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1 TERZA PARTE La terza parte di questa pubblicazione riporta esempi reali di reti e impianti caratterizzati da problematiche EMC. Ogni caso è descritto intrecciando la descrizione del problema esaminato con alcune specifiche informazioni tecniche ad esso relative. Per facilitare la comprensione del testo il percorso descrittivo sarà accompagnato da dati e figure. Non è presente però alcuna soluzione tecnica per ogni specifico problema, poiché non è intento della pubblicazione, ma saranno proposti brevi accenni o percorsi per risolverlo. Si riporteranno anche esempi di eventi EMC non necessariamente rilevati al punto della fornitura elettrica (PCC), ma occorsi nei punti di accoppiamento in impianto (IPC). Se è vero infatti che il tema della qualità dell Energia, secondo la norma EN 50160, è specifico per il punto di connessione con la rete del distributore, è altrettanto vero che i diversi fenomeni EMC trattati possono accadere nel cuore degli impianti, oppure localizzarsi su determinate apparecchiature elettriche. Alcuni di questi eventi sono rappresentativi di circostanze piuttosto singolari. Sul lato pratico e per ogni esempio riportato si ricorda che: esperienza e intuito del tecnico Q.E. possono circoscrivere la problematica EMC in un perimetro definito, delineando anche i punti dove posizionare la strumentazione di misura e validare subito le ipotesi; un buon tecnico Q.E., prima di improntare una campagna di misure, deve sempre raccogliere quanti più dati disponibili dal campo e richiedere la necessaria documentazione per interpretare la rete elettrica, senza trascurare le circostanze ove il fenomeno è accaduto (tipologia d industria, presenza di carichi non lineari ecc..). la strumentazione utilizzata per l analisi delle reti nei casi riportati, rispetta la norma EN , classe-a. 108 Schneider Electric

2 Sommario Terza parte 18. Esperienze e esperimenti... p Una cattiva fornitura elettrica in media tensione, ma non solo!... p Analisi rete di mt... p Misure del fattore di potenza al pcc... p Analisi distribuzione di bt, qe-1... p Analisi distribuzione di bt, qe-2... p Esempio di una condizione di risonanza parallela... p effetto del funzionamento di un filtro armonico passivo del v ordine in una distribuzione elettrica; esempio di verifica funzionale del filtro... p Una distribuzione elettrica troppo rifasata: errore progettuale o di concetto?... p Due casi nel merito del fattore di potenza ma, nulla si crea, nulla si distrugge!... p Spike di corrente killer in un isp (internet service provider)!... p Qualità dell energia e efficienza energetica: ordine incontrovertibile... p Può l uomo influire sulla qualità dell energia?... p Rilevatore di corrente omopolare, protezione direzionale di terra e scatti intempestivi... p Guasti ripetuti a un variatore di velocità (vsd)... p Un filtro passivo naturale: sgradito però!... p Fonti rinnovabili e ambiti emc... p Campo magnetico e correnti indotte... p 163 Prospettive!... p 167 Schneider Electric 109

3 18. Esperienze e esperimenti 18.1 Una cattiva fornitura elettrica in media tensione, ma non solo! Nel seguente esempio, si esegue una campagna di misure presso una cabina di trasformazione da media a bassa tensione (MT/BT), per evidenziare la presenza di problematiche EMC sulla distribuzione elettrica di una società che opera nel settore metallurgico. Le misure effettuate sono mirate alla ricerca delle causa dei continui disservizi della fornitura elettrica, ma anche del frequente spegnimento di alcune apparecchiature di BT, utilizzate nei processi industriali. La campagna di misure sarà poi estesa alla rete di bassa tensione che, come si vedrà, mostrerà al tecnico Q.E. altri aspetti EMC trattati dalla pubblicazione. Saranno quindi monitorate le grandezze elettriche fondamentali, valutando anche i trend dei tassi di distorsione armonica di corrente e di tensione. La distribuzione di MT a 15kV è così composta: una cabina elettrica di ricezione; una cabina elettrica di trasformazione composta di una cella di arrivo e due partenze trasformatore. Si riporta, in figura 18.1a, lo schema elettrico della cabina di trasformazione da media a bassa tensione. Figura 18.1a: Schema elettrico della cabina elettrica di trasformazione La trasformazione della tensione elettrica a 400V avviene per mezzo di n 2 trasformatori MT/BT da 2000kVA. Il trasformatore TR-2 presenta un doppio secondario e il sistema di distribuzione è di tipo isolato (IT). La rete di distribuzione di BT è costituita da: n 2 Power-Center (QE-1 e QE-2) 110 Schneider Electric

