Il rapporto presenta metodologie e funzioni di calcolo per la valutazione di sicurezza del sistema elettrico in presenza delle future reti HVDC multi-terminali (MTDC o MT-HVDC, multi-terminal High Voltage DirectCurrent), per attività di programmazione dell’esercizio ed esercizio in linea. In particolare, il rapporto sviluppa:
1) una metodologia per la valutazione della sicurezza statica delle reti MTDC
2) nuove strategie di controllo, che utilizzano anche le iniezioni delle reti MTDC per ridurre il rischio di esercizio dei sistemi AC.
Nella prima parte del rapporto, dopo un breve richiamo dei principali aspetti dell’algoritmo di load flow sviluppato nella precedente RdS, si illustra la funzione di calcolo delle sensitivity linea-nodo sulle reti DC, che risultano fondamentali per l’implementazione delle strategie di controllo presentate nella seconda parte deld ocumento. Sono quindi presentati i requisiti e le ipotesi modellistiche per le analisi N-1 delle reti MTDC. L’analisi degli effetti (a regime) delle contingenze sulla rete DC richiede anzitutto l’introduzione di un algoritmo di identificazione di eventuali isole di rete prodotte dall’applicazione delle contingenze stesse. Sono quindi definite assunzioni realistiche circa il comportamento dei sistemi di protezione e difesa delle future reti MTDC in presenza di contingenze sulla stessa rete MTDC. Il criterio di sicurezza proposto per le reti MTDC è applicato ad analisi di sicurezza statica condotte su reti test MTDC, considerando la perdita di un singolo ramo della rete DC (N-1 di ramo) o di un singolo convertitore VSC (N-1 di VSC). Lo strumento di analisi statica N-1 implementato rappresenta un punto di partenza per possibili sviluppi futuri quali la realizzazione di un motore dicascading per le reti MTDC e l’analisi di contingenze multiple N-k ai nodi DC. Nella seconda parte del rapporto, dopo una panoramica sullo strumento PRACTICE sviluppato nelle precedenti attività RdS, si illustrano alcune strategie di controllo basate sul concetto di rischio e sviluppate in PRACTICE,che sfruttano anche le iniezioni dei convertitori onshore delle reti MTDC per ridurre il rischio di esercizio sullarete AC a fronte di un determinato set di contingenze. Queste strategie sono volte a minimizzare il rischio diesercizio (calcolato sulla base di opportuni indicatori) minimizzando nel contempo i costi di ridispacciamento (ogli scostamenti) delle iniezioni delle unità di generazione convenzionale oppure dei convertitori onshore delle reti MTDC. Le formulazioni presentate per la soluzione del problema di ottimizzazione consentono di specificare il “costo di avversione al rischio” (una misura di “quanto si è disposti a pagare per ridurre il rischio”)oppure il livello target di rischio desiderato. Alcune strategie di controllo sono testate su un sistema test AC/DC che è rappresentato dalla rete IEEE New England a 39 nodi connessa a diverse topologie di reti MTDC (a due e tre terminali onshore). Le simulazioni dimostrano l’efficacia di dette strategie nella riduzione del rischio diesercizio; inoltre il confronto con un algoritmo di ridispacciamento “deterministico” basato sul tradizionale criterio di sicurezza N-1 mostra che i metodi risk based è per determinati costi di avversione del rischio -possono portare a minori costi di ridispacciamento della generazione, ammettendo l’esercizio della rete AC/DC in un punto di lavoro che non soddisfa i tradizionali criteri di sicurezza. Queste attività sono state condotte in sinergia con il progetto europeo TWENTIES (2010-2012).