Per quanto riguarda la regolazione di frequenza di rete, si esamina innanzitutto l’impatto sul sistema elettrico della possibile introduzione di due servizi innovativi: la regolazione primaria veloce e il supporto di inerzia, qui indicato semplicemente come inerzia sintetica. Come caso test di riferimento si considera una rete previsionale della Sardegna con orizzonte temporale al 2020 e al 2030: per diversi valori dei parametri di regolazione, si valutano gli effetti di una grande perturbazione di potenza attiva, a partire dal punto di lavoro di ciascuna ora di ciascuno dei due anni. Si propongono poi due metodi per calcolare – in modo ottimo – il valore dei parametri di controllo, da assegnare ai regolatori innovativi, in maniera tale da rispettare vincoli sia sulla risposta in transitorio della frequenza di rete sia sull’effort delle regolazioni stesse, a seguito della perturbazione.

Le analisi sono state svolte con un modello dinamico mono-sbarra di sistema elettrico, implementato in ambiente MATLAB-Simulink®. Rispetto ad una descrizione usata in precedenza, e contenente una sola tipologia di impianto equivalente convenzionale per la fornitura della regolazione primaria tradizionale, sono stati aggiunti i modelli di diverse tipologie di impianto, con le relative regolazioni di frequenza, dell’alleggerimento di carico e di pompaggio in caso di sotto-frequenza, della modulazione a scendere della generazione rinnovabile in caso di sovra-frequenza, nonché dei ritardi presenti nella misura della frequenza, nella misura del gradiente di frequenza e nell’attuazione delle regolazioni. Inoltre si ipotizza che la regolazione primaria veloce di frequenza sia fornita interamente dai collegamenti in corrente continua (HVDC SA.CO.I. e SA.PE.I.), e in percentuale variabile rispetto alla loro totale capacità di regolazione primaria, mentre l’inerzia sintetica sia fornita da dispositivi dedicati.

Considerando il transitorio di frequenza che si genera a seguito della perturbazione di potenza esaminata, in questo caso un gradino dovuto al fuori servizio di un polo del collegamento SA.PE.I., in entrambi gli scenari annuali analizzati appare in generale che lo scostamento massimo della frequenza dal valore di riferimento 50 Hz diminuisce al crescere della percentuale di regolazione primaria veloce (rispetto alla regolazione primaria totale dei collegamenti HVDC) e rimane invariato al crescere dalla quantità di inerzia sintetica; il tempo di scostamento massimo, invece, diminuisce al crescere della percentuale di regolazione primaria veloce ed aumenta al crescere dell’inerzia sintetica. Per quanto riguarda il gradiente di frequenza (ROCOF), l’effetto di decrescita, in modulo, al crescere della regolazione primaria veloce e dell’inerzia sintetica si apprezza soprattutto dopo i primi 100 ms dall’inizio della perturbazione, nei quali, a causa dei ritardi di misura e dell’attuazione dell’azione di controllo, le regolazioni innovative non intervengono in modo efficace e nei quali si possono anche verificare (nella frequenza e nel ROCOF stesso) fenomeni oscillatori indesiderati. Risulta, poi, che le quantità di potenza rinnovabile da modulare in caso di sovra-frequenza sono ridotte significativamente dall’azione della regolazione primaria veloce e in maniera meno consistente dall’azione dell’inerzia sintetica. Nello specifico, nel 2020 e nel 2030 si registra rispettivamente una diminuzione dell’87% e del 25% dell’energia annuale da generazione rinnovabile che è necessario ridurre per garantire il contenimento dello scostamento della frequenza di rete. D’altra parte, per il distacco di carico e di pompaggio, l’azione delle regolazioni innovative non incide significativamente.

Infine, per quanto riguarda i due diversi metodi proposti per l’ottimizzazione dei parametri dei controllori innovativi, il primo si basa sull’imporre che il punto di scostamento massimo della frequenza sia il medesimo con e senza regolazioni innovative, e assume come vincoli valori limite assegnati per i coefficienti di proporzionalità (guadagni) delle regolazioni, per la potenza massima scambiabile dalle regolazioni innovative, per lo scostamento della frequenza a transitorio esaurito e per il gradiente di frequenza nell’istante iniziale dopo la perturbazione; il secondo imposta un problema di ottimizzazione non lineare (qui risolto tramite la funzione “fmincon” di MATLAB) che prevede la minimizzazione dell’energia impiegata dalle regolazioni innovative in risposta ad uno squilibrio del carico elettrico, considerando

• vincoli sui valori minimi dei coefficienti (guadagni) dei regolatori di frequenza primario veloce e di inerzia sintetica (tali vincoli derivano, a loro volta, da vincoli sullo scostamento della frequenza a transitorio esaurito e sul ROCOF nell’istante immediatamente successivo alla perturbazione);

• vincoli di massimo scostamento della frequenza (in transitorio) rispetto al valore nominale;

• vincoli di massima potenza scambiata (sia erogata sia assorbita) dalle regolazioni innovative.

Con il secondo metodo, in particolare, è stato analizzato lo scenario annuale 2030, prendendo in esame ancora la perdita di un polo del collegamento SA.PE.I. in ciascuna ora dell’anno. Si sono così messi in evidenza alcuni valori notevoli: la potenza massima che è necessario che le regolazioni innovative scambino; il transito di potenza attraverso i collegamenti HVDC che rimangono in servizio; la potenza massima che i collegamenti HVDC usano per effettuare la regolazione primaria di frequenza. Inoltre, considerando che i collegamenti HVDC forniscono, oltre alla regolazione primaria veloce, un contributo di regolazione primaria lenta pari al 60% della loro capacità regolante totale, si è calcolato il valore di potenza massima che i cavi non sono in grado di fornire a causa del raggiungimento dei massimi transiti e che dovrà essere quindi fornita da altre risorse, quali sistemi di accumulo elettrochimico; si è così evidenziato, ad esempio, che, per lo scenario adottato per l’anno 2030, agosto è il mese più critico per quanto riguarda la necessità di inerzia sintetica, dicembre lo è per quanto riguarda la necessità di regolazione primaria veloce.