Dopo aver parlato del disastroso blackout del 28 settembre 2003 e di quali siano le cause che provocano tali eventi, continua il nostro percorso attraverso i problemi della rete ed in particolare al rischio di blackout di grande estensione, ed in particolare parleremo di quali siano le possibili strategie di difesa.
Le strategie di difesa
Come già visto, nei sistemi elettrici attuali il continuo bilanciamento tra domanda e offerta di energia viene attuato dai generatori in funzione che, entro certi limiti detti “banda di regolazione”, riescono ad aumentare o ridurre la loro produzione riuscendo a mantenere stabili i giri/minuto e quindi la frequenza di rete. Da situazioni più critiche di grande sovraccarico è prevista – grazie ancora al monitoraggio della frequenza di rete – l’esclusione manuale o automatica di eventuali sistemi, qualora attivi, di pompaggio idrico verso i bacini (tramite gruppi di generazione che possono funzionare in modalità inversa); è prevista anche la disconnessione manuale o automatica di grosse utenze, cosiddette interrompibili, che concedono tale possibilità in cambio di un beneficio economico sul costo dell’energia. Presso gli impianti di trasformazione AT/MT gli apparati EAC (alleggeritori o equilibratori automatici di carico) provvedono inoltre a distaccare progressivamente le linee di distribuzione MT meno essenziali, monitorando gli abbassamenti, e la rapidità di abbassamento, della frequenza di rete.
Con riferimento alla distribuzione ricordiamo il PESSE (Piano emergenza sicurezza sistema elettrico); che prevede sospensioni nell’erogazione dell’energia elettrica mediante apertura manuale di gruppi di linee MT da parte delle società di distribuzione, su richiesta di TERNA con un preavviso di 30 minuti; queste sospensioni possono avere una durata massima di 90 minuti e vengono messe in atto adottando un criterio di probabilità periodica a rotazione per gruppi di clienti; cioè ogni utente potrebbe venire distaccato solo in determinati giorni della settimana e solo in certe fasce orarie. Come visto, le sospensioni all’erogazione di energia elettrica tramite PESSE non avvengono in automatico e fanno parte delle strategie di difesa quando le criticità della rete sono prevedibili, pur anche se a breve termine. Nel giugno 2003 in Italia, a causa del grande caldo e i grandi assorbimenti di energia per il condizionamento accompagnati da limitazioni riguardanti il funzionamento delle centrali termoelettriche, vennero attuate sospensioni tramite PESSE.
Tra i piani di difesa di TERNA, nell’ambito della generazione da fonti rinnovabili va citato l’Allegato A.72 del suo Codice di Rete, pubblicato l’8 agosto 2012, nel quale sono definite le modalità di distacco e teledistacco di impianti di tipo fotovoltaico ed eolico di potenza superiore ai 100 kW, connessi a linee MT, tramite la procedura RIGEDI per la “Riduzione della Generazione Distribuita in condizioni di emergenza del Sistema Elettrico Nazionale”; essa permette di distaccare, su ordine di TERNA, tutta o in parte la generazione citata per risolvere criticità di rete provocate da sovra-produzioni (per es. da fotovoltaico in periodo estivo o da eolico in momenti di elevata ventosità, accompagnati da bassi consumi) che comporterebbero innalzamenti di tensione e frequenza o riduzione di capacità regolante. In precedenza TERNA aveva già pubblicato gli Allegati A.17 e A.68 del suo Codice di Rete prevedendo specifici requisiti e regolazioni, nonché il teledistacco, agli impianti di generazione rispettivamente da fonte eolica e fotovoltaica ma collegati a linee ad alta e altissima tensione.
La procedura RIGEDI è già stata applicata, in modalità manuale/programmata, il 23 marzo 2015 in occasione di un’eclissi solare, per mitigarne l’effetto destabilizzante sul bilancio elettrico nazionale causato dal soleggiamento geograficamente variabile verso gli impianti fotovoltaici.
