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I piani di difesa - Alberto Borghetti -

Le condizioni in cui si può trovare ad operare un sistema elettrico sono tradizionalmente classificate in cinque stati (Fink e Carlsen 1978):
– lo stato normale,
– lo stato normale vulnerabile (cosiddetto di allarme),
– lo stato di emergenza,
– lo stato di emergenza estrema,
– lo stato di ripristino del servizio (dopo black-out).

Nello stato normale, il sistema elettrico è in grado di soddisfare il carico richiesto, senza che alcun componente sia sovraccaricato, e rispetta inoltre i previsti criteri di sicurezza; in altre parole, i margini diriserva (sia di TRASMISSIONE sia di generazione) sono considerati sufficienti per far fronte ai disturbi ritenuti ragionevolmente probabili (1).

La condizione operativa del sistema è classificata invece come stato normale vulnerabile, quando le condizioni di funzionamento non soddisfano i margini di riserva previsti, adeguati alla probabilità del verificarsi delle varie perturbazioni.

Se, in tale condizione, si verifica una perturbazione sufficientemente severa, tale per cui alcuni componenti risultano sovraccaricati, il sistema si porta a funzionare in condizioni di emergenza.
Per riportare nelle condizioni normali un sistema che si trova in stato normale vulnerabile oppure in stato d’emergenza, ed evitarne quindi il collasso, il gestore predispone un piano di difesa.
Quello adottato in Italia dal GRTN è costituito da un insieme di azioni automatiche o manuali.

Una sintetica descrizione delle azioni automatiche è riportata alla nota (2).

Le azioni manuali sono quelle che gli operatori del GRTN eseguono quando riscontrano il progressivo degrado delle condizioni operative del sistema: sono previsti sia il blocco di alcuni regolatori – che in certe condizioni possono avere effetti negativi sulla stabilità del sistema (si veda ad es. Van Cutsem e Vournas 1998, Borghetti et al. 2000) – sia la riduzione del carico alimentato.

La riduzione del carico è effettuata mediante l’azione manuale su due banchi dotati di appositi pulsanti: il «banco manovra interrompibili» ed il «banco manovra emergenza».
Mediante il «banco manovra interrompibili» possono essere disconnessi alcuni utenti industriali, in genere caratterizzati da notevole potenza richiesta, il cui contratto di fornitura prevede la possibilità d’interruzione del servizio senza preavviso (3).

Mediante il «banco manovra emergenza» possono essere realizzati sia distacchi di carico localizzati in aree minori sia distacchi generalizzati su vastearee.

Dal «banco manovra emergenza» possono anche essere inviati segnali ad alcune centrali per determinarne un rapido incremento del livello di produzione.
Oltre a queste azioni, il piano di difesa del sistema elettrico italiano prevede anche il cosiddetto Piano di Emergenza per la Sicurezza del Sistema Elettrico (PESSE), che consiste in una ripartizione ciclica di interruzioni razionalizzate di carico attuate dalle società di DISTRIBUZIONE su richiesta del GRTN.

Il PESSE è attivato se un’area del sistema è sottoposta ad un deficit prolungato di produzione.
A tale piano partecipa la cosiddetta utenza diffusa nelle ore diurne e la grande industria fino alle ore 22. (Alcune utenze, per la loro funzione o per i servizi erogati, possono essere escluse dai piani di alleggerimento).

Tale piano è stato recentemente attuato il giorno 26 giugno 2003 e ad esso i media hanno dato ampio risalto, pur non essendosi trattato di un collasso del sistema (4).

Se le azioni previste dal piano di difesa non sono attuate tempestivamente o sono inefficaci, il sistema non è più in grado complessivamente di soddisfare alle richieste di carico e si ha quindi la mancata alimentazione di una parte considerevole dell’utenza e, in genere, la separazione funzionale della rete in porzioni, che cercano autonomamente di evitare il collasso finale (il sistema si trova nello stato di emergenza estremo).

È questo lo scenario dei «classici» blackout, quali, ad esempio, «The Great Northeast Blackout» (1965) e «The New York Blackout» (1977) e del recente black-out del sistema elettrico del Nord-Est americano, verificatosi il 14 agosto scorso (5).

Il più recente evento di questo tipo che ha interessato il sistema elettrico del nostro Paese è avvenuto il 24 agosto 1994: l’incidente causò la separazione della parte meridionale della rete dal resto del sistema ed il suo conseguente collasso, e ciò nonostante l’attuazione del piano di difesa con la riduzione del carico mediante relè sensibili al valore della FREQUENZA.

In Cima et al. (1996) è riportata una ricostruzione dell’evento ottenuta anche mediante i risultati di un simulatore numerico di rete.

Il successivo ripristino del servizio dopo black-out è, in genere, un processo lento e complesso, dato che solo particolariimpianti di produzione hanno la possibilità di potersi avviare senza tensione in rete e che la energizzazione dei diversi componenti e carichi determina tipicamente transitori di notevole entità.

