I Sistemi di Accumulo e l’Inerzia di Sistema

I SdA (Sistemi di Accumulo) possono fornire una risposta in potenza molto rapida, rendendo disponibili per brevi periodi potenze anche nettamente superiori a quella nominale

Fra le criticità di esercizio del sistema elettrico associate alla crescente penetrazione della generazione FRNP (Fonti Rinnovabili Non Programmabili) è importante considerare la riduzione dell’inerzia del sistema, una grandezza legata alla massa dei rotori (turbina-alternatore) delle macchine collegate alla rete. Infatti, i transitori di frequenza del sistema elettrico a seguito di guasti sono contrastati nei primi istanti dopo il guasto (fino a 500 millisecondi dall’insorgenza del guasto) dall’inerzia delle macchine rotanti.

La rapidità e l’entità della risposta del sistema elettrico nei primi istanti successivi a un disturbo sono cruciali per garantire la stabilità e la continuità del servizio: un valore troppo basso dell’inerzia di sistema potrebbe non essere in grado di far fronte a una contingenza del sistema, che potrebbe diventare critica e provocare l’intervento dei dispositivi automatici di difesa del sistema elettrico, con conseguente disalimentazione di una parte del carico.

Quando la generazione FRNP copre una quota rilevante del carico, oltre alla scarsità di capacità di regolazione (margine di riserva di potenza), può verificarsi nel sistema anche un deficit di inerzia. Infatti i generatori FRNP di solito non sono in grado di fornire risposta inerziale, perché non dispongono di un “volano” energetico (è questo il caso del fotovoltaico) o, quando lo possiedono (come nel caso dell’eolico), le tipologie di macchine elettriche con cui sono realizzati non offrono questa caratteristica.

Le criticità sono particolarmente evidenti in sistemi elettrici isolati o debolmente interconnessi (per esempio, quello irlandese), ma si presentano ormai anche in sistemi interconnessi di grandi dimensioni. I SdA (Sistemi di Accumulo) possono fornire una risposta in potenza molto rapida, rendendo disponibili per brevi periodi potenze anche nettamente superiori a quella nominale. Questa caratteristica può essere sfruttata, con l’ausilio di opportune logiche di controllo, per incrementare i margini di regolazione e migliorare la risposta inerziale dell’intero sistema elettrico considerato.

Il contributo all’inerzia da parte di un SdA di 20 MW è stato simulato (per i dettagli della simulazione si veda il Libro Bianco sugli Accumuli) nel modello del sistema elettrico della Sardegna, valutando quantitativamente il supporto che il SdA è in grado di fornire alla stabilità della frequenza in occasione di gravi disservizi di rete che avvengano in presenza di grandi quantità di generazione FRNP in esercizio.

Occorre tuttavia osservare che a oggi il mercato elettrico non prevede un riconoscimento economico di tale servizio, che si ritiene già intrinsecamente fornito dalle unità convenzionali in esercizio. Qualora risultasse necessario che tale servizio sia reso anche dai SdA, per sopperire alla carenza di generatori “rotanti”, andrebbe prevista un’esplicita e adeguata remunerazione del servizio stesso, per contribuire al recupero dei costi di investimento.