L’inerzia delle reti elettriche viene misurata nell’unità di gigawatt-secondo (GWs). La capacità di ogni singola unità di produzione di aggiungere energia rotazionale al sistema è misurata da una costante inerziale nell’unità di secondi
Oggi molte delle reti elettriche più grandi del mondo si trovano ad affrontare nuove sfide per sostenere i livelli di affidabilità che hanno reso indispensabile l’elettrificazione. Oltre alle sfide fisiche di affidabilità, ci sono state sfide di immaginazione e politica. In passato, l’affidabilità dipendeva spesso dalla questione di cosa sarebbe successo se una centrale elettrica o una linea elettrica chiave si fosse guastata inaspettatamente.
La quota in rapida crescita dell’approvvigionamento energetico da fonti quali impianti eolici e solari e la creazione di interconnessioni tra diverse regioni della rete, Paesi o persino continenti utilizzando cavi ad alta tensione in corrente continua (HVDC) introducono nuove considerazioni sull’affidabilità legate alle condizioni meteorologiche e difetti nel software di controllo che richiedono un’attenta valutazione.
RETI ELETTRICHE E TURBINE EOLICHE
Nell’ultimo secolo quasi ogni rete moderna è dipesa da grandi centrali elettriche centralizzate con turbine eoliche alimentate con combustibili fossili e, in alcuni casi, grandi centrali nucleari e idroelettriche. Quelle turbine generano ingenti quantità di elettricità insieme ad enormi quantità di inerzia, contribuendo a stabilizzare la rete. Maggiore è il volume di elettricità fornita da tali fonti, maggiore è l’inerzia. Poiché le reti con molta inerzia possono resistere a shock e interruzioni, sono molto più affidabili di quelle che dipendono da un minor numero di turbine eoliche.
In molti Paesi ci sono pressioni politiche e tecnologiche per riconfigurare le reti elettriche in modo da ridurre il ruolo delle grandi turbine. Tali cambiamenti includono una maggiore decentralizzazione della fornitura elettrica, ad esempio attraverso il passaggio alle microreti e al fotovoltaico sui tetti che operano localmente. Allo stesso tempo, molte reti si stanno spostando verso fonti eoliche e solari, che in genere non forniscono inerzia.
L’INERZIA NELLE TURBINE EOLICHE
Poiché l’offerta elettrica deve sempre eguagliare il consumo – è così che funzionano le reti, collegando fornitori e utenti letteralmente alla velocità della luce – la rete deve rispondere a questa perdita. La perdita di fornitura viene compensata dal rallentamento della rotazione di tutte le unità sincrone collegate al sistema (quindi si riduce la frequenza) e l’energia sottratta da questo rallentamento viene rilasciata in rete sotto forma di produzione elettrica che compensa per la perdita dell’approvvigionamento.
Maggiore è l’inerzia di un sistema, più lenta e piccola sarà la variazione di frequenza per ogni dato disturbo. L’inerzia crea quindi il tempo affinché la regolazione della potenza attiva del sistema possa rispondere e stabilizzarsi in seguito ai disturbi.
L’inerzia di una rete, nel complesso, viene misurata nell’unità di gigawatt-secondo (GWs). La capacità di ogni singola unità di produzione di aggiungere energia rotazionale al sistema è misurata da una costante inerziale nell’unità di secondi. Solo le unità di produzione collegate in modo sincrono che girano con la frequenza della rete possono contribuire direttamente all’inerzia del sistema.
Inoltre, in genere contribuiscono solo quando sono in funzione e forniscono energia alla rete, motivo per cui gli operatori di rete, preoccupati per la stabilità della rete, spesso ordinano che generatori aggiuntivi siano sincronizzati e generino energia, anche se tutta quell’energia aggiuntiva in quel momento non è necessaria.
Le unità sincronizzate – le uniche che possono aggiungere inerzia a una rete – tipicamente includono centrali termoelettriche più grandi che fanno uso di turbine a vapore e a gas (nucleare, carbone, gas, petrolio, biomassa, rifiuti e geotermica), così come le turbine nelle centrali idroelettriche e gli impianti di stoccaggio dell’energia idroelettrica con pompaggio.
L’ENERGIA ROTAZIONALE DELLE TURBINE EOLICHE
Le turbine eoliche hanno un’energia rotazionale intrinseca, ma le attuali tecnologie eoliche non implicano il collegamento sincrono delle unità alla rete. Il fotovoltaico è completamente privo di parti rotanti e di energia immagazzinata. Né l’energia eolica né quella solare apportano quindi alcun contributo naturale all’inerzia del sistema; all’estremo, un sistema energetico sincrono alimentato interamente dalla generazione solare ed eolica, senza altre misure compensative, avrebbe quindi un’inerzia pari a zero, sarebbe estremamente sensibile a qualsiasi disturbo e probabilmente molto inaffidabile.
Le masse rotanti più pesanti su qualsiasi rete – che spesso forniscono la massima inerzia sia in termini relativi che assoluti – sono i gruppi di turbine a vapore delle grandi centrali nucleari. Per le singole unità nucleari più grandi con una potenza nominale superiore a 1.200 MW, la catena dell’albero con le sue turbine e i rotori del generatore può essere lunga fino a 70 metri e avere una massa rotante totale superiore a 1.100 tonnellate.
