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1. Analisi per la definizione degli indici di qualità delle grandezze di rete e loro misurabilità.

1.1. Introduzione L’energia elettrica costituisce probabilmente la principale “materia prima” per i settori del terziario e dell’industria. E’ un prodotto insolito perché è richiesto con continuità, non lo si può immagazzinare in quantità considerevoli e non può essere sottoposto a controlli che ne assicurino la qualità prima dell’uso. L’energia elettrica, infatti, fornisce un ottimo esempio della filosofia “Just in time”, secondo la quale i componenti sono consegnati da un fornitore di fiducia alla linea di produzione solo al momento della loro utilizzazione, senza effettuare alcun controllo preventivo. Perché il “Just in time” abbia successo è necessario conoscere a fondo le caratteristiche dei componenti, avere una grande fiducia nella capacità del fornitore di produrre e consegnare i prodotti secondo le specifiche e nel rispetto dei tempi, possedere una completa conoscenza del comportamento globale del prodotto in condizioni limite. Questa filosofia ben si adatta al prodotto energia elettrica; è necessario infatti conoscere l’affidabilità della fornitura e la capacità del processo in atto presso l’utente di adattarsi alle sue variazioni. In realtà, l’energia elettrica è molto diversa da qualsiasi altro prodotto, è generata lontano dal punto di utilizzazione, è immessa in una rete alimentata da molti altri generatori ed arriva al punto di consegna passando attraverso diversi trasformatori e parecchi chilometri di linee aeree ed eventualmente cavi sotterranei. Assicurare la qualità dell’energia fornita al punto di consegna non è un compito facile e non esiste alcun modo di ritirare dalla catena di fornitura l’energia elettrica, che si trovi al di sotto dei requisiti minimi, o che viene rifiutata dal cliente. Dal punto di vista dell’utente il problema è anche più complesso. Sono disponibili alcune statistiche a proposito della qualità dell’energia fornita, ma il livello qualitativo accettabile secondo il fornitore può essere molto diverso da quello richiesto, o forse desiderato, dall’utente. I disservizi più diffusi sono l’interruzione completa (che può durare da alcuni secondi a diverse ore) e buchi o cadute di tensione, durante i quali la tensione scende per tempi brevi ad un livello inferiore a quello nominale. Naturalmente le lunghe interruzioni costituiscono un problema per tutti gli utenti, ma molti processi sono sensibili anche a brevissime interruzioni: • Processi continui, durante i quali brevi interruzioni possono alterare la sincronizzazione

del macchinario e portare a grandi quantità di prodotto non completamente lavorato. Tipico esempio è l’industria cartiera, dove le operazioni di ri-avvio della produzione sono lunghe e costose.

• Operazioni concatenate a più livelli di lavorazione, dove un’interruzione durante un processo può compromettere il risultato di altre operazioni. Tipico esempio è l’industria dei semiconduttori, nella quale la produzione di un wafer di silicio richiede alcune dozzine di operazioni per diversi giorni ed il fallimento di una sola operazione ha effetti catastrofici.

• Elaborazione di dati, in cui il valore della transazione è alto, pur essendo basso il costo del processo, come ad esempio accade gestendo azioni e cambio valuta. L’impossibilità di operare può comportare grosse perdite che superano di gran lunga il mero costo dell’operazione.

La crescente introduzione di apparecchiature tecnologicamente sofisticate ma sensibili ai disturbi ha provocato un notevole aumento dell’attenzione degli utenti verso le problematiche inerenti la qualità dell’elettricità. Il passaggio al mercato elettrico competitivo, con la

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conseguente crescita nel numero e tipo di operatore, rende necessario definire e attribuire le responsabilità per la fornitura dei servizi a vari livelli di interazione tra operatori e utenti. La regolamentazione della qualità dell’elettricità, che riguarda gli aspetti tecnici e commerciali della fornitura del servizio elettrico e del prodotto elettricità, deve fornire strumenti appropriati alla gestione tecnico-economica del servizio elettrico, fornendo incentivi per incrementare il livello di qualità e penalizzando prestazioni di livello non accettabile. Tra i paradossi che caratterizzano la liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, vi è la contrapposizione divaricante fra l’obiettivo di considerare l’energia come un prodotto soggetto alle logiche competitive di mercato e la necessità di assicurare la qualità del servizio non attraverso la contrapposizione naturale di competitori ma attraverso l’implementazione di regole imposte al mercato da un’autorità teoricamente neutra rispetto al mercato. Bisogna tenere conto del fatto che gli operatori presenti nel mercato sono orientati al profitto e che le loro scelte non possono che essere tendenzialmente in contrasto con il miglioramento (inevitabilmente costoso) della qualità. Per tutti i Paesi, quindi, l’obiettivo qualità è perseguito non attraverso il duello di mercato ma attraverso la regolamentazione dei suoi aspetti tecnici (per la caratterizzazione quantitativa) e dei contrappesi economici (per evitare che le eventuali riduzioni di prezzo possano avvenire a scapito della qualità del servizio). A complicare le cose vi è la sovrapposizione di ruoli fra chi sabota e chi ne patisce gli effetti. L’evoluzione delle apparecchiature elettriche ha infatti prodotto apparecchiature sempre più sofisticate, che però pongono problemi sia come sorgenti di disturbi, sia come vittime della non-idealità dell’alimentazione elettrica. Poiché esistono nel mercato interessi contrastanti sulla qualità del servizio, le regole devono prevedere meccanismi semplici, prevedibili e realistici per esaltare e disciplinare gli inevitabili contrasti. Le regole funzionano e gli obiettivi sono raggiunti se nel mercato sono disseminati interessi contrastanti e meccanismi efficienti per la loro regolazione. Occorre in definitiva che il mercato, con le sue regole, crei da un lato l’interesse dei distributori ad assicurare la qualità del servizio (sotto il deterrente di penalità realistiche) e l’interesse degli utenti a depotenziare l’inquinamento provocato dalle proprie apparecchiature (anche in questo caso attraverso obblighi o adeguate penalizzazioni economiche), e dall’altro metta a disposizione degli utenti strumenti incisivi per poter pretendere gli indennizzi economici conseguenti ai danni per insufficiente qualità.

Una delle possibili classificazioni delle problematiche inerenti la qualità dell’elettricità prevede la distinzione tra tre diversi aspetti:

Continuità dell’alimentazione, caratterizzata dal numero e dalla durata delle interruzioni e valutata con l’impiego di indici di affidabilità. La potenza e l’energia non fornita possono essere ulteriormente impiegate per formulare indicazioni del mancato profitto di singoli utenti. La relativa regolamentazione ha tipicamente l’obiettivo di definire i rimborsi agli utenti affetti da eccessive interruzioni del servizio e gli incentivi alle compagnie elettriche per la riduzione nel numero e durata delle interruzioni.

Qualità delle forme d’onda, riferita alla sensibilità delle apparecchiature degli utenti ai disturbi delle forme d’onda. L’impiego crescente di apparecchiature elettroniche da parte di talune categorie di utenza ha aumentato l’interesse di molti utenti verso le questioni riguardanti la qualità delle forme d‘onda, stimolando l’attività di regolamentazione di aspetti in precedenza mai soggetti a limiti tecnici specifici con relative implicazioni economiche.

Qualità commerciale, riferita alle interazioni fornitore e utente. Le tipiche attività che ricadono sotto questo settore riguardano la stipula di contratti, l’attivazione della fornitura, la risposta a richieste degli utenti. la misura dei consumi, la fatturazione ed esazione degli importi e l’informazione agli utenti. Molti aspetti della qualità commerciale coinvolgono questioni relazionali difficilmente misurabili con strumenti convenzionali.

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Per quanto riguarda la Qualità delle Forme d’Onda, è importante sottolineare che oggi molte apparecchiature elettroniche sono molto sensibili a disturbi sull’alimentazione in un ampio intervallo di frequenza. Le frequenze tipiche di tali frequenti disturbi spaziano dalle armoniche della frequenza di alimentazione fino ad alcuni kHz, ma possono anche essere presenti disturbi ad alta frequenza e transitori ad alta frequenza sulla linea di alimentazione. Inoltre, in alcuni casi la variazione della tensione di alimentazione a bassa frequenza può produrre una fastidiosa e stancante variazione della luminosità delle lampade; tale fenomeno è noto come ligth flicker. Per tali ragioni strumenti per la valutazione ed il monitoraggio della qualità dell’alimentazione sono sempre più richiesti. Generalmente il monitoraggio è ottenuto effettuando le misure con strumentazione digitale che sia in grado non solo di acquisire dati, ma anche di processarli, sia in ambienti confinati che distribuiti al fine di valutare la sorgente dell’inquinamento. Nella presente relazione di sintesi del lavoro scientifico svolto nel primo semestre della ricerca (primi sei mesi del 2004), si focalizza l’attenzione principalmente sulla definizione degli indici di qualità delle grandezze di rete, sulla loro misurazione secondo la Normativa vigente o in corso di vigenza, e sulle conseguenti caratteristiche necessarie alla strumentazione di misura perché sia idonea alla misura degli indici di Power Quality.

