Anomalie sulla rete elettrica. L’ 8 gennaio Terna ha attivato una procedura di distacco delle utenze.

In un comunicato stampa del 15 gennaio 2021, Terna – l’operatore che gestisce la rete italiana di trasmissione dell’energia elettrica in alta tensione (RTN) ed i flussi che vi transitano, bilanciando istante per istante la domanda e l’offerta di energia (dispacciamento) – rende noto che il giorno 8 gennaio scorso, a seguito di anomalie (improvviso calo della frequenza di rete) originatesi nell’est Europa, è stata messa in atto in Italia una procedura di distacco di industrie interrompibili per circa 400 MW (prassi prevista sulla base di accordi già presi in precedenza) per evitare che tali anomalie evolvessero fino a provocare estesi disservizi. Come noto, in Europa i vari sistemi elettrici nazionali sono interconnessi tra loro al fine di permettere l’import/export dell’energia ed anche per garantire il reciproco soccorso. Oltre al distacco di utenze in Italia, sono stati disalimentati anche circa 1200 MW di utenti interrompibili in Francia, dal loro gestore Rte. La rete elettrica europea è poi tornata alla normalità in circa un’ora.

Qui una  parte del comunicato: “L’intervento di Terna si è reso necessario lo scorso 8 gennaio. In particolare, alle ore 14:05 è stato rilevato un calo di frequenza (circa 250 mHz) dovuto a una serie di ‘aperture’ di linee nell’area balcanica, che ha letteralmente diviso in due la rete elettrica europea. Il guasto – un evento piuttosto raro le cui cause sono ancora in corso di accertamento da parte di Entso-e, l’associazione europea dei gestori di rete elettrica – ha separato per circa un’ ora la regione Sud Est da quella Centro Ovest, solitamente interconnesse in maniera sincrona.

Dalle immagini da fonte Entso-e si nota, nella mappa, come l’8 gennaio la rete elettrica europea ad altissima tensione sia rimasta divisa in due parti. La separazione del sistema ha comportato un deficit di potenza (circa -6,3 GW) nell’area nord-ovest e un surplus di potenza (circa +6,3 GW) nell’area sud-est, con conseguente diminuzione della frequenza a nord-ovest e aumento della frequenza a sud-est.

Il grafico sotto evidenzia come l’area sud-est Europa abbia funzionato a circa 50,3 Hz per alcune decine di minuti, con un picco iniziale, circa 15 secondi, a 50,6 Hz; l’area nord-ovest invece ha accusato il calo a 49,75 Hz, risolto con il distacco di utenze interrompibili.

Andamento della frequenza di rete, per un’ora, nelle due aree. Clicca sull’immagine per ingrandire

Ricordiamo, se non noto, che il calo della frequenza di rete avviene per un improvviso aumento del carico oppure, come nel caso di cui stiamo parlando, per un deficit di produzione a seguito dell’esclusione di una o più centrali di produzione; in tale evenienza quelle rimaste incluse vanno sotto sforzo, perché una volta raggiunta la loro massima potenza producibile, di fatto rallentano, poiché non riescono più a sopperire al carico.

È opportuno sapere che gli arcinoti 50 Hertz (Hz), la frequenza di rete, sono direttamente proporzionali alla velocità di rotazione di turbine e alternatori nelle centrali elettriche e che le sue variazioni permettono di valutare, istante per istante, lo stato di “salute” della rete; pertanto al verificarsi di eventi di sovra o sotto frequenza vengono immediatamente presi opportuni provvedimenti automatici o anche manuali. Qualora la variazione di frequenza fosse di maggiore entità, sotto i 47,5 Hz o oltre i 51,5 Hz, le protezioni elettriche dei generatori ne determinerebbero lo scollegamento dalla rete, al fine di proteggerli dai danni provocati rispettivamente dagli elevati sforzi di torsione o da pericolosi “fuorigiri” in caso di repentina perdita di carico; come si può ben capire tali eventi potrebbero portare la rete al collasso (blackout) parziale o totale, come già avvenuto in Italia e all’estero; parleremo di questo in un prossimo articolo.

È pure interessante notare che con l’abbassamento a 49,75 Hz della frequenza di rete, verificatasi l’8 gennaio, è stata sfiorata di poco la disconnessione automatica di un discreto numero di vecchi inverter, relativi ad impianti fotovoltaici di potenza inferiore ai 6 kW installati fino a marzo 2012, con protezioni tarate al valore di 49,70 Hz; un loro distacco avrebbe peggiorato la criticità di rete e se in stagione estiva ancor di più. Ricordiamo qui che per i vecchi impianti  in bassa tensione di potenza superiore ai 6 kW erano state modificate, rendendole meno restrittive, le frequenze di intervento delle protezioni di interfaccia (SPI) a seguito della ormai nota delibera Aeeg 84/12, proprio per evitare che “sofferenze” di rete venissero aggravate dalla troppo subitanea disconnessione  di questi inverter.

