Quando l’Italia rimase al buio: il blackout del 28 settembre 2003

Scrivevamo qui riguardo le anomalie verificatesi l’8 gennaio 2021 nella rete elettrica europea, per le quali solo immediati interventi di alleggerimento dei carichi elettrici, 1.600 MW (megawatt) in Francia e Italia, avevano evitato quello che poteva trasformarsi in un pesante disservizio elettrico.

Ci sono state inoltre prolungate mancanze di elettricità in Texas negli Stati Uniti, nella seconda metà del febbraio scorso, causate dal protrarsi di condizioni meteorologiche estreme con temperature bassissime. Nel periodo estivo le notizie di disservizi elettrici sono state inoltre piuttosto frequenti.

Quanto sopra ci ha dato lo stimolo ad un approfondimento su questa materia e cadendo in questi giorni il diciottesimo anniversario del famoso blackout nazionale del 28 settembre 2003, abbiamo deciso di riassumerne i fatti e le analisi che seguirono sulla base di informazioni ottenute dal resoconto congiunto dell’AEEG (ora ARERA) con l’omologa autorità francese CRE, dal rapporto della commissione ministeriale appositamente istituita, dal rapporto UCTE (associazione dei gestori di rete europei ora sostituita da ENTSO-E) e dal rapporto attività del GRTN, aprile 2003-marzo 2004 [pag. 36÷61]; (il GRTN è ora sostituito dalla società Terna). Gli enti svizzeri non collaborarono alle indagini AEEG/CRE inizialmente concordate e pubblicarono un loro rapporto unilaterale.

LE CONDIZIONI CHE PRECEDETTERO L’EVENTO
– L’Italia risultava interconnessa alla rete europea tramite quindici linee ad altissima tensione (AAT), delle quali sei a 380 kV (380.000 Volt) e nove a 220 kV (220.000 Volt); di queste quindici, otto riguardavano collegamenti con la Svizzera;
– secondo il rapporto UCTE, alle ore 3.00 la produzione italiana di energia elettrica era di 20.440 MW, di cui 18.748 MW termica, 1.184 MW idraulica, 551 MW geotermica e 10 MW eolica ai quali si aggiungevano 3.400 MW da utenti autoproduttori anche su MT;
– da quanto risulta dai dati UCTE, alle ore 3.00 il fabbisogno italiano di 27.444 MW era coperto per circa il 25% con l’importazione di 6.651 MW di cui 3.610 MW dalla Svizzera 2.212 MW dalla Francia, 638 MW dalla Slovenia e 191 MW dall’Austria, oltre ad altri 300 MW in corrente continua dalla Grecia;
– dai dati UCTE, la programmazione prevedeva l’importazione di 3.068 MW dalla Svizzera, 2650 MW dalla Francia, 467 MW dalla Slovenia, 223 MW dall’Austria e 285 MW dalla Grecia;
– con semplici sottrazioni risulta evidente il disallineamento tra le importazioni reali rispetto a quelle preventivate, in particolare: +542 MW dalla Svizzera e -438 MW dalla Francia; presumibilmente legato alla complessità e difficoltà nel prevedere con precisione, nonché smistare, i flussi sulle reti in altissima tensione che sono magliate.
– in Italia erano inoltre attivi pompaggi verso bacini idrici di accumulo, con un assorbimento di circa 3.487 MW (dati UCTE), utilizzando in modalità inversa alcuni particolari gruppi di generazione;
– secondo i rapporti GRTN e UCTE il sistema elettrico italiano era in grado di fronteggiare correttamente la perdita di un singolo elemento della sua rete, compreso un qualsiasi collegamento di interconnessione con l’estero, o la perdita dell’unità di produzione di taglia maggiore in servizio (criterio di sicurezza N-1).

I FATTI
Ore 03.01.42: disconnessione automatica, comandata dalle protezioni, della linea a 380 kV Mettlen-Lavorgo (linea completamente in territorio svizzero), a causa di probabile contatto e scarica tra conduttore e un albero; analisi successive UCTE stabilirono che la linea era caricata all’86% rispetto al suo limite di sicurezza; fallirono i tentativi di richiusura automatica e manuali a causa difficoltà di sincronizzazione e il carico di importazione si redistribuì su altre linee sovraccaricandole;
– ore 03.10: richiesta telefonica svizzera al centro di controllo del GRTN in Italia, di ridurre di 300 MW l’importazione al fine di ristabilire il livello di scambio programmato; il centro di controllo svizzero ETRANS non segnalò criticità;
– ore 03.21: da parte italiana venne ridotta l’importazione a 6.400 MW; ma in Italia non c’era modo di avere percezione di problemi oltreconfine;
ore 03.25.21: disconnessione automatica, a causa di probabile scarica verso terra, della linea a 380 kV Sils-Soazza (anche questa linea completamente in territorio svizzero) che risultò caricata al 110% rispetto al suo limite (135% secondo i criteri italiani); successive analisi stimarono un surriscaldamento dei conduttori fino alla temperatura di 103°C che determinò un forte allungamento e abbassamento di 20,86 metri (con un massimo ammesso in fase di progetto di 17,96 m) degli stessi e la probabile scarica verso alberi o terreno.
A seguito della conseguente repentina redistribuzione del carico di importazione, che sovraccaricò le rimanenti linee transfrontaliere di interconnessione con l’estero, nel giro di 12 secondi le protezioni elettriche comandarono l’apertura degli interruttori di tali linee (vedi schema da fonte UCTE).

