Resilienza del sistema elettrico by editrice Alkes

RSEview RIFLESSIONI SULLâ&#x20AC;&#x2122;ENERGIA

Resilienza del sistema elettrico

editrice alkes

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Resilienza del sistema elettrico

editrice alkes

2017 Editrice Alkes Autore: Ricerca sul Sistema Energetico – RSE SpA Editing e impaginazione: Editrice Alkes Copertina: Fabio Lancini

Tutti i diritti sono riservati. Nessuna parte di questa pubblicazione può essere riprodotta, archiviata, memorizzata o trasmessa in qualsiasi forma o mezzo, se non nei termini previsti dalla legge che tutela i diritti d’autore. L’autorizzazione alla riproduzione dovrà essere richiesta a RSE Via Rubattino 54 – 20134 Milano – Italia

Finito di stampare nel mese di Novembre 2017 presso AGF Arti Grafiche Fiorin Spa Via del Tecchione 36 - 20098 Sesto Ulteriano, San Giuliano Milanese (MI) Prima edizione ISBN 978-88-943145-0-2

Premessa Questa monografia, ormai la nona della collana RSEview, tratta di un argomento inusuale nel nome e forse ignoto ai più, ma che più di altri si impone e si imporrà all’attenzione di chi di energia si occupa. Resilienza. Un nome che dalla scienza dei materiali si è via via esteso ad altri campi ad indicare quella capacità di un sistema di garantire una funzionalità in condizioni lontane dalla normalità. È un concetto affascinante perché è un po’ fuzzy. In qualche modo intermedio tra la ingegneristica certezza della resistenza e la adattabilità della elasticità, la resilienza contiene in sé l’idea stessa di emergenza. La resilienza entra in campo quando le condizioni operative del sistema sono lontane dalla ordinarietà e chiama a raccolta tutte le risorse possibili cui il sistema può attingere per garantire l’adempimento delle proprie funzioni. E allora, il concetto di resilienza si allarga a servizi e funzionalità che possono integrare gli aspetti di progettazione propri del sistema. Un ulteriore fascino legato al tema della resilienza è che offre una terza via alla semplicistica visione che per rendere un sistema più sicuro sia necessario farlo più robusto e più ridondante. La resilienza porta con sé anche un concetto di efficienza e di uso consapevole delle risorse che si hanno a disposizione. Uso consapevole nel senso di un utilizzo che si poggia su una profonda conoscenza dei sistemi, sulla disponibilità di misure in grado di descrivere con precisione il sistema stesso e la sua evoluzione in ogni momento. Garantire la resilienza di un sistema vuol dire anche saperlo gestire nella sua evoluzione in maniera dinamica ponendo in essere quelle azioni correttive minime in grado di ripristinarne la funzionalità, intervenendo quindi anche sulla natura e quantità dei costi connessi resi anch’essi proporzionali alla intensità del danno. Le infrastrutture critiche su cui il nostro sistema di vita si poggia in maniera sempre più inconsapevole stanno conoscendo crescenti “attacchi” derivanti da mutate condizioni ambientali e climatiche, da rischi antropici legati a tensioni geopolitiche, dalla inclusione nel perimetro del sistema dell’utente finale in un quadro di profonda trasformazione guidato da due parole chiave: decarbonizzazione e digitalizzazione. Le stesse parole chiave hanno investito ormai da tempo il settore energetico, e quello elettrico in particolare che di molti altri sistemi rappresenta la principale tecnologia abilitante. Il lavoro che presentiamo in questa monografia ha un duplice valore. Da una parte propone una visione completa ancorché di taglio divulgativo di cosa si debba intendere per resilienza del sistema elettrico. Uno sforzo che meritava di essere svolto stante la mancanza di un testo completo ed accessibile sull’argomento.

Premessa

Dall’altra parte presenta alcuni strumenti specifici che RSE ha sviluppato a supporto della resilienza del sistema elettrico italiano e che già oggi rappresentano un risultato dello sforzo di ricerca profuso in tempi non sospetti. Sbaglierebbe chi ritenesse che il tema della resilienza è unicamente legato alle sollecitazioni ambientali. La progressiva digitalizzazione di ogni aspetto della nostra società non può lasciare immune il sistema elettrico e per questa via sta guadagnando crescente attenzione una ulteriore minaccia: il cyber crime. Si tratta certamente di un caso particolare di “causa esogena di origine antropica” ma, se particolarmente pericoloso per la sua capacità di minare la sicurezza del sistema in maniera molto imprevedibile e con il potenziale di infliggere danni in maniera simultanea su più fronti, è forse lo scenario peggiore anche per un sistema resiliente. Ecco perché, nel consegnare alle stampe questo volume, forte è il convincimento che la Ricerca di Sistema del settore elettrico dovrà impegnare molti dei suoi sforzi a venire nel campo della resilienza promuovendo sempre di più quel dialogo tra operatori che è il necessario “legante” tra le diverse iniziative che si possono intraprendere sui diversi fronti.

Stefano Besseghini Presidente e Amministratore Delegato RSE

Credits COORDINATORE DELLA MONOGRAFIA Emanuele Ciapessoni. Laureato in Fisica, inizia la sua attività in CISE, dove ha partecipato a progetti sull’automazione della rete elettrica in collaborazione con il Centro di Ricerca in automatica dell’ENEL, continuandola poi in ENEL, CESI e RSE. È stato coordinatore di numerosi progetti nazionali e Europei, tra cui AFTER, sulla resilienza del sistema elettrico e dei sistemi di protezione controllo e automazione. Attualmente è Leading Scientist del Dipartimento Sviluppo dei Sistemi Energetici di RSE. È presidente del CT 65 e del SC65A del CEI. Le sue attività di ricerca riguardano la sicurezza, l’analisi del rischio e la resilienza del sistema elettrico. CONTRIBUTI DI: Alessandra Balzarini. Laureata in Scienze e Tecnologie per l’Ambiente e il Territorio, ha conseguito il Dottorato di Ricerca in Scienze Ambientali. Dal 2009 lavora in RSE, dove ha svolto ricerche nel campo della modellistica meteorologica e di qualità dell’aria. La sua attività si è indirizzata in particolare sull’analisi degli effetti del settore elettrico ed energetico sulle concentrazioni di inquinanti in atmosfera. Claudio Carlini. Laureato in Ingegneria Elettrica, lavora nel Gruppo di Ricerca Reti attive: gestione della distribuzione e della domanda del Dipartimento Sviluppo dei Sistemi Energetici, dove si occupa dello sviluppo e della validazione in campo di algoritmi avanzati per la simulazione e la gestione ottima di reti attive di distribuzione. Partecipa inoltre a progetti EU nell’area dell’integrazione delle fonti rinnovabili, dello sviluppo della mobilità elettrica e dell’Energy Storage. Membro del CIRED WG “Resilience of Distribution Grids”. Diego Cirio. Conseguito il Dottorato di Ricerca in Ingegneria Elettrica si è occupato, in CESI e RSE, di progetti di ricerca italiani ed europei e iniziative della International Energy Agency (IEA) sulla sicurezza e il rischio di esercizio delle reti di trasmissione. Attualmente è responsabile del Gruppo di Ricerca Sviluppo e Sicurezza delle Reti del Dipartimento Sviluppo dei Sistemi Energetici di RSE. Michele de Nigris. Laureato in Ingegneria Elettrotecnica, ha sviluppato la propria carriera tecnica sul ciclo di vita dei componenti elettrici di trasmissione e distribuzione, coordinando fino al 2005 la Business Unit Prove e Componenti di CESI e successivamente il Dipartimento Tecnologie per la Trasmissione e Distribuzione di RSE. È attualmente il Direttore del Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche di RSE. Paola Faggian. Laureata in Fisica, svolge da oltre dieci anni presso il Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche di RSE un’attività di ricerca per la valutazione degli impatti dei cambiamenti climatici sul sistema energetico nazionale, attraverso l’analisi di data-base, di simulazioni modellistiche nonché di dati osservati, di riferimento per la comunità scientifica internazionale. Maria Elena Gobbi. Laureata in Ingegneria Civile Strutturale ha lavorato nel settore della progettazione di strutture metalliche e in cemento armato e, successivamente, in quello della ricerca presso ENEL e RSE relativamente a studi sperimentali sul comportamento tenso-deformativo del calcestruzzo soggetto a carichi ciclici e impulsivi, alla verifica della sicurezza di strutture del settore elettrico (dighe, torri di raffreddamento, condotte su frane) e quindi alla valutazione della vulnerabilità sismica della rete elettrica italiana. Attualmente in RSE, nel Dipartimento Sviluppo dei Sistemi Energetici, lavora nel campo dell’efficienza energetica a supporto delle politiche energetiche.

Credits

Angelo L’Abbate. Laurato in Ingegneria Elettrica, ha conseguito il Dottorato di Ricerca in Ingegneria Elettrotecnica. Dopo essere stato con MARS a Benevento, con l’Università di Lubiana, Slovenia, e con il JRC - Commissione Europea a Petten, Paesi Bassi, dal 2009 lavora con RSE. I suoi temi di interesse includono la modellizzazione e la pianificazione delle reti T&D, tecnologie di rete (quali FACTS, HVDC,...), analisi tecno-economiche. Matteo Lacavalla. Laureato in Scienze Ambientali, si è occupato di meteorologia, sia come previsioni che come studi di impatto sul sistema energetico. Attualmente, nel Gruppo di Ricerca Clima e Meteorologia del Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche, coordina la realizzazione di una banca dati di rianalisi meteorologica sull’Italia per lo studio di eventi meteorologici rilevanti per il sistema elettrico. Stefano Maran. Laureato in Fisica, ha seguito lo sviluppo di strumenti di supporto alle decisioni e sistemi informativi territoriali per la gestione integrata delle risorse naturali e la valutazione degli effetti dei cambiamenti climatici attesi sul sistema elettro-energetico. Attualmente ricopre il ruolo di Leading Scientist nel Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche di RSE. Pietro Marcacci. Diplomato in Elettronica Industriale, svolge all’interno del Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche di RSE un’attività di ricerca sull’interazione tra eventi meteorologici e sistema elettrico, finalizzata alla realizzazione di sistemi di nowcasting e allertamento meteorologico, nonché al monitoraggio dei fenomeni atmosferici e alla mitigazione dei loro effetti sulla rete elettrica. Diana Moneta. Laureata in Ingegneria Elettronica, è attualmente responsabile del Gruppo di Ricerca Reti attive: gestione della distribuzione e della domanda del Dipartimento Sviluppo dei Sistemi Energetici. Svolge studi e ricerche sulla gestione della domanda e della generazione diffusa connesse alla rete di media e bassa tensione nell’ambito di progetti nazionali ed europei e a supporto alle istituzioni. Segretario della Associazione Energia Elettrica (society di AEIT), membro di gruppi di lavoro CIGRE e dei CT 205 e 316 del CEI. Giovanni Pirovano. Laureato in Ingegneria Elettrica, lavora in RSE nel Dipartimento Tecnologie di Trasmissione e Distribuzione e ha 30 anni di esperienza in attività di ricerca, testing, consulenza e standardizzazione su linee aeree e relativi componenti. È attualmente Chair IEC dei Technical Commitees 11 (Overhead Lines) e 7 (Overhead electrical conductors). È membro italiano dello Study Committee B2 (Overhead Lines) CIGRE ed è autore di numerosi articoli pubblicati a livello nazionale e internazionale. Andrea Pitto. Ha conseguito il Dottorato in Ingegneria Elettrica e dal 2011 lavora in RSE. È membro di gruppi di lavoro IEEE sulle metodologie di analisi degli scatti in cascata nelle reti e sui guasti di modo comune e dipendenti. È anche membro del CIGRE ed ha contribuito al Working Group CIGRE C4.601 sulla valutazione della sicurezza di rete. Le sue aree di interesse includono gli approcci probabilistici basati sul rischio per la valutazione della sicurezza di rete. Giuseppe Maurizio Riva. Laureato in Fisica, si è occupato di studi sull’inquinamento atmosferico (meteorologia, inventari emissioni e modellistica) sia nel campo della ricerca sia in studi di impatto ambientale. Attualmente è il responsabile del Gruppo di Ricerca Meteorologia, clima e atmosfera del Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche di RSE.

Indice

Sommario 11 Summary 12

Capitolo 1 Introduzione 13 Capitolo

2 2.1 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.4

Capitolo

3 Criticità del sistema elettrico – Il cosa 43 3.1 Fattori naturali esogeni 43 3.1.1 Temporali e trombe d’aria 46 3.1.2 Neve e ghiaccio 51 3.1.3 Inquinamento salino 53 3.1.4 Ondate di calore e siccità 55 3.1.5 Terremoti 55 3.1.6 Incendi boschivi 58 3.1.7 Minacce di origine animale 58 3.1.8 I cambiamenti climatici 58 3.2 Fattori endogeni 61 3.3 Fattori di origine antropica 61 3.3.1 Atti non intenzionali 61 3.3.2 Atti intenzionali 62 3.4 Fattori di sistema 62 3.5 Criticità dei sistemi ICT di controllo, protezione e difesa 68 3.5.1 Fattori non intenzionali 68 3.5.2 Fattori intenzionali 68

Capitolo

4 4.1 4.1.1 4.1.2 4.2 4.3 4.4 4.5 4.5.1 4.5.2 4.5.3 4.5.4

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché 17 Sistema elettrico 17 Prestazioni del sistema 18 I blackout 21 Qualche caso significativo 23 Quali sono le cause dei blackout? 30 Come si sviluppa un blackout? 32 Come si misura l’impatto di un blackout? 34 La resilienza – Un’evoluzione necessaria 36

Valutare la resilienza – Il quanto 71 Indicatori di impatto nella prospettiva dell’utente 71 Indicatori relativi a singoli disservizi 73 Indicatori relativi alle prestazioni su intervalli di tempo 75 Indicatori di impatto nella prospettiva della rete 80 Valutazioni ex-ante della resilienza 80 Dalla sicurezza al rischio 84 Una metodologia per la valutazione ex-ante della resilienza 86 Minacce, vulnerabilità e guasti 87 Contingenze critiche e loro selezione 89 Indicatori di impatto 90 Indicatori di rischio 91

Indice

4.5.5 4.6 4.6.1 4.6.2

Capitolo 5 5.1

Indicatori di ripristino 92 Indicatori di resilienza 94 Indicatori di resilienza riferiti al servizio 94 Indicatori di resilienza riferiti alla rete 96

5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.2.6 5.3

Garantire la resilienza – Il come 97 Meglio prevenire? Progettazione e pianificazione della rete T&D 100 Pianificazione smart delle reti di trasmissione Il quadro europeo 100 Pianificazione smart delle reti di distribuzione 104 Progettazione di linee con incrementata robustezza 107 Metodi passivi per la mitigazione dei carichi da neve e ghiaccio 109 Meglio curare? Esercizio smart del sistema nei nuovi scenari 112 Anticipare e osservare per conoscere – Previsione e monitoraggio 114 Controllare per aumentare la resilienza – Il controllo preventivo e correttivo 118 Proteggere i componenti dai guasti – Salvaguardare l’infrastruttura 122 Difendere il sistema – Salvaguardare il servizio in emergenza 123 Riprendere il servizio – Recuperare dalle emergenze 126 Un sistema di supporto per la resilienza 127 In conclusione: meglio curare e prevenire! 128

Capitolo 6 6.1 6.1.1 6.1.2 6.1.3 6.1.4 6.2 6.2.1 6.2.2 6.3 6.3.1 6.3.2 6.3.3

Il contributo di RSE: studi e strumenti 131 Valutazione dei rischi di eventi e fenomeni naturali 131 Forti nevicate con formazione di manicotti 131 Forti temporali e trombe d’aria 138 Inquinamento salino 141 Terremoti e danni sismici 143 Analisi degli impatti dei cambiamenti climatici 145 I modelli climatici 146 L’analisi climatica 147 Uno strumento per valutare e gestire la resilienza del sistema 155 Architettura dello strumento 155 Modelli e dati 156 Valutazione della resilienza – Esempi applicativi 158

Capitolo 7

Esigenze per il futuro e barriere 165

Capitolo 8

In conclusione 167

Bibliografia e acronimi 169

Sommario I disservizi del sistema elettrico, che si sono verificati negli ultimi anni soprattutto a causa di fenomeni meteo intensi riconducibili ai cambiamenti climatici, sollecitano una profonda riflessione sui criteri di progettazione e manutenzione dei componenti, di pianificazione ed esercizio della rete, e nell’organizzazione del ripristino in seguito a disservizi. La monografia sviluppa il tema della resilienza nel contesto del sistema elettrico, indicandola come concetto chiave per un effettivo miglioramento del servizio. La resilienza infatti riassume e supera i tradizionali criteri per la valutazione delle prestazioni del servizio elettrico: è la cifra che dovrà caratterizzare l’evoluzione futura del sistema. Parlare di resilienza significa anzitutto analizzare in dettaglio le criticità del sistema elettrico, ossia le cause e le circostanze che conducono ai disservizi: fattori meteorologici e altri fattori, di origine naturale o umana, possono minacciare il sistema elettrico per la presenza di vulnerabilità nei componenti o nella situazione operativa del sistema stesso. Sono quindi descritte le principali minacce, con particolare approfondimento rispetto a quelle meteorologiche e ai loro effetti. La resilienza si deve “misurare”: occorre infatti basarsi su criteri quantitativi per il monitoraggio dei livelli di resilienza e come strumento di supporto alle decisioni, per selezionare gli interventi più opportuni per il suo incremento. La monografia, dunque, propone alcuni indicatori che caratterizzano i diversi aspetti della resilienza, sia di tipo ex-post, ossia a consuntivo dell’esercizio del sistema, sia ex-ante, ossia basati su modelli. In particolare, è proposta una metodologia probabilistica di rischio che combina i modelli delle minacce, delle vulnerabilità e della risposta del sistema elettrico. La resilienza si incrementa attraverso varie tipologie di interventi, per lo più di progettazione e adeguamento dei componenti di rete, per irrobustirli rispetto alle minacce; l’introduzione di ridondanze a livello di pianificazione è un altro criterio tipico. Oltre a queste si possono identificare soluzioni di esercizio del sistema, da mettere in atto al presentarsi della minaccia. Queste soluzioni possono richiedere l’installazione di sistemi di controllo dedicati. Sono molte le attività di RSE nel contesto della resilienza: studi, metodologie, strumenti. La monografia ne dà qualche esempio, focalizzati in particolare sugli aspetti climatici e ambientali, e sulle valutazioni globali di resilienza della rete elettrica. Resilienza del sistema elettrico

Summary Several outages of the power system have occurred in recent years, especially due to severe weather phenomena related to climate change. These events require a deep reflection on the criteria adopted in the design and maintenance of power system components, in system planning and operation, and in the organisation of the recovery after the disruption. This monograph develops the topic of resilience in the context of the power system. Resilience is indicated as a key concept for an actual improvement of the electric supply service, as it synthesises and overcomes the traditional criteria to evaluate the performances of the quality of supply: indeed, it shall characterise the future evolution of the system. Speaking of resilience means first to analyse in detail the criticalities of the system, namely the causes and circumstances that lead to power outages: meteorological factors and other factors, of natural or human origin, can threaten the system through the presence of vulnerabilities in the individual components or in the operating condition of the system. The major threats are described, with special focus on the weather conditions and their effect on system components. Resilience must be measured: in fact, it is necessary to rely on quantitative criteria for the monitoring of resilience levels and as a decision support tool to select the most appropriate interventions for its improvement. The monograph proposes some indicators that characterize the different aspects of resilience, both ex-post (i.e. used to characterise past operation) and ex-ante (i.e. model-based for possible prediction of future performances). In particular, a probabilistic risk method is proposed, that combines models of threats, vulnerabilities, and power system response. Resilience is increased through various types of intervention, mostly based on special design and adaptation of network components, aimed to enhance them with respect to threats; the introduction of redundancy at planning level is another typical criterion. In addition to this, it is possible to identify system operating solutions to be activated when the threat occurs. These solutions may require to install dedicated control systems. There are many activities carried out by RSE in the context of resilience: studies, methodologies, tools. The monograph gives some examples, focusing in particular on the climatic and environmental aspects, and on global assessment of the resilience of the power system.

Introduzione Gli indirizzi di politica energetica nazionale sono pienamente allineati con le priorità europee che raccomandano la riduzione delle emissioni di gas serra, la sicurezza degli approvvigionamenti e la liberalizzazione dei mercati in un’ottica di promozione della concorrenza. In risposta a queste priorità anche il sistema elettrico sta evolvendo nelle proprie strutture di generazione, trasmissione, distribuzione, interfacciamento con l’utilizzatore e telecomunicazione. Il sistema energetico deve affrontare criticità crescenti legate a diverse concause: ■■

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l’incertezza sugli scenari futuri di generazione e carico (volatilità dei prezzi dei combustibili, instabilità geopolitiche, conseguenze e prospettive della crisi finanziaria), che influenza l’entità e la tipologia degli investimenti; i cambiamenti climatici, che rendono più probabili eventi meteorologici eccezionali quali nevicate intense, trombe d’aria e precipitazioni, che possono avere effetti devastanti anche per l’infrastruttura elettrica; l’invecchiamento degli impianti, che rende l’infrastruttura elettrica ancora più sensibile ai fenomeni ambientali estremi, aumentando le probabilità di guasto; la diffusione di impianti di generazione da fonti rinnovabili non programmabili (in particolare la generazione eolica e fotovoltaica) talora localizzati lontano dai centri di consumo e in aree remote del sistema elettrico, che pone problemi di regolazione e stabilità del sistema stesso; l’utilizzo delle interconnessioni elettriche fra le reti nazionali in un’ottica commerciale, che fa aumentare il rischio di propagazione su vasta scala di eventuali perturbazioni di rete. Uno o più guasti iniziali possono propagarsi e innescare fenomeni di perdita in cascata di collegamenti e impianti di generazione, fino al blackout.

Come conseguenza può risultare compromessa la qualità e continuità della fornitura di energia elettrica, un servizio vitale per la nostra società. Servono dunque nuovi approcci per garantire livelli di affidabilità del sistema elettrico adeguati e al passo con i tempi. La posta in gioco è importante: per il nostro Paese si stima che i soli costi legati ai disservizi per cause meteorologiche siano dell’ordine di 300 milioni di euro annui. Questa cifra comprende sia i costi di ripristino delle infrastrutture sia i rimborsi automatici per gli utenti, che “scattano” quando i disservizi si prolungano oltre i tempi limite previsti Resilienza del sistema elettrico

dai contratti di fornitura dell’energia. Senza contare i disagi e i danni per le persone, non sempre quantificabili in termini economici. Alcuni problemi sono venuti alla ribalta in occasione di eventi eclatanti, come il blackout di Cortina d’Ampezzo del 24-26 dicembre 2013 che ha colpito circa 60 mila utenze, dislocate principalmente nell’Alto Bellunese, a causa di un’eccezionale ondata di maltempo; o come quello del gennaio 2017 in Abruzzo, che ha interessato 200 mila utenze [1]. Questi eventi, per quanto gravi, possono essere considerati circoscritti. Ma il rischio di blackout di vaste proporzioni, come quello italiano del 2003, è sempre in agguato per l’effetto di guasti multipli, comportamenti imprevisti della rete, criticità nella gestione in tempo reale del sistema in condizioni di emergenza. Occorre valutare i rischi connessi all’insorgenza di situazioni di emergenza, quindi progettare strategie di riduzione del rischio e gestione degli scenari di emergenza. Questi obiettivi si perseguono combinando tra loro diversi approcci: ■■

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aumento della robustezza della rete, attraverso la pianificazione di rete con adeguate ridondanze, la selezione e la progettazione di componenti in grado di sopportare sollecitazioni meccaniche, elettriche ed ambientali più intense; azioni di prevenzione, che comprendono schermature, protezioni, interventi ottimizzati di manutenzione dei componenti e soluzioni innovative di esercizio, che consentano di mantenere le prestazioni del sistema al più elevato livello anche in condizioni di stress; azioni di ripristino efficienti per riprendere rapidamente il servizio nel caso in cui si siano verificate disalimentazioni, coinvolgendo adeguate strutture organizzative, procedure, risorse umane e tecniche.

Tutto questo è riassunto in una parola: resilienza. Migliorare la resilienza dipende in primis dall’uomo, per quanto attiene sia alle soluzioni tecniche sia agli aspetti organizzativi; e non si può dimenticare che questi aspetti sono condizionati dalle scelte strategiche, i driver di politica energetica, economica e ambientale, il quadro regolatorio e le strutture di mercato. Questa monografia della collana RSEview, basata sulle ricerche di RSE nell’ambito della Ricerca di Sistema (RdS) e di numerosi progetti europei, è incentrata sulla resilienza del sistema elettrico. Dal momento che il termine è utilizzato con varie accezioni, occorre individuare una definizione di resilienza; a tal fine si deve riflettere sul valore aggiunto di questo concetto rispetto ad altri, come l’affidabilità, il 14

Introduzione

cui uso è da tempo consolidato nel settore elettrico. Queste considerazioni sono sviluppate nel Capitolo 2. Non si può parlare di resilienza senza conoscere i fattori che minacciano l’integrità, sia infrastrutturale sia funzionale, del sistema elettrico. Questi fattori aumentano il rischio dei disservizi, quando “incontrano” un sistema vulnerabile. Se ne parla nel Capitolo 3. La valutazione della resilienza richiede metodi e strumenti più sofisticati, e informazioni più dettagliate rispetto alle convenzionali valutazioni di affidabilità del sistema elettrico: le basi di un nuovo approccio sono esaminate nel Capitolo 4. La comprensione dei fenomeni e dei fattori influenti è alla base delle considerazioni su come incrementare la resilienza, svolte nel Capitolo 5. Il contributo di RSE alle problematiche della resilienza si esplica attraverso metodi, strumenti e studi come quelli presentati nel Capitolo 6. Le principali esigenze per il futuro e le barriere che ostacolano la realizzazione di sistemi resilienti sono riassunte nel Capitolo 7, a cui seguono le considerazioni conclusive.

Resilienza del sistema elettrico

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché Il sistema elettrico è sempre stato progettato e gestito secondo criteri che hanno permesso di garantire un servizio che nel lungo periodo presenta poche interruzioni. In questo modo si è sviluppata una delle infrastrutture più affidabili e complesse esistenti. Ciò nonostante, per garantire livelli di prestazione del servizio adeguati alle esigenze della nostra società, i criteri tradizionali non sono più sufficienti: il sistema elettrico dovrebbe tollerare non solo gli eventi comuni, ma anche quelli più intensi, meno frequenti ma in grado di condurre a blackout di lunga durata. Nel seguito si richiamano i requisiti prestazionali del sistema elettrico alla luce degli attuali fattori evolutivi, fornendo le motivazioni di base per l’introduzione del concetto di resilienza del sistema elettrico.

2.1

SISTEMA ELETTRICO Le reti elettriche sono le macchine più grandi mai realizzate. In Europa, la più grande area interconnessa si estende dal Portogallo alla Grecia1, dalla Danimarca all’Italia e a Malta: un insieme di reti connesse tra loro in un’unica grande rete che consente il trasferimento di energia e il soccorso in caso di necessità; d’altra parte, tutto ciò che accade in una delle reti interconnesse si può ripercuotere sulle altre. Sono presenti inoltre numerosi collegamenti asincroni (in grado di bloccare i disturbi) fra l’Europa continentale, i Paesi scandinavi e il Regno Unito. Il trasferimento di grandi quantità di energia su lunghe distanze è realizzato dalle reti di trasmissione, caratterizzate dalle tensioni più elevate (alta tensione, AT, da 30 kV a 150 kV; altissima tensione, AAT, superiore a 150 kV: in Europa occidentale sono presenti i livelli di tensione 220 kV e 400 kV) per minimizzare le perdite, e da una struttura magliata, ossia costituita da un reticolo in cui la potenza ha più percorsi a disposizione fra un nodo e un altro, per garantire la continuità del servizio. La maggior parte degli utenti è collegata alle reti di distribuzione, in media e bassa tensione. Normalmente le reti di distribuzione sono gestite secondo una struttura radiale con rami che alimentano gli utenti; per fronteggiare le disalimentazioni in caso di guasto, la rete di distribuzione prevede la possibilità della contro-alimentazione, ossia di collegare il carico ad un tratto di linea contiguo modificando la topologia della rete.

1 Dal 2015, nell’interconnessione europea è stata stabilmente integrata

la Turchia. Resilienza del sistema elettrico

FIGURA 2.1

Il sistema elettrico. L’esercizio in tempo reale del sistema è svolto dagli operatori dei centri di controllo, che supervisionano il sistema e decidono le azioni necessarie per mantenere o recuperare adeguati livelli di sicurezza.

RETE DI TRASMISSIONE INTERCONNESSA Grandi impianti di generazione

Carico «concentrato» Centro di controllo reti di distribuzione DMS

Dati

Centro di controllo reti di subtrasmissione Generazione distribuita

RETI DI DISTRIBUZIONE Dati

Centro di controllo reti di distribuzione DMS Utenti finali

2.2

Utenti finali «Prosumers»

PRESTAZIONI DEL SISTEMA Il sistema elettrico ha come finalità primaria il soddisfacimento della domanda istante per istante. Per quantificare le prestazioni di continuità della fornitura del sistema elettrico è stato introdotto il concetto di affidabilità [2]. L’affidabilità è la capacità di un sistema elettrico di fornire con continuità la potenza agli utenti finali entro definiti standard di funzionamento e nella quantità desiderata. L’affidabilità esprime la probabilità di esercizio soddisfacente del sistema nel lungo termine. Il grado di affidabilità si può misurare attraverso la frequenza, durata e intensità delle situazioni di degrado del servizio agli utenti. L’affidabilità dipende in primis dall’adeguatezza e dalla sicurezza del sistema. L’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI)

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

La gestione del sistema: un problema con molti vincoli… Il sistema elettrico è gestito in accordo a criteri di efficienza, perseguiti attraverso regole di mercato definite a livello nazionale ed europeo, tenendo conto contemporaneamente dei vincoli tecnici e degli aspetti economici; inoltre l’esercizio del sistema elettrico è programmato su più fasi temporali in anticipo, che trovano riscontro anche nella struttura dei mercati elettrici. La significativa penetrazione di impianti da fonti rinnovabili non programmabili, che hanno priorità di dispacciamento, ha condotto a un radicale cambio di paradigma. Oggi, gli impianti di generazione convenzionali devono inseguire il carico residuo, ossia la quota di carico (al netto di un eventuale carico modulabile) che gli impianti non programmabili non riescono ad alimentare. Tuttavia, gli impianti convenzionali presentano vincoli sui tempi di accensione e spegnimento, sulla velocità di variazione di potenza, sul minimo carico tecnico, eccetera. Questi vincoli sono tenuti in conto nella fase di programmazione per predisporre i servizi di rete necessari per garantire la sicurezza. I vincoli di rete condizionano la possibilità di trasferire potenza e quindi non permettono il pieno sfruttamento delle risorse di generazione più economiche che, in generale, possono essere localizzate lontano dal carico. La violazione dei limiti di corrente di un componente (in particolare delle linee) può comportare il distacco del componente sovraccarico, con conseguente riversamento della potenza su altri collegamenti vicini; questi a loro volta si possono sovraccaricare, innescando un processo in cascata che può culminare nel blackout. La tensione deve essere mantenuta entro intervalli prossimi ai valori nominali, sia per esigenze di qualità del servizio, sia per il corretto funzionamento dei componenti di rete.

nel documento di consultazione [3] del 18 marzo 2005 precisa che: “adeguatezza e sicurezza sono concetti distinti pur essendo entrambi riconducibili alla più generale nozione di affidabilità del sistema elettrico”. L’adeguatezza di un sistema elettrico può essere definita come la capacità strutturale del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto di prefissati livelli di sicurezza e di qualità. Affinché un sistema elettrico sia giudicato adeguato è necessario che sia dotato di risorse di produzione, accumulo, controllo della domanda e di capacità di trasporto sufficienti a soddisfare la domanda attesa più un prefissato margine di riserva di potenza. Ciò implica la pianificazione degli investimenti in capacità di produzione e/o di trasmissione in funzione delle previsioni di crescita della domanda, della sua ripartizione fra le zone di rete e delle risorse di flessibilità disponibili. Resilienza del sistema elettrico

Il concetto di adeguatezza di una rete è legato alla capacità dei suoi componenti di soddisfare la domanda di carico senza violazione dei limiti operativi. La sicurezza a fronte di contingenze2 garantisce l’assenza di violazioni operative e la continuità dell’alimentazione degli utenti. La sicurezza è la capacità del sistema elettrico di fronteggiare mutamenti dello stato di funzionamento del sistema3 senza che si verifichino violazioni dei limiti di operatività del sistema stesso (limite di stabilità dinamica, limiti di esercizio degli impianti di produzione e limiti di transito sulle linee). La sicurezza è sempre relativa a un insieme di contingenze specificato. Ciò richiede, tra l’altro: ■■

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la programmazione dell’esercizio del sistema mediante la predisposizione di opportuni margini di regolazione di frequenza/potenza e di tensione che tengano conto delle incertezze insite nel funzionamento del sistema stesso; per la rete di trasmissione, il rispetto di standard internazionali relativi al controllo del sistema elettrico in una rete europea interconnessa e il relativo coordinamento fra i rispettivi gestori di reti di trasmissione.

Le valutazioni di sicurezza sono fondamentali nella programmazione e nell’esercizio del sistema elettrico, da qualche giorno a qualche ora prima dell’esercizio reale del sistema, e nell’ambiente di controllo in linea. Entrambi gli aspetti dell’affidabilità del sistema elettrico incorporano elementi di pianificazione e di gestione. Nondimeno, l’adeguatezza verte essenzialmente sulla pianificazione del sistema in un orizzonte di medio/lungo termine, mentre la sicurezza fa perno prettamente sulla gestione del sistema nel breve termine. Questi due aspetti dell’affidabilità sono comunque interdipendenti. Attualmente i gestori del sistema per garantire la sicurezza utilizzano il Criterio N-1, in base al quale il sistema è giudicato sicuro, se i più importanti parametri della rete (flussi di potenza, valori di tensione e corrente) si mantengono nei rispettivi limiti operativi rispetto all’insieme di contingenze credibili di tipo N-1. Queste sono le contingenze che consisto-

2 Il termine contingenza si riferisce a eventi di cortocircuito e alla perdita

improvvisa di componenti, che causano perturbazioni del sistema elettrico. 3 Per esempio perturbazioni come guasti o cortocircuiti. 4 In qualche caso, il criterio di sicurezza prevede anche alcune contingenze N-2

particolarmente probabili, come la perdita di due linee elettriche poste sulla stessa palificazione (“doppia terna”). 20

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

no nella perdita di un singolo componente di rete (linea, trasformatore, generatore) e rappresentano la tipologia di contingenze più frequenti4. È utile introdurre anche un altro concetto connesso alla sicurezza: la robustezza del sistema, intesa come la capacità del sistema elettrico di permanere in uno stato normale di funzionamento a fronte di disturbi. Con la definizione data sopra, la robustezza indica una proprietà più forte della sicurezza: mentre un sistema sicuro a seguito di una contingenza singola (credibile) passa in uno stato di allerta, un sistema robusto permane in uno stato normale a seguito di un disturbo di qualunque entità. Il termine robustezza è applicato anche ai componenti. La robustezza di un componente è la sua capacità di non subire guasti a fronte di disturbi. Questa proprietà è il frutto di una progettazione che prevede margini cautelativi. Tuttavia il blackout è sempre in agguato.

2.3

I BLACKOUT Un blackout richiama sempre l’attenzione del pubblico, anche se le dimensioni dei disservizi possono variare molto, a seconda dei livelli di tensione coinvolti. I guasti sulle reti di distribuzione in media e in bassa tensione possono causare disalimentazioni a carattere locale: ad esempio, un quartiere cittadino o un piccolo centro in area rurale o una zona più ampia interessata da un evento meteo estremo. Il ripristino avviene riparando i componenti danneggiati o, se possibile, isolando il tratto guasto e alimentando il carico interessato dal disservizio attraverso un percorso di rete alternativo. Di portata ben più grave sono i disservizi che interessano la rete di trasmissione, in cui un disturbo iniziale si può propagare con effetti a cascata. In questo caso possono essere disalimentate intere regioni o nazioni, fino alla scala continentale. Un blackout può richiedere molte ore per essere completamente risolto. Per ripristinare un’infrastruttura danneggiata possono occorrere diversi giorni. Compilare una casistica dei blackout è essenziale per comprenderne le cause e valutare i possibili interventi in vista di un miglioramento della resilienza. Di seguito sono illustrati alcuni esempi storici.

Resilienza del sistema elettrico

Criteri di sicurezza e stati di esercizio Per analizzare e trattare i problemi che hanno impatto sulla sicurezza del sistema elettrico ci si avvale del diagramma degli stati di esercizio (Figura 2.2), in base al quale si distinguono le diverse situazioni in cui si può trovare il sistema. Stato normale. Situazione in cui la richiesta complessiva di carico è soddisfatta, non sussistono violazioni a regime stazionario dei limiti di funzionamento dei componenti costituenti il sistema stesso e sono soddisfatti i criteri di sicurezza previsti (Criterio N-1). Il sistema può sopportare le contingenze plausibili e i margini di riserva sono sufficienti per evitare problemi di stabilità. Stato di allerta. Situazione in cui la richiesta complessiva di carico è soddisfatta, non sussistono violazioni a regime stazionario dei limiti di funzionamento dei componenti costituenti il sistema stesso, ma non sono soddisfatti i criteri di sicurezza previsti (solitamente a causa di precedenti fuori servizio). Nello stato di allerta i margini di sicurezza non sono sufficienti per garantire il soddisfacimento dei vincoli a fronte di un’altra contingenza e un ulteriore disturbo può provocare violazioni dei limiti operativi dei componenti. Stato di emergenza. Situazione in cui la richiesta di carico è soddisfatta ma, a regime stazionario, si verificano violazioni dei limiti di funzionamento su almeno un elemento di rete (ad esempio: sovraccarichi delle linee). Il sistema può passare allo stato di emergenza a seguito di una contingenza nello stato di allerta o in seguito a una contingenza non prevista dai criteri di sicurezza predefiniti. Dallo stato di emergenza è possibile tornare allo stato normale tramite azioni correttive. Stato di emergenza estrema. Situazione caratterizzata da violazioni dei vincoli, sbilancio fra generazione e carico, intervento di protezioni, separazione di rete, disalimentazione parziale o totale del carico

2 3 1

Qualche caso significativo Blackout di Cortina del Natale 2013 Circa 60.000 utenze sono state disalimentate nell’area di Cortina d’Ampezzo tra il 24 e il 26 dicembre 2013 (Figura 2.3). L’evento è stato determinato dalla fatale concomitanza di neve bagnata e pesante, che ha provocato la formazione di manicotti sui conduttori di linea e la caduta di numerosi alberi sulle linee di alta e media tensione. Gli alberi, in particolare, sono caduti per il peso della neve e per il fatto che il suolo non era ancora pienamente ghiacciato (al contrario, un

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

(blackout), sistema non pienamente controllabile, instabilità. Stato di ripristino. Situazione in cui, una volta verificata la disalimentazione totale o parziale dei carichi, vengono eseguite le azioni necessarie per riportare il sistema in condizione normale: rialimentazione/ riaccensione dei generatori, riconnessione dei generatori e dei carichi, risincronizzazione fra aree. A seconda delle condizioni il sistema può tornare allo stato normale o a quello di allerta.

