Interventi di Efficienza Energetica per gli impianti elettrici

È sempre previsto un costo energetico dovuto alla potenza di picco prelevata, quindi laddove possibile è bene livellare le richieste riducendo la potenza di picco ed evitando inutili espansioni dell’impianto. Una soluzione alternativa può essere costituita dall’uso di generatori alternativi nei periodi di picco (ad es. motori diesel).

La tariffa multioraria prevede alti prezzi dell’energia nelle fasce pregiate e prezzi inferiori nelle altre, quindi se si possono trasferire processi da una fascia all’altra, si possono ottenere sensibili risparmi.

È necessario quindi effettuare uno studio sul modello elettrico di stabilimento (profilo di carico storico e struttura tariffaria).

 Peak Clipping. È generalmente considerato come la riduzione del picco di carico utilizzando un controllo diretto sul carico. Mentre molte utility considerano questo come un mezzo per ridurre la capacità di picco o gli acquisti di capacità e considerano il controllo solo durante i giorni più probabili di picco del sistema, il controllo del carico diretto può essere utilizzato per ridurre i costi operativi e la dipendenza dai combustibili critici mediante dispacciamento economico.

 Valley Filling. È la seconda forma classica di gestione del carico e si applica sia agli impianti a gas che a quelli elettrici. Il riempimento della valle comprende carichi non di punta. Ciò può essere particolarmente desiderabile quando il costo incrementale di lungo periodo è inferiore al prezzo medio dell'energia.

L'aggiunta di un carico fuori picco a un prezzo adeguato in tali circostanze riduce il prezzo medio.

Il riempimento della valle può essere realizzato in diversi modi, uno dei più apprezzati è il nuovo accumulatore di energia termica (riscaldamento dell'acqua e/o riscaldamento degli ambienti) che sposta i carichi serviti da combustibili fossili.

 Load Shifting. È l'ultima forma classica di gestione del carico e vale anche per gli impianti sia a gas che

elettrici. Ciò comporta lo spostamento del carico dai periodi di punta a quelli non di punta.

Le applicazioni più diffuse includono l'uso del riscaldamento dell'acqua di stoccaggio, del riscaldamento dello spazio di stoccaggio, della conservazione al fresco e dei turni di carico del cliente. Lo spostamento del carico dai dispositivi di archiviazione comporta lo spostamento di quelli che sarebbero stati apparecchi convenzionali.

 Strategic Conservation. È il cambiamento della forma del carico che risulta dai programmi diretti al consumo finale. Normalmente non considerata gestione del carico, la modifica riflette una modifica della forma del carico che comporta una riduzione del consumo come parete come un cambiamento del modello di utilizzo. Nell'impiegare il risparmio energetico, il progettista deve considerare quali azioni di conservazione si svolgeranno naturalmente e quindi valutare il rapporto costo-efficacia dei possibili programmi intesi per accelerare o stimolare tali azioni.

 Strategic Load Growth. È il cambio di forma del carico che si riferisce ad un aumento generale delle vendite oltre il riempimento della valle descritto in precedenza. La crescita del carico può includere l'elettrificazione che è il termine utilizzato per descrivere le nuove tecnologie elettriche di emarginazione che circondano i veicoli elettrici, il riscaldamento dei processi industriali e l'automazione. Questi hanno un potenziale per aumentare l'intensità di energia elettrica del settore industriale. Questo aumento dell'intensità può essere motivato dalla riduzione dell'uso di

combustibili fossili e materie prime, con conseguente miglioramento della produttività complessiva.

 Flexible Load Shape. È un concetto legato all'affidabilità del sistema elettrico, un vincolo progettuale. Una volta che la forma del carico prevista, comprese le attività sul lato della domanda, è prevista su un certo orizzonte, il pianificatore della fornitura di energia studia le opzioni ottimali finali sul lato della fornitura. Tra i tanti criteri che utilizza c'è l'affidabilità.

La forma del carico può essere flessibile, se i clienti sono presenti con opzioni per quanto riguarda le variazioni nella qualità del servizio che sono disposti a consentire in cambio o vari incentivi. Il programma coinvolto può essere variazioni di carico interrompibile o riducibile; concetti di sistemi di gestione energetica integrati e condivisi; o singoli dispositivi di controllo del carico del cliente che offrono vincoli di servizio.