Nell’immagine le interconnessioni delle linee AAT con l’estero.

L’Italia rimase isolata e il deficit di potenza comportò, oltre a rilevanti abbassamenti delle tensioni in alcune aree, il rallentamento di tutti i generatori italiani con conseguente calo della frequenza e, raggiunti i 49,7 Hz, anche la separazione in automatico dei generatori di media e piccola taglia connessi alle linee di distribuzione; in quei momenti non furono sufficienti le auto-esclusioni dei pompaggi idrici iniziate dai 49,8 Hz e neppure l’intervento degli alleggeritori di carico (EAC) a 49,1 Hz, presso le cabine primarie AT/MT, che esclusero progressivamente  le linee di distribuzione in media tensione (20 kV) meno essenziali. La frequenza scese ulteriormente; si rilevò pure in seguito che svariati gruppi di generazione, in particolare termici, si scollegarono prima dei 47,5 Hz invece prescritti; la situazione divenne insostenibile e la frequenza scese ai fatidici 47,5 Hz determinando la disconnessione dei gruppi rimasti – che avevano comunque reagito aumentando la loro potenza – e alle ore 3.28.00 il collasso divenne totale; come si vede nel grafico (fonte UCTE) dell’andamento della frequenza di rete, il tutto si svolse nell’arco di 2 minuti e 30 secondi.

Nell’immagine il grafico della frequenza di rete nei minuti che precedettero l’evento

Complessivamente si verificò un deficit di bilancio di oltre 1.900 MW risultanti dalla perdita di potenza immessa in rete per un totale di 14.206 MW non compensata dal distacco di carichi per 10.930 MW e dal contributo positivo della regolazione primaria per 1.376 MW.
Le fasi di ripristino del servizio, che terminarono nella tarda serata (il GRTN dichiarò la fine emergenza alle 21.40), videro la progressiva rialimentazione di porzioni di rete e la riconnessione dei generatori iniziando dalla Francia e dalla Slovenia; migliaia furono le manovre (azionamenti di interruttori AAT, AT, MT) da remoto o con operatori in loco. Oltre agli evidenti grandi disagi (illuminazione assente, problemi o blocchi nelle telecomunicazioni, processi industriali fermi, ascensori bloccati, semafori spenti ecc.), le stime riferiscono di circa 30.000 persone bloccate nei mezzi di trasporto ferroviari e in generale di 177 GWh di energia non distribuita/venduta; il fatto che il blackout avvenisse nella notte tra sabato e domenica mitigò in parte il peso del danno economico.

CAUSE, CONCAUSE E CRITICITA’
le linee elettriche di transito dalla Svizzera verso l’Italia risultarono venire esercite con temperature vicino e oltre il limite di sicurezza di 80°C;
l’ETRANS dal centro di controllo della rete svizzera chiese al centro di controllo italiano del GRTN, dopo ben 10 minuti, un alleggerimento dei prelievi italiani da oltreconfine di soli 300 MW, quando era invece necessario il distacco di almeno 2.000 MW;
– dal rapporto UCTE, si apprende che la procedura di richiedere al GRTN lo stacco dei pompaggi italiani era espressamente elencata tra i provvedimenti da prendere da parte del coordinatore svizzero ETRANS in caso di scatto (apertura) della linea 380 kV Mettlen-Lavorgo;
– il criterio di sicurezza “N-1” (per cui la perdita di un elemento di rete non determina disservizi) di difesa della rete svizzera in caso di fuori-servizi, faceva riferimento, senza specifici accordi, anche a elementi esterni alla loro rete per il ripristino di condizioni sicure di esercizio;
– difficoltà riguardanti la visibilità e monitoraggio della rete o almeno delle criticità di esercizio (sovraccarichi o intervento protezioni), oltre i propri confini nazionali;
– le tempistiche si dilatarono anche a causa dell’organizzazione svizzera che vedeva il coordinatore ETRANS operare insieme ai due diversi gestori di rete locali ATEL e EGL;
– disconnessione anticipata di molti gruppi di generazione (circa 1/3 delle centrali termoelettriche) a frequenze superiori ai 47,5 Hz sotto i quali avrebbero invece dovuto aprirsi;
– tarature di frequenza troppo restrittive per impianti di generazione connessi alle reti di distribuzione MT e BT;
– mancata installazione, presso gli impianti di aziende di distribuzione municipalizzate in Italia, di apparecchiature automatiche di alleggerimento del carico,
– mancata predisposizione, durante il blackout, del previsto assetto per molte “direttrici di riaccensione” nel centro-sud Italia;
– mancata esecuzione, per diversi generatori, delle procedure dette di “load rejection” (rifiuto del carico) al fine di predisporli alla riconnessione;
– grande difficoltà ad eseguire il parallelo tra porzioni di rete già rialimentate;
– disfunzione di alcuni mezzi di comunicazione e di telecontrollo impianti, anche per esaurimento delle relative alimentazioni di emergenza.

