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Titolo: Il blackout italiano elettrico nazionale del 2003

L'Italia appare essere un paese delle coincidenze in campo energia.
 
Due referendum sul nucleare, due disastri nucleari di portata mondiale.
Vittoria garantita!
 
Il piu' grande blackout in paesi industrializzati del mondo, e sei settimane
dopo, l'Italia batte tutti, con, ad ora, l'unico blackout nazionale di un
paese industrializzato di dimensione superiore a quella regionale.
 
Vediamo di capirci: c'e' stato un blackout di maggiori proporzioni
"economiche", nel 2003 nel Nord America, ma ha coinvolto solo alcune
regioni confinanti tra Canada e Stati Uniti (si stima circa 55 milioni
di coinvolti). Piu' che altro e' stato notabile altrove perche' ha coinvolto
New York e quindi il centro economico finanziario degli Stati Uniti,
ma anche un nodo aereo internazionale.
 
E sospetto che questo fosse parte del problema che ha portato al blackout.
Esso poteva essere limitato tagliando subito fuori l'area di New York
(e' piu' facile togliere carico nella zona in crisi di alimentazione che
aggiungere fonti addizionali locali), ma gli operatori hanno esitato
(paura di essere citati per danni miliardari ?) oppure nei procedure
stese da qualche burocrate troppo politico, l'opzione e' stata vietata o
lasciata come ultima, finale, risorsa.
 
Tornando all'Italia (ed e' interessante come il blackout italiano sia
"capitato" solo sei settimane dopo quello Nordamericano), e' grave (rispetto
alla valutazione della capacita' degli operatori o dei protocolli messi in
atto) che il blackout si avvenuto in una fase di basso carico della rete,
una Domenica, per di piu' di notte. Gia' solo questo e' indizio di una grave
anomalia o mancanza di professionalita' della gestione degli eventi.
Al contrario, quello Nordamericano era avvenuto in una fase di punta di
carico della rete elettrica, una condizione, in cui, se cade una linea,
non c'e' alternativa al distacco dei consumatori.
 
 
Vi descrivo a modo mio la situazione: e' notte. Sulla rete elettrica in
Italia. E cosa e' tipico ? Che abbiamo la maggior parte delle centrali di
pompaggio che stanno "aspirando" energia elettrica dalla rete, per
"ricaricarsi" per il di' successivo. E per ragioni ormai discusse fin troppe
volte, questa energia proviene dall'estero, quindi abbiamo le linee elettriche
(specialmente con la Svizzera, che e' interposta tra Italia ed il resto
dell'Europa Centrale) vicini ai valori nominali di potenza. Nel Nord Italia,
la zona piu' vicina a dove sono nati i problemi, abbiamo 1368 MW in Piemonte,
2722 MW in Lombardia, 507 MW in Alto Adige e Trentino, 210 MW in Veneto.
Questa e' la prima linea. Ma poi ci sono gli "assorbitori" di
attraversamento, come i 1113 MW della Campania. Notare come i tre, dei quattro
piu' potenti impianti del Nord, Ronco Valgrande (1000 MW), Edolo (980 MW)
e San Fiorano (560 MW) si trovino proprio in Lombardia. ENEL e' proprietaria
della centrale di Entracque (1318 MW), Ronco Valgrande (1000MW), Edolo (980 MW)
e Fiorano (560 MW) ... ovvero le quattro maggiori del Nord (ed anche quella di
Caserta, 1000 MW).
 
Cosa c'e' di interessante con queste centrali di pompaggio ? Che non solo si
possono staccare facilmente, da un momento all'altro, ma altrettanto
facilmente, possono invertire il funzionamento ed erogare energia nelle rete!
Insomma, una rete di centrali di pompaggio che sta "succhiando" in un dato
momento 5000 MW, nel giro di alcuni minuti puo' fornite 5000 MW, ovvero si
puo' gestire una inversione fino a 10000 MW di potenza.
 
Per informazione: l'UCTE ha stabilito che alle 3:25 gli impianti di pompaggio
italiani stavano ancora "succhiando" 3500 MW di potenza dalla rete elettrica!
Ora ... ma che diamine! Terna ha tolto i dati del dispacciamento dal settembre
2012 indietro ... (la tendina mostra la selezione fino al 1996, ma gli anni
sono tutti vuoti, se cliccate). Va bhe', prendiamo una domenica di settembre
2013: il 22/9/2013, alle ore 03:00 la potenza e' di 25000 MW in discesa
(minimo alle 05:00 di meno di 24000 MW). Circa un quarto era apportato
dall'estero, quindi 25000/4 -> 6250 MW.
 
Quindi la rete elettrica italiana aveva i mezzi, la potenza e la capacita'
per rimediare al totale distacco con l'estero, SENZA toccare in alcun modo
la domanda elettrica.
 
E si potrebbe cominciare a sospettare dell'operato di ENEL.
 
E' stato affermato (in coro ?) che "l'errore" sarebbe quello di importare
troppa energia dall'estero e non avere modo di compensare immediatamente
un distacco. La potenza assorbita dall'estero al tempo era di qualcosa
piu' di 6000 MW, ovvero la mia stima sopra di 6250 MW.
 
Solo in base alla potenza di pompaggio a disposizione, contesto la tesi.
Prima di tutto, la rete verso l'estero non consiste di un solo "cavo",
quindi non e' da prevedere che spariscano di colpo 6250 MW!
Al peggio, come avvenuto nel 2003, il processo si svolge in mezz'ora.
 
I tempi di inversione di una centrale di pompaggio dipendono dal tipo di
pompe. Se sono turbine reversibili, e' piu' lungo, perche' occorre fermare
la turbine, per poi rimetterle in moto in direzione inversa: 7-8 minuti,
fino a 20 minuti per macchine non destinate a veloci inversioni o se ci
sono saracinesche da operare, etc.
Ma se pompe e turbine sono indipendenti (macchine separate) una centrale di
pompaggio puo' iniziare a generare a piena potenza nel giro di 70 secondi
(tipico tempo di riavvio di una turbina idroelettrica).
[ovviamente e' preferibile avere macchine separate, ma costano il doppio
di installato e l'Italia ormai e' un paese povero]
 
Quindi c'era il tempo sufficiente per portare sufficiente pompaggio
nazionale in produzione a compensare i 6000 MW spariti nel giro di mezz'ora.
 
Questo dal punto di vista tecnico.
 
C'e' poi la questione procedurale e regolamentare. E visto che in quei anni
si stava litigando sulla liberalizzazione del settore elettrico, viene il
sospetto che qualcuno sperasse in qualche pasticcio per poi affermare ...
quello che ancora oggi qualcuno ha il coraggio di affermare.
 
Vediamo le tempistiche:
 
anzi, no, perche' l'argomento e' interessante se dettagliato, per demolire
le menzogne che i mezzi mediatici con metodo continuano a spargere.
 
Quindi segue messaggio, dettagliando.
 

 Quindi segue messaggio, dettagliando.
 
Allora: e' una domenica notte inoltrata di fine settembre, sostanzialmente
si stava entrando verso Lunedi. La rete nazionale sta alimentando 25000 MW,
con qualcosa piu' di 6000 MW importati, meta' dalla Svizzera, meta' dalla
Francia. La domanda e' prevista calare nelle prossime due ore, verso il
minimo delle 05:00. Insomma, tutto tranquillo, una noia.
 
