Impianti industriali prosumer: rifasamento e power quality

Se consideriamo un impianto elettrico industriale esistente a cui viene aggiunta una generazione interna di potenza attiva, sappiamo che sicuramente avremo una riduzione del fattore di potenza medio mensile visto al punto di consegna. In fase di progettazione prima, e di realizzazione poi, è bene tenere conto di questa conseguenza dell’impianto di generazione, per evitare situazioni di basso cos phi e applicazione di penali in bolletta o, peggio ancora, non ottemperare agli obblighi previsti dalle delibere ARERA in termini di impegno di potenza reattiva. Ed è il caso di tenere in debita considerazione anche gli aspetti di Power Quality, come vedremo più avanti.

Perché una generazione in autoconsumo porta ad una riduzione del fattore di potenza

Le delibere ARERA relative all’energia reattiva impongono dei vincoli al rapporto mensile tra energia reattiva impegnata ed energia attiva consumata: per non avere penali in bolletta tale rapporto deve essere minore di 0,33 (che corrisponde a cos phi 0,95). In termini trigonometrici, supponendo di avere a che fare con un impianto con un solo stato di funzionamento e supponendo di non essere in regime deformato, questo rapporto tra energie equivale alla tangente dell’angolo di sfasamento tra tensione e corrente ed al rapporto tra le rispettive potenze reattiva ed attiva. Con questi assunti, possiamo analizzare la situazione dal punto di vista delle potenze, in un determinato istante, ragionando sui loro flussi.

Come possiamo vedere dalla situazione indicata nel disegno A qui sopra, consideriamo un impianto passivo caratterizzato da una potenza attiva assorbita Pu, una potenza reattiva impegnata Qu ed una potenza rifasante Qc. Il rapporto tra la potenza attiva e la potenza reattiva vista al punto di consegna è:

Se viene aggiunta una generazione interna di potenza Pg

Come si può vedere, tan phi1 > tan phi: l’aggiunta della generazione interna influenza negativamente il rapporto tra le potenze, ovvero abbassa il cos phi.

Le relazioni viste sopra ci dicono che l’influenza della generazione interna è trascurabile se Pg << Pu, ma diventa sostanziale se Pg è nello stesso ordine di grandezza di Pu, o addirittura se Pg > Pu ovvero quando l’impianto di generazione eroga più potenza attiva di quella che consumano le utenze.

Determinate soluzioni tecnologiche permettono all’impianto di generazione di fornire potenza reattiva (ad esempio quando la generazione è realizzata con generatore sincrono, o tramite inverter in grado di funzionare a cos phi diverso da 1). Altre soluzioni tecnologiche causano impegno di ulteriore potenza reattiva induttiva (ad esempio un generatore asincrono). In questi casi, nel bilancio delle potenze bisognerà considerare con l’opportuno segno anche questo addendo. Solitamente, le apparecchiature di generazione in grado di erogare una potenza apparente S con differenti sfasamenti sono utilizzate sfruttandone tutta la potenzialità per erogare potenza attiva, più pregiata ed economicamente più vantaggiosa.

Vediamo con un esempio:

• Potenza attiva assorbita dalle utenze Pu = 600kW
• Potenza reattiva impegnata dalle utenze Qu = 550kvar
• Potenza reattiva capacitiva del rifasatore Qc = 400kvar
• Tan phi = 0,25 ovvero cos phi = 0,97

Se a questo impianto, correttamente rifasato, aggiungiamo un fotovoltaico di potenza Pg = 450kW, nel momento di massimo soleggiamento avremo

Tan phi1 = 1 ovvero cos phi = 0,7

Come valutare la situazione

In questi casi, per procedere verso la migliore soluzione per rifasare l’impianto, più che basarsi sul cos phi è meglio ragionare sui flussi di potenza attiva/reattiva che transitano dal punto di consegna: bisogna mettersi nelle situazioni limite e verificare cosa accade. Nelle proseguo, anche per brevità, ci riferiremo al caso più diffuso di generazione interna fotovoltaica, ma le indicazioni possono essere generalizzate.

