Il presente rapporto descrive la sintesi delle attività di ricerca svolte nel periodo gennaio 2008 – febbraio 2009 nel progetto “Mitigazione dei rischi per il sistema elettrico: monitoraggio dello stato di sicurezza e nuovi strumenti di analisi”dell’Area“GOVERNO DEL SISTEMA ELETTRICO”, una delle quattro Aree di ricerca definite nell’accordo di programma triennale tra il Ministero per lo Sviluppo Economico e CESI RICERCA S.p.A. stipulato il 21 giugno 2007. Gli obiettivi e l’articolazione del progetto sono descritti nel documento “Piano Annuale di realizzazione 2008” Prot. CESI RICERCA 08002569 (Aprile 2008). Nel periodo di riferimento sono state eseguite attività di sviluppo e consolidamento di prototipi SW in parallelo ad una maggiore focalizzazione delle relative metodologie, attività di definizione delle prove ed esecuzione di alcune prove preliminari in test-bed specifici per la valutazione delle prestazioni dei PMU e della sicurezza ICT del sistema elettrico, e si sono infine avviate attività di analisi di problematiche di sicurezza della rete correlate alle prestazioni delle unità termiche di generazione. Le attività svolte, e descritte più dettagliatamente nel rapporto, possono così essere sintetizzate: • È stato sviluppato il prototipo SW per la stima, basata su metodi probabilistici, del livello di rischio di esercizio della rete di trasmissione, considerando contingenze molto critiche sebbene poco probabili, e valutando, attraverso un possibile processo di cascading, l’impatto in termini economici della mancata fornitura d’energia conseguente alla contingenza considerata. Le nuove funzionalità sono state implementate e la sperimentazione effettuata ha consentito di definire con maggiore dettaglio la metodologia, in particolare nella valutazione di scenari con degradi di tensione. In parallelo sono state indagate le possibili strategie di gestione del rischio ottimizzando i costi complessivi d’esercizio (costi legati al dispacciamento e costi di rischio attesi). È stata poi definita un’architettura di ambiente integrato per le funzioni di valutazione della sicurezza, come la SSA, DSA e PRA, sviluppate in ambito RdS, realizzandone un semplice dimostratore. Tale ambiente risponde all’esigenza di utilizzare in modo coordinato i vari strumenti di analisi di sicurezza. • Con l’obiettivo di verificare l’adeguatezza dei PMU (Phasor Measurement Units) per le applicazioni innovative di monitoraggio e controllo della rete elettrica, è stato definito un set di prove, da realizzare con il test bed, relative alla verifica delle prestazioni delle PMU in applicazioni di monitoraggio e di difesa wide area. Su questa base sono state valutate le prestazioni di una coppia di PMU commerciali sincronizzate attraverso il segnale GPS e Galileo (con un orologio sviluppato nell’ambito del progetto Europeo correlato Harrison) ed è stata valutata l’efficacia del segnale di integrità del dato tempo reso disponibile da quest’ultimo. Come supporto poi alla valutazione di piani di difesa wide area, a partire da un’analisi dei black-out più rilevanti occorsi negli ultimi 40 anni a livello mondiale, sono state elaborate tecniche di modellazione e analisi di funzioni di difesa wide area e sono stati analizzati metodi per il controllo di corridoi e di sezioni critiche e per il controlled islanding. • È stato analizzato il problema di eseguire la stima dello stato di un sistema elettrico tramite degli strumenti di intelligenza artificiale: tale approccio richiede tempi molto limitati e quindi più adeguati per applicazioni di monitoraggio e controllo in tempo reale. Le correlate problematiche di riconciliazione dei dati delle telemisure, ridondanti per le reti AT/AAT, e della ricostruzione di quelli eventualmente mancanti sono risolte con un metodo basato sull’impiego della tecnica di wavelet per la riduzione del rumore che, a differenza della scomposizione armonica di Fourier, opera nel dominio del tempo invece che nel dominio delle frequenze, e con l’uso di reti neurali associative, particolarmente adatte per verificare l’attendibilità di dati ed in grado anche di ricostruire eventuali dati mancanti. La determinazione delle grandezze che caratterizza lo stato del sistema è stata effettuata sia usando una struttura di reti neurali appositamente addestrate, sia usando una struttura di alberi di decisione.