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1.2 Definizione degli indici di qualità delle grandezze di rete e loro misurabilità Il primo obiettivo della ricerca riguarda la definizione degli indicatori, dei punti e delle procedure per la valutazione della qualità delle grandezze di rete (Power quality). Le caratteristiche della tensione sono la frequenza, l’ampiezza, la forma d’onda e la simmetria delle tensioni trifase.

Queste caratteristiche sono soggette a variazioni durante il normale esercizio di un sistema di alimentazione a seguito di variazioni di carico, di disturbi generati da determinate apparecchiature e di verificarsi di guasti, che sono principalmente dovuti ad eventi esterni. E’ possibile riassumere in sette categorie distinte le carenze di qualità dell’energia, intese come deviazioni dalle condizioni ideali della fornitura:

• buchi di tensione e brevi interruzioni di alimentazione; • variazioni del valore efficace della tensione • sovratensioni transitorie; • armoniche ed interarmoniche; • squilibri di tensione; • fluttuazioni di tensione e flicker; • variazioni temporali della frequenza di rete;

Ognuno dei problemi inerenti la qualità dell’energia è causato da fenomeni distinti. Alcuni problemi derivano dalla condivisione da parte di più utenze di una porzione della rete di alimentazione. Per esempio, un guasto sulla rete può causare un buco di tensione che potrebbe coinvolgere alcuni utenti, in numero proporzionale al livello gerarchico del guasto stesso, oppure un transitorio causato da un impianto utilizzatore potrebbe creare inconvenienti a tutti gli altri clienti alimentati dallo stesso sottosistema. Altri problemi, come la generazione di armoniche, hanno origine negli impianti degli utenti stessi e possono o meno propagarsi attraverso la rete con conseguenze nei confronti di altri clienti dell’ente erogatore. I problemi legati alla generazione delle armoniche possono essere arginati mediante un’accurata progettazione dell’impianto ed utilizzando collaudati sistemi di filtraggio. I fornitori di energia elettrica sostengono che gli utenti che muovono critiche nei confronti della qualità del servizio offerto dovrebbero affrontare loro stessi i costi per assicurare l’affidabilità della fornitura, anziché pretendere che l’azienda elettrocommerciale provveda a garantire un prodotto di altissimo livello qualitativo ad ogni cliente ovunque si trovi allacciato alla rete. Sfortunatamente mancano alcune informazioni essenziali quali la diffusione e la gravità dei problemi legati alla qualità dell’energia, che si possono incontrare in qualsiasi particolare installazione e che sono largamente sconosciuti. Poiché talvolta vi è carenza di pubblicazioni riportanti statistiche, diventa molto difficile per gli utenti quantificare il costo dei disservizi e giustificare gli investimenti in misure preventive. Il numero di interruzioni brevi e buchi di tensione mette in evidenza la differenza tra la visione dal punto di vista del fornitore e del cliente. Sono eventi a breve termine per definizione e per questo, salvo una continua analisi della tensione mediante apposite apparecchiature è difficile provarne l’esistenza. E’ inoltre ancora più difficoltoso attribuire ad un dato evento una precisa perdita economica. Il fornitore dell’energia elettrica tende a valutare l’interruzione in termini di costo dell’energia elettrica che, a causa del disservizio, non è stata fornita, mentre il consumatore la valuta in termini di mancato guadagno conseguente all’interruzione della produzione. Si considerano di seguito i disturbi condotti nella gamma di frequenze che arrivano a 10kHz nelle reti di distribuzione a bT in c.a. con valore nominale fino a 240V per monofase e 415V per trifase con frequenza nominale di 50 o 60Hz.

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1.2.1 Buchi di tensione e brevi interruzioni di alimentazione E’ una riduzione momentanea, o un crollo completo, del valore efficace della tensione. Si tratta di diminuzioni improvvise e transitorie della tensione di alimentazione ad un valore compreso tra il 90% e il 10% della tensione nominale, di durata compresa convenzionalmente tra i 10 ms e pochi secondi. E’ definito in termini di durata e di ampiezza, solitamente espressa come percentuale della tensione nominale misurata nel punto di minimo durante il buco. Buco di tensione significa che non viene fornita al carico l’energia richiesta, e ciò può avere serie conseguenze che dipendono dal tipo di carico coinvolto. Gli azionamenti dei motori, sono particolarmente sensibili, perché il carico richiede ancora un’energia che non è più disponibile tranne che sotto forma di inerzia del motore. Nei processi in cui sono coinvolti diversi azionamenti le singole unità di controllo dei motori possono risentire del calo di tensione e portare l’azionamento ad un differente livello di tensione rispetto a quello desiderato ed a una diversa decelerazione che ha come conseguenza la perdita completa di controllo del processo. Le cause principali dei buchi di tensione sono due; i) l’avviamento di grossi carichi sia sull’utenza interessata, sia da parte di un impianto sullo stesso circuito; ii) guasti su altri rami della rete.

Fig. 1.1: Buco di tensione

Sono eventi imprevedibili, accidentali, descrivibili in termini statistici. Essi sono causati principalmente da guasti elettrici nel sistema di alimentazione o nelle grandi installazioni. I buchi di tensione sono fenomeni di disturbo bidimensionali perché il livello di disturbo che provocano si accresce sia con la profondità che con la durata del buco stesso. La profondità di un buco di tensione è definita come differenza tra la tensione efficace minima durante il buco e la tensione dichiarata. Le variazioni di tensione che non riducono la tensione a meno del 90% del valore nominale, Un, non sono considerati buchi. La profondità dipende dalla vicinanza del dispositivo di misura al punto della rete dove avviene il cortocircuito (minore è tale distanza e maggiore è la profondità del buco di tensione). La durata di un buco di tensione è la differenza temporale tra l’istante di inizio della diminuzione della tensione e l’istante nel quale la stessa tensione ritorna entro i limiti. I buchi di tensione, essi possono durare meno di 0,1s se l’inconveniente avviene sulla rete di trasporto e sono eliminati da dispositivi di protezione molto veloci (a seconda del tipo di dispositivo di richiusura automatica installato sulla rete, la durata dei buchi può variare da alcuni decimi di secondo ad alcune decine di secondi), oppure se si tratta di guasti che si autoestinguono. Se il guasto capita ad un livello più basso del sistema, può durare anche alcuni secondi. Il numero di interruzioni è determinato in maniera statistica per tratti della rete ed in un certo periodo di tempo (per 100km di rete, in un anno). Il buco di tensione può interessare una o più fasi ed è denominato unipolare, bipolare o tripolare se rispettivamente interessa una, due o tre

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fasi. Le cadute di tensione sono delle riduzioni occasionali della tensione di breve durata (dal 10% al 15% di Un , da 0,5 fino a 50 periodi). Le brevi interruzioni di alimentazione sono riduzioni di tensione del 100% di Un e possono durare fino a 180s; anche queste sono funzione del tipo di dispositivo di chiusura o di trasferimento usato dalle reti aeree. Nella maggior parte delle volte, le brevi interruzioni di alimentazione sono precedute da buchi di tensione. Gli effetti delle riduzioni di tensione e delle piccole interruzioni possono causare: scatto di contattori, funzionamento non corretto dei dispositivi di regolazione, mancanza di commutazione nei convertitori, perdita di dati nelle memorie di computer. Per analizzare gli effetti prodotti dai buchi di tensione e brevi interruzioni di tensione, l’apparecchiatura in prova viene inizialmente alimentata alla sua tensione nominale, poi viene sottoposta a riduzione di tensione oppure a interruzioni. Nel caso di apparecchiature trifase può essere necessario applicare le riduzioni di tensione o su tutte le fasi contemporaneamente oppure su una o due fasi soltanto. La misura di base di un buco sarà la tensione efficace aggiornata ogni mezzo periodo, Urms(1/2) su ciascun canale di misura. La soglia del buco è una percentuale della tensione di ingresso dichiarata Udin o della tensione di riferimento mobile, Usr. L’utilizzatore deve dichiarare la tensione di riferimento in uso. Nei sistemi monofase un buco di tensione inizia quando la tensione Urms(1/2) scende al di sotto della soglia di buco e finisce quando la tensione Urms(1/2) è uguale o superiore alla soglia di buco più la tensione di isteresi. Nei sistemi polifase un buco inizia quando la tensione Urms(1/2) di uno o più canali è al di sotto della soglia di buco e finisce quando la tensione Urms(1/2) su tutti i canali di misura è uguale o superiore alla soglia di buco più la tensione di isteresi. La soglia di buco e la tensione di isteresi sono entrambe impostate dall’utilizzatore secondo l’uso. Un buco di tensione è caratterizzato da una coppia di dati, la tensione residua (Ures) o la profondità e la durata: • la tensione residua è il più basso valore Urms(1/2) misurato su ogni canale durante il buco; • la profondità è la differenza tra la tensione di riferimento (Udin o Usr) e la tensione residua.

