A seguito della crescente penetrazione nel sistema elettrico di fonti rinnovabili, di sistemi di accumulo e di tecnologie di trasporto dell’energia quali quelle in alta tensione e corrente continua (HVDC), nasce una duplice esigenza: da una parte, considerare i dispositivi su cui sono basate le tecnologie menzionate come strumenti innovativi per controllare più efficacemente il sistema; dall’altra, introdurre nuove azioni di controllo, ovvero nuovi servizi ancillari, a supporto della stabilità, sicurezza ed affidabilità di esercizio del sistema stesso, che possano essere svolti in particolare da tali dispositivi. Ci si è qui focalizzati sulla regolazione di frequenza, prendendo in esame (1) la regolazione primaria “veloce” (ossia una regolazione primaria che risponde in tempi più rapidi di quella realizzata con gli impianti di generazione convenzionali) e (2) la regolazione di tipo inerziale (regolazione di frequenza derivativa o inerzia sintetica), che possono essere fornite da componenti di tipo statico (batterie, convertitori di collegamenti HVDC e, sotto certe condizioni, generatori interfacciati con inverter come gli eolici e i fotovoltaici). Per studiare l’impatto di tali servizi sul comportamento del sistema, si è adottato un approccio di base di tipo controllistico: per diverse configurazioni dei controllori, si è valutato – dapprima – se esistano limiti di penetrazione dei servizi considerati, oltre i quali il sistema possa perdere la stabilità di tipo asintotico; si è valutata – a seguire – la sensitività dei transitori di frequenza al variare dei parametri dei controllori; si è stabilita – infine – la mutua influenza tra la scelta dei parametri di tali regolatori e quella dei parametri del regolatore secondario.

Si è dedotto che, per la stabilità asintotica, di fatto non esistono limitazioni (ci sarebbero solamente nel caso, non realistico nel sistema elettrico europeo, in cui si avesse una quota predominante di generazione tradizionale con caratteristica di risposta a fase non minima, ossia che presenta risposte transitoriamente negative a richieste repentine di potenza). Per valutare la sensitività dei transitori di frequenza a fronte di una perturbazione di carico, si sono considerati alcuni indici di performance al variare dei parametri delle regolazioni: dalle analisi è emerso il ruolo predominante della regolazione primaria veloce nel determinare la deviazione massima di frequenza, e dell’inerzia sintetica nell’influenzare il valore del tempo di picco – ovvero dell’intervallo di tempo per raggiungere la deviazione massima di frequenza – e il valore del gradiente di frequenza (Rate Of Change Of Frequency – ROCOF) immediatamente dopo la perturbazione. Si è evinto, inoltre, che, in alcune situazioni, elevare eccessivamente la quantità di regolazione primaria veloce introduce un comportamento oscillatorio nella frequenza; la compensazione di tale effetto, mediante la variazione della quantità di regolazione inerziale, suggerisce l’utilità di operare una scelta ottimizzata dei parametri delle regolazioni. Per quanto riguarda, infine, l’interazione con la regolazione secondaria, l’analisi ha evidenziato alcune condizioni da rispettare per garantire la stabilità del sistema, date le costanti di tempo che caratterizzano gli impianti di generazione e i parametri delle regolazioni primarie (tradizionale e veloce) ed inerziale di frequenza.