II. RIFASAMENTO DEL CARICO

Spesso gli utilizzatori scambiano con la rete (con un consumo netto nullo) energia reattiva principalmente di tipo induttivo. Tale energia, pur non essendo direttamente convertita in altre forme, contribuisce ad incrementare la potenza totale transitante nella rete elettrica, dai generatori lungo tutte le condutture fino agli utilizzatori. Per attenuare tale effetto negativo è necessario effettuare il rifasamento degli impianti elettrici utilizzatori. Il rifasamento, mediante l’utilizzo di batterie di condensatori per generare in loco l’energia reattiva necessaria per il trasferimento di potenza elettrica utile, consente quindi una gestione tecnico-economica migliore e più razionale degli impianti stessi.

La delibera 348/07 ha regolamentato il periodo 2008/2015. Per le aziende distributrici ha reso obbligatoria l’applicazione delle penali agli utenti con impianti aventi potenza impegnata

>16,5kW e prelievo con rapporto / >

0,5 . La delibera 180/13 riporta gli intendimenti dell’AEEG per il periodo regolatorio 2016/2019. Il fattore di potenza cos minimo per non ricevere penali è portato a 0,95!

Altre novità sono il fattore di potenza cos medio mensile minimo è 0,7 mentre quello istantaneo minimo in ore di punta è 0,9 e non è consentita l’immissione in rete di potenza reattiva. Se queste condizioni non sono rispettate, il gestore di rete competente può chiedere l’adeguamento degli impianti, pena la sospensione del servizio.

Per forme d’onda sinusoidali, la potenza reattiva necessaria per passare da un fattore di potenza cos ad un fattore di potenza cos è data dalla relazione (valida sia in trifase che in monofase):

= − = ∙ (tan − tan )

Dove è la potenza attiva, , sono la potenza reattiva e l’angolo di sfasamento prima del rifasamento, , sono la potenza reattiva e l’angolo di sfasamento dopo il rifasamento e è la potenza reattiva di rifasamento.

I vantaggi tecnici che mi porta il rifasamento sono:

 Migliore utilizzo delle macchine. Generatori e trasformatori sono dimensionati in base alla potenza apparente S. Essa, a parità di potenza attiva P, è tanto più piccola quanto minore è la potenza reattiva Q da erogare. Pertanto, rifasando l’impianto, le macchine possono essere dimensionate per una potenza apparente inferiore, a parità di potenza attiva.

 Migliore utilizzazione delle condutture. Innalzando il fattore di potenza si riduce, a parità di potenza utile, la corrente, questa riduzione della corrente può essere tale da consentire la scelta di conduttori di sezione inferiore

 Riduzione delle perdite. Dato che a parità di potenza attiva trasmessa, più alto è il cos , più bassa è la corrente, e minori sono le perdite nel conduttore posto a monte del punto in cui si effettua il rifasamento. La riduzione delle perdite Δ , con rifasamento, è data da:

Δ = 1 − cos cos

Dove sono le perdite prima del rifasamento, cos e cos sono i fattori di potenza prima e dopo il rifasamento.

 Riduzione della caduta di tensione. A parità di potenza attiva trasmessa la caduta di tensione sarà tanto più piccola quanto più grande sarà il fattore di potenza.

Per quanto riguarda i vantaggi economici invece, sappiamo che i distributori di energia elettrica applicano un sistema di tariffe che penalizza il prelievo dell’energia con un fattore di potenza medio mensile inferiore a 0.9. Si noti che avere un fattore di potenza medio mensile superiore o uguale a 0.9, significa richiedere alla rete energia reattiva inferiore o uguale al 50% dell’energia attiva:

tan = ≤ 0,5 → cos ≥ 0,89

Il costo su base annua che l’utente sostiene prelevando l’energia reattiva in eccedenza a quella corrispondente ad un fattore di potenza pari a 0.9 può quindi essere espresso nel seguente modo:

= − 0,5 ∙ ∙

Dove è il costo dell’energia reattiva in un anno in €, è l’energia reattiva consumata in un anno in kvarh, è l’energia attiva consumata in un anno in kWh, − 0,5 ∙ è la quota di energia reattiva soggetta al costo, è il costo unitario dell’energia reattiva in €/kvarh. Se si rifasa a 0.9, per non pagare il consumo di energia reattiva, il costo della batteria di condensatori e della loro installazione è:

= ∙

Dove è il costo annuo in € per avere un fattore di potenza pari a 0.9, è la potenza della batteria di condensatori necessaria a portare cos a 0.9, in kvar e è il costo impianto annuo della batteria di condensatori in €/kvar. Il risparmio per l’utente sarà:

− = − 0,5 ∙ ∙ − ∙

In base alle modalità di ubicazione dei condensatori i principali metodi di rifasamento sono:

 Rifasamento distribuito. Si collega la batteria di condensatori opportunamente dimensionata direttamente ai terminali del dispositivo utilizzatore. L’installazione è semplice e poco costosa: condensatore e carico possono usufruire delle stesse protezioni contro le sovracorrenti e sono inseriti e disinseriti contemporaneamente. È consigliabile nel caso di grossi utilizzatori con carico e fattore di potenza costanti e tempi di connessione lunghi ed è solitamente utilizzato per i motori e le lampade a fluorescenza. Tutta la rete a monte del carico lavora con un fattore di potenza elevato; per contro tale soluzione risulta onerosa economicamente.

 Rifasamento per gruppi. Consiste nel rifasare localmente gruppi di carichi con caratteristiche di funzionamento simili installando una batteria di condensatori dedicata. È il metodo che raggiunge un compromesso tra la soluzione economica e il corretto esercizio dell’impianto in quanto i benefici del rifasamento saranno sentiti solo dalla linea a monte del punto in cui è installata la batteria di condensatori.

 Rifasamento centralizzato. In impianti con molte utenze che non funzionano contemporaneamente e/o in cui alcuni utilizzatori sono connessi solo poche ore al giorno, la soluzione del rifasamento distribuito diventa inutilmente onerosa. L’utilizzo di un unico sistema di rifasamento all’origine dell’impianto riduce notevolmente la potenza complessiva dei condensatori installati. Sono impiegati normalmente complessi automatici con batterie frazionate in più gradini, installati direttamente nei quadri principali di distribuzione;

l’utilizzo di una batteria connessa permanentemente è possibile solo se l’assorbimento di energia reattiva è abbastanza regolare durante la giornata. Consente di ottimizzare i costi della batteria di condensatori, ma presenta lo svantaggio che le linee di distribuzione dell’impianto, a valle del dispositivo di rifasamento, devono essere dimensionate tenendo conto della piena potenza reattiva assorbita dai carichi

 Rifasamento misto. Deriva da un compromesso fra le due soluzioni del rifasamento distribuito e di quello centralizzato e ne sfrutta i vantaggi. Si utilizza il rifasamento distribuito per gli apparecchi utilizzatori di maggior potenza e quello centralizzato per la restante parte. È prevalentemente impiegato quando in un impianto solo le grosse apparecchiature sono utilizzate frequentemente; in tale circostanza essi sono rifasati singolarmente mentre le piccole apparecchiature sono rifasate in modo centralizzato.

 Rifasamento automatico. Nella maggiore parte degli impianti non si ha un assorbimento costante di potenza reattiva, ad esempio, a causa di cicli di lavoro in cui si utilizzano

macchine con diverse caratteristiche elettriche. In tali impianti sono impiegati sistemi di rifasamento automatici che, per mezzo di un sistema di rilevamento di tipo varmetrico e di un regolatore di fattore di potenza, permettono l’inserzione o la disinserzione automatica di diverse batterie di condensatori, seguendo in tal modo le variazioni della potenza reattiva assorbita e mantenendo costante il fattore di potenza.

III. RIDUZIONE DELLE PERDITE PER EFFETTO JOULE

Bisogna fare particolare attenzione al dimensionamento dei cavi per evitare le perdite per effetto joule. I vincoli da rispettare sono tecnici (caduta di tensione e riscaldamento) ed economici. Si può agire su geometria dell’impianto come spostare i trasformatori vicino agli utilizzatori principali o ridisegno delle linee dove sono maggiori le perdite energetiche (accorciare il tragitto); resistività dei conduttori, ovvero ripristinare conduttori obsoleti, rivedere i diametri o utilizzare materiali a bassa resistività.

