6. 3.25:25 Airolo-Mettlen (740 MW). Il Canton Ticino è separato dalla rete svizzera 3.25:33 Soverzene-Lienz (309 MW). 3.25:33 Rondissone-Albertville (841+682 MW): Separazione di I e F 3.25:28 Avise-Riddes (281 MW) e Riddes-Valpelline (299 MW) 3.25:33 Le Broc Carros- Camporosso (248 MW) 3.25:32 Albertville-La Coche (F). Instabilità rapida di tensione 3.25:34 Redipuglia-Divaccia (646 MW): L’Italia rimane connessa solo attraverso un collegamento 132 kV in modo asincrono 3.26:30 Separazione completata

8. Il progetto ha l’obbiettivo di riprodurre e simulare l’andamento di alcune grandezze elettriche, con particolare attenzione alla frequenza, della rete italiana negli istanti immediatamente successivi alla separazione completa dal resto d’Europa.

10. Il gruppo macchina, costituito da una turbina accoppiata ad un alternatore permette di trasformare energia primaria, normalmente termica o idrica, in energia elettrica.

19. Quanto precedentemente detto è riassumibile nel seguente schema a blocchi: La potenza regolante in ingresso (Dpr) è legata alla variazione di frequenza relativa (Df*) Il tempo di avviamento Ta è dato dal rapporto ( J · ω 0 ) / C0; Valori tipici sono: per gruppi a vapore circa 8s e per gruppi idrici circa 6 s.

20. Tutti gli elementi fino a qui analizzati si traducono nello schema a blocchi che segue: Il termine relativo DQ 0 * che può essere positivo o negativo, rappresenta la variazione del carico (perturbazione) che attiva la regolazione primaria. Il segno negativo di DQ0* indica un aumento di carico che comporta un valore di Df negativo; al segno positivo invece corrisponde una diminuzione del carico e un conseguente aumento di frequenza. Il termine G2 del blocco di retroazione, favorevole alla stabilità di funzionamento del sistema, rappresenta l’energia autoregolante del carico. Per metterci nelle condizioni di funzionamento più sfavorevoli, non lo abbiamo considerato.

22. Considerazioni iniziali: Tutte le potenze coinvolte sono state riferite alla potenza importata dall’estero al momento della separazione della rete italiana, che era pari a 6700 MW. Ciò determina la presenza dei blocchi “moltiplicatori” indicati nello schema con la sigla “rel”: In alcuni casi essi non compaiono esplicitamente nello schema complessivo perché inclusi nei blocchi corrispondenti a sottosistemi (come ad esempio il blocco del distacco “generatori non regolanti”). Le centrali sono state suddivise in due gruppi: quelle regolanti, che partecipano alla regolazione primaria e quelle non regolanti. Abbiamo tenuto conto di queste ultime soltanto per quanto riguarda il loro eventuale distacco intempestivo. La potenza regolante di una centrale non è infinita ma limitata ad un valore massimo. Per questo motivo sono stati creati appositi blocchi limitatori. Nella simulazione, abbiamo comandato gli eventi di distacco di carichi o generazioni in funzione o dell’istante nel tempo o del valore della frequenza utilizzando appositi blocchi logici. La decisione, basata sui dati a nostra disposizione, è stata presa caso per caso

24. Modello complessivo

26. Blocchi di esclusione dei regolatori primari. Durante la perturbazione, si sono avuti distacchi intempestivi di centrali elettriche. Questi blocchi ne consentono la simulazione escludendo i regolatori primari secondo una sequenza temporale evinta dai documenti disponibili. Sezione di generazione

27. Blocchi limitatori dell’energia regolante Limitano il valore dell’energia regolante in funzione delle caratteristiche della centrale a cui si riferiscono. Il blocco non compare per “Montalto-Trino-Livorno” perché considerato inutile a causa del subitaneo distacco dal servizio di questi gruppi regolanti . Sezione di generazione