Essa è generalmente espressa in percento della tensione di riferimento; • la durata di un buco di tensione è la differenza di tempo tra l’inizio e la fine del buco di

tensione. Parlare di immunità dell’apparecchiatura elettrica a questi disturbi non è del tutto corretto perché nessun dispositivo elettrico può continuare indefinitamente a funzionare in assenza di alimentazione. L’immunità a questi disturbi dipende da quanto rapido risulta essere il ripristino dell’energia oppure dall’adattamento dell’apparecchiatura al funzionamento con alimentazione disturbata da buchi e brevi interruzioni di tensione. L’incertezza di misura ∆U non deve essere superiore a ± 0,2 % di Udin. L’incertezza della durata di un buco è uguale all’incertezza dell’inizio del buco più l’incertezza della conclusione del buco.

1.2.2 Variazione del valore efficace della tensione Oltre agli eventi che comportano direttamente l'interruzione dell'alimentazione, si deve tener presente che un carico può anche essere disturbato da guasti che avvengono su altre linee dello stesso impianto che danno luogo a cadute di tensione sul sistema di alimentazione.

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L'ampiezza del disturbo può variare entro ampi limiti in relazione alla distanza tra il punto in cui si verifica il guasto e le sbarre di cabina o il quadro.

Fig. 1.2 : Variazione di tensione

Essendo soggette a continue variazioni di carico, le linee di distribuzione non possono fornire una tensione costante. Per questo motivo le apparecchiature elettriche sono costruite per funzionare correttamente con tolleranze di almeno un ±5% rispetto al valore nominale. Questo limite inoltre è spesso superato a causa di "variazioni lente" (abbassamenti di tensione provocati da linee sottodimensionate e/o sovraccarichi), "sovratensioni" (sensibili aumenti del valore efficace della tensione di linea che si verificano quando le industrie riducono in modo sensibile il consumo di energia) e di "variazioni rapide" (abbassamenti provocati dall'inserzione di utenze specifiche come: lampade a scarica, grossi motori elettrici ecc.).

1.2.3 Sovratensioni transitorie Le sovratensioni (o sovraelevazioni) di tensione sono un temporaneo aumento della tensione al di sopra di una soglia in un punto del sistema elettrico. Una sovraelevazione di tensione è caratterizzata da una coppia di dati, l’ampiezza massima della tensione di sovraelevazione e la durata: • l’ampiezza massima della tensione di sopraelevazione è il più alto valore della tensione

efficace su mezzo periodo, Urms(1/2) misurato su ogni canale durante la sovraelevazione; • la durata di una sovraelevazione di tensione è la differenza di tempo tra l’inizio e

e la fine della sovraelevazione di tensione. Le sovratensioni transitorie nei sistemi di alimentazione BT sono causate da diversi fenomeni quali: funzionamento di interruttori e fusibili, presenza di fulmini nelle vicinanze delle reti di alimentazione, commutazioni di banchi di condensatori. Le sovratensioni possono essere oscillatorie e non, di solito sono molto smorzate ed hanno tempi di salita che variano dai microsecondi ai millisecondi; i livelli e le durate di queste sovratensioni possono essere ridotte con l’impiego di scaricatori di sovratensioni distribuiti in tutto il sistema. L’ampiezza, la durata ed il contenuto energetico delle sovratensioni transitorie, variano a seconda della loro origine: ad esempio, le sovratensioni di origine transitoria derivanti da fenomeni atmosferici hanno solitamente ampiezza molto grande, mentre quelle dovute alle

NU

UΔ

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commutazioni durano più tempo. Le apparecchiature che sono sensibili a tale disturbo devono essere dotate di dispositivi consoni a proteggerli dalle sovratensioni. Tali dispositivi sono di solito scelti in modo tale che sopportino il massimo contenuto energetico dovuto alle sovratensioni generate da eventuali commutazioni. La soglia della sovraelevazione è una percentuale della tensione d’ingresso dichiarata, Udin o della tensione di riferimento mobile, Usr. L’utilizzatore deve dichiarare la tensione di riferimento in uso. Nei sistemi monofase una sovraelevazione di tensione inizia quando la tensione, Urms(1/2) sale al di sopra della soglia di sovraelevazione e finisce quando la tensione Urms(1/2) è uguale o inferiore alla soglia di sovraelevazione meno la tensione di isteresi. Nei sistemi polifase una sovraelevazione inizia quando la tensione Urms(1/2) di uno o più canali è al di sopra della soglia di sovraelevazione e finisce quando la tensione Urms(1/2) su tutti i canali di misura è uguale o inferiore alla soglia di sovraelevazione meno la tensione di isteresi. La soglia di sovraelevazione e la tensione di isteresi sono entrambe impostate dall’utilizzatore secondo l’uso. L’incertezza di misura ∆U non deve essere superiore a ± 0,2 % di Udin. L’incertezza della durata di una sovraelevazione è uguale all’incertezza dell’inizio della sovraelevazione (mezzo periodo) più l’incertezza della conclusione della sovraelevazione (mezzo periodo).

1.2.4 Armoniche ed interarmoniche Le armoniche sono segnali con frequenze multipli interi della frequenza fondamentale di rete, cioè considerando una fondamentale a 50 Hz la terza armonica risulta pari a 150Hz e la quinta armonica a 250 Hz. Le interarmoniche sono invece definite da tensioni o correnti che possono manifestarsi come componenti sinusoidali singole, con frequenze diverse da multipli interi della tensione di rete. Tale fenomeno, a differenza del caso delle armoniche, dà luogo ad una distorsione della forma d'onda che si manifesta come deformazione di periodo. La figura 4 mostra una fondamentale con aggiunte una terza armonica pari al 70% ed una quinta armonica del 50%.

Fig. 1.3 : Frequenza fondamentale con terza e quinta armonica aggiunta Si noti che, in pratica, la maggior parte delle forme d’onda distorte di corrente sarà molto più complessa di quanto riportato in questo esempio, contenendo un numero maggiore di armoniche con una relazione di fase più articolata. La figura 2.3.1 mostra una forma d’onda distorta di corrente.

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Fig. 1.4 : Forma d’onda distorta di corrente Questa forma d’onda non è chiaramente una sinusoide, e ciò significa che un normale strumento di misurazione, come multimetri sensibili al valor medio e tarati in valore efficace, fornirà letture errate. Si noti anche che vi sono sei punti d’intersezione con l’asse delle ascisse per periodo anziché due. Qualsiasi strumento che sfrutti il passaggio per lo zero come riferimento funzionerà male. La forma d’onda contiene frequenze non fondamentali e deve essere trattata di conseguenza. Quando si parla di armoniche negli impianti, si considerano le armoniche di corrente, che rivestono massimo interesse perché le armoniche hanno origine proprio come correnti, e la maggior parte degli effetti negativi è dovuta a queste. Non si possono trarre conclusioni utili senza conoscere lo spettro delle armoniche di corrente, ma è tuttavia comune trovare riportati solo dati relativi alla distorsione armonica totale (THD). Quando le armoniche si propagano in un sistema di distribuzione, cioè interessano circuiti non previsti per trasportarle, lo fanno in forma di tensione. È molto importante che vengano misurate sia le tensioni che le correnti e che i valori riportati si riferiscano esplicitamente a tensioni e correnti. Le armoniche di corrente sono generate da tutti i carichi non lineari1.

1 Un carico non lineare alimentato da una tensione sinusoidale assorbe una corrente che non ha la stessa forma, non è cioè sinusoidale. Il teorema di Fourier ci dice che qualsiasi grandezza periodica è scomponibile nella somma di un'eventuale componente continua, con una sinusoide che ha la stessa frequenza dell'alimentazione e infinite altre sinusoidi di ampiezza decrescente con la frequenza e di frequenza multipla della fondamentale. Queste sono le armoniche di corrente "generate" dal carico non lineare. Il generare armoniche non è dunque riferito ad una energia prodotta dal carico ma semplicemente alla forma d'onda della corrente che contiene armoniche. Il responsabile delle correnti e dell'energia da esse messe in gioco è sempre il generatore elettrico che alimenta il carico non lineare. Il carico non genera la corrente, assorbe una corrente e, se non lineare, obbliga il generatore a fornirgli la corrente di cui necessita, con le armoniche che essa eventualmente contiene.

