Conoscere e combattere le interruzioni della corrente ... · sul grado della continuità del...

Confindustria - Glossario della QSE – ed. 2011 1

Conoscere e combattere le interruzioni della corrente elettrica. (Glossario della qualità dell’alimentazione elettrica ad uso delle aziende consumatrici)

A cura del Gruppo di Lavoro Qualità del Servizio Elettrico di Confindustria

Roma, 21 Luglio 2011


Redatto in modo discorsivo e divulgativo, questo opuscolo vuole fornire elementi informativi tecnici sulle interruzioni della corrente elettrica che colpiscono le imprese. Variazioni della frequenza, variazione lente e rapide della tensione, sovratensioni temporanee e transitorie sono, specie nelle imprese senza energymanager, situazioni di “disagio” nell’alimentazione elettrica, facili da riscontrare negli effetti dannosi sulla produzione, ma difficili da diagnosticare con esattezza quanto alle loro origini. I buchi di tensione, le interruzioni (lunghe, brevi e transitorie), le armoniche, gli squilibri di tensione, i segnali e disturbi ad alta frequenza sono la causa più frequente di disagi. Ognuno di essi ha una propria regolamentazione tecnica, un’origine e degli effetti sulla produzione di beni e/o servizi. Per ognuno di questi fenomeni si può risalire o meno ad una responsabilità a rimuovere il disagio/risarcire il danno derivante dal disagio, da parte del Distributore/Trasmettitore. Accertare la fenomenologia del disagio, prima di segnalarlo od addirittura addebitarlo, in tutto od in parte, alla rete aziendale interna potrà contribuire a migliorare la collaborazione già oggi esistente tra Distribuzione e aziende. Oggi il Corrispettivo tariffario Straordinario, la Dichiarazione di adeguamento della rete elettrica aziendale, gli indennizzi automatici sono un tutt’uno da valutare con attenzione da parte dell’imprenditore. Questo breve Glossario potrebbe essere utile alle Associazioni Datoriali perché le associate, avvalendosene assieme alle loro forme di assistenza e consulenza, valutino appieno “di cosa si tratti”, sappiano limitare i danni del proprio disagio elettrico. Ciò aiuterà i trasmettitori/distributori ad avere segnalazioni corrette alle quali daranno il miglior seguito per rimuoverli. Conoscere per collaborare!

Prof. Massimo Beccarello Responsabile Energia Confindustria


NOTA EDITORIALE: Per le medesime finalità, ma con un taglio tecnico perché rivolto agli imprenditori del settore, un Manuale ad hoc sulla Qualità del Servizio Elettrico nacque dalla collaborazione tra Confindustria ed Enel, nel 1994. Il black out del 28-29 settembre 2003 ampliò l’attenzione sul tema. Nel 2006 il Manuale, su proposta dell’allora VP all’Energia ed Ambiente Emma Marcegaglia, fu aggiornato dal GdL QSE di Confindustria, nella quale, nel frattempo, era entrata a far parte ENEL. In 7 anni l’azione dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas ha proceduto con speditezza per regolare il fenomeno. Ecco il primo motivo di quest’ultimo testo: l’ aggiornamento. Un altro è l’obiettivo di una platea più ampia di quella degli “addetti ai lavori”: di qui taglia ridotta, lessico divulgativo ed immagini. Il documento utilizza testi e figure di AEEG (Relazione Annuale 2011 e DCO), di RSE, del Dipartimento di Ingegneria Gestionale del Politecnico di Milano, del Dipartimento di Ingegneria Elettrica dell’Università degli Studi di Napoli “Federico II” e di ANIE: li ringraziamo per la collaborazione.


INDICE DEI PARAGRAFI, FIGURE E TABELLE:

1) Prefazione p.6

2) Origine ed effetti dei disturbi elettrici visti dal Trasmettitore/Distributore e dal cliente p.7

FIGURA 1: Tipologie principali dei reclami dei Clienti e loro peso percentuale ( fonte.: RSE 2010)

FIGURA 2: Risultati dell’indagine su clienti MT (2006-2009) circa la Power Qualità elettrica (fonte RSE 2010).

TABELLA 1: Origine ed effetti dei disturbi elettromagnetici (fonte :Linee Guida…2006).

3) Correlazione tra rete interna e rete esterna nei disturbi elettrici p.11

FIGURA 3: Schema del processo di generazione e diffusione dei disturbi condotti (fonte Linee Guida…2006).

4) Il glossario minimo dei fenomeni elettrici di tipo generale p.12

A) Ambiente elettromagnetico

B) Compatibilità elettromagnetica (EMC)

C) Disturbi condotti

D) Disturbo elettromagnetico

E) Emissione

F) Immunità

G) Limite di emissione

H) Livello di compatibilità elettromagnetica

I) Livello di pianificazione

L) Livello di immunità

M) Livello di disturbo

N) Livello di emissione

O) Punto di accoppiamento comune

Q) Sorgente

R) Suscettibilità

S) Valutazione statistica delle grandezze elettriche di riferimento 5) Glossario minimo dei fenomeni elettrici dannosi che si verificano in azienda p.13 A) Variazioni della frequenza B) Variazioni lente, rapide e fluttuazioni della tensione C) Sovratensioni temporanee e transitorie


D) Buchi di tensione e interruzioni brevi

TABELLA 2: Buchi di tensione 2006-2010 (fonte : AEEG 2011).

E) Armoniche F) Squilibrio della tensione G) Segnali e disturbi ad alta frequenza H) Flicker 6) Conoscere origine ed effetti dei disagi per contribuire a migliorare la rete p.20

FIGURA 4: Generazione e diffusione dei “disturbi condotti” (fonte Linee Guida…2006).

TABELLA 3: Interventi possibili sull'impianto dell'utente, per contenere l'emissione dei disturbi (fonte: Linee Guida…2006).

TABELLA 4: Tipi di interventi possibili sull'impianto dell'utente per attenuare la propagazione dei disturbi (fonte Linee Guida 2006).

FIGURA 5: Lo schema della connessione elettrica tra azienda e rete pubblica di trasmissione/distribuzione elettrica (fonte Linee Guida2006). 7) Le microinterruzioni … . p.23 FIGURA 6: Percentuale dei clienti MT peggio serviti in relazione alle interruzioni senza preavviso lunghe di responsabilità delle imprese distributrici ed imprese connesse tratta dall’analisi regionale degli anni 2006-2010 (fonte: AEEG 2011). TABELLA 5 - Costi delle microinterruzioni per diversi settori industriali: costo diretto per evento (Fonte: DIG del Politecnico di Milano, 2006) TABELLA 6 – Microinterruzioni: il numero di esse diviso per le zone di concentrazione di ogni regione italiana nel 2008-9-10 (fonte: AEEG 2011) 8) Dal Glossario alla Mappa degli Hot Points della QSE a servizio delle imprese p.26 9) L’importanza dell’adeguamento della rete interna aziendale p.27

FIGURA 7: Adeguamento della rete elettrica aziendale o pagamento del Contributo tariffario straordinario. (fonte : ANIE 2011).

TABELLA 7: Calcolo del CTS su base annua ex Allegato A della Delibera 333/07 (fonte: ANIE 2011).

FIGURA 8: Progressione dell’adeguamento delle imprese con alimentazione in MT

32006-2010 (fonte: AEEG 2011).

10) Conclusioni: conoscere per collaborare p.32

FIGURA 9: Chi, come e perché regolare la QSE (fonte: AEEG).


1) Prefazione

La normativa internazionale definisce il cliente dell’alimentazione elettrica come “organizzazione o persona che riceve un prodotto” che è il “risultato di un processo” a sua volta definito “insieme di attività correlate o interagenti che trasformano elementi in entrata in elementi di uscita”. Alla luce di questo, il cliente è definito colui che riceve l’Energia Elettrica, in una zona che è il punto di consegna, come prodotto intangibile, fornito da una organizzazione o da una persona, che trasforma elementi in entrata in elementi di uscita.

L’intangibilità del prodotto rende necessaria una valutazione della sua qualità.

Ecco perché il tema della Qualità del Servizio Elettrico è divenuto sempre più importante come metro di raffronto della competitività imprenditoriale dei differenti territori, misurata sul grado della continuità del servizio elettrico.

L’idea fondamentale sottesa ai tentativi di coordinamento tra le Autorità europee regolatrici dell’energia1 è quella della tendenza alla “garanzia della qualità del servizio elettrico” e che, quindi, gli utenti d’energia elettrica debbano essere portati – grazie a progressive e successive regolazioni delle Autorità nazionali competenti – a pagare l’elettricità non solo in base alla quantità ma anche in base alla qualità del servizio ricevuto.

La qualità dell’erogazione del servizio elettrico può essere definita in base ai molteplici parametri presenti nell’attuale normativa CEI EN 50160. Uno dei più usati fattori di qualità del servizio di erogazione di energia elettrica è la mancanza di interruzioni nella fornitura dell'energia elettrica. Ma, pur subendole, le imprese hanno difficoltà ad andare al di là della mera percezione del danno in quanto:

Le interruzioni possono avere varie origini (possono essere originate sulla rete in alta tensione e sulla rete di trasmissione nazionale o possono essere provocate da cause di forza maggiore o dalle cause esterne) oppure possono essere di responsabilità dell'esercente;

Le interruzioni possono essere distinte tra quelle "con preavviso" (notificato almeno un giorno prima) e quelle "senza preavviso";

Le interruzioni "senza preavviso", a loro volta, vengono classificate in lunghe (durata maggiore di tre minuti), brevi (durata compresa tra un secondo e tre minuti) e quelle inavvertibili ma dannose per gli impianti automatizzati o informatizzati che sono dette “eufemisticamente” transitorie (durata minore di un secondo).

Confindustria, dal ’94, si interessò del fenomeno ed interloquì a tutti i livelli istituzionali per migliorare la continuità del servizio elettrico in Italia. In un sintetico excursus storico, iniziato con la costituzione del Gruppo di lavoro ad hoc il 21 luglio 2004 da parte del Comitato Tecnico Energia di Confindustria, si registrarono:

1 Si è avuta traccia evidente nel recente Meeting di Firenze del 20° European Electricity Regulatory Forum, 23-24 maggio 2011 a

Firenze, dell’importanza dell’impatto sopranazionale dei progetti infrastrutturali di trasmissione, stante l’assenza di un adeguato quadro generale di regolazione. L’esigenza di questo quadro d’assieme, potrebbe adeguare rischi ( per gli investitori) e benefici socio-economici (per i cittadini). Inoltre esso potrebbe approfondire e risolvere le difficoltà tecniche direttamente connesse alla trasmissione energetica, in genere, ed elettrica, in particolare, a livello di Trasmissione Pan-europea.


- nei primi mesi del 2005 una prima sperimentazione informale tra Confindustria ed Enel Distribuzione per mettere a punto una procedura che – nelle zone nelle quali tale relazione non fosse già evoluta - aiutasse le associate che lamentavano disagi di rete, le Associazioni territoriali, le Direzioni regionali ed Enel a collaborare (a Napoli fu positivamente attuato dal luglio a fine ottobre 2005). Il flusso sviluppò una gestione tra Associazioni Territoriali del sistema confindustriale ed Enel Distribuzione (commerciale & rete), mediante:

o la cernita dei casi più gravi nelle zone di riconosciuto disagio, o la valutazione commerciale della causa del disservizio in base all’analisi di

rete; o l’accesso in azienda per verificare le cause del disagio; o l’indicazione di azioni di possibile miglioramento della QSE interna e/o

esterna; o la rimozione delle carenze di rete accertate;

- dal 2007, l’attività regolatoria dell’AEEG2 in ordine alla Qualità dei servizi di trasmissione dell’energia elettrica è stata ampia: ne è prova la Deliberazione dell’Autorità 19 dicembre 2007, n. 341/07 “Regolazione della qualità del servizio di trasmissione per il periodo di regolazione 2008-2011” che ha tracciato le linee di fondo del miglioramento avuto nella QSE italiana negli anni trascorsi.

Oggi, la vigilia di un altro importante Periodo di Regolazione quadriennale 2012-2015 sta per tracciare obiettivi e normative di ulteriore miglioramento per mitigare le ancora evidenti disparità della Qualità dell’alimentazione elettrica in alcune zone del nostro Paese.

L’assenza di interruzioni di corrente è ancora da raggiungere, anche se molti passi avanti sono stati fatti sul grado della continuità del servizio elettrico, almeno in alcune zone d’Italia.