Tra i piu' grossi consumatori, anzi, cumulativamente, se non mi date altre
informazioni, il gruppo di consumatori maggiori, in quel momentto, sono i
bacini di pompaggio, per qualcosa come un sesto dei consumi. Insomma, pare una
situazione favorevole per il controllo della rete.
 
Siamo nel 2003, l'anno della direttiva 2003/54/CE, e del regolamento
2003/1228/CE sulle condizioni di accesso alla rete per scambi transfrontalieri
di energia elettrica (in data 26/06/2003). L'anno precedente ENEL aveva dovuto
vendere (per imposizione giuridica) Eurogen SpA, Elettrogen SpA and
Interpower SpA.
 
Ed ora scendiamo in Svizzera, lungo l'elettrodotto Lukmanier, noto anche come
Mettlen–Lavorgo. Esso parte da una sottostazione (47°6′55″N 8°20′15″E), strada
Metteln, in Eschenbach (localita' circa 9 km a Nord di Lucerna), ad un altra
(46°26′28″N 8°50′20″E), in Lavorgo (localita' circa 20 km a Est-Sud-Est di
Ariolo, o se non sapete dove e' Ariolo, Lavorgo si trova circa 30 km a Nord
di Bellinzona).
 
La linea, al tempo operava a 380 kV ed utilizzava cavi binati, cioe' due cavi
di 550 mmq (3 cm di diametro) in lega di alluminio (quindi una sezione totale
di 1100 mmq).
 
Un salto temporale indietro (flashback). A quel tempo, l'elettrodotto era di
proprieta' della Atel Netz AG (oggi Alpiq). Questa aveva presentato un
progetto di potenziamento all'ispettorato (Ispettorato federale degli impianti
a corrente forte, l'autore del documento che segue), il 21 Dicembre 2001. Il
progetto prevedeva tralicci piu' alti e leggermente spostati rispetto ai
precedenti. Percio', l'Agenzia svizzera per l'Ambiente, le Foreste ed il
Paesaggio e le autorita' del Cantone di Svitto (Schwyz) richiese un rapporto
sull'impatto ambientale. L'Atel Netz predispone il rapporto in poco piu' di un
anno, e lo sottopone all'ispettorato il 24 Gennaio 2003. Le controparti
muovono dubbi sul progetto, specialmente sulla tratta che passa Urmiberg
(Zünggelenflue), proprio la tratta in cui accadra' l'evento del successivo
settembre. La Commissione Federale della Conservazione della Natura e la
Protezione della Patria, che si aggiunge alle altre due parti citate, sono
della opinione che non e' necessario un incremento dell'altezza dei tralicci,
e quindi il progetto viene revisionato secondo le loro richieste (... no
comment, immagino il ghigno dei tecnici quando hanno presentato questa parte
della relazione, della serie: "l'avevamo detto ..."). Vedi pagina 8-9:
 
http://www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?extlang=de&name=de_264098338.pdf
 
 
Siamo a settembre. A mezzanotte (00:00) viene misurata una corrente di
1,84 kA. Alle 2:00 la corrente sale a 2,7 kA. In base alle valutazioni
tecniche, con una temperatura ambiente di 15 gradi Celsius (come misurata
in quella notte), la massima corrente tollerabile era di 2,3 kA. Questo
significa che il conduttore era caricato tra l'80% ed il 92% del valore
di sovraccarico termico (valore che indicano a 1,83 kA a 40 gradi e 2,4 kA
a 10 gradi di temperatura dell'aria, per un cavo binato 2x550 mmq).
 
Alle 3:01, la corrente raggiunge 2,12 kA (appunto, il 92% della portata
ammissibile). Il cavo, in aria a 15 gradi Celsius, e vento a 0,5 m/s (meno di
2 km/h), raggiunge una temperatura di 72 gradi Celsius.
Quando questi cavi si scaldano, si allungano, e quindi aumenta la loro
"pancia", cioe' si abbassano verso il terreno. La previsione progettuale
e' che i cavi non devono mai superare i 40 gradi di temperatura, valore a
cui il cavo si affloscia di 25,9 metri. A 72 gradi l'afflosciamento raggiunge
i 27,54 metri, percio' e' 1,64 mt maggiore della previsione progettuale.
Si tenga presente, che la normativa tecnica prevede una distanza minima
verso gli alberi, da calcolarsi con il massimo afflosciamento progettuale,
di 5,3 mt per i 380 kV ed abeti. Quindi, togliere 1,67 mt a questo valore,
significa perdere il 30% della distanza ammessa.
 
Quei 1,64 mt di avvicinamento al terreno, hanno avuto come conseguenza
istantanea una scarica tra cavo ed un abete (tra il pilone 9482 e 9483),
vicino ad Ingenbohl, lungo la tratta nord della linea, appunto nel gruppo
montano Urmiberg. Scattano le protezioni alle sottostazioni Mettlen e
Lavorgo. Ripresa automatica tentata in parallelo dopo una pausa di
0,6 secondi. Si ripete il corto circuito a terra sulla fase L1.
 
La stazione a Mettlen stacca tutta tutta la terna (L1, L2 ed L3) ed
inizia un conto alla rovescia di 70 secondi.
La stazione a Lavorgo stacca solo L1 ed inizia un conto alla rovescia di
0,5 secondi. Scaduto il conto alla rovescia, automatica riconnessione
riesce a Lavorgo. Si registrano la persistenza di un corto circuito
verso terra, ma di alta impedenza (insomma, non e' "secco"), che sparisce
dopo 0,36 secondi. Lavorgo resta connesso. Metteln sta completando il
conto alla rovescia di 70 secondi, quindi non "registra" ancora nulla
dalla sua parte, essendo sconnesso. A Lavorgo invece si registra un
corto-circuito tra le fasi L1 ed L3 (e questo e' decisamente brutto),
questa volta, in 0,41 secondi, anche Lavorgo stacca la Terna,
avviando un conto alla rovescia di 80 secondi.
 
3:02 Mettlen completa il conto alla rovescia e la linea e' connessa con
la sottostazione di Mettlen. Nessun problema (probabilmente l'abete e'
ormai ridotto ad uno stecchino).
 
3:03 Lavorgo completa la conta degli 80 secondi e cerca di ricollegarsi.
L'angolo di fase e la differenza di tensione e' eccessiva, ed il
circuito di riconnessione automatica abortisce la chiusura.
 
Questi primi 2 minuti sono tutti gestiti in automatico.
 
3:08 interviene un essere umano, che valutato quanto accaduto, cerca di
effettuare una connessione manuale della stazione Lavorgo. Fallisce per
la stessa ragione: troppa differenza tra tensione ed angolo di fase tra
la linea Lukmanier e la rete che si attesta a Lavorgo.
 
Finche' non si risolve questo problema (modificando carichi o generatori)
la riconnessione non e' possibile. Siamo a 7 minuti dall'inizio.
 
Durante questi 7 minuti, la corrente si e' spostata naturalmente su altre
linee, specialmente caricando l'elettrodotto da 380 kV di San Bernardino,
noto anche come Sils-Soazza. Anche questa linea passa attraverso un ciclo
di surriscaldamento, abbassamento dei cavi verso il terreno causa
allungamento, e nel giro di 24 minuti, alle ore 3:25 tocca la fine ad un
abete tra i piloni 136 e 137 della linea San Bernardino, vicino a Sils i.D.
(Sils im Domleschg).
Il circuito di protezione stacca a Sils i.D. ed alla sottostazione Soazza.
 