4 Il QE-1 alimenta tutti i servizi della società (uffici, personal computer, illuminazione ecc...) e le apparecchiature elettriche utilizzate nel reparto lavorazione (compressori, ventilatori, blindo, FEM ecc ). Dal QE-2 si derivano invece le linee di potenza e dei servizi ausiliari per il funzionamento dei forni elettrici a induzione e delle presse industriali. Si riportano, nelle figure 18.1b e 18.1c, gli schemi elettrici dei due Power Center. Figura 18.1b: Schema elettrico della distribuzione di BT QE-1 Figura 18.1c: Schema elettrico della distribuzione di BT QE-2 (sistema con doppio secondario e distribuzione di tipo IT) Analisi rete di MT Dall analisi degli eventi registrati dopo un periodo di monitoraggio di un mese al punto di fornitura pubblico dell azienda (PCC), è apparso un evidente problema di Qualità dell Energia elettrica fornita. Si sono, infatti, registrati diversi eventi attribuibili a uno spostamento del centro stella di riferimento delle tensioni di fase che, per la rete di distribuzione isolata di MT, significano perdita d isolamento verso terra, oppure, nei casi estremi, guasto a terra. Non tutte le perturbazioni registrate hanno poi provocato guasti sulla rete dell utente, ma l innumerevole presenza di tali fenomeni può essere indice di problematiche EMC sulla rete di distribuzione del distributore. Schneider Electric 111

5 Si riportano, nelle figure a. e b, le registrazioni di un evento monitorato: in esso è evidente un guasto a terra della fase L 2 (in rosso) con la logica conseguenza dell approssimarsi delle tensioni stellate V 10 e V 30 (in blu e in verde) al valore delle tensioni concatenate. Figure a e b: Oscilloperturbografia del guasto monofase a terra e comportamento rms delle tensioni di fase: V 10 - V 20 - V 30 La tenuta del valore efficace delle tensioni concatenate presuppone che il guasto si sia verificato su una distribuzione radiale a media tensione adiacente alla distribuzione dell utente o comunque derivata dalla stessa sottostazione di trasformazione AT/MT del gestore. Le tensioni concatenate hanno, infatti, subito un minimo abbassamento del loro modulo. Vedi figure c e d. Figure c e d: Oscilloperturbografia della fase guasta L 2, comportamento e trend rms delle tensioni concatenate 112 Schneider Electric

6 Ben diverso è invece l esito dell evento descritto nella figura e, dove si è assistito a una interruzione molto breve di MT (VSI), che ha portato a un fuori servizio totale dello stabilimento. Dalla registrazione del relè di protezione, la presenza di una tensione omopolare (V 0 ) (in verde sul grafico), per una durata di oltre 700ms già prima dell evento e di un impercettibile circolazione di una corrente omopolare (I 0 ) sull impianto della società monitorata (l esiguo contributo capacitivo al guasto dei cavi a media tensione della rete utente), fanno attribuire l evento a un guasto verificatosi sulla rete MT del distributore. Figura e: Oscilloperturbografia evento (dal relè di protezione) Ad avvalorare la tesi, si riportano le catture grafiche dall analizzatore di rete utilizzato nel monitoraggio elettrico (figure f e g). Si osservino, in successione cronologica, il guasto a terra della fase L 3 (in verde sul grafico), la conseguente tendenza al valore concatenato delle tensioni V 10 e V 20 (in blu e in rosso), la breve interruzione operata dal distributore per estinguere il guasto e la successiva richiusura della rete. Figure f e g: Oscilloperturbografia evento e comportamento rms delle tensioni di fase: V 10 - V 20 - V 30 Le dinamiche dei guasti appena descritti riconducono all esempio fatto nel capitolo 15.4 nel merito della breve e lunga interruzione elettrica. Schneider Electric 113

