Il corretto funzionamento del sistema elettrico si basa su un principio cardine fondamentale per garantire la stabilità e la sicurezza dello stesso, ossia che in ogni istante di tempo la potenza generata dagli impianti di produzione deve essere esattamente uguale alla potenza assorbita dalle unità di consumo (più le perdite). Questo bilancio istantaneo ha, come noto, un “indicatore” molto sensibile, la frequenza di rete. In un sistema elettrico se un generatore va ad una velocità leggermente diversa rispetto agli altri, tende progressivamente ad allontanarsi sempre di più dalla restante parte di sistema, finché ad un certo punto, la deriva diventa così ampia da fargli perdere completamente il passo. Si dice che “va in fuga”, in quanto non riesce più ad essere trattenuto dal legame elastico con gli altri. Per cui tutte le macchine devono essere interconnesse tramite la rete, che svolge una funzione elastica tra i vari generatori, e devono tutte muoversi in maniera sincrona le une con le altre al fine di mantenere l’intero sistema alla stessa identica velocità.
Piccole fluttuazioni nel valor medio della frequenza in genere sono fisiologiche, avvengono continuamente per le variazioni stocastiche dei carichi e non producono effetti significativi. Altre volte le perturbazioni di frequenza possono essere invece inattese e piuttosto significative, come potrebbe accadere per l’improvviso fuori servizio di un grosso generatore o la perdita di una linea di interconnessione. Vincoli tecnici di rete, infatti, condizionano la possibilità di trasferimento di potenza sulla rete. La violazione dei limiti di corrente di un componente (in particolare delle linee) può comportare il distacco del componente sovraccarico, con conseguente riversamento della potenza su altri collegamenti vicini, che a loro volta si possono sovraccaricare provocando l’intervento dei rispettivi sistemi di protezione. Esistono poi dei valori limite di frequenza, in particolare sotto i 47,5 Hz e sopra i 51,5 Hz, per i quali gli alternatori onde evitare guasti si disconnettono dalla rete. Mancando a quel punto l’energia immessa in rete, si incrementa ulteriormente lo squilibrio di potenza tra generazione e carico, e se ciò non venisse tempestivamente compensato dalle centrali rimaste in funzione, porterebbe altri generatori a disconnettersi dalla rete. La conseguenza naturale di tutto ciò sarebbe l’innesco di un rapido processo di spegnimento a catena, il cui effetto culmina nel black-out. Nella memoria collettiva rimane senz’altro il black-out italiano del 28 settembre 2003 (il più grave evento in tal senso nella storia dell’Italia), verificatosi a causa di un corto provocato dalla caduta di un albero su una linea di importazione con la Svizzera.
Da una decina d’anni a questa parte si è assistito ad un sostanziale cambiamento del sistema elettrico. Gli obiettivi di decarbonizzazione e contenimento delle emissioni di gas serra, fissati dalla commissione europea con scenari di riferimento a medio e lungo termine, hanno modificato fin qui in maniera irreversibile il contesto elettrico nazionale e continentale, tutt’ora ad oggi in continua evoluzione. Attualmente tali politiche si pongono obiettivi ancora più sfidanti, prevedendo il raggiungimento al 2030 di una quota rinnovabile pari al 32% dell’energia prodotta da ciascun Paese, ed una quasi completa decarbonizzazione (al 95%) dell’intero sistema energetico europeo entro il 2050. Una delle principali caratteristiche di alcune tipologie di impianti a fonte rinnovabile è la non programmabilità dei profili di produzione. La producibilità di impianti come l’eolico, il fotovoltaico o l’idroelettrico ad acqua fluente, è per loro natura fortemente dipendente dalla disponibilità di risorsa primaria (vento, sole, acqua) legata alle condizioni climatiche, alle variazioni stagionali e all’alternanza giorno-notte. Per via di tale caratteristica non è possibile comandarne la produzione quando richiesto, se non per ridurne la potenza erogata rinunciando, quindi, all’energia “gratuita” che potrebbero fornire. Alle aleatorietà già importanti dovute alle fluttuazioni della domanda e ai guasti dei componenti del sistema, si aggiunge pertanto la difficoltà nel prevedere la produzione di tali impianti. La gestione in sicurezza del sistema elettrico implica la necessità di mantenere la stabilità della rete elettrica, ossia far in modo che il sistema reagisca sin dai primi istanti al verificarsi di disturbi improvvisi, evitando di andare incontro a stati di funzionamento che possono causarne lo spegnimento. In caso di un evento perturbativo rappresentato ad esempio dalla perdita di un impianto di generazione o di una linea, il sistema elettrico è sede di un fenomeno transitorio in cui i parametri elettrici (in particolare la frequenza di rete) subiscono delle oscillazioni rispetto ai valori nominali. Maggiore è l’entità della perturbazione e maggiore sarà il fenomeno transitorio associato. La capacità del sistema di “resistere” ad uno sbilanciamento tra generazione e carico nei primissimi istanti a valle della perturbazione senza eccessive variazioni della frequenza di rete è misurata dal parametro inerzia di rete. Tradizionalmente l’inerzia di rete è fornita dai gruppi termici convenzionali che rappresentano la stragrande maggioranza della generazione di tipo “rotante”. In generale, si può affermare che la progressiva dismissione o esclusione delle unità di produzione convenzionali dal mercato elettrico, in favore di impianti di generazione a FRNP interfacciati alla rete tramite elettronica di potenza, riduce il numero di generatori rotanti sulla rete comportando un duplice impatto negativo:
– Compromissione della riserva disponibile per la regolazione;
– Riduzione della quantità di inerzia complessiva della rete.