A quanto mi pare di intendere, a questo punto, i circuiti automatici non
operano, ma:
3:33, ovvero 8 minuti dopo, un operatore ricollega Sils alla linea SB.
3:34, dopo circa 20 secondi, si ricollega Soazza. Subito dopo
l'alimentazione fornita da Sils i.D., fallisce a causa della mancanza di
potenza sulla rete connessa ai consumatori in Italia, provocando
l'immediato distacco della linea a Soazza.
 
La sezione dei cavi sull'elettrodotto San Bernardino e' la stessa,
2x550 mmq. Il proprietario era la EGL Grid AG.
ore 02:00 la corrente misurata e' di 1,8 kA
ore 02:30-03:01 la corrente misurata varia tra 1,82 e 1,95 kA
La corrente misurata al momento del guasto e' stata di 2,7 kA, subito prima
della scarica ore 3:25. La temperatura ambiente a Sils i.D. era di 12 gradi
Celsius, con solito vento a 0,5 m/s (come nel precedente evento, meno
di 2 km/h). Ebbene, la conseguente temperature del conduttore e' stata
calcolata in 103 gradi Celsius! (roba da friggere tutto quello che toccava
i cavi)
 
03:01 la corrente sulla linea San Bernardino era di 1,922 kA, quindi
prima dell'evento sulla linea Lukmanier, era vicino al massimo ammesso.
Con l'arrivo della corrente dirottata dalla Lukmanier, e' balzata subito a
2,7 kA. L'afflosciamento dei conduttori conseguente e' stato di
quasi 3 metri piu' in basso dei valori progettuali. Il corto a terra
era garantito.
 
L'ispezione del legname svolta tra Giugno e Luglio 2003, aveva evidenziato
nella tratta oggetto dell'incidente, che svariati alberi richiedevano di
essere "potati". Il lavoro era stato programmato nel periodo tra Novembre
2003 e Febbraio 2004 (suppongo, perche' le distanze erano ancora ai limiti
progettuali, altrimenti l'intervento sarebbe stato "urgente").
 
Idem per la linea San Bernardino. Anzi, proprio nel tratto, prossimo alla
sottostazione, in cui e' avvenuta la scarica, l'operatore non aveva previsto
alcun taglio (evidentemente un calo di 3 metri era fuori da ogni sua
previsione).
 
Dalla descrizione della procedura automatica sulla linea Lukmanier, si
comprende che le scariche tra alberi e linee di altissima tensione non sono
cose "fuori dall'ordinario". Esse vengono semplicemente gestite in pochi
secondi, nei quali l'albero viene semplicemente "incenerito".
 
Cio' che invece e' stato valutato in modo critico e' una crescente tendenza
a permettere, dagli operatori, il sovraccarico, seppure per brevi periodi:
 
"In view of the growth of international electricity trading, there is an
increasing tendency to load ultra-high-voltage supply lines to the maximum
(and even to overload them for short periods)."
 
La raccomandazione e' che la smettano con questi comportamenti:
 
"It is essential that operators of these networks bear in mind the fact that
these practices must not be carried out at the expense of operating safety of
electricity supply lines."
 
 
Tutto questo e' avvenuto in 33 minuti. In Italia devono essersi accorti
di qualcosa, o no ? E se ne stanno 33 minuti senza fare nulla di
"efficace" ? Non e' vero che l'Italia non ha potenza elettrica. E' vero
che costa troppo. Ma quando c'e' una emergenza, non e' piu' una questione
di soldi. Forse qualche idiota era preoccupato: "Se *sprechiamo* energia
degli impianti di pompaggio *ora*, cosa faremo durante le ore di punta di
Lunedi ? Ci tocca fare riattivare centrali fuori mercato ?"
 
Ma pero' chiudiamo questa puntata, alla prossima, cosa e' successo dopo.
 

 Ma pero' chiudiamo questa puntata, alla prossima, cosa e' successo dopo.
 
"pero'" = "per ora"
 
Casco dal sonno ...
 
Anche l'UCTE (l'unione degli operatori di rete d'Europa) svolge le sue
indagini. La commissione ad hoc, ribadisce che: "la funzione originale
dei sistemi interconnessi e' quello di fornire una dorsale per garantire
la sicurezza dell'approvvigionamento" (e non quello dello scambio
commerciale di energia elettrica). Anzi:
 
"Today’s market development with its high level of cross-border exchanges
was out of the scope of the original system design. It has led the TSOs
to operate the system closer and closer to its limits as allowed by the
security criteria,  ..."
 
Sapete come si riconosce un italiano all'estero ?
Quando c'e' la possibilita' di abusare di una condizione di mutua
collaborazione, senza addebito diretto su chi trae immediato vantaggio,
l'italiano si fa subito notare per quello che "prende" oltre ogni
ragionevolezza. La condizione di mutua collaborazione e' la messa a
disposizione insieme di una costosa rete di potenza, per uno scopo
ben preciso, che escludo il loro utilizzo ai livelli di carico
costante. Una rete, che quindi, non e' certamente stata pagata tutta
dagli italiani. Va beh', chiudo.
 
Ritorniamo alle ore 03:01 di domenica (e non Lunedi).
 
Con l'interruzione di Lukmanier, parte un conto alla rovescia. Gli
operatori sanno che la linea San Bernardino ha solo 15 minuti di
autonomia, poi parte anche lei. Segniamoci l'ora: 03:01 + 15 -> 03:16
 
03:11 il solitario operatore a ETRANS (Una azienda indipendente che
coordina la rete svizzera ad altissima tensione e che svolge alcuni
servizi specifici per conto della UCTE (Union for the Coordination of
Transmission of Electricity) telefona al GRTN, a Roma.
Nota bene: ETRANS e' indipendente da qualsiasi interesse particolare
o organizzazione che faccia mercato o gestione di forniture e
produzione di energia elettrica. Svolge una funzione di "garante"
(nel senso di "garanzia", non di "autorita'", come si intende per
"garante" in Italia oggi). In pratica ETRANS fa in modo che la rete
svizzera operi in modo ottimale collegato alla rete dei soci UCTE.
 
La richiesta dell'operatore a Laufenburg e' che il centro di controllo
di Roma del GRTN ottenga una riduzione di 300 MW della potenza
assorbita dall'Italia. Infatti, l'Italia aveva programmato con la rete
europea un valore di 300 MW minore che ammontava a 6400 MW sul confine
settentrionale. L'assorbimento italiano invece era di 6951 MW, inclusi
300 MW dalla Grecia, quindi almeno 6651 MW sul lato Nord.
 
03:21 la rete italiana riduce di 300 MW il suo assorbimento, ponendo
l'Italia AL LIMITE della sua quota concordata (insomma, altro tratto
tipico dell'italiani: tirare l'elastico al limite ...).
 
Tutto questo non basta, infatti, per qualche ragione, sulla linea di
San Bernardino, alle 03:21, non si vede la riduzione.
Nota: 800 A a 380 kV sono 304 MVA ovvero pare che l'operatore ETRANS
abbia calcolato gli 800 A di esubero sulla linea di San Bernardino
e quindi stimato che togliendo 300 MW si riportava da 2,7 kA a 1,9 kA.
 