IV. OTTIMIZZAZIONE DEL CARICO DEI TRASFORMATORI

Distribuzione del carico. Motivi di ordine progettuale impongono una proporzionalità tra le perdite nel ferro e quelle nel rame. La curva di rendimento, quindi, è quella e non è modificabile. Non si può avere il 100 % del rendimento al 100% del carico quindi non dovremmo andare oltre il 50% del carico.

Possiamo avere quattro tipologie di intervento:

1) INT 1: Per situazioni di carico che sono inferiori al 50% conviene disinserire qualche trasformatore per far distribuire il carico sui rimanenti

2) INT 2: Per carichi superiori al 75% non è consigliato nessun intervento. Non è opportuno inserire nessun trasformatore perché il vantaggio sarebbe di pochi punti percentuali a fronte dei costi

3) INT 3: La disinserzione ripetitiva è conveniente se il lavoro è organizzato in un solo turno e il contratto è in binomia semplice

4) INT 4: È necessario verificare la convenienza all’acquisto di un trasformatore a bassa perdita (dal 20 al 60%) per ridurre al massimo le perdite.

Trasformatori ad alta efficienza. Un trasformatore con perdite ridotte ha un costo d’acquisto maggiore. Perché spendere di più? È necessario rispettare i vincoli imposti dal Regolamento Europeo, ma se nel valutare l’acquisto del trasformatore si calcola il costo nel ciclo di vita, può risultare conveniente, fin da subito, acquistare un trasformatore a basse perdite. Calcolo LCC:

= + +

Dove è il costo d’acquisto del trasformatore, è il fattore di capitalizzazione delle perdite a vuoto espresso in €/kW, le perdite a vuoto garantite in kW, è il fattore di capitalizzazione delle perdite dovute al carico espresso in €/kW e le perdite dovute al carico garantite in kW.

V. INTERVENTI SUI MOTORI (SOVRADIMENSIONAMENTO, MOTORI AD ALTA EFFICIENZA) Sovradimensionamento. Il sovradimensionamento dei motori elettrici è un problema comune a numerose applicazioni. L'esperienza mostra che i carichi medi sono solo il 65% della potenza nominale del motore. In molti casi, gli utenti finali non hanno alcuna responsabilità in quanto il motore viene consegnato come parte integrante dell'attrezzatura.

Le conseguenze del sovradimensionamento sono un aumento dei costi di investimento (dipende dalla taglia), per le attrezzature, per condensatori di rifasamento, e dell’energia elettrica a causa della minore efficienza. Un ulteriore spreco energetico tipico dei motori è dovuto al fatto che spesso vengono mantenuti in funzione senza necessità.

Motori elettrici ad alta efficienza. motori ad elevata efficienza funzione di un miglioramento in termini di efficienza che va da circa il 0,5% al 1,5% a fronte di un costo di acquisto superiore tra il 15% al 25%. Una attenta progettazione del motore consente inoltre di avere una curva di rendimento quasi “piatta” in grado di assicurare, anche in caso di variazioni del carico, un rendimento sempre prossimo a quello ottimale. Un approccio corretto dovrebbe considerare i costi di gestione durante la vita operativa di un motore elettrico, analizzati secondo un approccio Life Cycle Costing (LCC). I costi dell’energia consumata da un motore elettrico durante il suo intero ciclo di vita (analisi LCC) coprono circa il 98% dei costi complessivi, mentre i costi d’acquisto incidono per l’1,3% e la manutenzione solo per circa lo 0,3%.

Manutenzione:

 Lubrificazione: se non è adeguata, i motori possono utilizzare 4% -8% in più di energia;

 Allentamento dei collegamenti elettrici: aumenta la temperatura e, quindi, si ha una maggiore resistenza ohmica. Da evitare soprattutto in corrispondenza dei grandi utilizzatori e dei quadri (termocamere);

 Allineamento meccanico: se l'allineamento meccanico non è sufficiente, aumenta il consumo dell’energia, diminuisce la durata del cuscinetto e aumenta la manutenzione a guasto;

 Controllare e regolare periodicamente le trasmissioni a cinghia può ridurre gli slittamenti con un risparmio del 5% -10%;

 Se un motore è pulito e il raffreddamento non ostruito (evitare il surriscaldamento), si può ottenere un risparmio del 2% -4% rispetto al caso di un motore sporco;

 Il risparmio energetico passa anche attraverso una attenta riparazione dei motori ad alta efficienza.