Serve tuttavia una maggiore consapevolezza dei fenomeni elettrici, in genere, e dei disagi elettrici, in particolare, nelle imprese italiane.

Essendo la materia complessa sul fronte degli interessi, ma anche su quello della natura tecnico-economico-giuridica delle interruzioni di corrente, redatto in modo discorsivo e divulgativo, questo opuscolo vuole fornire elementi informativi tecnici sulle interruzioni di corrente lamentate dalle imprese consumatrici di energia elettrica per meglio orientarle e spingerle verso l’unica via d’uscita: la collaborazione con gli altri utenti di rete, il distributore della rete locale elettrica e – a volte – il trasmettitore della rete nazionale elettrica.

2 Come si dirà nelle Conclusioni, ogni anno, entro il 31 marzo, le imprese devono comunicare all'Autorità i dati di continuità del

servizio relativi all'anno precedente, ossia una serie di informazioni relative al numero di interruzioni e alla loro durata. Sulla base di ciò, l'Autorità ha reso disponibili on line i dati di continuità del servizio relativi al periodo 1998-2006, attraverso un sistema che permette di ricercare i dati selezionando le variabili relative: al tipo di interruzioni (con o senza preavviso; lunghe o brevi); al tipo di indicatore (numero o durata dell'interruzione per cliente), al tipo di territorio distinto in base alla concentrazione della popolazione residente, all'impresa o gruppi di imprese e/o all'area geografica d'interesse. Sono possibili confronti con alcuni valori medi di riferimento (per esempio il valore medio nazionale relativo all'indicatore scelto) ed è inoltre possibile ottenere il numero di clienti ai quali si riferiscono i dati selezionati.


2) Origine ed effetti dei disturbi elettrici visti dal Trasmettitore/Distributore e dal cliente. Chi non ricorda il bug dell’anno 2000? L’AEEG diffuse il 6.6.199 le “Linee guida per affrontare e risolvere il problema del cambiamento di data dell’anno 2000” per porre l’attenzione sulla necessità di un adeguato livello di consapevolezza del problema del cambio di data e delle conseguenze che esso potrebbe provocare agli esercenti e agli utenti del servizio e per individuare per ciascun settore gli aspetti rilevanti da sottoporre a controlli e ad azioni di intervento. Il bug del 2000 non produsse effetti sull’Information Comunication Technology delle aziende. Ma ogni giorno l’alimentazione elettrica provoca in Italia un numero ancora elevato di fenomeni di discontinuità nella gestione sempre più informatizzata dei processi di progettazione, produzione e controllo dei beni e servizi prodotti. I sistemi CAD-CAE-CAM, ed in genere i centri di lavoro automatizzati, necessitano di sicurezza operativa di reti, sistemi e applicazioni informatiche, e di strutture preposte ad ospitare e proteggere sia i centri nevralgici delle aziende (applicazioni e database strategicamente importanti, che erogano i servizi alla clientela o all'utenza interna distribuita sul territorio, e architetture di disaster recovery), sia le infrastrutture necessarie alla gestione continua di sistemi e applicazioni. Tali infrastrutture devono essere adeguati dal punto di vista impiantistico, spesso corredati da UPS e/o commutatori statici, per ottenere massima efficienza degli impianti e capacità di intervento immediato dei partner di riferimento in tutta la catena dell'alimentazione elettrica. Anche una micro-interruzione della corrente o un disturbo della rete può costituire una seria minaccia.

In sintesi, il fenomeno ha due facce:

La prima faccia è quella del Cliente che subisce una “buona” o una “cattiva” alimentazione elettrica: per limitarne i danni, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il gas, dal 2007 ha introdotto gli indennizzi automatici a favore delle imprese che:

abbiano verificato i propri impianti;

li abbiano messi a norma (v. Delibera 333/07, art.33);

abbiano inviato la dichiarazione di adeguatezza (v. Delibera 333/07, art. 35);

abbiano subìto un numero di eventi interruttivi maggiore rispetto al numero di quelli che l’Autorità ha disposto che il distributore locale debba assicurare nel medesimo anno, tipo di area e territorio.

Oltre a limitare i danni, tuttavia, la previsione di INDENNIZZI AUTOMATICI ha prodotto l’adeguamento spontaneo di molte imprese alle norme tecniche3. Approfondiamone gli aspetti applicativi4. Per ogni cliente o altra utenza MT i requisiti tecnici per avere accesso all’indennizzo sono un Dispositivo Generale, l’adozione di Protezioni Generali (PG), nella regolazione delle protezioni generali medesime e nella loro manutenzione, ai sensi della norma CEI 0-15.

3 Vedi anche § 9; comunque è da dire che dal 2007 al 2010 le imprese che si sono “adeguate” sono aumentate quasi tre volte ( da

12.000 a 33.000). 4 Analisi tratta da “ ANIE - Adeguamento degli impianti di media tensione alle delibere dell’AEEG”- 2011


2a) Dispositivo Generale (DG), va realizzato mediante un sistema composto da: 2.a.1. un sezionatore di linea e un interruttore. 2.a.2. oppure mediante un interruttore, ma di tipo estraibile. Per parte estraibile è da intendersi una parte asportabile di un'apparecchiatura con involucro metallico, nella fattispecie l'interruttore, che può essere portata in una posizione nella quale assicuri una distanza di sezionamento o una segregazione metallica fra i contatti aperti, sempre rimanendo meccanicamente connessa all'involucro. Tutti gli apparecchi devono essere realizzati in conformità con la loro rispettiva Norma di prodotto. 2b) Protezioni Generali (PG), cui asservire il Dispositivo Generale, in grado di discriminare i guasti polifasi (massima corrente) e i guasti monofasi a terra (massima corrente omopolare o direzionale di terra, in conformità allo stato di esercizio del neutro) a valle del Dispositivo Generale. Il Sistema di Protezione associato al DG è generalmente composto da: - Trasduttori di corrente di fase (TA); - Trasduttori di corrente e di terra omopolare (TAT); - Eventuali trasduttori di tensione (TV); - Relè di protezione con relativa alimentazione (PG); - Circuiti di apertura dell’interruttore; Il SPG deve funzionare correttamente in tutto il campo di variabilità delle correnti e delle tensioni che si possono determinare nelle condizioni di guasto per le quali è stato previsto. 2c) Regolazione delle Protezioni Generali, vanno effettuate secondo il criterio di selettività, in base a quanto indicato dall’impresa distributrice, ed il mantenimento delle stesse regolazioni va tenuto fino a successiva indicazione da parte dell’impresa distributrice. Gli utenti passivi devono avere solo il Sistema di Protezione Generale SPG conforme all'allegato D della Norma CEI 0-16, mentre gli utenti attivi, cioè quelli aventi qualsiasi macchinario (rotante o statico) che converta ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata, previsto per funzionare in parallelo (anche transitorio) con la rete, devono avere anche il Sistema di Protezione di Interfaccia SPI conforme all'allegato E della Norma CEI 0-16. La realizzazione dei requisiti tecnici di cui ai punti precedenti è effettuata dai clienti e dalle altre utenze con oneri a proprio carico, secondo le specifiche norme e guide tecniche preparate dal Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI). I clienti MT con potenza disponibile ≤ 400 kW hanno facoltà di derogare ai requisiti precedenti se sono rispettate tutte le seguenti condizioni: 2.c.1. Interruttore Manovra Sezionatore (IMS) con fusibili e di un unico trasformatore MT/BT con potenza non superiore a 400 kVA oppure interruttore con qualsiasi tecnica di interruzione (olio, gas SF6 vuoto), con dispositivo di protezione per la sola corrente di corto circuito e di un unico trasformatore MT/BT con potenza inferiore a 400 kVA; 2.c.2. La connessione MT tra l’IMS e il trasformatore MT/BT o tra l’interruttore e il trasformatore MT/BT è realizzata in cavo e ha una lunghezza complessiva non superiore a 20 m. 2.d. Va effettuata la manutenzione ai sensi della norma CEI 0-15 riportando su apposito registro costituito dalle schede F, S, QMT, TR-L (o TR-S) in caso di IMS con fusibili o costituito dalle schede F, IVOR, QMT, TR-L (o TR-S) in caso di IVOR con dispositivo di protezione per la sola corrente di cortocircuito, secondo le periodicità previste dalla stessa norma CEI 0-15.


L’estensione di tali indennizzi alle numerose interruzioni brevi ai clienti che li subiscono ogni anno, sia se alimentati un Media Tensione che in Bassa Tensione, è attualmente oggetto di valutazione da parte dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas, alla quale è affidato il compito di regolazione della complessa materia e ne parleremo oltre. La seconda faccia è quella del Distributore che fornisce una “buona” o una “cattiva” alimentazione elettrica: esso ha dal 2000 una regolazione incentivante (PREMI E PENALITA’) per ambito territoriale della durata delle interruzioni lunghe. Per essere precisi, questo sistema misura la durata complessiva delle interruzioni di corrente lunghe e, dal 2008, anche il numero di interruzioni. Per la durata delle interruzioni lunghe e brevi, nel 2004, è stato introdotto un meccanismo di determinazione degli obiettivi annui di miglioramento (livelli tendenziali) per il periodo 2004-07 tali da prevedere il raggiungimento di livelli obiettivo nel corso di dodici anni, cioè entro il 2015. I premi e le penalità riguardano solo le interruzioni dell’alimentazione, mentre l’andamento dei reclami dei clienti per l’alimentazione elettrica, riguarda anche molti altri fenomeni elettrici ai quali i trasmettitori/distributori devono far fronte, come ci dicono recentissime analisi5.

FIGURA 1: Tipologie principali dei reclami dei Clienti e loro peso percentuale ( fonte.: RSE 2010) Ovviamente il Fornitore dell’energia elettrica non ha alcun ruolo nella problematica, anche se è spesso chiamato dal Cliente ad attivarsi per rimuovere un problema che prescinde dalle sue possibilità e competenze. Il dato di fatto è però che i disturbi non sono eguali in tutto il Paese. Malgrado le azioni di miglioramento complessivo della rete esterna pubblica in AT e MT/BT nell’ultimo decennio, questi disagi sono tutt’ora presenti maggiormente nel Contro-Sud italiano, come conferma una recente valutazione di RSE ( v. figura 2).

5 Vedi Rapporto di Ricerca sul Sistema Energetico – RSE S.p.A. “Rapporto sintetico sulle prestazioni della rete di distribuzione

italiana in media tensione con riferimento ai buchi di tensione” in Appendice D) ala DCO 42/2011 dell’AEEG.


FIGURA 2: Risultati dell’indagine su clienti MT nel quadriennio 2006-2009 circa la Power Qualità elettrica (fonte :RSE 2010). La regolazione dei premi e penalità è sconosciuta alle aziende consumatrici perché interessa i Trasmettitori e Distributori. I consumatori conoscono, invece, le anomalie dell’alimentazione non preavvisate, fenomeni frequenti ma non per questo ben conosciuti dalle aziende quanto a cause ed effetti. Nella Tabella 1 si riporta un quadro riassuntivo di quello che viene denominato in azienda “disturbo nell’alimentazione elettrica” degli impianti. Come si vede, esso può essere originato da molteplici e differenti cause.

DISTURBO ORIGINE EFFETTI

Frequenza

Distacchi di gruppi di

generatori.

Commutazione di grossi

carichi.

Guasti.

Variazione di velocità nei motori.

Malfunzionamento dei dispositivi

elettronici che utilizzano la frequenza per

generare la base dei tempi.

Perdite nei lamierini magnetici.

Influenza sull'efficacia dei filtri accordati

per la "soppressione" delle armoniche.

Variazioni rapide

di tensione

Inserzione di apparecchi.

Carichi con assorbimento

variabile.

Intervento intempestivo protezioni.

Flicker (se ripetitive).

Malfunzionamento di apparati elettronici.

Variazioni

transitorie di

tensione

Fulminazioni.

Guasti.

Manovre.

Perforazione di isolamenti.

Danneggiamento circuiti elettronici.

Buchi

ed interruzioni

brevi

Guasti.

Manovre.

Intervento di relè di minima tensione.

Irregolarità di funzionamento di motori.

Malfunzionamento di apparati elettronici

digitali.

Malfunzionamento di apparecchiature

elettroniche.

Spegnimento di lampade a scarica con

ritardo di riaccensione.


Armoniche

Carichi non lineari.

Azionamenti a velocità

variabile.

Lampade.

Convertitori statici.

Elettrodomestici.

Forni ad arco.

Saldatrici.

Trasformatori.