L'errore dove sta ? Dunque, se la linea Lukmanier e' saltata a circa
2,12 kA, evidentemente, oltre agli 0,8 kA finiti sulla San Bernardino,
ci sono altri 1,3 kA finiti da qualche altra parte.
 
Forse e' stato valutato che le altre linee non avevano problemi, ovvero
avevano capienza per smaltire questi 1,3 kA in piu' (ma quali linee ?)
ma evidentemente, il calo di 0,8 kA conseguente alla riduzione di 300 MW
non c'e' stato. E questa una domanda in sospeso.
 
In ogni caso, non essendoci stato il calo desiderato sulla Sils-Soazza
(San Bernardino), 4 minuti dopo, il sistema perde anche la Sils-Soazza
e sono le 03:25.
 
A questo punto pero' si creano prolbemi interni in Svizzera (l'energia
elettrica cercava percorsi "alternativi"): una linea interna da 220 kV
finisce pesantemente fuoricarico e 25 secondi dopo saltano le protezioni
ad Airolo, cosi' si interrompe un collegamento di 740 MW verso Ponte
in Italia.
Segue un altra linea da Riddes ad Avise e Valpelline, eccesso di
carico, finisce e fuori sistema un collegamento di 600 MW con l'Italia.
In parallelo, eccesso di carico sulla 220 kV Cislago-Sondrio, e si
perdono altri 260 MW. A questo punto il totale perso dall'Italia
ammonta a 2523 MW su cinque elettrodotti.
 
 
Devo pormi subito altre domande. L'entrata in Italia dell'energia dalla
Lukmanier avviene tramite l'elettrodotto Lavorgo-Musignano e quello
dalla San Bernardino tramite l'elettrodotto Soazza-Bulciago.
 
Ora, su quelle linee, il GRTN aveva il polso della situazione ?
Suppongo abbiano visto che mancava elettricita' sulla Lavorgo-Musignano.
Ma hanno compreso cosa stava avvenendo sulla Soazza-Bulciago ?
Nessun preoccupazione a vedere passare 2,7 kA ? Oppure, "tocchiamo ferro"
che tutto andra' bene ?
 
In quanto alla "ingestibilita'" dell'evento, per "eccesso di importazioni".
La perdita lato Lavorgo-Musignano, non era diverso alla ipotesi di una
centrale termoelettrica da 2000 MW che va fuori servizio di colpo (per
esempio, perche' saltano i trasformatori di potenza - che ogni tanto
scoppiano per i fatti loro). Possibile che il GRTN nazionale non sia in
grado di gestire una perdita di 2000 MW ? Di notte ? A meta' del carico
massimo ? Con ben 3500 MW di pompaggio in funzione ?
 
Non e' finita, e nonstante la curiosita' (e' come un Giallo) devo salutare.
Alla prossima, c'e' ne ancora ...
 

 Alla prossima, c'e' ne ancora ...
 
Abbiamo letto che la normalita' sulla tratta Lukmanier era stata ripristinata.
Abbiamo letto che l'evento di una scarica con una albero e' un fatto normale
(o almeno "non eccezionale"), gestito semplicemente con un paio di distacchi
della durata di al massimo qualche minuto per tutto il ciclo, mentre la
natura compie il suo ciclo naturale (combustione del pino ...).
Abbiamo anche letto che quando alla fine si e' trattato di chiudere la
connessione a Lavorgo, ripristinando la continuta' elettrica tra Nord Europa
ed Italia, non e' stato possibile per eccessivo sfasamento e differenza di
potenziale sugli interruttori di chiusura (sostanzialmente "insistere"
avrebbe potuto portare alla distruzione dei generatori piu' vicini: che
sono "elvetici").
 
Ma perche' questo sfasamento e differenza di tensione ? Facile immaginare
che era conseguenza dall'eccessivo assorbimento proveniente dall'Italia.
 
Ed ecco un altra domanda: visto che l'operazione di connessione di una
linea di potenza, a fronte di forte carico e' una operazione piuttosto
complessa, perche' il GRTN non ha ordinato la separazione della linea
a Lavorgo-Musignano a Musignano, chiedendo agli elevetici di riprovare
la connessione a Lavorgo (direi che sarebbe riuscita, con la linea a 
Sud "a vuoto") ?
 
03:01 il gestore nazionale si e' certamente accorto subito che da Musignano
      non arrivava piu' energia (o no ?)
a) Il gestore nazionale sapeva quale era il carico su Musignano alle ore 03:00 ?
b) Essendo Lavorgo-Musignano una linea a 380 kV, suppongo siano stati 2 kA anche
su quella linea.
c) Il gestore nazionale ha considerato che, dopo 1 minuto di distacco, gli
elvetici avrebbero avuto difficolta' a "chiudere" l'interruttore a Lavorgo
(o Sils, se Lavorgo fosse stato chiuso per primo) per le intervenute
differenze di fase ?
d) Il gestore nazionale sapeva (questo non su due piedi, ma "prima", nei
giorni, mesi, anni ... prima) che in questa condizione occorre la tempestiva
collaborazione del resto della rete ?
 
03:09 direi che 8 minuti bastano perche' un operatore esperto, considerato
l'inevitabile sfasamento in progressione, tra il lato Nord e Sudi, attivi un
protocollo intelligente di reazione, staccando Musignano
03:10 comunicazione agli elvetici di riprovare Lavorgo
03:12 tempo massimo per cui Lavorgo e' ripristinata
Cosa accade cosi' ? Che ora il problema di riconnessione della linea Nord
Europa - Italia si presenta a Musignano. Dove sta il vantaggio ?
Che la gestione della riconnessione, che implica necessariamente un
tempestivo coordinamento dal lato dei carichi, e' totalmente sotto la gestione
di un unico operatore, nel caso in specie, quello italiano.
Quindi niente piu' necessita' di comunicazioni protocollari tra aziende
diverse, operatori stranieri, e diffidenze reciproche (o banalmente,
interessi non sempre in sintonia). E specialmente, se c'era da rischiare
di fulminare qualche apparecchio, era una questione interna italiana, ovvero
da prendere con meno remore (il costo di un trasformatore per il GRTN puo'
essere accettabile, se in cambia salva l'Italia da un blackout, mentre non lo
e' per il gestore elevetico se il trasformatore e' uno dei "suoi").
GRTN, che ha ancora 4 minuti di tempo per chiudere il circuito, staccando prima
circa 1000 MW di pompaggio, prima che sulla San Bernardino scada il periodo
di grazia alle 03:16. Notare che il tempo di 15 minuti previsto come periodo
massimo di carico fuori norma della San Bernardino si e' rivelato corretto,
perche' la scarica che ha poi sancito la vera causa del blackout e' avvenuta
alle 03:25. La questione doveva essere risolta entro le 03:25, perche' dopo
la scarica sulla San Bernardino, e sua interruzione, con il lato italiano
imperterrito, come un nuotatore incapace ed indisciplinato che strozza,
avvinghiandosi, il suo salvatore, che continuava a succhiare energia a piu'
non posso (e questa e' la VERA CAUSA del blackout!), le reti a Nord e Sud
erano eccessivamente squilibrate per risolvere tutto con la semplice
richiusura dei grossi interruttori di linea.
 
Insomma, a questo punto appare evidente che all'Italia sono state offerte
numerose occasioni per rientrare nei margini, per schivare il blackout, e non
le ha colte.
 