È predisposto quindi, da parte del Gestore della rete, un piano di riaccensione dopo black-out.

Il piano utilizzato in Italia (6) prevede di impiegare, per la prima riaccensione, o parti del sistema non interessate dal black-out o gruppi idroelettrici dotati di appositi sistemi di regolazione della FREQUENZA.

Alcuni studi sono stati compiuti al fine di poter utilizzare come centrali di prima accensione anche i gruppi termoelettrici a vapore ripotenziati con turbine a gas (si veda ad es. Borghetti et al. 2001); altri riguardano innovative procedure di ripristino del servizio in regime di libero mercato (Barsali et al. 2001).

(1) Ad esempio, un tipico margine di riserva necessaria è quella che consente di fare funzionare il sistema nella condizione cosiddetta di «sicurezza n – 1», ossia nella condizione in cui si ha il soddisfacimento di tutte le richieste di carico senza sovraccarichi anche nell’eventualità di un improvviso fuori servizio di un componente del sistema.

(2) Le azioni automatiche previste dal piano di difesa del GRTN (documentazione disponibile nel sito http:// www.grtn.it) sono: – riduzione rapida del carico elettrico alimentato dalla rete, comandato mediante elaboratori (EDA, elaboratori distacco del carico), al verificarsi del fuori servizio accidentale di una di quelle linee la cui perdita, in particolari condizioni operative, determinerebbe la separazione della rete; – riduzione del carico mediante relè sensibili al valore della FREQUENZA, ossia relè che distaccano quote crescenti di carico al diminuire della FREQUENZA di rete. La FREQUENZA della rete è l’indice di equilibrio fra produzione e consumo. La sua diminuzione indica che vi è un deficit di produzione rispetto al carico richiesto. La riduzione del carico in base al valore di FREQUENZA, detta pianodi alleggerimento del carico, è quindi utile soprattutto successivamente ad una separazione di una parte della rete che stava importando energia e si trova, quindi, in deficit di produzione; – distacco dalla rete di alcuni gruppi di produzione al verificarsi della perdita di servizio di alcune linee. Tale procedura, detta telescatto di gruppi di produzione, è adottata per i gruppi che in condizioni normali producono ad un livello maggiore di quello previsto dal criterio di sicurezza n – 1, poiché, in particolari configurazioni, la parte della rete alla quale sono connessi non è in grado di trasmettere tutta la potenza prodotta. La procedura è adottata al fine di non penalizzare economicamente le società di produzione con gruppi connessi a tali parti della rete; – formazione di isole di carico alimentate da piccole centrali termoelettriche non dotate di procedura di rifiuto di carico; – azione di dispositivi cosiddetti antipendolanti che bloccano l’intervento delle protezioni delle linee in caso di sovraccarichi transitori, ma comandano il distacco della linea quando riconoscono la perdita della sincronizzazione fra zone diverse della rete.

(3) Si veda la pubblicazione «Gestione del banco manovra interrompibili» disponibile nel sito del GRTN: http:// www.grtn.it.

(4) Secondo il rapporto mensile sul sistema elettrico di giugno 2003, redatto dal GRTN e disponibile nel suo sito (http://www.grtn.it), il 26 giugno sono state attivate riduzioni del carico corrispondenti ad un indice di disalimentazione per l’intera rete pari a 16:17 (minuti:secondi). L’indice di disalimentazione, riferito ad un determinato intervallo tempo-rale, è definito dal rapporto fra l’energia non fornita e la punta del fabbisogno di potenza nel periodo in esame.

(5) Una descrizione dei primi due eventi è disponibile al sito http://blackout.gmu.edu. Una analisi tecnica del blackout del 1965 e delle sue conseguenze è anche riportata in Vassell (1991). Anche la parte nord occidentale della rete nordamericana è stata interessata da eventi d’instabilità, ad esempio nel 1994 e nel 1996 (Taylor 1999). Il più grave è quelloavvenuto il 10 agosto del 1996 in cui un guasto in tre linee di TRASMISSIONE in Oregon ha portato, attraverso una serie d’eventi a cascata, al black-out in 11 Stati dell’Unione e due province canadesi, lasciando circa 7 milioni di utenti senza energia elettrica per un tempo che si è esteso anche a 16 ore. I dati caratteristici dei disturbi avvenuti nel sistema elettrico nordamericano dal 1984 sono reperibili nella banca dati del North American Electric Reliability Council (NERC) http:// www.nerc.com/~dawg/database.html. Informazioni sul blackout nella rete nordamericana avvenuto nel luglio scorso sono reperibili nei siti: http://www.pserc.wisc.edu/Resources.htm e http://www.ksg.harvard.edu/hepg/Blackout.htm.

(6) La pubblicazione «Il piano di riaccensione» del GRTN è reperibile nel sito http://www.grtn.it. Per un recente rapporto delle prove di riaccensione si veda Sforna e Bertanza (2002).