Motori.

Malfunzionamento di protezioni.

Aumento perdite dielettriche.

Aumento perdite nel rame di macchine e

trasformatori.

Aumento perdite in rete.

Possibile danneggiamento condensatori.

Errori di apparati di misura.

Malfunzionamento di apparati elettronici.

Funzionamento instabile di motori.

Malfunzionamento dei convertitori.

Interferenza sui circuiti di

telecomunicazioni.

Squilibrio di

tensione Carichi squilibrati.

Comparsa di componenti di sequenza

inversa della tensione con

sovrariscaldamento di macchine rotanti e

raddrizzatori.

TABELLA 1: Origine ed effetti dei disturbi elettromagnetici (fonte :Linee Guida…2006).

Siamo giunti, quindi, ad una prima conclusione.

Le interruzioni di corrente sono l’esempio più clamoroso, ma raro, di fenomeni

complessi, ma più frequenti, i quali hanno bisogno di essere analizzati

tecnicamente per ricercarne la causa e, quindi, il rimedio.

Serve quindi un approfondimento di conoscenza che cerceheremo di tracciare nelle

successive pagine di questo Opuscolo.

3) Correlazione tra rete interna e rete esterna nei disturbi elettrici 6.

La QSE parte dalla rete interna di ogni impresa.

Un impianto utilizzatore con carichi disturbanti oltre a disturbare se stesso, inquina la rete

pubblica, la quale trasferisce i disturbi agli altri utilizzatori. I disturbi trasferiti sono quelli

classificati come “condotti” e la conoscenza delle loro caratteristiche di propagazione

costituisce un caposaldo del coordinamento della “compatibilità elettromagnetica”(EMC).

In relazione alla propagazione dei disturbi condotti tra i vari livelli di tensione dei sistemi

di trasmissione/distribuzione, è importante sottolineare che i livelli di compatibilità indicati

per le reti di alta e Media Tensione sono il risultato finale del processo di coordinamento.

6 Tralasciando quella che attiene alla qualità propriamente commerciale (chiamata da una produzione normativa “ TIQV “).


FIGURA 3: Schematizzazione del processo di generazione e diffusione dei disturbi

condotti (fonte:Linee Guida…2006).

Per la Bassa Tensione essi hanno sempre un riferimento preciso all'immunità richiesta

per gli apparecchi elettrici ed elettronici e, quindi, si riflettono nelle norme costruttive di

tali apparecchi. Per gli altri livelli di tensione hanno significato di valori obiettivo, in

relazione ai quali vengono stabiliti i limiti di emissione e le caratteristiche di immunità

degli apparecchi direttamente alimentati, che non sono generalmente specificati nelle

norme. La Figura 3 schematizza il processo di generazione e diffusione dei disturbi con

riferimento alla interazione tra rete elettrica pubblica e impianto utilizzatore. Nella teoria il

prof. L.De Menna7 ha affermato che “I corpi materiali possono presentare proprietà

particolari che danno luogo alle cosiddette interazioni elettriche e magnetiche. Elemento

chiave di tali interazioni è la carica elettrica, una proprietà individuata da una grandezza

scalare q che prende il nome, appunto, di carica elettrica. Per inciso, questa proprietà è

quantizzabile, nel senso che esiste una carica minima pari ad e, tutte le altre essendo

multiple di questa.Le cariche elettriche interagiscono tra di loro esercitando forze le une

sulle altre. In particolare esistono due diverse “qualità” di cariche: cariche dello stesso

tipo si respingono e cariche di tipo opposto si attraggono. Ciò porta a dare a q un segno,

negativo o positivo, per distinguere le due possibili alternative. In particolare l’elettrone,

uno dei componenti dell’atomo, ha carica negativa pari a -e, mentre nel nucleo dell’atomo

sono presenti altri elementi, i protoni, che presentano una carica positiva pari a +e.”

4) Il glossario minimo dei “fenomeni elettrici”, in generale.

Al fine di meglio illustrare la problematica, si riportano le seguenti definizioni:

7 L. De Menna, ord. Ing. Elettrica, Università degli Studi di Napoli “Federico II”.


Ambiente elettromagnetico

Insieme dei fenomeni elettromagnetici presenti in un determinato ambiente.

Compatibilità elettromagnetica (EMC)

Capacità di un dispositivo o di un'apparecchiatura o di un sistema di funzionare

correttamente nel relativo ambiente elettromagnetico, senza introdurre disturbi intollerabili

nell'ambiente stesso o provocarli agli altri apparecchi ivi presenti.

Disturbi condotti

I disturbi condotti sono alterazioni dell'ampiezza o della forma d'onda della tensione che,

prodotti da una sorgente, si propagano lungo una rete di alimentazione, viaggiando sui

conduttori di linea e in alcuni casi anche attraverso i trasformatori, per cui possono anche

trasferirsi tra reti a differente livello di tensione. Questi disturbi possono degradare il

funzionamento di un dispositivo, apparecchio o sistema e anche provocare danni se i loro

livelli sono eccessivi. I disturbi considerati in questo Glossario, e ampiamente trattati nel

prossimo capitolo, sono:

variazioni di tensione

fluttuazioni di tensione

buchi di tensione

sovratensioni

squilibri di tensione

armoniche

interarmoniche.

Disturbo elettromagnetico

Fenomeno elettromagnetico che può degradare la prestazione di un dispositivo, di

un'apparecchiatura o di un sistema.

Emissione

Processo attraverso il quale viene emesso un determinato disturbo da una sorgente.

Sebbene le sorgenti dei disturbi siano sempre singoli dispositivi o apparecchi, ai fini della

presente guida l'emissione è sempre riferita al punto di accoppiamento comune, come

risultato globale del funzionamento dell'impianto utilizzatore.

Immunità

Capacità di un dispositivo, apparecchiatura o sistema di funzionare senza degrado delle

prestazioni in presenza di un determinato disturbo elettromagnetico.

Livello di compatibilità elettromagnetica

Valore specificato di un disturbo elettromagnetico, che ha alta probabilità di non essere

superato (95%, salvo diversa indicazione) applicato a un dispositivo, apparecchiatura o

sistema. Tale livello costituisce un livello di riferimento che consente di determinare sia i

requisiti di immunità di dispositivi, apparecchi e sistemi nell'impianto utilizzatore che le

loro emissioni.


Livello di pianificazione

Valore specificato di un disturbo elettromagnetico usato a fini della pianificazione

dell’impatto sul sistema elettrico di tutti i disturbi, originati da installazioni o da carichi di

grande potenza. I livelli di pianificazione, definiti dal fornitore di energia elettrica, sono

valori indicativi generalmente uguali od inferiori a quelli di compatibilità, usati

normalmente per il coordinamento delle emissioni nella determinazione delle quote

concesse agli utenti.

Livello di immunità

Valore specificato di un disturbo elettromagnetico per il quale un dispositivo,

apparecchiatura o sistema è capace di operare, con alta probabilità, al grado di

prestazione richiesta. Il livello di immunità rappresenta il valore di prova al disturbo per

ogni tipo di apparecchiatura.

Livello di disturbo

Valore di un disturbo elettromagnetico misurato in modo specificato.

Livello di emissione

Livello di un determinato disturbo elettromagnetico emesso da una sorgente, misurato in

modo specificato.

Punti di accoppiamento

La descrizione dell'ambiente elettromagnetico comporta la definizione dei "punti di

comune accoppiamento" nei quali è necessario rispettare i livelli di compatibilità:

punto di accoppiamento comune con la rete pubblica (PAC) di un'utenza, definito

come il punto della rete di alimentazione pubblica elettricamente più prossimo

all'utenza, in cui sono o potranno essere collegati altri utenti.

punto di accoppiamento in impianto (PAI), definito come il punto di una rete di

distribuzione interna ad un impianto utilizzatore, elettricamente più vicino ad un carico

particolare, al quale possono o potrebbero essere collegati altri carichi.

Sorgente

Singolo dispositivo o apparecchiatura o sistema nel suo complesso.

Suscettibilità

Degrado delle prestazioni di un dispositivo, apparecchiatura o sistema causata da un

determinato disturbo elettromagnetico.

Valutazione statistica delle grandezze elettriche di riferimento

Salvo diversa indicazione, i valori delle grandezze elettriche nel seguito riportati sono da

intendersi come valori che hanno una probabilità del 95% di non essere superati. La

valutazione di tale probabilità è effettuata in base a criteri ben definiti che possono variare

in relazione al disturbo considerato.


5) Un glossario minimo dei “fenomeni elettrici dannosi” che si verificano in azienda, in particolare.

I disturbi elettrici “condotti”, ben più frequenti e dannosi dei cd. Blacl out elettrici, non

sono altro che i fenomeni elettomagnetici dannosi che si verificano in azienda. Perciò

dobbiamo rifarci agli aspetti che vengono studiati in ambito della compatibilità

elettromagnetica (EMC) e che riguardano:

l'emissione dei disturbi

la propagazione dei disturbi

la suscettibilità ai disturbi di dispositivi, apparecchiature e sistemi.

Per quanto riguarda l'emissione, generalmente gli apparecchi definiti "disturbanti"

(utilizzatori o componenti del sistema di distribuzione dell'energia elettrica), sono

caratterizzati da un livello di disturbo iniettato nel sistema di alimentazione, variabile nel

tempo.

Per quanto riguarda la propagazione, ogni singola emissione, in relazione alla sua

natura, può propagarsi verso le apparecchiature sensibili per via condotta o irradiata. In

particolare sono di tipo:

condotto, i disturbi che arrivano alle apparecchiature attraverso le linee di

alimentazione elettrica e i collegamenti di controllo/segnalazione;

irradiato, i disturbi che interessano direttamente le apparecchiature attraverso la

propagazione di campi elettromagnetici.

Per quanto riguarda la suscettibilità, ogni apparecchio definito “sensibile” è

caratterizzato da un rischio di mal funzionamento o danneggiamento in funzione del

livello di disturbo. Va tenuto tuttavia presente che alcune apparecchiature possono

essere contemporaneamente sia disturbanti che sensibili.

La natura sia dell'emissione sia della suscettibilità è intrinsecamente statistica: infatti

l'emissione presenta una variabilità temporale e locale (in alcuni casi di natura casuale),

la suscettibilità presenta una variabilità in quanto i prodotti di una stessa linea di

produzione presentano delle deviazioni rispetto allo standard di progetto.

In azienda succede spesso che il livello elettromagnetico è originato da una

pluralità di fonti.

Tenendo presente le numerose sorgenti di emissioni esistenti in una rete di distribuzione

(più apparecchi disturbanti per singolo impianto utilizzatore, presenza di diverse utenze

disturbanti, più componenti disturbanti facenti patte della rete) e che la rete di

distribuzione costituisce il mezzo di composizione dei disturbi, l'insieme dei contributi può

dar luogo a un livello totale di disturbo in rete troppo elevato e non compatibile con il

buon funzionamento delle apparecchiature sensibili a essa allacciate. Poiché le singole

emissioni sono di natura statistica anche il livello totale di disturbo è della stessa natura.

Al fine di assicurare la compatibilità tra carichi disturbanti e carichi sensibili in una rete

elettrica di alimentazione, è allora necessario introdurre:

per la rete, dei livelli "massimi" di disturbo, detti livelli di compatibilità;


per le singole apparecchiature o sistemi, dei livelli di disturbo che un apparecchio o

sistema deve poter sopportare senza degrado delle sue prestazioni, detti livelli di

immunità.

Al fine di ridurre il rischio di mal funzionamento dell'apparecchiatura o del sistema, è

necessario assicurare un margine opportuno tra i livelli di compatibilità e di immunità

scegliendo un livello di immunità maggiore del livello di compatibilità.

Il rispetto dei livelli di compatibilità sulla rete pubblica è ottenuto fissando dei limiti di

emissione per le singole apparecchiature e/o per gli impianti utilizzatori, sulla base di

opportuni criteri, definiti dalla normativa e dalle specifiche di allacciamento adottate dal

Distributore.