Le situazioni limite sono:

• Utenze passive a piena potenza e ftv “spento” (ore notturne lavorate; ore diurne di giornate lavorative con tempo nuvoloso).
• Utenze passive a piena potenza e ftv a piena potenza (ore diurne di giorni lavorativi soleggiati della bella stagione).
• Utenze passive “spente” e ftv a piena potenza (giorni feriali soleggiati, nella bella stagione).

Se ci fossero più fonti di generazione che insistono sullo stesso impianto, bisognerà avere la pazienza di analizzare tutte le situazioni limite possibili.

Nella scelta della soluzione di rifasamento, distribuita o centralizzata, in bt e/o in MT, bisogna valutare costi (materiale, installazione) e risultati, tenendo in debita considerazione il fatto che:

• Per adeguarsi a tutte le situazioni limite, il rifasamento dovrà essere, tutto o in parte, automatico. E’ impossibile risolvere il problema con un rifasamento fisso, c’è inoltre il rischio di andare in capacitivo.
• Il rifasatore automatico basa il suo funzionamento sulla misura continuativa della corrente e del relativo sfasamento con la tensione. La scelta del punto in cui posizionare il TA esterno che fornisce la misura della corrente è molto importante, in un impianto prosumer. Misurando la corrente della dorsale a monte della connessione dell’impianto di generazione, ci possono essere situazioni in cui questa misura è difficoltosa (ad esempio quando il ftv eroga una potenza simile a quella assorbita dalle utenze: la corrente nella tratta tra il ftv e il POD è molto bassa e molto sfasata). Misurando la corrente in questa posizione, sarebbe anche soggetta alle repentine variazioni di potenza prodotta dal ftv in giornate con nuvole sparse, con conseguente necessità di “rincorsa” da parte del rifasamento, e aumento del suo numero di manovre.
• Un rifasatore automatico in MT risulterebbe costoso, impreciso e relativamente lento, poco adatto all’inseguimento di variazioni rapide del fattore di potenza.

Come rifasare correttamente

Per gli impianti prosumer valgono le stesse considerazioni “di base” degli impianti passivi puri:

• Installare rifasatori in grado di sopportare la distorsione di corrente e di tensione dell’impianto, e di non causare risonanza con il trafo MT/bt.
• Nella stessa maglia bt, non “mischiare” rifasatori con induttanze e rifasatori senza.
• Il TA esterno che porta il segnale di corrente deve essere installato a monte sia del carico che del rifasatore.
• Evitare di eccedere, anche localmente, con l’installazione di potenza reattiva rifasante: questo potrebbe portare a sovratensioni permanenti.

Poi dobbiamo porre attenzione alle peculiarità dovute alla presenza del ftv in scambio, nelle tre macro casistiche seguenti:

1. La potenza del ftv è molto minore di quella dei carichi (Pg << Pu)
   In questo caso la potenza del ftv porta ad un effetto impiantistico trascurabile. Il rifasamento può essere dimensionato per raggiungere fattore di potenza 0,95, ed il TA asservito al rifasatore può essere installato indifferentemente a valle o a monte della derivazione del ftv.
2. La potenza del ftv è dello stesso ordine di grandezza di quella dei carichi, o maggiore.
   In questo caso, installando il TA a monte della derivazione del ftv, avremmo potenzialmente delle situazioni problematiche, ovvero:

• Il flusso della potenza attiva può invertirsi, quando le utenze passive assorbono una potenza inferiore a quella generata. In questa situazione, il rifasatore funzionerà correttamente se in fase di installazione è stato predisposto per funzionare “sui quattro quadranti” e se il TA è stato installato con il giusto verso.
• Come già accennato precedentemente, nel montante tra il POD e la derivazione del ftv, quando la potenza attiva assorbita dalle utenze è prossima a quella generata, la corrente è molto bassa, e con bassissimo fattore di potenza. In questa situazione il TA, dimensionato sulla corrente nominale di impianto, avrebbe un output molto debole e gravato da elevato errore: il rifasatore potrebbe funzionare con difficoltà. E se funzionasse, andrebbe a limitare ulteriormente la corrente con conseguente blocco del rifasatore stesso: inizierebbe un suo funzionamento a singhiozzo.
  Installando invece il TA a valle della derivazione della generazione interna, non riusciremmo a correggere il vero cos phi dell’impianto per come visto al POD, che come è detto è in funzione della potenza erogata dal generatore. Però non avremmo i due problemi appena descritti.
  La soluzione consigliata, in queste situazioni, è quella di installare il TA a valle della generazione interna, avendo l’accortezza di dimensionare il rifasatore, sulla base della potenza e del cos phi dei carichi passivi, allo scopo di cos phi = 1. In fase di installazione, bisognerà ricordarsi di impostare sul regolatore di potenza un cos phi target pari all’unità. Se l’impianto è alimentato in MT, si consiglia un rifasatore detuned.

3. Impianto con ftv allacciato in MT e utenze passive in bt e MT
   In questo caso, se rifasando ad 1 le utenze passive bt non si riesce a risolvere il problema, e anche un rifasatore MT non risulta essere una soluzione percorribile, è possibile installare un rifasatore bt dimensionato per rifasare i carichi MT, connesso in MT tramite un trafo innalzatore dedicato, come nel disegno C qui sotto. Bisogna decidere opportunamente dove installare il TA asservito al rifasatore, per evitare i problemi descritti sopra.
4. Impianto con ftv installato sulla stessa barratura delle utenze.
   In questo caso non è possibile posizionare il TA affinchè “veda” la sola corrente delle utenze passive. Si può fare un artificio installando un TA “sottrattore” come indicato nel disegno D qui sotto, che calcola la differenza tra la corrente totale e quella del ftv.

Disturbi e problemi di power quality introdotti dagli impianti di generazione distribuita

Quando si aggiunge un impianto di generazione distribuita ad impianto elettrico industriale, non ci sono solo problemi di modifica del fattore di potenza medio. Ci sono anche altre problematiche, in primis quelle di power quality; in tal senso gli impianti di generazione distribuita, possono essere classificati in questo modo, in base ai disturbi immessi:

• Non disturbanti.
• Connessi tramite dispositivi distorcenti (ad es. convertitori statici).
• Impianti a produzione fluttuante (ad es. impianti eolici).

Più in dettaglio, i disturbi introdotti sono i seguenti:

• Impianti eolici connessi con generatori asincroni: flicker, variazioni di tensione.
• Impianti eolici connessi con sistemi a doppia alimentazione: flicker, variazioni di tensione, armoniche, frequenze spurie, radioemissioni.
• Impianti connessi con generatore sincrono + convertitore statico ca/ca: idem.
• Impianti connessi tramite generatori asincroni: variazioni di tensione.
• Impianti connessi tramite convertitori cc/ca, oppure ca/cc-cc/ca: armoniche, frequenze spurie, radioemissioni.

Conclusioni

Quando ad un impianto elettrico industriale esistente si decide di aggiungere una generazione interna, per valutare correttamente i benefici economici bisogna porre attenzione anche agli aspetti impiantistici.

Se il fattore di potenza medio mensile risulta pesantemente abbassato, si possono avere nuovi costi in bolletta, con erosione del beneficio atteso dagli investimenti per realizzare l’impianto di generazione.

A volte l’impianto elettrico subisce un impatto notevole, a causa le modifiche introdotte per accogliere un impianto di generazione. Anche dal punto di vista del Power Quality devono essere fatte le opportune valutazioni per assicurarsi che la parte preesistente e la parte nuova convivano “d’amore e d’accordo”.

Eventuali problematiche di power quality potrebbero infatti risultare fastidiose sia per l’impianto produttivo (aumento del tasso di guasto delle apparecchiature più sensibili, fermi impianto, etc) che per la parte di generazione (performance inferiori alle attese, guasti, produzione a singhiozzo, etc).

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