Il rapporto presenta metodologie e strumenti per trattare diverse problematiche di sicurezza di esercizio del sistema elettrico, con applicazioni a sistemi reali. La Parte I presenta una metodologia unificante per valutazioni integrate di sicurezza, implementata nella piattaforma ISAP (Integrated Security Assessment Platform). La piattaforma e, in particolare, la metodologia unificante nascono per superare la difficoltàdi sintetizzare i risultati eterogenei, che si ottengono da diversi tipi e strumenti di analisi di sicurezza, in informazioni utili per la gestione del sistema elettrico. L’approccio unificante si basa sull’individuazione dei tempi con cui il sistema si degrada fino a condizioni inaccettabili, in caso di violazioni o instabilità associate a vari fenomeni (corrente, tensione, angolo): entro tali tempi infatti occorre attuare gli interventi di controllo. Sono illustrate inoltre nuovefunzioni di visualizzazione dei risultati su base geografica, che sfruttano un’interfaccia Matlab-Google: attraverso vari layer di visualizzazione sono mostrati diversi gradi di dettaglio delle analisi statiche e dinamiche di ISAP. I casi test di analisi (rete siciliana) hanno dimostrato l’efficacia degli indici unificanti edelle rappresentazioni grafiche per presentare lo stato di sicurezza complessivo del sistema elettrico. Sono inoltre presentati gli sviluppi software relativi al porting di ISAP al sistema operativo Windows e all’integrazione del simulatore di rete Power System Toolbox (PST). La Parte II presenta sviluppi degli approcci di Probabilistic Risk Assessment (PRA): (a) nuovi indici di severità di corrente per linee aeree e trasformatori, che considerano modelli meteo-climatici per lavalutazione probabilistica della temperatura di tali componenti e quindi la probabilità di scatto; (b) una metodologia per la valutazione del processo di cascading innescato da contingenze, che considera l’incertezza di risposta dei sistemi di protezione (finalizzato a valutare il rischio di perdita di carico). Il caricoperso è fortemente influenzato dall’effettiva sequenza degli scatti. Il metodo sviluppa un modello probabilistico (1) degli scatti intempestivi per “hidden failure” e (2) degli interventi delle protezioni di sovracorrente. Mediante un approccio basato sugli alberi di eventi probabilistici si valutano la probabilità di ciascun percorso di cascading possibile, e il relativo carico perso. Il valore atteso di carico perso, ottenuto dall’analisi dell’intero albero, è stato confrontato con quello risultante dalla procedura “convenzionale” che analizza un singolo percorso di cascading per ogni contingenza. Il nuovo metodo consente di valutare inmodo più accurato gli indici di rischio di esercizio calcolati dallo strumento PRACTICE. La Parte III affronta le problematiche di oscillazioni di potenza inter-area nel caso di un possibile allargamento del sistema Continentale Europeo al sistema della confederazione Russa, e delle contromisure attuabili. Tali oscillazioni possono essere innescate anche da piccole perturbazioni e possono avere pesanti conseguenze come la separazione in isole, il distacco di carico fino a possibili black-out. Sono state analizzate diverse soluzioni di interconnessione tra i due sistemi. L’analisi, eseguita mediante calcolo modale dallo strumento LINEAR, è effettuata in due scenari di import e di export di potenza attiva da un sistema all’altro; lo smorzamento delle oscillazioni è il principale parametro target per l’ottimizzazione. In caso di interconnessione sincrona, l’applicazione sul corridoio più critico (Lituania-Polonia) di capacità di compensazione serie controllate a tiristori (TCSC), o compensatori statici del reattivo (SVC) o collegamentiin corrente continua (HVDC), equipaggiati con segnali stabilizzanti (PSS), ha mostrato una discreta seppur limitata efficacia nel miglioramento del comportamento oscillatorio del sistema. L’uso di un segnale locale in frequenza, più economico ed affidabile rispetto ad un segnale remoto, non risulta tuttavia efficace per l’HVDC, per il quale l’adozione di un segnale remoto di potenza attiva adeguatamente scelto mostra invece una buona prestazione. L’interconnessione asincrona, dal punto di vista della stabilità oscillatoria, è risultata equivalente all’attuale caso con i sistemi separati perchè le oscillazioni di potenza sostanzialmente non si trasmettono sui collegamenti in continua. La Parte IV presenta gli sviluppi dei metodi di valutazione delle dipendenze del sistema elettrico dai sistemi ICT. L’aspetto considerato è quello della valutazione della resilienza dei sistemi di controllo e gestione dati (C&DM) e in particolare degli SCADA della rete di trasmissione. La sempre maggior apertura e standardizzazione dei sistemi di C&DM sta aumentando le classi di vulnerabilità e le minacce che devono essere considerate per garantire la sicurezza del sistema a fronte di malfunzionamenti dei sistemi ICT. La metodologia sviluppata, verificata su un sistema SCADA generico, consente di valutare la resilienza di un sistema C&DM a fronte di minacce tenendo conto delle vulnerabilità alle sue componenti e della capacità di protezione identificazione e recupero.