FIGURA 2.2

Diagramma degli stati del sistema elettrico. NORMALE

Richieste di energia soddisfatte Tensioni e frequenze entro valori ammissibili Assenza di sovraccarichi Criteri di sicurezza soddisfatti (N-1)

SICURO

Controlli preventivi

RIPRISTINO

Richieste non soddisfatte Grandezze nei valori ammissibili Risincronizzazione di rete Ripresa del carico

ALLARME

Richieste soddisfatte Grandezze nei valori ammissibili Criteri di sicurezza non soddisfatti: sistema vulnerabile Contingenza N-k

IN EXTREMIS

NON SICURO

Controlli correttivi (in emergenza)

EMERGENZA

Richieste non soddisfatte Grandezze fuori dai valori ammissibili Linee aperte

Richieste soddisfatte Grandezze fuori dai valori ammissibili Stato non sostenibile nel tempo

Controlli e/o protezioni

SISTEMA NON INTEGRO

SISTEMA INTEGRO

Disturbi

suolo ghiacciato avrebbe trattenuto le radici più saldamente). Il problema è stato anche esaminato dal Senato, nell’interrogazione a nome Bellot e altri “Sul black-out verificatosi nell’area del bellunese a causa delle forti nevicate e sul sistema elettrico del Nordest” [4], di cui si riporta uno stralcio.

■■

Premesso che: tra il 24 ed il 26 dicembre 2013 una forte nevicata ha interessato tutte le Prealpi venete, ed in particolare l’area del bellunese compresa tra Cortina e l’Agordino; Resilienza del sistema elettrico

FIGURA 2.3

Manicotti di ghiaccio sui conduttori. Blackout di Cortina (2013).

■■

il Cadore ed il Comelico, in particolar modo, note destinazioni di villeggiatura in questo periodo visitate da molti turisti, sono rimaste per oltre un giorno senza luce, con alcune zone della conca ampezzana illuminate solo nella tarda serata del 26 dicembre e grazie a gruppi elettrogeni; nella serata di Santo Stefano sono state rialimentate, infatti, solo grazie mediante l’utilizzo di gruppi elettrogeni per una potenza complessiva di 3.000 kW, le aree di Riva, Manaigo, Albergo Zuel, Zuel di sopra, Zuel di sotto, Pian da Lago, il municipio di Cortina, il comando dei Vigili del fuoco e dei carabinieri, mentre nell’Agordino sono stati rialimentati il comune di Rocca Pietore, le località Sottoguda, Col di Rocca e Soraru, il comune di Cencenighe, il comune di Alleghe; ciò nonostante, ancora a 48 ore di distanza dalla forte nevicata, persistevano disagi e molte zone erano ancora al buio, con oltre 55.000 utenze del bellunese prive di corrente, soprattutto nel Cadore e nel Comelico; i sopralluoghi dei Vigili del fuoco, della Protezione civile e dei tecnici di Enel e Terna per verificare i danni sulle linee elettriche hanno evidenziato i guasti causati dal maltempo e come questi riguardino sia la linea ad alta che quella a media tensione, cosicché risulta impossibile al momento stimare quando la situazione tornerà alla normalità; nel frattempo le squadre dei Vigili del fuoco e della Protezione civile di Belluno hanno compiuto decine di interventi nella notte per rimuovere alberi che ostruivano le sedi stradali e portare gruppi elettrogeni in stalle o case vacanze con disabili mentre a Cortina solo nella mattinata del 27 dicembre è stato riattivato il secondo gruppo elettrogeno fisso ed è stata predisposta l’installazione di gruppi elettrogeni mobili per alimentare le frazioni e i paesi limitrofi; (…)

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

FIGURA 2.4

Formazione di manicotti su conduttori di alta tensione e danni alle strutture. Manicotti su linea AT nelle Dolomiti bellunesi, nevicata del 25-26 dicembre 2013 (a) e traliccio collassato in Valtorta (BG), nevicata del 6 febbraio 2015 (b).

■■

i disagi arrecati dalla calamità hanno provocato anche gravi e pesanti danni al settore del turismo, una delle principali attività economiche dell’area bellunese, soprattutto nei mesi invernali, tanto che anche per gli operatori del turismo è già iniziato il conteggio dei mancati introiti derivanti dal maltempo.

Emilia Romagna e Lombardia (2015) Un esempio di nevicata di particolare intensità ed estensione è quella del 6 febbraio 2015, che ha causato significativi disservizi elettrici in vaste aree dell’Emilia Romagna e della Lombardia. La formazione di manicotti di neve sulle linee ha interessato numerose linee elettriche, procurando la rottura di conduttori e danni strutturali ai sostegni. In seguito a questo evento l’AEEGSI ha svolto un’indagine conoscitiva per analizzare nei dettagli le cause dei disservizi, i cui risultati sono stati resi noti nella delibera dell’AEEGSI [5]. A causa di queste interruzioni, l’energia non fornita agli utenti è stata stimata in quasi 990 MWh. Questo singolo evento è stato responsabile del 20 per cento dell’energia non servita nel 2015. I rimborsi automatici a carico del sistema, riconosciuti agli utenti per il protrarsi del disservizio oltre le 8 ore, hanno riguardato circa 100.000 utenti in Lombardia e 250.000 in Emilia Romagna e sono stati quantificati nell’ordine di 33 milioni di euro, escludendo i danni strutturali alla rete e i costi di ripristino. Successivamente, la stessa AEEGSI ha istituito il tavolo di lavoro per il miglioramento della resilienza del sistema elettrico [6]. Resilienza del sistema elettrico

Blackout in Sardegna del 2001 Il 21 e 22 settembre del 2001 è avvenuto in Sardegna un blackout causato da inquinamento salino sugli isolatori, che ha portato al fuori servizio di numerose linee di trasmissione. Il caso è stato oggetto di discussione alla Camera [7]. Di seguito, pubblichiamo uno stralcio del resoconto stenografico dell’Assemblea della Camera dei Deputati, seduta n. 49 del 19 ottobre 2001. Il blackout avvenuto in Sardegna nella notte tra il 21 e il 22 settembre scorsi ha interessato l’area sud dell’isola e, in particolare, la provincia di Cagliari. Il disservizio, preceduto da ripetuti scatti di alcune linee sulla rete ad alta tensione a partire dalle ore 22 circa del 21 settembre, ha avuto inizio alle ore 1 circa e si è concluso con la rialimentazione della maggior parte delle utenze alle ore 8,50. Il servizio è stato interamente ripristinato alle ore 10 circa. Le cause tecniche originarie del disservizio sono da addebitare ad eventi atmosferici negativi eccezionali, sia per la vastità dell’area interessata sia per la concomitanza di una serie di fattori avversi particolarmente acuti, anche se tipici dell’isola, ossia l’inquinamento salino, l’umidità e la forte ventosità. Già da alcuni giorni, dopo circa due settimane di maestrale, nelle ore notturne, in assenza di vento, si è riscontrato un elevato tasso di umidità che provocava frequenti scatti alle linee ad alta tensione per scariche superficiali sugli isolatori. In seguito a disservizi verificatisi nei giorni precedenti, sono stati eseguiti interventi straordinari da parte delle società del gruppo ENEL, proprietarie delle reti di distribuzione e di trasmissione. Prima dell’evento iniziale del disservizio in oggetto era, comunque, presente lo stato di fuori servizio di alcuni elementi di rete nella zona meridionale dell’isola. Il fenomeno della salinità è tipico dell’isola e, per questo, prevedibile; proprio per far fronte ai danni dovuti all’eccessiva salinità, l’ENEL ha adottato misure particolari, sia nella costruzione sia nella manutenzione degli impianti, quali l’utilizzo di sistemi di isolamento e il ricorso a periodiche siliconature. Naturalmente, l’avvenuto blackout rende necessario adottare misure ancora più efficaci per evitare il ripetersi di eventi simili e, al riguardo, la società TERNA, responsabile dell’esercizio e della manutenzione della rete di alta tensione, ha assicurato che estenderà l’uso delle suddette tecniche a tutta la rete di trasmissione dell’isola. Al di là delle cause originarie, l’ampiezza del blackout è dovuta ad una sequenza negativa di eventi che ha interessato, a catena, le linee di trasmissione e di distribuzione regionali, il collegamento SACOI utilizzato in importazione, alcuni impianti di produzione posti a nord e a sud dell’isola. In particolare, lo scatto del gruppo 3 Fiume Santo in concomitanza a scatti di elementi di rete, oltre ad essere anomalo, ha determinato da un lato disalimentazione di utenza, dall’altro l’impossibilità di controllare le tensioni 26

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

sulla rete a 380 kV nord-Sardegna e, conseguentemente, l’impossibilità di utilizzare la linea Fiume Santo-Selargius per rialimentare l’area di Cagliari. Il blocco contemporaneo dei tre gruppi della centrale Sarlux, conseguente ai disservizi di rete, oltre che determinare lo spegnimento di tutte le utenze civili ed industriali dell’area di Cagliari, ha privato la rete, in un unico evento, di una produzione di oltre 550 megawatt. Blackout italiano del settembre 2003 Il 28 settembre 2003 l’Italia restò al buio per un blackout totale della rete nazionale. Di seguito si riporta una sintesi dell’analisi degli eventi [8] svolta dall’UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity)5. Nelle prime ore del 28 settembre 2003 il sistema elettrico italiano sta importando circa 6.900 MW dai paesi confinanti alla frontiera settentrionale6, a fronte di un carico di 27.000 MW, principalmente attraverso le interconnessioni con la Svizzera e la Francia. Alle ore 3.01 una linea a 380 kV della rete svizzera, la Mettlen-Lavorgo, a nord del Lago Maggiore, si apre per una scarica elettrica della linea attraverso un albero: come conseguenza, i flussi di potenza si ridistribuiscono sugli altri collegamenti. L’operatore svizzero tenta la manovra di richiusura della linea, ma senza successo a causa dell’elevato sfasamento tra le tensioni agli estremi del collegamento scattato (le protezioni impediscono la manovra). Alle 3.10 gli operatori della rete svizzera chiamano gli operatori del centro nazionale di controllo del GRTN (ora Terna) a Roma, chiedendo di ridurre di 300 MW il transito verso l’Italia, in modo da rientrare al valore programmato di importazione ed alleggerire l’impegno delle restanti linee svizzere. L’azione di controllo richiesta è attuata entro 10 minuti. Questo intervento, insieme con alcuni aggiustamenti effettuati nella rete svizzera, si rivela però insufficiente per eliminare la situazione di criticità: alle 3.25 la linea a 380 kV Sils-Soazza nel cantone dei Grigioni, a nord della Valtellina, scatta per una scarica attraverso un albero, presumibilmente per l’eccessivo allungamento dei conduttori dovuto al riscaldamento degli stessi. A causa degli elevati so-

5 UCTE era la denominazione dell’associazione dei gestori di rete europei

dell’area continentale, ora confluita in ENTSO-E. 6 La capacità massima di trasporto sull’interconnessione, preventivamente

calcolata a 5.400 MW per il periodo da maggio a settembre 2003, era stata aumentata a 6.300 MW per l’ultima settimana di settembre. La ulteriore importazione rientra nelle normali fluttuazioni delle grandezze del sistema elettrico, che sono considerate nell’ambito della valutazione della capacità di trasporto mediante l’apposito valore TRM (Transmission Reliability Margin). Resilienza del sistema elettrico

vraccarichi, si innesca un processo di scatto in cascata delle interconnessioni che conduce, in circa 12 secondi dallo scatto della Sils-Soazza, alla separazione del sistema italiano dal resto del sistema UCTE. Tale intervallo è caratterizzato da fenomeni transitori che comportano valori molto bassi di tensione e lo scatto di alcuni gruppi di generazione. Dopo la separazione, il sistema italiano raggiunge un punto di equilibrio, grazie all’intervento dei sistemi di difesa (che staccano 3.200 MW di pompaggi e 7.700 MW di carico) e della regolazione primaria dei generatori. Purtroppo, però, di lì a poco diversi gruppi di generazione cominciano a scollegarsi per diverse ragioni, sia elettriche (limite di sotto-eccitazione, minima frequenza: in questo caso, spesso con scatto intempestivo rispetto ai valori imposti dal Gestore della rete), sia termodinamiche (minima pressione in caldaia di impianti a vapore, massima temperatura fumi di gruppi turbogas). La perdita di generazione comporta una sollecitazione maggiore per i gruppi rimasti in servizio: si innesca così un processo di scatto in cascata dei generatori che conduce rapidamente al collasso di frequenza e al blackout generalizzato, non appena la frequenza raggiunge la soglia minima di 47,5 Hz. Il funzionamento “in isola” dopo la separazione dalla rete UCTE è durato solo 2 minuti e mezzo. L’energia non fornita a seguito del blackout è stata stimata intorno a 180.000 MWh. I problemi che hanno portato al blackout, e le difficoltà riscontrate nel ripristino, sono stati sistematicamente affrontati da TERNA che negli anni successivi ha migliorato le procedure per la prevenzione e gestione dei blackout. Blackout europeo del novembre 2006 I disturbi nei sistemi elettrici interconnessi si possono propagare da una zona all’altra della rete di trasmissione: il rischio di un blackout esteso a gran parte dell’Europa è remoto, ma reale. Il disservizio del 4 novembre 2006 portò a un passo dal blackout totale della rete europea continentale e interessò anche utenti del territorio italiano. L’analisi dell’UCTE [9] è sintetizzata di seguito. La sera del 4 novembre 2006, una manovra eseguita da un operatore di sala controllo della Eon Netz, il TSO della Germania settentrionale, causò

7 La Sicilia si scollegò per il tempestivo intervento di un dispositivo del

piano di difesa, installato in seguito al blackout del 2003; la Sardegna non subì ripercussioni, perché è connessa al sistema continentale in modo asincrono attraverso un collegamento in corrente continua, per cui risulta disaccoppiata rispetto ai disturbi. 28

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

FIGURA 2.5

Separazione del sistema UCTE in tre sottosistemi (4 novembre 2006).

NORD-EST

OVEST SUD-EST

Area 1 under-frequency Area 2 over-frequency Area 3 under-frequency

un processo incontrollato di scatti in cascata di collegamenti, fino alla separazione della rete UCTE in tre isole elettriche. Poiché l’Italia continentale si trovava in un’area in deficit di potenza7, si registrò anche nel nostro Paese l’intervento degli alleggeritori automatici di carico. Il disservizio nacque in un contesto di lacune informative fra TSO e inadeguatezza degli strumenti di analisi della sicurezza. La successiva riconnessione fra le aree fu resa difficoltosa dalla presenza di ingente generazione eolica nell’area in sovrafrequenza. Questa fu la prima occasione in cui vennero alla ribalta i problemi di gestione del sistema elettrico, causati dalla generazione rinnovabile. Andris Piebalgs, ex commissario europeo responsabile per l’energia (2004-2009), a seguito dell’evento ha dichiarato8: “L’Europa dovrebbe trarre degli insegnamenti da questo episodio che ha lasciato milioni di cittadini europei in vari Stati membri senza elettricità ed elaborare norme di sicurezza più rigorose per le reti”.

8 IP/07/110 - Bruxelles, 30 gennaio 2007 “I principali insegnamenti da trarre

dal blackout di novembre 2006”. Resilienza del sistema elettrico

Blackout a seguito della tempesta Klaus tra Francia e Spagna (24 gennaio 2009) Gli eventi citati non sono certo isolati: negli ultimi venti anni si sono verificati diversi blackout importanti in varie parti del mondo. Di seguito si riporta, a titolo di esempio, un caso caratterizzato da danneggiamenti all’infrastruttura fisica (Francia-Spagna 2009 [10][1]). Con una velocità del vento rilevata fino a 183 km/h, la tempesta Klaus ha colpito una vasta area sul confine tra Francia e Spagna il 24 gennaio 2009. Le conseguenze sulla rete di trasmissione sono state ingenti: 69 linee colpite per un totale di 176 danneggiamenti, con 35 supporti abbattuti (20 pali di cemento e 15 tralicci, di cui 30 collassati per caduta di alberi) e 141 supporti compromessi (119 pali di cemento, 22 torri a traliccio, dei quali 134 danneggiati da caduta di alberi). Il 99 per cento dei danni ha riguardato la rete di alta tensione. L’88 per cento dei danni ha riguardato le linee su pali di cemento su aree con velocità del vento superiori a 140 km/h. L’impatto sul sistema di trasmissione francese è consistito: ■■

■■

in un indebolimento della zona sud-ovest. In particolare nella zona di Tolosa diverse linee a 400 kV sono scattate tra le ore 12 e le 14 e l’operatore della rete di trasmissione ha limitato la potenza della centrale nucleare di Golfech per evitare problemi di stabilità. Circa 300 MW di carico sono stati staccati nella zona di Perpignan per 7 ore e il carico è stato ripristinato utilizzando l’interconnessione con la Spagna attraverso la linea Baixas-Figueres; nello spegnimento di 115 sottostazioni (di cui una a 400 kV e due a 225 kV) e di 116 linee aeree (di cui 6 a 400 kV e 10 a 225 kV). Le interruzioni hanno causato una perdita totale di carico pari a 800 MW, la perdita di 100 MW di generazione in reti di distribuzione, e un’energia non fornita totale di 10,1 GWh.

Sul sistema di trasmissione spagnolo la tempesta ha provocato il crollo di 25 tralicci, di cui 17 appartenenti alla rete a 400 kV e 8 alla rete a 220 kV. Il processo di ripristino, suddiviso in tre fasi (ri-energizzazione e recupero della connessione di tutte le sottostazioni, ripristino della sicurezza delle linee aeree, riparazioni finali) è durato circa tre mesi.

9 North American Electric Reliability Corporation, l’ente regolatore

nordamericano. 30

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

FIGURA 2.6

Percentuali delle principali cause associate ai disturbi sulla rete di trasmissione nel sistema elettrico UCTE (Europa continentale) per il 2008.

12%

Sovraccarico

20%

Scatto inatteso Guasto in dispositivo di protezione

o altro elemento Eventi esterni (animali, alberi, 10%

incendi, valanghe) Condizioni eccezionali (meteo, disastro

16%

naturale) Altre ragioni

10%

Ragioni sconosciute

23%

2 3 2

Quali sono le cause dei blackout? Caratterizzare i blackout in termini di tipologie di cause, frequenza, energia non fornita e tempo di ripristino, è molto interessante per orientare gli interventi migliorativi sul sistema. Nell’ambito del progetto europeo di ricerca AFTER – A Framework for electrical power sysTems vulnerability identification, dEfense and Restoration (2011-2014) coordinato da RSE [12] è stata condotta un’analisi dei dati disponibili relativi ai disservizi nei Paesi dell’UE dal gennaio 2002 a giugno 2011, e dei dati del NERC9 nel periodo 2001-2009. È emerso che: 1. le condizioni meteorologiche avverse (come tempeste, uragani) e agenti esterni (come incendi, caduta di alberi e animali) rappresentano le cause più importanti di interruzioni negli Stati Uniti (con percentuali intorno al 50-60 per cento). In Europa la situazione è diversa: i guasti delle apparecchiature sono importanti quanto (o anche più importanti) degli eventi naturali; 2. in Europa più del 10 per cento delle cause sono sconosciute, mentre negli Stati Uniti l’identificazione delle cause dei disturbi è molto più precisa e dettagliata; 3. già nel 2001 il NERC ha evidenziato che il 6 per cento di disturbi era stato causato da attacchi fisici umani, tra i quali l’attacco dell’11 settembre 2001. Resilienza del sistema elettrico

A titolo esemplificativo, la Figura 2.6 mostra l’effetto delle principali minacce, come percentuale del numero totale di eventi, sui disturbi della rete UCTE (ora ENTSO-E Europa continentale – CE) nel 2008. Elaborazione RSE su dati ENTSO-E In questi ultimi anni, con l’installazione di impianti di generazione da fonti rinnovabili (in particolare i fotovoltaici) di grande capacità (decine di GW nominali), si sono presentate nuove situazioni di vulnerabilità del sistema elettrico. Infatti, i sistemi di interfacciamento di questi impianti verso la rete elettrica non erano stati progettati tenendo in conto l’elevatissimo livello di penetrazione che questi avrebbero avuto nel tempo, e si sono presto rivelati inadeguati per garantire la salvaguardia del sistema elettrico in caso di disturbi [13]. Queste criticità, che avrebbero potuto portare a blackout estesi in caso di eventi rari ma realistici, sono state, almeno in parte, risolte grazie a interventi massicci di adeguamento (retrofitting) degli impianti fotovoltaici in Italia e in Germania.

2 3 3

Come si sviluppa un blackout? Per rispondere a questa domanda occorre chiamare in causa complessi fattori ambientali, tecnici, tecnologici e umani. Seppure, sotto certi aspetti, ogni disservizio faccia storia a sé, in molti casi esistono dei denominatori comuni sulle cause e le modalità dei blackout. Essi sono conseguenza del distacco dalla rete elettrica di componenti essenziali, dovuta a guasti o ad altri fenomeni che comportano la violazione dei limiti di sistema. Possiamo sintetizzare e generalizzare le cause e l’evoluzione dei blackout richiamando i seguenti fatti (schematizzati anche nella Figura 2.7). Generalmente, in presenza di un sistema elettrico molto sollecitato (carico elevato, cospicui transiti di potenza fra diverse aree della rete) e con scarsi margini di sicurezza (tipicamente alla presenza di componenti fuori servizio, di generazione al limite della propria capacità o di quella della rete a cui è collegata), uno o più guasti inattesi causano una situazione di violazione (ad esempio: il superamento della massima capacità di trasporto di una linea) che porta il sistema in una situazione di degrado. Molte volte, almeno inizialmente, il processo verso il blackout è lento: per esempio, lo scatto di un collegamento sovraccarico può avvenire dopo decine di minuti dal manifestarsi di un sovraccarico persistente. In tali situazioni sarebbe possibile adottare contromisure adeguate. Questo però non sempre accade. Per esempio, se la gravità della situazione non viene percepita dall’operatore oppure se le misure cor-

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

FIGURA 2.7

Schema generale che mostra i meccanismi di scatti in cascata che portano al blackout. Adattato da [14]

SISTEMA ELETTRICO OPERANTE ENTRO I PARAMETRI DI PROGETTO

Evento iniziatore: – dispositivo che guasta – linea scatta per malfunzionamento del relé – linea scatta per sovraccarico/contatto di albero/guasto

Controlli automatici adeguati (distacco carico per sottofrequenza e/o sottotensione, controlli coordinati dello smorzamento)

Azione di controllo adeguata automatica/manuale (intervallo temporale: secondi fino a minuti)

Riadeguamento del sistema con azioni da parte degli operatori (intervallo temporale: decine di minuti fino a ore)

Sistema stabile ma in stato di emergenza

NO Stadi finali del collasso: – separazione del sistema in isole incontrollate – collasso di frequenza per elevato sbilancio carico/generazione nelle isole – collasso di tensione per mancanza di potenza reattiva

Eventi secondari mutuamente esclusi (a bassa probabilità) Prima del riadeguamento del sistema, accade un secondo evento rilevante

PUNTO DI NON RITORNO Scatti in cascata: – guasto addizionale ai dispositivi o malfunzionamento – scatti in cascata di linee sovraccariche – separazione del sistema per problemi di stabilità

Blackout

rettive intraprese non sono adeguate. Ciò può essere dovuto a problemi nelle dotazioni di supporto all’operatore (lacune o guasti nei sistemi di monitoraggio e negli strumenti di analisi e valutazione degli interventi correttivi), scarso coordinamento fra operatori, vincoli giurisdizionali, insufficiente addestramento. Il sopraggiungere di un secondo guasto, mentre il sistema è ancora in uno stato critico, fa degenerare la situazione. Subentrano allora elevati sovraccarichi sulle linee, fenomeni di instabilità di tensione, scatti in cascata di collegamenti e impianti di generazione. La situazione può Resilienza del sistema elettrico

essere aggravata da guasti latenti, ossia interventi intempestivi o mancati interventi dei sistemi automatici di protezione, causati da malfunzionamenti delle apparecchiature o da impostazioni non corrette delle logiche di controllo. In seguito alle aperture incontrollate dei collegamenti, la rete si separa in isole elettriche, ciascuna caratterizzata da squilibri fra generazione e carico, con il conseguente intervento dei relè di alleggerimento di carico nelle aree in deficit di potenza. Gli impianti di generazione possono a loro volta scollegarsi dalla rete intempestivamente, per problematiche sia elettriche sia di processo, aggravando ulteriormente la situazione. La crescente penetrazione della generazione distribuita e della generazione da fonte rinnovabile non programmabile è a sua volta possibile causa di criticità: se non adeguatamente interfacciati alla rete, questi generatori si staccano dalla rete all’insorgenza delle perturbazioni, facendo così mancare il loro supporto; oppure, laddove restino connessi, contribuiscono solo parzialmente alla regolazione10. La progressiva perdita di generazione innesca un fenomeno di disconnessione a cascata dei generatori, che conduce al collasso completo del sistema.

2 3 4

Come si misura l’impatto di un blackout? Certamente l’interruzione dell’erogazione di energia elettrica può avere pesanti ricadute: ■■

■■

le ricadute immediate dipendono molto dalle dimensioni e dalla durata del blackout. La durata dipende dalla capacità di pianificazione e gestione delle operazioni di ripristino da parte dei gestori di rete coinvolti. L’accessibilità del territorio ed altre considerazioni geografiche possono influire sulla durata degli interventi di rimessa in servizio dell’infrastruttura; gli effetti a lungo termine dipendono dall’organizzazione sociale colpita e cioè dal suo grado di sviluppo (consumi), dalla vocazione produttiva del territorio, dal livello culturale, che spesso influisce sulle stesse capacità di gestione dell’emergenza. Tutto ciò rende 10 Come ricordato in precedenza, nel sistema elettrico italiano e in altri sistemi

elettrici è richiesto il contributo di regolazione per sovrafrequenze severe (superiori a 50.3 Hz), mentre la regolazione per sottofrequenza non è prevista in quanto comporterebbe una perdita di energia primaria. 34

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

Energia non fornita L’Energia non fornita (Energy Not Served - ENS) netta può essere valutata confrontando il diagramma previsionale di carico, preparato per la giornata, con l’andamento effettivo della potenza fornita. Con riferimento alla Figura 2.8, l’energia non fornita è rappresentata dall’area tratteggiata, compresa fra la curva previsionale e quella realmente registrata. La quantificazione economica dell’impatto può essere ottenuta moltiplicando la quantità di energia non fornita a seguito di uno specifico evento di disservizio, per il suo costo unitario. Sebbene il costo dell’energia elettrica non fornita vari sensibilmente a seconda del suo uso, una stima del suo valore medio è stata indicata da AEEGSI in 3.000 euro/MWh (Deliberazione 28 maggio 2008 -ARG/elt 68/08). Il valore del VENF è stato modificato dall’Autorità [15] nell’ambito della recente regolazione sulla continuità del servizio di trasmissione elettrica. Nel caso della rete di trasmissione, la nuova regolazione prevede rimborsi di 2.500 euro/MWh a seguito di interruzioni prolungate di utenti AAT e AT, e penalità/ incentivazioni di 15.000 euro/MWh relativamente al raggiungimento degli obiettivi di miglioramento. Nel caso invece della distribuzione, la valorizzazione dipende dal grado di concentrazione degli utenti e dalle fasce di durata dell’interruzione, con valori da 4 centesimi di euro/minuto/kW fino a 48 centesimi di euro/minuto/kW.

FIGURA 2.8

POTENZA

Diagramma di carico e valutazione dell’energia non fornita. Diagramma previsionale del carico

ENERGIA NON FORNITA

Termine del processo di ripristino Fase di sviluppo del blackout

Processo di ripristino

TEMPO

complesso quantificare l’impatto di un blackout: se si può indicativamente stimare il danno economico – ad esempio per la mancata produzione industriale – altre conseguenze non si possono valutare o semplicemente non hanno prezzo, come i disagi alla collettività o, soprattutto, i rischi per la vita delle persone. Resilienza del sistema elettrico

FIGURA 2.9

Energia non fornita per disalimentazioni degli utenti dal 2010 al 2014. [16] 4.500 4.000 3.500

MWh

3.000 2.500 2.000 ENS per altre cause, MWh ENS per incidenti rilevanti, MWh

1.500 1.000

0 2010

2011

2012

2013

2014

Anno

Semplificando al massimo, possiamo dire: ■■

■■

l’impatto sociale dei blackout si può esprimere indicando l’area del disservizio, il numero di persone coinvolte e la durata del disservizio; l’impatto economico si può valutare attraverso un indice tecnico, l’energia non fornita (ENS – Energy Not Served) e con valorizzazioni convenzionali basate sul Valore dell’Energia Non Fornita (VENF) secondo regole fissate da AEEGSI.

A titolo esemplificativo, la Figura 2.9 riporta i valori di energia non fornita (ENS) annuale (in MWh/anno) per il periodo 2010-2014. La figura mette in evidenza la ENS in occasione di eventi rilevanti (cioè, interruzioni con ENS superiore a 250 MWh, considerando gli effetti dei servizi di mitigazione prestati dalle imprese distributri-

11 Le vulnerabilità rappresentano quindi le “lacune” di robustezza di componenti

e sistemi, che, in presenza di minacce, possono comportare guasti o malfunzionamenti. 36

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

FIGURA 2.10

Schema di interazione fra le minacce e il sistema elettrico.

CAUSE

CONSEGUENZE

Barriere

Modesta Moderata

Naturali p Interne p Esterne

Antropiche

CONTINGENZA

p Interne p Esterne p Non intenzionali p Intenzionali

Protezione Prevenzione

Barrere fisiche Robustezza dei componenti Minacce Minacce

Blackout

Vulnerabilità Vulnerabilità

Anche multiple, Power/ICT Contingenza singola o multipla

Correzione

Difesa Difesa Impatto, anche scatti in cascata Impatto, anche scatti in cascata Ulteriori vulnerabilità Ulteriori vulnerabilità

Significativa Critica Catastrofica Ripristino Ripristino Conseguenze Conseguenze finali finali

ci). Il drastico abbassamento di ENS nel 2014 è dovuto all’assenza di eventi rilevanti, mentre il maggior contributo da incidenti rilevanti si riferisce all’anno 2012, anno in cui se ne sono verificati tre.

2.4

LA RESILIENZA – UN’EVOLUZIONE NECESSARIA Come mostrato dagli esempi sopra riportati, disservizi più o meno estesi possono accadere anche quando sia garantita l’affidabilità del sistema secondo i criteri consueti. Molti fattori possono compromettere l’integrità e la funzionalità dei componenti del sistema elettrico, sia quelli di potenza sia di quelli di Information and Communication Technologies (ICT) usati nel controllo del sistema stesso: nel linguaggio tecnico sono detti minacce. Per analizzare il processo che conduce dalle minacce ai disservizi si può adottare lo schema concettuale di Figura 2.10. In accordo a questo modello, le minacce possono portare a una contingenza (anche multipla) in ragione della vulnerabilità dei componenti11, mentre una contingenza può produrre impatti più o meno severi sull’infrastruttura o sul servizio. L’impatto iniziale di una contingenza può infatti sollecitare ulteriori Resilienza del sistema elettrico

Approfondimento regolatorio La resilienza sta assumendo un peso significativo anche nel contesto regolatorio. L’AEEGSI, nel documento per la consultazione 645/2017/R/EEL “Incremento della resilienza delle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica - attività svolte e ulteriori orientamenti”, nell’ambito del procedimento avviato con deliberazione 483/2014/R/eel e tenendo conto delle attività svolte nell’ambito del “Tavolo Resilienza”, istituito con la determina 6/2016 [19], e che è sfociato nelle Linee guida [20], ha illustrato gli orientamenti in materia di resilienza delle reti di trasmissione e distribuzione, in un contesto di eventi meteorologici frequenti, intensi e vasti, proponendo diverse ipotesi di regolazione. In particolare il documento di consultazione pone l’accento sulla tenuta alle sollecitazioni e sul ripristino:

“L’incremento della resilienza di un sistema deve essere investigato su due versanti: 1) da una parte è possibile aumentare la tenuta alle sollecitazioni elevando i limiti di progetto che individuano la capacità infrastrutturale di resistere a sollecitazioni estreme, e 2) dall’altra si può intervenire sulla efficacia e tempestività di ripristino, ovvero sulla capacità gestionale del sistema di riportarsi in uno stato di funzionamento accettabile, anche con interventi provvisori”. Precisando che:

“La tenuta alle sollecitazioni e la capacità di ripristino di una rete elettrica possono essere incrementate anche con iniziative di prevenzione e mitigazione delle possibili conseguenze di fenomeni atmosferici severi. La prevenzione comprende l’adozione di azioni di esercizio rete […] o di azioni gestionali finalizzate al ripristino della fornitura […]. Anche la mitigazione comprende l’adozione di azioni di esercizio rete […] o di azioni gestionali

vulnerabilità associate ad un funzionamento degradato del sistema, con l’effetto di causare la perdita di ulteriori componenti (linee, gruppi di generazione) e innescando un processo a cascata che può avere come conseguenza finale il blackout. I fenomeni meteo estremi rientrano fra le minacce che possono dar luogo a contingenze multiple (N-k): ■■

quando più componenti vanno fuori servizio contemporaneamente per effetto della stessa minaccia. Per esempio, un allaga-

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

finalizzate al ripristino della fornitura”. E sottolineando che:

“L’incremento della resilienza non può esaurirsi nelle sole azioni di incremento della tenuta alle sollecitazioni, dal momento che un sistema a elevata tenuta comporta maggiori costi (crescenti in modo più che proporzionale rispetto agli incrementi attesi di tenuta alle sollecitazioni) che potrebbero non essere giustificati in relazione ai benefici ottenibili, ammesso che sia possibile stimare i benefici con un adeguato livello di confidenza. È dunque solo attraverso un adeguato bilanciamento delle azioni mirate all’incremento della tenuta alle sollecitazioni con le azioni mirate al miglioramento del ripristino che sarà possibile migliorare le prestazioni complessive di resilienza del sistema”. Peraltro l’appendice A al documento per la consultazione 542/2017/R/eel, che sintetizza il contenuto del piano di lavoro per l’incremento della resilienza del 31 marzo 2017 trasmesso da Terna, prevede anche l’adozione di interventi di prevenzione e mitigazione: (i) installazione di dispositivi antitorsionali; (ii) installazione di stabilizzatori di fase; (iii) installazione di gruppi anti-icing e de-icing; (iiii) modifiche preventive di assetto tramite riconfigurazioni, eccetera. Pertanto, anche se in una fase iniziale l’Autorità è orientata all’incremento della robustezza dell’infrastruttura e sulla tempestività del ripristino, non esclude l’utilizzo di soluzioni di esercizio capaci di mitigare gli effetti delle sollecitazioni e migliorare la capacità di ripristino.

■■

mento può causare la perdita di un’intera cabina; due linee aeree che corrono su una stessa palificazione (doppia terna) possono essere perse entrambe, per il collasso dei tralicci causato da neve o vento, oppure per il cortocircuito causato da un fulmine quando il guasto di un componente causa il fuori servizio di altri componenti (dipendenza funzionale). Per esempio, un cortocircuito di sbarra, causato da un fulmine, provoca l’apertura dei componenti ad essa collegati (linee, trasformatori); quando più componenti, dislocati su un’area più o meno estesa, Resilienza del sistema elettrico

Classificazione delle minacce Le minacce che interessano il sistema elettrico possono riguardare: ■■

l’infrastruttura di potenza (linee aeree o in cavo, trasformatori, interruttori, trasformatori di misura, sistemi di sbarre…);

■■

i sistemi ICT per il monitoraggio, controllo, protezione e difesa del sistema elettrico (apparati per l’automazione e il controllo delle stazioni elettriche; sistemi di comunicazione basati su collegamenti elettrici, in fibra ottica e radio per la trasmissione di segnali con altre stazioni o con i centri di controllo) e possono essere classificate secondo diverse dimensioni (vedi Tabella 2.1):

■■

naturale o antropica (associata all’intervento dell’uomo). Le minacce antropiche possono ulteriormente caratterizzarsi in minacce intenzionali o accidentali;

■■

esogena, dipendente da tutto ciò che è esterno al sistema elettrico, definito nel seguito come ambiente; endogena, con origine all’interno del sistema elettrico stesso;

■■

fisica o funzionale12. La prima riguarda l’infrastruttura; la seconda le riduzioni o perdite di funzionalità, che possono manifestarsi anche a infrastruttura integra.

TABELLA 2.1 Minacce all’infrastruttura di potenza

Esterne (esogene)

Interne (endogene)

Naturali

Fisiche: Neve, Ghiaccio, Fulmini, Inondazioni, Incendi, Alte temperature, Terremoti, Animali…

Fisiche: Invecchiamento Funzionali: Insufficienti margini di stabilità

Antropiche

Non intenzionali fisiche: Azioni di macchine operatrici, sistemi di irrigazione; Collisioni con veicoli/aerei… Intenzionali fisiche: Furti, Sabotaggi…

Non intenzionali fisiche: Errori di installazione, incidenti in occasione di lavori su impianti; Difetti di progettazione o realizzazione dei componenti Intenzionali fisiche: Azioni malevole degli operatori Non intenzionali funzionali: Errori di conduzione del sistema da parte degli operatori

Esterne (esogene)

Interne (endogene)

Naturali

Fisiche: Inondazioni, Fulmini, Incendi, Alte temperature, Terremoti, Animali…

Fisiche: Guasti interni di sistemi ICT Funzionali: Operazioni fuori range, Obsolescenza dei sistemi

Antropiche

Non intenzionali fisiche: Scavi, Collisioni con veicoli/aerei… Intenzionali fisiche: Sabotaggi… Non intenzionali funzionali: Problemi a sistemi ICT di terzi Intenzionali funzionali: Attacchi informatici

Non intenzionali funzionali: Errori di progetto delle funzionalità ICT (protezione, controllo…), Errori SW Intenzionali funzionali: Azioni malevole di operatori

Minacce ai sistemi ICT

Classificazione delle minacce

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

vanno fuori servizio in un intervallo ravvicinato di tempo a causa di una minaccia estesa geograficamente. È il caso, per esempio, dei cortocircuiti di linee per inquinamento salino o per fulminazione, oppure dei danni all’infrastruttura causati da neve o vento forte. Il panorama delle minacce, tuttavia, è molto più ampio: il box di approfondimento ne propone una classificazione. Il criterio di sicurezza N-1 (cfr. paragrafo 2.2) non garantisce il corretto funzionamento del sistema a fronte di contingenze multiple che, quindi, possono causare pesanti disservizi. Sfortunatamente, superare il criterio N-1 per passare alla sicurezza N-k non è praticabile a causa dei costi inammissibili richiesti per rendere il sistema sicuro rispetto ad un ventaglio di contingenze decisamente più ampio e severo. Per quanto detto sopra, è auspicabile che l’impatto delle minacce, cioè il disservizio13, sia nullo o, per lo meno, sia proporzionato alla severità delle minacce stesse. Per fare un passo avanti sostanziale in questa direzione, occorre anzitutto definire in modo più completo i concetti relativi alla genesi e all’evoluzione dei disservizi, per potere quindi intervenire sia sulla capacità della rete di minimizzare l’effetto dei disturbi, sia sull’efficacia delle misure di ripristino una volta accaduti i disservizi. Per questo si introduce il concetto di resilienza. A livello internazionale non si è ancora arrivati a una definizione pienamente condivisa di resilienza e di una modalità ed indicatore di misura. Le diverse proposte14, tuttavia, presentano elementi comuni che permettono di formulare la seguente definizione operativa, che adatta al sistema elettrico quella data in [17]. 12 Le minacce funzionali non sono meno importanti di quelle fisiche. Ad esempio,

la perdita di stabilità del sistema elettrico può condurre a disservizi; gli attacchi cyber da parte di hacker ai sistemi di comunicazione e elaborazione delle informazioni comportano malfunzionamenti dei sistemi di automazione o la perdita di osservabilità e controllabilità del sistema elettrico. 13 La quantificazione dei disservizi sarà ulteriormente approfondita nel Capitolo 4. 14 Il Documento di consultazione della Strategia Energetica Nazionale 2017 [18] definisce la resilienza come “(…) la capacità di un sistema non solo di resistere a sollecitazioni che hanno superato i limiti di tenuta del sistema stesso, ma anche la capacità di riportarsi velocemente nello stato di funzionamento normale. L’efficacia di un sistema resiliente dipende dalla sua capacità di anticipare, assorbire, adattarsi e/o rapidamente recuperare da un evento estremo”. Resilienza del sistema elettrico

Dall’affidabilità alla resilienza – Il perché

La resilienza è la capacità del sistema di reagire agli eventi perturbatori secondo due aspetti distinti, l’assorbimento dei disturbi, con un potenziale di assorbimento che permette al sistema di adattarsi, manifestando una degradazione funzionale graduale al crescere della severità degli eventi; il recupero rapido dai disturbi, con un potenziale di recupero che permette di limitare il disservizio all’utenza. In altri termini, un sistema resiliente è in grado di gestire gli eventi che ne compromettono il funzionamento e che non sono compresi nei criteri di sicurezza consueti, permettendo di minimizzare i disservizi e la loro durata attraverso le capacità di assorbimento, adattamento e recupero. In questo modo è possibile adottare requisiti di prestazione ragionevoli anche a fronte di eventi estremi rispetto ai quali, come detto, non si può garantire la sicurezza. Migliorare la resilienza del sistema elettrico richiede di rielaborare in modo unitario e più approfondito i criteri di pianificazione e gestione del sistema elettrico, migliorando la robustezza dell’infrastruttura e rendendolo più sicuro, più flessibile e più adattativo. Con riferimento al diagramma degli stati di esercizio riportato in Figura 2.2, la resilienza si esplicita nel comportamento del sistema nei suoi diversi stati. Un sistema è resiliente quando: 1. i componenti non si guastano: sono stati progettati in modo robusto rispetto alle minacce e hanno subito una manutenzione adeguata, che ne mantiene inalterate nel tempo le prestazioni operative; 2. anche se alcuni componenti si guastano, il sistema nel suo complesso continua a funzionare correttamente restando in uno stato normale o di allerta: in questa situazione, il sistema presenta sufficienti ridondanze e margini di sicurezza; 3. se si guastano molti componenti, il servizio degrada progressivamente in modo controllato e adattativo grazie ai sistemi di difesa; 4. in caso di guasti estesi di rete e/o disalimentazione di carico, il ripristino del servizio è effettuato rapidamente. Ad esempio, per far fronte ad un evento severo limitando la propagazione dei disturbi e garantire il servizio nelle aree non colpite dal disturbo, un sistema resiliente potrebbe separarsi in sotto-reti tramite sistemi automatici di andata in isola controllata (controlled islanding). Questi aspetti verranno esaminati nel Capitolo 5.

