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E N E L – Black out della Rete Elettrica Nazionale

Era trascorso un mese e qualche giorno da quando la Dirigenza dell’ENEL esprimendo opinioni ed ipotesi su quanto era accaduto negli Stati Uniti d’America, assicurava i telespettatori italiani escludendo la possibilità che un evento come quello che si era verificato oltre oceano, sicuramente non si sarebbe potuto verificare in Italia.

Grande errore e mancanza di umiltà; a sbugiardare quella affermazione si è verificato un black out generale di proporzioni superiori a quello Statunitense, ridicolizzando quell’oratore che a seguito di quanto poi si è verificato, ha palesato di aver parlato pur non essendo competente in materia e tanto meno di conoscere lo schema funzionale della Rete Elettrica Nazionale.

Molto abbiamo ascoltato e, sicuramente poco avranno compreso i telespettatori e per questa ragione ci proviamo anche noi ad avventurarci su questo argomento spiegando alcune cose di cui poco si è parlato.

Prima di continuare, desideriamo illustrare il fatto che la Rete Elettrica Nazionale si avvale di due sottostazioni principali di smistamento dell’Energia elettrica prodotta e queste sono ubicate, la prima al Nord Italia nella zona di Piacenza dove affluisce la produzione delle centrali elettriche del Nord Italia e quanto proviene dall’estero (Francia, Svizzera, Austria e Slovenia), mentre nel Sud Italia, nella zona del napoletano, a Frattamaggiore, affluisce l’energia prodotta dalle centrali della Campania, della Puglia, della Calabria, Abruzzo e Basilicata nonché quella siciliana.

Questi due nodi energetici principali sono collegati tra loro da un elettrodotto (a doppia terna) la cui tensione di linea è 380 Kv. Mentre elettrodotti a 220 Kv. provvedono ad alimentare centri di smistamento per la fornitura d’energia a gli agglomerati urbani sul lato adriatico e tirrenico della penisola.Un discorso a parte è per la Sardegna dove le centrali termoelettriche del Sulcis (3 x 240 MW), l’ALSAR (1 x 150 MW ?) e di Fiume Santo con unità da 320 MW con l’aggiunta di qualche impianto idroelettrico, sono collegate alla Rete Nazionale tramite un elettrodotto sottomarino in corrente continua che convoglia l’energia prodotta su questa isola.

L’elettrodotto sottomarino fa capo a due sottostazioni di conversione (Corrente alternata trifase in Corrente continua e viceversa sul lato penisola) ubicate alle due estremità.Questo sui generis la distribuzione dei concentramenti energetici sul territorio .-

E’ da tener presente che la maggior parte delle centrali termoelettriche comprende anche una sezione di distribuzione locale di energia (con una tensione di linea che varia tra i 60 Kv. ed i 3 Kv. ed i 6 Kv.) che dovrebbe garantire un carico elettrico minimo per il funzionamento delle unità di generazione alla minima potenza o Minimo Tecnico al disotto del quale è opportuno l’arresto delle unità termoelettriche a causa di fattori di instabilità.

Un discorso a parte è per le centrali idroelettriche che si suddividono in due categorie:La prima riguarda quelle che sfruttano l’acqua dei bacini o laghi artificiali.

La seconda detta ad acqua fluente, sfruttano un basso salto idrometrico e la portata d’acqua del fiume come essa si presenta nel corso del tempo e stagione.

Dal quadro complessivo emerge anche un particolare legato al tipo dell’impianto ed alla natura della fonte energetica che aziona le unità elettriche.

Questo fattore è il grado di partecipazione, in modo automatico, alle variazioni di carico elettrico che si verificano in rete e dovute principalmente all’utenza ed in taluni casi, a distacchi repentini di produzione e/o di carico dovuti a fuori servizi accidentali di qualche utenza importante. –

Per il disservizio di generatori elettrici, gli impianti di produzione sono protetti dalle richieste repentine di carico dai limitatori di carico che vincolano i regolatori delle turbine al carico prefissato. Il grado di partecipazione, in gergo, viene chiamato “Statismo”.