Ma torniamo al resoconto dell'UCTE.
 
Nel 2001, l'UCTE aveva attivato uno strumento di previsione: DACF (Day Ahead
Congestion Forecast), un sistema di scambio, con cui ogni operatore fornisce
altri altri, le proprie previsioni carico e generazione. Questo pero' funziona
solo se l'operatore rispetta i suoi numeri (l'Italia non l'ha fatto debordando
di 300 MW oltre i 6400 MW concordati: tipica superficialita' di chi non sa
prendere sul serio le problematiche tecniche ?).
 
Leggiamo anche che l'Italia stava importando principalmente da Francia,
Germania e ... Polonia (interessante ... puro "carbonio" ... e come la
mettiamo con il mix energetico nazionale spacciato ogni anno dai rivenditori
e che ci calcola l'AEEGSI ?)
 
Le condizioni (quindi LA CAUSA) che portano al disastro si creano quando,
per un "Italian control deviation", l'elevato carico italiano di 6400 MW
viene aumentato di 200-300 MW.
Uno dei problemi delle reti interconnesse (come e' quella tra Italia e
resto dell'Europa) e' che il caricamento delle linee non e' spesso non
proporzionale, ma c'e' una tendenza a concentrarsi sulla rete svizzera
(sostanzialmente: e' il percorso piu' breve, ovvero impedenza piu' bassa,
e l'elettricita', per andare dalla Germania alla Italia, sceglie il
percorso piu' breve). Questa e' la ragione per cui l'Italia appare
prelevare di piu' del concordato sulle linee svizzere e di meno sulle
linee francesi (ed a quanto pare gli operatori italiani non sanno gestire
questa ordinaria legge elettrica).
 
Di conseguenza, dalle 02:00, la rete svizzera si trovava ai limiti di
sicurezza, in "lenta cottura" verso gli eventi delle 03:00 (qui mi
domando del perche' gli elvetici non hanno mandato un ultimatum agli
italiani: ma forse l'hanno fatto, tante volte, e non abbiamo riscontro,
salvo andare a leggerci tutti i rapporti epistolari tra GRTN e resto
dei gestori di rete europei).
 
Per i tecnici: a Lavorgo, lo sfasamento, quando finalmente l'abete (o i suoi
rami responsabili) era ridotto in cenere, era salito a 42 gradi, il che
ostacolava la riconnessione, per ragionevoli interessi elevetici di
salvaguardia fisica dei propri impianti.
 
L'UCTE ha riscontrato una eccessiva lentezza da parte dell'Italia (il che
da certamente corda ai complottisti ... la scelta di una domenica, l'avvio
deliberato di un evento "punitivo" ...), che ancora alle ore 3:25, quando
salta il secondo elettrodotto svizzero verso l'Italia, non aveva ridotto
a sufficienza il sovvraccarico (ma perche' non avevano gia' fermato almeno
la meta' dei 3500 MW delle centrali di pompaggio ?!!!).
In altre parole DOPO 24 MINUTI dagli eventi, l'Italia non appare partecipare
in modo consistente alla azione di salvataggio della rete:
 
"After 24 minutes, when this line also tripped after flashover with a tree,
its overload was still not completely eliminated."
 
Questa frase e' una chiara indicazione di responsabilita'. Un operatore di
rete che in 24 minuti non riesce a concludere i passi necessari per
stabilizzare una moderna rete elettrica e' semplicemente un incapace, ...
oppure sta eseguendo degli ordini ... al di fuori da valutazioni tecniche.
Per chi non e' addentro: 24 minuti sono una eternita' sulle reti elettriche.
In 24 minuti posso avviare anche una centrale turbogas da zero (ovviamente
se la centrale e' gia' presidiata dai tecnici necessari)
In 24 minuti posso invertire anche una pompa reversibile, portandola in
modalita' turbina generatrice a piena potenza.
L'Italia aveva/ha sia sufficiente potenza di pompaggio, che di centrali
a ciclo combinato (con i loro gruppi turbogas).
 
Anche l'UCTE conclude che alle 03:25 si e' raggiunto un punto di non ritorno,
per quanto riguarda cio' che l'Europa poteva dare all'Italia. La rete italiane
era ormai troppo sfasata, persa nel suo mondo, e quindi, essendo la rete
francese ancora strettamente agganciata a quella restante UCTE, si creano
squilibri sulle tratte italo-francesi ed il resto delle connessioni europee
con l'Italia (dall'Austria alla Slovenia, alla Grecia, anche ancora agganciate
a quella europea), che provocano lo scatto delle protezioni.
 
Secondo l'UCTE, in questo momento la stabilita' italiana e' condannata.
 
Ecco l'esame UCTE sul lato italiano (valori in MW):
 
       Domanda     Pompaggio    RSM+Vaticano   Totale
-----------------------------------------------------
03:00  23240       3288         27             26555 pronostico
03:00  23930       3487         27             27444 reale
03:25  23918       3275         27             27220 reale
 
Questa tabella e' una accusa ad ENEL. Infatti, 3487-3288=199 MW !!!
ENEL sta accumulando riserve in un momento di scarsita'!
Immagino la reazione di qualcuno: "ma che colpa ha ENEL, visto che
i consumatori italiani, loro, stanno assorbendo 690 MW in piu' di
quanto pronosticato!"
Prego ?!!!
Ed allora che ci stanno a che fare gli impianti di pompaggio ?!!
A chi non capisce nulla di reti elettriche, domando:
"Secondo voi, come mai l'UCTE elenca la potenza di pompaggio a
parte rispetto agli altri consumatori ?" (oltre a separare RSM e
Vaticano per evidenziare che certamente non c'entrano, ma questo
era facile da immaginare, visto l'assorbimento risibile)
 
Senza tanti discorsi, vi evidenzio cosa mi sarei aspettato, in un mondo
intelligente, dove ognuno lavora con competenza e diligenza, qualora
l'aumento di domanda fosse stato repentino:
 
       Domanda     Pompaggio    RSM+Vaticano   Totale
-----------------------------------------------------
03:00  23240       3288         27             26555 pronostico
03:00  23930       2598         27             26555 reale
03:25  23918       2610         27             26555 reale
 
In questo mondo, alle ore 03:00 non sarebbe successo nulla.
Alle ore 03:25 non sarebbe successo nulla.
Cominciate a vedere la "luce" ? Vi si e' accesa qualche lampadina ?
 
Ed ora, con queste cognizioni, secondo voi, quale e' la causa del
blackout nazionale del Settembre 2003 ?!
 
La scopo degli impianti di pompaggio e' accumulare l'energia in
*esubero*!!! Non rubare alla rete quella di cui ha disperatamente
bisogno sul momento!!!
Posso giustificare chi sbaglia faccendo il possibile, chi opera in
condizioni di forza maggiore (appunto, la caduta di un albero).
Ma, al contrario di quello che merde di giornalisti ci hanno fatto
credere, non e' caduto nessun albero, non c'e' stata nessuna tempesta.
Tutto e' accaduto perche' qualcuno ha preso decisioni svogliate,
o peggio, ha deliberatamente creato le condizioni di un
surriscaldamento dei cavi, aspettando che il loro afflosciamento
si concludesse nel modo inevitabile.
 