Criticità del sistema elettrico – Il cosa Abbiamo visto che la resilienza estende il concetto di affidabilità, allargando il campo di osservazione alle cause profonde che provocano i disservizi con l’obiettivo di offrire un approccio più completo al miglioramento della continuità del servizio. Di seguito si approfondiscono i fattori (cioè le minacce e le vulnerabilità) all’origine delle situazioni di degrado del sistema elettrico.

3.1

FATTORI NATURALI ESOGENI In tutte le aree climatiche della Terra i fenomeni naturali estremi provocano severe e lunghe perturbazioni al sistema elettrico e generano gravi disservizi. Tali eventi si ripercuotono non solo sugli operatori del settore (in termini di danni economici), ma su tutta la società. Alluvioni, tempeste di neve, fulmini, uragani, terremoti, mettono in crisi le reti elettriche proprio nel momento in cui l’erogazione dell’energia diventa fondamentale per il funzionamento di soccorsi, telecomunicazioni, ospedali e di tutto quanto serve a limitare i danni. Le minacce ambientali rendono piuttosto probabile l’accadimento di contingenze multiple ravvicinate nel tempo, tali da creare stati di funzio-

FIGURA 3.1

Statistiche su minacce meteo: contributi percentuali delle diverse cause alle perturbazioni elettriche di origine meteo per le linee a 380 kV. 100 90 80

Vento

Vento salino

Sovratensione atmosferica Inquinamento Umidità Nebbia Incrostazioni saline Alluvioni

Neve e ghiaccio

50 40 30 20 10 0 1

Mesi

Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 3.1

Guasti e malfunzionamenti di origine naturale esogena.

Fattori ambientali

Effetti

Guasti-Disservizi

Temporali (precipitazioni, fulmini,

Fulminazioni di linee/stazioni

vento forte) e trombe d’aria

Rottura conduttori

Cortocircuiti tra fasi e verso terra

Abbattimento sostegni

Perdita di impianti eolici

Scarsa piovosità

Essiccamento del suolo

Contingenze multiple

Neve/ghiaccio

Cedimento dell’isolamento

Rottura conduttori

Abbattimento dei sostegni

Nebbia/vento salino/inquinamento

Cedimento dell’isolamento

Transitori e permanenti

Danni all’infrastruttura di rete

Permanenti

Transitori e permanenti

Transitori

Transitori e permanenti

atmosferico Territorio (frane, smottamenti, terremoti) Incendi boschivi

Danni all’infrastruttura di rete

Apertura collegamenti

per operazioni spegnimento

Animali

Cortocircuiti

Interruzione comunicazioni

Permanenti e transitori Permanenti

namento di tipo N-k altrimenti statisticamente irrilevanti (Tabella 3.1). Una vasta casistica mostra come il sistema elettrico italiano sia vulnerabile rispetto ad eventi naturali anche meno estesi e potenti di un uragano caraibico o una tempesta di ghiaccio canadese. Possono bastare una nevicata con caratteristiche termiche particolari, un intenso temporale, una situazione di forte vento o una scarsa piovosità in una regione per causare disservizi significativi, specialmente in regioni altamente antropizzate. Gli eventi naturali intensi non sempre sono classificati come calamità naturali dall’Autorità Pubblica, che è maggiormente sensibile al danno diretto ed esteso sulla popolazione più che al danno indotto dalla sola interruzione elettrica. Un’analisi statistica dei guasti di rete è stata sviluppata nell’ambito della RdS [21], per correlare le condizioni meteo con i diversi tipi di guasto nelle reti a 380 kV e 230 kV. La Figura 3.1 riporta un esempio relativo all’area nord ovest per i tassi di guasto totali (permanenti e transitori). In generale si può dire che oltre ai fulmini, sono le formazioni di 44

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

Previsione dei temporali Attraverso le previsioni a breve termine (nowcasting) è possibile prevedere l’evoluzione di un temporale, dal momento in cui l’evento diventa osservabile mediante strumenti di telerilevamento come il radar meteorologico e il satellite geostazionario MSG. Non è possibile fare una previsione con largo anticipo dell’esatta localizzazione di simili fenomeni, ma solo delle aree in cui è maggiore la probabilità di formazione di celle temporalesche (Capitolo 6).

FIGURA 3.2

Statistiche delle fulminazioni in Italia (per anno e per km2) in accordo con la Norma CEI 81-3.

4 f/ykm2 2.5 f/ykm2 1.5 f/ykm2

Resilienza del sistema elettrico

manicotti di neve e ghiaccio, i forti temporali e le trombe d’aria ad avere un impatto rilevante sull’esercizio delle reti e sulla fornitura di energia elettrica.

3 1 1

Temporali e trombe d’aria Temporali e trombe d’aria interessano largamente il territorio nazionale. In particolare le zone caratterizzate da elevati contrasti termici, come le pianure del nord e le coste sono soggette alla formazione di temporali estremamente localizzati e fenomeni di tipo vorticoso come le trombe d’aria. In presenza di un forte temporale si verificano alcuni fenomeni di particolare intensità che mettono in seria difficoltà la resistenza di oggetti al suolo, come tetti di case, linee elettriche, alberi e colture; le precipitazioni intense di pioggia o grandine; il fulmine, dovuto all’elettrificazione della nube; il vento forte, provocato da repentini squilibri dell’energia potenziale del sistema. L’evoluzione di una cella temporalesca avviene tipicamente in qualche ora, e il suo raggio d’azione può estendersi da qualche chilometro fino ad alcune decine di chilometri. Precipitazioni Le precipitazioni intense possono mettere a repentaglio il funzionamento di cabine elettriche a causa di allagamenti e infiltrazioni. Laddove i territori presentano situazioni di dissesto idrogeologico, le precipitazioni possono causare frane che coinvolgono le linee elettriche. Fulmini Durante un temporale particolarmente intenso possono cadere fino a 30 fulmini/km2, valore molto più alto di quelli medi annuali riportati nelle linee guida CEI 81-31 (Figura 3.2). Le linee aeree e le stazioni all’aperto risultano soggette a fulmina-

1 In questa monografia si fa riferimento alla vecchia norma solo per dare una

indicazione di massima al lettore. Nel febbraio 2013 infatti è stata pubblicata la nuova serie di Norme CEI EN 62305-1/4 (classificazione CEI 81-10/1-4) relativa alla protezione delle strutture contro i fulmini. La serie si compone di quattro Parti aventi ciascuna uno specifico campo di applicazione. Contestualmente le linee guida CEI 81-3 sono state abrogate. La nuova norma fa riferimento ai dati sulle fulminazioni derivate dal sistema SIRF del CESI (http://www.fulmini.it/). 46

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

FIGURA 3.3

Distruzione di un auto-trasformatore, 400/150 kV da 250 MVA e delle apparecchiature limitrofe, a causa del cedimento dell’isolamento interno e del conseguente incendio dell’olio isolante, causati da una fulminazione atmosferica. [22]

zioni, con conseguenti sovratensioni dirette ed indotte che possono danneggiare i componenti e far scattare le protezioni: il tasso di guasto chilometrico delle linee aeree aumenta di circa due ordini di grandezza passando da condizioni di tempo favorevole a quelle di tempo avverso. Per evitare danneggiamenti degli isolamenti dovuti alle sovratensioni atmosferiche sono utilizzati opportuni sistemi di protezione. Tuttavia, può accadere che in certi componenti, ad esempio trasformatori, con qualche anno di funzionamento oppure con difetti latenti, il dielettrico non sopporti la sollecitazione (Figura 3.3). La conseguenza può essere catastrofica, soprattutto per la stazione che la ospitava, in quanto la bonifica del sito e, successivamente, la sostituzione dei componenti richiedono molte settimane, con fuori servizio prolungati che possono causare criticità di esercizio. Vento forte Seppur di breve durata e ridotta estensione, i temporali possono raggiungere intensità tali da causare forti colpi di vento che agiscono Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 3.2

Classificazione delle trombe d’aria in base alla scala Fujita.

Grado

Classificazione

Velocità del vento

Tipologia di danni associata

Debole

105–137 km/h

Danni ai camini, rami degli alberi spezzati, alberi abbattuti,

danni ai cartelloni e ai segnali stradali

Moderato

138–178 km/h

Danni ai tetti, macchine spostate, automobili in movimento

che sbandano e finiscono fuori strada

Significativo

179–218 km/h

Alberi sradicati, oggetti scagliati lontano a forte velocità,

tetti sollevati, capannoni scoperchiati, fabbricati senza

fondamenta devastati

Forte

219–266 km/h

Boschi rasi al suolo, auto trascinate o sollevate da terra,

possibilità di crollo di pareti di case

Devastante

267–322 km/h

Oggetti scagliati a notevole distanza, automobili sollevate

da terra e spostate per decine di metri, gravi danni alle case

con deboli fondamenta

Catastrofico

>322 km/h

Auto spostate anche di centinaia di metri, sollevamento

automezzi pesanti, case distrutte, alberi distrutti e scortecciati,

danni importanti ad edifici in cemento armato.

direttamente sulle linee provocando il corto circuito se i conduttori si toccano fra di loro o toccano masse a terra, spesso alberi; è anche possibile l’accavallamento dei conduttori. I venti forti possono sollevare e scaraventare rami, cartelloni, tetti in lamiera sulle linee e provocare la rottura di tralicci e conduttori. Le sollecitazioni meccaniche causate dal vento sono inoltre causa di fatica, che predispone i conduttori alla rottura. In alcuni casi, il vento può arrivare ad abbattere i tralicci. La variazione di velocità del vento può essere anche causa di modifiche dei programmi di produzione della fonte eolica. Infatti, se il vento supera la velocità massima ammissibile (velocità di cut-off, in genere 25 m/s) si ha la fermata e la messa in sicurezza degli aerogeneratori. Esiste quindi un problema di bilanciamento tra produzioni e carico dovuto alla non programmabilità delle fonti rinnovabili in condizioni di tempo avverso. Trombe d’aria Le trombe d’aria si sviluppano generalmente all’interno di celle temporalesche molto intense denominate supercelle. Sebbene interessino aree di dimensioni limitate, sono in grado di provocare danni 48

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

La tromba d’aria di Trezzo d’Adda La tromba d’aria di Trezzo d’Adda del 29/07/2013 è stata un evento di intensità F2, con tetti e capannoni scoperchiati, alcuni feriti, e danni stimati attorno ai 15 milioni di euro. L’evento ha danneggiato una linea a 380 kV, a causa della collisione con lamiere di copertura dei tetti dei capannoni della zona industriale, che sono stati scoperchiati (Figura 3.4). La Figura 3.5 mostra un’osservazione radar dell’evento e mette in evidenza la struttura ad uncino che tipicamente accompagna le celle temporalesche con associate trombe d’aria.

FIGURA 3.4

FIGURA 3.5

Tromba d’aria a Grezzago (Trezzo D’Adda) del 29/07/2013. Fonte: merateonline

Tromba d’aria di Trezzo d’Adda osservata dal radar meteorologico del Bric della Croce (TO) di Arpa Piemonte.

importanti a causa dell’intensità distruttiva dei forti venti ad esse associati. Per classificare le trombe d’aria si ricorre ad una scala di intensità, detta scala Fujita, legata alla tipologia di danni prodotti al suolo e mostrata in tabella. Resilienza del sistema elettrico

Nevicate umide e formazione di manicotti di neve Studi condotti da RSE direttamente [23] e in collaborazione [24] confermano che in Italia i fenomeni di wet

snow sono generalmente in aumento (vedi Figura 3.6). A fronte di una diminuzione delle nevicate totali (linea blu), si registra un aumento delle nevicate umide (linea arancione). Questa tendenza è evidente a partire dalla metà degli Anni ’80 e si riscontra sia in pianura sia in montagna, segno di un fenomeno esteso a tutto il territorio.

FIGURA 3.6

Numero di eventi di nevicata umida a Bologna nel periodo 1951-2005. BOLOGNA 25

N. eventi

20 15 10

Tutti gli eventi nevosi Solo gli eventi

di wet snow

0 1955 1951

1960 1956

1965 1961

1970 1966

1975 1971

1980 1976

1985 1981

1990 1986

1995 1991

2000 1996

2005 2001

Anno

FIGURA 3.7

Meccanismo di formazione progressiva di un manicotto di neve su un conduttore. [25]

WIND

Durante gli eventi di nevicata umida, il flusso di precipitazione nevosa, per azione del vento, si deposita sulla superficie laterale dei conduttori, prevalentemente in prossimità delle cavità tra i trefoli. Come descritto in Figura 3.7, il baricentro risultante si sposta sul lato in cui la neve si è depositata allontanandosi dal baricentro geometrico del solo conduttore, il quale ruota e favorisce progressiva deposizione della neve. In questo modo il conduttore subisce una lenta rotazione e sulla sua superficie si forma via via un manicotto. La limitata rigidezza torsionale dei conduttori è pertanto il principale meccanismo che conduce alla formazione di un manicotto cilindrico di neve.

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

3 1 2

Neve e ghiaccio

Le formazioni di manicotti di neve o ghiaccio sui conduttori delle linee elettriche sono il risultato dell’interazione fra vari fenomeni meteorologici quali le nevicate umide, le nubi basse trasportate dal vento e la pioggia sopraffusa sui conduttori. FIGURA 3.8 Le nevicate non sono tutte uguali, e non tutti Guasto permanente di una linea i tipi di neve danno luogo a manicotti: a seconda a 400 kV in cui un sub-conduttore delle caratteristiche dei fiocchi, si può distinguedel fascio trinato di una fase ha ceduto re fra neve asciutta e umida (dry snow e wet snow meccanicamente a causa dal peso del rispettivamente). La loro pericolosità per le reti di manicotto di ghiaccio e del forte vento. trasmissione e distribuzione è molto diversa: Le dry snow avvengono con temperature inferiori a 0 °C e con fiocchi di neve con basso contenuto di acqua liquida (Liquid Water Content, LWC). In queste condizioni le formazioni di manicotti di neve sui conduttori, caratterizzate da una densità molto bassa (attorno ai 100 kg/m3), sono piuttosto esigue e facilmente si ha il distacco della neve dal conduttore (shedding). Al contrario, le wet snow hanno luogo con una temperatura dell’aria compresa tra 0 °C e +2 °C e hanno una densità che può arrivare a 500 kg/m3. I fiocchi sono caratterizzati da elevato LWC (tipicamente, valori di LWC circa 40 per cento rispetto alla massa totale determinano la massima capacità di crescita del manicotto), aderiscono facilmente tra loro (coesione) e alla superficie esterna dei conduttori delle linee elettriche aeree (adesione). L’accumulo di wet snow può condurre alla forma-

FIGURA 3.9

Conseguenze di un sovraccarico di neve su una linea di media tensione. Fonte: RETE8 Abruzzo, Linea MT, evento del 17/01/2017

Resilienza del sistema elettrico

zione di pesanti manicotti sui conduttori, con sovraccarichi anche superiori ai 20 kg/m. Questi carichi meccanici possono condurre al collasso dei conduttori o delle funi di guardia, ma spesso anche degli stessi tralicci o degli isolatori (Figura 3.8, Figura 3.9). Il peso del ghiaccio può anche provocare la riduzione dei franchi tra i conduttori. Un altro aspetto critico della formazione di manicotti è legato al momento del loro distacco dal conduttore: se questo avviene in maniera massiva e rapida è possibile che il conduttore subisca una spinta verso l’alto, con possibile contatto tra le fasi e conseguente innesco di un corto circuito temporaneo o, nella peggiore delle ipotesi, di un guasto permanente per accavallamento dei conduttori. In Italia è preponderante il fenomeno dei manicotti dovuti a nevicate umide, mentre il ghiacciamento dovuto a nubi basse (in-cloud icing) rappresenta un vero problema in Paesi come la Norvegia e il Canada2. I blackout dovuti a wet snow possono durare da pochi istanti fino a giorni interi, nel caso in cui occorra ripristinare infrastrutture danneggiate in zone impervie o difficilmente raggiungibili a causa della viabilità compromessa. La neve può provocare anche altri effetti sul sistema elettrico. È capitato che tormente di neve, composte da fiocchi molto piccoli e freddi, abbiano causato interruzioni elettriche entrando nelle feritoie delle cabine secondarie. L’interazione indiretta è invece causata dalle piante che sovraccariche di neve si abbattono sui conduttori all’interno delle fasce di rispetto. Sempre nell’ambito delle condizioni meteorologiche avverse, le precipitazioni nevose possono provocare cortocircuiti a causa dell’accumulo di neve sugli isolatori. Previsione delle nevicate Le nevicate sono prevedibili con buona attendibilità con qualche giorno di anticipo. I sistemi di previsione ed allerta meteo possono aiutare i Gestori a valutare in anticipo un potenziale rischio di esercizio per la rete elettrica, al fine di predisporre misure di emergenza qualora si preveda l’eventualità di disservizi. Tuttavia, per qualificare e quantificare il rischio meteorologico a cui è soggetta la rete occorrono informazioni meteorologiche specifiche sulla tipologia di fenomeno: una previsione meteorologica tradizionale non è sufficiente a evidenziare il rischio di formazione dei manicotti di neve sui conduttori, perché non identifica il tipo di nevicata.

2 Un’ampia rassegna sul fenomeno atmosferico dell’icing su strutture e,

in particolare, sui conduttori di linee elettriche aeree overhead lines è riportata nelle TB 438 e TB 631 dello Study Committee B2 del CIGRE. 52

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

Azione combinata tra vento e manicotti di neve e ghiaccio In presenza di vento, le formazioni di ghiaccio esercitano sulla linea FIGURA 3.10

Accavallamento (galloping) tra due fasi di una linea di alta tensione.

un’ulteriore forza dovuta all’incremento della sezione trasversale del conduttore esposta al vento. Oltre a questa azione, che contribuisce alle sollecitazioni di tipo statico, ve n’è un’altra, di tipo dinamico, che porta a formare manicotti fortemente asimmetrici. Questi conferiscono al conduttore un profilo alare che dà origine ad una forza portante (come nel caso dell’ala di un aereo), che può provocare grosse oscillazioni in direzione (prevalentemente) verticale. Questo fenomeno può perdurare per ore (anche giorni) provocando interruzioni di energia per contatti tra le fasi delle linea e, nei casi di maggiore durata, fenomeni di rottura (per fatica) su conduttori, morsetteria, isolatori e sostegni. In Italia questi fenomeni, che non assumono i caratteri estremi tali da portare alla distruzione della linea, si sono manifestati in zone ben definite e hanno portato anche all’accavallamento tra le fasi di una linea, con conseguente fuori servizio della stessa (Figura 3.10).

Questa informazione, invece, è essenziale poiché, come si è visto, non tutte le nevicate producono danni alla rete elettrica. In generale, per far fronte alle sollecitazioni derivanti da ghiaccio e vento si ricorre alla progettazione delle linee in grado di resistere ai valori tipici di sovraccarico massimo. In alcuni Paesi, frequentemente soggetti ad elevatissimi sovraccarichi da neve e ghiaccio, si ricorre anche a soluzioni in grado di contenere l’accrescimento dei manicotti (vedi Capitolo 5).

3 1 3

Inquinamento salino La formazione di scariche elettriche sugli isolatori è fra i fenomeni più temuti per le linee aeree di trasmissione situate in specifiche aree [26][27][28]. Il cedimento dell’isolamento può essere causato dalla combinazioni di umidità (nebbia, pioviggine, neve o rugiada), inquinamento atmosferico, vento salino. I depositi di salsedine sugli isolatori si veriResilienza del sistema elettrico

FIGURA 3.11

FIGURA 3.12

Erosione del fusto di un isolatore composito per effetto delle correnti superficiali dovute a inquinamento.

Ossidazione di terminazioni metalliche per effetto delle correnti superficiali dovute a inquinamento.

ficano in prossimità della costa durante periodi di burrasca e siccità, la successiva umidificazione di tali depositi porta alla scarica elettrica con conseguente interruzione della fornitura. La tenuta dielettrica di un isolatore diminuisce in presenza di agenti contaminanti conduttivi che, accumulandosi sulla sua superficie, portano alla formazione di uno strato superficiale composto da sostanze solubili (solfati, nitrati, cloruri) frammiste a sostanze non solubili (sabbia, argilla, sostanze oleose). Finché lo strato si mantiene asciutto non si rilevano sostanziali alterazioni nelle prestazioni delle superfici isolanti contaminate. È possibile però che le superfici si inumidiscano. Allora le sostanze solubili presenti sullo strato superficiale si dissociano in ioni: lo strato assume caratteristiche conduttive che dipendono dalla quantità e dalla tipologia delle sostanze che compongono lo strato stesso3. In alcuni punti si creano delle differenze di potenziale sufficienti a innescare archi elettrici

3 La presenza di sostanze inerti, non solubili, può aggravare ulteriormente

il processo. Da un lato, infatti, tali sostanze favoriscono l’adesione dello sporco sulla superficie; dall’altro, i composti inerti possono assorbire vapore acqueo direttamente dall’aria, aumentando il rischio che i sali igroscopici adesi allo strato, come cloruri e solfati, possano umidificarsi formando una superficie conduttiva anche in assenza di pioggia o nebbia. 4 Queste scariche sono dovute ad una alterazione della distribuzione della tensione lungo la superficie isolante, a sua volta causata dalla disomogeneità dello strato superficiale e dall’azione di essiccamento localizzato dovuto alle correnti superficiali. 54

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

parziali; questi possono evolvere fino alla scarica totale4 con conseguente disconnessione della linea dalla rete (Figura 3.11 e Figura 3.12). Le piogge abbondanti ripuliscono il deposito sull’isolatore. In assenza di precipitazione, uno dei rimedi generalmente adottati è la pulizia degli isolatori contaminati. Questo intervento può essere effettuato solo quando la linea è scollegata dalla rete. L’apertura di collegamenti rende la rete più vulnerabile e può condurre a disservizi per gli utenti. Ciò vale nel caso di interventi di manutenzione, ma soprattutto nel caso di fuori servizio improvvisi causati dalla scarica degli isolatori. Quando il fenomeno di contaminazione ha una copertura spaziale elevata e si protrae nel tempo, i collegamenti soggetti a fuori servizio possono essere numerosi e provocare disservizi significativi (vedi paragrafo 2.3.1). I contaminanti coinvolti nel processo descritto possono essere naturali o di origine antropica: i primi sono dovuti principalmente a particelle di sale marino (NaCl), i secondi sono generati dalle attività umane (attività agricole e industriali, trasporto su strada, eccetera). L’inquinamento di tipo marino è predominante in Italia, mentre quello industriale è frazionato in aree di estensione relativamente modeste. Inoltre le particelle di NaCl hanno un’elevata igroscopicità, rendendo questo composto particolarmente attivo anche a bassi livelli di umidità. È chiaro, quindi, che l’ambiente in cui l’isolante deve operare, insieme alle caratteristiche dell’isolatore stesso, determinerà la severità dell’inquinamento sulla superficie e la probabilità che si verifichi una scarica [29]. La possibilità di conoscere le aree territoriali a maggior rischio d’inquinamento è fondamentale per un’efficace pianificazione di azioni volte a incrementare la resilienza del sistema.

3 1 4

Ondate di calore e siccità Le linee di distribuzione possono risentire di periodi prolungati di alte temperature e mancanza di precipitazioni, che provocano un surriscaldamento e inaridimento del suolo, particolarmente dannoso non solo per le linee interrate, ma anche perché aumentano la possibilità di corti a terra per le linee aeree.

3 1 5

Terremoti La rete nazionale è esposta al rischio di interruzioni di servizio generate da eventi sismici. Questi infatti scuotono i componenti, in particolare nelle stazioni elettriche, con conseguenze che vanno dallo scatto Resilienza del sistema elettrico

FIGURA 3.13

Mappa sismica.

Come valutare il rischio sismico della rete nazionale La Carta di pericolosità sismica dell’Italia, elaborata nel 2004 sulla base degli eventi riportati nel Catalogo dei terremoti CPT104, mostra come il rischio sismico interessi una grande estensione del territorio nazionale e quindi, potenzialmente, una larga porzione della rete elettrica nazionale. La sismicità è particolarmente intensa lungo la dorsale appenninica del Centro-Sud e nelle aree pedemontane del Friuli, dove si sono storicamente verificati i più recenti e intensi fenomeni tellurici. La zonazione sismogenetica ZS9 elaborata dall’INGV, fornisce i presupposti geo-strutturali per la quantificazione, in termini probabilistici, dell’intensità sismica in un determinato luogo, informazione essenziale per lo studio della vulnerabilità dei componenti elettrici (si veda paragrafo 3.2.1).

delle protezioni dei trasformatori fino alla rottura dei colonnini isolanti delle apparecchiature. I rilievi effettuati immediatamente dopo le manifestazioni sismiche di Friuli 1976, Irpinia 1980, Marche e Umbria 1998 e Basilicata 2000 hanno chiaramente mostrato come gli impianti AT e AAT abbiano subito danni direttamente correlabili all’azione sismica, che hanno provocato interruzioni del servizio. A questi danni si dovrebbero aggiungere quelli, indiretti, generati da smottamenti innescati dal terremoto. Certamente in questi casi l’intervento immediato delle squadre di manutenzione, come è avvenuto nel caso del terremoto di fine 2016 in Abruzzo, può ridurre alcuni degli effetti più dannosi dei sismi. Il danno diretto del terremoto è rappresentato dalla perdita dei componenti di rete; il danno indiretto riguarda l’interruzione del servizio, che si verifica per l’impatto sulla rete dei guasti dovuti all’evento sismico. Per prevenire i danni al sistema elettrico causati da eventi sismi56

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

La vulnerabilità sismica delle apparecchiature di rete La vulnerabilità sismica delle apparecchiature [31] è la suscettibilità dei suoi singoli elementi a venire danneggiati da un terremoto caratterizzato da un definito spettro di eccitazione. La vulnerabilità dipende pertanto dalle caratteristiche strutturali (vincoli, materiali e geometria) dell’elemento, che ne determinano la risposta dinamica e la resistenza, oltre che, naturalmente, dall’intensità del sisma, espressa in termini di accelerazione al terreno e dal suo contenuto spettrale (ampiezza delle componenti dell’eccitazione alle varie frequenze). Nella valutazione della vulnerabilità non si può prescindere da considerazioni probabilistiche associate alla risposta strutturale degli elementi. Ogni apparecchiatura, quindi, risponde a proprio modo ad uno stesso pericolo sismico. Tuttavia, sotto certe condizioni, è possibile raggruppare le apparecchiature per tipologia e definire un comportamento sismico medio di quest’ultima attraverso la determinazione della rispettiva curva di fragilità (Figura 3.14). Questa rappresenta la probabilità che un’apparecchiatura appartenente a una determinata tipologia sopravviva ad un’eccitazione sismica di definita accelerazione. È chiaro che la vulnerabilità sismica della rete è funzione di quella delle apparecchiature concentrate nei suoi nodi, rappresentati in genere dalle sottostazioni.

FIGURA 3.14

Curve di fragilità. 1 0,9 0,8

Ceramica I Tirafondi Ceramica III - sez. sup Sostegno acciaio pf_elast Sostegno acciaio elasto_pl

Probabilità di collasso

0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

ASP (I) [g]

ci è possibile adottare accorgimenti che riducono la vulnerabilità di singole apparecchiature o insiemi di queste, traslando le curve di fragilità (vedi i box di approfondimento) verso valori più elevati di accelerazione. Tecniche come l’isolamento sismico, la cui efficacia è ampiamente dimostrata, sono ormai consolidate. Resilienza del sistema elettrico

I rischi dell’esposizione del territorio italiano ai terremoti e la preoccupazione per la vulnerabilità delle opere strutturali, incluse le infrastrutture di servizio, sono stati ribaditi in occasione dell’emissione delle disposizioni legislative relative all’applicazione dell’ordinanza del Presidente del Consiglio dei ministri 20 marzo 2003, che recepisce i criteri di progettazione anti-sismica adottati in Europa con l’Eurocodice 8 [30].

3 1 6

Incendi boschivi Anche gli incendi boschivi possono provocare disservizi accidentali o messe fuori servizio di porzioni di rete a scopo preventivo per consentire le operazioni di spegnimento. Ciò può provocare il sovraccarico di altri collegamenti specialmente in condizioni di elevato fabbisogno come nei periodi estivi in cui gli incendi sono frequenti e la portata delle linee è ridotta per l’elevata temperatura atmosferica. Gli incendi boschivi possono rientrare nei fenomeni naturali, quando le particolari condizioni climatiche influenzano la loro estensione e durata.

3 1 7

Minacce di origine animale Gli animali possono provocare cortocircuiti all’interno di stazioni o lungo il percorso di linee elettriche, e interrompere le linee di comunicazione per il controllo del sistema elettrico. In particolare, l’azione di roditori può danneggiare sia la circuiteria dei sistemi di protezione, provocando interventi intempestivi, sia i fasci di fibre ottiche in cui circolano i segnali per il controllo, impedendo permanentemente comunicazioni e manovre (Figura 3.15). I volatili possono causare cortocircuiti di linee aeree, a causa del guano che inquina gli isolatori o, nel caso di aperture alari molto grandi, a causa di contatti con i conduttori.

3 1 8

I cambiamenti climatici L’intensità e la frequenza di eventi meteo estremi, come le nevicate umide, le trombe d’aria, i temporali e le ondate di calore dipendono da diverse variabili meteorologiche (quali temperatura, vento e precipitazione) che in queste ultime decadi stanno cambiando in modo significativo.

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

FIGURA 3.15

Fascio di fibre ottiche danneggiate da roditori all’interno di un armadio di comunicazione di una stazione elettrica. [22]

Più in generale, fenomeni atmosferici quali l’innalzamento termico, la variazione del regime pluviometrico, la riduzione dei ghiacciai, l’intensificazione degli eventi meteorologici estremi stanno provocando gravi danni all’ambiente e alla società, oltre che al sistema elettrico. L’evidenza di significativi cambiamenti climatici in atto trova fondamento in molte analisi scientifiche indipendenti, dedotte da osservazioni del sistema climatico, da archivi paleo-climatici, da studi teorici relativi ai processi meteorologici, nonché da simulazioni modellistiche. L’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) afferma in [32] che il riscaldamento del Pianeta è inequivocabile e che, dal 1950, molte delle variazioni osservate risultano senza precedenti rispetto a quanto successo nei secoli passati. Inoltre, non solo si stanno verificando variazioni climatiche non trascurabili ma altre, di entità anche maggiore, potranno accadere nel medio termine. L’allarme viene dato anche dall’European Environment Agency (EEA) [33] che documenta variazioni da record osservate proprio negli ultimi anni a scala globale, con un aumento della temperatura globale di 0,8 °C rispetto ai valori dell’era preindustriale e, in modo ancora più accentuato a scala europea, rispetto alla quale l’innalzaResilienza del sistema elettrico

mento termico registrato nell’ultima decade risulta di ben 1,3 °C. L’Europa e, in particolare, il bacino del Mediterraneo dovranno far fronte nei prossimi decenni, per effetto dei cambiamenti climatici, ad impatti particolarmente negativi. La combinazione di questi cambiamenti con le pressioni antropiche sulle risorse naturali, rendono il Mediterraneo una delle regioni più vulnerabili d’Europa. Per contenere i danni previsti, a livello internazionale, si stanno intraprendendo azioni di mitigazione volte a eliminare o, almeno, a ridurre l’emissione dei gas-serra responsabili dei cambiamenti climatici, in un programma a lungo termine di sviluppo sostenibile che, dopo la COP215, prospetta una sostanziale transizione verso un’economia verde con l’obiettivo di contenere il riscaldamento globale entro 1,5 °C. I danni e i costi legati agli eventi estremi rendono necessario intervenire al più presto con azioni di adattamento. Se le strategie di mitigazione sono per loro natura globali, le strategie di adattamento devono necessariamente compiersi a livello locale e regionale. È stato stimato che in Europa il danno derivante da mancate azioni di adattamento potrebbe raggiungere i 100 miliardi di euro nel 2020 e i 250 miliardi di euro nel 2050 [34][35] con costi economici e sociali particolarmente significativi laddove gli eventi meteorologici estremi diventeranno più intensi e/o più frequenti. Tramite la Piattaforma Climate-Adapt6 disponibile dal 2011, si può accedere ad informazioni tecnico-scientifiche in merito a impatti e vulnerabilità per effetto dei cambiamenti climatici, nonché a strategie e piani attuati in città, regioni e Paesi europei per l’adattamento al clima che cambia. Nel 2014 l’EEA ha fornito un’ampia raccolta d’informazioni su strategie e azioni messe in campo a livello nazionale per prevenire i rischi derivanti dalle variazioni climatiche [36]. Nella Strategia Nazionale di Adattamento, redatta dal Ministero dell’Ambiente nel 2014 [37], tra le diverse aree d’azione il settore energetico ha grande rilevanza. Informazioni di tipo meteorologico e climatologico sono essenziali per una gestione e pianificazione ottimale del sistema energetico nazionale, soprattutto in questo momento in cui il settore energetico deve compiere scelte strategiche di decarbonizzazione.

5 La conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici tenutasi

a Parigi nel 2015, nella quale è stato siglato un accordo sulle emissioni di gas serra a partire dal 2020. 6 http://climate-adapt.eea.europa.eu/. 60

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

TABELLA 3.3

Fattori di vulnerabilità endogena e loro effetti.

Fattore endogeno

Effetti diretti

Effetti indiretti/derivati/conseguenti

Invecchiamento/difetti

Cedimento dell’isolamento,

Esplosione, incendio

del macchinario di stazione

cortocircuito

Violazione di corrente

Danneggiamento dei conduttori

Riduzione di vita

(sovracorrente)

Riduzione del franco da terra

Flashover per insufficiente franco

Tensione elevata

Danneggiamento dell’isolamento Riduzione di vita

Sovra- e sotto-frequenza

Danneggiamento delle turbine

degli impianti di generazione

Problemi agli impianti

Guasti/malfunzionamenti

di generazione (sistemi ausiliari)

del processo

3.2

Riduzione di vita Blocco di gruppo di produzione

FATTORI ENDOGENI I guasti e i malfunzionamenti dei componenti sono principalmente dovuti al cedimento dell’isolamento oppure al cedimento meccanico per invecchiamento, fatica o difetti. Si deve notare che la storia dei componenti incide sul loro invecchiamento: in particolare, condizioni prolungate di funzionamento fuori dai limiti operativi normali possono accelerare questo processo. La Tabella 3.3 schematizza i principali fattori di vulnerabilità endogena e i loro effetti sui componenti.

3.3

3 3 1

FATTORI DI ORIGINE ANTROPICA

Atti non intenzionali I fattori antropici sono spesso causa di guasti accidentali, per lo più cortocircuiti (Tabella 3.4). Tali eventi possono essere causati dalla presenza di tecnici in stazione (contatti accidentali, manovre errate), dall’azione di macchine operatrici (rottura di cavi interrati, contatto con le linee aeree), dall’impatto con veicoli (danni ai sostegni), dall’impatto con velivoli e oggetti portati dal vento (cortocircuiti, rottura dei conduttori e danni ai sostegni), dai sistemi per l’irrigazione e concimazione a getto (ripetuti cortocircuiti transitori). Interventi scorretti dei tecnici negli impianti, come errati cablaggi e Resilienza del sistema elettrico

FIGURA 3.16

Dettaglio del danneggiamento di una apparecchiatura di stazione dovuta ad atto vandalico. [22]

3 3 2

impostazioni software, possono causare malfunzionamenti di tipo latente, cioè che hanno effetto e quindi possono essere rilevate solo in condizioni critiche, al momento in cui è richiesta una certa funzionalità. È questo il caso della taratura delle protezioni di macchine elettriche effettuata dal costruttore nelle installazioni chiavi in mano. Oltre a errori di cablaggio dei segnali, si possono avere errori nei circuiti di alimentazione come, per esempio, quella di apparati e sistemi destinati alla protezione e sicurezza erroneamente non connessi ai sistemi di continuità. Errori di questo tipo possono rimanere nascosti per anni e manifestarsi negli stati di funzionamento in emergenza del sistema elettrico, aggravando la criticità di esercizio, essendo eventi indipendenti la cui motivazione non è neanche ipotizzabile dagli operatori delle sale controllo del sistema elettrico.

Atti intenzionali Sono sempre possibili atti intenzionali rivolti al sabotaggio dell’infrastruttura fisica della rete elettrica che, finora, si sono manifestati con rari danneggiamenti di tralicci. Al contrario, sono frequenti i furti di rame, alluminio e apparati che possono essere causa di disservizi direttamente, durante l’azione dolosa, oppure indirettamente per la manomissione dei componenti (Figura 3.16).

3.4

FATTORI DI SISTEMA La situazione iniziale del sistema elettrico in uno scenario di disservizio può presentare delle debolezze che lo rendono più vulnerabile alle minacce (Tabella 3.5) anche a causa delle condizioni ambientali e di esercizio.

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

TABELLA 3.4

Guasti e malfunzionamenti di origine antropica.