Poiché in azienda succede spesso che il livello elettromagnetico è originato da una

pluralità di fonti, sovente intervengono i seguenti fenomeni dannosi:

A) Variazioni della frequenza Il distacco di grossi gruppi generatori o la commutazione di carichi molto importanti, danno luogo a variazioni transitorie della frequenza, compensate in tempi relativamente rapidi (qualche secondo) dalla regolazione sui motori primi dei gruppi generatori. Successivamente le potenze di scambio tra reti interconnesse vengono riequilibrate dalle centrali preposte alla regolazione secondaria frequenza-potenza. La regolazione frequenza-potenza provvede ad annullare il valor medio degli scatti di potenza trasferita tra reti interconnesse a seguito delle variazioni di frequenza. La frequenza di rete influenza il comportamento dei motori, che variano di velocità, e le prestazioni dei dispositivi elettronici, che la utilizzano per generare la propria base dei tempi, oltre che le perdite nei lamierini magnetici e l'efficacia dei filtri accordati impiegati per la soppressione delle armoniche. B) Variazioni lente, rapide e fluttuazioni della tensione Le variazioni lente della tensione sono dovute alle variazioni del carico e controllate per mezzo di variatori installati sui trasformatori di iniezione AAT/ AT, variatori sui trasformatori AT /MT comandati da regolatori automatici e prese a vuoto sui trasformatori MT /BT. Le variazioni rapide della tensione sono generalmente prodotte dalla commutazione dei carichi e, a seconda della loro ampiezza, possono determinare malfunzionamento di relè, teleruttori e apparati elettronici. Le fluttuazioni di tensione (variazioni rapide di tensione ripetitive) sono prodotte dalla commutazione di carichi a funzionamento intermittente (per esempio motori, saldatrici) e da carichi industriali con assorbimento di potenza variabile nel tempo (per esempio forni ad arco). Le lampade a incandescenza sono le più sensibili, in quanto in termini percentuali una variazione nella tensione di alimentazione causa una variazione di intensità luminosa più di tre volte maggiore. Il livello di sensazione istantanea di flicker ( v. poi ) è una funzione quadratica dell'ampiezza della variazione luminosa e, quindi, della fluttuazione di tensione che la genera.


C) Sovratensioni temporanee e transitorie Le sovratensioni presentano caratteristiche molto variabili ed è possibile classificarle in temporanee (per lo più a frequenza industriale) e transitorie, a loro volta caratterizzate in base alla durata in: a) sovratensioni di lunga durata (>100 s), in genere con andamento oscillatorio smorzato e frequenza inferiore ai l0 kHz; b) sovratensioni di media durata (1- 100 s), di tipo oscillatorio smorzato, con frequenze da l0 a 1000 kHz, oppure unidirezionale, con e senza oscillazioni; c) sovratensioni di breve durata (<1 s), con frequenze di oscillazione dell'ordine di decine di MHz.

Nel seguito si riportano le sovratensioni presenti nelle reti MT e BT:

C.1.) Nelle reti MT si riscontrano i seguenti fenomeni tipici di sovratensioni. • Sovratensioni temporanee dovute a ferro-risonanza: sono fenomeni oscillatori con valori di picco pari a 2,5-3,5 p.u. e frequenza di inviluppo di qualche Hz, provocati tipicamente da trasformatori di tensione induttivi, con durata anche molto lunga. • Sovratensioni temporanee dovute a guasti monofase a terra: nelle reti MT con neutro isolato o a terra tramite impedenza, questo tipo di guasto può produrre delle sovratensioni tra fase e terra sulle fasi sane. La loro ampiezza, in genere, è inferiore a 2 p.u. della tensione nominale fase-terra; tali sovratensioni si protraggono per tutta la durata del guasto. • Sovratensioni transitorie di lunga durata conseguenti a manovre o guasti o trasferite dall'alta tensione, con ampiezze massime dell'ordine di 3÷5 p.u.; il loro valore effettivo è comunque limitato dai livelli protettivi adottati sulla rete (scaricatori e/o spinterometri), per assicurare il coordinamento dell'isolamento. • Sovratensioni di media durata dovute a scariche atmosferiche e alla riaccensione di interruttori. Le massime ampiezze di queste sollecitazioni possono superare la tenuta degli isolamenti di linea aerea; nelle cabine AT/MT e sui trasformatori MT/BT il loro valore effettivo è limitato da scaricatori e/o spinterometri, come nel caso precedente. La forma d'onda è generalmente di tipo unidirezionale e in alcuni casi unidirezionale/oscillatoria (tempi eli fronte compresi fra il ms e la cinquantina di ms, tempo di coda dell'ordine di centinaia di ms). Per le linee aeree di distribuzione la maggior parte di queste sollecitazioni è di tipo indotto (fulminazioni in vicinanza della linea), mentre più rare sono quelle di tipo diretto (scariche sui pali o sui conduttori). • Sovratensioni di breve durata che possono verificarsi a seguito di manovre in impianti di tipo blindato in SF6 (ampiezza generalmente fino a poche volte il valore di picco della tensione nominale, forma d'onda oscillatoria con frequenza superiore a 1 MHz).

C.2.) Per le reti BT le sovratensioni tipiche possono essere così descritte: • Sovratensioni di lunga durata originate da: - interventi di fusibili (generalmente con ampiezze fino a 1-2 kV); - manovre di banchi di condensatori (generalmente con ampiezze fino a 2-3 volte il valore di picco della tensione nominale); - trasferimento di transitori dalla rete MT, attraverso i trasformatori MT/BT, per accoppiamento induttivo (generalmente con ampiezze fino a 1 kV). • Sovratensioni di media durata, dovute a: - manovre di organi di interruzione, lato BT (generalmente con ampiezze fino a diverse volte la tensione nominale);


- trasferimento di sovratensioni atmosferiche dalla MT attraverso i trasformatori MT /BT, per accoppiamento capacitivo (generalmente con ampiezze fino a 4-6 kV); - fulminazioni diretta ed indiretta delle linee BT (ampiezze fino a qualche decina di kV ). • Sovratensioni di breve durata, causate da: - manovre su brevi tratti di cavo o su sistemi di sbarre, interruzioni di correnti induttive ecc.(generalmente con ampiezze fino a 1-2 kV); - manovre (chiusura ed apertura) di relé e contattori che danno una successioni di spegnimenti e riaccensioni. • Sovratensioni temporanee (limitate dalla messa a terra efficace del neutro) derivate da guasti o dall'inserimento di banchi di condensatori (generalmente con ampiezze al di sotto di 1,5 kV). D) Buchi di tensione e interruzioni brevi La disponibilità di una base dati significativa per i buchi di tensione, la conoscenza dell’impatto economico dei buchi di tensione sull’economia del Paese e la recente revisione della norma EN 50160 relativa alle caratteristiche della tensione fornita dalle reti elettriche consentono in questi mesi all’Autorità di valutare come acquisire maggiori dati territoriali sulla qualità della tensione sull’intera rete MT, come compararli con quelli relativi alle interruzioni transitorie ( considerate dai Clienti le più dannose per la loro reiterazione ravvicinata e non valutate come indennizzabili da parte dell’AEEG).

D.1) ORIGINE DEI BUCHI DI TENSIONE I buchi di tensione e le interruzioni brevi sono fenomeni sempre presenti nelle reti elettriche e sono prodotti principalmente da guasti (sia sulla linea di alimentazione del Cliente che sulle linee limitrofe metallicamente connesse alla linea in esame), seguiti da manovre di richiusura automatica rapida o lenta, da correnti d'inserzione di trasformatori e condensatori (buchi di tensione di notevole ampiezza e durate non superiori a 0,5 secondi o da carichi che variano rapidamente e forti correnti di spunto dei motori. Le cause dei guasti in ordine di importanza sono le seguenti:

• atmosferiche (fulminazioni, vento, neve, ghiaccio); • inquinamento salino, nelle zone esposte a venti dal mare; • contatto di fronde o rami con conduttori di linee aeree; • scariche provocate da uccelli e piccoli animali; • irrigazione a pioggia e fert-irrigazione; • inquinamento industriale per alta umidità o debole pioggia, dopo periodi di tempo

secco. Anche se la maggior parte dei buchi di tensione ha origine sulla rete di distribuzione, una sensibile percentuale dei buchi di tensione e interruzioni brevi dipende dal sistema di trasmissione (nel nostro caso il sistema europeo) e dagli impianti dei Clienti.Anche in presenza di impianti del Distributore e del Cliente adeguatamente coordinati e allineati ai migliori standard tecnologici, è comunque prevedibile la presenza di un numero fisiologico di interruzioni e buchi di tensione. La rete ad Alta Tensione è esercita con il neutro a terra ed è dotata di protezioni distanziometriche che isolano un tronco sede di guasto in tempi variabili tra 0,1 e 1 secondo, in base al gradino di intervento e di richiusura automatica tripolare o uni-tripolare. In alcuni casi la richiusura tripolare è effettuata manualmente dopo qualche minuto. Un guasto sulla rete AT produce un buco di tensione avvertibile su tutta la rete alimentata dalle sbarre su cui è attestata la linea affetta, che viene sezionata automaticamente dalle protezioni poste agli estremi del tronco sede del guasto stesso, tra due cabine AT/MT contigue. Se la manovra di richiusura non ha successo, si origina un secondo buco di tensione, seguito da una interruzione per il tempo necessario a effettuare


la rialimentazione della cabina rimasta isolata. Sulla rete di Media Tensione, la casistica dei guasti è più varia, in quanto i guasti monofase e quelli polifase sono controllati da protezioni diverse e le linee sono dotate di dispositivi di richiusura automatica rapida e lenta. Occorre ricordare che, relativamente alla modalità di esercizio della rete MT, in Italia, specialmente nelle reti gestite da Enel Distribuzione, si sta procedendo in un programma di conversione della modalità di gestione del neutro da isolato a compensato con conseguente adeguamento delle protezioni sia di rete sia dell'impianto dei clienti in virtù della diversa modalità di riconoscimento dei guasti monofasi a terra in reti a neutro compensato rispetto a neutro isolato. La "compensazione" del neutro consente di aumentare la probabilità di autoestinzione dei guasti monofase, evitando l’apertura dell’interruttore di linea con conseguente riduzione del numero di interruzioni per Cliente, e di facilitare il dimensionamento degli impianti di terra delle cabine MT/BT. Anche se in misura minore, l'esercizio con neutro compensato comporta anche una riduzione del numero di interruzioni a seguito di guasti polifasi. Il numero di buchi di tensione e interruzioni brevi dipende dal numero e tipo di guasti attesi (ad esempio condizioni climatiche, ecc.), dal tipo di rete, dalla percentuale di cavo nella rete di trasmissione e distribuzione ecc..

D.2) EFFETTI DEI BUCHI DI TENSIONE Essi possono comportare interventi intempestivi dei relè di minima tensione, dei teleruttori, irregolarità nel funzionamento dei motori, malfunzionamenti di apparati elettronici digitali e di dispositivi elettronici di potenza, spegnimento di lampade a scarica con ritardo di riaccensione ecc..Le conseguenze dei buchi di tensione e delle interruzioni brevi sono molto variabili, a seconda del tipo della tipologia degli impianti elettrici e delle singole apparecchiature, nonché del processo produttivo e in particolare del grado di integrazione dell'automazione, oltre che delle modalità di utilizzo degli altri vettori energetici (aria, vapore, acqua). D.2.1. Un caso particolare è costituito dagli impianti di illuminazione con lampade a scarica (in particolare lampade al sodio ad alta pressione e lampade al mercurio), che possono spegnersi anche per abbassamenti di tensione modesti (dell'ordine del 30%-40%) e di breve durata (50 ms) e richiedono per riaccendersi tempi dell'ordine di qualche minuto. D.2.2. Per quanto riguarda i motori asincroni un buco o una interruzione breve producono un rallentamento e, al ripristino della tensione, la coppia corrispondente al regime attuale di rotazione può risultare, nel caso più sfavorevole, inferiore alla coppia resistente del carico meccanico, per cui il motore si arresta. Inoltre il rallentamento iniziale può causare difetti di lavorazione, nel caso di piccoli motori che azionano macchine utensili. I motori sincroni subiscono gli stessi effetti dei motori asincroni; tuttavia essi sono generalmente di grossa taglia e, quindi, presentano un'inerzia elevata. Occorre osservare, però, che il riavviamento di un motore sincrono viene normalmente effettuato in un modo che presenta una certa complessità. Nel caso di parchi di motori (presenti, ad esempio, in impianti fluidici, treni di lavorazione, reparti di macchine tessili o di stampaggio) è necessario coordinare le protezioni delle singole macchine, le sequenze di riavviamento ed eventualmente ricorrere a un sistema di controllo automatico. Questo al fine di evitare che al ritorno della tensione i motori non distaccati si trovino tutti contemporaneamente in fase di riavviamento più o meno completo (a seconda del tempo trascorso), provocando forti cadute di tensione sulla linea di alimentazione, con possibili difficoltà di ripresa del regime di funzionamento.