Alle ore 3:00, visto che la rete (la notte dei bagordi a Roma ?) stava
assorbendo 690 MW in piu' di quanto pronosticato, ENEL, come operatore
di lunga esperienza, avrebbe dovuto ridurre l'assorbimento "programmato"
delle sue potenti centrali di pompaggio di una pari potenza, ovvero
"accontentandosi" di assorbire 2598 MW invece dei 3288 MW previsti.
Inoltre ENEL o GRTN avrebbe dovuto programmare la pre-alerta di
centrali termoelettriche per una potenza corrispondente a quella
della energia da fornire per il mancato accumulo di scorta conseguente
alla riduzione di 690 MW di potenza in fase di accumulo, in modo che
il Lunedi successivo, ci fossero centrali termoelettriche preriscaldate
pronte a rimpiazzare il "buco" della minore riserva di pompaggio.
 
Era cosi' complicato ?! Non e' la prassi operativa corretta ?
 
Ed invece no! ENEL si aggiunge con altri 200 MW. Ma che bravi!
Roba da "mongolino d'oro" ovvero "premio darwin".
 
Attenzione, pero', l'aumento dei consumi, non e' stato repentino,
tanto che la generazione nazionale ha potuto seguirla (il discorso
precedente era volto a spiegare il "senso" dell'accumulo da pompaggio),
come si puo' ben vedere dalla generazione nazionale, valori in MW:
 
      Termoelettrico Idroelettrico Geotermico Eolico Totale
-----------------------------------------------------------
03:00      18231        1051         580        10    19872 programmato
03:00      18748        1184         551        10    20493 reale
03:25      18853        1180         551        10    20594 reale
-----------------------------------------------------------
 
scostamento  517         133         -29         0      621
 
Divagazione: hanno fallito il pronostico sul geotermico, con
29 MW in meno, ed hanno azzeccato al MW quello eolico ? Strano.
 
Osserviamo che la generazione nazionale e' di 620 MW maggiore di quella
pronosticata, quindi sufficiente per coprire l'aumento dei consumi
nazionali. A prima vista questo appare scagionare ENEL. Al contrario!
Perche' a questo punto avviene che i 200 MW in piu' prelevati dal
pompaggio ENEL rappresentano la maggior parte dell'eccesso di potenza che
ha innescato la sequenza di eventi terminata con il collasso del sistema
elettrico nazionale!
 
Ovvero, non cambia sostanzialmente nulla: il pompaggio ha prima di tutto
una funzione di riequilibrio, di prelievo del sovvrappiu', non di
"carico" sulla rete. 
 
Ecco le conseguenze delle scelte deliberate (perche' evidentemente
ordinate a tavolino) di ENEL (in MW):
 
      Importazioni	
------------------
03:00      6693    richiesto
03:00      6951    reale
03:25      6626    reale
------------------
scostamento 258	
 
258 MW in piu' di quanto richiesto all'UCTE, di cui 199 assorbiti dagli
impianti di pompaggio ENEL. Se fossero stati solo i 59 MW in piu' della
domanda nazionale, probabilmente la rete si poteva bilanciare, anche
senza una diligente riduzione di 59 MW dell'assorbimento degli impianti
di pompaggio ENEL, che avrebbero "dovuto" accontentarsi di prelevare
3229 MW invece dei 3487 MW registrati alle ore 03:00.
 
Hmmm ... a pensarci, non ci sono elementi per una indagine penale ?
Quanto accaduto, almeno dal punto di vista tecnico, appare veramente
sconclusionato, fuori da ogni logica razionale. Come minimo e' mancata
diligenza. Come minimo c'e' stata svogliatezza. Era stata aperta qualche
indagine ?
 
Tra parentesi, la lunghezza della dorsale nazionale che collega tutto il
paese e' assolutamente irrilevante, perche' il grosso degli impianti di
pompaggio si trova vicino ai confini nazionali.
 
Tutto e' perduto ? Niente affatto, e qui, come si potrebbe scrivere, che gli
uomini si distinguono. A mezzo carico, con 3500 MW di pompaggio in funzione,
la rete italiana aveva ampia manovrabilita' per ristabilire internamente
l'equilibrio. Se gli operatori avessero voluto o ne fosseros stati capaci.
E questo in pochi minuti.
 
Infatti, ecco i dati del UCTE.
 
Riserve italiane alle ore 03.25 (ovvero dopo il momento critico):
 
Pronto intervento (5 minuti):       3220 MW
Intervento accelerato (20 minuti): 10509 MW
 
Prego ? Ore 3:25
 
I consumatori chiedono                  23918 MW
------------------------------------------------
La generazione nazionale in linea offre 20592 MW
Entro 5 minuti arrivano                  3220 MW
------------------------------------------------
Totale                                  23812 MW
 
C'e' uno "scoperto" di 106 MW, ma non pare possibile che non sia gestibile
in tempo rapidi. Ad esempio, tra i 23918 MW non c'e' neanche un impianto
dell'alluminio, industrie predisposte per il distacco automatico ?
 
Ah ... ecco, UCTE riferisce che alle 03:00 c'erano 1200 MW interrompibili.
E vaaiiii! 23918-1200 fanno 22718 MW come richiesta elettrica imprendiscibile.
 
E non bastano 23812 MW ?
 
Ecco le parole della commissione UCTE, dopo avere sciorinato questi numeri:
 
"Hence, the available generating reserve lay well above the 6 400 MW imported
from neighbouring countries."
 
[Quindi, la riserva di generazione disponibile era ben sopra il valore di
6400 MW in corso di importazione dai paesi confinanti.]
 
Ulteriore schiaffo alla competenza del gestore nazionale. E tanto per
capirci (cosi' abbiamo anche i valori temporali):
 
"Furthermore, where needed and if adequately alerted, about 1 200 MW of
interruptible industrial loads without prior notice might be disconnected
within 1-2 minutes manually from the control room of the National Control
Centre in Rome."
 
Ovvero, dal GRTN di Roma, l'operatore, con la pressione di un pulsante,
entro 2 minuti poteva abbassare il carico nazionale di 1200 MW !!!
Perche' non l'ha fatto, alle 03:11 ? Gli svizzeri gli hanno chiesto -300 MW,
ma non erano gli elvetici a rischiare un blackout totale.
 
Vediamo. Abbiamo delle previsioni per 6400 MW da importare. Sforiamo di 300 MW.
Ed ora, qui distinguiamo il mongolino dal tecnico.
Se tutto fosse a posto, basta rientrare dei 300 MW. Ma alle 03:11 manca una
linea con l'estero per una potenza di circa 900 MW!!!
L'aritmetica pare cosi' difficile ?
Per prudenza, nonostante la richiesta di solo 300 MW, perche' non staccare
tutti i 1200 MW, e poi vedere se quella Lukmanier si ricollega ?
Ed una volta ricollegata, riconnettere i 1200 MW, nel frattempo avendo tolto
i 300 MW a quei bastardi impianti di pompaggio ? Tutto nel giro di 15 minuti,
massimo mezz'ora. E senza che 55 milioni di italiani avessero sentore.
 