Quello che vogliamo evidenziare qui è da un lato la accresciuta sensibilità dei sistemi elettrici nazionali al verificarsi di eventi imprevisti, ma anche l’importanza delle innovazioni tecnologiche e del corretto funzionamento di apparati e protezioni elettriche negli impianti di generazione. L’avvento della generazione distribuita (GD) favorito dagli incentivi al fotovoltaico, iniziato intorno al 2008 con l’installazione di molti impianti fotovoltaici, un autentico “tsunami” se visto con gli occhi dei gestori delle reti di distribuzione, ha infatti sconvolto il vecchio paradigma di sistema elettrico, basato su poche grosse centrali di produzione che alimentano città, paesi e industrie.

Attualmente infatti la GD fornisce un contributo davvero importante al fabbisogno nazionale; ma venendo a mancare però una parte dell’inerzia meccanica tipica dei generatori di grossa taglia, è stata compromessa – almeno in parte – la stabilità del funzionamento della rete. Dobbiamo pensare che esercire un sistema elettrico è paragonabile al guidare un veicolo, a velocità costante, su una strada con asperità e gobbe, quindi accelerando e frenando continuamente ove necessario; analogamente quindi, per i generatori di grossa taglia, la continua compensazione richiesta dalla rete elettrica avviene aumentando o riducendo i flussi di vapore/calore per le turbine termoelettriche e di acqua per le turbine idroelettriche; in ogni caso maggiori richieste di energia sono risolte mediante avvio di altri gruppi di generazione. I grossi quantitativi di energia  generati e consumati quotidianamente sono invece generalmente previsti e pianificati, approvvigionando energia sul mercato elettrico telematico su base giornaliera ed oraria; può non apparire singolare, pertanto, la denominazione “Mercato del Giorno Prima” (MGP) associata ad una specifica tipologia di transazioni; si visiti in proposito il sito del Gestore Mercati Energetici (GME) all’indirizzo https://www.mercatoelettrico.org.

Tornando ai generatori, gli inverter fotovoltaici essendo privi di inerzia meccanica, non sarebbero in grado di contribuire alla stabilità della rete. Usiamo il condizionale perché, rispetto al passato, le attuali normative nazionali ed europee sono corse in aiuto: infatti la pubblicazione dell’ormai noto Allegato A70 del Codice di Rete di Terna e il suo recepimento nelle Norme Cei 0-16, per la Media Tensione e Cei 0-21 per la Bassa Tensione, hanno fatto si che oggi i generatori, e in particolare gli inverter che vengono installati, dispongano di caratteristiche atte a prevenire l’instaurarsi di situazioni critiche; ne abbiamo parlato qui in diversi articoli.

Citiamo tra i requisiti implementati negli inverter:

-l’inserimento e diversificazione di nuove soglie di frequenza e tensione, nelle protezioni di interfaccia (SPI), per permetterne un funzionamento più flessibile in condizioni di criticità;
-l’insensibilità ad abbassamenti e buchi di tensione;
-la capacità di ridurre la potenza erogata in caso di sovratensione;
-la capacità di ridurre la potenza erogata all’innalzarsi della frequenza;
-la capacità di poter funzionare anche con importanti scostamenti della frequenza di rete;
-la predisposizione al controllo della tensione da remoto, da parte degli operatori delle reti di trasmissione e distribuzione;
-la predisposizione, e anche l’attivazione già avvenuta per impianti di grossa taglia, per il telecontrollo delle protezioni di interfaccia da parte degli operatori di trasmissione e distribuzione;
-l’implementazione di logiche di controllo, per gli impianti dotati di accumulatori, che prevedono che tali sistemi debbano assorbire o cedere energia al verificarsi di importanti perturbazioni nella rete.

È stato fatto molto quindi sulla strada di un nuovo paradigma di sistema elettrico, assolutamente necessario in vista dell’agognata decarbonizzazione della generazione elettrica, con sempre meno centrali termoelettriche inquinanti e climalteranti; vogliamo qui citare il termine “inerzia sintetica”, coniato da Terna, a riguardo degli apparati e requisiti implementati nella rete che permettono e permetteranno l’installazione e il funzionamento di maggiori quote di GD.

L’implementazione delle fonti rinnovabili nella rete elettrica è e sarà un’autentica sfida tecnologica per il futuro; l’alternativa purtroppo rimane quella nucleare con tutto lo strascico di dubbi che tale soluzione comporterebbe; gli incidenti  avvenuti a Chernobyl e Fukushima sono sempre a ricordarci i rischi dell’opzione nucleare.

Concludiamo dicendo quanto sia importante che tutti gli apparati installati sulla rete rispettino le normative, siano tarati correttamente e periodicamente controllati, questo per evitare mancati interventi o interventi intempestivi. Si può ben affermare infatti, che ai sistemi di protezione di interfaccia (SPI) degli impianti di generazione in media e bassa tensione, al vecchio e “semplice” ruolo di protezione contro guasti e incidenti, è stato aggiunto il nuovo compito di garantire la continuità di generazione e del servizio in situazioni perturbate.

Author: Vittorio Serafin

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

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