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Timestamp: 2018-10-17 12:27:46+00:00
Document Index: 32685865

Matched Legal Cases: ['art. 7', 'art. 12', 'art.8', 'art. 11', 'arte 1', 'arte 1']

NOTIZIA TECNICA. Segreteria Tecnica Agosto 2015 NT di 9 - PDF
NOTIZIA TECNICA. Segreteria Tecnica Agosto 2015 NT di 9
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1 1 di 9 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 indesiderati 1 (quali la riduzione della capacità di trasporto di potenza attiva 2, l aumento delle perdite di potenza attiva 3, l aumento delle cadute di tensione 4, 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 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 /2013/R/EEL - Regolazione tariffaria per prelievi di energia reattiva nei punti di prelievo connessi in media e bassa tensione 5, a decorrere dall anno condotta per promuovere l efficienza e l economicità dei servizi infrastrutturali 6 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 alle ore 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 alle ore 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/cos 2 φ -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. P P = 3RI 2 =RP 2 /U 2 cos 2 φ. Con I corrente assorbita dal carico. 4 Vedasi nota 2. 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 (CEI 14-34)) che riconosce la maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito del 2% per 8 anni.
2 2 di 9 Il differimento al 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 Il TIT 7 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 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, cosϕ m ) 8. L energia reattiva prelevata oltre il 50% e sino al 75% (0,9> cosϕ m 0,8) dell energia attiva, viene tariffata a un primo scaglione; oltre al 75% (cosϕ m <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 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 tab. 1 Fig. 1. Corrispettivi per basso cosϕ fino al Allegato A della Delibera ARG/elt 199/11 - Testo integrato delle disposizioni dell AEEGSI per l erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell energia elettrica. 8 Se cosϕ m 0,9 E a /(E a 2 + E r 2 ) 1/2, è: E r 0,5 E a dove E a e E r sono rispettivamente l energia attiva e reattiva assorbite.
3 3 di 9 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 benefici 9, entrambe concentrate sulle reti di media e di bassa tensione. Dette analisi sono state sottoposte alle osservazioni 10 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 rete 11 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 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 Fig. 2. Corrispettivi per basso cosϕ fino dal 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 nota 3 ),
4 4 di 9 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 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: cosϕ m 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 ai clienti finali sono una partita di giro 12 per le imprese distributrici; a partire dal Tab, 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.
5 5 di 9 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, P pv (funzionamento degli inverter a cosφ unitario), di fatto continua ad essere prelevata dalla rete abbassando notevolmente il valore del fattore di potenza (cos ϕ pv1 <cosϕ) 13 letto dal contatore (fig. 3). Si tratta di determinare la potenza reattiva capacitiva complessiva, Q c, necessaria per rifasare l impianto in presenza della produzione fotovoltaica. Atteso che deve essere tgϕ pv2 = (Q-Q c )/(P-P pv ) 1/3, sviluppando, si può scrivere: Q c P[Q/P-1/3(1-P pv /P)] = P[tgϕ- tgϕ pv2 ] Fig. 3. Abbassamento del cosϕ per effetto della generazione di potenza attiva. Tre casi sintetizzano la possibile regolazione del sistema rifasante: per P pv = 0, assenza dell impianto fotovoltaico, ovvero funzionamento in notturna: deve essere tgϕ pv2 1/3(1-0/P) ossia cosφ pv2 0,95 e Q c P(tgϕ-1/3) fig. 3-1; per P pv = P/2: deve essere tgϕ pv2 = 1/3(1-1/2)=0,166 ossia cosφ pv2 = cos arctg0,166=0,986 e Q c P(tgϕ- 1/6) fig. 3-2; per P pv = P: diventa tgϕ pv2 = 1/3(1-1)=0 ossia cosφ pv2 =1 e Q c = Ptgϕ = Q, il regolatore 14 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 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 Fig. 3. Variazione del cosφ al variare della potenza immessa. 13 cos ϕ pv1 = cos arctg Q/(P-P pv )<cosϕ=cos arctg Q/P. 14 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)..
6 6 di 9 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 energia 15 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 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 elettromeccanici 16 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 differenza tra l uno e l altro. poiché agli inverter è richiesto di partecipare alla Fig. 4. TA per il regolatore automatico del rifasatore. Fig. 5. Funzionamento del regolatore su 4 quadranti. regolazione della tensione mediante assorbimento o erogazione di energia reattiva 17, si possono determinare situazioni di esercizio contrastanti 18 con il rifasamento (fig. 6), nel senso 15 A seguito della Variante V1: 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 , e la norma CEI 0-21, art.8.5.2, in attuazione dell art. 11, c. 3, lettera d) del DM , 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.
7 7 di 9 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 rifasatore 19 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 lineari 20 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 Fig. 6. Rifasamento e regolazione della tensione da parte dell inverter. Fig. 7. Onda di corrente distorta. 18 In presenza del solo carico L la tensione di rete nel punto di connessione diminuisce del valore: U = 100 (R P+X Q)/U 2 ; per effetto dell inserimento della generazione G si alza il profilo della tensione (diminuisce U = 100 [R(P-P g )+XQ]/U 2 ) 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-P g )+X[Q-(- Q g )]}/U 2 ), 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-P g )+X[Q-(-Q g )-Q c ]}/U Norme condensatori. CEI EN (CEI 33-9: ). 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 (CEI 33-8: ). 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 (CEI 33-19: ). Reti industriali in corrente alternata affette da armoniche. Applicazione di filtri e di condensatori statici di rifasamento. CEI EN (CEI 33-23: ). 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.
8 8 di 9 corrente (THD - Total Harmonic Distorsion) 22 presente nell impianto mediante di speciali strumenti dedicati 23 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 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 all incirca la componente attiva dell impedenza di carico e L 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, ω o L=1/ω o C, si verifica alla frequenza f o data da 25 : f o = 50 ( P cc /Q c ) dove Q c è la potenza del sistema rifasante C e 50 è la frequenza del armonica fondamentale. Se f o è prossima a quella di un armonica d ampiezza significativa nel rifasatore di determina un extra corrente che può essere pericolosa 26 e lo può danneggiare seriamente. Come si può notare il rischio di risonanza varia con il valore della capacità C, occorre quindi aumentare f o 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 (L F detuned filter - fig. 8-2). In presenza del rifasamento automatico sono previsti più filtri costituiti da rami L F -C che si inseriscono o disinseriscono secondo la richiesta della rete. La risonanza serie fra L F e C, che si determina a frequenze basse, può essere adeguatamente calibrata per assorbire le armoniche di ampiezza L Fig. 8. Circuito equivalente dell impianto rifasato. 22 Norma CEI 0-21, art THD=( I 2 3+ I 2 5 +I I 2 n)/i 1 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 P cc = 3 U I cc. Con buona approssimazione i valori di I cc sono desumibili dalla norma CEI 0-21, art Si ricava esprimendo P cc e Q c in funzione rispettivamente della reattanza induttiva di corto circuito X cc = 2 π f L e della reattanza capacitiva X c =1/(2 π f C) del rifasatore alla frequenza f dell armonica fondamentale (50 Hz). 26 Se I(f o ) è il valore del armonica alla frequenza di risonanza, la corrente circolante nel condensatore C vale: I c (f o )= I(f o ) R ω o C.
9 9 di 9 maggiore quando si vuole la riduzione del THD dell impianto 27. 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. 08/15 agu 27 In questo caso le eventuali risonanze armoniche anche di ampiezza significative provocano stress termici è minori essendo bassa la frequenza di risonanza.