Fattore antropico

Effetti

Guasti e disservizi

Personale in stazione elettrica:

Cortocircuiti

Semipermanenti/permanenti

manovre errate

Malfunzionamenti

Di tipo occulto

lavori difettosi/errati Operatore di centrale elettrica:

Blocco dei gruppi di generazione

Permanenti (da 30’ ad alcune ore)

test agli impianti

Danni all’infrastruttura

Permanenti

Danni all’infrastruttura

Permanenti

azioni errate Collisioni con macchinari, mezzi di trasporto, eccetera Atti dolosi e vandalici

Configurazione e punto di lavoro Un fattore di indebolimento è insito nella configurazione del sistema, ossia l’insieme dei componenti collegati alla rete in un certo istante (generatori, linee, trasformatori, carichi) e il loro assetto di connessione. Per esempio: ■■

■■

l’indisponibilità di collegamenti e componenti di supporto alla tensione può limitare la capacità di trasporto della rete; l’esercizio di rete in configurazioni radiali, anziché magliate, per ottenere una certa ripartizione dei flussi di potenza attiva o reattiva, incrementa la probabilità di disservizi; la scarsità di unità di produzione in un’area, per motivi di opportunità economica, può condurre a ripercussioni negative sulla distribuzione dei flussi di potenza, sulla capacità di regolazione, sul supporto alla tensione e, in generale, sulla stabilità di funzionamento.

La vulnerabilità del sistema elettrico dipende, oltre che dalle caratteristiche intrinseche dei componenti e dalla configurazione, anche dalle condizioni operative, ossia dal punto di lavoro del sistema prima della perturbazione. Il punto di lavoro in un certo istante è individuato univocamente dalle grandezze di esercizio (flussi di potenza, tensioni) e ad esso corrispondono determinati margini di sicurezza. Così uno stesso guasto, non pericoloso in una situazione di rete poco sollecitata, può condurre a instabilità o violazioni delle grandezze operative in una condizione iniziale di flussi di potenza elevati. Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 3.5

Fattori di indebolimento del sistema elettrico.

Tipologia

Fattore

Cause

Conseguenze

Configurazione

Indisponibilità di componenti

Manutenzione

Margini di stabilità

di rete, inclusi nodi elettrici

Guasti precedenti

ridotti, minore

e generatori

Programmazione delle produzioni

capacità di trasmissione

(unit commitment) non sufficientemente

orientata alla sicurezza

Punto di lavoro

Situazione di flussi elevati

Eccessiva richiesta di carico

rispetto alla capacità

Dispacciamento poco

del sistema di generazione

orientato alla sicurezza

e trasmissione

Caratteristiche

Prestazioni degradate

Derive dovute al tempo

Margini di stabilità ridotti

e stato dei

dei sistemi di regolazione

Scarsa manutenzione

Mancati interventi

componenti

Malfunzionamenti

Difetti o errori

Interventi intempestivi

e dei sistemi

dei sistemi di protezione

in fase di specifica, progetto, costruzione,

installazione, manutenzione

Tarature errate o non più adeguate

Guasti ai sistemi di regolazione

e protezione

Margini di stabilità ridotti

Analogamente, è possibile che il sistema non risponda correttamente alle perturbazioni a causa di componenti con prestazioni non adeguate o malfunzionamenti, in particolare nei sistemi di controllo e protezione. Condizioni ambientali ed esercizio Le condizioni ambientali possono contribuire in vari modi a indebolire il sistema elettrico, per l’impatto considerevole che hanno sul punto di lavoro e sulla stessa configurazione del sistema elettrico (Tabella 3.6). Un aumento delle precipitazioni intense può portare all’aumento di disservizi e delle interruzioni elettriche per i danni alle infrastrutture; ma può comportare anche una diminuzione della produzione di energia idroelettrica: ad esempio, inondazioni ed alluvioni possono causare seri problemi nella gestione delle centrali idroelettriche. Negli anni di siccità, agli impianti idroelettrici a invaso si applica una politica di modulazione dell’energia prodotta, al fine di salvaguardare le riserve presenti nell’invaso; inoltre i gruppi ad acqua fluente producono minore energia. Le unità termoelettriche raffreddate ad acqua fluviale devono limitare la produzione o essere spente, per vincoli ambientali sulla temperatura dell’acqua di scarico o per vincoli tecnici sulla portata della stessa. 64

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

FIGURA 3.17

Effetti di una siccità prolungata su una centrale termoelettrica (estate del 2003).

La Figura 3.17 mostra come una siccità prolungata può impedire l’aspirazione dell’acqua di condensazione delle centrali termoelettriche la cui opera di presa non raggiunge il minimo livello dell’acqua. Valori elevati di temperatura comportano vari effetti negativi per il sistema. Si riduce la potenza erogabile dalle unità turbogas e, conseguentemente, dalle sezioni di produzione delle centrali a ciclo combinato, per motivi intrinseci al ciclo termodinamico. Si riduce anche la disponibilità idroelettrica a causa dell’anticipo dello scioglimento degli snow pack. Gli impianti termici convenzionali devono limitare la produzione per i vincoli sulla temperatura dell’acqua di raffreddamento (anche nel caso di acqua marina). Dal punto di vista energetico, l’aumento della temperatura media indurrà, da un lato, una riduzione dei consumi per il riscaldamento degli ambienti e, dall’altro, un aumento rilevante dei consumi per il raffrescamento. L’effetto complessivo sulla domanda di energia dipenderà dall’evoluzione dei parametri meteorologici a livello locale e stagionale, come anche dalla struttura dell’approvvigionamento energetico. Oltre all’aumento della domanda elettrica per il raffrescamento, la temperatura elevata comporta una perdita di capacità di trasporto di rete. Una corrente transitante eccessiva è una possibile causa Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 3.6

Fattori di indebolimento del sistema elettrico di origine ambientale.

Fattore ambientale

Effetti diretti

Temperatura bassa

Aumento della probabilità di blocco degli interruttori

Effetti indiretti Mancato intervento interruttori

Aumento del carico (punto di lavoro)

Margini di stabilità ridotti

Temperatura elevata

Diminuzione del rendimento e della potenza

Minore riserva di potenza

delle unità turbogas (punto di lavoro)

Margini di stabilità ridotti

Regime ridotto per i gruppi termici raffreddati ad acqua

Maggiore fabbisogno

Aumento del carico (punto di lavoro)

Minore capacità di trasporto

Diminuzione della portata dei conduttori delle linee

Siccità

Esclusione dall’esercizio o basso regime di:

Minore riserva di potenza

– gruppi idroelettrici a bacino

Minori margini di sicurezza

– gruppi termici raffreddati ad acqua

Minore potenza di corto circuito

(configurazione e punto di lavoro)

e capacità di regolazione

di tensione

endogena della dilatazione termica dei conduttori e quindi della riduzione della distanza (franco) da terra che, oltre un certo limite, comporta una scarica (flashover). Tuttavia, il guasto si verifica in concomitanza con altri fattori esogeni, come la presenza di condizioni sfavorevoli al raffreddamento dei conduttori (assenza di vento, elevato irraggiamento solare e temperatura esterna elevata) e, soprattutto, la vicinanza di alberi all’interno della fascia di rispetto delle linee aeree che non hanno ricevuto la necessaria potatura periodica7. In casi estremi le temperature elevate dei conduttori di linea, prodotte da elevate correnti e condizioni esterne sfavorevoli allo smaltimento termico, possono causare il fenomeno della ricottura, che li espone a rottura. Anche se il tema sarà approfondito in seguito (Capitolo 5), è opportuno anticipare qui una modalità di interazione fra sistema e ambiente opposta a quella sopra descritta, ossia tale che un maggiore carico di linea può mitigare le minacce o ridurre la vulnerabilità di un componente: stiamo parlando del fenomeno dei manicotti di ghiaccio sui conduttori di fase delle linee, che può essere prevenuto o mitigato grazie ad un adeguato valore di corrente circolante nei conduttori (correnti di anti-icing).

7 Per prevenire tali situazioni, a livello legislativo, l’Art. 85 della Gazzetta

Ufficiale 24-05-2003 indica i limiti di rispetto dalle linee ad alta tensione. 66

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

Il punto di lavoro, in combinazione con le condizioni ambientali, incide direttamente sull’invecchiamento dei componenti: sollecitazioni temporanee oltre i vincoli operativi causano, infatti, una riduzione di vita e possono provocare guasti. Il tema dell’impatto dei cambiamenti climatici sarà approfondito nel paragrafo 6.2.

Origine dei malfunzionamenti dei sistemi di controllo, protezione e difesa I malfunzionamenti possono nascere in diverse fasi della storia dei componenti. Specificazione. Le funzionalità specificate non sono adeguate in tutte le condizioni di funzionamento, pertanto non garantiscono una risposta ottimale in ogni condizione. Progettazione. La soluzione tecnologica o algoritmica adottata non implementa esattamente la specificazione. Per esempio, è abbastanza frequente che le prime versioni di ogni nuovo apparato di protezione digitale siano affette da malfunzionamenti se chiamate ad operare al limite delle loro prestazioni. Si tratta di bachi del software che sono corretti dai costruttori via via che si evidenziano. Produzione. La costruzione fisica del prodotto presenta difetti, quindi non assolve (pienamente) alle funzioni di progetto. I difetti di produzione sono generalmente identificati in fabbrica e i pezzi fallati non dovrebbero raggiungere le fasi successive. Installazione e manutenzione. Durante la messa in opera il componente subisce danni, è montato male, i cablaggi sono errati, o riceve impostazioni non corrette di taratura. Esercizio. Durante il funzionamento il componente smette di svolgere la propria funzione attesa, a causa di guasti o perché le tarature non sono più adeguate alle mutate condizioni di rete, oppure a causa di derive nei sistemi di misura. È da notare che i comportamenti indesiderati causati da difetti di specificazione possono essere identificati mediante simulazione, grazie a modelli dettagliati e sfruttando la conoscenza che deriva dagli eventi reali. Non sono invece riconoscibili a priori i difetti nelle altre fasi, che tuttavia possono essere ridotti diffondendo la metodologia dei Sistemi di Qualità e incrementando le competenze degli addetti.

Resilienza del sistema elettrico

3.5

3 5 1

CRITICITÀ DEI SISTEMI ICT DI CONTROLLO PROTEZIONE E DIFESA

Fattori non intenzionali I guasti e malfunzionamenti dei sistemi di controllo e protezione possono essere occulti, ossia rilevabili solo in condizioni particolari nelle quali la loro risposta è diversa da quella prevista. Questi fenomeni sono particolarmente insidiosi e possono giocare un ruolo rilevante nei processi di cascading che conducono a disservizi. I malfunzionamenti occulti riguardano in primo luogo i sistemi di protezione: l’espressione hidden failure (malfunzionamenti latenti) indica soprattutto gli scatti intempestivi causati, più che da tarature errate, da comportamenti indesiderati che si riscontrano in condizioni di esercizio particolari (paragrafo 5.2.3). Infatti, le tarature generalmente non sono adattative e sono frutto di un compromesso fra esigenze contrapposte: da una parte garantire l’intervento nelle situazioni in cui questo è necessario, dall’altra evitare interventi intempestivi; questi requisiti devono essere verificati su una grande varietà di condizioni operative. Tuttavia è assai pericoloso anche il mancato intervento dei sistemi di protezione, riconducibile a varie cause tra cui il malfunzionamento degli interruttori, che impedisce la rimozione tempestiva e selettiva del guasto. Questo è comunque rimosso, ma solo dopo l’intervento delle protezioni di back-up che comportano l’apertura di un maggior numero di elementi di rete e in tempi maggiori di quelli richiesti dall’intervento corretto. Tale situazione può innescare fenomeni di instabilità e ulteriori scatti in cascata. È questo uno dei casi di contingenze N-k dipendenti, già citate fra i fattori di rischio più temuti per l’esercizio del sistema elettrico. Considerazioni simili circa i guasti occulti si possono applicare ad altri sistemi e dispositivi: ad esempio, ai sistemi di ripartenza autonoma (black start) per la riaccensione del sistema elettrico, ai sistemi di continuità (UPS) di stazione e così via.

3 5 2

Fattori intenzionali Gli attacchi informatici, oggetto della cyber security, possono mirare a bloccare l’operatività dei sistemi di supervisione del sistema

Criticità del sistema elettrico – Il cosa

elettrico (creando situazioni incontrollate con possibili disservizi) e comandare direttamente manovre sul sistema elettrico, finalizzate a causare danni e disservizi. I sistemi di sicurezza delle reti informatiche, in uso per il sistema elettrico, sono tali per cui le situazioni del primo tipo, come il blocco del sistema SCADA/EMS8, sono improbabili, sia perché sono utilizzate delle reti dedicate, sia perché i protocolli di comunicazione non sono di dominio pubblico. Per gli scenari del secondo tipo, si deve considerare che effettuare manovre di cambiamento di stato degli interruttori e riconfigurazioni di stazione, con l’obiettivo di creare un disservizio, richiede una conoscenza molto approfondita di come funzionano i sistemi di controllo, ma anche di come sono rappresentati in modo informatico i componenti del sistema elettrico. Si tratta quindi di un tipo di attacco informatico poco probabile, ma non impossibile: sarebbe infatti necessario penetrare nella rete informatica aziendale e da qui arrivare alla rete di comunicazione utilizzata per il telecontrollo, per attivare comandi remoti come se questi provenissero dalla sala controllo. Paradossalmente, questo tipo di attacco può essere facilitato dall’adozione di protocolli standard che, essendo pubblici, facilitano la penetrazione nei sistemi e l’invio di comandi. La tendenza alla standardizzazione e la maggiore diffusione dei prodotti di mercato devono pertanto essere accompagnati da una accresciuta attenzione alla sicurezza dei sistemi elettrici. D’altro canto, i sistemi di automazione di stazione sono progettati per impedire manovre che possono creare danni fisici ai componenti, inoltre non tutte le manovre sono possibili da remoto. Ad esempio, non sono possibili comandi che provocano il cortocircuito a terra di elementi in tensione. A causa della gravità di queste minacce cyber molte organizzazioni mirano a definire un framework complessivo di riferimento per la gestione della sicurezza dei sistemi ICT nel settore elettrico. Il National Institute of Standards and Technology (NIST), una sezione del dipartimento statunitense del commercio, ha emesso delle linee guida per la protezione di sistemi SCADA [38] e per la sicurezza della rete di comunicazione. La European Union Agency for Network and Information Security (ENISA) ha inoltre emanato delle raccomandazioni per l’Europa e gli Stati membri in materia di sicurezza delle smart grid [39].

8 SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition; EMS: Energy

Management System. Resilienza del sistema elettrico

Valutare la resilienza – Il quanto Nei capitoli precedenti, la resilienza del sistema elettrico è stata definita in modo qualitativo e ne sono state evidenziate le componenti e i fattori rilevanti. In questo capitolo cercheremo di darne definizioni quantitative, attraverso la formulazione di indici di resilienza. In particolare, classificheremo e discuteremo gli indicatori, distinguendo quelli riferiti: ■■

■■

alla qualità del servizio (prospettiva dell’utente), relativi a disservizi specifici o alle prestazioni su intervalli di tempo; alla rete (prospettiva di sistema), secondo le due dimensioni fondamentali della resilienza (assorbimento dei disturbi, recupero del servizio).

Per dare la possibilità di calcolare indici di resilienza utili nelle fasi di progettazione dei componenti e di pianificazione e gestione della rete, sarà proposta una metodologia innovativa per la valutazione ex-ante della resilienza.

4.1

INDICATORI DI IMPATTO NELLA PROSPETTIVA DELL’UTENTE Gli indicatori di resilienza proposti in questa sezione sono indicatori di impatto. Questi indicatori si applicano principalmente alle analisi expost, ossia su disservizi già avvenuti e consentono di caratterizzarli nella prospettiva dell’utente.

FIGURA 4.1

Rappresentazione dell’andamento temporale del carico disalimentato.

CARICO PERSO

Carico perso massimo

Energia non fornita

Inizio fase di ripristino

Ripristino

Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 4.1

Prospetto degli indicatori di impatto rispetto alle dimensioni fondamentali della resilienza nella prospettiva dell’utente. (*) L’espressione “Valori statistici” indica proprietà come media, varianza, massimo, delle grandezze riportate nella colonna precedente.

Indicatori per disservizio singolo

Indicatori su periodi (per esempio: un anno) (*)

Indicatori relativi

–

Numero di disservizi

all’assorbimento

P persa (MW)

Valori statistici

dei disturbi

Numero di cabine primarie

Valori statistici;

(o secondarie) disalimentate

numero di disalimentazioni per ogni cabina

Numero di utenti coinvolti

Valori statistici; tipicamente, numero medio

di interruzioni per ogni utente (SAIFI)

Indicatori relativi

Tempo necessario a rialimentare

Valori statistici

al recupero

una data percentuale del carico perso

Tempo necessario a rialimentare

l’ultima utenza

Durata media dell’interruzione

Valori statistici

per un dato percentile

di utenti rialimentati

Recupero del carico disalimentato

–

Durata media delle interruzioni per ogni utente (SAIDI)

Valori statistici

Indicatori combinati Energia non fornita

Valori statistici; in particolare valore cumulato

Valorizzazione economica

Valori statistici; in particolare valore cumulato

dell’energia non fornita (in euro)

–

Durata media di una disalimentazione (CAIDI)

La Figura 4.1 rappresenta qualitativamente l’andamento di un disservizio in termini di evoluzione temporale del carico disalimentato. A partire dalla situazione iniziale di domanda interamente soddisfatta, una sequenza di eventi (vedi paragrafo 2.3.3) conduce ad una progressiva perdita di carichi, fino a raggiungere una situazione di massimo carico disalimentato. Con il ripristino i nodi di carico sono gradualmente rialimentati, fino al recupero totale di tutti i carichi. L’area sottesa dalla curva rappresenta l’energia non fornita. La Tabella 4.1 riporta una sintesi dei possibili indicatori di impatto per la valutazione della resilienza. I più importanti sono esaminati in dettaglio nel seguito.

Valutare la resilienza – Il quanto

4 1 2

Indicatori relativi a singoli disservizi Distinguiamo gli indicatori in accordo con le due dimensioni della resilienza, ossia la capacità di assorbire i disturbi, in particolare gli eventi eccezionali, e la rapidità di recupero dai disturbi. Indicatori relativi all’assorbimento dei disturbi Un disservizio è conseguenza di una “carenza” di resilienza. Quindi gli indicatori che quantificano l’entità di un disservizio possono essere considerati come indicatori di resilienza. I più tipici sono: ■■

■■ ■■

la “potenza di carico persa” in MW (Loss of Load–LoL), pari al picco della curva di carico disalimentato; il “numero di cabine primarie1 (o secondarie2) disalimentate”; il “numero di utenti” coinvolti dal disservizio.

Indicatori relativi al recupero dai disturbi Avvenuto il blackout si dà avvio al ripristino del servizio e, eventualmente, dell’infrastruttura danneggiata. Nella prospettiva dell’utenza, gli indicatori di resilienza relativi al recupero dai disturbi sono funzione del tempo di ripresa della fornitura. Possiamo quindi assumere come significativi per la resilienza gli indicatori tipici di ripristino: ■■

■■

il tempo necessario a rialimentare una data percentuale del carico perso (in termini di potenza o di numero di cabine da rialimentare); come caso particolare del precedente, il tempo necessario a rialimentare l’ultima utenza rimasta scollegata; la durata media di interruzione per gli utenti coinvolti nel disservizio, valutata per un dato percentile di utenti ricollegati3.

Per valutare l’andamento nel tempo del processo di ripristino si può anche introdurre l’indice di “recupero del carico disalimentato”. Questo è definito come: ΔCarico rialimentato(t) R(t)= Carico perso massimo dove ΔCarico rialimentato(t) rappresenta la quantità di carico già

1 Stazioni elettriche in cui si effettua la conversione da altissima (o alta)

a media tensione. Rappresentano il punto di collegamento fra trasmissione e distribuzione. 2 Installazioni in cui si effettua la conversione da media a bassa tensione. Fanno parte della distribuzione. 3 Ossia, per esempio, quando è stato riconnesso il 90 per cento degli utenti. Resilienza del sistema elettrico

rialimentata nel processo di ripristino, funzione del tempo. Carico perso massimo è il valore di carico da rialimentare all’inizio del processo di ripristino. L’indice è quindi normalizzato: vale zero all’inizio del disturbo e uno al termine del ripristino. I primi due indici riportati sopra si possono ottenere da questa funzione, trovando il valore di t che corrisponde rispettivamente alla percentuale desiderata di carico o alla totalità del carico (R=1). Indicatori sintetici delle proprietà di assorbimento e recupero Si possono ascrivere fra gli indici di resilienza alcuni indici molto usati per descrivere l’impatto di un blackout: ■■

■■

l’energia non fornita (Energy Not Served–ENS, misurata in MWh), pari all’area sottesa dalla curva del carico disalimentato durante la fase di sviluppo della contingenza e la successiva fase di ripristino dell’alimentazione; il valore dell’energia non fornita durante il disservizio (euro).

Poiché dipendono sia dalla potenza disalimentata, sia dal tempo di disalimentazione degli utenti, questi indici riflettono entrambe le dimensioni della resilienza. Indicatori per cause Per caratterizzare compiutamente la resilienza del sistema occorre che gli impatti dei disservizi siano messi in relazione con la natura e l’intensità delle cause: un evento particolarmente severo potrà avere un impatto elevato, e viceversa. Occorre evitare, anzitutto, che eventi di intensità modesta abbiano impatti elevati; dall’altra, se un’area è notoriamente soggetta a eventi severi, occorre predisporre misure adatte, così che gli indicatori di impatto sopra descritti assumano valori accettabilmente piccoli. Questo significa rendere il sistema resiliente a fronte delle relative minacce. Un modo semplice per esprimere la severità della perturbazione è l’ordine della contingenza iniziatrice, ossia il numero di componenti persi nell’evento o negli eventi di guasto (ravvicinati nel tempo) che hanno dato il via al disservizio. Tuttavia, a parità di ordine della contingenza, l’impatto dipende grandemente dalla localizzazione dei componenti persi, dalla modalità di guasto, dalla situazione iniziale del sistema; pertanto questo approccio, da solo, non è adeguato. Inoltre, la contingenza di rete è l’esito dell’azione di minacce a monte, come i fenomeni meteo e ambientali. Gli operatori di reti classificano e registrano le cause dei disser74

Valutare la resilienza – Il quanto

Classificazione delle interruzioni per le reti di distribuzione Per quanto riguarda la rete di distribuzione, le interruzioni sono classificate sulla base dei criteri specificati al punto 7.1 del allegato A della delibera [40], che prevede che l’impresa distributrice registri la causa di ogni interruzione, escluse le interruzioni con origine “sistema elettrico”, secondo la seguente articolazione di primo livello. Rete di distribuzione

Classificazioni delle interruzioni

Cause di forza maggiore

Eccezionali, dovute a: eventi eccezionali; furti; atti di autorità pubblica quali

ad esempio ordini di apertura delle linee per spegnimento di incendi

o per motivi di sicurezza impartiti da TERNA o da altri esercenti interconnessi

Interruzioni dovute a disalimentazioni programmate comunicate da TERNA

Per azioni funzionali a garantire la sicurezza del sistema elettrico

e comunicate da TERNA con preavviso di almeno 3 giorni lavorativi

Scioperi indetti senza il preavviso previsto dalla legge

Interruzioni dovute ad attacchi intenzionali e sabotaggi

Sono inoltre attribuite a cause di forza maggiore le quote di durata

di interruzione dovute a casi di sospensione o posticipazione delle operazioni

di ripristino per motivi di sicurezza

Cause esterne

Guasti provocati da utenti

Contatti fortuiti o danneggiamenti di conduttori provocati da terzi

Guasti provocati su impianti di produzione

Lavori o manutenzioni richiesti da terzi o da utenti

Altre cause

Tutte le cause non indicate sopra, comprese quelle non accertate,

anche con riferimento alle interruzioni non localizzate

vizi, tuttavia generalmente non considerano tutti gli aspetti di dettaglio. È opportuno invece mettere in relazione quantitativa le minacce esogene con gli impatti. In particolare, conviene valutare aspetti intermedi come la relazione fra le minacce e i guasti, o quella fra i guasti iniziali e la loro propagazione. Queste analisi saranno considerate nella metodologia di valutazione descritta nella sezione 4.5.

4 1 3

Indicatori relativi alle prestazioni su intervalli di tempo Gli indicatori sopra definiti sono applicabili a disservizi singoli. Elaborando i valori relativi a una serie di disservizi, riscontrati in un certo intervallo di tempo (per esempio, un anno), si possono ottenere statistiche (numerosità, valori medi, massimi, cumulati, varianResilienza del sistema elettrico

APPROFONDIMENTO REGOLATORIO Energia non fornita della rete di trasmissione Relativamente alla rete di trasmissione, l’Allegato A alla delibera [41] definisce: ENS netta. Energia non fornita per le disalimentazioni, definita nell’Allegato A.54 al Codice di rete (articolo 1.3 del documento AEEGSI): ENS lorda. Energia non fornita a seguito di una disalimentazione, calcolata senza tenere conto di eventuali controalimentazioni dalle reti di distribuzione (articolo 1.3); ENS di riferimento (ENSR): pari all’ammontare annuo di energia non fornita, per tutti gli eventi che abbiano interessato, anche parzialmente, la rete rilevante, con le esclusioni e limitazioni (stabilite nell’Articolo 3.6) nella tabella seguente. L’indicatore ENSR include (articoli 3.7 e 3.8): ■■

le disalimentazioni causate da interventi degli equilibratori automatici di carico non dovute a perturbazioni di frequenza con origine sulla rete interconnessa europea o di teledistacchi o di altri sistemi di difesa le cui specifiche siano definite da TERNA, anche se installati sul lato MT di impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT sia direttamente connessi che indirettamente connessi alla RTN;

■■

le disalimentazioni causate da interventi manuali di distacco di carico di utenti sia direttamente connessi che indirettamente connessi alla RTN, anche se attuati tramite organi di manovra sul lato AT o nelle reti MT dell’utente AT coinvolto, per condizioni di funzionamento di emergenza del sistema elettrico, quali quelli: (a) in applicazione di Banco Manovra Emergenza; (b) in applicazione di PESSE (Piano di Emergenza per la Sicurezza del Sistema Elettrico) o senza il preavviso di cui alla lettera b) del comma 3.6; (c) in condizioni di asimmetria di tensione conseguente alla perdita di una fase sulla RTN.

ze, eccetera) su cui si basano gli indicatori integrali. Questi permettono di effettuare valutazioni di trend evolutivi su lunghi intervalli; permettono inoltre di verificare l’adeguatezza del servizio fornito rispetto ad obiettivi prefissati, espressi proprio in termini integrali. Gli indici integrali più noti sono, oltre all’Energia non fornita (ENS), il System Average Interruption Frequency Index (SAIFI) e il System Average Interruption Duration Index (SAIDI). La terza colonna della Tabella 4.1 ne riporta un elenco. Energia non fornita L’Energia Non Fornita è tipicamente utilizzata dagli operatori e dall’AEEGSI per valutare la qualità del servizio su base annua (MWh/anno). 76

Valutare la resilienza – Il quanto

ENS di riferimento (ENSR) - esclusioni e limitazioni Disalimentazioni dovute all’intervento di sistemi di difesa a fronte di perturbazioni di frequenza con origine sulla rete interconnessa europea, nel caso in cui l’intervento di tali sistemi di difesa abbia interessato prioritariamente le risorse interrompibili istantaneamente e le risorse di emergenza. Disalimentazioni per applicazione del piano di emergenza PESSE o del piano RIGEDI (Riduzione Generazione Distribuita), a fronte di condizioni di inadeguatezza del parco di generazione o a fronte della riduzione della generazione distribuita connessa alle reti elettriche in media tensione, solo se è stato fornito preavviso di allerta all’utenza con le tempistiche previste dall’Allegato A20 e dall’Allegato A72 al Codice di rete. Disalimentazioni gestite in applicazione intenzionale, anche con dispositivi automatici, del servizio di interrompibilità o del servizio di riduzione dei prelievi per la sicurezza, per la sola quota parte di energia corrispondente alla potenza resa disponibile dagli utenti per tali servizi. Quota parte di energia non fornita di riferimento relativa a disalimentazioni il cui ripristino sia stato sospeso o posticipato per motivi di sicurezza per il solo tempo di sospensione o posticipazione. Disalimentazioni dovute a catastrofi naturali di ingenti proporzioni (ad esempio, terremoti o alluvioni). Disalimentazioni dovute a ordini impartiti da autorità pubbliche per ragioni di emergenza (ad esempio, apertura di linee per permettere operazioni di spegnimento di incendi). Disalimentazioni per attentati terroristici, attacchi intenzionali, sabotaggi e furti. Disalimentazioni di un sito utente AT con origine nel medesimo sito utente AT e disalimentazioni di un sito utente AT che sia topologicamente connesso in antenna ad altro sito utente AT origine della disalimentazione. Disalimentazioni programmate nell’ambito e nei tempi previsti dal paragrafo 3.7 del Codice di rete in materia di programmazione delle indisponibilità e comunicate agli utenti AT interessati nelle medesime tempistiche Disalimentazioni programmate per azioni funzionali a garantire la sicurezza del sistema elettrico e comunicate agli utenti AT interessati con preavviso di almeno tre giorni lavorativi. Disalimentazioni di clienti finali AAT o AT.

Da un punto di vista tecnico è possibile valutare sia l’ENS totale, sia quella a fronte di specifiche cause (come risorse insufficienti, forza maggiore, esterne, e altre). L’indicatore integrale ENS, suddiviso per cause, può fornire una valutazione globale della resilienza del sistema a fronte degli eventi accaduti in un dato periodo. Dal punto di vista regolatorio, i criteri attualmente utilizzati per la quantificazione dell’ENS e per la sua suddivisione per cause sono specificati nei documenti dell’Autorità. In particolare si può fare riferimento alle delibere [40][41] e all’allegata relazione tecnica (“Testo integrato della regolazione output-based dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica”). Nei box di approfondimento vengono presentate alcune informazioni, tratte dai documenResilienza del sistema elettrico

APPROFONDIMENTO REGOLATORIO Classificazione delle interruzioni Allo scopo di qualificare e migliorare la qualità del servizio, a partire dal 2002 l’AEEGSI quantifica le interruzioni subite dagli utenti, distinguendo tra interruzioni lunghe (con durata superiore ai 3 minuti) e interruzioni brevi (con durata compresa tra un secondo e 3 minuti), ma escludendo gli incidenti rilevanti e gli interventi del sistema di difesa (distacchi programmati e blackout). La figura seguente presenta l’evoluzione di questi indicatori al 2002 al 2015.

FIGURA 4.2

Numero medio annuale di interruzioni senza preavviso lunghe o brevi per cliente in bassa tensione negli anni 2002-2015. Fonte: Elaborazione AEEGSI su dichiarazioni degli operatori 10 9

9,49

9,25 8,23

8 7

6,73

8,31 7,06

6,48

5 3

Brevi

Totale

5,98

5,89 5,05

5,82

4 Lunghe

6,88

5,89

4,77 2,76

2,77

2,48

2,42

2,29

4,38

4,73

2,16

3,61 2,37

3,54 2,35

2,79 2,26

4,64

4,41

4,66 4,11

2,34 2,04

2,33

2,24

2,31

2,18

2,11 2,00

2,43 2,23

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Analogamente vengono valutate le interruzioni sulla rete di trasmissione, per le quali l’AEEGSI stabilisce dei meccanismi di esclusione nell’articolo 4 della Delibera n. 341/07: “l’indicatore Numero

di disalimentazioni per utente RTN è pari al numero medio di disalimentazioni, lunghe o brevi, subito dagli utenti direttamente connessi alla RTN (...) con l’esclusione delle disalimentazioni di cui al box precedente (comma 3.4) e di quelle con origine su impianti degli utenti della RTN”. Si stabilisce anche che l’indicatore, per ogni singola AOT (Area Operativa di Trasmissione), è ottenuto come media ponderata biennale, utilizzando come criterio di ponderazione il numero di utenti al 31 dicembre di ogni anno che risultavano direttamente connessi alla RTN 2008 con arrotondamento alla terza cifra decimale.

Valutare la resilienza – Il quanto

ti dell’Autorità, relative alla classificazione delle cause delle interruzioni sulle reti di distribuzione e di trasmissione. SAIFI Il System Average Interruption Frequency Index (SAIFI) è il numero medio di interruzioni che un utente può subire, calcolato come: SAIFI=

∑λN i i

in cui λi è la frequenza di disalimentazione nell’area i, Ni è il numero di utenti nell’area e NT è il numero totale di utenti serviti. Il SAIFI è usualmente misurato su base annua. Può essere visto come un indice integrale di resilienza relativo alla proprietà di assorbimento dei disturbi. SAIDI Il System Average Interruption Duration Index (SAIDI) è la durata media delle interruzioni per utente, calcolato come: SAIDI=

∑UN i

in cui Ui è la durata dei disservizi nell’area i, Ni è il numero di utenti nell’area e NT è il numero totale di utenti serviti. Il SAIDI è comunemente misurato in unità di tempo, minuti o ore su base annua. Può essere considerato come un indice di resilienza relativo all’unione delle proprietà di assorbimento dei disturbi e recupero dagli stessi. CAIDI Il Customer Average Interruption Duration Index (CAIDI) indica la durata media di una disalimentazione, ed è definito come: CAIDI=

SAIDI SAIFI

L’indice CAIDI può essere anche considerato come un tempo medio di ripristino del servizio. È misurato in unità di tempo su orizzonti temporali tipicamente di un anno. Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 4.2

Prospetto degli indicatori di impatto rispetto alle dimensioni fondamentali della resilienza nella prospettiva della rete. Indicatori tecnici

Indicatori relativi

Numero di linee e altri componenti fuori servizio per l’evento iniziale

all’assorbimento dei disturbi

Tipologia e numero di componenti di stazione danneggiati

Numero di stazioni danneggiate

Numero di stazioni di cui si è perso il monitoraggio e il controllo remoto

Indicatori relativi al recupero

Tempo di riparazione di ogni linea danneggiata

Tempo totale di riparazione dei componenti danneggiati

Tempo di allestimento di soluzioni provvisorie di emergenza

(linee, generatori di emergenza, eccetera)

Tempo di ripristino del monitoraggio e controllo remoto

4.2

INDICATORI DI IMPATTO NELLA PROSPETTIVA DELLA RETE Gli indicatori sopra definiti riflettono le prestazioni del sistema rispetto all’obiettivo fondamentale della continuità della fornitura e sono utili per il monitoraggio globale del livello di resilienza. D’altra parte, per individuare gli interventi a supporto della resilienza è importante utilizzare indicatori specifici per l’infrastruttura. La Tabella 4.2 riporta alcuni indicatori che possono essere utilizzati allo scopo, riferiti a singoli disservizi di rete; indicatori su periodi di osservazione si ottengono da elaborazioni statistiche dei primi.

4.3

VALUTAZIONI EX-ANTE DELLA RESILIENZA Gli indicatori finora presentati sono adatti a valutazioni ex-post, ossia a consuntivo, dei disservizi. In queste valutazioni le stime di grandezze come il carico perso e l’energia non fornita sono piuttosto attendibili: esse si ottengono dalle ricostruzioni del disservizio e del successivo ripristino, che a loro volta si basano su dati misurati o stimati dell’esercizio. Ci si può chiedere dunque: con le analisi ex-post è possibile identificare, nei vari aspetti che concorrono alla resilienza, corrispondenti alle diverse fasi di funzionamento del sistema elettrico (dalla contingenza iniziale fino al ripristino), i punti deboli su cui agire per incrementarla?

Valutare la resilienza – Il quanto

E, è possibile quantificare l’incremento di resilienza, dovuto a uno specifico intervento o a un insieme di interventi? In effetti, le analisi ex-post possono consentire di caratterizzare singoli disservizi o le prestazioni di resilienza del sistema su periodi rilevanti di esercizio; possono inoltre contribuire a individuare qualitativamente gli ambiti (progettazione dei componenti, pianificazione ed esercizio di rete, misure per il ripristino) su cui intervenire, per incrementare la resilienza. D’altra parte, per svolgere valutazioni quantitative finalizzate al controllo della resilienza occorre disporre di metodi ex-ante (Tabella 4.3). Si vedrà nel seguito come, adottando approcci innovativi, che estendono i metodi di simulazione comunemente utilizzati dagli operatori, sia possibile stimare la resilienza ex-ante. Per stimare ex-ante gli indicatori di resilienza sopra definiti occorrono modelli e strumenti in grado di svolgere simulazioni approfondite a partire dagli eventi iniziatori fino al blackout e al ripristino. Come si è visto nei capitoli precedenti, i disservizi sono il risultato di sequenze molto complesse di cause ed effetti, che coinvolgono fattori ambientali, tecnici e umani: se le valutazioni ex-post hanno per oggetto disservizi già avvenuti secondo una storia ben precisa, le valutazioni ex-ante devono tenere conto di una pluralità di possibili eventi e conseguenze (Tabella 4.4).

TABELLA 4.3

Esemplificazione degli obiettivi delle analisi di resilienza, in funzione della tipologia di analisi.

Tipologia di analisi Ex-post

Ex-ante

Obiettivi Valutazione

Caratterizzare specifici disservizi accaduti

Valutare la resilienza di scenari previsionali

(definite le minacce, la rete)

Caratterizzare le prestazioni aggregate

Valutare la sensibilità della resilienza rispetto

su periodi rilevanti (un anno)

a variazioni dei parametri, sul lungo periodo

Individuare i trend degli indici aggregati (più anni) (esempio, tempi di ritorno degli eventi estremi)

Controllo

Evidenziare requisiti di incremento

di qualche aspetto particolare della resilienza

(robustezza, ridondanza)

Evidenziare gli aspetti complessivamente

più rilevanti da migliorare per incrementare

a specifici interventi (robustezza, ridondanza)

la resilienza

rispetto a specifici scenari di minacce ed esercizio

Quantificare il miglioramento di resilienza dovuto

a specifici interventi (robustezza, ridondanza)

sul lungo periodo

Quantificare il miglioramento di resilienza dovuto

Resilienza del sistema elettrico

TABELLA 4.4 Fasi

Aspetti da considerare per gli indicatori ex-ante. Aspetti da simulare

Gli eventi iniziatori

I guasti dei componenti soggetti alle minacce

La risposta immediata del sistema alle contingenze

Il comportamento

Il processo di cascading innescato dalle contingenze, l’intervento dei piani

del sistema fino

di difesa automatici ed eventualmente degli operatori

al blackout

L’esito finale del disturbo (estensione e intensità dei disservizi)

La successiva

Il ripristino del servizio: l’implementazione delle strategie di ripristino da parte

fase di ripristino

dell’operatore, considerando le infrastrutture e le risorse disponibili, il comportamento

del sistema in fase di ripristino e le incertezze sulla risposta dei componenti coinvolti

Il ripristino dell’infrastruttura danneggiata

Eventi iniziatori Se si eccettua il caso banale delle contingenze singole N-1 e di poche contingenze multiple note per essere assai probabili (linee in doppia terna ossia due linee sulla stessa palificazione), le possibili contingenze iniziatrici multiple, come esito delle minacce sui componenti di rete, non sono normalmente analizzate. Si perde in tal modo il legame fra le minacce e i guasti, e con esso la possibilità di individuare guasti multipli dipendenti [42] e valutarne la probabilità, variabile nello spazio e nel tempo a causa della variabilità delle minacce. Comportamento del sistema fino al blackout Una volta definite le contingenze da analizzare, se ne valuta l’effetto tramite appropriati indicatori di sicurezza e simulatori statici o dinamici. I simulatori statici permettono di evidenziare le violazioni di tensioni e correnti subito dopo la contingenza, nonché alcuni fenomeni di instabilità di breve termine, ma altri fenomeni di instabilità e l’intervento di protezioni non sono rappresentati. I simulatori dinamici permettono di verificare approfonditamente la stabilità; tuttavia è difficile predire l’evoluzione di uno scenario di blackout, specialmente nelle fasi di degrado estremo del sistema, a causa delle incertezze sui modelli di rete in condizioni molto perturbate e, ancor più, sul comportamento dell’operatore di sala controllo che può intervenire con manovre di emergenza. La valutazione della resilienza a fronte di eventi estremi richiede la disponibilità di strumenti atti a simulare le possibili sequenze di scatti garantendo un buon compromesso tra velocità e accuratezza dei risultati. Ridurre la complessità dell’analisi richiede inoltre di utilizzare metodi semplificati per analizzare in forma probabilistica 82

Valutare la resilienza – Il quanto

Indicatori di sicurezza Gli indici di sicurezza convenzionali rappresentano un fondamentale supporto per garantire il soddisfacimento dei criteri convenzionali di sicurezza, in particolare il criterio N-1. Essi sono calcolati per ciascuna contingenza, applicata a una data situazione di funzionamento del sistema elettrico. È possibile inoltre presentare risultati aggregati per una lista di contingenze. Non sono altrettanto efficaci per fornire soluzioni rispetto a eventi eccezionali. Come già ricordato, infatti, difficilmente la rete potrà essere resa sicura rispetto alla perdita simultanea, o in un breve intervallo di tempo, di più componenti elettricamente vicini. Di seguito alcuni esempi.