Turbine così grandi funzionano “a metà velocità”, ovvero la massa ruota a metà della frequenza della rete (1.500 giri al minuto per griglie a 50 Hz, 1.800 per griglie a 60 Hz), per limitare lo stress da trazione. È necessaria un’enorme quantità di energia per accelerare o rallentare un componente così pesante, che è l’intuizione dietro l’effetto di smorzamento che una turbina di questo tipo ha su qualsiasi disturbo nella rete.
I DATI SULL’INERZIA DEGLI IMPIANTI E LE CRITICITÀ
Tuttavia, i calcoli dettagliati dei contributi di inerzia per i singoli impianti raramente vengono resi pubblici. Ad esempio, il reattore svedese Oskarshamn-3 – attualmente il più potente reattore ad acqua bollente del mondo – contribuisce fino a 13,25 GW, con una corrispondente costante di inerzia di circa 8 secondi. Un sistema di alimentazione dev’essere in grado di fronteggiare la perdita del singolo componente più grande, rimanendo entro i limiti di deviazione totale della frequenza.
I requisiti di inerzia sono indipendenti dalla dimensione della rete elettrica nel suo complesso e dipendono solo dall’entità del disturbo massimo che la rete dovrebbe essere in grado di gestire. Le situazioni future più impegnative di gestione della frequenza si presenteranno quindi nei sistemi di alimentazione isolati più piccoli, che stanno pianificando la transizione verso una grande frazione di produzione di energia ad inerzia zero (ad esempio il fotovoltaico e l’eolico), pur mantenendo dei possibili problemi e guasti individuali, come i principali cavi di interconnessione e parchi eolici offshore nel Regno Unito e in Irlanda (guasti da oltre 1.400 MW in reti piccole e isolate) o grandi parchi solari fotovoltaici in reti più piccole in Medio Oriente.
LE POSSIBILI SOLUZIONI
Le turbine eoliche, mentre girano, raramente sono sincronizzate con la rete, quindi non offrono l’inerzia che stabilizza le reti. I sistemi solari fotovoltaici forniscono elettricità tramite processi elettronici che non coinvolgono turbine, né inerzia. Queste due tendenze – decentralizzazione e ruolo molto più importante per le energie rinnovabili – hanno portato anche molti operatori di rete ad installare un numero crescente di sistemi di accumulo di batterie, che sono dispositivi elettronici che non forniscono intrinsecamente inerzia.
Stanno emergendo delle nuove tecnologie e procedure per sostituire alcuni dei servizi che l’inerzia delle turbine forniva. Ad esempio, dispositivi elettronici che possono aiutare a stabilizzare la tensione e la frequenza della rete.
L’IMPORTANZA DELL’AFFIDABILITÀ DELLE RETI ELETTRICHE
L’affidabilità resta però la parola d’ordine per le reti moderne. E come questi nuovi sistemi elettronici funzioneranno su larga scala è ancora difficile da capire. L’inerzia resta essenziale. In tutto il mondo alcuni operatori di rete stanno iniziando a fare i conti con le conseguenze del calo dell’inerzia.
L’Oxford Institute of Energy Studies ha esaminato il problema, concentrandosi sulle esperienze degli operatori di rete in Gran Bretagna e nel gruppo regionale nordico. La rete britannica è di particolare rilievo perché ha visto il passaggio più rapido verso una rete più decentralizzata e verso un ruolo molto più importante per l’energia rinnovabile intermittente (principalmente eolica, ma anche solare).
LE RETI ELETTRICHE DEL REGNO UNITO
Nel caso del Regno Unito, le politiche che hanno ridotto l’uso dei generatori e favorito le rinnovabili intermittenti hanno spinto la rete verso un’inerzia in declino. La perdita di inerzia è stata un sottoprodotto in qualche modo inaspettato e del tutto involontario di questi progetti e politiche di mercato.
L’esperienza britannica è un caso di studio importante per altre autorità di rete e ricorda che i politici possono perseguire nuove tecnologie per ragioni importanti: il passaggio britannico alle energie rinnovabili ha ridotto l’inquinamento da carbone e altri combustibili fossili ma, nel Regno Unito, la riconfigurazione con abbondante energia intermittente e altre azioni – incluse le interconnessioni internazionali e la mancata aggiunta di nuova generazione alimentata da turbine sincrone – hanno un impatto negativo sull’inerzia della rete.
LE RETI ELETTRICHE DEI PAESI NORDICI
Molti altri operatori di rete – nei Paesi nordici, in parti degli Stati Uniti come la California e altrove – si trovano ad affrontare dei problemi simili. Nella rete nordica – che comprende Svezia, Norvegia, Finlandia e metà della Danimarca – il pensionamento prematuro delle unità nucleari insieme all’espansione dell’energia eolica hanno ridotto l’inerzia del sistema e, di conseguenza, costretto gli operatori di rete a sviluppare e finanziare un nuovo modo per sostenere il mercato, offrendo come minimo un’azione attenuante temporanea. L’esperienza nordica suggerisce anche la necessità di una consapevolezza molto più chiara a livello di sistema su come le componenti digitalizzate della rete possano fallire o influenzare l’affidabilità in modi precedentemente inaspettati.
Queste esperienze suggeriscono un programma per molti altri Paesi. I sistemi di rete che si allontanano dalle centrali elettriche con turbine eoliche sincrone necessitano di una strategia per affrontare la perdita di inerzia. Una migliore consapevolezza della situazione può aiutare, così come gli incentivi per incoraggiare il mantenimento e la produzione di inerzia.