D.2.3. Per gli azionamenti a velocità variabile, costituiti da macchine in corrente continua alimentate da ponti convertitori controllati, gli effetti dipendono dal modo di funzionamento: • in modo motore il ponte funziona da raddrizzatore e alla scomparsa della tensione il motore rallenta; al ritorno della tensione si verifica uno sfasamento degli impulsi di comando dei tiristori del ponte a causa del ritardo del regolatore di velocità e si possono verificare interventi di protezioni (per es.: fusibili dei tiristori), con conseguente distacco della macchina ; • in modo invertitore (frenatura a recupero di energia) se la tensione di rete è inferiore alla forza elettromotrice interna, i tiristori in conduzione non commutano e si può avere un forte assorbimento di corrente, con distacco del motore per intervento delle protezioni. Negli azionamenti a frequenza variabile, costituiti da motori sincroni alimentati da un sistema raddrizzatore-invertitore, si ha la perdita di sincronismo dei motori, con possibili danni alla produzione (gli impianti tessili sono tra i più critici). L'inconveniente si verifica in modo particolarmente severo quando la regolazione di velocità non è progettata in modo da mantenere i motori, con un ampio margine, nella zona di funzionamento stabile. Negli azionamenti a velocità variabile, costituiti da motori asincroni alimentati da convertitori di frequenza, è in generale possibile la ripresa al volo del motore, ovvero, dopo un'interruzione, la ripresa di funzionamento del motore più rapida e, nel contempo, più soft possibile (con tempi minimi e spunti di corrente e di coppia limitati), ripresa la cui efficienza è funzione anche dell'inerzia del motore. In alcuni processi produttivi il riscaldamento dei pezzi in lavorazione può costituire un elemento critico, che non tollera interruzioni superiori a qualche secondo. Un altro problema è posto dalla ricaduta dei teleruttori, che spesso provoca un arresto intempestivo del motore e dall'intervento troppo rapido della protezione di minima tensione. I teleruttori più piccoli ricadono già in presenza di buchi che riducono la tensione al 70% del valore nominale, per una durata di qualche decina di millisecondi. D.2.4. I sistemi elettronici di controllo ed elaborazione dati sono i carichi più sensibili ai buchi ed alle brevi interruzioni di tensione che, in assenza di opportune precauzioni, provocano arresti di funzionamento con necessità di rielaborazione o ricostruzione delle informazioni perdute. Allo stato attuale della tecnologia il rischio di alterazione di dati residenti nelle memorie interne o in quelle di massa è invece molto basso. D.2.5. Dal punto di vista dei macchinari industriali che possono subire effetti negativi da buchi di tensione e interruzioni brevi si possono distinguere: • PLC e microprocessori dedicati al controllo di singole macchine non integrati in un sistema di controllo complesso (sono i più facili da proteggere e i danni sono limitati); • sistemi di controllo di processo integrati gerarchicamente su più livelli8; • sistemi centralizzati di elaborazione dati: vale quanto detto per i livelli superiori dei sistemi di controllo di processo; • apparati per l'informatica di ufficio: pur essendo altrettanto sensibili, raramente determinano perdite di attività consistenti, perché lavorando in modo interattivo consentono all'operatore di salvare periodicamente il suo lavoro e di limitare i rischi. D.2.6. Veniamo ai rimedi. Sui buchi di tensione, rispetto allo studio dei fenomeni delle interruzioni, siamo ancora molto indietro. Numerosi indicatori sintetici sono in discussione

8 le conseguenze possono essere gravi dal punto di vista economico: l'arresto anche di uno solo dei componenti il sistema può

provocare l'arresto dell'intero processo. La protezione dei componenti distribuiti accanto alle macchine risulta molto onerosa e non sempre fattibile, mentre la protezione dei livelli superiori non crea grossi problemi in quanto questi ultimi sono normalmente ubicati in sale dedicate.


nella letteratura scientifica, anche se si va verso l’ ottica di una loro standardizzazione: allo stato, infatti sono considerati potenziali indicatori per i buchi di tensione: a) il numero di buchi di tensione (N), numero di buchi di tensione che cadono al disotto delle curve di immunità di classe 2 (N2a), numero di buchi di tensione che cadono al di sotto delle curve di immunità di classe 3 (N3b); b) il Discrete Severity Index (DSI) - chiamato anche PQI (Power Quality Index) nella letteratura scientifica - indicatore che valuta la tensione residua dell’evento rispetto ad una curva di immunità; c) il Missing Voltage Time (MVT), indicatore che moltiplica la mancanza di tensione per la durata dell’evento e relativo solo ai buchi di tensione di durata inferiore ad un secondo; d) il Missing Voltage Time Area (MVTA): indicatore di conteggio degli eventi severi, relativo solo ai buchi di tensione di durata inferiore ad un secondo. Studi di grande interesse perché concreti sono stati svolti a cura di RSE, su incarico dell’AEEG, utilizzando le analisi del progetto QuEEN da quest’ultima finanziato, e consultabili sul sito dell’Autorità9. Nel citato rapporto RSE,in merito ai buchi di tensione, allegato al recente Documento di Consultazione AEEG 42/2010, si è detto testualmente che “la compensazione del neutro con bobina di Petersen ha in qualche modo un effetto positivo sulla voltage dip-performance - in quanto l’inserimento della bobina di Petersen riduce il numero di buchi di tensione - prevenendo l’evoluzione dei guasti monofase in guasti che interessano più fasi”. Il miglioramento delle performances di rete sembra il rimedio più facile da individuare, e più difficile da conseguire, se è vero che la RSE nel medesimo rapporto ha affermato10 che “mediamente circa il 30% degli eventi registrati in MT hanno origine da eventi che interessano la rete di alta tensione AT come risulta da un’indagine su un campione di 13 strumenti relativa a dati 2008 e 2009”. Nella recente Relazione Annuale dell’AEEG 2011 ha autorevolmente affermato “ Il disturbo maggiormente avvertito dai clienti industriali è legato ai “buchi di tensione” (voltage dips). Un buco di tensione è un abbassamento repentino della tensione, senza interruzione circuitale, seguito dal ripristino della tensione di esercizio. I buchi di tensione sono caratterizzati da due parametri: tensione residua (solitamente espressa in percentuale della tensione di esercizio) e durata (normalmente espressa in millisecondi). La tavola seguente riporta i valori del numero medio di buchi di tensione per punto di misura per ciascun anno del quinquennio 2006-2010, più precisamente per i periodi annuali che vanno da febbraio a gennaio dell’anno successivo, facendo riferimento alla classificazione per celle di severità (profondità/durata) definita nella recente revisione della norma europea EN 50160, ratificata nel marzo 2010”. Questa presa di coscienza contribuirà a migliorare i dati del disagio esposti nella seguente Tabella.

9Vedi citato Rapporto di Ricerca sul Sistema Energetico – RSE S.p.A. “Rapporto sintetico sulle prestazioni della rete di distribuzione

italiana in media tensione con riferimento ai buchi di tensione” in Appendice D) ala DCO 42/2010 dell’AEEG. 10

Op.cit.


TABELLA 2: Buchi di tensione 2006-2010 (fonte : AEEG 2011).

Ciò detto, l’Autorità – sensibile alle indicazioni anche di Confindustria – sembra aver intenzione dal 2012 di iniziare a regolare questa complessa materia:

- introdurre la definizione di indicatori sintetici per il monitoraggio della performance di rete in materia di buchi di tensione al fine di aumentare la responsabilizzazione delle imprese distributrici in merito ai buchi di tensione più severi,

- avviare la pubblicazione periodica di indicatori sintetici su base nazionale e locale (regione/provincia/cabina primaria) relativi ai buchi di tensione,

- pubblicare comparativa di indicatori sintetici relativi ai buchi di tensione sulle reti MT delle principali imprese distributrici.

E) Armoniche La distorsione armonica della tensione in un punto qualsiasi di una rete elettrica è la conseguenza delle armoniche di corrente prodotte da carichi (per es.: ponti convertitori) e da elementi non lineari della stessa rete (per es.: trasformatori). I motori sincroni e asincroni sono assimilabili a generatori di tensioni armoniche, mentre gli apparecchi ad arco elettrico (saldatrici, forni), i reattori a nucleo magnetico, i ponti raddrizzatori e di conversione, agiscono come generatori di correnti armoniche. Le armoniche possono essere generate come componenti di uno spettro continuo (sono presenti tutte le frequenze) o discreto (sono presenti soltanto alcune armoniche). Nella prassi comune, le frequenze corrispondenti alle linee di spettri continui o discreti non coincidenti con multipli interi della frequenza di rete (50 Hz) sono denominate frequenze spurie o interarmoniche. In campo industriale i forni ad arco sono sorgenti di distorsione a spettro continuo; i ponti raddrizzatori e convertitori di tipo controllato generano spettri discontinui con valore accentuato per le armoniche caratteristiche. Tra i carichi dell'utenza domestica e commerciale vi sono molte sorgenti di armoniche, tra cui i televisori, gli impianti di illuminazione a lampade fluorescenti, i regolatori di luce a parzializzazione, utensili portatili e altri apparecchi a controllo elettronico di velocità. Si tratta di carichi il cui contributo individuale è modesto, ma che nel loro insieme possono creare notevoli livelli di disturbo sulla rete pubblica. Gli effetti dovuti alla presenza di armoniche, anche se non istantaneamente visibili, possono avere serie conseguenze nel medio e lungo termine. Tali conseguenze sono essenzialmente legate ad un funzionamento delle apparecchiature e dei componenti, sia di rete sia dell'impianto del Cliente, a tensioni, correnti e frequenze per le quali non erano stati dimensionati e causa, in generale, di sovrariscaldamenti (aumento delle perdite con riduzione della possibilità di funzionamento a pieno carico), aumento dei valori di picco delle tensioni di alimentazione, vibrazioni e fatica meccanica, invecchiamento precoce delle apparecchiature. Nei trasformatori le armoniche, soprattutto quelle di corrente, producono essenzialmente perdite supplementari nel ferro e nel rame. Nei motori sincroni e asincroni le armoniche determinano perdite supplementari nel ferro e nel rame e coppie pulsanti, che possono sollecitare in modo indebito gli organi di accoppiamento meccanico, in particolare quando la loro frequenza si approssima alla frequenza caratteristica di oscillazione torsionale degli alberi. I cavi sono soggetti a un aumento delle perdite dielettriche e nel rame; nel caso di cavi di neutro il riscaldamento può derivare dalla circolazione di correnti armoniche di ordine 3 e multiple. Anche i condensatori subiscono un aumento delle perdite dielettriche, ma il problema maggiore è posto dal fatto che la loro reattanza diminuisce in proporzione diretta con il


rango delle armoniche, per cui il tasso di correnti armoniche che li attraversano è molto superiore a quello di distorsione della tensione ai loro estremi. Ne segue che il valore efficace di una corrente determinata da una tensione distorta è più elevato di quello prodotto da una tensione sinusoidale avente lo stesso valore efficace della tensione distorta. Da non trascurare è inoltre la possibilità di innesco di condizioni di risonanza tra i condensatori e gli elementi induttivi di rete, con aumenti delle correnti e delle tensioni armoniche corrispondenti alla frequenza di risonanza. Si pone inoltre il problema delle interferenze sui circuiti telefonici. I dispositivi basati sull'elettronica di potenza, oltre ad essere tra i principali responsabili nella generazione di armoniche, sono a loro volta influenzati dalla presenza di armoniche, specie di tensione, in merito a problemi di sincronizzazione e commutazione (ponti convertitori a diodi o tiristori). Relativamente alle interarmoniche gli effetti prodotti si possono ricondurre essenzialmente alla origine di fenomeni di flicker, nel caso in cui la frequenza interarmonica sia prossima alla fondamentale. F) Squilibrio della tensione Le condizioni di squilibrio possono creare inconvenienti, soprattutto nelle macchine rotanti sincrone e asincrone, perché la circolazione di correnti di sequenza inversa negli avvolgimenti determina un campo rotante di senso opposto a quello normale. Compaiono quindi nel rotore correnti di frequenza circa doppia di quella di rete, che provocano perdite supplementari, con seguenti sopraelevazioni di temperatura, riduzione delle coppie di avviamento, rumore e vibrazioni. Nei ponti convertitori lo squilibrio della tensione di alimentazione provoca la comparsa di armoniche di corrente supplementari, rispetto a quelle caratteristiche. G) Segnali e disturbi ad alta frequenza I principali sistemi di trasmissione di segnali in Italia oggi utilizzati, su linee aeree di alta tensione per trasmissioni con onde convogliate, hanno la banda di frequenza tra 80 e 400 kHz. Alla casistica dei disturbi finora esaminati va aggiunto quello determinato da sorgenti di segnali in alta frequenza (AF). Si tratta di apparecchi in cui la presenza di tali frequenze è intrinseca al funzionamento (per es.: sistemi di telecomunicazioni, forni a induzione o a microonde, alimentatori a commutazione, televisori), oppure è un fenomeno secondario, come per i motori a collettore. L'effetto dei disturbi AF più facilmente avvertito è il prodursi sugli apparecchi radio di crepitii e ronzii e, sui televisori, di strisce orizzontali instabili, ma essi possono agire in forma meno immediatamente identificabile anche su altre apparecchiature (ad esempio strumenti di precisione e apparati medicali). H) Flicker

Il flicker è l'effetto prodotto sulla percezione visiva dalla variazione dell'intensità luminosa di lampade soggette a fluttuazioni della loro tensione di alimentazione, composte da una sequenza di variazioni rapide in intervalli di tempo tali da determinare la sensazione di flicker (tipicamente si tratta di fluttuazioni che presentano frequenze di modulazione del 50 Hz tra 0,5 e 35 Hz). La severità del disturbo è valutata a breve e a lungo termine con parametri differenti (severità a breve termine (Pst) misurata a intervalli consecutivi di 10 minuti con strumentazione conforme alla norma CEI EN 61000-4-15 e variante e la severità a lungo termine (Plt) valutata sulla base di una serie di 12 valori consecutivi di Pst corrispondenti ad un intervallo di due ore,


6) Conoscere l’origine e gli effetti dei disagi per contribuire a migliorare la rete.