Tipologia degli

Componente/sistema

Indicatore

Statici

Componenti longitudinali

Entità del superamento del valore limite di corrente

(linee, trasformatori)

Nodi

Entità del superamento del valore limite

(massimo o minimo) di tensione

Generatori

Entità di violazione dei limiti di capability

Stabilità

Margini di caricabilità rispetto

alla stabilità di tensione

Sfasamento fra le tensioni agli estremi

di un collegamento, dopo la sua apertura

(in vista della richiusura)

Dinamici

Stabilità transitoria

Critical Clearing Time (tempo limite di rimozione

del guasto per garantire la stabilità)

Stabilità alle piccole oscillazioni Smorzamento dei modi oscillatori

Stabilità di frequenza

Escursione massima di frequenza in transitorio

e a regime

Stabilità di tensione

Margini di caricabilità rispetto alla stabilità

di tensione (effetto delle dinamica dei trasformatori

variatori sotto carico e dei carichi termostatici)

indicatori di sicurezza

i possibili processi a cascata innescati da contingenze [43]. Il tema è oggetto di gruppi di lavoro internazionali a cui partecipa RSE [42][44]. Gli strumenti che li implementano sono utilizzati per valutazioni a supporto della programmazione dell’esercizio o della pianificazione di rete. Tuttavia questi strumenti sono ancora assai poco diffusi, sia per le limitazioni modellistiche sia per la quantità di dati che occorre fornire e per la complessità di funzionamento. Resilienza del sistema elettrico

Fase di ripristino Anche il ripristino è difficile da modellizzare e simulare ex-ante. Per quantificare i tempi di ripristino del servizio sono disponibili alcuni modelli molto semplificati, spesso derivati da correlazioni statistiche e quindi a valenza del tutto orientativa. In varie iniziative internazionali sono stati sviluppati strumenti molto sofisticati di supporto alla gestione del ripristino del sistema elettrico. Utilizzando questi strumenti si potrebbero ricavare stime più accurate, relative agli scenari di disservizio considerati. Questi strumenti, tuttavia, sono assai poco diffusi e spesso sono disponibili solo a livello prototipale. L’EPRI (Electric Power Research Institute) ha sviluppato uno strumento a supporto del ripristino [45][46], i cui concetti fondamentali sono stati ulteriormente estesi nel progetto AFTER [12][47]. Per quanto riguarda il ripristino dell’infrastruttura, sono disponibili modelli concettuali qualitativi che comunque possono dare qualche indicazione utile.

4.4

DALLA SICUREZZA AL RISCHIO Il criterio di sicurezza N-1, essendo deterministico, è semplice da esprimere e relativamente facile da valutare, ma presenta dei limiti: rispettare il criterio N-1 può richiedere azioni di controllo non indispensabili, quando i rischi di disalimentazione sono bassi; mentre possono presentarsi situazioni con rischio non trascurabile, associate a contingenze N-k non considerate dal precedente criterio. Invece i metodi probabilistici possono tenere conto di varie incertezze dovute alle contingenze, alle previsioni dello stato operativo, a comportamenti imprevisti e malfunzionamenti nella risposta del sistema. Tramite il concetto di rischio si pesa la probabilità di accadimento e la severità delle contingenze. Gli approcci basati sul concetto di rischio sono sicuramente i più adeguati per trattare eventi rari ad alto impatto (High Impact Low Probability Events–HILP). La severità può essere espressa in funzione degli indici di sicurezza sopra elencati, calcolati negli istanti di risposta iniziale alla contingenza; oppure in termini di grandezze che quantificano il disservizio al termine del processo di degrado innescato dalla contingenza (come il carico perso). Diversi metodi probabilistici sono stati proposti negli ultimi anni nel contesto della pianificazione e dell’esercizio dei sistemi elettrici [44][48][49][50][51][52].

Valutare la resilienza – Il quanto

La valutazione del rischio secondo i gestori di rete europei Il concetto di rischio è stato introdotto solo di recente in alcuni standard operativi per trattare gli eventi estremi (NERC Std. TPL-001-4 [53]). In Europa, l’ENTSO-E [54] pur confermando la necessità di soddisfare il criterio N-1, suggerisce un approccio basato sul rischio per quantificare l’opportunità di rendere il sistema sicuro contro specifici disturbi N-k, con k>1. Le valutazioni di sicurezza basate sul rischio consentono di costruire curve iso-rischio nello spazio dei parametri di funzionamento del sistema elettrico, distinguendo tra zone ad alto rischio e a basso rischio indipendentemente dalle valutazioni degli approcci deterministici (Figura 4.3).

FIGURA 4.3

Diagramma di rischio definito dai gestori di rete europei (ENTSO-E).

Zone 1 Zone of out-of-norm events Expected loss: €, MW, MWh

Zone 2 Unacceptable CONSEQUENCES zone (e.g. cascading effects on neighbouring countries)

Zone 3 Unacceptable RISKS zone (e.g. domestic propagation)

Unacceptable consequences limit

Isorisk curve (corresponding to the maximum accepted risk)

Zone 4 Acceptable risks zone

Probability EHV busbar / N-2 outage Low probability

Auto-trasformer outage Line outage

Generation set outage

Dimensioning events

Non-dimensioning events (outage of a nuclear site or of a 400 kV substation)

Per considerare gli aspetti di resilienza è quindi importante valutare i rischi con metodi probabilistici. Naturalmente, per valutare le probabilità degli eventi occorre allargare il campo di investigazione rispetto alle analisi convenzionali di sicurezza, includendo come si è visto nel capitolo precedente i modelli delle minacce e i modelli delle vulnerabilità del componenti e del sistema elettrico. Questi elementi sono essenziali in un framework per la quantificazione e il miglioramento della resilienza. Resilienza del sistema elettrico

4.5

UNA METODOLOGIA PER LA VALUTAZIONE EX-ANTE DELLA RESILIENZA Per quanto finora evidenziato, condizioni necessarie per la valutazione della resilienza sono: ■■

■■

un allargamento dei confini del sistema studiato fino ad includere – oltre al sistema elettrico di potenza – anche l’infrastruttura ICT e l’ambiente (umano e naturale in generale) che interagisce con il sistema di potenza e con i sistemi ICT; una modellazione delle diverse minacce e del modo in cui queste sfruttano le vulnerabilità del sistema; l’introduzione di approcci probabilistici di rischio per identificare i fenomeni e gli eventi più rilevanti ai fini della continuità del servizio; la definizione di metodi di riferimento per la valutazione dei processi di ripristino.

Tutte queste esigenze sono state recepite in un metodo innovativo per la valutazione del rischio e della resilienza, sviluppato nell’ambito del progetto europeo AFTER4 (A Framework for electrical power sysTems vulnerability identification, dEfense and Restoration) [12] coordinato da RSE. L’approccio di AFTER è focalizzato sulle valutazioni di resilienza a livello di esercizio, cioè sulle singole situazioni operative, e su come incrementare la resilienza del sistema. Il caposaldo dell’approccio AFTER è la modellazione del legame quantitativo tra le cause dei disturbi (le minacce), le contingenze e gli impatti risultanti sul sistema elettrico, attraverso un’estensione della classica definizione di rischio. L’approccio risultante è del tutto generale ed applicabile sia alle reti di trasmissione sia a quelle di distribuzione. A partire da questi elementi di base, la metodologia consente di valutare diversi indicatori: la probabilità dei guasti e delle contingenze (singole o multiple), gli impatti sul sistema, il rischio di perdita di carico, i tempi di ripristino. Questi elementi possono essere combinati in vario modo per valutare indicatori di resilienza riferiti al servizio e alla rete (vedi le sezioni precedenti) e ulteriori indici, associati alle diverse fasi in cui un disturbo si manifesta ed evolve in un disservizio.

4 Al progetto AFTER hanno contribuito diversi partner specialisti nei vari

settori [ENEA (IT), SINTEF (NO), UNIGE (IT), University College of Dublin– UCD (IRL), City University of London (UK), ALSTOM Grid (FR), SIEMENS (DK), JRC (BE)] oltre ad alcuni TSO [ELIA (BE), TERNA (IT), CEPS (CZ)] che hanno indicato esigenze e priorità. www.after-project.eu 86

Valutare la resilienza – Il quanto

Le incertezze nelle valutazioni di resilienza Considerare gli eventi estremi e il loro effetto sul sistema elettrico, per identificare i criteri e le modalità più opportune per gestirli non può prescindere da una loro quantificazione probabilistica. Le incertezze devono essere considerate in vari momenti: ■■

nella valutazione dello stato iniziale di rete (in contesti di programmazione dell’esercizio, a causa degli errori previsionali sui carichi e sulla produzione da fonti non programmabili);

■■

nella identificazione e valutazione delle minacce;

■■

nel legame fra le minacce e la vulnerabilità dei componenti che causa i guasti e i disservizi (failure);

■■

nella identificazione delle contingenze più probabili;

■■

nella risposta iniziale del sistema a seguito delle contingenze (per possibili malfunzionamenti dei sistemi di protezione);

■■

nel comportamento delle protezioni durante il cascading;

■■

nelle azioni di controllo da parte degli operatori (influenzate da impredicibilità, specialmente sotto condizioni stressate, e/o da fattori tecnici).

Inoltre è possibile considerare le variazioni di grandezze nella finestra temporale in cui si sviluppa la risposta del sistema al disturbo (ad esempio, rampe di carico e/o generazione, il cambiamento delle condizioni meteorologiche). Nel seguito sono presentati alcuni approfondimenti sulla metodologia probabilistica per la valutazione della resilienza. Il livello della trattazione di questa sezione è un po’ più complesso e formale rispetto al resto della monografia. Si è comunque voluto inserire questi dettagli sia per completezza, sia per dare al lettore una visione più approfondita sulle basi modellistiche del metodo.

4 5 1

Minacce, vulnerabilità e guasti La metodologia di valutazione del rischio e della resilienza di AFTER si basa sul modello concettuale bow-tie, già presentato nel Capitolo 2 (Figura 2.2), che descrive le relazioni tra cause e le conseguenze di eventi indesiderati. In aggiunta alla situazione (stato) iniziale del sistema elettrico (che riguarda: la configurazione – elementi in servizio e topologia della rete – e il punto di lavoro elettrico, le incertezze previsionali delle rinnovabili e del carico da cui dipenderà la severità dell’evento; lo stato fisico di componenti ed apparati, da cui dipende la capacità di superare l’evento senza guastarsi) il metodo considera otto elementi. Resilienza del sistema elettrico

Minacce che disturbano il sistema e rappresentano le cause profonde e primarie dei disservizi. Vulnerabilità dei componenti rispetto alle minacce che ne compromettono la robustezza (ne rappresentano cioè le debolezze) a fronte delle minacce e che sono causa dei guasti o dei malfunzionamenti. Eventi iniziatori (ad esempio, i cortocircuiti di linea) derivanti dall’azione delle minacce sui componenti. Risposta iniziale del sistema all’evento iniziatore che comprende la sequenza di eventi immediati (intervento delle protezioni primarie e/o di backup) fino alla rimozione del guasto. Le eventuali contingenze (multiple) che innescano transitori potenzialmente instabili. Il conseguente processo di degrado, il cui esito dipende dalle risposte dei sistemi di protezione, difesa, controllo, regolazione, dallo stato di funzionamento (normale/malfunzionamento/guasto) dei componenti, nonché dagli interventi degli operatori, che modificano le condizioni al contorno durante l’evoluzione del transitorio5. Gli impatti del processo di degrado fino all’esito finale, che consiste negli eventuali scatti successivi, operati per intervento dei sistemi di protezione e difesa, fino alla perdita di carico e all’eventuale blackout avvenuto. Il processo di ripristino del servizio e, se necessario, dell’infrastruttura. Si osservi che una stessa minaccia può stimolare più di una vulnerabilità in un dispositivo: per esempio, il ghiaccio da un lato riduce la resistenza superficiale degli isolatori di linea, dall’altro grava sul conduttore della linea aumentando la sollecitazione meccanica sulla sezione del conduttore. Inoltre, la metodologia AFTER considera anche il caso generale di componenti sottoposti a minacce multiple, considerando le possibili dipendenze tra minacce nella valutazione delle probabilità di guasto. Esempi rilevanti di minacce e relative variabili di stress – sia naturali sia antropiche – sono riportati nella Tabella 4.5. Si ricorda che le minacce agiscono sia sul sistema elettrico di poten-

5 Un altro fattore che influisce sull’evoluzione di un disservizio è il grado

di osservabilità e di consapevolezza da parte degli operatori della sala controllo dello stato effettivo del sistema elettrico, che è funzione dell’adeguatezza e affidabilità dei sistemi di supervisione, soprattutto durante condizioni di emergenza. La risposta del sistema è soggetta ad incertezze legate alla taratura delle soglie delle protezioni e a possibili malfunzionamenti dei sistemi ICT di protezione e difesa ed è anche funzione dei fattori influenti esterni e dei ritardi degli operatori. 88

Valutare la resilienza – Il quanto

TABELLA 4.5

Minacce e relative variabili di stress.

Minaccia

Variabile di stress

Unità di misura

Tempeste di ghiaccio e neve

Carico su conduttore

N/mm2

Conduttività sugli isolatori

µS/cm2

Inquinamento

Concentrazione inquinanti su isolatori

mg/cm2

Fulmini

Densità dei fulmini a terra

# fulmini/(km2*h)

Terremoti

Accelerazione di picco al suolo

m/s2

Frane

Dislocazione di Newmark

Alluvioni

Livello dell’acqua

Incendi

Temperatura dell’isolamento

°C

Contatto con alberi

Altezza dell’albero

Invecchiamento termico

Temperatura dell’aria

°C

Attacchi fisici intenzionali

Probabilità dello scenario di attacco

# attacchi/settimana

za sia sui sistemi ICT di monitoraggio, controllo, protezione e difesa del sistema elettrico. Infatti i guasti o malfunzionamenti ICT (ad esempio malfunzionamenti latenti delle protezioni, perdita delle comunicazioni e quindi della funzionalità di supervisione operatore) possono influenzare la risposta del sistema in presenza di un guasto al sistema di potenza, rendendone più severe le conseguenze. La combinazione della distribuzione di probabilità delle variabili di stress con le curve di vulnerabilità dei componenti (caratterizzabili con il grado di dettaglio desiderato)6 permette di calcolare le probabilità di guasto dei singoli componenti e, quindi, la probabilità di occorrenza di contingenze di rete (anche multiple dipendenti e di modo comune).

4 5 2

Contingenze critiche e loro selezione Un aspetto cruciale in una metodologia per la valutazione della resilienza consiste nell’identificare le contingenze a cui è associato un rischio più elevato. Conoscere le contingenze più critiche è infatti essenziale per valutare e migliorare la resilienza del sistema. C’è però un problema, la cosiddetta esplosione combinatoria. Le contingenze N-1 sono tante quanti sono i componenti del sistema: per quanto numerose (per un sistema di trasmissione come quello italiano, nell’ordi6 In questo contesto, la vulnerabilità di un componente si può definire

in termini probabilistici come la probabilità condizionata che si guasti, dato il verificarsi di una specifica minaccia. Resilienza del sistema elettrico

ne delle migliaia), sono trattabili dagli strumenti convenzionali di analisi e normalmente già considerate nelle normali analisi di sicurezza. Il problema sorge quando si affrontano le contingenze multiple N-k: il numero di possibili combinazioni di guasti simultanei di k componenti è enorme (e pari alle combinazioni di N oggetti presi k alla volta) e non è possibile considerarle tutte. Per superare questo problema, occorre sviluppare metodi approssimati per individuare le contingenze potenzialmente rischiose prima ancora di effettuare l’analisi di rischio dettagliata, basandosi su stime ex-ante. In questo modo diventa possibile identificare il sottoinsieme di contingenze multiple a cui applicare un’analisi accurata del rischio. Nell’approccio AFTER, la selezione delle contingenze più rischiose (in particolare quelle multiple sia dipendenti di modo comune7 sia dovute a una minaccia estesa geograficamente) si articola in due fasi: 1) la selezione dei componenti critici, sulla base delle minacce e della loro vulnerabilità che consentono di stimare la probabilità di guasto dei componenti e di selezionare quelli più critici tenendo conto della frazione della probabilità di guasto totale spiegata; 2) l’identificazione delle contingenze rischiose, selezionate valutando – in modo approssimato ma veloce – la riduzione della robustezza del sistema a seguito delle contingenze. In questo modo è possibile tenere sotto controllo l’esplosione combinatoria anche nell’ambito dell’esercizio o della programmazione dell’esercizio.

4 5 3

Indicatori di impatto Una volta selezionate le contingenze da analizzare in dettaglio, se ne deve valutare l’impatto. L’approccio AFTER consente di stimare la per-

7 Una definizione precisa di contingenze di modo comune è data nella norma

IEC 61508-4–Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 4: Definitions and abbreviations: “Common Cause Failure – failure, that is the result of one or more events, causing coincident failures of two or more separate channels in a multiple channel system, leading to system failure”. Nel caso del sistema elettrico: “Una contingenza multipla di modo comune è il risultato di un evento che, a causa di dipendenze di varia natura, provoca più contingenze contemporanee”. 90

Valutare la resilienza – Il quanto

dita di carico tramite un simulatore quasi-statico che valuta – almeno nelle sue prime fasi – anche i processi di scatto in cascata che possono essere originati da contingenze singole e multiple applicate al sistema. Come già ricordato, le incertezze associate alla simulazione del cascading sono elevate; tuttavia l’approccio adottato, di tipo probabilistico, ha il vantaggio di includere le incertezze dei parametri, che non si “vedrebbero” con una simulazione deterministica del cascading. Con questo metodo è inoltre possibile effettuare valutazioni di sensitività rispetto ai parametri rilevanti. Il valore di carico perso (Loss of Load–LoL) è ottenuto combinando i valori di carico perso al termine di ciascun percorso, pesati con la probabilità dei diversi percorsi. Nei percorsi sono stimati anche la risposta dei piani di difesa automatici e le azioni dell’operatore. Il metodo adottato per la valutazione del cascading è stato confrontato con altri simili, proposti nella letteratura internazionale, e rispetto alla simulazione dinamica [43]. Altri indicatori di impatto, come gli indici di sicurezza nella situazione iniziale post-contingenza, possono essere calcolati in modo deterministico per una contingenza data (vedi paragrafo 4.3).

4 5 4

Indicatori di rischio Come discusso in precedenza (vedi paragrafi 4.4 e 4.5) per valutare la resilienza si deve estendere il concetto di rischio per considerare le minacce, le vulnerabilità, le contingenze e gli impatti. In questo modo si approfondiscono le analisi di sicurezza (Security Assessment–SA), spostando l’attenzione sulle cause all’origine dei disservizi8. Per una contingenza, gli indicatori di rischio sono definiti come i valori attesi dell’impatto della contingenza stessa, in termini di carico perso al termine dell’eventuale processo di cascading e di indici di sicurezza tecnica nella situazione immediatamente successiva all’accadimento della contingenza. In formule, l’indice di rischio Rctg associato a una contingenza ctg è calcolato come: Rctg= prob(ctg)ximp(ctg)

8 Si tratta di un passo in avanti rispetto alle tecniche classiche di PRA

(Probabilistic Risk Assessment) in cui la probabilità della contingenza è di solito derivata da analisi statistiche di dati storici e non corrisponde alle condizioni ambientali attuali dove opera il sistema elettrico. Resilienza del sistema elettrico

e l’indice di rischio complessivo per il sistema è dato dalla somma degli indici relativi alle contingenze selezionate: Rtot=

∑R

cgt

Il rischio associato a una contingenza varia nel tempo, a causa della variabilità di entrambe le sue componenti: la probabilità dipende dalle minacce in atto e in particolare dalle condizioni ambientali; l’impatto dipende dallo stato iniziale del sistema elettrico. Questi indici di rischio possono contribuire a identificare gli interventi sui componenti e le scelte di pianificazione ed esercizio della rete per aumentare la resilienza del sistema (vedi Tabella 4.6).

4 5 6

Indicatori di ripristino La valutazione di indicatori di ripristino è molto complessa: occorre tenere conto sia della rialimentazione delle utenze, che può avvenire in condizioni di parziale indisponibilità dell’infrastrutture di rete (ripartenza), sia della riparazione delle infrastrutture collassate (recupero). I tempi di ripristino sono influenzati da svariati fattori, tra cui il tipo di generazione disponibile, la disponibilità di interconnessioni per la riaccensione, il livello di automazione della rete, la preparazione del personale, eccetera. Una stima dei tempi di riparazione delle infrastrutture collassate è proposto in [55]. In questo lavoro, il tempo per il recupero delle infra-

TABELLA 4.6

Analisi di rischio.

Tipo di analisi

Scopo dell’analisi

Analisi di una specifica situazione

Valutare le contingenze cui è associato il rischio più elevato

di funzionamento del sistema

Valutare il rischio complessivo, associato all’insieme di contingenze rilevanti

Valutare i componenti che più frequentemente sono interessati

da violazione dei limiti operativi

Effettuare analisi di sensibilità del rischio rispetto a variazioni del punto

di funzionamento o di altri parametri (per esempio ambientali)

Analisi su un insieme di situazioni

Osservare come varia nel tempo il rischio del sistema sotto minacce

rappresentative dell’esercizio del sistema e stato del sistema in continua evoluzione e delle condizioni esterne

Svolgere analisi statistiche sui risultati delle valutazioni

sulle situazioni specifiche

Valutare la resilienza – Il quanto

FIGURA 4.4

Schema delle componenti del tempo di riparazione di una linea collassata.

Localizzazione del guasto t1 Identificazione del tipo di guasto t2 Localizzazione e trasporto delle parti di ricambio t3

Chiamata e trasporto della squadra t4

Riparazione del tratto di linea t5

strutture danneggiate può essere decisamente superiore al tempo necessario a rialimentare la percentuale di riferimento (ad esempio, 95 per cento) delle utenze staccate. Quindi la stima del tempo necessario per ripristinare l’infrastruttura fisica fornisce una stima conservativa del tempo di rialimentazione. Il seguente modello di ripristino dell’infrastruttura fisica si applica alle linee di trasmissione; con opportuni adattamenti può estendersi ad altri componenti localizzati nelle sottostazioni. Ad ogni segmento di linea si associano cinque intervalli di tempo, come nella Figura 4.4. Il tempo totale di ripristino di un dato segmento è dato da: Tres = t1+ t2+ max(t3, t4) + t5. Ad ogni tempo si associa una distribuzione di probabilità di tipo Weibull (tipica per i tempi di riparazione dei componenti). Se Tres(i) è il tempo di ripristino di ciascuna infrastruttura collassata i, il tempo totale di ripristino delle infrastrutture fisiche TRES è limitato da due valori: Valore minimo TRES, MIN=max(Tres(i)) i

Valore massimo TRES, MAX=∑(Tres(i)) i

Il valore minimo assume che le riparazioni partano contemporaneamente (piena disponibilità di squadre di manutenzione e di vie di comunicazione). Il valore massimo assume invece che le riparazioni siano svolte sequenzialmente (un’unica squadra disponibile). Un valore ragionevole per TRES si può ottenere interpolando linearmente i due valori estremi in base al numero Nlinee di linee collassate e al numero Nsq di squadre di manutenzione impiegate. Resilienza del sistema elettrico

TRES=TRES,MAX+

TRES,MIN–TRES,MAX Nlinee–1

x(Nsq–1)

Per quanto riguarda il ripristino del servizio, come è stato detto è difficile valutarne i tempi. Una stima approssimata può essere ottenuta tramite analisi basate su correlazioni statistiche.

4.6

INDICATORI DI RESILIENZA La Tabella 4.7 riporta gli indicatori utili sia per la valutazione sia per il controllo della resilienza, che si possono calcolare applicando la metodologia proposta.

4 6 1

Indicatori di resilienza riferiti al servizio Si possono considerare come indici di resilienza, relativamente alla proprietà di assorbimento dei disturbi, gli indici di rischio sopra definiti, in particolare il valore atteso del carico perso (Loss of Load–LoL). Con questa definizione, ad una resilienza infinita corrisponde un valore nullo dell’indice. Per avere un indice crescente con la resilienza, si può introdurre un nuovo indice, Resilience Level (RSL), definito come l’inverso del rischio: RSL=1 (probctg xLoL) Poiché i valori di RSL possono differire grandemente, può essere conveniente esprimerli in decibel (dB) in modo da renderne più agevole il confronto: RSL=10xlog10

(1 (prob

ctg

)

xLoL) =–10xlog10 (probctg xLoL)

Per quanto riguarda la stima dell’energia non fornita, si può applicare un metodo convenzionale supponendo un tasso di rialimentazione costante del carico. In particolare, data una percentuale p (ad esempio, 5 per cento) di carico ancora non alimentato dopo il tempo massimo di ripristino TRESTORE, la curva di decrescita della potenza disalimentata è pari a: P(t)=LoL xe-r·t dove r=– 94

1n p TRESTORE

Valutare la resilienza – Il quanto

Di conseguenza l’energia non fornita durante il processo di rialimentazione è stimata tramite l’espressione: ENS=

p–1 1n p

x TRESTORE x LoL

Il costo atteso si può stimare dall’energia non fornita, secondo quanto specificato nel paragrafo 2.3.4. Si possono infine adottare indici di resilienza che mettono in diretta relazione le minacce con l’esito finale del disturbo, come suggerito sopra (paragrafo 4.5.4). Indicatori del tipo: R_pu_LOL = Valore atteso della potenza di carico disalimentata / Valore atteso della minaccia oppure R_pu_ENS = Valore atteso dell’energia non fornita / Valore atteso della minaccia

TABELLA 4.7

Indicatori di resilienza calcolabili con la metodologia ex-ante.

Classe dell’indicatore Sottoclasse

Indicatore

Indicatori riferiti

Indici relativi alla proprietà

Valore atteso della potenza di carico disalimentata

al servizio

di assorbimento dei disturbi

Inverso del valore atteso della potenza

di carico disalimentata

Indici relativi alla proprietà

Tempo necessario a rialimentare una data percentuale

di recupero dai disturbi

del carico perso

Indici sintetici delle proprietà

Energia non fornita attesa (MWh)

di assorbimento e recupero

Valore atteso dell’energia non fornita (euro)

Indicatori riferiti

Indici relativi alla proprietà

Valore di intensità della minaccia, tale che la probabilità

alla rete

di assorbimento dei disturbi

di guasto del componente sia pari ad un valore dato

Probabilità di guasto del componente, soggetto

ad un valore di riferimento di intensità della minaccia

Probabilità di una data contingenza multipla

Numero atteso di linee fuori servizio al termine

dei processi di cascading

Numero atteso di stazioni coinvolte dal blackout

Indici di rischio di corrente e tensione

Indici relativi alla proprietà

Tempo atteso di riparazione delle linee danneggiate

di recupero dai disturbi

Tempo atteso per rialimentare una percentuale fissata

del carico perso

Resilienza del sistema elettrico

Valutare la resilienza – Il quanto

validi nel caso in cui le contingenze siano causate da una singola minaccia, rappresentano indicatori di resilienza normalizzati rispetto all’entità della minaccia. Valutare la loro evoluzione al variare dell’intensità della minaccia equivale a verificare quanto sia rispettata quella proprietà dei sistemi resilienti, per la quale l’impatto dovrebbe crescere proporzionalmente ai disturbi. Il valore di intensità della minaccia, in corrispondenza del quale un indicatore “si impenna”, è quello critico: se tale valore è ritenuto poco plausibile, il sistema è sufficientemente resiliente; altrimenti occorre definire misure – a livello di progettazione dei componenti, pianificazione ed esercizio di rete – tali da aumentare la resilienza. Gli indicatori permetteranno inoltre, attraverso analisi di sensibilità rispetto ai parametri rilevanti, di valutare quali misure sono più efficaci e qual è l’entità degli interventi da realizzare. Le valutazioni di sensibilità rispetto ai parametri sono molto importanti, considerate le incertezze associate alle analisi di resilienza.

4 6 2

Indicatori di resilienza riferiti alla rete La vulnerabilità di un componente rispetto alle minacce è un indicatore di resilienza strutturale del componente. In particolare, si possono definire come indici di resilienza: ■■

■■

il livello di intensità della minaccia, tale che la probabilità di guasto del componente sia pari ad un valore dato: questo appare come un “buon” indice, crescente al crescere della resilienza, misurato con la stessa unità di misura della minaccia; la probabilità di guasto del componente, soggetto ad un valore di riferimento di intensità della minaccia: questo indice va da zero a uno e decresce al crescere della resilienza. Il valore di riferimento può essere quello previsto o quello attuale, o derivato da analisi di serie storiche: per esempio, il valor medio, massimo o di un definito percentile.

Collegata ai precedenti, possiamo inserire fra gli indici di resilienza anche la probabilità di una contingenza multipla: la metodologia sopra descritta, infatti, permette di tenere conto di guasti di modo comune e indotti da minacce geograficamente distribuite. Gli altri indicatori sono l’evoluzione probabilistica degli indicatori deterministici già introdotti. 96

Garantire la resilienza – Il come Tutti concordano sull’importanza di ridurre i rischi e mitigare gli effetti più devastanti di un’interruzione del servizio. Ma come fare? Il concetto di resilienza può contribuire all’evoluzione in tal senso delle procedure e dei criteri adottati nella progettazione e nella manutenzione dei componenti; nella pianificazione della rete; nella programmazione dell’esercizio; nell’esercizio in condizioni normali e di emergenza; nel ripristino del sistema elettrico. In questo capitolo si traccia un quadro dei possibili approcci per incrementare la resilienza dell’infrastruttura a fronte di eventi estremi che comportano guasti multipli e che richiedono la riparazione o la sostituzione di componenti; oppure la resilienza dell’esercizio, che riguarda la gestione dei disservizi, cioè delle disalimentazioni fino al blackout. Corrispondentemente si possono introdurre approcci passivi e approcci attivi. Approcci passivi. Sono volti a migliorare la capacità dell’infrastruttura di non subire guasti a fronte delle minacce, prevenendo e minimizzando l’impatto di queste attraverso: ■■ ■■ ■■

l’introduzione di ridondanze; l’irrobustimento dei componenti; l’utilizzo di barriere di protezione.

La prima soluzione riduce la vulnerabilità dell’infrastruttura di rete, introducendo delle ridondanze, ad esempio incrementando il numero di collegamenti al fine di rafforzare la magliatura della rete1. Le altre due soluzioni riducono la vulnerabilità dei componenti, impedendo alle minacce di danneggiare l’infrastruttura di rete: alcuni esempi sono l’irrobustimento delle linee, l’introduzione di dispositivi anti-rotazionali per impedire la formazione di manicotti di ghiaccio sulle linee aeree, la trasformazione delle linee di distribuzione aeree in linee in cavo o l’allargamento e la manutenzione delle zone di rispetto delle linee. Approcci attivi. Sono volti a minimizzare i disservizi, migliorando la capacità di assorbimento del sistema, e la rapidità di recupero. Negli approcci attivi giocano un ruolo importante le soluzioni smart per:

1 L’aumento della magliatura delle reti consente di disporre di vie di flusso

alternative per la potenza elettrica, aumentando la capacità di trasporto della rete ed estendendo la controalimentabilità sullo stesso livello di tensione o tra livelli di tensione diversi. Resilienza del sistema elettrico

FIGURA 5.1

Evoluzione di un evento estremo in un sistema resiliente (in ascissa il tempo, in ordinata il livello di servizio). Fonte: ripreso con adattamenti da [56]

R Resilienza infrastruttura

Resilienza esercizio Robustezza Disponibilità di risorse/ridondanza Risposta Infrastruttura

Stato resiliente

Rpr

degrado

Rpe

■■

ripristino

Stato post-ripristino

Stato degrado post-ripristino

■■

Robustezza

tpe

tpr

tir

tpir

la valutazione, la previsione e la mitigazione delle minacce; la programmazione di azioni di controllo che riducono la vulnerabilità dei componenti e del sistema; la difesa, finalizzata a contenere il processo di degrado (e quindi i disservizi)2; il ripristino, che deve essere adattato alla situazione specifica di disservizio e del successivo processo di ripresa3.

Si può sintetizzare, affermando che gli approcci passivi corrispondono a interventi di progettazione e pianificazione dei componenti e della rete; quelli attivi alla progettazione di sistemi di protezione e difesa smart e alle azioni prese in fase di programmazione dell’esercizio ed esercizio in tempo reale, il più possibile “calibrate” sulla effettiva situazione in termini di minacce e condizione del sistema. In questo contesto assumono un ruolo fondamentale i metodi descritti in precedenza, basati sul concetto di rischio: questi consentono

2 Ad esempio, per far fronte a un evento severo in rete un sistema resiliente

può separarsi in sotto-reti, al fine di evitare l’estensione del disservizio alle aree non colpite dall’evento. 3 Un ripristino smart contempla anche la possibilità di riattivare reti di distribuzione, basandosi su risorse locali di riaccensione, basate su generazione distribuita. 98

Garantire la resilienza – Il come

Eventi naturali, danni e gestione delle emergenze Non è raro che le controversie tra cittadini e utility, dovute a danni per interruzioni elettriche, si focalizzino sulla prova dell’eccezionalità dell’evento, che, in questo caso, farebbe cadere qualsiasi responsabilità di parte. Oltre alla vaghezza del termine “evento eccezionale”, difficilmente traducibile in definizioni precise per tutti gli eventi citati sopra, troppo spesso fenomeni che appartengono alla normale meteorologia del nostro Paese vengono erroneamente giudicati in questo modo. Il modo più proattivo da parte delle utility assieme ai servizi pubblici competenti per migliorare la difesa dagli eventi naturali si può esplicare con due tipologie di intervento: ■■

la progettazione e costruzione di linee elettriche che resistano il più possibile alle forze naturali;

■■

la gestione ottimale dell’emergenza prima, durante e dopo l’evento. Una gestione ottimale delle reti di trasmissione e distribuzione, in caso

di emergenza meteorologica, può essere fatta tenendo in allerta squadre per il ripristino veloce delle linee interrotte e predisponendo, ove possibile, ridondanze nei collegamenti. A tal fine sarebbe opportuno che gli operatori a livello locale e nazionale fossero costantemente aggiornati sugli eventi rischiosi previsti e in corso. Questo accade ad esempio nel Centro Nazionale di Controllo di TERNA, che è costantemente collegato a sistemi per il monitoraggio e la previsione meteorologica, permettendo al personale in turno di essere avvisato dell’approssimarsi di particolari condizioni meteo avverse. Non tutte le utility però godono di queste possibilità. Una complicazione sorge dal fatto che la rilevazione e l’elaborazione dei dati sugli eventi naturali, disastrosi o no, è distribuita tra enti pubblici diversi che in Italia operano con molteplici finalità. Ad esempio, di meteorologia e clima si occupano l’Aeronautica Militare, le Agenzie Regionali per l’Ambiente e la Protezione Civile; per gli incendi boschivi ci sono il Corpo Forestale e le Regioni, per i terremoti l’Istituto Nazionale di Geofisica. La disseminazione delle competenze tra enti centrali e territoriali porta spesso a problemi di reperimento e omogeneizzazione dei dati, perciò chi opera nel sistema elettrico deve necessariamente dipendere da un preventivo lavoro di raccolta ed interpretazione dei dati fatto da persone con competenze specifiche, grazie al quale le informazioni possano essere fruite mediante strumenti di facile consultazione.

Resilienza del sistema elettrico

di quantificare l’occorrenza di eventi estremi ed il loro impatto sul sistema, e permettono di identificare soluzioni di pianificazione ed esercizio efficaci anche a fronte di minacce importanti. Si deve notare che in molti casi l’adozione di approcci passivi, come la messa in campo di nuove linee elettriche, può subire notevoli ritardi dovuti ai tempi dei processi autorizzativi. Da questo punto di vista, quando possibile, può risultare preferibile l’adozione di approcci attivi oppure di soluzioni basate sull’irrobustimento delle infrastrutture o degli impianti già esistenti, ad esempio tramite la progettazione e messa in esercizio di linee con incrementata robustezza.

5.1

MEGLIO PREVENIRE? PROGETTAZIONE E PIANIFICAZIONE DELLA RETE T&D La pianificazione dello sviluppo delle reti di trasmissione e distribuzione è finalizzata al raggiungimento di specifici obiettivi di affidabilità; nondimeno, al fine di contribuire al miglioramento della resilienza, la pianificazione deve tener conto, oltre a tutti i fattori già discussi (come l’incertezza della generazione da fonti rinnovabili e la sempre maggior frequenza degli eventi estremi), della disponibilità di nuove tecnologie che forniscono ulteriori gradi di libertà ai pianificatori: ad esempio, per ripotenziare una linea di trasmissione esistente, senza occupare più terreno, possono essere utilizzati conduttori ad alta temperatura e bassa freccia; in altri casi si può considerare di trasformare un collegamento in corrente alternata in uno in corrente continua (HVDC); i sistemi di accumulo elettrochimico possono trovare applicazioni prevalentemente sulle reti di distribuzione. Sempre più essenziale è anche considerare l’interdipendenza tra i livelli di tensione al fine di consentire l’adozione di soluzioni smart, come le contro-alimentazioni tra livelli di tensione diversi, per la gestione degli eventi critici; in prospettiva, la pianificazione dell’espansione di rete dovrebbe considerare in modo maggiormente integrato queste esigenze.

5 1 1

100

Pianificazione smart delle reti di trasmissione Il quadro europeo Considerando il ruolo cruciale della trasmissione per il raggiungimento degli obiettivi comunitari per il 2020, 2030 e oltre (2050) – e tenendo conto delle esigenze derivanti dalla necessità di migliorare

Garantire la resilienza – Il come

la resilienza – è di fondamentale importanza ripensare oggi la pianificazione delle nuove infrastrutture della rete europea, che saranno in gran parte ancora in esercizio nel 2050. Sinora i TSO europei hanno sostanzialmente mantenuto un punto di vista nazionale circa lo sviluppo della trasmissione. Tuttavia, a livello complessivo questo approccio è sempre più insufficiente a sostenere le esigenze di scambio transfrontaliere legate alla presenza di fonti di generazione complementari in diversi Paesi europei. Per questo motivo, è sempre più necessaria una nuova politica UE sulle infrastrutture elettriche, basata su un’ottica pan-europea. Con questo scopo, la Commissione Europea, mediante il cosiddetto Energy Infrastructure Package4 e la nuova regolamentazione TEN-E5 (entrata in vigore nel 2013), ritiene necessarie le seguenti fasi: ■■

■■

individuazione delle infrastrutture energetiche per una rete pan-europea smart; adozione di strategia mirata a promuovere un ristretto numero di corridoi prioritari al 2020, su cui l’azione dell’UE può impattare in modo significativo per il raggiungimento degli obiettivi di lungo termine; selezione dei progetti specifici necessari per realizzare i corridoi prioritari con un approccio flessibile tale da poter gestire situazioni in costante evoluzione quali quelle del mercato e dello sviluppo tecnologico; supporto alla realizzazione dei progetti prioritari europei mediante nuovi metodi e strumenti, volti a promuovere la cooperazione regionale, a razionalizzare le procedure autorizzative di nuove infrastrutture, a migliorare la comunicazione verso i decisori e i cittadini così come ad attuare opzioni alternative di finanziamento.