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Fig. 1.5 : Tipologie dei disturbi In un sistema di potenza ideale privo di carichi inquinanti, le forme d’onda di corrente e di tensione sono sinusoidi. In pratica, le correnti non sinusoidali sono presenti quando la corrente di carico non è linearmente dipendente rispetto alla tensione applicata. In un semplice circuito contenente solo elementi lineari, resistenze, induttanze e capacità, la corrente che fluisce è proporzionale alla tensione applicata (ad una particolare frequenza) cosicché, se si applica una tensione sinusoidale, la corrente sarà sinusoidale, come illustrato nella Figura 1.6.

Fig. 1.6 : Andamento sinusoidale della corrente

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La caratteristica V-I del carico è la relazione tra la tensione applicata e la corrente che risulta nel carico; quella mostrata nella figura sopra, corrisponde ad un carico lineare. La Figura 8 mostra la situazione in cui il carico è costituito da un semplice condensatore e raddrizzatore ad onda intera, come lo stadio di alimentazione di una tipica fonte di potenza di tipo switching. In questo caso la corrente fluisce solo quando la tensione di alimentazione eccede quella presente ai capi del condensatore di livellamento, cioè in prossimità del picco dell’onda di tensione sinusoidale, come mostrato dalla forma della caratteristica V-I del carico.

Fig. 1.7: Andamento non sinusoidale della corrente Gli effetti e le soluzioni sono molto diversi e devono essere valutati separatamente; le misure appropriate per limitare gli effetti delle armoniche entro l’impianto non necessariamente riducono la distorsione causata sulla rete e viceversa. Di seguito sono elencati i diversi ambiti di problemi causati dalle armoniche:

• Problemi causati da armoniche di corrente : • sovraccarico del neutro; • aumento delle perdite nei trasformatori; • interventi intempestivi degli interruttori automatici; • aumento dell’effetto pelle.

• Problemi causati da armoniche di tensione: • deformazione della tensione; • disturbi nella coppia dei motori ad induzione; • rumore al passaggio per lo zero.

I metodi di riduzione delle armoniche, rientrano largamente in tre gruppi: filtri passivi, trasformatori di sbarramento e riduzione armonica e soluzioni attive. Ogni metodo ha vantaggi e svantaggi, quindi non esiste una soluzione ottimale. Le tensioni armoniche possono essere valutate: o individualmente, secondo la loro ampiezza relativa (Uh) rapportata alla componente fondamentale U1, dove h rappresenta l'ordine di armonica; o globalmente, per esempio col fattore di distorsione armonica totale (THD) calcolato utilizzando la formula seguente:

∑=

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

40

2

2

1h UhUTHD

Per specificare i livelli di compatibilità bisogna considerare due fattori: da una parte la crescita del numero delle sorgenti armoniche e dall’altra la diminuzione del numero di carichi

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puramente resistivi che contribuiscono allo smorzamento delle armoniche, provocando, però, il riscaldamento dei componenti. Dall’azione delle armoniche si possono avere due effetti: a lungo termine (effetto termico sui componenti) dai 10min in su; a brevissimo termine (effetto di disturbo sui dispositivi elettronici) fino a 3 s. Quando più armoniche agiscono simultaneamente, l’effetto combinato può manifestarsi in diversi modi: 1. con una deviazione istantanea dell’onda sinusoidale fondamentale (parametro difficile da

misurare, perciò è usato raramente); 2. con un fattore di distorsione totale; 3. con un’espressione che applica una ponderazione appropriata alle singole armoniche in

funzione della particolare applicazione. Per analizzare gli effetti delle armoniche presenti nelle reti di alimentazione BT sulle apparecchiature sensibili a tali frequenze, si eseguono le prove con una tensione formata da una combinazione di diverse onde sinusoidali continue sovrapposte alla tensione di alimentazione. Di solito vengono considerate le armoniche fino alla 40a. L’apparecchiatura di prova, alimentata alla frequenza di rete (50-60Hz), è differente per i seguenti casi: basse potenze nominali, medie potenze nominali e alte frequenze. I relativi circuiti sono riportati nelle figure 2, 3 e 4 in cui EUT (Equipment Under Test) è l’apparecchiatura in prova.

a Amplificatore di potenza

Fig. 1.8 Schema di massima di un’apparecchiatura di prova per armoniche con generatori di basse potenze nominali.

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EUTsull' armonica Tensione Uiniezione di armonica Tensione U

rete di frequenza a blocco di reCondensato CBserie iniezione di oreTrasformat IT

)(armoniche potenza di oreAmplificat bc.a. oneAlimentazi

n

'n

a

Fig. 1.9 Schema di massima di un’apparecchiatura di prova per le armoniche con generatori di media potenza nominale (iniezione in serie).

)(armoniche potenza di oreAmplificat camentodisaccoppi di Circuito b

c.a. oneAlimentazi a

Fig. 1.10 Schema di massima di un’apparecchiatura di prova per le armoniche con generatori di alte frequenza nominale (iniezione parallela con filtro di blocco).

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Le armoniche da considerare dipendono dalle caratteristiche dell’EUT:

o se l’EUT è un dispositivo selettivo in frequenza, allora, la prova deve essere eseguita con le relative armoniche di disturbo (per esempio su ricevitori con controllo di ripple);

o se l’EUT è suscettibile all’intera gamma di armoniche, teoricamente la prova dovrebbe essere eseguita su tutte le armoniche ma data l’impossibilità del caso, dall’intera gamma di armoniche se ne estrae una o un campione limitato capace di produrre un equivalente effetto disturbante (per esempio sui condensatori);

o se l’EUT ha bisogno di sostenere prove termiche, l’apporto termico relativo a ciascuna armonica è dovuto alla sua frequenza.

In condizioni normali di esercizio, durante qualsiasi periodo di una settimana, il 95% dei valori efficaci di ogni tensione armonica, mediati sui 10 minuti, deve essere minore o uguale rispetto ai valori indicati in Tabella 1. Risonanze possono causare tensioni più elevate per singole armoniche. La distorsione armonica totale (THD) della tensione di alimentazione (includendo tutte le armoniche fino al 40° ordine) deve essere minore o uguale all’8%.

Tabella 1.1 Valori delle tensioni armoniche singole ai terminali di alimentazione, fino al 25° ordine, espressi in percento di Un

1.2.4.1 Distorsione interarmonica Le interarmoniche sono componenti sinusoidali di tensioni o correnti con una frequenza che è un multiplo non intero della frequenza fondamentale del sistema. La conoscenza dei disturbi elettromagnetici associati alle interarmoniche sta ancora evolvendo e, attualmente, c’è un grande interesse per questo fenomeno. Le interarmoniche, sempre più presenti nei sistemi di potenza, hanno assunto recentemente maggiore importanza dal momento che l’uso diffuso di sistemi elettronici di potenza ha maggiormente incrementato la loro ampiezza. Le armoniche e le interarmoniche di una forma d’onda analizzata sono definite in termini delle componenti spettrali in uno stato quasi stazionario su un intervallo definito di frequenze. Ci sono due meccanismi di base che generano le interarmoniche:

• il primo meccanismo è la modulazione in ampiezza e/o di fase della frequenza di tensione. Quando questo fenomeno si verifica, si ha la generazione di componenti spettrali simmetriche rispetto alla frequenza modulata. Queste componenti sono

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causate da rapide variazioni della corrente nelle apparecchiature elettroniche, che possono anche essere una sorgente di fluttuazione di tensione. Le interarmoniche sono generate da carichi che operano in uno stato transitorio temporaneo o continuo provocando una modulazione di ampiezza della tensione e della corrente;

• il secondo meccanismo è lo switching asincrono (cioè non sincronizzato con la frequenza del sistema di potenza) dei dispositivi semiconduttori nei convertitori statici di potenza. Tipici esempi sono i cicloconvertitori e i convertitori PWM (Pulse Width Modulation). Le interarmoniche generate da questi ultimi possono essere localizzate dovunque nello spettro rispetto alle armoniche.