Citiamo infine anche i collegamenti in corrente continua (HVDC- High Voltage Direct Current) tra sistemi nazionali diversi; tale tecnologia, adottata negli ultimi decenni, permette di risolvere alcuni problemi di interconnessione quando la trasmissione dell’energia elettrica avviene per grandi distanze, riducendo le dispersioni ed eliminando le difficoltà di sincronizzazione della frequenza; di contro necessitano di apparati di conversione (da alternata a continua e viceversa) sofisticati e costosi viste le elevatissime potenze in gioco. In Italia attualmente esistono quattro interconnessioni HVDC: con Grecia, Montenegro, Sardegna e Corsica.
Dal punto di vista dello sviluppo tecnologico va sottolineata l’importanza di disporre di strumenti precisi di simulazione preventiva a riguardo dei flussi di energia nella pianificazione degli scambi di energia e dell’assetto delle reti magliate, di strumenti avanzati di monitoraggio, telecontrollo ed automazione. Anche la condivisione dei dati tra sistemi elettrici nazionali è essenziale. Gioca infine un ruolo importante anche la gestione della sicurezza informatica, la cosiddetta cybersecurity, per tutti quei sistemi informatici, definiti “mission critical”, quali appunto quelli di monitoraggio e telecontrollo.
Organizzazioni, regole e norme
In Europa e in linea generale per tutte le grandi reti, al fine di evitare disservizi importanti o blackout, vengono mantenuti e migliorati sempre di più la collaborazione e il coordinamento tra i gestori di rete e tra gli enti regolatori dei vari stati (da noi sono rispettivamente TERNA e ARERA), in cooperazione e sotto la vigilanza dell’associazione europea dei gestori di rete ENTSO-E, nonché dell’ACER (Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia), che indirizzano e sovrintendono l’armonizzazione, la redazione e il rispetto delle regole tecniche e di mercato.
L’ottimizzazione di regole, procedure e requisiti tecnici per le reti e gli impianti di generazione, sia tradizionali sia della generazione distribuita, ha visto varie novità in Europa nell’ultimo decennio. I continui aggiornamenti dei codici di rete nazionali (quello italiano viene periodicamente integrato con nuovi allegati), delle norme tecniche (per es. le Norme tecniche CEI 0-16 e CEI 0-21 in Italia riguardanti la distribuzione) e l’emanazione dei regolamenti europei (tra gli ultimi il Regolamento UE 2016/631, Requirements for Generators – RfG), conducono sulla strada della sicurezza di funzionamento delle reti, ma è evidente che è uno sforzo collettivo importante.
Tra i recenti provvedimenti normativi italiani ricordiamo quelli riguardanti la connessione di sistemi di accumulo (batterie) alle reti di distribuzione; viene prescritto che anche questi apparati, che offrono la possibilità di consumare l’energia autoprodotta (per es. da fotovoltaico) e hanno la capacità di smorzare picchi di assorbimento e sovrapproduzioni, debbano anche “aiutare” la rete, scaricandosi o caricandosi, quando la frequenza di rete inizia a discostarsi dal valore di riferimento di 50 Hz.
Meglio isolarsi?
Se dopo aver conosciuto le problematiche e i rischi legati all’esercizio delle reti elettriche, qualcuno pensasse che forse è preferibile mantenere separati i sistemi elettrici nazionali, deve avere conoscenza che eventuali politiche isolazioniste dal punto di vista energetico – si vedano in proposito gli eventi disastrosi in Texas di febbraio 2021 con pesantissimi disservizi diffusi a causa del gelo – possono diventare una seria criticità qualora non permettessero valide interconnessioni tra reti elettriche confinanti. Il Texas infatti, ricco di petrolio ed in virtù appunto di scelte energetiche isolazioniste, non ha importanti collegamenti con le grandi reti elettriche in altissima tensione confinanti (la Western Interconnection e la Eastern Interconnection) e probabilmente il minor costo del kWh nelle bollette elettriche texane, è dovuto anche al risparmio sulle spese evitate in infrastrutture di interconnessione.