31. Import Rappresenta il deficit iniziale di potenza verificatosi all’istante della separazione dall’estero (6700 MW). Il blocco, è rappresentato come un carico che all’istante t = 2 s viene a gravare sulla rete elettrica italiana funzionante in “isola”. Blocco “aumento carico per aumento tensione” Il blocco tiene conto del fatto che il carico è funzione della tensione e questa aumenta durante il transitorio. Complesso del carico

32. Il distacco delle centrali idroelettriche di pompaggio, che sfruttano l’energia notturna eccedente al fine di riportare l’acqua negli invasi, fa parte delle strategie messe in atto per contrastare l’insorgenza di un blackout. Nella nostra simulazione abbiamo escluso le centrali di pompaggio in funzione del tempo, altre in base al valore della frequenza, secondo i dati disponibili Distacco pompaggi in funzione del tempo. Il blocco rappresenta due gruppi la cui uscita dal servizio avviene in successione. Complesso del carico

33. Distacco pompaggi in funzione della frequenza. L’esclusione di alcune centrali di pompaggio è avvenuta comparando la frequenza di rete al valore di riferimento per il distacco. Ciò è stato possibile perché siamo in possesso di dati precisi. Complesso del carico

34. Sottosistema “distacco carichi utenze “. L’alleggerimento del carico è una parte codificata del piano di difesa della rete: i carichi sono stati suddivisi su 11 gradini per un valore complessivo di 4000 MW escludibili a tempo secondo i valori suggeriti dal piano di difesa. Naturalmente sono state escluse per prime le utenze meno importanti . Complesso del carico

35. Inerzia equivalente: Il blocco rappresenta l’inerzia media equivalente di tutti i gruppi di generazione, compresi anche quelli non regolanti. Il Tae è il risultato di una media pesata fra le costanti di tempo delle centrali termoelettriche ed idroelettriche presenti nella rete, tenendo conto anche delle rispettive potenze generate. Il semplice calcolo qui riportato : ( PT idroe x Tae idroe + PT termoe x Tae termoe ) / PT = 9.7 sec evidenzia che il Tae assume un valore molto vicino a 10 sec come era nelle aspettative, visto il contributo estremamente rilevante della potenza generata dalle centrali termoelettriche rispetto alle idroelettriche. Inerzia equivalente

38. Nel grafico sovrastante è riportato l’andamento reale della frequenza registrata nella stazione di Musignano (linea blu) e della sua derivata (linea rossa). Sono presenti inoltre le indicazioni dei tempi degli istanti di distacco delle maggiori centrali di produzione, che hanno determinato l’insorgenza del blackout.

39. Potenza totale generata (disponibile). La curva ha sempre valore negativo ad evidenziare i distacchi intempestivi di alcune centrali di produzione. Quando la pendenza è nulla, non si verificano eventi. Le variazioni negative corrispondono ad un distacco di centrale, le variazioni positive evidenti nella prima parte del grafico sono dovute all’intervento della regolazione. Distacco dei carichi. Si osserva la perturbazione iniziale di grande entità. I gradini negativi corrispondono agli alleggerimenti di carico del piano di difesa. Quelli positivi schematizzano a gradino gli aumenti di carico conseguenti all’incremento del valore della tensione , aumenti che a rigore dovrebbero essere modellizzati in modo continuo

40. Potenza totale regolante . L’incremento di potenza evidente nella prima parte del grafico è dovuto all’intervento della regolazione che nel prosecuzione del transitorio ha sempre diminuito la sua efficacia a causa dei distacchi sequenziali delle centrali regolanti, nonché di una diminuzione non voluta dovuta a malfunzionamenti dei sistemi di regolazione Distacco delle centrali regolanti. La logica da noi seguita nello schema a blocchi fa corrispondere segno positivo al distacco di una centrale regolante. Ciò premesso, ad ogni gradino corrisponde l’uscita dal servizio di una singola centrale .

41. Il grafico ha solo lo scopo di indicare che la potenza gestita da un regolatore non può assumere valori infiniti ma è limitata ad un valore massimo scelto in funzione delle caratteristiche delle singole centrali.