7 La figura h riporta la sequenza di ripristino post evento della rete utente, con la richiusura automatica e temporizzata dei trasformatori di potenza TR-1 e TR-2. Per semplicità è riportato il trend medio rms delle tensioni e delle correnti misurate al PCC. Figura h: Sequenza programmata di richiusura dei trasformatori L analisi dei dati acquisiti al PCC denota anche la presenza di una sovratensione transitoria meritevole di una descrizione tecnica. L evento EMC di figura i coincide infatti con un assorbimento anomalo di corrente dei trasformatori TR-1 e TR-2, in funzione pressoché senza carico elettrico (funzionamento a vuoto). Il valore della corrente I 1 ha assunto il valore massimo di 38A p, mentre la sovratensione transitoria, il cui valore differenziale massimo misurato sulla fase L 1 è di 7348V, ha una durata di circa 2ms. 114 Schneider Electric

8 Figura i: Sovratensione transitoria trifase: V 10 - V 20 - V 30 ; l 1 - l 2 - l 3 Questo fenomeno rientra nella casistica delle sovratensioni transitorie, innescate da una manovra operata sulla rete del distributore. Poiché, successivamente all evento, si assiste a un aumento della tensione concatenata di circa 275V, vedi figura l, è ipotizzabile l inserzione di una batteria di condensatori per la correzione del fattore di potenza. La frequenza di oscillazione della corrente coincide con la frequenza delle oscillazioni libere (formula ) e rappresenta lo scambio di energia reattiva tra la capacità del banco di rifasamento e l induttanza dei trasformatori. Manovre di questo tipo accadono spesso sulle reti di MT. Bisogna però assicurarsi che le pericolose sovratensioni transitorie che si generano, non superino i livelli d immunità delle apparecchiature installate. Figura l: Oscilloperturbografia della sovratensione transitoria (fase-l 1 ) e trend rms delle tensioni concatenate Schneider Electric 115

9 In tabella a sono riportate tutte le perturbazioni mensili registrate dall analizzatore di rete e le problematiche occorse alla rete utente. DATA ORA EVENTO PROFONDITÀ (% V) VENERDI MARTEDI VENERDI LUNEDI MARTEDI GIOVEDI VENERDI LUNEDI DURATA NOTE Buco di tensione trifase - 16% ms Nessun problema occorso Buco di tensione trifase % 70 ms Parziale distacco carichi. Perdita di carico per circa: - 495kW Breve interruzione (VSI) Breve interruzione (VSI) Breve interruzione (VSI) Breve interruzione (VSI) - 100% 500 ms Fuori servizio generale. Presenza di una V 0 precedente alla breve interruzione % 500 ms Fuori servizio generale. Presenza di una V 0 precedente alla breve interruzione % 500 ms Fuori servizio generale. Presenza di una V 0 precedente alla breve interruzione - 100% 500 ms Fuori servizio generale. Presenza di una V 0 precedente alla breve interruzione - 58 % 99 ms Parziale distacco carichi. Perdita di carico per circa: % 57 ms Nessun problema occorso Buco di tensione fasi: V 2 e V 3-731kW Buco di tensione fasi: V 1 e V Buco di tensione trifase % 140 ms Nessun problema occorso Breve interruzione (VSI) - 100% 500 ms Fuori servizio generale. Presenza di una V 0 precedente alla breve interruzione Buco di tensione trifase % 112 ms Nessun problema occorso Buco di tensione trifase % 113 ms Nessun problema occorso Buco di tensione trifase % 111 ms Nessun problema occorso Buco di tensione trifase % 380 ms Nessun problema occorso. Presenza di una V 0 per la durata del buco Buco di tensione trifase % s Nessun problema occorso. Presenza di una V 0 per la durata del buco Breve interruzione (VSI) Tabella a: Riepilogo eventi mensili occorsi sulla rete Utente - 100% 500 ms Fuori servizio generale. Presenza di una V 0 precedente alla breve interruzione Vista l elevata incidenza di problematiche elettromagnetiche, si possono confermare i sospetti di una cattiva Qualità dell Energia fornita dal distributore. La documentazione tecnica redatta dal tecnico Q.E., con l utilizzo dei dati acquisiti da un analizzatore di rete conforme alla classe-a della norma EN , sarà fruibile per un confronto con il distributore. Dal lato utente si renderà però necessario elevare il livello d immunità delle apparecchiature per desensibilizzarsi dalle perturbazioni della rete Misure del fattore di potenza al PCC Valutando i trend delle grandezze elettriche acquisite al punto della fornitura elettrica (PCC) durante la fase di monitoraggio, si è notato un altro aspetto meritevole di riflessione. Il fattore di potenza (PF) complessivo dell impianto nelle fasi di pieno carico è al di sotto del valore limite stabilito dal gestore della rete, invece, durante le fasi di basso carico non riportate nel grafico, il PF ha un valore fortemente negativo. La causa di questo fatto è imputabile a un probabile guasto al sistema di rifasamento per la correzione del PF, oppure a un errore di settaggio della centralina elettronica per l inserzione delle batterie di rifasamento sulla rete elettrica. In queste situazioni, è sempre consigliato associare alla valutazione EMC della rete anche una breve descrizione dell importanza di rifasare correttamente l impianto ( 15.13) ai fini di migliorarne l efficienza energetica e prestazionale. Con una potenza assorbita dall impianto di 1,82MW e tenendo in considerazione il limite minimo del fattore di potenza imposto dall ente distributore per non essere economicamente penalizzati (> 0,9), la potenza di un nuovo banco di rifasamento per raggiungere un PF di 0,98, è calcolata in 821KVAR (formula ). In figura a è rappresentato il trend del fattore di potenza (PF) dell impianto (linea gialla). 116 Schneider Electric