In quest’ottica, verso la realizzazione strategica dell’Unione Energetica Europea (European Energy Union)6, si sono introdotti criteri per de-

4 Commissione Europea, Energy infrastructure priorities for 2020 and beyond

– A Blueprint for an integrated European energy network, COM(2010) 677 final, novembre 2010. 5 Parlamento Europeo e Consiglio dell’Unione Europea Regulation (EU) No. 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No. 1364/2006/EC and amending Regulations (EC) No. 713/2009, (EC) No. 714/2009 and (EC) No. 715/2009, Official Journal of the European Union No. L 115, 25.04.2013 P. 0039-0075. 6 http://ec.europa.eu/priorities/energy-union/index_en.htm Resilienza del sistema elettrico 101

finire i progetti europei da includere nella lista dei Projects of Common Interest7 (PCI), parte di corridoi prioritari, che sono soggetti a valutazione tecnico-economica (Cost-Benefit Analysis – CBA) secondo la metodologia sviluppata e in corso di miglioramento da parte di ENTSO-E8 e che, per la loro importanza strategica, godono di un percorso autorizzativo facilitato e di un supporto finanziario di 5,35 milioni di euro da parte della commissione EU nell’ambito della Connecting Europe Facility. Classi di benefici considerati da ENTSO-E nelle analisi costi-benefici La Figura 5.2 mostra in sintesi le differenti classi di benefici e i principali elementi e indicatori inclusi a livello quantitativo e a livello qualitativo nella metodologia CBA attualmente in applicazione da parte di ENTSO-E (la cosiddetta CBA 1.0 [57]). In quest’ambito, gli aspetti relativi a flessibilità e resilienza sono stati finora tenuti in conto a livello qualitativo, basandosi sull’esperienza specifica dei TSO. La valutazione più puntuale di questi aspetti è attualmente in corso di analisi a livello ENTSO-E, in vista dell’aggiornamento della metodologia di CBA (la cosiddetta CBA 2.0). Processo di pianificazione Come sottolineato, il processo di pianificazione dell’espansione della rete di trasmissione è articolato e complesso. Esso parte dall’analisi degli scenari per descrivere le possibili/probabili evoluzioni del sistema elettrico nel quadro temporale considerato. Questi scenari si basano su diverse proiezioni degli andamenti nel tempo di carico, generazione, importazioni ed esportazioni, oltre che di vari altri elementi esogeni rilevanti; lo scopo di questa analisi è valutare l’impatto della combinazione di questi diversi fattori sul comportamento del sistema nel corso degli anni. Questi fattori a loro volta dipendono da driver economici, di mercato e regolatori (ad esempio gli obiettivi UE per 2020 e 2030). I pianificatori hanno il compito di stabilire se, nello scenario analizzato di evoluzione del sistema elettrico ed in assenza di sviluppo della rete, il sistema elettrico sia ancora affidabile, ossia sicuro e adeguato. L’analisi è condotta applicando metodi di simulazione statica e dinamica, includendo normalmente almeno la verifica del rispetto del criterio di sicurezza N-1 (vedi Capitolo 2).

7 https://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/projects-common-

interest 8 ENTSO-E Guideline for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects,

versione finale approvata dalla Commissione Europea, febbraio 2015 (www. entsoe.eu). 102

Garantire la resilienza – Il come

FIGURA 5.2

Benefici e indicatori per la metodologia CBA 1.0 di ENTSO-E9 (CEF).

PROJECT ASSESSMENT

Technical aspects

Flexibility

Costs

Technical resilience

Environmental and social impact

Security of supply

Socio-economic welfare/market integration

Losses variation

CO2 variation

Sustainability

RES integration

In mancanza dei minimi requisiti di affidabilità del sistema è necessario rinforzare la rete, considerando diverse opzioni alternative di intervento (“candidati”), che possono prevedere l’estensione di collegamenti già esistenti, ad esempio per incrementarne la tensione e/o la capacità di trasporto, oppure la costruzione di nuove infrastrutture. Tra queste alternative, oltre alla costruzione di nuove linee, rientra l’adozione di tecnologie innovative, che possono favorire l’integrazione in rete di generazione rinnovabile su larga scala. Dopo aver identificato un gruppo di possibili rinforzi alternativi per ogni singola criticità riscontrata è necessario svolgere un’analisi tecnico-economica delle possibili soluzioni, per valutare le varie opzioni e creare un ordine di merito che evidenzi la soluzione più opportuna. Le opzioni devono poi essere confrontate tramite un’analisi costi-benefici. Queste analisi richiedono di includere anche aspetti ambientali e sociali, fattori che giocano un ruolo sempre più importante nel processo di pianificazione. In generale, in uno schema decisionale moderno risulta particolarmente importante quantificare correttamente i vari aspetti da inserire in una analisi costi-benefici sistematica. I metodi di valutazione tecnico-economica a supporto della pianificazione dello sviluppo di rete possono essere sia deterministici, sia probabilistici. I secondi sono indicati per tenere conto in modo più completo e pesato

9 https://ec.europa.eu/inea/en/connecting-europe-facility

Resilienza del sistema elettrico 103

in termini di frequenze di accadimento, di aspetti come la variabilità delle condizioni operative e la diversa disponibilità di componenti di rete. In questo senso, gli strumenti probabilistici per la pianificazione recepiscono in parte le esigenze della resilienza: le situazioni analizzate, infatti possono includere casi di indisponibilità contemporanea di più componenti. Questi strumenti forniscono così una quantificazione tecnico-economica dell’effetto di ridondanze nel sistema. Gli strumenti per la selezione degli sviluppi di rete tramite valutazioni costi-benefici, tuttavia, generalmente si basano su analisi di rete semplificate. In particolare, non sono modellizzate le cause di guasto di modo comune: si trascura così il maggior peso probabilistico dei guasti multipli indotti da una stessa minaccia o di modo comune, importante per valutare gli effetti di fenomeni meteo estremi. Considerando le problematiche presentate e discusse nelle sezioni precedenti, risulta di fondamentale importanza sviluppare e adottare strumenti più sofisticati di pianificazione della rete, in grado di considerare la probabilità delle minacce e delle vulnerabilità e i loro effetti sulla disponibilità dei componenti, o alternativamente i tempi di ritorno di contingenze multiple.

5 1 2

Pianificazione smart delle reti di distribuzione La pianificazione delle reti di distribuzione si rivela tuttora essere un aspetto sfidante. Ciò è dovuto, tra l’altro, alla sempre crescente penetrazione della generazione distribuita (GD), spesso da fonti rinnovabili, che comporta notevoli complessità sia a livello della pianificazione sia a livello dell’esercizio. Come nel caso della rete di trasmissione, oltre alle soluzioni tradizionali, basate esclusivamente sui rinforzi di rete, si devono considerare anche soluzioni tecnologiche innovative come i dispositivi di accumulo elettrico e il loro utilizzo in situazioni di emergenza. La ricerca della soluzione ottimale è soggetta a vincoli tecnici relativi ai profili di tensione, alla portata dei conduttori e ad eventuali interventi di gestione attiva (riconfigurazione della rete e in particolare contro-alimentazioni, controllo della generazione e del carico, dispacciamento di potenza attiva e reattiva della generazione), al fine di tentare di risolvere le criticità mediante azioni mirate. Oltre agli aspetti tecnici (portate delle linee, tensioni ai nodi, correnti di corto circuito e continuità del servizio), nelle analisi costi-benefici si devono considerare:

104

Garantire la resilienza – Il come

Pianificazione probabilistica delle reti di distribuzione per la resilienza Nell’approccio di tipo probabilistico, per ogni soluzione di pianificazione ipotizzata è valutato il rischio di superare i limiti operativi prefissati (massima e minima tensione ai nodi, massima corrente ai rami), considerando la probabilità di occorrenza di un evento critico (nel caso del sistema elettrico, il numero di volte in cui una determinata configurazione di rete si presenta durante l’anno), la vulnerabilità della rete (cioè la probabilità che all’evento segua il danno) e l’entità del danno stesso; nello specifico la violazione dei limiti operativi o la perdita di carico. La vulnerabilità dipende dalla particolare configurazione di rete e dalle specifiche condizioni di carico e generazione (quindi dall’ora del giorno in cui si manifesta la configurazione di rete), che portano ad avere una distribuzione di probabilità differente per la tensione al nodo o la corrente al ramo.

■■

i costi di investimento per la rete, per valutare la necessità di adeguamento della rete di distribuzione in seguito alla crescita del carico elettrico e/o la presenza di GD; le perdite tecniche di rete, al fine di valutare l’efficienza energetica del sistema; i livelli di continuità del servizio. Per valutarli si possono considerare, in maniera alternativa, il Valore dell’Energia Non Fornita (VENF10) ai clienti oppure i premi e le penali previsti da AEEGSI nel TIQE11; gli oneri di connessione, valutati secondo diverse modalità di calcolo, al fine di stabilire, insieme agli altri fattori di costo, la fattibilità economica relativa alla connessione di GD in rete; il costo di installazione, gestione e manutenzione delle unità GD. Il termine indicato è relativo all’installazione di unità GD ed alla relativa produzione di energia elettrica, tenendo conto della fonte primaria di produzione; i costi dei servizi ancillari e di gestione attiva della rete di distribuzione che possono essere forniti dai proprietari di unità GD. Tutti questi interventi comportano specifici costi di investimento 10 AEEGSI Delibera 28 maggio 2008 -ARG/elt 68/08. 11 “Testo integrato della regolazione output-based dei servizi di distribuzione

e misura dell’energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016-2023”, AEEGSI Delibera 22 dicembre 2015 646/2015/R/eel. Resilienza del sistema elettrico 105

(infrastrutture di automazione, comunicazione e controllo) e di esercizio (remunerazioni contrattuali per i soggetti coinvolti). Anche nel caso della pianificazione smart delle reti di distribuzione si possono adottare approcci deterministici o, in alternativa, approcci probabilistici: ■■

■■

la pianificazione deterministica (di tipo Fit&Forget) restituisce spesso risultati che comportano elevati costi d’investimento, dovuti alla necessità di assicurare il corretto esercizio anche nella condizione operativa estrema, di massima generazione e minimo carico (realizzazione di linee dedicate per ogni GD), particolarmente gravosa per le reti (eccessive sovratensioni); la pianificazione probabilistica, che considera accettabile una data soglia di rischio (pari ad esempio al 3 per cento di superamento dei limiti tecnici operativi o di perdita di carico o di energia non fornita), rispetto al caso Fit&Forget è in grado di ottenere una configurazione meno onerosa in termini d’investimenti con una probabilità praticamente nulla di violazione dei limiti operativi senza pregiudicare significativamente le prestazioni del sistema. La pianificazione probabilistica delle rete di distribuzione consente di risparmiare sugli investimenti di rete pur presentando minori rischi e incognite legati all’uso di nuove tecnologie.

La resilienza nel progetto GRID4EU Il progetto europeo GRID4EU (2011-2016) ha visto la collaborazione di 6 distributori, costruttori elettromeccanici e organizzazioni di ricerca, tra le quali RSE. Il progetto, tramite dimostratori su larga scala, ha validato nuove soluzioni e tecnologie che possono rimuovere alcuni degli ostacoli alla diffusione della generazione distribuita. Nel dimostratore italiano coordinato da Enel Distribuzione, il sistema di accumulo elettrochimico da 1 MW/1 MWh è stato utilizzato non solo in fase di esercizio, come risorsa di regolazione a disposizione del controllore centralizzato di tensione/corrente, ma – grazie a un’accurata pianificazione – anche in fase di programmazione dell’esercizio, andando a individuare quale, tra cinque linee MT alle quali era possibile connetterlo, ne beneficiasse maggiormente in termini di riduzione delle perdite. L’accumulo è stato usato anche per verificare in campo la ripartenza (black start) della rete MT e l’esercizio in isola, dimostrandone le potenzialità ai fini della resilienza del sistema elettrico.

106

Garantire la resilienza – Il come

In ogni caso, la costruzione di linee elettriche può essere soggetta a ritardi dovuti a eventuali espropri di terreni e ottenimento di autorizzazioni amministrative. Si deve anche notare che l’introduzione di sistemi di automazione evoluti che consentono di sfruttare le contro-alimentazioni sullo stesso livello di tensione o su livelli diversi, con la possibilità di gestire in maniera centralizzata la potenza della generazione distribuita, può consentire una forte riduzione degli investimenti di rete rispetto alla pianificazione tradizionale con gestione passiva anche se condotta con l’approccio probabilistico. Infine l’eventuale presenza di dispositivi di accumulo, dedicati alla compensazione dell’energia immessa in rete dai generatori distribuiti, può consentire di ridurre gli investimenti sulla rete.

5 1 3

Progettazione di linee con incrementata robustezza Per resistere agli effetti dei carichi meccanici, statici e dinamici, indotti da ghiaccio e vento sulle linee è in primis necessario incrementare la tenuta meccanica/strutturale della linea e dei suoi componenti. I valori di riferimento dei carichi a cui le strutture devono resistere devono essere valutati sulla base delle registrazioni storiche e dell’esperienza acquisita nella gestione delle linee. A questo riguardo va messa in evidenza la generale difficoltà di reperire misurazioni storiche di carichi da ghiaccio. In Italia le scelte progettuali hanno determinato una tipologia base di sostegni e di conduttori con il relativo tiro. Questa condizione è mantenuta valida per la generalità dei casi salvo casi speciali, quali le zone liguri-emiliane dell’Appennino e particolari ambienti quali le montagne con quote superiori a 1.200-1.500 metri sul livello del mare o zone particolarmente ventose. La scelta delle zone speciali è una delle variabili progettuali di responsabilità del progettista. Per quanto riguarda le misure per contrastare l’insorgere del fenomeno del galoppo sulle linee (accavallamento dei conduttori), vari studi e sperimentazioni (con campagne di misure in galleria del vento) hanno permesso di analizzare a fondo il fenomeno. In particolare, dispositivi anti-galoppo (in grado di disaccoppiare le frequenze torsionali da quelle verticali, all’origine di questi fenomeni nel caso di linee con fasci di conduttori) sono stati progettati ed installati su quelle linee che erano soggette al fenomeno, con il risultato della scomparsa del problema [60][61]. Resilienza del sistema elettrico 107

Aspetti normativi di progettazione delle linee Le normative nazionali ed internazionali prevedono criteri di progettazione delle linee in grado di consentire a queste di resistere alle condizioni avverse prevedibili per l’area in questione. I criteri di progettazione possono essere di tipo deterministico o probabilistico. Nel primo caso le azioni esterne, dovute per esempio ai carichi da vento o da ghiaccio, sono tradotte in carichi di lavoro cui vengono associati fattori di sicurezza per i vari componenti della linea (fondazioni, sostegni, conduttori, …) per tenere conto degli elementi di incertezza presenti sia nella determinazione dei carichi che nella resistenza dei componenti. Negli Anni ’80 sono state introdotte le prime normative basate su approcci probabilistici. Il documento di riferimento a questo riguardo è la IEC 826 (del 1987), che nel 2003 è stata recepita a livello di norma (IEC 60826:2003). I relativi concetti sono stati recepiti e perfezionati nella nuova norma europea sulla progettazione delle linee (EN 50341-1:2001). Nella progettazione probabilistica vengono introdotti i concetti di affidabilità della linea, intesa come la capacità di questa di resistere agli eventi climatici (vento, ghiaccio, vento più ghiaccio) con periodi di ritorno compresi nell’arco della vita di progetto della linea stessa12. Nello sviluppo della nuova normativa sulle linee, in ambito CEI, per i carichi di neve o ghiaccio e delle loro azioni combinate con quelle dovuti al vento ci si è basati su uno studio approfondito, appositamente condotto da RSE nell’ambito di un’attività di RdS [58][59]. Lo studio, svolto in accordo con la nuova norma CEI EN 50341, ha permesso di realizzare una mappa dell’Italia per i carichi da neve e ghiaccio a partire da analisi statistiche di dati sperimentali di carico sulle linee, di dati meteorologici e da analisi del comportamento delle linee a fronte di eventi meteorologici avversi. Ne è risultata una nuova suddivisione territoriale dell’Italia rispetto ai carichi da neve e ghiaccio.

12 Per periodo di ritorno (T) di un evento climatico si intende il valore medio

dell’arco di tempo che intercorre tra due eventi climatici di entità maggiore di un valore minimo definito. L’inverso del periodo di ritorno (1/T) rappresenta la probabilità annuale di un evento con intensità maggiore di quella di riferimento. 108

Garantire la resilienza – Il come

FIGURA 5.3

5 1 4

Vista dei dispositivi antirotazionali installati sulla linea Demonte–S. Rocco.

Metodi passivi per la mitigazione dei carichi da neve e ghiaccio Nel caso di linee situate in zone soggette a forti sovraccarichi di neve possono essere adottate altre misure di mitigazione per limitare l’entità del sovraccarico stesso. Di seguito si presentano le misure di tipo passivo applicabili a linee di trasmissione [62][63][4]. I dispositivi antirotazionali aumentano notevolmente la rigidezza torsionale del conduttore su cui sono installati, ostacolando il meccanismo di continua rotazione sotto carichi eccentrici che è, come visto, alla base della formazione e del consolidamento del manicotto. Al fine di limitare l’entità di queste formazioni, in via sperimentale, nel corso del 2009 TERNA ha provveduto all’installazione, su alcune campate della linea in questione, di dispositivi antirotazionali, volti a incrementare la rigidezza torsionale dei conduttori. La sperimentazione, effettuata a valle di prove e studi condotti nell’ambito della RdS [62] ha previsto la realizzazione e messa in opera di speciali pendoli, costituiti da una massa sferica e da un braccio metallico, in grado di produrre una coppia meccanica. In Figura 5.3 è riportata una foto scattata nel febbraio 2010 dopo un evento di formazione di manicotti di neve sulla linea: come si può notare, Resilienza del sistema elettrico 109

FIGUARE 5.4

Vista di dispositivi (anelli plastici) per la mitigazione dei carichi da neve bagnata su conduttori con fili elementari cilindrici.

SNOW RING Wet Snow

Snow Ring

Wet Snow is Dropped

per quanto si sia trattato di un evento di modesta entità, la terna equipaggiata con i dispositivi antirotazionali non presenta alcun accumulo di neve sui conduttori. La sperimentazione ha dimostrato che i dispositivi antirotazionali risultano particolarmente efficaci in concomitanza ad eventi di precipitazione tipo wet-snow evitando la formazione dei manicotti sui conduttori. Questo risultato ha indotto TERNA nel 2012 a specificare un dispositivo antirotazionale unificato, che è ora disponibile per l’installazione su conduttori con diametri da 10,5 a 31,5 mm. In aggiunta a questi dispositivi esistono altre soluzioni costituite ad esempio da anelli plastici (Figura 5.4) da applicare a distanze regolari sul conduttori a fili elementari circolari in modo da favorire il distacco di accumuli di neve. Gli anelli possono essere applicati in esercizio (snow ring) oppure direttamente in fabbrica (Built-in type). Questi dispositivi possono essere abbinati ai dispositivi anti-torsionali per aumentarne l’efficacia. Vernici attive e dispositivi ferromagnetici applicati ai conduttori si basano sul principio di mantenere la temperatura superficiale del conduttore al di sopra di un certo valore attraverso fenomeni di isteresi e correnti parassite generate dal campo magnetico del conduttore stesso. I rivestimenti devono essere applicati in fabbrica e alcuni recenti studi hanno dimostrato un decadimento rapido della loro efficienza. I dispositivi a barrette preformate avvolte a spirale sul conduttore (Figura 5.6) hanno invece mostrato un’efficacia soddisfacente e sono impiegati in diversi Paesi (Giappone, Canada, Scozia) nel caso di manicotti sia di neve sia di ghiaccio. L’aspetto negativo è che questi dispositivi producono riscaldamenti con continuità e sono quindi consigliabili per località dove questi fenomeni avvengono di sovente nell’arco dell’anno. Rivestimenti (coating) idrofobici e ghiacciofobici attuano la riduzione del grado di adesione di acqua e ghiaccio ai conduttori. Sono soluzioni promettenti, ma ancora in fase di studio e non pronte per un 110

Garantire la resilienza – Il come

FIGURA 5.5

Cavo aereo MT (a) e conduttori ricoperti (b).

uso industriale [65]; al momento sono utilizzate per lo più nell’ambito dell’industria aeronautica. Nell’ambito della RdS è in corso un’attività indirizzata all’individuazione di rivestimenti/trattamenti superficiali di conduttori e isolatori, con un duplice scopo: conferire a questi componenti proprietà ghiacciofobiche e migliorare la tenuta dielettrica degli isolatori in condizioni di elevato inquinamento ambientale [66]. Sperimentazioni sull’efficacia dei rivestimenti ghiacciofobici sono anche in corso presso la stazione WILD di Vinadio (vedi paragrafo 6.1.1, Sistemi di monitoraggio della formazione di manicotti). Nel caso di linee di distribuzione l’aumento della resilienza del sistema può essere conseguito, tra le altre soluzioni, con l’adozione di cavi aerei (Figura 5.5a) e conduttori ricoperti (Figura 5.5b), con tensioni fino a 36 kV, pur esistendo linee nel nord Europa con conduttori ricoperti fino a 110 kV. Entrambe le soluzioni sono conFIGURA 5.6 template nella nuova norma europea CEI EN 50341-1 (2013) [67]. Comportamento anti-icing delle barrette I cavi aerei (Figura 5.7a) costituiscono la a spirale preformate. soluzione più adeguata per garantire la continuità del servizio anche in presenza di carichi da neve eccezionali o di caduta di alberi sulla linea: anche nel caso di cedimento dei sostegni o della morsetteria della linea il servizio non viene interrotto e può permanere per un tempo indefinito grazie alla presenza dello schermo metallico. Questa soluzione consente inoltre di azzerare il campo elettrico (grazie allo schermo metallico a terra) e minimizzare il campo magnetico (grazie alla vicinanza delle fasi, avvolte tra loro) in prossimità delle linea stessa. Resilienza del sistema elettrico 111

FIGURA 5.7

Vista di sostegni in sospensione con cavo aereo (a) e conduttore ricoperto (b).

Il conduttore ricoperto (Figura 5.7b) presenta invece un isolamento ridotto (adatto a garantire da contatti accidentali verso terra o verso gli altri conduttori di fase). Va rilevato, infatti, che questi conduttori non posseggono schermo di terra. Si tratta di una soluzione particolarmente diffusa in alcuni Paesi del nord (Finlandia in particolare) in quanto consente distanze interfasiche ridotte rispetto ai conduttori nudi tradizionali (in media la distanza interfasica è pari a 1/3 rispetto a quella richiesta per i conduttori nudi) e permettono la continuità del servizio in caso di caduta di alberi (per neve ad esempio), ma questa volta per un tempo limitato (alcuni giorni).

5.2

MEGLIO CURARE? ESERCIZIO SMART DEL SISTEMA NEI NUOVI SCENARI Come accennato nelle sezioni precedenti, un esercizio smart che si avvale di sistemi di automazione e controllo avanzati può aumentare la resilienza minimizzando la vulnerabilità dell’infrastruttura, il degrado del sistema e i tempi di ripristino (approccio attivo). Considerando ancora una volta i fattori che possono compromettere la robustezza e la sicurezza del sistema elettrico, illustrati nello schema concettuale del bow-tie e analizzati in dettaglio nel Capitolo 3, l’esercizio smart del sistema richiede di migliorare: ■■

112

la prevedibilità e l’osservabilità del sistema, per anticipare, osservare e valutare le situazioni critiche;

Garantire la resilienza – Il come

TABELLA 5.1

Esempi di esercizio smart del sistema elettrico.

Esercizio smart Minacce

Vulnerabilità

Previsione

Sistemi di previsione

Monitoraggio

Contingenze

Impatti

DLR – Dynamic Line Rating

Contingenze multiple

Rischio tecnico

previsionale

e loro probabilità

(overcurrent,

dei fenomeni

undervoltage, …)

meteorologici,

Rischio di perdita di

ambientali13

carico

Sistemi di

DLR in tempo reale

Sistemi di supervisione

WAMS (per maggiore

monitoraggio

Monitoraggio temperatura di

(SCADA) con funzioni

situational awareness)

dei fenomeni

componenti (trasformatori)

evolute di monitoraggio

meteo, ambientali

Monitoraggio di correnti di

wide area (WAMS)

dispersione Controllo

Dispacciamento

Controllo del franco da terra

di potenza attiva

tramite riduzione della corrente di stazione sulla base

Cambio degli assetti

Cambiamento di assetti di rete post-contingenza

e reattiva

sulle linee, per evitare flashover delle previsioni per

per ridurre i rischi per il

per anti-icing

Aumento della freccia delle

ridurre la probabilità di

sistema

Dispacciamento

linee per aumentare il carico di

contingenze multiple di

Controllo coordinato di

di potenza attiva

manicotto sopportabile

stazione più rischiose

tensione e frequenza

e reattiva

Esercizio a tensione inferiore (ad

Controalimentazione

per de-icing15

esempio, per HVDC) per evitare

anche tra livelli di

scariche sugli isolatori

tensione diversi

Riduzione degli sbilanciamenti

Ridispacciamento

delle aree per ridurre le vulnerabilità delle sezioni Protezione

Richiusure rapide

SPS–Special Protection

Richiusure lente

Systems adattativi

Protezioni adattative per Controlled islanding contingenze multiple con adattativo (basato cambiamenti rapidi degli sulle previsioni e sul assetti

ridispacciamento preventivo)

Difesa

Piani di difesa integrati su evento e fenomeno

13 Include perturbazioni meteo (temporali con fulmini, vento, allagamenti,

neve), aspetti ambientali (inquinamento salino e atmosferico), altri fenomeni rilevanti (ad esempio, presenza di volatili). 14 Per DLR si intende la valutazione della portata di una linea, effettuata tenendo conto delle effettive condizioni ambientali, attuali o previste. 15 In questa Tabella sono riportate solo le soluzioni di esercizio del sistema elettrico; non compaiono pertanto altre soluzioni come, nel caso dei manicotti di ghiaccio, i dispositivi antirotazionali. Resilienza del sistema elettrico 113

■■

la controllabilità delle situazioni critiche, per evitare o minimizzare gli impatti sul sistema; la protezione dei componenti dai guasti, per salvaguardare l’infrastruttura; la difesa del servizio, per salvare il salvabile minimizzando i disservizi.

La Tabella 5.1 sintetizza alcuni esempi di funzioni smart per il miglioramento della capacità di assorbimento del sistema, che possono essere utili nella gestione delle criticità. È necessario inoltre migliorare le procedure per la ripresa del servizio, al fine di ridurre i tempi dei disservizi, e quelle per il ripristino dai guasti, al fine di recuperare la robustezza dell’infrastruttura. Nel seguito saranno illustrati alcuni di questi approcci.

5 2 1

Anticipare e osservare per conoscere Previsione e monitoraggio Anticipare le situazioni critiche Per migliorare la resilienza del sistema è necessario acquisire e utilizzare le previsioni di tutti quei fattori che possono impattare sulla robustezza, sicurezza e resilienza del sistema elettrico, fattori che sono stati ampiamente descritti nel Capitolo 3. Di particolare importanza sono le previsioni dei fenomeni meteo, che hanno un impatto molto significativo sulla probabilità delle contingenze singole e multiple. Per valutare i rischi e programmare le azioni necessarie risulta utile la metodologia descritta nel Capitolo 4, che può essere applicata in modalità ex-ante anche alle previsioni. In questo contesto si possono inoltre richiamare le tecniche di DLR a livello preventivo, che permettono di stimare, anche in termini probabilistici, la capacità effettiva delle linee su un orizzonte previsionale di programmazione (per esempio, il giorno prima) tenendo conto delle condizioni ambientali attese. Osservare il sistema Per poter controllare il sistema elettrico è necessario misurarne le principali grandezze elettriche: presso le stazioni della rete di trasmissione e distribuzione e in corrispondenza dei generatori sono installati apparati (Remote Terminal Unit, RTU) che trasmettono le informazioni dal campo agli elaboratori centrali attraverso sistemi di telecomunica-

114

Garantire la resilienza – Il come

zione dedicati: l’insieme di questi dispositivi costituisce lo SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), che è il sistema su cui si fonda l’attività di monitoraggio16. Un efficace sistema di monitoraggio è infatti indispensabile al fine di migliorare la consapevolezza della situazione (Situational Awareness) da parte degli operatori e predisporre opportune azioni di controllo, anche in vista di migliorare la resilienza del sistema ai disturbi. Negli ultimi anni, la disponibilità commerciale di apparati di misura fasoriali (PMU, Phasor Measurement Unit) basati su un riferimento temporale assoluto17 ha consentito di ottenere misure fasoriali sincronizzate con grande accuratezza. Gli apparati PMU, inizialmente sviluppati per la rete di trasmissione, stanno oggi entrando anche nelle reti di distribuzione per le quali le misurazioni fasoriali sono più difficili, a causa dei ridotti sfasamenti e della maggiore rumorosità dei segnali. Le applicazioni di PMU, anche in tempo reale grazie ai sistemi ICT per la trasmissione rapida di grandi quantità di dati (WAMS, Wide Area Measurement System) contribuiscono al mantenimento della sicurezza di esercizio e quindi della resilienza del sistema (Tabella 5.2). In prospettiva un ulteriore, importante contributo dei sincrofasori alla resilienza è atteso nei sistemi di protezione e controllo (WAMPC, Wide Area Monitoring, Protection and Control)18, specialmente per applicazioni di difesa Wide Area dei grandi sistemi interconnessi: il controllo di interazioni fra aree remote (oscillazioni elettromeccaniche inter-area), le protezioni adattative, i piani di difesa (separazioni controllate). Se i WAMS sono già piuttosto diffusi presso i TSO, altre tecniche di monitoraggio, pure molto utili, sono ancora poco sfruttate, anche a causa delle tecnologie ancora in evoluzione. È il caso del Dynamic Line Rating (DLR) in tempo reale, ossia di tecnologie che permettono di rilevare la capacità effettiva di una linea considerando le condizioni ambientali attuali. I valori di capacità delle linee sono generalmente più elevati di quelli convenzionali, valutati in modo conservativo su parametri ambientali sfavorevoli. In questo modo aumenta la flessibilità di esercizio senza compromettere la sicurezza. 16 Nei primi Anni 2000 c’è stato un forte sviluppo di strumenti per la

valutazione della sicurezza statica e dinamica della sicurezza di esercizio del sistema elettrico (vedi Capitolo 2), che presso alcuni TSO (tra cui TERNA), sono stati integrati nei sistemi di gestione dell’energia (Energy Management System-EMS) dei centri di controllo. Il progresso nelle tecnologie ICT ha inoltre permesso di ridurre i tempi necessari per le analisi di sicurezza rendendoli compatibili con l’esercizio in-linea (ciclo di 5-15 minuti). 17 Dato da sistemi satellitari. La misura dei sincrofasori è normata dallo standard IEEE C37.118. Resilienza del sistema elettrico 115

TABELLA 5.2

Applicazioni dei sistemi Wide Area nei sistemi elettrici.

Acquisizione dati in linea

Visualizzazione dei flussi di potenza attiva e reattiva e degli angoli di fase

Visualizzazione delle oscillazioni interarea

Ausilio in fase di ripristino, in particolare per l’effettuazione di manovre

Supervisione e input di sistemi di controllo e protezione: per esempio,

segnali per armare e attivare sistemi di protezione di sistema

Monitoraggio

Stima dello stato

Determinazione in tempo reale delle capacità di trasporto dei corridoi

Monitoraggio della stabilità di tensione

Monitoraggio dei corridoi

Monitoraggio delle oscillazioni interarea

Monitoraggio termico delle linee

Monitoraggio della stabilità di frequenza

Identificazione dell’andata in isola

Monitoraggio della stabilità transitoria

Supporto alla risoluzione di congestioni

Analisi di transitori

Valutazione delle prestazioni dei componenti, in particolare dei generatori

(per esempio, della risposta transitoria e a regime a variazioni di frequenza)

Validazione dei modelli

Individuazione di malfunzionamenti dei componenti

Programmazione

Raccolta dati per la descrizione o la validazione dei modelli di generatori e carico

degli interventi migliorativi Analisi e correzione delle impostazioni dei sistemi di protezione

Individuazione delle cause di oscillazioni

Analisi post-evento: identificazione della natura e delle cause dei disservizi

Controllo

Funzioni avanzate di controllo, come lo smorzamento delle oscillazioni interarea tramite

segnali Wide Area

Funzioni avanzate

Input agli schemi di protezione di sistema

di protezione del servizio

Meccanismi di load shedding con coordinamento Wide Area

e difesa

Separazione (andata in isola) controllata evitando le instabilità e il collasso della tensione

Migliorare la resilienza impone inoltre che sia presa in considerazione l’evoluzione spazio-temporale delle minacce. Questa variabilità mette in discussione l’utilità degli approcci basati su sottoinsiemi “fissi” di contingenze credibili, come gli approcci N-1 o N-k. Infatti, questi approcci non possono mantenere costante il livello di sicurezza del sistema né ottimizzare l’impatto socio-economico sugli utenti finali. Pertanto, un aspetto essenziale per la gestione attiva della resilienza dovrebbe consistere nell’adozione di tecniche di selezione dinamica delle contingenze critiche (N-k) più rischiose (confronta paragrafo 4.5.2). Un’altra misura che può contribuire al miglioramento della resilien116

Garantire la resilienza – Il come

FIGURA 5.8

Valutazione sicurezza/resilienza

Selezione contingenze critiche

Evoluzione degli strumenti di analisi in linea, dalla sicurezza alla resilienza. Fonte: Adattato dal progetto AFTER

SISTEMA DI ALLERTA E SUPPORTO OPERATORE

Valutazione convenzionale della sicurezza

Valutazione dei rischi

N-1

Alcune N-2

N-2

Allarmi e Supporto decisione azione

«Rischio» N-k

EMS Requisiti di sicurezza e resilienza

SCADA RTU, PMU

Sistema Elettrico

Azioni di controllo e difesa

OPERATORE

za è il monitoraggio dei trasformatori, utile sia nell’esercizio in tempo reale sia per la programmazione della manutenzione. Il monitoraggio delle correnti di dispersione sugli isolatori delle linee aeree in zone particolarmente soggette a inquinamento, infine, può permettere di evidenziare situazioni a rischio di guasto. Il ruolo degli operatori Interventi più o meno tempestivi, corretti e adeguati degli operatori possono stabilizzare o peggiorare una situazione che naturalmente evolverebbe verso il collasso. Normalmente, gli operatori hanno l’esperienza, la capacità e gli strumenti per agire correttamente e tempestivamente. Tuttavia, per affrontare efficacemente scenari complessi e rari, le conoscenze e l’esperienza possono non bastare. Dal punto di

18 CIGRE/WAMS WG C4.601, Wide area monitoring and control for

transmission capability enhancement, Technical Brochure, January 2007 Resilienza del sistema elettrico 117

vista tecnico, un comportamento anomalo può essere causato dalla scarsa consapevolezza della situazione in atto, dovuta a limiti intrinseci, malfunzionamenti o sottoutilizzo dei sistemi di supervisione e analisi di rete. A ciò si può aggiungere la carenza di conoscenza di parametri importanti, come le tarature reali dei sistemi di protezione. Infatti le caratteristiche attuali degli impianti, degli apparati e dei relativi sistemi di controllo, protezione e difesa possono essere differenti da quelle di progetto o, comunque, da quelle note all’operatore. Le cause possono essere sia tecniche (derive temporali, malfunzionamenti) sia organizzative (variazioni apportate deliberatamente ma non comunicate tempestivamente alle funzioni di supervisione e controllo). Architettura di un sistema di supporto all’operatore per incrementare la resilienza L’architettura di supervisione e controllo tradizionale può essere integrata con strumenti per la valutazione del rischio e della resilienza come descritto nel Capitolo 4, in modo da supportare l’operatore nell’identificazione e previsione dei rischi e nella difesa del sistema nel caso di eventi critici. L’architettura di principio di un sistema integrato di allerta e supporto operatore per la supervisione del sistema ai fini della resilienza è illustrata nella Figura 5.8. Nel riquadro a sinistra si nota come gli strumenti per la valutazione del rischio siano posti in aggiunta agli strumenti di valutazione convenzionale della sicurezza, in quanto richiedono una lunga sperimentazione, come tipico del mondo delle utility.

5 2 2

Controllare per aumentare la resilienza Il controllo preventivo e correttivo Nel Capitolo 2 si è parlato di controllo preventivo e correttivo per garantire o recuperare i margini di sicurezza del sistema elettrico, nel contesto dell’esercizio guidato dal classico criterio di sicurezza N-1. In questo senso, con riferimento alla Tabella 5.1, il controllo è inteso come azione volta a prevenire, eliminare o limitare un impatto, data una contingenza. In un contesto di esercizio resiliente, alla sicurezza deve subentrare il rischio e gli strumenti per il controllo della sicurezza devono evolvere in strumenti per il controllo del rischio, tenendo conto sia della probabilità delle contingenze sia degli impatti. Oltre a ciò, è possibile sfruttare soluzioni di esercizio smart per altri obiettivi. Interventi a livello di esercizio possono essere efficaci per controllare e quindi ridurre le minacce:

118

Garantire la resilienza – Il come

Controllo preventivo e correttivo degli impatti L’impatto sul sistema delle contingenze può essere ridotto tramite azioni di controllo in due modi. Nel caso del controllo preventivo degli impatti, il sistema elettrico è reso sicuro rispetto alle contingenze: l’accadimento delle contingenze considerate non comporterà alcuna violazione dei limiti operativi. Nel caso delle azioni correttive si attende che la contingenza accada, ammettendo che comporti violazioni le quali, però, sono tollerabili per il tempo necessario a eliminarle, attraverso l’implementazione delle azioni di controllo. Si deve notare che le azioni (preventive o correttive) a costo nullo (come la riconfigurazione della topologia di rete e l’aggiustamento delle impostazioni di componenti come i trasformatori variatori di fase per il controllo dei transiti di potenza attiva) sono preferibili, laddove possibili, rispetto ad azioni onerose. Comunque, anche nel caso in cui le azioni correttive siano onerose (ad esempio, nel caso del ridispacciamento dei generatori), esse risultano generalmente più convenienti delle preventive per il fatto che la loro attivazione avviene solo al verificarsi dell’evento, contrariamente a quelle preventive.

■■

le correnti di anti-icing possono essere utilizzare per evitare la formazione di manicotti di ghiaccio. A tal fine possono essere definiti meccanismi di controllo preventivo, basati sul ridispacciamento della generazione, per aumentare la potenza attiva o reattiva delle linee interessate dalla minaccia; le correnti di de-icing possono ridurre il carico di manicotti già formati o ridurne l’accrescimento. A tal fine è necessario attuare azioni di controllo correttivo per modificare i transiti nelle linee sulle quali è in corso la formazione di manicotti di ghiaccio.