Esso varia in funzione del tipo di centrale ovvero, se Nucleare, termoelettrica oppure idrica e sta a significare l’elasticità dell’impianto alle variazioni repentine del carico elettrico del sistema di distribuzione nel suo insieme.

Lo statismo normalmente assume i seguenti valori percentuali:

a)– Centrali termoelettriche nucleari – dal 20 al 30% e in alcuni tipi di reattori anche il 50%.

b)– Centrali termoelettriche con combustione a carbone – dal 10 al 15%.

c)– Centrali termoelettriche con combustione ad olio combustibile – 6%

d)– Centrali termoelettriche con combustione a gas metano – dal 4 al 6%.

e)– Centrali idriche in genere – dallo 0 al 2%.

Da questo quadro è possibile vedere come i gruppi di produzione partecipano automaticamente e singolarmente a variazioni anche repentine del carico elettrico richiesto dall’intera rete di distribuzione. Il Ripartitore o Ufficio Ripartizione oppure, come oggi viene definito il Gestore di Rete (per voler dare un’apparenza di privatizzazione dell’ENEL) che conosce il tipo e la periodicità dei carichi elettrici dell’utenza nelle variazioni orarie, giornaliere, settimanali e stagionali, stabilisce come organizzare i centri di produzione ed il deflusso dell’Energia verso l’utenza.

Questa unità operativa tiene conto anche dei costi di produzione dell’energia che non è uguale durante le diverse ore della giornata e delle stagioni.Il costo del Kwh (Chilowattora) è legato alla fonte primaria ovvero al tipo di centrale elettrica di produzione.

Per le Centrali Elettro nucleari si sa che esse hanno un minimo tecnico di potenza molto alto per cui se il carico richiesto dovesse scendere al di sotto del minimo tecnico, è opportuno fermare l’impianto per ragioni connesse alla sicurezza:

- In queste condizioni conviene vendere l’energia a basso prezzo anziché fermare questo tipo di impianto.Lo stesso dicasi per le centrali idriche ad acqua fluente ed in condizioni stagionali particolari, anche per quelle con invasi artificiali.

Ne consegue quindi, che il Gestore di rete stabilisca una base operativa di produzione tenendo conto di questi fattori e dell’ubicazione dei centri principali di utenza per limitare al minimo possibile le inevitabili perdite che si verificano sulle linee di trasmissione.In particolare, l’Italia ha una distribuzione dei carichi elettrici (utenza) anomala che vede il territorio del Nord caratterizzato da grandi centri industriali che costituiscono la base forte su cui regolarsi circa la tipologia della produzione tenendo conto anche di grandi complessi industriali in Piemonte come la FIAT che dispongono anche di unità termiche locali in auto produzione e di interscambio, dell’industrie chimiche in Lombardia (la Viscosa e la Montedison oggi divisa in due settori ) che provvedono in parte alle proprie necessità con l’aggiunta di grossi concentramenti artigiani ed urbani che compongono grossi centri di utenza.

Il Centro Italia ha un carico molto diversificato tra utenza artigiana ed urbana, il tutto concentrato in Toscana, Emilia e Romagna, Lazio tra Civitavecchia e Roma, ma a prescindere dalla Soc. Terni che opera nel campo siderurgico e che dispone di unità idroelettriche, il carico o utenza elettrica è quello urbano e dell’industria terziaria.

Il Sud, poi ha una storia di carico elettrico che vede una suddivisione dell’utenza tra le ore notturne e diurne molto evidenziata oltre ai fine settimana in cui il carico elettrico industriale già estremamente rarefatto rispetto a qualche decennio fa, sparisce nella totalità.

Dopo aver disegnato in linea di massima la rete di produzione e di distribuzione del nostro sistema elettrico, vediamo cosa sarà accaduto durante la notte tra il sabato e la domenica di una settimana fa.Proprio la casualità del guasto verificatosi durante questi due giorni particolari della settimana è stato all’origine del collasso del Sistema Elettrico Italiano.