In molti dispositivi possono aver luogo simultaneamente entrambi i meccanismi di generazione di interarmoniche. Le interarmoniche possono essere generate ad ogni livello di sistema di potenza e trasferite tra questi, cioè interarmoniche generate in sistemi AT e MT possono essere iniettate in sistemi BT e viceversa. La loro ampiezza raramente eccede lo 0.5% dell’armonica fondamentale di tensione. Le sorgenti base di questi disturbi includono:

• Dispositivi ad arco elettrico. • Carichi tempo varianti. • Convertitori statici, in particolare convertitori a frequenza diretta e indiretta. • Ripple control

Le correnti interarmoniche causano una distorsione interarmonica della tensione che dipende dall’ampiezza delle componenti della corrente e dall’impedenza del sistema di fornitura a quella frequenza. Più grande è l’intervallo delle frequenze delle componenti della corrente, più grande è il rischio che si verifichi un fenomeno di risonanza non voluto, che può incrementare la distorsione della corrente e causare overloading e disturbi nelle apparecchiature dei clienti. Gli effetti più comuni per la presenza di interarmoniche sono la variazione del valore rms della tensione e il flicker. I metodi per eliminare gli effetti delle interarmoniche includono:

• la riduzione del livello di emissione; • la riduzione della sensività dei carichi; • la riduzione dell’accoppiamento tra le attrezzature che generano potenza e i carichi.

I metodi usati sono gli stessi per le armoniche. Devono essere presi in considerazione fattori supplementari per il progetto di filtri passivi. Come per le armoniche, gli effetti sui dispositivi suscettibili alle interarmoniche sono di breve durata (malfunzionamenti o danno di componenti elettronici) o di lunga durata (surriscaldamento dei componenti). La prova sulle interarmoniche deve essere attuata in casi speciali, come ad esempio apparecchiature selettive in frequenza a banda stretta con particolare suscettibilità ad una specifica interarmonica oppure apparecchiature suscettibili a larga banda installate in luoghi ad alto livello di interarmoniche. Per frequenze interarmoniche discrete viene sovrapposta alla tensione di alimentazione un’onda sinusoidale continua di adeguata ampiezza. Per spettri continui, invece, l’ampiezza varia con la frequenza e fluttua continuamente nel tempo. Ancora oggi non è stato definito alcuno spettro standard di prova, quindi, le caratteristiche della tensione di prova devono essere concordate caso per caso. L’apparecchiatura di prova è la stessa che si adopera nella prova delle armoniche; l’unica differenza sta nel fatto che non si generano armoniche bensì interarmoniche, che nel caso di

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spettro continuo può consistere in un generatore di rumore. La misura delle interarmoniche discrete è simile a quella delle armoniche mentre quella di uno spettro continuo, può essere eseguita in due modi:

misura del valore efficace totale (r.m.s.) nella banda di frequenza considerata; misura dello spettro della tensione con un filtro di banda ( HzoppureHzf 10 3=Δ ).

I livelli di prova devono essere pari al livello di compatibilità per le armoniche, moltiplicato per un fattore di immunità (compreso tra 1,2 e 2,0).

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1.2.5 Dissimmetria delle tensioni La dissimmetria della terna di tensioni è il rapporto tra l’ampiezza della componente di sequenza inversa (omopolare) e quella di sequenza diretta di un sistema di tensioni trifase. In un sistema trifase, la dissimmetria è la condizione nella quale i valori efficaci delle tensioni di fase o gli angoli di fase tra fasi consecutive non sono uguali.

R R

T TSS

TRV TRV

STVSTV

RSVRSV

Figura 1.11 : Dissimmetrie di tensione La presenza di dissimmetrie sul sistema delle tensioni di alimentazione è dovuta a due cause principali, tra le quali la prima è largamente prevalente: 1) Presenza di carichi fortemente squilibrati alimentati dalla stessa linea. Al limite può trattarsi di carichi monofase di potenza rilevante che in alcuni casi possono anche essere di tipo intermittente (ad esempio, saldatrici elettriche monofase di grande potenza); Il fenomeno e' tanto più marcato quanto più squilibrato e' il carico ed è elevata l'impedenza della linea di alimentazione (lunghezza, sezione). I carichi che risentono di più sono quelli che si trovano nei pressi o a valle del punto in cui è presente il carico squilibrato. 2) Impedenze non simmetriche della linea di distribuzione. Questo problema è di rilevante interesse per le linee dorsali di lunghezza notevole, per le quali non sono sovente previste trasposizioni tra i conduttori lungo il percorso. Esso è di minore importanza per le linee terminali perché di lunghezza relativamente modesta e per il notevole contributo alla impedenza da parte della componente resistiva. La dissimmetria delle tensioni è presa in considerazione in relazione agli effetti che produce a lungo periodo (10min e più), ed è considerato rispetto alla sequenza inversa di fase che è la componente riferita alla possibile interferenza con l’apparecchiatura collegata ai sistemi pubblici di distribuzione in BT. Lo squilibrio di tensione, dovuto ad un carico monofase collegato tra le fasi, è pari al rapporto tra la potenza del carico e la potenza di cortocircuito della rete trifase. Il livello di compatibilità è pari al 2% della componente a sequenza diretta, ma può arrivare anche al 3% se sono collegati grandi carichi monofase. I disturbi prodotti dalla dissimmetria alle apparecchiature dipendono dalla natura delle apparecchiature stesse: ad esempio per le macchine rotanti si hanno fenomeni di sovrariscaldamento, nei convertitori elettronici di potenza si hanno generazioni di armoniche non caratteristiche, nei grossi trasformatori si generano interarmoniche a bassa frequenza. Per valutare lo squilibrio della tensione di alimentazione si usa il metodo dei componenti simmetrici. La componente fondamentale del segnale di ingresso in tensione efficace è

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misurata su un intervallo di tempo di 10 periodi per sistemi di potenza a 50 Hz o su un intervallo di tempo di 12 periodi per sistemi di potenza a 60 Hz. Durante le condizioni di squilibrio, oltre alla componente di sequenza diretta, è presente anche almeno uno dei seguenti componenti: componente di sequenza inversa u2 e/o componente di sequenza omopolare u0. Le componenti di sequenza inversa u2 e di sequenza omopolare u0 sono valutate con il seguente rapporto, espresso in termini percentuali:

%100

%100

0

2

×=

×=

direttasequenzaomopolaresequenzau

direttasequenzainversasequenzau

Quando viene applicata all’ingresso una tensione alternata che soddisfa alle condizioni di requisiti di cui allo “Stato di prova 1” (vedi Parte IV), eccetto per uno squilibrio di sequenza inversa e sequenza omopolare compreso nell’intervallo tra 1% e 5% di Udin, allora lo strumento deve presentare una incertezza inferiore allo ±0,15% sia per la sequenza inversa che per la sequenza omopolare. Per esempio, uno strumento presentato con una sequenza inversa dell’1%, deve fornire una lettura x tale che 0,85% ≤ x ≤ 1,15 %. Le prove di immunità si effettuano solo su apparecchiature trifase. La tensione trifase di prova deve avere frequenza di rete, con un piccolo contenuto armonico e uno specifico fattore di dissimmetria (2%). Un tipico generatore di prova è l’autotrasformatore trifase con singole uscite regolabili.

1.2.6 Fluttuazioni della tensione e flicker In un impianto elettrico si generano sovente variazioni rapide e ripetitive della tensione dovute all'inserzione e al distacco dei carichi. In particolare, alcuni tipi di utilizzatori, quali forni ad arco e saldatrici, assorbono corrente in modo irregolare e variabile nell'ambito del loro ciclo di funzionamento dando luogo al fenomeno del flicker (in italiano sfarfallamento). Il fenomeno del flicker, venne messo in relazione alle modulazioni di ampiezza della tensione di rete dovute all’inserzione e al distacco di carichi. Ciò è dovuto alla combinazione di alte correnti di picco e di basso fattore di potenza durante la partenza. Un’altra possibile sorgente di flicker è l’inserimento di condensatori per correggere il fattore di potenza. Il fenomeno del flicker può essere visibile, come effetto fisiologico, come un fastidioso sfarfallio del flusso luminoso delle comuni lampade di illuminazione. La visibilità di tali oscillazioni dipende dal tipo di lampada, dall’ampiezza e dalla frequenza delle interarmoniche. Nel caso di lampade ad incandescenza, solo interarmoniche con frequenze 20 Hz< <80 Hz possono causare flicker, poiché interarmoniche ad alta frequenza producono oscillazioni del valore RMS della tensione attenuate dalla costante di tempo della lampada. Le lampade fluorescenti con reattori induttivi o capacitivi formano un circuito non-lineare, attraverso il quale, le interarmoniche con frequenze maggiori di 100 Hz sono trasformate in modo da dar luogo a modulazioni dell’ampiezza del flusso luminoso a bassa frequenza e quindi visibili dall’occhio umano. Rilievi sperimentali con osservatori umani hanno confermato le ipotesi teoriche.