Specifiche azioni di controllo permettono di contenere le vulnerabilità dei componenti: ■■

■■

la riduzione del transito di potenza su una linea ne aumenta i margini di sicurezza rispetto al fenomeno di flashover con masse a terra circostanti (tipicamente gli alberi); la riduzione della tensione di esercizio, laddove possibile (per esempio in collegamenti HVDC), riduce la probabilità di cortocircuito per il cedimento dell’isolamento di linee aeree in condizioni ambientali sfavorevoli. Resilienza del sistema elettrico 119

Interventi sulla configurazione di stazione (ad esempio, esercizio in doppia sbarra o sbarra singola) possono rendere meno severe le contingenze per il sistema, in caso di guasto di qualche componente. Le stesse logiche di richiusura delle protezioni sono finalizzate a limitare l’entità (numero di componenti persi) e la durata della contingenza. I cambiamenti di assetto di stazione possono essere adottati in certi casi anche come misure di controllo correttivo, per ridispacciare i flussi di potenza sulla rete in modo da non avere violazioni delle grandezze operative e ridurre la probabilità di effetti a cascata [68]. In tal modo si controllano gli impatti delle contingenze (si veda il box “Controllo preventivo e correttivo degli impatti”). Controllo delle minacce per proteggere i componenti: anti-icing e de-icing Metodi termici. Il riscaldamento dei conduttori di linea per effetto Joule è uno dei possibili metodi per prevenire la formazione di manicotti di neve e ghiaccio (anti-icing) o per permettere il loro scioglimento ex-post (de-icing); tale metodo è riconosciuto come l’approccio più efficiente (ove si abbia flessibilità di dispacciamento). L’impiego a scopo preventivo (ex-ante) di correnti di anti-icing, tramite opportuni controlli preventivi (cambi di assetto di rete o ridispacciamento) o altri meccanismi (ad esempio, l’inserimento di carichi ad hoc) è vantaggioso poiché viene utilizzato solo il 20-30 per cento dell’energia richiesta rispetto ad interventi a posteriori (ex-post), detti di de-icing, quando il manicotto è già formato. Per fare un esempio, nel caso di nevicata umida, per evitare la formazione di manicotti su un conduttore da ø31,5 mm occorre avere una dissipazione di circa 8-10 kW/km, che equivalgono ad una corrente di circa 400 A; nel caso del de-icing, per lo scioglimento del ghiaccio deve essere iniettata una corrente (circa 3 A/mm²) molto maggiore di quella nominale della linea (circa 1-1.5 A/mm²). I metodi esposti danno origine a due strategie di impiego. La prima può essere utilizzata operativamente con lo scopo di far circolare nei conduttori una corrente in grado di produrre un effetto Joule sufficiente a mantenere la temperatura superficiale del conduttore attorno a 1-2 °C con qualsiasi flusso di nevicata, di velocità del vento e di temperatura dell’aria. A questo scopo risultano molto utili sistemi di previsione in grado di indicare queste correnti in funzione della situazione meteorologica prevista nelle ore successive. Gli operatori hanno in questo modo la possibilità di valutare il debito energetico della linea per far fronte alla formazione dei manicotti e di prendere delle decisioni preventive. 120

Garantire la resilienza – Il come

De-icing Tecniche di scioglimento del ghiaccio con linea in servizio o fuori servizio sono applicate in alcune regioni di Stati Uniti, Canada e Russia, dove si verificano ricorrenti fenomeni di tempeste di neve o di galoppo dei conduttori. Queste tecniche sono però particolarmente complesse e per essere attuate richiedono la realizzazione di cortocircuiti ad hoc, lo scambio delle fasi a una estremità della linea o l’iniezione di correnti (alternate o continue) con l’installazione di appositi impianti. I costi di questi impianti e le difficoltà di impiego delle tecniche in esame limitano la possibilità di applicazione di questi metodi. Tra le problematiche va messa in evidenza la possibilità di provocare grossi surriscaldamenti (con danneggiamenti permanenti) su sezioni di linea dove non siano presenti formazioni di ghiaccio al momento delle iniezioni di corrente.

La seconda prevede l’impego di correnti elevate, allo scopo di far raggiungere al conduttore temperature vicine ai limiti di utilizzo operativo per ridurre i tempi di distacco dei manicotti, ma si tratta di un metodo di difficile applicazione pratica. Una strategia di mitigazione attiva basata sulle correnti di anti-icing è applicabile principalmente alla rete di alta tensione poiché solo su di essa è possibile un instradamento dei flussi di energia a seguito di protocolli e piani di dispacciamento ben definiti. Ma non tutte le tratte sono in grado di supportare un instradamento dell’energia. Le cosiddette linee in antenna ad esempio, ovvero linee di alta tensione non contro-alimentate, rappresentano per questa tipologia di fenomeni meteorologici un anello debole, in quanto la corrente che fluisce sui conduttori è determinata dal solo consumo dell’utenza sottesa o dalla produzione dell’impianto di generazione allacciato. Per incrementare la resilienza del sistema nelle situazioni di impianti di produzione sottesi ad una linea in antenna occorrerebbe prevedere un picco di produzione in concomitanza degli eventi più intensi. Non potendo utilizzare le correnti di anti-icing per le funi di guardia19, e in molte situazioni anche per i conduttori, nella RdS si stanno studiando soluzioni di mitigazione passiva basate su rivestimenti

19 Sono stati effettuati esperimenti metodi anti-icing basati sulla circolazione

di corrente continua nelle funi di guardia in Russia e Canada, tuttavia i costi di questa soluzione si presentano molto elevati. Resilienza del sistema elettrico 121

FIGURA 5.9

Vista di dispositivi per la frantumanzione di manicotti di ghiaccio (a) e per la generazione di onde d’urto rispettivamente con cariche esplosive (b) e con sistemi pneumatici (c).

con materiali ghiacciofobici, come peraltro anche auspicato dai gestori di rete. Metodi meccanici. I metodi meccanici si basano su due possibili strategie: la prima consiste nel rompere meccanicamente il sovraccarico di ghiaccio determinando la successiva caduta del materiale cristallizzato (Figura 5.9a); la seconda nel liberare energia di onde d’urto (colpo di frusta, Figura 5.9b) o vibrazioni provocate sul conduttore (Figura 5.9c), rompendo così la formazione di ghiaccio. Uno dei vantaggi principali dei metodi meccanici è la loro relativa facilità di applicazione rispetto ai metodi termici, ma richiedono apparati pre-installati sui conduttori oppure interventi con la linea fuori servizio.

5 2 3

Proteggere i componenti dai guasti Salvaguardare l’infrastruttura Come noto, i sistemi di protezione dei componenti sono progettati per salvaguardarne l’integrità anche a costo della sicurezza di sistema, cosa che può portare alla propagazione di disturbi (scatti in cascata di componenti, con estensione dell’area colpita dalla perturbazione e della gravità del disservizio). Può capitare che guasti o difetti riguardino gli stessi sistemi di protezione e difesa del sistema elettrico: il mancato intervento di una pro-

122

Garantire la resilienza – Il come

tezione (per esempio, per un guasto dell’interruttore) comporta una perturbazione più severa, che dura di più (con potenziale impatto sulla stabilità) e/o che si traduce nella perdita di un maggior numero di componenti rispetto al previsto (intervento delle protezioni di backup). D’altra parte può anche manifestarsi il problema opposto: i guasti latenti o hidden failures (HF) dovuti a impostazioni scorrette delle logiche o dei parametri di intervento sono difetti permanenti che comportano [70]: l’intervento intempestivo di una protezione […] per rimuovere erroneamente e impropriamente un elemento di circuito come diretta conseguenza di un altro evento. I guasti latenti rimangono nascosti durante la condizione di funzionamento normale del sistema, ma, quando si verificano perturbazioni, causano aperture non necessarie. I guasti latenti riducono l’affidabilità del sistema e quindi la resilienza. Questi fenomeni hanno giocato un ruolo significativo nella nascita e nella propagazione dei blackout; l’evoluzione tecnologica, tuttavia, ha ridotto l’incidenza di questi problemi. In particolare, l’avvento delle protezioni digitali ha offerto nuove dimensioni alla fidatezza dei sistemi di protezione tramite l’auto-diagnostica e la possibilità di implementare logiche di protezioni sofisticate e adattative. In ogni caso non si possono escludere difetti, come bachi nel software o impostazioni errate, che possono causare comportamenti indesiderati dei sistemi di protezione.

5 2 4

Difendere il sistema Salvaguardare il servizio in emergenza Il verificarsi di contingenze multiple può portare a condizioni di emergenza caratterizzate da violazioni delle grandezze operative e imminente instabilità, che non sono sostenibili a lungo e che devono essere mitigate attraverso l’intervento dei piani di difesa o tramite le cosiddette azioni eroiche dell’operatore, come il distacco di carico civile, per evitare il degrado incontrollato del sistema. I piani di difesa sono definiti dal CIGRE come [71]: Insiemi di misure di controllo automatiche e coordinate, finalizzate a proteggere il sistema rispetto a grandi perturbazioni che comportano eventi multipli, generalmente non causati da calamità naturali. I piani di difesa sono adottati per minimizzare e ridurre la severità e le conseguenze di eventi imprevisti a bassa probabilità e per prevenire il collasso Resilienza del sistema elettrico 123

del sistema. I piani di difesa sono considerabili come livelli aggiuntivi di protezione, progettati per attivare azioni di ultima istanza per stabilizzare il sistema elettrico quando è imminente un disservizio generalizzato. Nella definizione sopra si evidenzia che i piani di difesa non sono espressamente progettati per far fronte a eventi di origine ambientale. Tuttavia, eventi ambientali severi possono essere all’origine di blackout significativi: una perturbazione spazialmente estesa può danneggiare più linee di una sezione critica di rete, con rischio di scatto in cascata della sezione e instabilità di sistema. I piani di difesa sono finalizzati a gestire situazioni come questa, con visione di sistema. Sono pertanto un elemento importante per migliorare la capacità di assorbimento dei disturbi e migliorare la resilienza del sistema. Per gestire in modo efficace le situazioni più critiche occorre introdurre piani di difesa sempre più intelligenti, che possano controllare la risposta del sistema complessivo anche in caso di perturbazioni impreviste e tenendo conto della complessità del sistema elettrico. Un piano di difesa può includere diversi sistemi basati su Schemi di Protezione Speciale (SPS) in cui le azioni sono attivate su evento (per esempio, l’apertura di un interruttore) o su fenomeno (una certa evoluzione di grandezze del sistema come il superamento di soglie di frequenza, sfasamenti fra tensioni). Requisiti per un piano di difesa integrato per migliorare la resilienza Migliorare la resilienza del sistema richiede di adottare un approccio innovativo per la definizione di piani di difesa integrati del sistema elettrico, che cerchi di superare i limiti degli schemi attuali puntando sull’integrazione di più tecniche di controllo (basate su evento e su fenomeno) e di diversi sistemi di automazione (SCADA, WAMS, EMS, telecontrollo, …). In molti casi l’obiettivo strategico degli attuali sistemi di difesa basati su evento, e cioè il mantenimento della connessione della rete, non sembra essere una soluzione valida soprattutto quando si verifica: ■■

■■

il collasso di tensione in aree di rete fortemente deficitarie di potenza; l’impossibilità di preservare le sezioni di transito in condizioni di transiti troppo elevati (perdite di passo tra aree di rete, possibili interventi non prevedibili di protezioni).

In questi casi è fondamentale effettuare una diagnosi che sia la più accurata e la più rapida possibile del disturbo in fieri, così da prevede124

Garantire la resilienza – Il come

Funzioni in un piano di difesa integrato ■■

Acquisizione dati e identificazione dei problemi, guidata da logiche più elaborate di quelle basate su evento, mediante il ricorso a strumentazioni più evolute quali i PMU in fase di misura, sistemi rapidi di elaborazione locale o centrale e sistemi di comunicazione ad elevata velocità.

■■

Valutazione degli interventi correttivi, tenendo conto dei tempi disponibili e dei tempi necessari per l’esecuzione del ciclo di controllo, avendo a disposizione diverse funzioni e risorse di controllo per diversi fenomeni critici: ◗

controllo dei sovraccarichi, mediante riconfigurazione di rete o distacchi di carico e/o generazione;

◗

controllo del fenomeno di scatto di linee in cascata (perdita di sezioni di rete), con azioni di islanding controllato e riequilibrio carico-generazione (anticipando lo scatto incontrollato dei collegamenti, che può portare ad instabilità);

◗

controllo dell’instabilità d’angolo mediante attivazione di islanding controllato per sezionare le aree

◗

controllo del fenomeno di collasso di tensione, mediante misure correttive per il recupero della

tendenzialmente asincrone nel modo più conveniente; stabilità e di adeguati livelli di tensione (blocco dei trasformatori a rapporto variabile, stacco di carico); ◗

controllo dell’instabilità di frequenza, mediante azioni di distacco di generazione e carico anticipate rispetto allo schema di alleggerimento automatico, con l’obiettivo di ridurre lo sbilancio generazione/ carico nelle aree separate.

■■

Attivazione delle azioni calcolate, mediante sistemi di comunicazione veloci.

■■

Valutazione continua, in tempo reale, dell’efficacia dell’intervento e valutazione di eventuali azioni ulteriori.

re in tempo reale la più plausibile traiettoria del sistema e controllarla mediante opportuni interventi. In realtà, come sopra richiamato, azioni come l’alleggerimento di carico non sono sempre sufficienti a controllare la traiettoria del sistema. Una volta stabilito che l’evoluzione del sistema sarà con buona probabilità verso sistemi separati, conviene attuare un insieme di separazioni opportunamente selezionate (islanding controllato) intorno ad aree di generazione, cercando di garantire il più possibile un equilibrio carico/generazione in ciascuna di esse, per: ■■

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diminuire la probabilità di perdere generazione per effetto dei transitori di rete; preservare quanto più carico possibile, rispetto al distacco messo in atto dagli alleggeritori automatici di carico installati localmente nelle cabine primarie; predisporre il sistema ad una rapida ed efficiente ripresa del servizio. Resilienza del sistema elettrico 125

Nell’ottica di una integrazione più spinta tra funzioni, azioni di controllo, sistemi di rilevamento, sistemi di comunicazione, eccetera, nel progetto di un Piano di Difesa Integrato si dovrebbero comprendere le funzioni di acquisizione, di valutazione, attivazione a cui possono seguire verifiche di successo. I vincoli temporali per realizzare l’intero ciclo di acquisizione e monitoraggio-valutazione-attivazione-attuazione sono dipendenti dall’evoluzione del fenomeno, ma in generale possono essere molto stringenti (inferiori al secondo, per i fenomeni più veloci).

5 2 5

Riprendere il servizio – Recuperare dalle emergenze Il recupero dai disturbi consta di due aspetti che, almeno in certe situazioni, possono procedere in parallelo: la riparazione dell’infrastruttura di rete danneggiata e la riaccensione della rete e il ripristino del servizio all’utenza. Agevolare il recupero significa migliorare la resilienza del sistema. Diversi fattori, a livello di risorse organizzative, materiali e di personale, favoriscono la velocizzazione di entrambi gli aspetti. Recupero dell’infrastruttura La riparazione o sostituzione di componenti o apparecchiature si basa in primo luogo sulla disponibilità di risorse umane: numerosità e distribuzione sul territorio, organizzazione, preparazione e competenza. In secondo luogo, occorre mettere gli operatori in condizione di poter effettuare il lavoro, attraverso risorse materiali di vario tipo: mezzi adatti a raggiungere rapidamente i siti, strumenti opportuni, disponibilità di parti o componenti da sostituire. Le linee elettriche possono correre in zone impervie e raggiungere il guasto può rappresentare una criticità, soprattutto in seguito a eventi meteo severi. Per quanto attiene ai componenti di stazione, la criticità maggiore può essere la disponibilità di apparati da sostituire a quelli danneggiati, specialmente per quelli più pregiati e grandi come i trasformatori. Una soluzione interessante in caso di danneggiamento di tratti di linea aerea è rappresentato dall’allestimento di collegamenti provvisori, rapidamente installabili. Ripresa del servizio Anche per quanto attiene alla ripresa del servizio sono numerose le direzioni su cui si può agire per incrementarne l’efficienza. Nell’ambito del già citato progetto AFTER [12] sono stati sviluppati

126

Garantire la resilienza – Il come

due filoni di attività a supporto delle fasi di ripristino in un’ottica di miglioramento della resilienza: ■■

■■

la pianificazione ed esecuzione di prove di addestramento di squadre di emergenza per la costruzione di tralicci temporanei di emergenza a seguito di eventi estremi, specialmente di natura antropica come i sabotaggi (azione di ripristino dell’infrastruttura fisica); lo sviluppo di uno strumento di supporto alle decisioni per gli operatori nella fase di riaccensione di rete (azione di ripristino del servizio).

Lo strumento di supporto consente di costruire in modo adattativo le strategie di ripristino in base alla condizione attuale, alle risorse e ai vincoli del sistema, al fine di eseguire un ripristino veloce ed efficace. Lo strumento è pensato per la rete interconnessa europea; individua la sequenza di start-up dei generatori, le direttrici di riaccensione, le linee di interconnessione con l’estero da utilizzare, il numero e la localizzazione delle isole, i punti di sincronizzazione. In particolare, permette di valutare la combinazione ottima fra fonti esterne di ripristino (linee di interconnessione collegate a sistemi rimasti attivi) e fonti con capacità di black start.

5 2 6

Un sistema di supporto per la resilienza Come si è visto, un sistema di supporto all’operatore per la resilienza deve comprendere diversi sottosistemi distribuiti e coordinati: ■■

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un sotto-sistema di previsione, osservazione e valutazione della sicurezza/rischio/resilienza che, utilizzando diversi indicatori, consenta di migliorare la consapevolezza degli operatori sulle potenziali criticità al fine di identificare gli interventi più opportuni, in fase sia di programmazione dell’esercizio sia di esercizio in linea. Le caratteristiche di questo sottosistema sono state descritte in dettaglio nel Capitolo 4 e in questo capitolo; un sotto-sistema di protezione distribuita dell’infrastruttura elettrica con caratteristiche di real time stringenti. Questo sottosistema integra il sistema di protezione esistente, che agisce su scala locale e in modo autonomo. Se necessario, le protezioni possono essere coordinate tra loro a livello small area (teleprotezioni) o wide area (tramite informazioni remote) in modo da renderle adattative alle situazioni e alle minacce; un sotto-sistema di controllo preventivo, che possa minimizzare Resilienza del sistema elettrico 127

■■

i rischi potenziali per l’infrastruttura e per il servizio, derivanti dalle minacce: tecniche di controllo, come le correnti di anti-icing, possono contribuire a proteggere l’infrastruttura; un sotto-sistema di difesa integrato del servizio basato su schemi di controllo correttivo, distribuito a vari livelli che, a partire dall’identificazione di eventi e fenomeni, possa mettere in atto azioni di controllo utili a evitare il processo di cascading. Tra le azioni di controllo in emergenza si può considerare anche l’andata in isola controllata (controlled islanding).

Un sistema con queste caratteristiche può dare un effettivo supporto all’operatore per ridurre i rischi e gli impatti degli eventi critici e quindi per migliorare la resilienza.

5.3

IN CONCLUSIONE: MEGLIO CURARE E PREVENIRE! Questo capitolo ha illustrato due diversi approcci che possono contribuire a migliorare la resilienza, basati rispettivamente sulla prevenzione e sulla cura, e nello specifico ha descritto i miglioramenti che possono essere ottenuti irrobustendo l’infrastruttura oppure con un esercizio smart. La soluzione ottimale passa per una combinazione opportuna di entrambi gli approcci, per ragioni sia tecniche sia economiche. Si deve infatti tener conto che: ■■

■■

128

rafforzare la rete può essere molto costoso e può richiedere lunghi processi autorizzativi. Questa osservazione suggerisce di migliorare la robustezza dell’infrastruttura solo nelle zone particolarmente critiche, rispetto alle minacce più probabili. Identificare i tempi di ritorno delle situazioni di estrema criticità è essenziale per identificare la priorità degli interventi; per ridurre la probabilità di disservizi, oltre a irrobustire linee specifiche, si possono anche considerare interventi volti ad aumentare la ridondanza della rete. Gli interventi di sviluppo dovrebbero essere valutati mediante analisi costi-benefici basati su approcci probabilistici, che tengano conto della frequenza degli eventi e del loro impatto (includendo i costi di disalimentazione e quelli di ripristino dell’infrastruttura); per ottenere quel degrado limitato di servizio, che è l’obiettivo desiderato in caso di eventi N-k, è importante il ruolo degli ap-

Garantire la resilienza – Il come

TABELLA 5.3

Miglioramento della resilienza: aspetti di ripresa del servizio.

Tipologia di intervento

Descrizione

Predisporre più risorse di ripristino

Gruppi di generazione con funzionalità di black start

Centrali termiche che effettuino il rifiuto di carico (load rejection)

Prestazioni elevate di rampa per le centrali partecipanti al ripristino

Apparati che consentano di rendere più numerose e più affidabili le direttrici

di ripristino (per esempio, dispositivi di compensazione della potenza

reattiva come i reattori induttivi, i compensatori sincroni, eccetera)

Convertitori di collegamenti ad alta tensione in corrente continua (HVDC)

abilitati alla funzionalità di black start (convertitori di tipo Voltage Source

Converter-VSC, oppure convertitori Line-Commutated Converter-LCC

accoppiati con compensatori sincroni e risorse per avviare questi

in black start)

Predisposizione di soluzioni locali, come la formazione di isole di carico

sulla distribuzione (microreti)

Organizzare il processo

Definizione di più strategie di ripristino, basate sia su gruppi di black start,

sia sulla rialimentazione da reti rimaste attive (per l’Italia è significativo

il caso di rialimentazione da reti estere)

Definizione dell’organizzazione per il ripristino, con un coordinamento

efficiente fra le diverse funzioni coinvolte e procedure operative semplici,

chiare e applicabili anche in caso di situazioni estreme

(per esempio, assenza di comunicazioni e di controllo remoti)

Rendere affidabili i sistemi e le procedure Verifiche periodiche dei componenti e sistemi coinvolti

Manutenzione (batterie degli apparati di controllo remoto)

Effettuare prove e addestramento

Addestramento del personale, tramite esercitazioni in campo

e/o training su simulatori del ripristino

Verifica sul campo di direttrici complete, che comprendano l’attivazione

degli apparati e funzioni di controllo atti al ripristino (black start,

regolazione di frequenza e tensione in isola, lancio tensione, rampa

e attacchi di carico)

Adottare strumenti avanzati

Ausilio degli operatori nelle fasi di ripresa del servizio. Alcuni strumenti

di supporto alle decisioni

si basano su sistemi esperti che codificano le pratiche degli operatori [72],

altri sull’utilizzo di tecniche avanzate di AI (Artificial Intelligence).

procci attivi e in particolare dei piani di difesa, finalizzati a salvaguardare il sistema. I piani di difesa devono essere progettati per ridurre il servizio in modo parziale e controllato, per evitare disservizi più gravi e facilitare la ripresa del servizio agli utenti diResilienza del sistema elettrico 129

Garantire la resilienza – Il come

FIGURA 5.10

L’integrazione dello strumento di supporto alle decisioni di ripristino del sistema elettrico: le frecce rosse indicano flussi informativi dello strumento, quelle blu informazioni dal campo, quelle nere comandi operativi. [47]

System Operator UCD testbed EMS/SCADA System OPC Protocol UCD testbed Decision Support System for Grid Restoration Matlab

Power System DIgSILENT Power Factory Basic Structure of the Electric System Transmission Lines 500, 345, 230 and 138 kV

Primary Customer 13 kV and 4 kW

Color key: Transmission Distribution Generation

Generating Generation Step Transmission Customer Station Up Trasformer 138 kV or 230 kV

■■

130

Subtransmission Customer 26 kV and 60 kW

Secondary Customer 120 V and 240 V

sconnessi. Occorre inoltre considerare, specialmente per le aree a rischio di prolungato isolamento dalla rete rilevante, soluzioni di gestione in isola della rete locale di distribuzione, basate sulle tecnologie smart grid e di generazione distribuita; occorre infine dare la debita importanza alle misure di ripristino, che contemplano due aspetti: il ripristino dell’infrastruttura, inteso come la riparazione della stessa in seguito ai danni subiti; e il ripristino del servizio all’utenza, che si basa sulle infrastrutture che sono rimaste o via via tornano disponibili.

Il contributo di RSE: studi e strumenti RSE ha sviluppato diversi strumenti volti a quantificare e, se possibile, a ridurre: la probabilità di occorrenza e l’entità di eventi meteo estremi nel medio-lungo termine; la vulnerabilità dei componenti di rete; la resilienza e il rischio di esercizio del sistema a fronte di diverse minacce (meteo ed antropiche). In questo capitolo viene presentata una panoramica di alcuni degli studi e strumenti sviluppati.

6.1

VALUTAZIONE DEI RISCHI DI EVENTI E FENOMENI NATURALI Questa sezione è dedicata agli strumenti di previsione, monitoraggio e analisi delle minacce naturali: si inizia con i fenomeni di nevicata e dei conseguenti manicotti di ghiaccio che possono abbattere i conduttori delle linee aeree; si continua con i temporali e le trombe d’aria, rilevanti rispettivamente per le fulminazioni e le sollecitazioni meccaniche; si esamina quindi il fenomeno dell’inquinamento salino, che riduce la tenuta degli isolatori. Si conclude con i terremoti rilevanti in particolare per il loro impatto sui componenti di stazione.

6 1 1

Forti nevicate con formazione di manicotti Sistemi di allerta per formazione di manicotti Le condizioni atmosferiche che caratterizzano il fenomeno della neve umida sono note, per cui è possibile effettuare una previsione meteorologica specializzata. Questo tipo di previsione si ottiene partendo da modelli numerici di previsione meteorologica globale, denominati NWP (Numerical Weather Prediction), elaborati da alcuni centri di meteorologia internazionale1, combinati con modelli con elevate risoluzioni spaziali, validi su un’area limitata (Figura 6.1). In RSE vengono utilizzati i modelli ad area limitata Regional Atmospheric Mesoscale Model System (RAMS) e Weather Research and Forecasting Model (WRF), con cui si eseguono operativamente previsioni meteorologiche sul territorio italiano con una risoluzione spaziale orizzontale di circa 5 km. Il passaggio da modello globale (con risoluzioni spaziali tra i 15 e i

1 Modello IFS del ECMWF/UK, modello GFS del NCAR/USA.

Resilienza del sistema elettrico 131

FIGURA 6.1

Aree geografiche sottese alle diverse scale di previsione meteorologica.

50 km e temporali tra 3 e 6 ore) a modello ad area limitata (dati orari con risoluzione spaziale di 5 km) permette di usare parametrizzazioni fisiche differenti, descrizioni orografiche più accurate, schemi numerici per la descrizione di fenomeni fisici anche differenti da quelli considerati nei modelli globali, e soprattutto una frequenza temporale delle uscite più elevata, tipicamente dell’ora ed eventualmente anche fino ai 10 minuti. Per prevedere le condizioni metereologiche di wet snow, critiche per il sovraccarico di neve sui conduttori della rete elettrica, è stato sviluppato in RSE il sistema di allerta WOLF (Wet-snow Overload aLert and Forecasting) [73], con risoluzione spaziale di circa 5 km e cadenza di aggiornamento giornaliera, unico nel suo genere in Europa. Le previsioni meteorologiche ad alta risoluzione sono usate per alimentare il cosiddetto modello di Makkonen [74]. Questo, riconosciuto a livello internazionale come modello di riferimento per nevicate umide, ipotizza una crescita cilindrica e conservativa del manicotto senza fenomeni di distacco (shedding). L’applicazione iterativa del modello di Makkonen alle uscite orarie del modello di previsione meteorologica consente di ottenere previsioni orarie di sovraccarico, per metro lineare di conduttore fino a +72 ore dalla data di emissione, calcolate considerando anche la spinta dinamica del vento previsto. Per supportare gli operatori nell’adozione di strategie di mitigazione attiva, WOLF fornisce anche la stima della corrente minima necessaria a mantenere una linea elettrica libera da formazioni di manicotto, nota come corrente di anti-icing (confronta paragrafo 5.2.2). Le correnti di anti-icing sono determinate mediante i modelli termici definiti da Shu132

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.2

Schema a blocchi del sistema di previsione WOLF.

GM – ECMWF/GFS RUN 12UTC

LAM – RAMS/WRF forecast +72h

Risoluzione 0.125°

FIGURA 6.3

Carichi di ghiacccio > soglia

Risoluzione 0.05°

Variabili meteo

WOLF Modello di crescita

Modello corrente Anti-Icing (AI)

WOLF

Spessore manicotto

Corrente AI

Applicazione WebGIS per WOLF con la previsione di sovraccarico da manicotto effettuata per il 25 novembre 2016.

rig-Frick [75] e nell’ambito del CIGRE [76], considerando anche la dipendenza dal flusso di precipitazione nevosa. Uno schema della catena operativa di WOLF è mostrato in Figura 6.2. Le previsioni del sistema WOLF sono presentate in un’applicazione WebGIS dedicata, che mostra le aree in cui è prevista la formazione di manicotti di neve. L’interattività dell’applicazione permette di estrarre in forma grafica informazioni relative ai fenomeni nevosi, ai sovraccarichi di manicotto e alle correnti di anti-icing previste sui punti griglia del modello (Figura 6.3). Le informazioni sono relative alla tipologie di conduttori più diffusi, ovvero ø31.5 mm per l’alta tensione e il ø4.6 mm per la media tensione. Resilienza del sistema elettrico 133

Verifica dei modelli di accrescimento di manicotto Alcune verifiche relative ai modelli di accrescimento di manicotto e di anti-icing relative alla stazione WILD sono mostrate nelle figure seguenti per eventi di nevicata umida occorsi nel febbraio 2015. I valori di accrescimento, precipitazione cumulata equivalente e corrente di anti-icing previsti su Vinadio sono stati messi a confronto con i valori rilevati dalla stazione WILD, mostrando un buon accordo.

FIGURA 6.4

FIGURA 6.5

2.5

load fore [kg/m]

600

rain obs [mm]

10 1

Al current [A]

1.5

rain cum[mm]

load[kg/m]

Al-fore

5 4 3 Prec [mm/h]

2 1

0 15:00 16.00 17.00 18.00 19.00 20.00 21.00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00

04/02/2015

load obs [kg/m]

05/02/2015

500

rain obs [mm]

1.3 15 2

Al current [A]

Al-fore Al-obs

9 8 7 5 4

200

Prec [mm/h]

100

16/02/2015

10 rain-obs

15/02/2015

Al obs [A] Al fore [A]

300

15:00 16.00 17.00 18.00 19.00 20.00 21.00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00

07/02/2015

400 rain cum[mm]

rain fore [mm]

06/02/2015

WILD: sleeve accretion obseved and predicted wet-snow event 5-7 februaty 2015

600

load fore [kg/m]

0 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00

05/02/2015

WILD: sleeve accretion obseved and predicted wet-snow event 4-5 februaty 2015

8 6

300

100

9 7

400

200

0.5

load[kg/m]

10 rain-obs

500

Al obs [A] Al fore [A]

Al-obs

rain fore [mm]

WILD: sleeve accretion obseved and predicted wet-snow event 5-7 februaty 2015

700

load obs [kg/m]

rain cum[mm]

WILD: sleeve accretion obseved and predicted wet-snow event 4-5 februaty 2015

Verifica delle previsioni di corrente di anti-icing su conduttore di 31,5 mm presso WILD.

precipitatio equivalent [mm/h]

Verifica delle previsioni di manicotto e precipitazione cumulata presso WILD.

2 1 0 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00

05/02/2015

06/02/2015

07/02/2015

Stazione pilota per lo studio dei manicotti Allo scopo di studiare gli effetti delle nevicate umide sui conduttori delle linee elettriche, RSE ha installato presso il comune di Vinadio (CN) alla quota di 950 m s.l.m. una stazione di monitoraggio denominata WILD (Wet snow Ice Laboratory Detection). La stazione opera in sinergia col sistema WOLF dalla fine del 2013 ed è l’unica in Italia interamente dedicata allo studio della wet-snow. È dedicata alla verifica e alla taratura dei model134

Il contributo di RSE: studi e strumenti

Sperimentazioni nella stazione WILD Presso la stazione WILD sono in corso quattro sperimentazioni. 1) Raccolta di dati meteorologici mediante strumentazione del tipo extreme weather per garantire la continuità delle misure durante gli eventi intensi di nevicata, che sono i più importanti. 2) Raccolta di dati di accrescimento su conduttore standard ACSR 31.5 mm con lunghezza di 3 metri in lenta rotazione, mediante celle di carico, sensori di spessore ad ultrasuoni e immagini, allo scopo di documentare in modo completo la formazione di manicotti. Questa sperimentazione garantisce una crescita di manicotto di tipo conservativo e cilindrico in accordo con il modello Makkonen di riferimento, e in accordo con quanto suggerito dalla normativa ISO 12494:2001 [74]. 3) Studio di soluzioni attive di mitigazione basate su metodi termici. Mediante l’effetto Joule indotto da correnti di anti-icing, modulate in bassa tensione sui conduttori campione, è possibile mantenere la temperatura superficiale a temperature comprese tra 1 °C e 2 °C. È possibile quindi valutare il bilancio ottimale delle correnti di anti-icing per prevenire il fenomeno della formazione di manicotto in qualunque condizione di nevicata. 4) Studio di soluzioni passive di mitigazione. Sono in fase di test nuove tipologie di conduttori con rivestimenti di tipo idrofobico e ghiacciofobico (icephobic), in affiancamento a quelli tradizionali. Il confronto, anche qualitativo, di materiali di tipo diverso nelle medesime condizioni ambientali costituisce un banco di prova importante per una selezione di materiali da impiegare nelle aree maggiormente a rischio.

FIGURA 6.6

Stazione WILD: alcune sperimentazioni.

Resilienza del sistema elettrico 135

li di accrescimento e allo studio di soluzioni di mitigazione attiva e passiva in un ambiente di prova reale. Le misure acquisite da WILD alimentano ogni ora un database di osservazioni che permette il confronto immediato tra la previsione di WOLF e la situazione meteorologica nel sito. WILD va a colmare in buona parte la carenza di apparati di misura specifici sulla rete nazionale, e nasce da una somma di esperienze acquisite attraverso campagne di misura dedicate allo studio della wetsnow e dei suoi effetti sulla rete elettrica. La strumentazione impiegata è di tipo ice-free e una serie di accorgimenti tecnici garantisce la continuità delle misure in qualsiasi condizione ambientale, specie durante le nevicate più intense [77]. Sistemi di monitoraggio della formazione di manicotti Per approfondire le condizioni e le modalità di innesco dei manicotti e avviare un’attività di monitoraggio real time sulle linee in esercizio, RSE – in collaborazione con TERNA – sta proseguendo l’installazione di una serie di stazioni di monitoraggio meteorologico e telecamere su tralicci o in prossimità di essi, in località soggette a condizioni meteorologiche difficili. La Figura 6.7 mostra un’immagine ripresa dalla telecamera installata sul primo traliccio di una linea di Alta Tensione che collega Malga

FIGURA 6.7

136

Formazione di manicotti su una linea di Alta Tensione a Malga Ciapela (Belluno).

Il contributo di RSE: studi e strumenti

Ciapela (BL) al fondovalle. Si nota la presenza di manicotti di neve sui conduttori e sulle due funi di guardia della linea. La telecamera trasmette immagini della situazione in atto ogni 15 minuti. Attraverso queste immagini, TERNA e RSE possono studiare il comportamento dei conduttori nelle fasi di maggior sovraccarico meccanico della linea. Mappatura dei carichi giornalieri di manicotto Oltre alla previsione dei sovraccarichi di manicotto di neve è importante conoscere le aree del territorio più vulnerabili a questi fenomeni. La conoscenza delle zone in cui le infrastrutture di trasporto e distribuzione sono messe a dura prova dalla frequenza e dall’intensità degli eventi risulta per i TSO e i DSO uno strumento di supporto indispensabile alla pianificazione degli interventi per incrementare la resilienza. RSE ha recentemente realizzato una mappatura nazionale dei carichi di manicotto. Lo strumento messo a punto permette di selezionare gli eventi di wet snow in base ai valori di temperatura e quota altimetrica. È possibile inoltre valutare i carichi massimi di manicotto attesi in funzione del tempo di ritorno e del conduttore impiegato. Ad esempio, la Figura 6.9 mostra il carico meccanico massimo atteso, con tempo di ritorno di 50 anni, su un conduttore da 31,5 mm di diametro, dovuto alla presenza di

FIGURA 6.8

Criteri per la selezione delle condizioni di nevicata umida.

SELEZIONE DELLE CONDIZIONI DI WET-SNOW Identificazione delle soglie sulla base di uno studio RSE di tutti gli eventi neve dal 1951

Nord Tmin≥-2 °C & Tmax≤+2 °C

Centro Sud Quota<500 m –2 °C< Tmin<+2 °C OR Tmax≤+3 °C

Centro Sud Quota≥500 m Tmin≥-2 °C & Tmax≤+2 °C

Resilienza del sistema elettrico 137

FIGURA 6.9

Carico massimo combinato atteso su conduttore da 31,5 mm con tempo di ritorno (TR) pari a 50 anni.

Carichi max risultanti Ev. (Kg/m) – MESAN – TR = 50 – Cond. aa585 d=31.5 mm

60 40 20

15 10 9

8 7 6

5 4 40

3 2 1

0.5 0.2 6

manicotto combinata con l’azione del vento. Questi dati, in accordo con la normativa, possono essere utilizzati come riferimento per la progettazione delle linee di alta tensione.

6 1 2

Forti temporali e trombe d’aria Come già ricordato (paragrafo 3.1.2) le previsioni meteorologiche tradizionali non possono prevedere in modo puntuale, con anticipo superiore a qualche ora, dove e quando si manifesteranno fenomeni temporaleschi intensi. Possono stabilire soltanto se ci saranno le condizioni generali, su scala regionale o sub-regionale, favorevoli al loro sviluppo. I temporali possono invece essere osservati, anche quando sono in via di formazione, mediante strumenti di monitoraggio con grandi potenzialità di copertura e precisione. Gli strumenti utilizzati in RSE sono il radar meteorologico e il satellite geostazionario. Il primo (Figura 6.10) emette impulsi di microonde ed analizza la parte di queste riflessa dalle gocce d’acqua presenti nella nube.

138

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.10

I sistemi radar meteorologici. Radar meteorologico di METEO-SWISS sul monte Lema (a). Questo radar copre tutta la Lombardia. Foto: Meteo-Swiss

b Immagine radar del monte Lema (b). Il colore indica l’intensità della precipitazione in atto su Piemonte e Lombardia. Fonte: elaborazione RSE

Il secondo, come il Meteosat di seconda generazione MSG, analizza la radiazione visibile e infrarossa emessa verso l’alto dalla nube (Figura 6.11). Questi due strumenti hanno raggiunto ormai precisioni di un chilometro o meno per i radar e di qualche chilometro per il satellite. La periodicità con cui tali strumenti possono ripetere le osservazioni è tipicamente di 5 minuti per i radar e di 15 per il satellite. A questi strumenti si aggiungono le reti per il rilevamento dei fulmini, come quella del CESI-SIRF2, che copre tutta l’Italia e le zone di confine. Queste reti permettono il rilevamento in tempo reale di ogni fulmine nube-suolo con una precisione media sul punto di impatto di +/-500 m, ossia un valore molto accurato. Oltre all’acquisizione dei dati è importante la loro elaborazione, con l’obiettivo di stabilire: quanto un temporale è pericoloso per i suoi effetti al suolo; come si sta spostando e dove arriverà nel brevissimo termine (30-60 minuti, il cosiddetto nowcasting). Queste informazioni sono alla base di qualsiasi sistema di allar-

2 http://www.fulmini.it/public/product/attestati.asp

Resilienza del sistema elettrico 139

FIGURA 6.11

Esempio di immagine trispettrale del satellite europeo Meteosat 9, che evidenzia – mediante la combinazione di vari canali – le nubi temporalesche che insistono su Piemonte e Lombardia. Fonte: elaborazione RSE

Sistemi di allerta e nowcasting per forti temporali Per effettuare il monitoraggio dei forti temporali e delle trombe d’aria RSE, in collaborazione con la Protezione Civile della Regione Lombardia, ha messo a punto un sistema denominato Storm Tracking Alert and Forecast (STAF) che, integrando gli strumenti sopra citati, a partire dal 2008 elabora ogni 5 minuti i dati volumetrici di riflettività del radar svizzero di Monte Lema e i dati del satellite Meteosat 9. Il sistema permette di individuare le celle temporalesche più intense, prevederne lo spostamento, emettere allarmi quando una cella temporalesca intensa viene prevista a meno di 10 km da un’area target. In particolare, STAF fornisce informazioni su localizzazione, intensità e probabilità di manifestazioni distruttive collegate al temporale [78][79].