E' incredibile quanto i numeri quadrano, una ironica coincidenza:
 
Esubero sulla San Bernardino  300 MW
Buco della Lukmanier          900 MW
------------------------------------
Carichi interrompibili       1200 MW
 
Lo so che i 300 MW del San Bernardino conseguono al buco di 900 MW, ma qui
l'aritmetica non e' lineare: ma se si vuole riconnettere Lukmanier con
tranquillita', occorre sgonfiare, meglio se a zero, il differenziale a Lavorgo.
O no ? Mah, va bhe' e' solo per indicare una delle tante opzioni disponibili
e non utilizzate ... PER TEMPO (dopo sono certo che hanno staccato tutto lo
staccabile, ma cio' che distingue il mongolino e' "quando" si muove).
 
Tutto questo potra' apparire oppinabile, ma certamente basta a far tacere
quelli che, ancora oggi, dopo 13 anni, insistono ad affermare che la rete
italiana fosse insicura perche' "importava troppo dall'estero"! Ignoranti!
E deficienti, visto che non volete informarvi! Dopo 13 anni.
 
Un commento ulteriore dall'UCTE:
 
"The high reserve margins were available both for technical and economic
reasons, the former because during off-peak hours the pumping plants
accumulate energy and a number of thermal plants could not be shut down for
voltage regulation or other technical constraints, the latter because the
import was more financially advantageous than domestic production and it is
not cost-effective to shut down thermal plants for short periods."
 
Il commento era riservato agli operatori e ricercatori esteri, che
probabilmente si sono meravigliati di fronte a tanta capacita' di riserva
(che tra l'altro ci costa sulla bolletta elettrica).
 
Spiegazione: seguendo la curva della domanda, con il suo minimo intorno
alle ore 05:00, viene logico comprendere che ci sono centrali
termoelettriche che operano almeno 18-20 ore al giorno, di cui non c'e'
bisogno tra le 03:00 e le 07:00. Ma l'avvio di una centrale termoelettrica
di base richiede almeno 2 ore di tempo (ed anche le operazioni di
spegnimento non sono proprio rapide). Insomma, non ha senso spegnerle
alle ore 03:00 per poi riaccenderle alle 07:00.
Percio' vengono lasciate con la caldaia accesa, al minimo, giusto quanto
necessario per mantenere il vapore in pressione (le turbine a vapore
vengono lasciate ruotare in folle ? chiedo a chi ha lavorato in queste
centrali). E questo, tra parentesi, ci costa, in un parte mangiandosi il
risparmio ottenuto importando energia elettrica a basso costo dall'estero.
 
Hmmm ... interessante, quindi proprio alle 03:00 e' una fase oraria in cui,
per ragioni operative (descritte) aumenta la disponibilita' di riserva di
generazione (non deliberatamente, per programmazione, ma perche' e'
semplicemente inevitabile).
 
 
Piu' va avanti la lettura e piu il GRTN fa una figura di ...
 
Anzi, ora nella relazione vedo che alle 03:25, anche nel caso peggiore, si
potrebbe evincere un blackout in Lombardia e forse anche in Piemonte. Ma si
sarebbero salvati il Triveneto (che riceveva 430 MW dalla Slovenia ed Autria)
e il meridione (che riceveva 300 MW dalla Grecia). Il resto dell'Italia pare
lasciato a se stessa, ovvero in condizioni di equilibrio (niente blackout).
 
 
A proposito, le dannate pompe, sapete quando sono state staccate ?
Quando la frequenza e' crollata a 48,985 Hz, liberando 3220 MW.
Questa informazione e' la definitava condanna di ENEL: le pompe dei suoi
impianti di pompaggio sono state spente/staccate solo quando tenerle in
funzione le avrebbe potuto distruggere: NON AVEVANO ALTRA SCELTA! Ma fino
a quando hanno potuto, hanno continuato a succhiare energia quanto un
sesto di tutta la domanda nazionale. In consumatori interrompibli, invece
sono stati staccati quando la frequenza era scesa a 49,70 Hz (circa
1017 MW, evidentemente 200 MW se ne erano gia' andati prima): notare
la logica ENEL, prima stacco i clienti, poi i "miei" impianti di
pompaggio. Ma che razza di priorita' ???!!! Logica da burocrati, non
da rivenditori da libero mercato!
 
Dopo questi distacchi, il calo della frequenza quasi si ferma (rimanendo
intorno ai 48 Hz) ovvero c'e' stato un momento di grazia, "bocce ferme",
in cui si poteva fare qualcosa (dalle 03:26 alle 03:28). I due minuti
fatali finali. Poi non c'e' stato piu' nulla da fare, il "momento" era passato.
 
Quello che evinco e' che GRTN ha avuto numerose occasioni per recedere da
una folle corsa verso il blackout. E non ha agito come opportuno.
 
 
Ma andiamo avanti, UCTE ci racconta che, per questi casi (l'avevo immaginato,
ma e' consolante leggere che non si tratta di "teorie"), sono previste
procedure che separano la rete nazionale in "isole autosufficienti" (e non
occorre essere dei geni per immaginarlo). Nessuna di queste ha funzionato
(come evidente). Possibile un tale livello di incompetenza ?!!!
Di notte, a mezzo carico ? Non mi riesci ad isolare e stabilizzare NEANCHE
una isola autonoma macroregionale ? Ma che razza di  ... !
Notare che la ratio del funzionamento ad isola taglia fuori la rete a 380 kV,
che non ha piu' importanza (o no ?).
 
Ad esempio, la separazione della Sicilia dalla Calabria, avrebbe permesso
alla Sicilia di operare "ad isola" (termine che oggi molti lettori conoscono
a causa della vicenda fotovoltaica) con le sue centrali termoelettriche.
Come e' andata a finire lo sanno bene i siciliani, quando si sono svegliati
domenica mattina (la Sicilia e' stata ripristinata solo alle 22:00, per
ultima ?).
 
Avanti. Dunque, secondo l'UCTE, alle 3:28, l'ostacolo principale per avviare
il piano di recupero e' che gli operatori ... non avevano idea di cosa fosse
successo, nel senso, di quale fosse la causa originaria. Prego ?
 
Nell'ordine (e' quasi buffo):
 
- telefonate con ETRANS e RTE: "No, nessun blackout europeo. Dalla nostra
parte tutto funziona bene." (ghigno)
 
- tira fuori i piani di ripristino ed individua gli obbiettivi, cominciando
dalle centrali termoelettriche di base
 
06:30 Piemonte e Lombardia (Val D'Aosta ovviamente e mi pare anche Liguria)
sono ripristinate e collegate alla rete francese (quindi, quando vogliono,
questa macroregioni puo' anche funzionare - o staccarsi - autonomamente
dal resto dell'Italia), le fonti idroelettriche sono anche di facile
ripristino
Il Veneto era alimentato dalla Slovenia fino alla sottostazione Camin
Friuli e Veneto settentrionale alimentati dall'Austria
Parte della provincia di Firenze collegata tramite la dorsale 380 kV con la
Lombardia.
 
08:00 Le due parti di cui sopra (oriente ed occidente) non sono ancora
collegate tra loro, ma sono sincronizzate con la rete UCTE (essendo
collegati ai confinanti).
Nel resto dell'Italia, centro e sud (salvo Firenze: Monte dei Paschi ?)
nulla di nuovo.
Un tentativo di collegare la Puglia fallisce perche' le centrali
termoelettriche ivi sono ancora fuori servizio (si alzano alle 08:00, li').
 