La rete interna aziendale deve rispettare un livello fissato di compatibilità

elettromagnetica. Infatti la Normativa individua due principali ambienti elettromagnetici:

ambiente elettromagnetico pubblico, relativo alla distribuzione pubblica

dell'energia elettrica

ambiente elettromagnetico industriale e di altre reti di distribuzione non pubblica.

L'ambiente elettromagnetico pubblico rappresenta il riferimento principale, in quanto

costituisce contemporaneamente il punto di partenza e quello di arrivo del coordinamento

EMC e per esso la Normativa prevede una classe unica. Per l'ambiente elettromagnetico

"industriale e altre reti" sono previste invece tre classi articolate come segue:

Classe 1: Si applica ad alimentazioni protette e quindi i livelli di compatibilità di questa

classe sono più bassi di quelli previsti sulle reti pubbliche di alimentazione. Questa

classe è indicata per l'utilizzo di apparecchiature molto sensibili ai disturbi (per es.:

strumentazione di laboratorio, alcuni elaboratori, sistemi di automazione...) e richiede

interventi particolari quali, per esempio, il ricorso a gruppi di continuità assoluta o

l'adozione di filtri adeguati.

Classe 2: Si applica in genere ai PAC11 ed ai PAI negli ambienti industriali e di altre

reti non pubbliche. I livelli di compatibilità di questa classe sono gli stessi della rete

pubblica: in questa classe si intende considerare l'impiego di quelle apparecchiature

che sono utilizzate anche nella rete pubblica.

Classe 3: Si applica solo ai PAI all'interno della rete industriale. Questa classe ha, in

genere, livelli più alti di quelli della Classe 2. Essa è tipica di una gran parte del carico

rappresentato da convertitori, della presenza di sistemi di saldatura o di motori con

frequenti avviamenti, oppure della presenza di carichi rapidamente variabili.

La Figura 4 riporta una rappresentazione schematica di quanto succede normalmente per

imprese commerciali ed industriali situate nelle periferie degli agglomerati urbani

contraddistinte da una contestualità di utenze. Come una rete pubblica alimenti

installazioni domestiche ed industriali e come interagiscano i Punti di Accoppiamento

Comune ed i Punti di accoppiamento Industriale nelle tre classi di ambiente

elettromagnetico per reti industriali.

11

V.definizione già data di PAC e PAI: punto di accoppiamento comune (PAC) con la rete pubblica di un'utenza, definito come il

punto della rete di alimentazione pubblica elettricamente più prossimo all'utenza, in cui sono o potranno essere collegati altri

utenti e punto di accoppiamento in impianto (PAI), definito come il punto di una rete di distribuzione interna ad un impianto

utilizzatore, elettricamente più vicino ad un carico particolare, al quale possono o potrebbero essere collegati altri carichi.


Lato distributore

Lato Cliente

FIGURA 4: Coordinamento EMC: generazione e diffusione dei disturbi condotti (fonte:

Linee Guida…2006).

L’attenzione al rispetto della regola - il livello fissato di compatibilità elettromagnetica - è

fondamentale per l’adeguamento dell’impianto anche ai fini degli indennizzi automatici.

La riduzione del disagio EMC e dei conseguenti disturbi può essere attuata, spesso,

mediante semplici tipologie di intervento. Se ne descrivono alcune nella Tab. 3:


Tutti i disturbi condotti

scelta del punto di allacciamento con maggiore potenza di cortocircuito e/o

passaggio a un livello di tensione superiore

Squilibri

ripartizione carico monofase in modo equilibrato tra fasi

equilibratura carico monofase con reattanze

adozione apparecchi trifase per potenze elevate

Interruzioni

coordinamento protezioni della rete elettrica dell'utente con quelle della rete del

Distributore

manutenzione programmata impianto

Buchi di tensione e interruzioni brevi

tecniche per il contenimento delle correnti di inserzione:

avviamento motori a tensione ridotta: con commutazione stella/ triangolo,

con resistenze/induttanze statoriche, con autotrasformatore

energizzazione alimentatori, condensatori, trasformatori

chiusura programmata dei teleruttori

commutazione dei carichi (rapida, lenta)

Armoniche

raddrizzatori: adozione di sistemi con alto numero di impulsi, scelta appropriata degli

schemi di connessione dei trasformatori (es. dodecafase al posto di esafase)

eliminazione di condizione di risonanza (assetti di alimentazione opportuni,

variazioni della potenza dei condensatori di rifasamento)

filtri passivi

Variazioni di tensione e flicker

compensatori statici di reattivo (SVC): reattori parzializzati a tiristori, reattori a

saturazione naturale, condensatori controllati a tiristori

avviamento motori a tensione ridotta: con commutazione stella/triangolo, con

resistenze/induttanze statoriche, con autotrasformatore/trasformatore incorporato

TABELLA 3: Tipi di interventi possibili sull'impianto dell'utente, per contenere l'emissione

dei disturbi (fonte :Linee Guida…2006).

Ma l’attenzione al rispetto della regola da parte dell’impresa nella propria rete interna è

fondamentale non solo per l’adeguamento dell’impianto, ma anche per la salvaguardia

della stessa rete esterna.


Buchi di tensione, interruzioni brevi e altri disturbi condotti

gruppi di continuità

Sovratensioni di manovra

scaricatori, filtri passivi (RC)

Disturbi irradiati e differenze di potenziale di terra

criteri adeguati di posa dei collegamenti dei sistemi disturbanti

schermature

adeguata messa a terra

separazione galvanica

TABELLA 4 Tipi di interventi possibili sull'impianto dell'utente per attenuare la

propagazione dei disturbi (fonte: Linee Guida 2006).

E, ancor più, la connessione ( vedi figura 5 ) tra la rete interna di tutti gli utenti e la rete

elettrica pubblica trasferisce ogni disturbo generato dal singolo impianto utilizzatore sulla

propria semisbarra proveniente dalla cabina secondaria/primaria alimentata dall’alta

tensione.

FIGURA 5: Lo schema della connessione elettrica tra azienda e rete pubblica di

trasmissione/distribuzione elettrica (fonte: Audit QSE Uniservizi Unindustria Napoli 2011).

Come si diceva i black out - ed i disturbi elettromagnetici in genere - hanno due facce:

- Visto dalla parte dei consumatori, le aziende devono comprendere l’origine dei vari

fenomeni elettromagnetici ed evitarne la propagazione degli effetti fuori


dell’azienda così: nel contempo, essi devono essere aiutati ad evitare di

importarne;

- Visto dalla parte dei trasmettitori/distributori, questi ultimi investiranno per

migliorare l’efficienza e l’efficacia della rete/cabine/punti di consegna al fine di

migliorare la QSE attraverso la riduzione dell’immissione dei disturbi intrinseci

della rete pubblica: nel contempo, essi devono essere aiutati dai consumatori ad

evitare di importare sulla rete esterna i fenomeni di disagio presenti e causati dalle

singole aziende e che si propagano ad altre collegata sulla medesima

sbarra/semisbarra.

7) Le microinterruzioni

Frequentemente il maggior disagio, i più frequenti “black out elettrici”, lamentato dalle aziende consumatrici di energia di qualsiasi settore merceologico è originato da interruzioni di corrente brevissime, temporanee, reiterate: le cosiddette microinterruzioni. Esse non sono ancora affrontate in modo strutturato dalla regolazione dell’Autorità né con premi e penalità per trasmettitori e Distributori, né con indennizzi automatici per le aziende che si siano adeguati alle norme tecniche vigenti. Le microinterruzioni provocano molti danni, quindi, ma la loro rimozione è molto costosa. La costante attenzione sul tema e la raccolta di dati da parte di Confindustria, peraltro, ha fatto sì che il Trasmettitore/Distributore abbia messo a fuoco strategie locali di miglioramento della rete in alcune zone industriali particolarmente vessate. Anche l’Autorità ha iniziato a regolare formalmente il fenomeno, sia dal punto di vista dell’analisi tecnica che da quello dei danni che questo fenomeno comporta ad aziende consumatrici. La Direzione Consumatori e Qualità del Servizio dell’Autorità commissionò nel 2006 al Dipartimento di Ingegneria Gestionale del Politecnico di Milano un’indagine sui costi delle microinterruzioni (termine non tecnico con cui sono stati indicati congiuntamente interruzioni transitorie e buchi di tensione). L’obiettivo del progetto di ricerca fu la valutazione economica del danno subito dai clienti industriali per le microinterruzioni. I principali risultati del progetto12 furono l’analisi dei costi di aziende MT (tipologia per settore) e, poi, l’estrapolazione per l’intero sistema economico italiano. I costi totali per l’intero sistema economico italiano furono ottenuti sommando alla stima dei costi diretti una stima dei costi indiretti. La Tabella che segue presenta il costo diretto per evento normalizzato sulla potenza per i diversi settori industriali, indicando la media, la mediana e l’intervallo di valori. I valori indicati tra parentesi non tengono conti dei valori nulli. Lo studio quantificò il costo dovuto alle microinterruzioni per i clienti industriali come segue: a) settori osservati dei quali alla tabella che precede: la mediana dei costi diretti totali annui fu stimata a 267,8 M€/anno (minimo: 252,1 M€/anno, massimo: 296,3 M€/anno); b) settori potenzialmente sensibili ma non osservati: i costi diretti totali annui furono stimati a 315,6 M€/anno;

12

Per ulteriori informazioni sui risultati di questo progetto di ricerca, si vedano anche la relazione annuale 2008 dell’Autorità, volume 1 “stato dei servizi”, il rapporto di benchmarking del CEER Council of European Energy Regulators “4th Benchmarking report on quality of electricity supply - 2008” (http://www.energyregulators. eu/), l’articolo di M. Delfanti, E. Fumagalli, P. Garrone, L. Grilli, L. Lo Schiavo, “Towards Voltage Quality Regulation in Italy”, IEEE Transactions on Power Delivery, Volume 25, Issue 2, Aprile 2010, pp. 1124-1132.

http://www.energyregulators/


c) i costi indiretti totali annui per microinterruzioni per il sistema economico italiano furono stimati a 196,8 M€/anno. Quindi la stima dei costi totali annui sostenuti dai clienti industriali per le microinterruzioni portò a valori in un intervallo compreso tra un valore minimo pari a 449 M€/anno (con l’ipotesi estrema che i settori PSNO abbiano costi nulli) e un valore massimo pari a 809 M€/anno.