10 Figura a: Trend rms della potenza attiva, reattiva e del fattore di potenza rilevati al PCC Analisi distribuzione di BT, QE-1 Nella figura a è mostrato il trend rms della corrente elettrica assorbita dal carico, alimentato dal trasformatore TR-1. Il periodo di osservazione è di quattro giorni, di cui tre lavorativi. Figura a: Trend rms della corrente elettrica (QE-1) In esso si notano elevati spikes di corrente, cerchiati in rosso, precedenti l attività di lavoro mattutina e capaci di causare una caduta di tensione sulla distribuzione di bassa tensione del -7% per un tempo di circa 150/200ms. Schneider Electric 117

11 In termini assoluti, i valori di tensione residua per le tensioni concatenate e stellate sono rispettivamente di 364V e 210V ma, considerando che tali valori sono stati misurati dalla strumentazione sulla barratura principale del quadro elettrico QE-1 (con una potenza di cortocircuito più elevata), è ipotizzabile che le apparecchiature elettriche collegate sulle linee più lunghe, possano risentire di una variazione della tensione elettrica maggiore, per via di un impedenza più alta. Nel merito della propagazione dei disturbi tra i diversi livelli di tensione, parte dei frequenti buchi di tensione rilevati sulla linea di MT sono effettivamente propagati sulla rete di bassa tensione, causando seri problemi di Compatibilità Elettromagnetica. Nella colonna di destra della tabella a sono palesi due perdite di carico per effetto di quanto appena affermato. Anche il buco di tensione occorso sulla rete di MT e rappresentato in figura b, è un altra dimostrazione della propagazione dei fenomeni EMC; l effetto sulla rete di BT è mostrato in figura c. Tecnicamente, il buco di tensione sulla rete di MT (-15,6%), provoca una caduta di tensione (cdt) misurata sul quadro QE-1 del -20%. In questi casi uno dei compiti del tecnico Q.E. è quello di valutare il grado d immunità delle apparecchiature installate ai fini di renderle non suscettibili alla valutazione bidimensionale (tensione residua e durata) dei buchi di tensione. Figura b: Buco di tensione trifase su rete MT e trend rms delle tensioni elettriche concatenate e di fase Figura c: Buco di tensione trifase su rete BT, propagatosi dalla rete MT 118 Schneider Electric

12 Analisi distribuzione di BT, QE-2 La distribuzione elettrica del trasformatore TR-2 è adibita all alimentazione dei carichi elettromagneticamente più inquinanti (classe-3). La rete è di tipo isolata e l utilizzo del trasformatore di tipo Dy11-Dd0, che presenta un avvolgimento terziario cablato a triangolo, permette una forte compensazione delle armoniche di corrente del V e VII ordine. Il tasso di distorsione armonica della tensione (THD V %), misurato sul power center QE-2 è del 10% e la forma d onda della tensione, riportata in figura a, è fortemente distorta per la forte parzializzazione della corrente assorbita dai carichi non lineari. La presenza dei transitori di commutazione (Notches) è tipicamente causata dai ponti di conversione con tecnologia a 6 impulsi e può provocare disturbi di tipo radiato alle linee di bassa tensione o di segnalazione, se posizionate nei pressi dei circuiti di potenza. Figura a: Oscilloperturbografia della tensione elettrica sul QE-2 Il tecnico Q.E. verificherà che siano state attuate le disposizioni minime per evitare gli accoppiamenti elettromagnetici ad alta frequenza, controllando schermature, gradi di separazione fra i circuiti e la presenza di eventuali correnti parassite sui conduttori di protezione. La scelta di alimentare tutto il carico di potenza non lineare dello stabilimento mediante una distribuzione elettrica separata, è un modo per ridurre i rischi EMC. Schneider Electric 119