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Fig. 1.12: Fluttuazione sinusoidale di tensione di ampiezza %20=

ΔUU e ampiezza e di frequenza 12 Hz

Poiché in genere le fluttuazioni di tensione provocate da carichi disturbanti hanno caratteristiche variabili nel tempo, per una valutazione oggettiva del fenomeno è necessario fissare un periodo di osservazione significativo, valutando in modo statistico l'andamento del fenomeno nell'ambito del periodo prescelto. Le fluttuazioni di tensioni sono definite come variazioni del valore efficace della tensione di alimentazione nel normale funzionamento della rete. Tale variazione si mantiene entro il 10% della tensione nominale Un. Le fluttuazioni della tensione nelle reti BT sono prodotte dai carichi fluttuanti, dal funzionamento di variatori di rapporto di trasformatori, dalle regolazioni funzionali del sistema di alimentazione o dell’apparecchiatura ad essa collegata. In condizioni normali le fluttuazioni di tensione sono contenute all’interno del 3% di Un, però sono possibili anche fluttuazioni maggiori di tale limite (8%) solo per poche decine di secondi. Le fluttuazioni di tensione nelle reti BT possono provocare instabilità della sensazione visiva, questo fenomeno è detto light flicker. La base per la valutazione del flicker è la variazione della tensione ai morsetti dell’apparecchiatura in prova (EUT) misurata in istanti diversi : U=U(t1)-U(t2). La severità può essere misurata sia a breve (10min, Pst) che a lungo periodo (2 ore, Plt). Può essere contato il numero o la percentuale di valori, che vanno a superare il valore contrattuale durante l’intervallo di misura, oppure possono essere confrontati un valore settimanale con probabilità 99% per il Pst o un valore settimanale con probabilità 95% per il Plt con i valori contrattuali. I limiti delle fluttuazioni di tensione e dei flicker si applicano ai morsetti di alimentazione dell’EUT, misurati in condizioni di prova. I limiti che si applicano sono i seguenti: • il valore di Pst non dovrà essere maggiore di 1,0; • il valore di Plt non dovrà essere maggiore di 0,65; • la variazione relativa di tensione in condizioni normali, dc, non dovrà superare il 3%; • la massima variazione relativa di tensione, dmax, non dovrà superare il 4%; • il valore della variazione di tensione nel tempo, d(t), durante una variazione di tensione

non dovrà superare il 3% per più di 200 ms. Il flicker si misura col flickermetro.

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Allo scopo di verificare l’immunità delle apparecchiature suscettibili alle fluttuazioni della tensione della rete di alimentazione e flicker, si sovrappone alla tensione di rete una tensione a gradino ripetitivo. Tale effetto produrrà all’ingresso dell’EUT una fluttuazione di tensione. Un tipico circuito per l’allestimento di un generatore di prova, adoperato anche per i buchi di tensioni, è riportato in figura 1.13.

Voltmetro eoneAlimentazi d

pioOscillosco cTrigger b

eRegolazion a

Figura 1.13 Schema di massima di un generatore per la prova delle fluttuazioni di tensione. L’incertezza ΔU, relativa alle fluttuazioni di tensione, non deve essere superiore a ± 0,1% della tensione dichiarata.

1.2.7 Disturbi transitori Il termine transitorio è stato utilizzato a lungo nell'analisi dei sistemi di potenza per indicare un evento che, pur se indesiderabile, è momentaneo in natura. Le accezioni del termine “transitorio” nella pratica comune sono in ogni caso molto ampie e possono indurre a spiacevoli equivoci, soprattutto nell’analisi dei fenomeni legati alla qualità dell’energia; in tale ambito è opportuno specificare con maggiore dettaglio i fenomeni ai quali ci si riferisce. A tal fine è opportuno dapprima classificare i fenomeni transitori in due categorie:

• transitori di tipo impulsivo; • transitori di tipo oscillatorio.

Un transitorio di tipo impulsivo è un’improvvisa variazione a frequenza diversa da quella di esercizio della tensione o della corrente, o di entrambi; tale variazione è sempre di un’unica polarità. I transitori di tipo impulsivo sono caratterizzati normalmente dal tempo di salita e di decadimento (tali valori possono anche dedursi dal contenuto spettrale ).

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La causa più comune di transitori impulsivi è il fenomeno della fulminazione. A causa delle alte frequenze coinvolte, la forma dei transitori di tipo impulsivo può modificarsi rapidamente; inoltre in funzione dei valori dei componenti del sistema e del punto di osservazione del fenomeno può avere caratteristiche significativamente diverse. A causa delle alte frequenze presenti nel fenomeno si ha una notevole attenuazione durante la propagazione attraverso la rete, cosicché quelli che si verificano vicino al punto in esame saranno molto più consistenti di quelli originati lontano. I dispositivi di protezione sulla rete assicurano che le sovratensioni siano generalmente mantenute ad un livello di sicurezza e la maggior parte dei problemi sorge perché la fonte del transitorio è vicina o interna all’installazione. Il danno che ne risulta può essere istantaneo, come un guasto catastrofico di un impianto elettrico, di apparecchiature, o la perdita di dati nei computer oppure lungo il cablaggio della rete, o ancora si può manifestare poco alla volta danneggiando via via i materiali d’isolamento fino al guasto catastrofico. Si devono considerare il costo di sostituzione dell’apparecchiatura danneggiata ed il costo della fermata. I transitori impulsivi possono eccitare la frequenza di risonanza dei circuiti del sistema e dar luogo a transitori di tipo oscillatorio. Un transitorio di tipo oscillatorio è un’improvvisa variazione di tipo bipolare, a frequenza diversa da quella di esercizio del sistema, del valore della tensione o della corrente, o di entrambi. Un transitorio di tipo oscillatorio si manifesta nella variazione istantanea dei valori di tensione o di corrente con polarità rapidamente variabile. È caratterizzato dal contenuto spettrale della grandezza che subisce il transitorio, dalla sua durata e dall’ampiezza. I transitori di tipo oscillatorio con una frequenza fondamentale maggiore di 500 kHz e con una durata tipica misurata in microsecondi (o alcuni periodi della frequenza fondamentale) sono considerati transitori di tipo oscillatorio ad alta frequenza. Questi transitori sono spesso la risposta di una sezione del sistema ad un transitorio impulsivo. Un transitorio con una frequenza fondamentale tra 5 e 500 kHz e con durata dell’ordine di decine di microsecondi (o in alcuni periodi della frequenza fondamentale) è definito un transitorio di media frequenza. Un transitorio con una frequenza fondamentale di valore inferiore a 5 kHz e con una durata da 0.3 ms a 50 ms, è classificato come un transitorio di bassa frequenza. Questa categoria di fenomeni è frequente nei sistemi di subtrasmissione ed in quelli di distribuzione, ed è causata da eventi di diverso genere. La causa più frequente è l’inserzione di banchi di condensatori, che tipicamente determina un transitorio di tipo oscillatorio sulla tensione con una frequenza principale tra 300 e 900 Hz.

1.2.8 Variazione della frequenza di rete Per la maggior parte delle reti pubbliche di alimentazione, normalmente la frequenza non varia più di 1Hz attorno al suo valore nominale. Questo dipende principalmente dalle dimensione totali dei sistemi interconnessi in modo sincrono. Per alcune apparecchiature è importante non tanto la variazione della frequenza bensì la sua velocità di variazione. Gli effetti delle variazioni della frequenza di rete su apparecchiature sono generalmente di tipo istantaneo, come: errori di misura, perdita di sincronismo, ecc. Poiché la frequenza di rete in sistemi interconnessi varia soltanto in una banda molto stretta attorno al valore della frequenza nominale (50-60Hz), la prova d’immunità si applica solo in casi speciali, come ad esempio: apparecchiature che devono operare in presenza di grandi variazioni di frequenza; apparecchiature che devono essere installate in piccole reti isolate.