• È stato completato lo sviluppo del prototipo software LINEAR, che calcola le oscillazioni elettromeccaniche interarea di grandi sistemi elettrici interconnessi, con l’integrazione nel modello delle capacità serie controllate a tiristori (TCSC), dei collegamenti in corrente continua ad alta tensione (HVDC) e dei sistemi di compensazione statica del reattivo (SVC). L’implementazione di tali nuovi componenti ad alta tecnologia è stata validata tramite confronti con simulazione nel dominio del tempo. L’attività è stata corredata da prove, effettuate su reti di significative dimensioni e rappresentative di sistemi reali, che, oltre alla sperimentazione del tool, hanno consentito di mostrare come questi componenti possano significativamente contribuire alla risoluzione del problema delle oscillazioni sostenute di potenza. • Sul tema della sicurezza del sistema elettrico legata all’interazione con gli impianti di generazione, dopo avere esaminato le prescrizioni dei codici di rete Europei confrontandole con quelle del codice nazionale e con le prescrizioni dell’Operation Handbook dell’UCTE, si è effettuata una valutazione dell’effetto delle prestazioni degli impianti sui transitori di frequenza e si sono valutate le caratteristiche dei modelli di impianti di generazione presenti nei codici di simulazione usualmente utilizzati per studi di rete. Si sono presi in considerazione vari tipi di impianti, come i cicli combinati, i termoelettrici convenzionali, gli idraulici con turbine Pelton e Francis, realizzandone, in ambiente Simulink®, modelli semplificati contenenti le principali non linearità e le caratteristiche dinamiche fondamentali, includendo la parte di controllo. La rete analizzata è quella siciliana, in assetto isolato dal continente, caratterizzata da un parco di produzione molto vario costituito da impianti termoelettrici convenzionali e ripotenziati, cicli combinati alimentati a gas, turbogas in ciclo aperto, idraulici, eolici e IGCC 1 . • Relativamente al test bed per la valutazione dell’impatto degli attacchi ai sistemi di automazione e controllo della rete elettrica, è stata realizzata la simulazione di scenari di telecontrollo basati su protocollo di comunicazione IEC 60870-5-104. Sono stati poi sperimentati alcuni processi di attacco di tipo Denial of Service (DoS), il cui effetto è stato valutato attraverso opportune misure relative alle prestazioni e al traffico delle comunicazioni di telecontrollo. • Per la stima della vulnerabilità sismica delle reti elettriche è stato redatto il manuale d’uso del programma ASK4ELP, comprensivo di tutte le modifiche ed estensioni occorse dall’epoca dell’ultima stesura (1999) ad oggi. E’ stata redatta la descrizione dettagliata dello scopo del programma, degli algoritmi, delle funzionalità e della struttura e del contenuto del files di input e di output, insieme alla descrizione delle uscite grafiche e dell’interfaccia utente. Quest’ultima, realizzata in aggiunta a quanto previsto nel PAR 2008, per la gestione dell’input e dell’output, compresi gli scenari, consente un utilizzo più agevole del prototipo. Il programma è stato validato con una simulazione del sisma del 1976, fornendo una stima dei danni coerente con quelli effettivamente registrati, e successivamente applicato per la stima del rischio sismico della rete elettrica AAT ed AT della regione Friuli Venezia Giulia, evidenziando valori di vulnerabilità modesti secondo tutti gli indicatori di danno considerati: tale risultato è conseguente in parte alla robustezza intrinseca del sistema elettrico ed in parte alla marginalià della maggior parte delle stazioni rispetto all’area di maggiore sismicità. In un ottica poi di ottimizzazione degli interventi di mitigazione del rischio sismico, da una parte sono state calcolate le variazioni di fragility di tre componenti elettrici (TA 380 kV, TA 170 kV e TV 170 kV) in funzione di possibili interventi di rinforzo strutturale e i relativi costi, e dall’altra si è definita una nuova procedura di valutazione dei benefici: questi sviluppi, applicati alle reti del Beneventano e del Friuli, hanno consentito, oltre alla validazione della procedura, una stima dei benefici corrispondenti a determinati interventi/costi, evidenziando le migliori alternative di intervento. 1 Integrated Gasification Combined Cycle.