13 18.2 Esempio di una condizione di risonanza parallela Si schematizzano, in figura 18.2a, una linea di distribuzione costituita da un trasformatore elettrico, un carico non lineare VSD (variable speed drive) e un banco di rifasamento. Si riportano inoltre i parametri elettrici necessari per i calcoli matematici. Figura 18.2a: Rappresentazione unifilare di una distribuzione elettrica dove: T: Trasformatore ΔΥ, 15/0,4kV, 2000kVA, Vcc 8% V n : 400V, 50H z Q c : 540kVAR U: Variatore di velocità da 500kW, 722A F: Frequenza di rete di 50H z Dai dati riportati si ricava la reattanza X c, quindi la capacità (C) del banco di condensatori: Formula Formula Essendo la formula per il calcolo della risonanza elettrica e approssimando una resistenza (R) e una reattanza (X T ) del trasformatore da 2000kVA rispettivamente di 0,8mΩ e 6mΩ, si calcolano l induttanza del trasformatore e la frequenza di risonanza del sistema: Formula Formula La frequenza di risonanza parallela tra condensatore e trasformatore avverrà intorno al settimo rango armonico. Questo equivale a dire che l eventuale circolazione della corrente armonica di tale ordine, nel circuito di figura 18.2a, troverà un impedenza circuitale pressoché nulla e il suo valore sarà amplificato in correlazione al fattore di qualità (Q) del circuito, il quale dipende dalla reattanza, calcolata per il settimo ordine (X T-7 ) e dalla resistenza del circuito (R). La formula mostra il calcolo. 120 Schneider Electric

14 Formula L utenza (U) rappresentata in figura 18.2a è un variatore di velocità trifase con circuito di raddrizzamento a sei impulsi, cioè un generatore di corrente naturale del V e VII ordine armonico. Ipotizzando che la corrente armonica del VII ordine sia il 5% del totale della corrente assorbita dall utenza, si calcola il valore della corrente I RIS, dovuta alla condizione di risonanza parallela (formula ) e che circolerà nel circuito equivalente di figura 18.2b. Formula Figura 18.2b: Circuito equivalente e condizione di risonanza parallela La corrente complessiva (I C1 ) che interesserà il condensatore è calcolata dalla formula Formula Come visibile, si è ben distanti dal valore nominale della corrente assorbita dal banco di rifasamento di 780A. La conseguenza è il rapido decadimento dei componenti ed è anche per questo motivo obbligatorio per il progettista o l installatore evitare l insorgenza di questi fenomeni. Due vie semplici per approssimare la condizione di risonanza tra un banco di rifasamento e il trasformatore elettrico, qualora siano accertati alcuni valori d impianto, sono rese possibili dalle formule e Riprendendo l esempio di figura 18.2a, si riporta quanto segue. Formula dove: dove: Oppure: Formula dove: S Trasf. : Potenza in kva del trasformatore, Q C : Potenza in kvar del banco di rifasamento, V cc% : Tensione di cortocircuito percentuale del trasformatore In entrambi i casi si ottengono valori che concordano nell individuare il rango armonico (G n ) critico per il sistema. Schneider Electric 121

15 La presenza di una condizione di risonanza elettrica in una distribuzione elettrica è accertabile con una semplice manovra di inserzione e disinserzione del banco di rifasamento, monitorando contestualmente il comportamento dei tassi di distorsione armonica del circuito. Nelle figure 18.2c e 18.2d, è visibile il miglioramento del tasso di distorsione armonica in tensione (THDv%) e in corrente (THDi%), misurato a valle di un trasformatore MT/BT in una cabina elettrica di trasformazione, nel momento di distacco progressivo dalla rete di due batterie di condensatori per la correzione del fattore di potenza. Figura 18.2c: Miglioramento del THDv% in un impianto a seguito del distacco del sistema di rifasamento Figura 18.2d: Miglioramento del THDi% in un impianto a seguito del distacco del sistema di rifasamento 122 Schneider Electric

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