Ipotizziamo quanto in pratica riteniamo si sia verificato: Prima che si verificasse il primo incidente di linea (secondo noi i guasti sono stati due in sequenza), il sistema sarà stato alimentato con energia di base generata da Centrali termonucleari francesi con il fatidico 33,33% (non acquistata, ma di proprietà) dell’energia prodotta dal reattore Super Fenix di cui disponiamo una quota paritaria tra Francia e Germania. –

La potenza installata di questa centrale termonucleare è di 1000 MW e che ci videro come impegno dell’ industria manifatturiera nucleare (NIRA – Ansaldo – Breda) finanziata tramite l’ENEL, ed una seconda quota di energia, non rilevante e proveniente da centrale nucleare dell’ex Yugoslavia.Altre fonti saranno state le centrali idroelettriche del Nord Est, qualche unità termica di Vado Ligure e Tavazzano mentre le grandi unità da 600 MW. della C.T.E. di Porto Tolle ubicata alla foce del fiume Po saranno state fermate il Venerdì per poi essere riavviate e messe in servizio entro la mattinata del lunedì successivo.Stesso discorso vale per il Sud dove le grandi centrali di Brindisi (Brindisi Nord e Cerano) costituiscono un concentramento di potenza installata di ben 3.280 MW e che sicuramente non era in servizio neanche una unità da 320 MW.-

Lo stesso discorso potrebbe essere valido per la centrale termoelettrica di Sibari dove risultano unità da 4 x 320 MW, mentre sicuramente le unità idroelettriche Silane del Mucone (4 x 100 MW), con statismo prossimo allo zero e non limitate in salita, dovevano essere attive in rete al 50% della potenza per la correzione della frequenza di rete mentre tutto il complesso dell’Alta Sila dovrebbe essere stato in una fase di ripompaggio dell’acqua a valle e riportata verso il Lago Ampollino tramite gli impianti del Savuto.

Per la Sicilia, collegata al continente tramite l’elettrodotto che attraversa lo stretto di Messina, ferma la C.T.E. di Porto Empedoche ed in attività produttiva solo qualche unità da 160 MW. della C.T.E. di Milazzo e qualcosa proveniente da complessi termici in auto produzione di Gela, il carico d’utenza sarà stato mantenuto al limite dell’autosufficienza.

Le altre grandi città come Napoli e Bari, pur disponendo di unità termiche (Napoli: C.T.E. di Napoli Levante 3 x 150 MW e Vigliena 1 x 30 + 1x 65 NW. E Bari 3 x 75 MW.) dovrebbero essere state ferme o la massimo con una sola unità di Bari in servizio a carico ridotto e qualche unità disponibile per poter essere avviata in un arco di tempo di 4 o 5 ore.

Al verificarsi dell’incidente alla linea elettrica di interconnessione Francia – Svizzera – Italia per l’intervento della protezione distanziometrica sicuramente attivata per guasto di terra (questa apparato di protezione è in dotazione a tutte le linee di trasmissione nonché al sistema statorico dei generatori elettrici di potenza), dopo una serie di aperture e chiusure automatiche degli interruttori di linea a monte ed a valle del tratto incriminato (lato Svizzera) ed interessante le due terne (linee trifasi) di trasmissione, isolava definitivamente interconnessione internazionale.

E’ da far presente che queste due terne di conduttori viaggiano su di un unico supporto aereo a traliccio e nel caso di incidente ad un qualsiasi sostegno di questo tipo, le due linee, una di riserva all’altra, ad eccezione di piccoli incidenti come la filatura di qualche isolatore di sospensione o terra per scarica elettrica tra la linea ed il fogliame di qualche albero, il tutto di carattere accidentale, per il resto, come l’abbattimento di un traliccio, è soltanto affidato alla buona sorte.