TABELLA 5 - Costi13 delle microinterruzioni - 2006. Fonte: DIG del Politecnico di Milano

I disturbi all'alimentazione elettrica, come le interruzioni inferiori al minuto o l’abbassamento della tensione di rete (brown out) o disturbi elettrici (sovracorrente momentanea, picchi, transienti) possono influenzare le prestazioni dei dispositivi elettronici, per cui è importante che l'alimentazione elettrica sia stabile e pulita. Tranne nei casi peggiori, i disturbi elettrici in genere non vengono percepiti dall’utente, ma rappresentano la minaccia più grave per le capacità operative dei dispositivi elettronici e contribuiscono all'invecchiamento prematuro dei componenti elettronici: nel caso degli apparati informatici possono provocare il blocco dell’apparecchiature servita, del centro di lavoro manifatturieri, della catena di refrigerazione, del programma di calcolo, di errori nell’elaborazione/trasmissione di dati, ma anche danni permanenti danni ai SW e nei casi più gravi all’HW.

Quali rimedi possono essere consigliati?

In alcuni casi ve ne sono: ci si può proteggere mediante un gruppo statico di continuità o UPS (Uninterruptible Power Supply). Esso è provvisto di una batteria o di una fonte di alimentazione – ad esempio un volano statico - che assicura l'alimentazione elettrica completa per un intervallo temporaneo breve in caso di interruzioni di corrente. Il lasso di tempo per cui è in grado di supportare il carico (autonomia) dipende dalla dimensione, dal tipo e dal numero di apparati UPS. A seconda della sua taglia, l'UPS può essere collegato a una presa da 13 Ampère o cablato direttamente all'armadio dell'alimentazione di rete. In altri casi non è possibile rimediare con questa soluzione. In altri casi è tecnicamente impossibile, come nelle aziende energivore, per la grande quantità di energia che

13

Tutti i valori riportati sono riferiti a moneta dell’anno 2006.


dovrebbe essere conservata e rilasciata al momento della microinterruzione. Ma nella maggior parte dei casi è tecnicamente possibile ma economicamente costoso: le imprese dotate di apparecchiature particolarmente sensibili ai disturbi della qualità della tensione, possono ricorrere (dopo adeguati studi di valutazione, trattandosi di apparecchi costosi) a dispositivi sofisticati basati su elettronica di potenza (detti custom power) che agiscono su una parte o sull’intero impianto di potenza.

Come si è detto, le microinterruzioni provocano molti danni al mondo imprenditoriale, ma la loro rimozione abbisogna di forti investimenti ed è, quindi, molto costosa non solo per i clienti ma – per le loro ripercussioni – anche per i trasmettitori/distributori. Confindustria, quindi, sta perseguendo da anni una strategia di approfondimento generale del problema a livello istituzionale: in questo senso ha chiesto ed ottenuto nel 2011 dall’AEEG una riedizione dello studio anzidetto (per meglio mirarlo ed adeguarlo nelle stime che paiono da molti sottodimensionate).Ma – per dare un risultato efficace nel breve periodo alle aziende consumatrici – ha lanciato un Progetto di rete rivolto all’accertamento di quali imprese ed in quali zone del Paese siano le più colpite per indicare a trasmettitori/distributori le priorità di miglioramento della rete che ritiene opportune. La situazione delle interruzioni transitorie in Italia è molto differenziata: l’Autorità ne ha fornito di recente una mappatura che le distingue tra regioni e nel loro ambito tra zone ad alta, media e bassa concentrazione abitativa. Ne viene fuori un quadro complesso che vede fortissime differenze tra regione e regione, grossolanamente sintetizzabili come “macchie di leopardo” più estese e profonde nel Centro Sud.

TABELLA 6 – Microinterruzioni: il numero di esse diviso per le zone di concentrazione di ogni regione italiana nel 2008-9-10 ( Fonte: AEEG 2011)


Se si assume che le imprese siano in zone periferiche degli aggregati urbanistici la colonna A.C. 2010 può essere un facile confronto per ogni azienda tra la propria situazione e quella statistica registrata dall’AEEG e riportata nella seguente Tabella. E’ utile che ogni impresa si confronti con questa Tavola: se i propri dati sono superiori a quelli della tabella un approfondimento è opportuno.

8) Dal Glossario alla Mappa degli Hot Points della QSE a servizio delle imprese. Confindustria svolge da tempo l’attività di rappresentanza degli interessi delle tre componenti (trasmettitori /Distributori, aziende produttrici di impianti e tecnologie elettrici e aziende consumatrici di energia) perché l’Autorità promuova adeguati livelli di qualità dei servizi, rispettando condizioni di redditività ed economicità. I meccanismi regolatori adottati, fondati sulla fissazione preventiva di standards e obiettivi qualitativi, sempre più impegnativi e sfidanti, abbinati a premi e penalità per gli operatori e ad indennizzi automatici per i consumatori, sono risultati a considerare le nuove istanze dei soggetti interessati e l’evoluzione dei mercati di riferimento. Con particolare riguardo alle interruzioni nelle forniture di energia elettrica, nel corso degli anni si è registrata sia una diminuzione generale della loro durata sia una riduzione del divario esistente tra le zone del Nord e del Centro-Sud del Paese, ove peraltro permane un livello elevato “ a macchia di leopardo” (vedi Figura 2 e Figura 6 che segue).

FIGURA 7: Percentuale dei clienti MT peggio serviti in relazione alle interruzioni senza preavviso lunghe di responsabilità delle imprese distributrici ed imprese connesse tratta dall’analisi regionale degli anni 2006-2010 ( fonte : AEEG 2011).


Nei prossimi mesi si dovrà fare di più per ridurre le aree del disagio nell’alimentazione elettrica. Confindustria ha proposto da tempo ed ha conseguito di recente l’attenzione dell’Autorità sui fenomeni dei buchi di tensione e interruzioni brevi che – descritti nelle origini e negli effetti – sono da ritenersi molto dannosi in taluni contesti localizzativi imprenditoriali. La rete territoriale, attivata in tutte le province d’Italia dal sistema confindustriale, a breve permetterà al GdL QSE – che ha redatto questo Glossario - di raccogliere le indicazioni dei colleghi sulle imprese che lamentano gli anzidetto fenomeni. Con esse, con il contributo del Trasmettitore e dei Distributori14, Confindustria sarà in grado di redigere una Mappa dei luoghi nei quali la Qualità del servizio di alimentazione elettrica è inferiore agli standard medi nazionali. Il GdL QSE di Confindustria è convinto che questo elemento di conoscenza orienterà le priorità di investimento nella rete e nelle cabine primarie e secondarie consentendo miglioramenti focalizzati nelle aree comunali e sub-comunali ( aree industriali, aree di sviluppo commerciale, zone PIP, ecc.) oggi per ragioni storiche e infrastrutturali “peggio servite” dalla QSE. Dal Glossario alla Mappa degli Hot Points della QSE, quindi, a servizio delle imprese. 9) L’importanza dell’adeguamento della rete interna aziendale. Nel frattempo, si sottolinea l’importanza dell’adeguamento della rete interna di ogni singola azienda per le ragioni dette. Approfondiamo quanto detto nel § 2 a proposito degli INCENTIVI AUTOMATICI. Un utente con un impianto che non è in grado di selezionare ed eliminare nei tempi previsti e nei limiti consentiti i propri guasti, è un utente che demanda l’intervento su proprio guasto alle protezioni del distributore, con le conseguenze che ne possono seguire in termini di continuità di servizio della stessa rete. Al fine quindi di incentivare gli utenti ad avere impianti connessi alla rete idonei, entro il 30 giugno di ogni anno l’impresa distributrice utilizza la penalità P, penalità introdotta al fine di stimolare i distributori a servire meglio gli utenti, per poter erogare indennizzi automatici I, come ristoro agli utenti idonei. Gli indennizzi sono corrisposti al titolare del contratto di trasporto nel caso di utenze che prelevano energia elettrica dalla rete di distribuzione, inclusi gli auto-produttori, o al produttore di energia elettrica, indicando la causale della detrazione “Indennizzo automatico per il mancato rispetto dello standard individuale di continuità definito dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas” e l’anno di riferimento. Nel caso in cui il titolare del contratto di trasporto sia il venditore, questi ha l’obbligo di trasferire l’indennizzo al cliente finale in occasione della prima fatturazione utile. Al cliente finale e alle altre utenze deve essere altresì indicato che “la corresponsione dell’indennizzo automatico non esclude la possibilità per il cliente di richiedere in sede giurisdizionale il risarcimento dell’eventuale danno ulteriore subito”. Al fine di perseguire tale obiettivo, l’Autorità ha ritenuto opportuno non fissare obblighi preferendo una soluzione basata su incentivi economici. Il diritto all’ottenimento dell’indennizzo

14

Dei quali il più importante per superficie territoriale è Enel Distribuzione.


automatico, nel caso di un numero di interruzioni superiore agli standard fissati dall’AEEG, è subordinato all’esistenza di impianti di utenza tecnicamente adeguati a evitare che i guasti originati negli impianti di un cliente provochino interruzioni su clienti connessi alla stessa linea. Alla fine del 2009 i dati dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas indicavano che la percentuale di clienti MT non adeguati, su un quantitativo totale di 90.000 utenze, fosse del 75% in relazione alla sola popolazione di clienti MT con potenza disponibile fino a 500 kW e del 62% con potenza superiore a 500 kW. E’ necessaria quindi la “DICHIARAZIONE DI ADEGUATEZZA (DIDA)15. Il cliente o altra utenza MT che intende documentare il rispetto dei requisiti precedentemente definiti “deve” inviare all’impresa distributrice, anche tramite il venditore (grossista), una Dichiarazione di Adeguatezza entro il 31 dicembre dell’anno precedente a quello cui si riferisce l’applicazione dello standard specifico di continuità. La dichiarazione: a. Non deve essere inviata per gli impianti di nuova connessione, inclusi i casi di spostamento fisico, su richiesta del cliente, del punto di consegna. b. Deve essere rinnovata in occasione di modifiche o sostituzioni del DG e delle PG o della sostituzione dell’IMS dell’interruttore. c. In caso di modifica della regolazione delle PG a seguito di richiesta dell’impresa distributrice, il cliente o altra utenza fornisce all’impresa distributrice la conferma scritta di quanto richiesto; in tal caso non è richiesto il rinnovo della dichiarazione. La Dichiarazione di Adeguatezza deve essere effettuata, con oneri a carico del cliente o altra utenza, da uno dei seguenti soggetti: i. Responsabile tecnico da almeno cinque anni di imprese installatrici abilitate ai sensi dell'art. 3 del decreto 22 gennaio 2008, n. 37 per gli impianti di cui all'art. 1, comma 2, lettera a). ii. Professionista iscritto all'albo professionale per le specifiche competenze tecniche richieste, e che ha esercitato la professione per almeno cinque anni nel settore impiantistico elettrico. iii. Responsabile dell'ufficio tecnico interno dell'impresa non installatrice, in cui la cabina è installata, se in possesso dei requisiti tecnici professionali di cui all'art. 4 del decreto 22 gennaio 2008, n. 37 per gli impianti di cui all'art. 1 comma 2, lettera a) del decreto stesso. L’impresa distributrice ha facoltà di effettuare CONTROLLI presso gli utenti che hanno inviato la Dichiarazione di Adeguatezza, allo scopo di verificarne la rispondenza dei loro impianti ai requisiti tecnici. Per l’effettuazione dei controlli le imprese distributrici si avvalgono di personale dotato di formazione tecnica specifica. I costi per l’effettuazione dei controlli sono a carico delle imprese distributrici. Il personale che esegue il controllo su un impianto non deve esserne stato il progettista o l’installatore o il tecnico che ha effettuato la Dichiarazione di Adeguatezza e deve astenersi dal suggerire al cliente o altra utenza dei nominativi di fornitori di servizi o di apparati adatti alla rispondenza ai requisiti tecnici e all’invio della Dichiarazione di Adeguatezza. Nel caso in cui il controllo dia esito negativo, l’impresa distributrice può revocare la Dichiarazione di Adeguatezza a decorrere dal 1° gennaio dell’anno in cui viene effettuato il controllo. In caso di contenzioso le parti si accordano sulla nomina di un soggetto abilitato all’effettuazione delle verifiche degli impianti ai sensi del D.P.R. n. 462/01, accreditato dal Sincert come Organismo di ispezione di tipo A ai sensi della norma UNI CEI EN 45004. I