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L’apparecchiatura in prova viene alimentata da un generatore che può variare la sua frequenza in uscita. Per la prova possono essere usati diversi tipi di generatori a frequenza di rete: amplificatori di potenza, convertitori di frequenza, gruppo generatore; a patto che la tensione in uscita non abbia un elevato contenuto di armoniche. Per alcune apparecchiature, la velocità di variazione della frequenza e la durata di tale variazione, possono influenzare i risultati della prova, perciò queste dovrebbero essere specificate dai relativi comitati di prodotto. Per effettuare misure della frequenza di rete, la lettura deve essere presa ogni 10s. Poiché la frequenza industriale può non essere esattamente 50 Hz o 60 Hz durante l’intervallo di tempo d’orologio di 10s, il numero di periodi può non essere un numero intero. Prima di ogni valutazione le armoniche e le interarmoniche devono essere attenuate per evitare gli effetti dei passaggi multipli per lo zero. Gli intervalli temporali di misura non si devono sovrapporre. Ciascun intervallo deve iniziare su un tempo assoluto d’orologio di 10s, ± 20ms per 50Hz o ± 16,7ms per 60Hz. Nella gamma delle grandezze di influenza l’incertezza di misura ∆f non deve essere superiore a ±0,01Hz.

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1.3. Analisi normativa per la misura degli indici di qualità delle grandezze di rete

1.3.1 Introduzione Gli indici di qualità conseguenti ai disturbi che possono alterare la qualità della fornitura elettrica vanno correttamente misurati al fine di una corretta valutazione dei loro possibile effetti e di una determinazione delle responsabilità. La normativa CEI EN 61000 affronta il tema della compatibilità elettromagnetica ed è così strutturata:

• Parte 2 = Ambiente • Parte 3 = Limiti • Parte 4 = Tecniche di prova e di misura • Parte 5 = Guida di installazione e di mitigazione

Nella presente ricerca si è partiti dalla norma 61000-4-30 “Metodi di misura della qualità della potenza” che è una norma generale e definisce i metodi di misura dei parametri della qualità. Tale norma per i problemi attinenti le armoniche e le interarmoniche rimanda alla 61000-4-7 “Guida generale per le misure di armoniche e interarmoniche e relativa strumentazione, applicabile alle reti di alimentazione ed agli apparecchi ad esse connessi”. Inoltre per tali parametri vengono espressi i limiti di emissione dalla norma 61000-3-2 “Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso ≤ 16 A per fase)” . Così avviene anche per i disturbi da flicker, per i quali si rimanda alla norma 61000-4-15 “Flickermetro - Specifiche funzionali e di progetto”, i cui limiti sono espressi nella 61000-3-3 “Limitazione delle fluttuazioni di tensione e del flicker in sistemi di alimentazione in bassa tensione per apparecchiature con corrente nominale ≤ 16 A”. Nello studio normativo si è partiti quindi dalla CEI EN 61000-4-30 . Tale norma definisce i metodi di misura e di interpretazione dei risultati per i parametri della qualità della potenza nei sistemi di alimentazione a corrente alternata a 50/60 Hz. Vengono descritti metodi di misura per ogni tipo di parametro di interesse, che permettano di ottenere risultati attendibili, ripetibili e comparabili indipendentemente dallo strumento utilizzato, conforme alla presente norma, e indipendentemente dalle condizioni ambientali durante la misura. I parametri della qualità della potenza considerati in questa norma sono :

• frequenza industriale • ampiezza della tensione di alimentazione • flicker • buchi e sovraelevazioni della tensione di alimentazione • interruzioni di tensione • squilibrio della tensione di alimentazione • armoniche di tensione • interarmoniche di tensione • tensione di segnale sulla tensione di alimentazione • variazioni di tensioni rapide

In relazione allo scopo della misura, essa può essere prevista per un sottoinsieme dei fenomeni elencati o per la sua totalità. Questa Norma fornisce i metodi di misura, ma non stabilisce le soglie.

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La 61000-4-30 fornisce una serie di utili definizioni tra cui quella di power quality : “Caratteristica dell’elettricità in un dato punto di un sistema elettrico, valutata a fronte di una serie di parametri tecnici di riferimento” (Questi parametri possono, in alcuni casi, essere in relazione alla compatibilità tra l’energia fornita in una rete e i carichi connessi a tale rete).

Per ciascun parametro misurato vengono definite due classi di prestazione di misura. La prima (Prestazione di Classe A) viene usata quando sono necessarie misure precise, per esempio per applicazioni contrattuali, per verificare la conformità con le norme, per dirimere controversie, ecc.. Tutte le misure di un parametro effettuate con due differenti strumenti conformi alle specifiche della Classe A, se riferite agli stessi segnali, forniranno risultati coincidenti nell’ambito dell’incertezza specificata. La seconda (Prestazione di Classe B) può essere usata per indagini statistiche, per interventi volti a risolvere problemi e per altre applicazioni per le quali non sono richiesti bassi livelli di incertezza. Per quanto riguarda l’organizzazione delle misure si riporta lo schema pubblicato all’interno della norma stessa:

Figura 1.14 Schema logiche delle procedure di misura secondo la Norma 61000-4-30 In questa norma la parte normativa non considera i trasduttori di misura e la loro incertezza associata. L’intervallo temporale di misura base per l’ampiezza dei parametri (tensione di alimentazione, armoniche, interarmoniche e squilibrio) deve essere pari a 10 periodi per i sistemi di potenza a 50 Hz o 12 periodi per i sistemi di potenza a 60 Hz. Gli intervalli temporali di misura vengono aggregati su 3 diversi intervalli temporali. Gli intervalli temporali di aggregazione sono:

• un intervallo di 3 s (150 periodi per 50 Hz nominale e 180 periodi per 60 Hz nominale),

• un intervallo di 10 min, • un intervallo di 2 h.

Le aggregazioni vengono eseguite usando la radice quadrata della media aritmetica dei valori di ingresso al quadrato. . Per ogni parametro della qualità della potenza (elencati in precedenza) tale norma indica come effettuare la misura e il grado di incertezza associato.

1.3.2 Frequenza industriale Misura La lettura della frequenza deve essere ottenuta ogni 10-s. Poiché la frequenza industriale può non essere esattamente 50 Hz o 60 Hz durante l’intervallo di tempo d’orologio di 10-s, il numero di periodi può non essere un numero intero. L’uscita in frequenza fondamentale è il rapporto tra il numero di periodi interi contati durante l’intervallo di tempo d’orologio di 10-s e la durata complessiva dei periodi interi. Prima di ogni valutazione le armoniche e le interarmoniche devono essere attenuate per evitare gli effetti dei passaggi multipli per lo zero. Gli intervalli temporali di misura non si devono sovrapporre. I singoli periodi che si

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sovrappongono nell’intervallo di tempo d’orologio di 10-s non vengono presi in considerazione. Ciascun intervallo di 10-s deve iniziare su un tempo assoluto d’orologio di 10-s, ± 20 ms per 50 Hz o ± 16,7 ms per 60 Hz. Incertezza della misura Nella gamma delle grandezze di influenza e nelle condizioni descritte nella Norma, l’incertezza di misura ∆f non deve essere superiore a ± 0,01 Hz.

1.3.2 Ampiezza della tensione di alimentazione Misura Deve essere misurato il valore efficace della tensione in un intervallo temporale di 10 periodi per i sistemi a 50 Hz o in un intervallo temporale di 12 periodi per i sistemi a 60 Hz. Ogni intervallo di 10/12 periodi deve essere contiguo, e non sovrapposto, agli intervalli di 10/12 periodi adiacenti. Incertezza di misura Nella gamma delle condizioni delle grandezze di influenza descritte in 6.1, l’incertezza di misura ∆U non deve essere superiore a ± 0,1 % di Udin.

1.3.4 Flicker Si applica la IEC 61000-4-15 di cui si parlerà in seguito (cfr par ).

1.3.5 Buchi e sovraelevazioni della tensione di alimentazione Misure di base La misura di base di un buco e di una sopraelevazione di tensione sarà la Urms(1/2) su ciascun canale di misura. Individuazione di un buco di tensione La soglia del buco è una percentuale di Udin o della tensione di riferimento mobile, Usr. L’utilizzatore deve dichiarare la tensione di riferimento in uso. Nei sistemi monofase un buco di tensione inizia quando la tensione Urms(1/2) scende al di sotto della soglia di buco e finisce quando la tensione Urms(1/2) è uguale o superiore alla soglia di buco più la tensione di isteresi. Nei sistemi polifase un buco inizia quando la tensione Urms(1/2) di uno o più canali è al di sotto della soglia di buco e finisce quando la tensione Urms(1/2) su tutti i canali di misura è uguale o superiore alla soglia di buco più la tensione di isteresi. La soglia di buco e la tensione di isteresi sono entrambe impostate dall’utilizzatore secondo l’uso. Valutazione di un buco di tensione Un buco di tensione è caratterizzato da una coppia di dati, la tensione residua (Ures) o la profondità e la durata:

• la tensione residua è il più basso valore Urms(1/2) misurato su ogni canale durante il buco;

• la profondità è la differenza tra la tensione di riferimento (Udin o Usr) e la tensione residua. Essa è generalmente espressa in percento della tensione di riferimento;

• la durata di un buco di tensione è la differenza di tempo tra l’inizio e la fine del buco di tensione.