Venendo a mancare la base produttiva su cui poggiava la richiesta di carico del momento, la frequenza di rete del sistema Italia iniziò a diminuire (non troppo lentamente) e le unità di generazione sicuramente avranno partecipato al mantenimento della frequenza nei limiti prefissati dai rispettivi statismi, ma con i limitatori di carico inseriti, gli apporti non potevano soddisfare il totale della richiesta di carico generale e, per questa ragione sarà iniziata la selezione automatica dell’utenza con un primo distacco dell’elettrodotto di collegamento ed interscambio tra il Nord ed il Sud con il collasso generale della rete centro – meridionale e l’isolamento della Sardegna (forse già fuori servizio per lavori) che con i propri gruppi termoelettrici di potenza (Sulcis e Fiume Santo) è rimasta autonoma e separata garantendo l’utenza.

Il Nord Italia, dopo tutta una serie di alleggerimenti di carico, avrà avuto sicuramente la possibilità di utilizzare l’energia prodotta dalle grandi centrali idroelettriche alpine e quella prodotta dalle unità termiche strategiche che, anche se lente nella ripresa, potevano almeno produrre quell’energia necessaria per l’avviamento delle altre unità ragion per cui la mancanza di energia ai grandi centri urbani si è risolta in un tempo che sebbene lungo per un normale fuori servizio, è risultato accettabile dalla popolazione che in certi casi, non si è nemmeno accorta di questa mancanza d’energia elettrica ed i danni industriali sono stati contenuti.Al Centro – Sud le cose sono andate diversamente.

Con il distacco della linea dorsale Nord – Sud, le uniche fonti d’energia sono rimaste le centrali idroelettriche ad acqua fluente del Pescara, gli impianti della ex Soc. Terni anche essi ad acqua fluente ed i gruppi idroelettrici della Sila (altre unità sono di potenza insignificante in questi casi).

Per la Sicilia, sicuramente in condizioni di autosufficienza, vi sarà stato il distacco dalla rete nazionale e l’impossibilità di tentare qualche avviamento di unità termoelettrica.

Il risultato sul sistema meridionale si sarà esaltato con l’arresto forzato delle unità idroelettriche di cui si è fatto accenno in precedenza, qualcuna delle quali sarà rimasta con il solo carico locale mentre la ripartizione napoletana e quella centrale (Roma) concertavano l’apertura di tutti gli interruttori di linea consentendo la rienergizzazione della sottostazione di Frattamaggiore (Na), energizzare il collegamento verso la Puglia e concedete energia elettrica per l’avviamento delle unità di Bari (seconda unità da 75 MW.), ma non quelle di Brindisi dove per l’avviamento degli ausiliari di caldaia è richiesta una potenza elevata riferita a quanto disponibile e proveniente dalle unità idroelettriche utilizzate a quel momento.

La potenza richiesta per l’avviamento di una unità termica da 75 MW. è all’incirca di 4 MW.; tempo previsto per un avviamento rapido non meno di cinque ore.Infatti, nell’arco di tempo previsto, questa centrale incominciava ad erogare energia e consentiva di poter avviare qualche unità termoelettrica di Brindisi e con il minimo tecnico, una parte, sebbene limitata, della città di Bari.

Con l’avviamento della centrale di Brindisi era possibile il graduale ripristino della rete con l’avviamento in successione delle diverse unità come quelle di Civitavecchia per il Lazio che avrebbe consentito anche il collegamento alla rete dell’elettrodotto Sardegna – Toscana e per ultimo l’energizazione dell’elettrodotto di attraversamento dello Stretto di Messina con l’avviamento di qualche unità termoelettrica dell’isola.

Tempo totale di uscita dal Blackout , circa 20 ore e la causa tutta da attribuire alla disastrosa distribuzione dei centri di produzione rispetto ai centri di utilizzo con danni economici di diversi milioni di Euro e questi danni chi li pagherà?

Non ci meraviglieremo se dall’indagine conoscitiva che sicuramente seguirà nei prossimi giorni a questa spiacevole circostanza che ha interessato la nostra penisola, dovesse emergere che la responsabilità del tutto sarà addebitata a qualche usciere dell’ENEL di Piazza Verdi – Roma.