Quando la generazione da FRNP copre una quota rilevante del carico, oltre alla scarsità di capacità di regolazione (margine di riserva di potenza), fin qui esaminata, può verificarsi nel sistema anche un deficit di inerzia.
La progressiva decarbonizzazione del sistema elettrico, pertanto, determina la necessità di richiedere nuovi servizi prima non necessari, o che non era necessario richiedere in quanto forniti in maniera gratuita dal sistema elettrico, quali appunto l’inerzia, garantita dalle grandi macchine rotanti connesse al sistema elettrico per la generazione di energia elettrica e che viene a mancare per effetto della progressiva riduzione di potenza rotante dispacciata. Al fine di garantire un sistema elettrico flessibile rende necessario approvvigionarsi di servizi di rete da tutte le risorse disponibili a fornirli, aprendo il mercato dei servizi e incentivando la partecipazione a nuove risorse, quali ad esempio generazione distribuita, Sistemi di Accumulo (SdA) e domanda. Tra i nuovi servizi di regolazione della frequenza troviamo l’inerzia sintetica e la fast reserve. Questi servizi sono importanti per garantire una migliore risposta dinamica del sistema elettrico nei primi istanti successivi ai transitori di frequenza, ad oggi fornita dai generatori tradizionali connessi al sistema.
L’introduzione dei sistemi di accumulo favorirebbe anche l’integrazione delle fonti non programmabili, costituendo allo stesso tempo un’importante risorsa per la stabilizzazione delle reti, sia interconnesse che in isola. Sono molteplici le tecnologie che si differenziano sulla base del metodo di conversione utilizzato per l’accumulo di energia elettrica (meccanico, di energia potenziale, elettrochimico, elettrostatico etc.). Altra modalità di classificazione si basa sulle caratteristiche prestazionali offerte da tali sistemi. Si possono distinguere quindi SdA con: prestazioni in energia, caratterizzati dal dover scambiare potenza in modo continuativo per alcune ore, aventi quindi buone autonomie e basso valore del rapporto potenza/energia; prestazioni in potenza, che lavorano erogando una potenza molto elevata per tempi brevi, quindi con autonomie ridotte fino a poche decine di minuti, e caratterizzati da un elevato valore del rapporto potenza/energia. Analogamente alla distinzione tra generazione centralizzata e distribuita, è poi possibile distinguere tra sistemi di accumulo centralizzati, ovvero sistemi di taglia molto grande a partire da decine di MW, installati in AT e a supporto del sistema di trasmissione, e sistemi di tipo distribuito, di taglia ridotta, dal kW fino a qualche MW e installati in prossimità dell’utenza.
Fra le possibili soluzioni tecnologiche disponibili o in fase di sviluppo di accumulo di energia elettrica, che più si adattano a svolgere questo tipo di applicazione, rivestono particolare interesse i sistemi di accumulo di tipo elettrochimico, in particolare le batterie agli ioni di litio. Tali sistemi sono conosciuti per la loro grandissima versatilità di impiego e modularità, ma anche e soprattutto per la loro capacità nel fornire elevate risposte in potenza entro tempi ridottissimi. Questa proprietà li rende particolarmente adatti per il contenimento delle deviazioni di frequenza. Ciò può essere sfruttato non soltanto per generare la potenza necessaria ad assolvere le funzioni di regolazione primaria, ma principalmente come contributo inerziale nei primi istanti dalla perturbazione consentendo un esercizio più stabile e flessibile della rete stessa. Tra i principali vantaggi, i sistemi di accumulo elettrochimico si caratterizzano per la velocità e la precisione nell’erogazione di potenza, soprattutto se confrontati con l’azione dei regolatori di velocità comunemente usati negli impianti tradizionali. Avendo tempi di risposta inferiori al secondo, mostrano dunque prestazioni superiori per questo tipo di servizi rispetto a quelle degli impianti termoelettrici. Essendo poi in grado di transitare rapidamente dalla condizione di carica a quella di scarica possono coprire una banda di regolazione di ampiezza pari alla somma delle potenze massime di carica e di scarica.
Mediante l’introduzione di opportune logiche di controllo, i sistemi di accumulo possono: fornire il margine di regolazione erogando o assorbendo energia dalla rete, qualora fosse necessaria rispettivamente una regolazione a salire o scendere; emulare la risposta inerziale delle macchine elettriche rotanti, fornendo la cosiddetta “inerzia sintetica”.