15

Testo tratto dal citato “ ANIE - Adeguamento degli impianti di media tensione alle delibere dell’AEEG” 2011


costi delle verifiche condotte da tale soggetto per risolvere il contenzioso sono a carico della parte risultante in difetto. L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, con la Delibera ARG/elt 333/07, “Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011”, si è posta l’obiettivo di incentivare il cliente a fornire una partecipazione attiva al miglioramento della qualità del servizio, attraverso l’adeguamento del proprio impianto a determinati requisiti tecnici, in cambio di alcuni vantaggi economici predeterminabili. Si sottolinea il fatto che, anche la porzione di rete dell’utente partecipa in maniera significativa, sia in positivo sia in negativo, alla qualità del servizio elettrico della rete di distribuzione. Il mancato adeguamento da parte della aziendale è penalizzato dal CTS, Corrispettivo Tariffario Specifico, che le utenze MT non ancora adeguate devono pagare. I clienti o altre utenze che hanno richiesto la connessione prima del 16 novembre 2006 e che non adeguano i propri impianti ai requisiti tecnici, oltre a non avere diritto all’eventuale indennizzo automatico, devono versare il corrispettivo tariffario specifico CTS = (K + H * Ei/Pi) * F, dove: - K è una quota fissa, in ragione di 1 €/giorno per ogni giorno di connessione attiva; - H è una quota variabile in relazione alle ore di utilizzo, pari a 0,15 €/ora di utilizzo; - Ei/Pi è la stima, per ciascun cliente i, delle ore di utilizzo, data dal rapporto tra l’energia consumata Ei, nell’anno precedente e la potenza disponibile Pi nello stesso anno o, per le utenze MT, tra l’energia immessa in rete Ei nell’anno precedente e la potenza nominale di impianto Pi nello stesso anno, al netto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva; - F è un parametro che, con decorrenza dal 1° gennaio 2009, assume il valore:

*1 per i clienti con potenza disponibile inferiore o uguale a 400 kW e per le altre utenze con potenza nominale di impianto, al netto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva, inferiore o uguale a 400 kVA;

**min {1+[(Pi-400)/400]1/2 ; 3,5} per i clienti con potenza disponibile Pi, espressa in kW, superiore a 400 kW e per le altre utenze con potenza nominale di impianto Pi, espressa in kVA, al netto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva, superiore a 400 kVA.

***Fino al 31 dicembre 2008, il parametro F ha assunto il valore pari a 1.


FIGURA 7: Adeguamento della rete elettrica aziendale o pagamento del Contributo

tecnico straordinario (fonte : ANIE 2011).


L’adeguamento evita i seguenti costi annuali ( penali stabilite dall’AEEG e trattenute in bolletta dal Fornitore/Distributore) al cliente che non si è “adeguato”.

TABELLA 7: Esempio di calcolo del CTS su base annua ex Allegato A della Delibera

333/07 (fonte : ANIE 2011).


Il Corrispettivo tariffario Straordinario, la Dichiarazione di adeguamento della rete elettrica aziendale, gli indennizzi automatici sono provvedimenti recenti e non ancora molto noti. Essi, adottati dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il gas negli ultimi anni, sono stati introdotti nell’ottica di premiare la collaborazione tra consumatori, impiantisti, distributori e fornitori di energia e disincentivare il mantenimento di impianti obsoleti l’attività dei quali può riflettersi negativamente sulla rete a danno della qualità complessiva del servizio elettrico. Confindustria, e per lei, il GdL QSE, è stata vivamente impegnata sul fronte delle consultazioni sui singoli temi dei miglioramenti da apportare alla rete esterna, ai premi che incentivano Trasmettitore e Distributore, alle penali che sono attribuite a quest’ultimi se e dove non abbiano conseguiti gli obiettivi fissati periodicamente dall’AEEG. Sul lato delle imprese dobbiamo dire che molte non sono a norma.

FIGURA 8: Progressione dell’adeguamento delle imprese con alimentazione in MT

32006-2010 (fonte : AEEG 2011).

Le dichiarazioni di adeguatezza presentate al 31.12.2010 da parte di utenti in media tensione hanno infatti largamente superato le 30.000 unità . Seppure oltre la metà degli utenti in media tensione risulti tuttora non adeguata ai requisiti tecnici previsti, si conferma l’incremento annuo costante, iniziato nel 2006, su tutto il territorio nazionale. Oltre un terzo degli utenti in media tensione (in totale poco meno di 100.000) ha adeguato i propri impianti elettrici ai requisiti tecnici fissati dall’Autorità mediante invio della dichiarazione di adeguatezza. Inoltre, per gli impianti connessi più recentemente i suddetti requisiti sono impliciti nella fase di connessione e quindi il rispetto è automatico(AEEG – Relazione Annuale 2011, pag.128). In tema di black out, per le imprese, l’elemento economico-tecnico da valutare con attenzione è il rapporto costi/benefici dell’investimento di adeguamento dell’impianto elettrico interno.


Ovviamente, non si può prendere in considerazione solo il rapporto risparmio della penale, perché l’azienda “adeguata” subisce meno disagi di EMC e limita i danni nell’alimentazione elettrica, nelle perdite di produzione/costo lavoro e spesso anche nella rottura/avaria dei mezzi di produzione: anche questo – oltre al risparmio della penale ed alla possibilità di ottenere gli incentivi automatici – rende celere la restituzione del costo sostenuto per l’adeguamento. Esso è composto da tre elementi: Il primo elemento è il Corrispettivo tariffario Straordinario:un costo certo, che

grava su chi non abbia adeguato il proprio impianto alla normativa tecnica vigente: è una penale che aumenta nel tempo;

Il secondo elemento di valutazione è l’adeguamento della rete elettrica aziendale: un costo una tantum, che fa risparmiare la penale – reiterata nel tempo – anzidetto. La Dichiarazione è l’atto finale di notifica all’AEEG dell’avvenuto investimento adeguativi;

Il terzo è l’entità degli indennizzi automatici: risarcimenti per i disagi subiti di interruzioni lunghe e brevi reiterate, i quali sono percepiti da chi li subisce solo se sia in possesso della Dichiarazione di adeguamento.

Riassumendo si può dire SECONDO UNA VALUTAZIONE TECNICA che I buchi di tensione, le interruzioni (lunghe, brevi e temporanee), le armoniche, gli squilibri di tensione, i segnali e disturbi ad alta frequenza sono la causa più frequente di disagi elettromagnetici, che ognuno di essi ha una propria regolamentazione tecnica, un’origine e degli effetti sulla produzione di beni e/o servizi e che per ognuno di questi fenomeni può ricondursi, o meno, una responsabilità a rimuovere il disagio/risarcire il danno derivante dal disagio nell’alimentazione subito dall’azienda, da parte del Distributore/Trasmettitore. Bisogna aggiungere LA VALUTAZIONE ECONOMICA che ogni azienda deve fare sul corrispettivo tariffario Straordinario, la spesa per l’adeguamento della rete elettrica aziendale e l’entità degli indennizzi automatici. Poiché spesso in azienda l’aspetto tecnico è distinto da quello economico, sarà l’imprenditore a dover operare questo confronto costi/benefici sulla base del tipo di produzione, della vetustà degli impianti, delle condizioni di contesto della rete elettrica e della frequenza ed intensità dei disagi storicamente subìti. Le Associazioni Territoriali datoriali in molte regioni italiane hanno fornito consulenza eccellente alle imprese consumatrici e creato quel raccordo con i Distributori che si è spesso dimostrato il più provvido dei collegamenti in vista della risoluzione dei problemi dei singoli mediante azioni plurime, se non collettive per larghe zone del Paese.


10) Conclusioni: conoscere per collaborare. L’interlocutore istituzionale di tutto il mondo imprenditoriale è l’AEEG che ha i seguenti compiti:

FIGURA 9: Chi, come e perché regolare la Qualità del Servizio Elettrico nazionale (fonte:

AEEG).

I buchi di tensione, le interruzioni (lunghe, brevi e temporanee), le armoniche, gli squilibri di tensione, i segnali e disturbi ad alta frequenza sono la causa più frequente di disagi elettromagnetici. Ognuno di essi ha una propria regolamentazione tecnica, un’origine e degli effetti sulla produzione di beni e/o servizi. Per ognuno di questi fenomeni può ricondursi, o meno, una responsabilità a rimuovere il disagio/risarcire il danno derivante dal disagio nell’alimentazione subito dall’azienda, da parte del Distributore/Trasmettitore. Ma solo l’accertare la fenomenologia del disagio, prima di segnalarlo od addirittura addebitarlo, in tutto od in parte, alla rete aziendale esterna potrà contribuire a migliorare la collaborazione già oggi esistente tra distribuzione ed aziende. In questo senso questo Glossario potrebbe essere utile alle Associazioni Territoriali perché le imprese associate di ogni settore e dimensione e dovunque localizzate in Italia, avvalendosene, valutino appieno quei fenomeni complessi nella diagnosi ed ancor più nella loro eliminazione che vengono correntemente denominati “i black out elettrici”: ciò sia nella costruzione di nuovi impianti, sia nella manutenzione che nel periodico adeguamento . Le imprese devono essere aiutate ad adeguare i propri impianti ed a pagare meno penali, delle quali magari non si accorgono neppure in bolletta! Non abbiamo mai suggerito né oggi consigliamo altre strade - come quella di chiedere al giudice il risarcimento del danno subito per “black out elettrico” - del resto molto impervie 16. Fortunatamente, dopo un primo periodo post 2003, a fronte del consolidarsi dell’orientamento giurisprudenziale della Suprema Corte poco propenso ad accogliere i ricorsi civili delle imprese per danni genericamente attribuibili al Distributore il 28.9.2003, notiamo in questi ultimi tempi nelle imprese consumatrici una maggiore cautela nell’adire al magistratura.

16

da ultima Cass. ordinanza 18.1.2011 n, 1090


Il Glossario vuole del resto spiegare proprio questo concetto di base: la complessità tecnica della ricerca della configurazione del fenomeno elettromagnetico specifico che ha causato l’episodio di cattiva alimentazione lamentato, l’esatta individuazione della sua causa, l’esclusione di altre concause, l’individuazione del responsabile del fenomeno lamentato, l’attribuzione di chi debba risarcire il danno subito sono veramente difficili. Vera “probatio diabolica” per i motivi tecnici descritti sommariamente. D’altra parte il giudice potrebbe dire che ciò che non si può provare non può essere risarcito. Di qui l’auspicio che – visto il miglioramento progressivo della QSE che abbiamo evidenziato in copertina - sia scelta sempre di più la strada del dialogo piuttosto che quella giudiziale. Solo così, sapranno limitare i danni del proprio disagio elettrico, aiutare i trasmettitori ed i distributori mediante segnalazioni corrette e collaborative, contribuire al miglior seguito dei reclami favorendone la rimozione.

I disturbi elettromagnetici – abbiamo detto - hanno più facce:

- Visti dalla parte dell’Autorità dell’energia elettrica e del gas, configurano la ricerca

di un costante miglioramento della qualità del servizio contemperando le esigenze

tecniche ed economiche degli stakeholders;

- Visti dalla parte dei trasmettitori/distributori, sono complesse decisioni tecnico-

economiche di investimento per aumentare l’efficienza e l’efficacia della

rete/cabine/punti di consegna al fine di migliorare la QSE attraverso la riduzione

dell’immissione dei disturbi intrinseci della rete pubblica: nel contempo, essi

devono essere aiutati dai consumatori ad evitare di importare sulla rete esterna i

fenomeni di disagio presenti e causati dalle singole aziende e che si propagano ad

altre collegata sulla medesima sbarra/semisbarra;

- Visti dalla parte dei consumatori, sono fenomeni dei quali comprendere l’origine,

rimuoverli, ed evitarne la propagazione degli effetti fuori dell’azienda, ma nel

contempo di essi deve essere mitigata l’importazione dalla rete esterna, in talune

zone del Paese, ancora inadeguata.

Malgrado la materia dei “black out elettrici” sia complessa sia sul fronte degli interessi, che su quello della natura tecnico-economico-giuridica, Confindustria conferma il proprio ruolo sul tema: quello, cioè, di orientare le decisioni dell’AEEG verso la ricerca di in un miglioramento complessivo della qualità del servizio elettrico nazionale attraverso soluzioni che perseguano il miglior equilibrio tecnico-economico-giuridico tra i diversi interessi in gioco.

Estensore: Prof. Alessandro Cugini17

17

Coordinatore del Gruppo di Lavoro Qualità del Servizio del Comitato Tecnico Energia e Mercato di Confindustria e docente di “Gestione dell’ICT nelle aziende” nella Facoltà di Ingegneria dell’Università di Napoli “Parthenope” .


APPENDICE

Conoscere e combattere le interruzioni della corrente ... · sul grado della continuità del...

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