Scusate: ma il GRTN e' strutturato per fare "una sola cosa alla volta" ?
Cosa c'e', un solo operatore ? Questa e' forse l'occasione di spiegare i
vantaggi del principio di sussidarieta' ed il federalismo ?
Ovvero, possibile che la rete italiana non prevede degli "accentramenti"
locali, magari pure tutte a Roma, non importa, ma la cui competenza si
limita ad una macroregione, volta ad attivare la rete in funzionamento
ad isola, mentre il piano di ripristino progredisce ?
 
La realta' e' che svariati tentativi di partenza ad isola (black-start,
ovvero senza le rete elettrica esterna) sono falliti o hanno presentato
serie difficolta' operative.
Problemi di comunicazione e quindi mancate commutazioni, connessioni o
distacchi, della rete elettrica.
Conseguente mancanza di informazioni cosa accadeva sul campo (... ma la
centrale xyz e' pronta o no ? Oppure, quando e' pronta ?)
Centri di "tele-controllo" che non operano come dovrebbero.
Guasti di svariati circuiti di sgancio.
Fallimento della generale della rete di telecontrollo, risolto con l'uso
del ... telefono ed operatori mandati fisicamente alle varie sottostazioni.
 
Questa ultima mi pare una informazione di non poco conto. Come mai so solo
ora che la procedura di ripristino e' durata ore, quasi un giorno, invece
che al massimo un ora, per colpa di procedure e sistemi non funzionanti ?
 
Insomma, questo blackout, ha esposto una carenza ben piu' grave, che e' stata
nascosta dai media ?
 
Un grave errore logico pero' e' stato evidente: le procedura si basavano
ottusamente troppo sulla rete telecomitalia a la rete di telecomunicazione
nazionale, pure ampiamente fuori servizio a causa della totalita' del blackout.
(pensate ai ripetitori della rete mobile, le loro batterie che autonomia
hanno ?)
Il sistema SCADA del centro nazionale di controllo a Roma ha perso
completamente la visibilita' dei dati registrati nell'area di Firenze e
di Roma tra le 06:31 e le 13:17 (dopo 3 ore: si sono esaurite le batterie
telecom ?).
 
Alla fine, nel meridione si e' risolto con uno spezzatino di reti ad isola.
(ogni centrale termoelettrica con la sua rete locale ? hmmm, hanno voluto
sperimentare una opzione "fine del mondo" ? tipo ripresa dopo attacco
terroristico totale ?)
Poi, partendo dal Nord e salendo al Sud (l'equatore non e' piu' alto ? ;-)
hanno man mano sincronizzato l'isola adiacente alla rete UCTE e poi
collegato alla stessa, per poi proseguire con l'isola successiva.
 
La conseguenza piu' pesante del ritardo 08:00-12:00 e' che le centrali
termoelettriche interessate era state lasciate raffreddare (operatore
"taccagno" ? per risparmiare combustibile ?) e quindi il tempo di
avvio si portava verso le ore.
Ai ritardi contribuivano il pessimo funzionamento dei centri di telecontrollo
del meridione, che gestiscono aree dal centro Italia alla Sicilia.
 
Inoltre i bacini di pompaggio del meridione (come Presenzano) erano semivuoti
(alle 03:00 erano impegnati nel fare il pieno, ed e' ironico che proprio la
causa del blackout e' quella che subisce di piu' le conseguenze: gli operatori
dei bacini di pompaggio, invece di fare lucrosi guadagni, si sono fregati per
l'avidita'), togliendo quindi una capacita' di bilanciamento e
stabilizzazione. 
 
Anche la procedura di ripristino, come gli avvenimenti che hanno preceduto
il blackout, a mio parere indicano una seria incompetenza a mancanza di
diligenza, per non dire un approccio prudenziale.
 
 
Seguono le considerazioni finali. Alla prossima.
 

 risparmio ottenuto importando energia elettrica a basso costo dall'estero.
 
Io lavoravo proprio in una grossa centrale termoelettrica,  e di notte 
spesso, specialmente il fine settimana, veniva fatta la fermata notturna di 
svariati gruppi, lasciandone in genere uno solo al minimo per centrale.
Le caldaie però venivano spento del tutto e imbottigliate, come si dice in 
gergo, in modo da disperdere meno calore possibile, questo avveniva 
normalmente  a mezzanotte e poi dopo le tre si riaccendeva, dovendo poi 
rifare il rullaggio turbina e il parallelo, ci vogliono almeno due o tre 
ore, in modo da essere al carico minimo verso le sei.
Questo in passato non avveniva, i gruppi venivano lasciati al carico di 
minimo tecnico, dove il consumo specifico è peggiore, ma hai notevoli 
margini in salita, anche se non troppo rapida, solo le idriche sono 
"veloci".
Come avevo già scritto è attivo in automatico il distacco di carichi 
prestabiliti, ma di notte in realtà non esistevano, si sono staccate isole 
vuote, senza alcun effetto reale, credo che poi il sistema sia stato 
modificato.
La minima frequenza che provoca il distacco dei gruppi dalla rete è 47,5 
hertz, quello che poi è accaduto alla fine, ma prima erano andati in blocco 
per cause interne indipendenti alcune centrali termiche, e questo ha 
provocato poi il crollo finale.
Probabilmente ci saranno stati degli errori, ma erano situazioni mai 
avvenute prima, e un certo panico è normale, a Roma esisteva il centro 
nazionale di controllo, che gestisce la rete, una volta era tutto di Enel, 
ora non lo so, che da le direttive agli altri centri di ripartizione dei 
carichi, può darsi che ora non esistano neanche più, ma quanta gente ci 
lavori, non saprei, non certo uno solo, e non so  il loro grado e potere di 
decisioni autonome da chi comanda davvero, che normalmente alle tre di notte 
dorme o è al night.
Mi risulta comunque che già allora non era più tutto sotto il controllo di 
un unico gestore, ossia l'Enel, ma appunto a chi spetta garantire 
l'efficienza della rete, quando gli interessi sono contrastanti, chi produce 
pensa a salvaguardare le sue macchine, che costano assai, e pensa poco o 
niente a questi problemi, del resto quando ho lavorato con i privati questa 
roba sulle reti nemmeno sapevano cosa fosse, guardavano solo ai propri 
affari, di quello che succedeva dopo l'interruttore di parallelo non gli 
fregava un cacchio.
Resto sempre dell'opinione che un unico gestore di produzione e rete era 
meglio, ora non si sa a chi dare la colpa, il rimpallo è assicurato, visto 
che ci sono interessi divergenti.
A proposito dove ha trovato tutti quei dati, sono gli stessi o anche di più 
di quelli che ho, sono stati dati al pubblico dominio o ha qualche "spia" 
che glieli ha dati 
 
 

 al pubblico dominio o ha qualche "spia" che glieli ha dati
 
 
Adesso la rete principale è Terna (non eterna), e quando sono
andato a visitare la centrale cc Edison di Torviscosa hanno
detto che loro producono a seconda delle richieste di Terna, o
che comunque Terna può imporre condizioni.
 
In pratica Terna dà ordini ai politici, che obbediscono senza
indugio... 
 
Sono una potenza politica che non risponde ai politici ma li
condiziona anche contro la legge.
 
Cerca in rete la vicenda dell'elettrodotto Redipuglia-Udine...
interrotto dal consiglio di stato per difetti legali sebbene
fosse già mezzo fatto (o meglio: cominciato a fare sebbene ci
fossero processi in corso).
 
 
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AIOE ³¿³