 – fig. 4 ); in tal senso è necessario una corretta inserzione
del TA che rileva e riduce il segnale di
corrente per i regolatori elettronici della
potenza reattiva, gli strumenti per l’analisi
armonica e dei parametri di rete, ect.; in
particolare l’installazione deve essere fatta
sulla linea dell’impianto da rifasare,
esattamente a monte sia dei carichi (e
dell’impianto fotovoltaico) che del punto di
derivazione dell’alimentazione per il quadro
di rifasa mento; in altri termini il TA deve
poter misurare le correnti assorbite da tutto
l’impianto, sia quelle induttive (motori o Fig. 4. TA per il regolatore automatico del rifasatore.
altro) sia quelle capacitive (condensatori) e
erogate, se l’impianto fotovoltaico ha una potenza maggiore di quella delle utenze, o se
comunque è possibile che venga immessa potenza in rete;
il sistema rifasante deve essere in grado, parametrizzando in modo opportuno il regolatori
elettronici di cosϕ, di funzionare su quattro quadranti ossia (fig. 5):
o nei due quadranti normali cioè per il funzionamento dell’impianto come utenza che
assorbe dalla rete sia potenza attiva che potenza reattiva induttiva (quadranti di
funzionamento per utenza passiva);
o nei i due quadranti relativi al funzionamento dell’impianto come utenza attiva che
fornisce alla rete potenza attiva ma continua ad assorbire potenza reattiva induttiva
(quadranti di generazione);
o il rifasatore deve essere dotato di un numero
adeguato di gradini che consenta di inseguire le
variazioni di potenza erogata dalla sorgente
fotovoltaica,
conseguentemente
i
contattori
elettromeccanici16 devono essere dimensionati per un
esercizio gravoso e soprattutto sottoposti a accurata
manutenzione periodica; i gradini determinano la
precisione del controllo che è tanto maggiore quanto
numerosi sono gli stessi e quanto più piccola è la Fig. 5. Funzionamento del regolatore
differenza tra l’uno e l’altro.
su 4 quadranti.
poiché agli inverter è richiesto di partecipare alla
regolazione della tensione mediante assorbimento o erogazione di energia reattiva17, si
possono determinare situazioni di esercizio contrastanti18 con il rifasamento (fig. 6), nel senso
A seguito della Variante V1:2014-12 all’ed. III della norma CEI 0-21, per gli utenti attivi BT la gestione del servizio
di misura è sempre affidato all’impresa distributrice per cui il PdC è sempre in corrispondenza dei morsetti d’uscita
del GM quindi a valle del contatore M1.
16
La tendenza attuale è quella verso inseritori statici allo scopo di ottenere una velocità di inserzione/disinserzione
adatta a rifasare carichi industriali extrarapidi..
17
La norma CEI 0-16, art. 8.8.6.2, e la norma CEI 0-21, art.8.5.2, in attuazione dell’art. 11, c. 3, lettera d) del DM 0505-2011, prevedono che le unità di generazione distribuita devono essere in grado di assorbire potenza reattiva
(comportamento induttivo) in prossimità del 110% di Un e erogare potenza reattiva (comportamento capacitivo) in
prossimità del 90% di Un.
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•
che in caso di tensioni elevate l’inverter
tende a lavorare in induttivo per
abbassare la tensione mentre il rifasatore
interviene per correggere il cosϕ
facendola alzare; è da prevedere uno
sviluppo nel sistemi di regolazione in
modo da interdire inserimento dei
rifasatori quando si sia in presenza di
tensioni prossime ai livelli mediante un
interfacciamento con l’inverter;
infine la scelta delle caratteristiche del
rifasatore19 deve essere verificata anche
in funzione del tasso di distorsione
armonica della corrente dell’impianto e
quindi
della
tipologia
d’inverter
utilizzata.
Il rifasamento in presenza di armoniche
L’alimentazione di carichi non lineari20 e
l’immissione in rete di energia generata da
impianti fotovoltaici che fanno uso d’inverter
con tecnologia switching, determinano forti
disturbi elettromagnetici e armoniche 21 (fig.
7) che vanno a sollecitare le batterie di
condensatori presenti nel rifasatore. È quindi
necessario conoscere la distorsione totale in
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Fig. 6. Rifasamento e regolazione della tensione da parte
dell’inverter.
Fig. 7. Onda di corrente distorta.
In presenza del solo carico L la tensione di rete nel punto di connessione diminuisce del valore: ∆U =
100·(R·P+X·Q)/U2; per effetto dell’inserimento della generazione G si alza il profilo della tensione (diminuisce ∆U =
100·[R(P-Pg)+XQ]/U2) di rete per cui l’inverter deve immettere potenza reattiva induttiva per abbassarne il valore (sia
per rimanere connesso sia per garantire i livelli contrattuali alla generalità dell’utenza - ∆U = 100·{R(P-Pg)+X[Q-(Qg)]}/U2), ma a questo punto interviene il rifasamento automatico per correggere il cosϕ provocando un nuovo aumento
della tensione nel punto di connessione (∆U = 100·{R(P-Pg)+X[Q-(-Qg)-Qc]}/U2.
19
Norme condensatori.
• CEI EN 60831-1 (CEI 33-9: 2014-12). Condensatori statici di rifasamento di tipo autorigenerabile per impianti di
energia a corrente alternata con tensione nominale inferiore o uguale a 1000 V. Parte 1: Generalità - Prestazioni,
prove e valori nominali. Prescrizioni di sicurezza. Guida per l'installazione e l'esercizio
• CEI EN 60931-1 (CEI 33-8:1997-09). Condensatori statici di rifasamento di tipo non autorigenerabile per impianti
di energia a corrente alternata con tensione nominale inferiore o uguale a 1000V. Parte 1: Generalità Prestazioni,
prove e valori nominali. Prescrizioni di sicurezza. Guida per l’installazione e l’esercizio
• CEI EN 61642 (CEI 33-19:1998-12). Reti industriali in corrente alternata affette da armoniche. Applicazione di filtri
e di condensatori statici di rifasamento.