CONSIDERAZIONI
Le analisi che seguirono all’evento ravvisarono una gestione svizzera degli impianti “ottimistica”, dove appare evidente la sottovalutazione della gravità della situazione dopo il disservizio della linea a 380 kV Mettlen-Lavorgo; purtroppo da parte italiana non fu possibile avere percezione delle criticità da oltreconfine. Nella fase di ripristino emersero comunque, in Italia, diverse carenze organizzative e tecniche. Dal semplice calcolo dei megawatt in gioco risulta ben evidente come fosse sufficiente l’esclusione dei sistemi di pompaggio, entro i 25 minuti precedenti l’apertura della seconda linea a 380 kV, per ristabilire l’equilibrio; a questo proposito furono criticate anche le scelte politico-economiche e anche tecniche italiane che permisero l’attivazione, da parte dei titolari dei pompaggi idrici, di una elevata quota di questi sfruttando il differenziale di prezzo, acquistando cioè energia a basso prezzo di notte dall’estero per produrne poi di giorno a prezzo più alto. Solo per avere un riferimento generale, evidenziamo che nel 2020 l’Italia ha importato il 9,8% (dati ARERA) del suo fabbisogno di energia elettrica .

L’ufficio federale svizzero per l’energia (UFE), nel suo rapporto scrisse, un po’ minimizzando le responsabilità svizzere: “Le ragioni principali del blackout in Italia sembrano essere state il cortocircuito verso terra della linea del Lucomagno (tratta Mettlen-Lavorgo), il fallimento del tentativo di ricollegare questa linea, una telefonata fra ETRANS e GRTN in cui non si è tenuto adeguatamente conto della criticità della situazione, possibili instabilità nella rete di GRTN e, probabilmente, una distanza insufficiente fra conduttori e alberi.”, aggiungendo criticamente: Queste sono però solo le cause immediate della panne. La causa di fondo del blackout del 28 settembre 2003 è il conflitto irrisolto fra gli interessi commerciali dei Paesi e delle società interessati e le caratteristiche tecniche dell’attuale sistema elettrico transnazionale. Norme e condizioni quadro giuridiche arrancano dietro la realtà economica., auspicando quindi una maggiore definizione di norme e accordi internazionali.

Pubblicheremo a breve un approfondimento sul come, quando e i perché dei blackout e su quanto viene messo in atto per fronteggiare il problema dei disservizi estesi che è stato, in parte, aggravato dalla diffusione della generazione distribuita.

Author: Vittorio Serafin

Referente per la connessione di impianti di generazione in unità di e-distribuzione Spa fino al 2017

2 commenti a “Quando l’Italia rimase al buio: il blackout del 28 settembre 2003

  1. Perché l’autore sostiene che il problema dei disservizi estesi è aggravato dalla generazione distribuita?
    Mi aspetterei l’opposto; con le nuove soglie CEI 0-21 la generazione distribuita è tenuta a rimanere connessa anche a frequenze di 47,5 offrendo maggiore resilienza all’intero sistema.
    Grazie

  2. La generazione distribuita (GD), grazie alla priorità di dispacciamento dell’energia prodotta da fonti rinnovabili imposta dal decreto 79/99, ha eroso quote di mercato alla generazione centralizzata; il risultato è una debolezza/maggiore instabilità delle reti dovuta al fatto che i generatori tradizionali, con le loro elevate masse in rotazione (effetto volano) disporrebbero di una stabilità superiore, amplificata dalle caratteristiche dei generatori sincroni che tendono ad opporsi agli scostamenti di velocità e quindi di frequenza; sappiamo infatti che sono le riduzioni di frequenza ad innescare i blackout; i generatori statici invece non dispongono di tali caratteristiche. Anche l’aleatorietà e scarsa prevedibilità delle fonti fotovoltaiche ed eoliche tende a indebolire il sistema; va inoltre ricordato che le reti elettriche si sono sviluppate per fornire energia all’utenza da poche grosse centrali e non per assorbirne da tanti piccoli punti; in sostanza dove la rete era già carente per lunghezza linee e sezioni conduttori ridotte, con la GD i problemi aumentano perché in certe condizioni la rete non è in grado di assorbire tutta l’energia prodotta da fotovoltaico ed eolico innalzandone la tensione. In proposito cito qui Terna che in alcuni convegni ha usato il termine “inerzia sintetica”, proprio per introdurre ai requisiti che i nuovi dispositivi di generazione statici devono avere e che in effetti la Cei 0-21 prevede (tarature di frequenza con soglie allargate 47,5-51,5 Hz, insensibilità ai buchi di tensione, avvio graduale, regolazione della potenza in funzione di tensione e frequenza), ma è evidente che è una corsa (tecnologica) in salita e cito ancora Terna che ha definito la situazione attuale “Unprecedented” perché la rete elettrica attuale fa fatica a tollerare grossi aumenti di GD se non aumentando instabilità.
    È previsto un prossimo articolo su questo argomento.

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