Individuazione di una sovraelevazione di tensione La soglia della sovraelevazione è una percentuale di Udin o della tensione di riferimento mobile, Usr . L’utilizzatore deve dichiarare la tensione di riferimento in uso.

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Nei sistemi monofase una sovraelevazione di tensione inizia quando la tensione Urms(1/2) sale al di sopra della soglia di sopraelevazione e finisce quando la tensione Urms(1/2) è uguale o inferiore alla soglia di sopraelevazione meno la tensione di isteresi. Nei sistemi polifase una sovraelevazione inizia quando la tensione Urms(1/2) di uno o più canali è al di sopra della soglia di sovraelevazione e finisce quando la tensione Urms(1/2) su tutti i canali di misura è uguale o inferiore alla soglia di sopraelevazione meno la tensione di isteresi. La soglia di sovraelevazione e la tensione di isteresi sono entrambe impostate dall’utilizzatore secondo l’uso. Valutazione di una sovraelevazione di tensione Una sovraelevazione di tensione è caratterizzata da una coppia di dati, l’ampiezza massima della tensione di sovraelevazione e la durata:

• l’ampiezza massima della tensione di sopraelevazione è il più alto valore Urms(1/2) misurato su ogni canale durante la sovraelevazione;

• la durata di una sovraelevazione di tensione è la differenza di tempo tra l’inizio e e la fine della sovraelevazione di tensione. Incertezza di misura dell’ampiezza della tensione residua e della tensione di sopraelevazione L’incertezza di misura ∆U non deve essere superiore a ± 0,2 % di Udin. Incertezza di misura della durata L’incertezza della durata di un buco o di una sovraelevazione è uguale all’incertezza dell’inizio del buco o della sovraelevazione (mezzo periodo) più l’incertezza della conclusione del buco o della sovraelevazione (mezzo periodo).

1.3.6 Interruzioni di tensione Misura di base La misura di base di una interruzione di tensione deve essere la Urms(1/2) su ciascun canale di misura. Valutazione di una interruzione di tensione

• Nei sistemi monofase, una interruzione di tensione inizia quando la tensione Urms(1/2) cade al di sotto della soglia di interruzione di tensione e finisce quando il valore Urms(1/2) è uguale o maggiore della soglia di interruzione di tensione più l’isteresi.

• Nei sistemi polifase, una interruzione di tensione incomincia quando le tensioni Urms(1/2) di tutti i canali cadono al di sotto della soglia di interruzione di tensione e finisce quando la tensione Urms(1/2) su ogni canale è uguale o maggiore della soglia di interruzione di tensione più l’isteresi.

La soglia di interruzione di tensione e la tensione più l’isteresi sono entrambe stabilite dall’utilizzatore a seconda dell’uso. La soglia di interruzione di tensione non deve essere stabilita al di sotto dell’incertezza della misura della tensione residua più il valore dell’isteresi. Tipicamente, l’isteresi è uguale al 2% di Udin. La soglia di interruzione di tensione può, per esempio, essere stabilita al 5% di Udin. La durata di una interruzione di tensione è l’intervallo di tempo tra l’inizio e la fine dell’interruzione di tensione. Incertezza della misura della durata Per le Classi A e B l’incertezza della misura della durata è minore di 2 periodi nel limite d’autonomia specificato per la sorgente ausiliaria di alimentazione dell’orologio.

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1.3.7 Dissimmetria della tensione di alimentazione Misura Lo squilibrio della tensione di alimentazione è valutato usando il metodo dei componenti simmetrici. Durante condizioni di squilibrio, oltre al componente di sequenza diretta, è presente anche almeno uno dei seguenti componenti: componente di sequenza inversa u2 e/o componente di sequenza omeopolare u0. La componente fondamentale del segnale di ingresso in tensione efficace è misurata su un intervallo di tempo di 10 periodi per i sistemi di potenza a 50 Hz o su un intervallo di tempo di 12 periodi per i sistemi di potenza a 60 Hz. Il componente di sequenza inversa u2 è valutato con il seguente rapporto, espresso in termini percentuali:

Per i sistemi trifase, questo può essere scritto (essendo Uij fund = tensione fondamentale tra le fasi i e j):

Il componente di sequenza omopolare u0 è valutato dall’ampiezza del seguente rapporto, espresso in termini percentuali:

Incertezza di misura Quando viene applicata all’ingresso una tensione alternata che soddisfa alle condizioni di requisiti di cui allo “Stato di prova 1” (vedi Tabella 3), eccetto per uno squilibrio di sequenza inversa e sequenza omopolare compreso nell’intervallo tra 1% e 5% di Udin, allora lo strumento deve presentare una incertezza inferiore allo ±0,15% sia per la sequenza inversa che per la sequenza omopolare. Per esempio, uno strumento presentato con una sequenza inversa dell’1%, deve fornire una lettura x tale che 0,85% ≤ x ≤ 1,15 %.

1.3.8 Armoniche di tensione Si applica la IEC 61000-4-7:2002,

1.3.9 Interarmoniche di tensione Si applica la IEC 61000-4-7:2002,

1.3.10 Tensione di segnale sulla tensione di alimentazione Misura Questo metodo deve essere usato per frequenze di segnale al di sotto di 3 kHz. Per frequenze di segnale sulla rete superiori a 3 kHz, ci si riferisce alla IEC 61000-3-8. Questo metodo verifica il livello della tensione di segnale per una frequenza portante nota. Lo scopo di questo metodo è di verificare il livello della tensione di segnale, e non di diagnosticare difficoltà di trasmissione di segnali sulla rete. La misura della tensione di segnale sulla rete deve essere basata su:

• in valore efficace, il bin interarmonico corrispondente su 10/12 periodi;

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• il valore efficace su 10/12 periodi dei quattro bin interarmonici più vicini (per esempio, un segnale di telecomando centralizzato a 316,67 Hz su una rete a 50 Hz deve essere approssimato dal valore efficace dei bin a 310 Hz, 315 Hz, 320 Hz e 325 Hz, forniti dalla FFT eseguita su un intervallo di tempo di 10 periodi).

L’inizio di una emissione di segnale deve essere individuato quando il valore misurato dell’interarmonica interessata supera una soglia. I valori misurati vengono registrati durante un periodo di tempo specificato dall’utilizzatore, allo scopo di fornire il livello e la sequenza della tensione di segnale. L’utilizzatore deve scegliere una soglia di individuazione al di sopra dello 0,1% di Udin come pure la lunghezza del periodo di registrazione fino a 120 s. Incertezza di misura Nell’intervallo delle grandezze di influenza descritte in 6.1, l’incertezza di misura non deve superare il 7% della lettura.

1.3.11 Misura dei parametri di sottodeviazione e di sovradeviazione Il valore efficace su 10/12 periodi Udin può essere usato per determinare i parametri di sottodeviazione e di sovradeviazione in percento di Udin. La sottodeviazione Uunder e la sovradeviazione Uover vengono determinati con le equazioni :

Sui sistemi monofase vi è un solo valore di determinazione di sottodeviazione e di sovradeviazione. Sui sistemi trifase a tre fili vi sono tre valori per ciascun intervallo e sei per i sistemi a quattro fili.

1.3.12 Intervallo delle grandezze di influenza e verifica dell’implementazione

La misura di una specifica caratteristica può essere influenzata negativamente dall’applicazione di un’influenza disturbante (grandezza di influenza) sul segnale di ingresso elettrico, per esempio, la misura dello squilibrio della tensione di alimentazione può essere negativamente influenzata se la forma d’onda della tensione è allo stesso tempo soggetta a un disturbo armonico. Il risultato della misura di un parametro deve essere entro l’incertezza specificata dalla norma quando tutti gli altri parametri sono entro l’intervallo di variazione dato nella prossima Tabella:

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L’incertezza di uno strumento deve essere provata per ciascuna grandezza misurata nel modo seguente

• scegliere una grandezza misurata (per esempio, l’ampiezza della tensione efficace); • mantenendo tutte le altre grandezze nello stato di prova 1, verificare l’incertezza della

grandezza misurata da provare in 5 punti egualmente spaziati nell’intervallo della grandezza di influenza (per esempio, 0% di Udin, 50% di Udin, 150% di Udin, 200% di Udin, per la Classe A);

• mantenendo tutte le altre grandezze nello stato di prova 2, ripetere la prova; • mantenendo tutte le altre grandezze nello stato di prova 3, ripetere la prova.

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