• CEI EN 61921 (CEI 33-23:2004-01). Condensatori di potenza. Batterie di rifasamento a bassa_tensione.
20
Esempi di carichi non lineari sono: personal computer, lampade fluorescenti ed a scarica nei gas, gruppi di continuità,
saldatrici, forni ad arco e ad induzione, ect.
21
In generale una forma d’onda periodica distorta della corrente comunque generata può essere rappresentata come la
somma di più onde sinusoidali (una a 50Hz detta fondamentale e altre con frequenza multipla della fondamentale dette
armoniche). Ad esempio un’onda quadra alternata secondo il teorema di Fourier è rappresentabile da un’onda
sinusoidale fondamentale più una infinita serie di altre onde sinusoidali di ampiezza progressivamente decrescente e con
frequenza crescenti secondo multipli dispari della fondamentale.
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corrente (THD - Total Harmonic Distorsion)22 presente
nell’impianto mediante di speciali strumenti dedicati23 che
analizzano le ampiezze e le frequenze dello spettro armonico.
La presenza di armoniche di corrente in rete può provocare:
•
il blocco del rifasatore, da cui il pagamento dei
corrispettivi per insufficiente cosϕ;
•
la rapida perdita di efficienza dei condensatori che
risentono, dal punto di vista del riscaldamento, dei
sovraccarichi e dell’aumento della tensione che si
L
traduce in una riduzione della vita media;
•
il blocco dell’inverter a causa di fenomeni di risonanza
con la conseguenza che l’impianto fotovoltaico non
eroga più potenza.
Fondamentalmente il rifasatore C forma con il resto
dell’impianto un circuito RCL in parallelo, nel quale R è
Fig.
8.
Circuito
equivalente
all’incirca la componente attiva dell’impedenza di carico e L
dell’impianto rifasato.
l’induttanza di corto circuito dell’impianto, il cui valore
dipende principalmente dalla potenza nominale dello stesso (nella fattispecie di un impianto BT con
fotovoltaico è la potenza del trasformatore MT/BT più quella dell’inverter)24, mentre I è la
corrente di linea distorta (fig. 8-1). La condizione di risonanza, che si determina quando la reattanza
induttiva è pari a quella capacitiva, ωo·L=1/ωo·C, si verifica alla frequenza fo data da25:
fo= 50·(√Pcc/Qc)
dove Qc è la potenza del sistema rifasante C e 50 è la frequenza del’armonica fondamentale. Se fo è
prossima a quella di un’armonica d’ampiezza significativa nel rifasatore di determina un’extra
corrente che può essere pericolosa26 e lo può danneggiare seriamente. Come si può notare il rischio
di risonanza varia con il valore della capacità C, occorre quindi aumentare fo verso valori di
frequenza tipici delle armoniche d’ampiezza trascurabile. In genere questo accorgimento si attua
mediante l’inserimento in serie a C di una induttanza di filtro che costituisce uno sbarramento al
passaggio dell’armonica che farebbe risuonare il circuito (LF detuned filter - fig. 8-2). In presenza
del rifasamento automatico sono previsti più filtri costituiti da rami LF-C che si inseriscono o
disinseriscono secondo la richiesta della rete. La risonanza serie fra LF e C, che si determina a
frequenze basse, può essere adeguatamente calibrata per assorbire le armoniche di ampiezza
22
Norma CEI 0-21, art. 3.64. THD=(√ I23+ I25 +I27 + …I2n)/I1 dove I1 è la componente alla frequenza fondamentale
(50Hz) della corrente armonica di linea e I3 , I5… sono le componenti armoniche alle frequenze multiple della
fondamentale (150Hz, 250Hz, 350Hz, …).
23
Gli strumenti utilizzati per l’analisi nel dominio della frequenza sono i seguenti: analizzatore di distorsione: misura il
valore efficace del contenuto armonico di tutte le componenti spettrali del segnale in esame, tranne quella
fondamentale; analizzatore d’onda: a differenza del precedente, misura individualmente l’ampiezza di ciascuna
componente spettrale; analizzatore di spettro: misura la distribuzione dell’energia del segnale in funzione della
frequenza.
24
Pcc= √3·U·Icc. Con buona approssimazione i valori di Icc sono desumibili dalla norma CEI 0-21, art. 5.1.3.
25
Si ricava esprimendo Pcc e Qc in funzione rispettivamente della reattanza induttiva di corto circuito Xcc = 2·π·f·L e
della reattanza capacitiva Xc =1/(2·π·f·C) del rifasatore alla frequenza f dell’armonica fondamentale (50 Hz).
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Se I(fo) è il valore del’armonica alla frequenza di risonanza, la corrente circolante nel condensatore C vale: Ic(fo)=
I(fo)·R·ωo·C.
Segreteria Tecnica
NOTIZIA TECNICA
Agosto 2015
NT 05-15
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maggiore quando si vuole la riduzione del THD dell’impianto27. Molto usati sono i filtri attivi n
grado di eliminare in modo automatico le armoniche di corrente presenti in rete entro una vasta
gamma di frequenze. Sfruttando la tecnologia elettronica, essi immettono un sistema di armoniche
uguali e contrarie a quelle pericolose.
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agu
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In questo caso le eventuali risonanze armoniche anche di ampiezza significative provocano stress termici è minori
essendo bassa la frequenza di risonanza.