Che cos'è l'inerzia?

Nel linguaggio di tutti i giorni, l'inerzia significa semplicemente una tendenza a rimanere invariati. Quando si parla di essere sopraffatti da un senso di inerzia, di solito si intende sentirsi bloccati o agire per abitudine. In fisica, l'inerzia è la resistenza a un cambiamento di velocità. Avete presente la ruota di un criceto che continua a girare anche dopo che il criceto ha smesso di correre? Questa è l'inerzia.

Ma come si applica questo concetto all’energia? Molti generatori tradizionali (centrali a carbone, a gas e nucleari) utilizzano parti rotanti - ad esempio turbine e alternatori - per produrre energia. Queste parti ruotano a una frequenza che corrisponde e sostiene quella del sistema elettrico (50 Hz). Quando un generatore perde potenza, queste parti in movimento tendono a continuare a girare alla stessa frequenza. (Un generatore ruota per produrre energia. Se sta perdendo potenza, probabilmente ruoterà anche più lentamente.) L'energia cinetica immagazzinata in queste parti rotanti viene chiamata "inerzia".

L'inerzia aiuta National Grid ESO a mantenere la frequenza della rete intorno ai 50 Hz. Quando si verifica una deviazione di frequenza, il tasso di variazione della frequenza (RoCoF) aumenta. (Il tasso di variazione della frequenza indica la velocità con cui cambia la frequenza - ed è misurato in Hz/secondo. In sostanza, ci dice quanto è robusta la rete in un dato momento.) L'inerzia aiuta a rallentare il RoCoF.

Quando un generatore perde potenza, c'è generalmente una finestra di quattro o cinque secondi in cui queste parti rotanti producono inerzia. Tuttavia, questi pochi secondi permettono ai sistemi meccanici della rete di rilevare lo squilibrio (tramite l'aumento del RoCoF) e di comunicare ai generatori di accelerare o rallentare. Per usare le parole della stessa ESO, "l'inerzia si comporta un po' come gli ammortizzatori delle sospensioni della tua auto".

Diminuzione dell’inerzia

Man mano che ci allontaniamo dalle fonti di generazione tradizionali (come quelle menzionate sopra) e ci spostiamo verso le rinnovabili, l’inerzia del sistema diminuisce. Questo perché le rinnovabili - in particolare eolico e solare - non producono inerzia*. La Figura 1 (sotto) mostra come l’inerzia media del sistema sia diminuita dal 2008 al 2019.

* Potresti chiederti perché le turbine eoliche non producono inerzia. È perché l’energia generata dalle turbine eoliche deve passare attraverso un inverter prima di essere immessa nel sistema. Per contribuire all’inerzia, deve esserci un accoppiamento elettromagnetico diretto tra l’impianto e il sistema elettrico. Questo permette di tradurre le deviazioni in coppia meccanica.

Come mostra il grafico sopra, ci sono momenti in cui l’inerzia è probabilmente più alta o più bassa. Quando la domanda complessiva del sistema è bassa, ad esempio durante il minimo estivo, la generazione rinnovabile (a inerzia zero) riesce a coprire una grande parte della domanda. Quindi, l’inerzia bassa si verifica nei periodi di bassa domanda e alta produzione rinnovabile.

Quando invece la domanda complessiva del sistema è elevata, come durante il picco invernale, è necessaria una maggiore generazione. La generazione rinnovabile (a inerzia zero) non riesce a coprire una quota così grande della domanda, quindi è necessario ricorrere ad altri tipi di impianti - come quelli tradizionali che producono inerzia. Di conseguenza, l’inerzia elevata si verifica nei periodi di alta domanda e bassa produzione rinnovabile.

La Figura 2 (sotto) mostra la correlazione tra domanda e inerzia. Inoltre, conferma la diminuzione complessiva dell’inerzia dal 2009.

Come questo influisce sulla frequenza della rete?

Con l’aumento della penetrazione delle rinnovabili intermittenti e la diminuzione dell’inerzia, la volatilità della frequenza è aumentata. Grazie ad alcune analisi eccellenti di Grecia Monsalve, possiamo vedere che il numero di eventi di bassa frequenza (definiti come i momenti in cui la frequenza del sistema scende di oltre 0,3 Hz) e la durata di questi eventi sono aumentati in modo significativo dal 2014 al 2020. La Figura 3 (sotto) mostra i grafici presenti in quell’articolo.

Qual è l’alternativa?

Una minore inerzia significa che National Grid ESO deve trovare altri modi per rallentare il RoCoF quando si verificano deviazioni di frequenza. Uno dei metodi adottati è l’utilizzo di una gamma di servizi di risposta in frequenza. La Dynamic Containment (DC) è un servizio post-fault ad azione rapida. Quando la frequenza si sposta fuori dai limiti operativi (±0,2 Hz), l’ESO coinvolge i partecipanti DC - sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) - per riportare la frequenza verso i 50 Hz.

La necessità di Dynamic Containment a bassa frequenza (DCL) dipende in gran parte dalla quantità di inerzia presente nel sistema in un dato momento. Nei momenti di bassa inerzia, quando il rischio di un evento RoCoF è maggiore, la richiesta di DCL è generalmente più alta. Questo è visibile nella Figura 4 (sotto), tratta dalla nostra recente analisi sui prezzi DC.

Tuttavia, l’approvvigionamento di servizi di risposta in frequenza comporta un costo significativo per l’ESO. (Ovviamente, molti sostengono che il costo sia giustificato, dato che consente di mantenere l’alimentazione e aiuta a sostituire la produzione termica tradizionale.) La Figura 5 (sotto) mostra l’aumento del costo per la gestione del RoCoF. Sebbene queste cifre possano includere diversi progetti, è ragionevole supporre - in base ai numeri mostrati - che la maggior parte di questi costi sia destinata all’acquisto di servizi di risposta in frequenza (se comprendono la Mandatory Frequency Response). Il costo della gestione del RoCoF è quindi aumentato di circa dieci volte nei cinque anni dal 2017 al 2021.

In che altro modo l’ESO sta sostituendo l’inerzia?

Oltre ai suoi servizi di risposta in frequenza, l’ESO sta valutando anche altri metodi puliti per fornire inerzia al sistema. Tramite i suoi stability pathfinders, sta finanziando la riconversione di generatori a vapore e centrali a gas ormai in disuso. Inoltre, sostiene la costruzione di nuove unità di compensazione sincrona e di turbine verdi appositamente progettate. Per maggiori informazioni su questi progetti, visita qui e qui.

Nel video qui sotto puoi vedere un timelapse del progetto di turbina verde di Statkraft presso il Keith Greener Grid Park a Moray, in Scozia.

Ulteriori letture su come l’ESO misura l’inerzia di sistema sono disponibili qui.

Come sempre, ci farebbe piacere conoscere la tua opinione su questo articolo. Se hai domande o vuoi aggiungere qualcosa alla discussione, lascia un commento qui sotto.