VI. VARIATORI DI VELOCITÀ (INVERTER)

• Un inverter, o più precisamente un Variable Speed Drive (VSD, variatore di velocità), è un dispositivo elettronico capace di variare la frequenza della corrente di alimentazione di un motore elettrico e, di conseguenza, la sua velocità di rotazione. La velocità di sincronismo ( in giri/min) di un motore elettrico asincrono trifase dipende dalla frequenza della tensione di alimentazione (f in Hz) e dal numero delle coppie di poli (p) secondo la relazione = 60 ∙ / . Il motore (rotore) tende ad avvicinarsi alla velocità di sincronismo, senza mai raggiungerla; lo scorrimento, che definisce sostanzialmente la differenza tra la velocità del rotore e quella del campo magnetico rotante (velocità di sincronismo) dipende dal carico applicato. Essendo la velocità di sincronismo direttamente proporzionale alla frequenza della corrente di alimentazione, basterà variare quest’ultima per poter modificare la velocità di rotazione del motore.

Diminuire, ove possibile, la velocità di un motore elettrico e della macchina ad esso collegata, comporta una diminuzione dei consumi elettrici. Infatti, la potenza utile erogata da un motore elettrico è data dal prodotto della coppia motrice (CM misurata in Nm) moltiplicata per la velocità di rotazione (n in giri/min), ovvero dovendo essere la coppia motrice pari alla coppia resistente applicata (CR misurata in Nm):

=2 60

Quindi, sia la potenza utile che la potenza assorbita dal motore = / , dipendono dalla coppia resistente applicata e dalla velocità di rotazione: riducendo la velocità di rotazione, la potenza diminuisce in dipendenza di come varia la coppia applicata.

La coppia resistente dipende del tipo di macchina che si considera e, al variare della velocità di rotazione, può presentare andamento costante (la potenza è proporzionale alla velocità di rotazione e pertanto decresce linearmente al diminuire del numero di gir) o quadratico (al diminuire del numero di giri la potenza decresce con il cubo della velocità). La riduzione della velocità comporta minori consumi energetici (minore elettricità assorbita dal motore) in entrambi i casi, ma è evidente che essi sono molto più consistenti in caso di coppia quadratica, dove, se si diminuisce, ad esempio, il numero dei giri del 20% si ottiene una diminuzione della potenza utile (e quindi della potenza assorbita) che può arrivare al 40-50%.

L’inserimento di un inverter in processi produttivi azionati da sistemi elettromeccanici può dipendere da specifiche esigenze di produzione o di ottimizzazione impiantistica o energetica, quest’ultima specie in presenza di carichi fortemente variabili. Oltre alla riduzione dell’energia elettrica consumata, in funzione della caratteristica della coppia, ed alle minori emissioni di rumore dell’intero sistema, l’inserimento di un inverter comporta una significativa riduzione dell’usura dei componenti. Le ottimizzazioni principali riguardano:

 Processi industriali. I componenti che possono meglio sfruttare i vantaggi energetici dei variatori di frequenza sono quelli che hanno una coppia resistente che varia con legge quadratica al variare della velocità e, tra questi, ricordiamo i ventilatori, i compressori e le pompe centrifughe.

 Sostituzione dei sistemi meccanici di parzializzazione. L’adeguamento del carico del circuito alla prevalenza fornita è in genere eseguito attraverso la parziale chiusura della valvola sulla mandata (bocchetta, serranda o valvola di strozzatura), ossia la parzializzazione della portata del fluido. L’installazione di un variatore di velocità sul motore di azionamento della pompa o del ventilatore consente, attraverso un sistema di controllo collegato all’inverter, di adeguare il numero di giri del motore (e quindi della girante) alle caratteristiche del circuito, riducendo la potenza assorbita quando i carichi sono bassi.

VII. EVITARI USI ELETTRICI IMPROPRI I principali accorgimenti sono:

 Evitare la conversione dell’energia elettrica in calore;

 Se proprio non se ne può fare a meno sfruttare le fasce vuote;

 Se è necessaria una regolazione fine della temperatura, fornire la base con combustibili tradizionali, e il calore di regolazione con l’elettricità.