140

Il contributo di RSE: studi e strumenti

me tempestivo ed efficace dedicato alla prevenzione di danni a cose e persone.

6 1 3

Inquinamento salino Negli Anni ’90 è stata realizzata da ENEL Ricerca, in collaborazione con CESI, una mappatura nazionale dei livelli di contaminazione a cui sono esposti degli isolatori in aria sulla base di misure sperimentali (Figura 6.12a) [80]. Tuttavia, i rilievi effettuati nel corso degli ultimi anni hanno mostrato discrepanze, in alcune parti del territorio, rispetto a misure specifiche (tramite le centraline AMICO3) e alle analisi dei tassi di guasto per cedimento dell’isolamento in aria di linee e stazioni [82][83]. Tali discrepanze hanno evidenziato la necessità di un approfondito aggiornamento dei livelli di severità. Pertanto, in RSE è stato avviato un progetto per la realizzazione di una nuova mappa dei livelli di contaminazione degli isolatori sul territorio nazionale, nell’ambito di un accordo di collaborazione RSE-TERNA. Il progetto prevede l’adozione di una nuova metodologia multidisciplinare per l’individuazione dei livelli di contaminazione. La metodologia è stata applicata sull’intero territorio nazionale e ha permesso di realizzare simulazioni ad elevata risoluzione spaziale dei campi tridimensionali delle principali variabili che determinano il deposito di inquinati sugli isolatori elettrici. I risultati tengono conto di tutti i processi emissivi, sia di origine antropica (urbani e industriali) sia di origine naturale (biogenici e marini), dell’orografia, della tipologia di suolo e delle condizioni meteorologiche del territorio in esame. Risultano così disponibili tutte le informazioni necessarie alla definizione delle aree di severità dell’inquinamento a cui sono esposti gli isolatori elettrici, con il vantaggio di poter fruire di risultati oggettivi, con elevata copertura spaziale, livelli di attendibilità soddisfacenti e in tempi contenuti. Le simulazioni hanno permesso di ricavare una nuova mappa preli-

3 AMICO (Artificially Moistened Insulator for Cleaning Organization) [81]

è un dispositivo in grado di caratterizzare e monitorare la severità del livello di contaminazione degli isolamenti in aria. Il primo prototipo fu sperimentato, nell’ambito della Ricerca di Sistema, tra il 2000 e il 2002 in Sardegna. In seguito (2005) sono stati prodotti ed installati (in stazioni AT) altri sei prototipi di seconda generazione. Nel 2016 è stato installato un nuovo prototipo (con significativi miglioramenti rispetto ai precedenti) presso la stazione di Terna di Portoscuso. Resilienza del sistema elettrico 141

FIGURA 6.12

Inquinamento salino: confronto tra la vecchia mappatura (sinistra) e la nuova mappatura realizzata da RSE (destra). Inquinamento Salino

Inquinamento Salino WGS84

Molto leggero Leggero Medio Pesante Molto pesante Eccezzionale

minare che esprime la severità media della contaminazione ambientale cui è soggetta la linea (Figura 6.12). Dall’analisi spaziale della mappa si evince un aumento del livello di inquinamento spostandosi da Nord a Sud e dall’entroterra verso la costa. Le aree più problematiche sono localizzate nelle due isole maggiori, dove il grado di severità dell’inquinamento raggiunge le classi più alte, nell’estremità meridionale della Puglia e lungo le coste laziali, campane e calabre. Anche nell’entroterra casertano si osserva un livello di inquinamento pesante dovuto alla sovrapposizione di inquinanti urbani e di origine marina. In Pianura Padana i livelli di inquinamento raggiungono un grado di severità medio, generato dall’elevata presenza di sorgenti antropiche, mentre la severità della contaminazione è nulla o comunque molto bassa nelle aree alpine e appenniniche. Si osservano dei punti di inquinamento pesante localizzati in corrispondenza delle aree portuali di Genova e Venezia, dove all’inquinamento antropico si aggiungono le emissioni di inquinanti marini. Rispetto alla mappa precedente, nella nuova elaborazione scompare la classe di inquinamento eccezionale, che si osservava in presenza dei singoli e più importanti impianti emissivi, mentre è stata introdotta la classe molto leggero per indicare le aree alpine, in cui il rischio di disservizi dovuti all’inquinamento può ritenersi molto basso. Inoltre, nella 142

Il contributo di RSE: studi e strumenti

nuova mappa si osserva una riduzione del livello di contaminazione attorno all’area urbana di Milano. Questa zona, infatti, seppur fortemente inquinata da sorgenti antropiche, non risente in maniera rilevante di fenomeni di inquinamento salino. La nuova mappa mostra anche una riduzione delle classi di severità lungo la costa adriatica, nell’area Sud orientale della Puglia e nella pianura fiorentina. Al contrario, la severità dell’inquinamento a cui sono esposte le linee elettriche aumenta nell’entroterra sardo e siciliano, passando da un livello leggero a medio. In queste due regioni aumenta anche l’estensione delle zone ad inquinamento pesante, soprattutto in corrispondenza delle coste occidentali. In Sicilia si osserva inoltre un incremento della classe di severità lungo il litorale trapanese, frequentemente investito dai venti di maestrale che trasportano particelle di sale marino. La nuova mappa è in fase di validazione attraverso il confronto con le misure raccolte da RSE/TERNA nel corso di una campagna di misura che si concluderà nel 2018 in oltre duecento siti di campionamento, posizionati in corrispondenza dei sostegni delle linee aeree di alta tensione della rete elettrica nazionale.

6 1 4

Terremoti e danni sismici Nel contesto delle attività realizzate da RSE per la valutazione della resilienza del sistema elettrico si deve ricordare lo strumento di analisi del rischio sismico ASK4ELP [84] per le infrastrutture di rete, messo a punto da RSE in ambito RdS. Lo strumento ASK4ELP, sviluppato da RSE, esegue simulazioni con tecnica Monte Carlo di eventi sismici generati in un prefissato epicentro o originatisi da una o più aree sismogenetiche. Il programma richiede in ingresso la configurazione della rete elettrica definita da tutti i suoi componenti (ubicazione, tipologia, caratteristiche elettriche) e dalle loro interconnessioni fisiche e logiche. Inoltre devono essere preventivamente calcolate le curve di fragilità di tutti gli elementi. Il codice ASK4ELP, per ogni terremoto simulato: ■■

■■

valuta la vulnerabilità sismica della rete, localizzando le sottostazioni fuori servizio e determinando il numero delle apparecchiature danneggiate per ogni tipologia; valuta con un’analisi di load-flow le ripercussioni elettriche del danno, fornendo, per ogni nodo, i livelli di tensione e potenza disponibili, nel rispetto delle caratteristiche dei singoli elementi della rete e delle logiche di intervento delle protezioni; Resilienza del sistema elettrico 143

Riproduzione del terremoto dell’Irpinia (novembre 1980) Tra le applicazioni del codice ASK4ELP è di particolare rilievo la riproduzione del terremoto occorso in Irpinia nel novembre 1980, con epicentro in Conza di Campania e magnitudo 7. La Figura 6.13 riporta le probabilità di blackout ai nodi cioè la probabilità che ha ciascun nodo di restare isolato dalla rete. Si noti che tale probabilità non supera il 63 per cento nemmeno nell’area epicentrale. Le stazioni per le quali la probabilità di blackout è superiore al 50 per cento sono quelle prossime ai comuni di Sant’Angelo dei Lombardi, Calitri, Calabritto e Lacedonia, cioè località tra quelle effettivamente più danneggiate dal terremoto. Complessivamente i risultati delle simulazioni effettuate evidenziano una buona robustezza intrinseca della rete. Ciò è in sostanziale accordo con le caratteristiche strutturali delle apparecchiature elettromeccaniche impiegate e con le caratteristiche geometriche e di distribuzione spaziale della rete. In particolare gli elementi di maggiore fragilità che più contribuiscono alla vulnerabilità complessiva delle stazioni si possono individuare in non più di un paio di differenti tipologie, rendendo così relativamente poco gravoso un eventuale upgrading della rete, anche in considerazione del numero relativamente contenuto di elementi esposti ad un livello di rischio realmente significativo. Anche gli indici di ricaduta socio-economica ottenuti sono ragionevoli, per quanto l’assenza di informazioni specifiche rendano difficoltoso il confronto con il dato reale. FIGURA 6.13

Simulazione degli effetti del sisma in Irpinia sui componenti del sistema elettrico: probabilità di blackout ai nodi. conv 68

tutti 79

45 44 LATITUDE

43 42 41 40 39

39 38 37 9

144

13 14 15 LONGITUDE

0 0

Il contributo di RSE: studi e strumenti

■■ ■■

6.2

valuta i rischi complessivi per la rete; calcola l’indice di ricaduta sociale delle interruzioni di servizio, stimando per ogni nodo e per ogni municipalità colpita il numero dei feriti non assistiti dal servizio elettrico.

ANALISI DEGLI IMPATTI DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI Per fornire strumenti utili a migliorare la resilienza nei decenni a venire, da dieci anni in RSE si conducono studi sugli impatti dei cambiamenti climatici sul territorio nazionale. Sono esaminate in particolare le aree in cui gli aspetti climatici sono più rilevanti per il sistema elettrico: le aree della regione alpina, fondamentale per la risorsa idrica; le sotto-aree attraversate dagli elettrodotti (Figura 6.14a) che costituiscono le sezioni critiche della rete di trasmissione (tali sezioni rappresentano anche i confini tra le attuali zone del mercato elettrico); l’area degli Appennini Liguri, attraversata dalla linea a 400 kV Vignole Borbera-La Spezia, influente per i transiti di potenza Nord–Centro Nord e soggetta a condizioni atmosferiche molto avverse con ghiaccio, vento e depositi salini.

FIGURA 6.14

Sezioni critiche della Rete di Trasmissione (a) e orografia della Penisola italiana considerata dai Modelli Ensembles con risoluzione 25 km (b).

7 2 6 3

6 6 4 1

b Resilienza del sistema elettrico 145

6 2 1

I modelli climatici Il clima è determinato dal complesso degli eventi meteorologici che hanno una certa intensità e frequenza nella regione d’interesse per un periodo sufficientemente lungo (tipicamente un trentennio). Per la sua caratterizzazione è dunque necessario considerare i valori giornalieri di diverse variabili meteorologiche, in particolare: la temperatura superficiale dell’aria media (tas), minima (tmin) e massima (tmax), la precipitazione totale (pr) e l’intensità del vento (wind). Per lo studio del clima si ricorre sostanzialmente a due tipi di strumenti: le serie storiche di misure e i modelli climatici. I primi costituiscono il miglior riferimento di ciò che è realmente accaduto nel passato, ma hanno evidentemente una rappresentatività spaziale limitata e una capacità previsionale ancor più ridotta; i secondi, invece, possono dare una descrizione verosimile delle interazioni tra le variabili meteo-climatiche nello spazio e nel tempo con cui fornire proiezioni future a medio-lungo termine. Tali ricostruzioni numeriche presentano, tuttavia, alcune limitazioni intrinseche, legate alla risoluzione spazio-temporale finita delle equazioni fluidodinamiche, che descrivono i processi atmosferici, e alle approssimazioni degli algoritmi che descrivono le interazioni atmosfera-oceano-terra-biosfera, trattandosi di meccanismi assolutamente complessi e interconnessi con scale spazio-temporali molto diverse e ancora non completamente compresi. Poiché non esiste un modello ottimale, in grado di descrivere meglio di ogni altro tutte le diverse condizioni atmosferiche, si elaborano gli scenari climatici applicando tecniche di ensemble means, secondo le raccomandazioni della comunità scientifica internazionale [85]. In pratica, si utilizzano i risultati di più simulazioni per elaborare proiezioni future in termini probabilistici, ottenendo così un errore di previsione ridotto, grazie al contributo di più simulazioni modellistiche, e una stima dell’incertezza della proiezione futura, data dallo spread dei modelli considerati nel processo di media. Per difendersi dalle situazioni critiche, non basta però utilizzare più modelli. I potenziali impatti dei cambiamenti climatici devono essere considerati sotto diverse ipotesi di sviluppo. Infatti, i processi atmosferici dipendono dalle forzanti radiative che, nei prossimi decenni, potranno cambiare in modo significativo essenzialmente per un diverso uso dei combustibili fossili (da cui dipenderanno diverse concentrazioni in aria dei gas serra), a sua volta legato alle diverse evoluzioni demografiche, socio-politiche, economiche e tecnologiche4. Sulla base degli scenari emissivi dello Special Report on Emissions Scenarios (SRES A2, A1B, B1), indicati dall’Intergovernmental Panel on

146

Il contributo di RSE: studi e strumenti

Climate Change (IPCC), tutti plausibili secondo diverse modalità di sviluppo su scala regionale e globale [86], sono state fatte numerose simulazioni climatologiche da parte di diversi istituti di ricerca a livello internazionale. I risultati di tali simulazioni sono stati archiviati nel data-set CMIP3, nell’ambito del Climate Model Intercomparison Project (CMIP), e presentati nella pubblicazione IPCC-AR4 [87]. Recentemente l’IPCC ha definito quattro nuovi scenari, detti Representative Concentration Pathway (RCP)5, con i quali sono state realizzate nuove simulazioni ed elaborati i corrispondenti scenari presentati in IPCC-AR5 [32].

6 2 2

L’analisi climatica Gli studi condotti in RSE si basano sull’analisi dei risultati di simulazioni climatiche realizzate nell’ambito di progetti internazionali e resi disponibili all’intera comunità scientifica con archivi appositamente costituiti per la loro diffusione. Nel metodo di analisi adottato si privilegia l’analisi a scala stagionale rispetto a quella mensile o annuale, perché risulta la più significativa, data la marcata variabilità intra-annuale del Mediterraneo. Dapprima si verifica la rappresentatività modellistica del clima attuale, utilizzando come metrica soprattutto l’indice BIAS e il suo valore percentuale BIASp (quest’ultimo per la valutazione oggettiva delle performance nella ricostruzione delle precipitazioni), secondo la definizione: BIAS = Vmod – Vobs BIAS = (Vmod – Vobs ) Vobs ·100% dove Vmod e Vobs sono rispettivamente i valori medi simulati e osservati su scala annuale e stagionale. Successivamente si deducono gli scenari futuri esprimendoli in termini di anomalie, ovvero differenze tra i valori medi previsti su un certo periodo (per esempio, per il trentennio 2021-2050) e i valori di riferimento (per esempio, quelli degli anni 1961-1990). Si è visto come le vulnerabilità delle infrastrutture elettriche ai cam-

4 Gli attuali 400 ppm di gas serra sono indicati come responsabili

del riscaldamento del pianeta. 5 Rinviando alla documentazione specifica per i dettagli [88], qui si ricorda

che gli scenari RCPs sono descritti in termini di forzanti radiative ed includono: uno scenario con azioni di mitigazione che implicano forzanti radiative molto basse (RCP2.6), due scenari di stabilizzazione (RCP4.5 e RCP6) e uno scenario con elevate emissioni di gas serra (RCP8.5). Resilienza del sistema elettrico 147

biamenti climatici sono principalmente legate all’influenza delle variazioni degli eventi estremi, più che per effetto dei cambiamenti climatici graduali, come per esempio l’innalzamento della temperatura media. Tuttavia, anche le variazioni graduali possono avere delle soglie oltre le quali gli impatti non vanno trascurati per la sicurezza del sistema. Pertanto, gli scenari climatici sono descritti in termini di: variazioni climatiche medie e variazioni degli eventi estremi. Dall’analisi dei modelli di circolazione globale del CMIP3 si ricava un quadro che prevede un riscaldamento nel nostro Paese che a fine secolo potrà variare da 2 a 5° C a seconda dello scenario emissivo considerato [89]. Più dettagliate sono le analisi fatte a partire dalle simulazioni realizzate nell’ambito del progetto europeo ENSEMBLE6 con modelli climatici regionali, con risoluzione spaziale più spinta e quindi più adeguata a descrivere i processi fisici tra suolo e atmosfera. Utilizzando i dati giornalieri di dieci simulazioni di ENSEMBLES alla risoluzione di 25 km (Figura 6.15) nello scenario emissivo SRES A1B, sono stati elaborati alcuni scenari futuri per l’Italia al 2050 [90]. Le performance modellistiche sono state valutate usando come dati di riferimento quelli dedotti da due data-set internazionali, che forniscono su griglie regolari i valori interpolati di serie storiche di dati osservati: da E-OBS7 sono stati estratti i dati giornalieri di temperatura media, minima, massima e precipitazione su una griglia regolare di 0,25 gradi di latitudine per 0,25 gradi di longitudine; da ERA-Interim8 sono stati estratti i campi di vento con risoluzione spaziale di 1,5 x 1,5 gradi. Utilizzando solo i modelli con buone performance nelle ricostruzioni della climatologia sull’Italia (ne sono stati selezionati 7), sono state calcolate delle ensemble means i cui risultati hanno permesso di riprodurre in modo soddisfacente il ciclo stagionale. Infatti, l’ensemble means stima valori termici tipicamente elevati in estate e bassi in inverno, in funzione della quota orografica (Figura 6.15a), descrive inverni umidi ed estati secche (Figura 6.15b), riproduce venti tesi sulle regioni peninsulari soprattutto nei mesi invernali; caratterizza inoltre la Val Padana, riparata da rilievi alpini e appenninici, come regione interessata da venti deboli o calma di vento (Figura 6.15c). L’analisi degli scenari futuri per il trentennio 2021-2050, rispetto al periodo di riferimento 1961-1990, conduce ai risultati discussi di seguito.

6 http://www.ensembles-eu.org 7 http://eca.knmi.nl/dailydata 8 http://data-portal.ecmwf.int/data

148

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.15

INVERNO

Valori stagionali ricostruiti da ensemble means per (a) temperatura media superficiale dell’aria [°C], per (b) la precipitazione totale [mm/ giorno], per (c) l’intensità del vento [m/s] nello scenario di riferimento 1961-1990 nell’ordine, da sinistra a destra, inverno (DJF), primavera (MAM), estate (JJA) e autunno (SON). PRIMAVERA

ESTATE

AUTUNNO

ENS 1961_1990 DJF

ENS 1961_1990 MAM

ENS 1961_1990 JJA

ENS 1961_1990 SON

ENS 1961_1990 DJF

ENS 1961_1990 MAM

ENS 1961_1990 JJA

ENS 1961_1990 SON

ENS 1961_1990 DJF

ENS 1961_1990 MAM

ENS 1961_1990 JJA

ENS 1961_1990 SON

Variazioni climatiche medie Un riscaldamento su tutta la Penisola di circa 1,0-1,5 °C in tutte le stagioni, particolarmente elevato in estate con rialzi di 2,0-2,5 °C9. Da non trascurare è l’innalzamento termico di circa 1,5 °C previsto in inverno nella regione alpina. Resilienza del sistema elettrico 149

Una riduzione delle precipitazioni nella stagione estiva, con valori di circa il 20 per cento sull’Italia centrale e maggiori del 20 per cento sulle regioni meridionali; un loro aumento nella stagione invernale relativamente all’Italia settentrionale, da intendersi più come piogge che neve, in quanto associate a rialzi termici.10 Una debole riduzione dell’intensità del vento, coerente con un rinforzo della circolazione anticiclonica [90][91], ma la grande variabilità tra i modelli non permette di individuare un segnale chiaro sulla variazione media del vento nelle prossime decadi. È utile notare che la concomitanza di innalzamento termico e riduzione delle precipitazioni nella stagione estiva, dedotta da tali scenari, rende la stagione estiva particolarmente critica. Inoltre, il riscaldamento invernale potrebbe compromettere la conservazione dei ghiacciai (da cui dipende la disponibilità della risorsa idrica), nonché la consistenza del permafrost (il cui degrado comporta rischi di dissesto del terreno). Variazioni degli eventi estremi Per studiare l’evoluzione della resilienza nei decenni è utile soffermarci soprattutto sull’effetto dei cambiamenti climatici sulla frequenza e l’intensità degli eventi estremi. Un modo per caratterizzare le probabilità di occorrenza degli eventi estremi è analizzare la densità di probabilità (Probability Density Function–PDF), in particolare la coda della PDF che identifica proprio tali fenomeni estremi. Come descritto dalla Figura 6.16, se nel tempo la distribuzione “si sposta”, gli eventi che in precedenza erano casi isolati diventano più frequenti, segno di una sostanziale modifica del clima. Un modo per caratterizzare le variazioni termiche estreme è analizzare come varia il 10° percentile della temperatura minima e il 90° percentile della temperature massima, nello scenario futuro rispetto a quello di riferimento. L’analisi del 10° percentile delle tmin presenta un rialzo di 1,5-2 °C sulle regioni alpine, ed evidenzia i seri rischi per la conservazione dei

9 La soglia di 2,0 °C è stata indicata dagli studiosi nella Conferenza

di Copenaghen del 2009 e confermata a Durban nel 2011, come limite massimo da non superare per evitare catastrofi ambientali. 10 Ad integrazione di questi risultati validi per l’Italia si segnala che i modelli indicano in aumento le precipitazioni a nord delle Alpi, con rischi di piogge molto intense e conseguenti disastri ambientali. Nevicate abbondanti, superiori alla media, sono previste per il versante alpino settentrionale. Questa informazione è di interesse per l’eventuale valutazione dell’influenza delle condizioni meteorologiche estreme sull’interconnessione elettrica internazionale. 150

Il contributo di RSE: studi e strumenti

Frequency of occurence

FIGURA 6.16

Gli eventi estremi diventano più comuni. [92]

“Normal” weather distribution over time

Extreme events

Likely events

Distribution range shifted by climate change

Extreme events

The new normal

Human society is structured around “normal” weather, with some days hotter than average and some colder. At the distant “tails” are extreme events such as catastrophic weather. Climate changes shifts the entire distribution curve to the right. Old extremes become the new normal, ner extremes emerge, and the process continues until we take action.

ghiacciai e la solidità del permafrost a causa del riscaldamento invernale sulle Alpi; invece, l’analisi del 90° percentile di tmax indica un aumento di oltre 2 °C sull’intera Penisola in estate, il che accentua il problema del riscaldamento nella stagione estiva. Come già ricordato, soprattutto gli eventi meteorologici estremi (come forti temporali o raffiche di vento) rappresentano i maggiori fattori di rischio per la sicurezza del sistema elettrico. Caratterizzati da un’elevata variabilità spazio-temporale, spesso tali fenomeni non sono propriamente descritti dai modelli regionali, di risoluzione troppo lasca per le scale fenomenologiche in gioco. Tuttavia, mediante essi, è possibile identificare le aree caratterizzate da un’occorrenza elevata di eventi meteorologici significativi. Secondo un approccio probabilistico [90], attraverso valori soglia, inferiori a quelli tipici per classificare gli eventi estremi ma sufficientemente elevati per identificare eventi meteo significativi, si selezionano alcuni eventi di interesse. Quindi, sulla base della risposta dedotta dalla maggioranza dei modelli, si caratterizzano le aree più esposte, con una confidenza media e alta a seconda che l’accordo tra i modelli nel segno del cambiamento sia almeno al 50 per cento e al 90 per cento rispettivamente, secondo la terminologia indicata dall’IPCC [93]. In particolare le variazioni (in percentuale) dei giorni torridi sono state analizzate considerando le giornate estive caratterizzate da tmax>30 °C (hot days) e tmin>15 °C (tropical night). Le condizioni di scioglimento (frost days) sono state identificate selezionando i giorni dei mesi invernali in cui tmin>0 °C (Figura 6.17). Con queste assunzioni è stata analizzata l’evoluzione di alcuni tipi di eventi estremi. Resilienza del sistema elettrico 151

FIGURA 6.17

Hot days in JJA

Variazione percentuale degli eventi nello scenario 2012-2050 rispetto al periodo di riferimento 1961-1990 dedotto da 7 modelli Ensembles per: hot days (sinistra) e tropical nights (centro) in estate, frost days (destra) in inverno. Le aree in grigio indicano che zone in cui non c’è accordo tra i modelli nella direzione del cambiamento, con i puntini neri si evidenziano i punti griglia per i quali la variazione è molto probabile (con un accordo di almeno 6 su 7 modelli). Tropical nights in JJA

Frost days in DJA

Tutti i modelli concordano nell’indicare un’occorrenza di temperature estreme in estate in preoccupante crescita (oltre il 20 per cento) sia per quanto riguarda le notti tropicali, sia per gli hot days soprattutto in Val Padana e sulle regioni meridionali. Queste condizioni genereranno maggiori disagi per la popolazione, con associati picchi di richiesta energetica per la climatizzazione. A causa del generale riscaldamento della Penisola, ci sarà una drastica riduzione dei frost days (circa 10 per cento) sui i rilievi alpini. Oltre ad un’accelerazione dell’arretramento dei ghiacciai, questo favorirà l’occorrenza di eventi di wet-snow, identificati come giornate in cui si verificano valori di pr>10 mm/giorno e 0 °C<tmax<1,5 °C11. Tali eventi sono previsti in crescita di oltre il 30 per cento sull’arco alpino in inverno (Figura 6.18). Nonostante siano previste in diminuzione le precipitazioni medie sul Mediterraneo (in generale del 5-10 per cento), risulta in aumento il rischio di piogge intense, per episodi selezionati con pr>20 mm/giorno, su alcune aree nazionali (Figura 6.19): in inverno soprattutto sulle coste toscane e l’alto Adriatico, in primavera sull’Italia peninsulare, in

11 Per le definizioni di pr ecc., si veda § 6.2.1.

152

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.18

INVERNO

FIGURA 6.19

INVERNO

Variazione percentuale degli eventi di wet-snow nello scenario 2012-2050 rispetto al periodo di riferimento 1961-1990 dedotto da 7 modelli Ensembles nelle quattro stagioni.

PRIMAVERA

ESTATE

AUTUNNO

Variazione percentuale degli eventi con precipitazioni intense, selezionati con pr>20 mm/d, nello scenario 2012-2050 rispetto al periodo di riferimento 1961-1990 dedotto da 7 modelli Ensembles nelle quattro stagioni. PRIMAVERA

ESTATE

AUTUNNO

particolare sui litorali del basso Adriatico e del Mar Jonio, in autunno ancora sulla costa adriatica. Identificati gli eventi temporaleschi tramite le soglie pr>10 mm/giorno e wind>5 m/s, tali fenomeni risultano in aumento tra il 10 e il 20 per cento sull’Italia centrale, prevalentemente sul versante tirrenico (Figura 6.20). Le giornate ventose, selezionate con wind>5 m/s calano ovunque, soprattutto in estate in cui è prevista una diminuzione del 10-20 per cento dei casi, con qualche eccezione sull’Appennino e in Puglia nella stagione invernale (Figura 6.21). Resilienza del sistema elettrico 153

FIGURA 6.20

INVERNO

FIGURA 6.21

INVERNO

Variazione percentuale degli eventi temporaleschi, selezionati con pr>10 mm e wind>5 m/s, nello scenario 2012-2050 rispetto al periodo di riferimento 1961-1990 dedotto da 7 modelli Ensembles nelle quattro stagioni. PRIMAVERA

ESTATE

AUTUNNO

Variazione percentuale delle giornate con vento forte, selezionate con wind>5 m/s, nello scenario 2012-2050 rispetto al periodo di riferimento 1961-1990 dedotto da 7 modelli Ensembles nelle quattro stagioni. PRIMAVERA

ESTATE

AUTUNNO

È attualmente in corso il progetto CORDEX12 grazie al quale sono ora disponibili i risultati di simulazioni dei più recenti modelli regionali a risoluzione di 50 km (Med-CORDEX) e 12 km (Euro-CORDEX). Sulla base di 5 simulazioni Med-CORDEX, negli scenari emissivi RCP 4.5 e RCP 8.5, è stata approfondita l’analisi del regime pluviometrico sul nostro Paese nelle prossime decadi, utilizzando alcuni indici definiti dal World Meteorological Organization Expert Team on Climate Change Detection and Indices (ETCCDI): i risultati ottenuti conferma-

12 www.cordex.org

154

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.22

Mappa della variazione percentuale dell’indice R99PTOT nello scenario RCP 8.5 rispetto al periodo storico di riferimento 1971-2000.

no un’intensificazione degli eventi intensi su alcune aree del nostro Paese soprattutto sotto l’ipotesi di uno scenario emissivo elevato. Considerando in particolare l’indice R99PTOT, che è una misura della frequenza e dell’intensità degli eventi di precipitazioni estreme, si trova un aumento a fine secolo del 70-100 per cento in alcune regioni del nord-est e dell’Italia centro-meridionale (Figura 6.22).

6.3

UNO STRUMENTO PER VALUTARE E GESTIRE LA RESILIENZA DEL SISTEMA Come descritto nel Capitolo 4, RSE ha sviluppato la metodologia innovativa e uno strumento di valutazione della resilienza nell’ambito del progetto europeo di ricerca AFTER [12].

6 3 1

Architettura dello strumento La Figura 6.23 illustra l’architettura dello strumento sviluppato per la valutazione di indici di rischio e resilienza del sistema elettrico, le cui funzionalità sono state descritte nel Capitolo 4. La probabilità di guasto dei componenti è ottenuta a partire dai modelli probabilistici delle minacce e delle vulnerabilità dei componenti. Sono considerati sia i componenti di potenza (linee, trasformatori, sistemi di sbarre che costituiscono i nodi della rete, generatori), sia i sistemi ICT rilevanti per il controllo e la protezione del sistema elettrico. Resilienza del sistema elettrico 155

FIGURA 6.23

Lo strumento di valutazione dei rischi.

Una volta selezionati i componenti a maggiore probabilità di guasto, si genera un elenco di contingenze di sistema: ogni contingenza è caratterizzata dai componenti che vanno fuori servizio a causa del guasto iniziale. Se la contingenza consiste nella perdita di un solo componente (per esempio, una linea o un trasformatore) si parla di contingenza singola, altrimenti (come nel caso di guasto di sbarra, guasto di due linee poste sulla stessa palificazione, o in caso di malfunzionamento delle protezioni) si dice che la contingenza è multipla. La risposta del sistema alle contingenze è analizzata con un simulatore nel dominio del tempo e con un simulatore probabilistico quasi-statico di fenomeni in cascata. Si calcolano quindi l’impatto e gli indicatori di rischio, da cui si ottengono gli indici di resilienza.

6 3 2

Modelli e dati Un aspetto cruciale negli strumenti di valutazione di rischio e resilienza è quello dei modelli delle minacce e vulnerabilità. Modelli estremamente dettagliati richiedono dati difficilmente ottenibili, mentre modelli iper-semplificati renderebbero inattendibile la stima della probabilità di guasto, vanificando lo scopo dello studio. Per questo, lo strumento im-

156

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.24

Architettura dello strumento di valutazione del rischio e della resilienza del sistema di potenza e ICT.

Generatore di contingenza Dati minacce e vulnerabilità Criteri di selezione

Modelli delle minacce (T) Modelli di vulnerabilità dei componenti (V) Modelli probabilistici di guasto dei dispositivi/sistemi di potenza ed ICT (F) Modelli probabilistici delle contingenze power/ICT (C)

Incertezze delle iniezioni Altri fattori influenti

Risposta post-guasto e probabilità (R) Indici di impatto (I)

Modelli delle azioni automatiche/manuali (SPS, Operator…) eventualmente affetti da gusti ICT

Indici di rischio (RI)

plementa modelli che rappresentano un buon trade-off tra accuratezza e complessità, richiedendo per lo più dati disponibili da sistemi previsionali, di monitoraggio o basati sull’esperienza di esercizio del gestore. Nello strumento, i modelli delle minacce possono essere tarati a partire dalle previsioni delle grandezze influenti (modelli meteorologici) o dai sistemi di monitoraggio in linea a disposizione dei gestori di rete. A causa della loro frequenza molto bassa, le minacce di natura antropica possono essere caratterizzate solo tramite informazioni qualitative da parte di esperti. Analogamente, i modelli di vulnerabilità possono essere calibrati sulla base di prove di laboratorio e dati storici. Nella definizione di modelli e parametri sono stati esaminati annuari statistici [94], dati di letteratura [95] e rapporti di blackout, con lo scopo di individuare le principali cause di interruzione del servizio e le infrastrutture da modellizzare. I risultati dei modelli relativi alle fulminazioni, ai manicotti di ghiaccio e al vento salino si sono dimostrati coerenti con dati reali di incidenti in presenza di minacce [51]. Prima di poter essere integrato nelle procedure di programmazione dell’esercizio o nelle valutazioni quasi in linea di sicurezza, un approccio come quello descritto deve essere lungamente e approfonditamente sperimentato. Il criterio previsto attualmente nei codici di rete per garantire la sicurezza è infatti ancora quello deterministico N-1; tuttavia Resilienza del sistema elettrico 157

è in corso una trasformazione culturale da parte degli operatori verso l’utilizzo di approcci probabilistici, che può facilitare la comprensione e l’applicazione di questo prodotto di ricerca.

6 3 3

Valutazione della resilienza – Esempi applicativi Di seguito sono presentati alcuni risultati dello strumento prototipale per la valutazione del rischio e della resilienza su porzioni della rete italiana. Per inquadrare i risultati occorre tenere presente che: ■■

■■

FIGURA 6.25

il modello elettrico considera la sola rete di trasmissione a 220/400 kV: la rete di subtrasmissione e quelle di distribuzione non sono rappresentate (gli scambi di potenza tra subtrasmissione e trasmissione sono modellati come carichi equivalenti); per le minacce sono stati adottati modelli che consentono di valutare la probabilità di guasto dei componenti su un orizzonte di 10 minuti, interessante per l’esercizio del sistema elettrico, tenendo conto dell’evoluzione della minaccia laddove rilevante. Nel caso dei manicotti di ghiaccio si considera che questi abbiano subito

Risultati ottenuti con lo strumento di valutazione del rischio del sistema elettrico.

Visualizzazione delle contingenze nelle dimensioni probabilità impatto Classificazione delle contingenze

Individuazione rapida delle contingenze più pericolose

Valutazione del margine dai limiti operativi del sistema, anche in presenza di incertezze previsionali legate alle rinnovabili e al carico

158

Il contributo di RSE: studi e strumenti

Lana

All Premadio

Bolzano

Lavis

Moline W2

290

Vellai Cordignano Cavilla Conegliano

Trento Suf

285

W2228

135

Sandrigo Scoré Vicenza MV Acc Valbruna VI

26 W22 6 34 1 W

Mincio Dugale Nogarole Rocca Mantova

Camin

Villabona Porto Marghera CE5 Fusina CE Dolo

Mantova CE

W1 399

Cremona Marcaria

Salgareda

Treviso Sud

Riva Acciaio

Flero

■■

Oderzo

W221

Nave

Fadalto

Piancamuno

Soverzene

8 21

Arco Cimego

Polpet

W2265

S. Fiorano

Edolo Edolo CE2 Cedegolo 2241 W S. Fiorano

0 V22

W2217

Robbia

S. Antonio

OV2 21

Glorenza Naturno Lasa Castelbello Pracomune PremadioRobbia

Scenario di tempesta di neve nell’area fra Trento e Bolzano.

MM1380

FIGURA 6.26

Adria Sud

un accrescimento nell’intervallo precedente a quello di analisi (1 o 2 giorni prima); il modello di accrescimento dei manicotti è semplificato rispetto a quello proposto per neve umida (Makkonen), senza perdita di generalità rispetto all’adozione di modelli più specifici.

La Figura 6.25 mostra una schermata con vari risultati dello strumento e diverse modalità di rappresentazione. Tempesta di neve La minaccia qui considerata consiste in una tempesta di neve con velocità di picco fino a 35 m/s e precipitazioni moderate applicata in un’area di rete a 220 kV compresa tra le città di Trento e Bolzano (Figura 6.26). I componenti critici consistono in alcune linee a 220 kV che trasferiscono la potenza prodotta da alcune centrali idroelettriche alpine (Santa Resilienza del sistema elettrico 159

Massenza, Ala) verso le zone di carico limitrofe (centri di carico come Verona) (Tabella 6.1). Si osserva che la probabilità di guasto, valutata su un intervallo di 10 minuti, assume lo stesso ordine di grandezza per tutti i collegamenti. Secondo la procedura illustrata nel Capitolo 4 si individuano 23 contingenze rischiose da analizzare in dettaglio. Le contingenze N-1 risultano caratterizzate dalla probabilità di accadimento maggiore; tuttavia si osservano anche contingenze di semisbarra con probabilità di occorrenza non trascurabile (SSB1_ABAV211 e SSB2_ABAV211 nella stazione di carico a 220 kV presso Bolzano), confrontata con quella delle altre contingenze N-k (Figura 6.27). Dall’analisi di dettaglio si ricava che il valore più basso dell’indice di resilienza è associato a una contingenza di semisbarra che ha probabilità piuttosto bassa, ma impatto significativo (Figura 6.28). Il sistema è invece pienamente resiliente alle contingenze N-1, rispetto alle quali il rischio di disalimentazione è zero. Monitoraggio del rischio globale di sistema Il prototipo di valutazione della resilienza è stato sperimentato su un modello realistico della rete AAT italiana a 220/400 kV in condizioni di basso ed alto carico. La simulazione è stata svolta su diversi scenari di minaccia, che includono minacce sia naturali sia antropiche con diversi valori di intensità delle minacce e/o diverse vulnerabilità dei componenti. Le minacce non sono tutte pertinenti all’area di rete considerata (la rete AAT della Sicilia), ma sono applicate a scopo esplicativo per permettere di effettuare confronti. Una lista degli scenari di minaccia analizzati è riportata nella Tabella 6.2.

TABELLA 6.1

Probabilià di guasto dei componenti critici – Scenario “tempesta di neve 1” tra Trento e Bolzano.

Linea

Probabilità di guasto sui 10 minuti

Lana – S. Antonio (codice: LANV211 – SATV211)

6,96*10-4

Maso Pill. – Rattisio (codice: MPIV221 – RATV211)

4,46*10-4

Castelbello – Maso Pill. (codice: CBEV211 – MPIV211)

3,10*10-4

Bolzano – S. Floriano (codice: ABAV211 – SFLV211)

2,97*10-4

Ala – Maso Pill. (codice: ALAV211 – MPIV221)

2,88*10-4

Ala – Maso Pill. (codice: ALAV211 – MPIV211)

2,86*10-4

Cardano – S. Massenza (codice: CARV211 – SMSV211)

2,78*10-4

160

Il contributo di RSE: studi e strumenti

Probabilità di occorrenza delle contingenze rischiose nello scenario di minaccia “tempesta di neve” nell’area del Trentino. 1 0,1 0,01 0,001 0,0001 0,00001 0,000001 0,0000001 1E-08 1E-09 ‘N-1_ABAV211_SFLV211’ ‘N-1_ALAV211_MPIV211’ ‘N-1_ALAV211_MPIV221’ ‘N-1_CARV211_SMSV211’ ‘N-1_CBEV211_MPIV211’ ‘N-1_LANV211_SATV211’ ‘N-1_MPIV221_RATV211’ ‘SSB1_ABAV211’ ‘SSB2_ABAV211’ ‘SB_ABAV211’ ‘SB_MPIV211’ ‘SB_MPIV221’ ‘SB_RATV211’ ‘SSB1_ALAV211_PP’ ‘SSB2_ALAV211_PP’ ‘SSB2_CARV211_PP’ ‘SSB1_SMSV211_PP’ ‘SSB2_SMSV211_PP’ ‘SSB1_SATV211_PP’ ‘SSB2_SATV211_PP’ ‘SSB2_CBEV211_PP’ ‘SSB1_LANV211_PP’ ‘SB_SFLV211_PP’

Probabilità

FIGURA 6.27

ID contingenza

“N-1_ …” =

Guasto su linea con apertura della stessa

“SB_ …” =

Guasto su sistema di sbarre con perdita completa della stazione

“SSB1(2)_ …” = Guasto di semisbarra 1(2) con apertura degli elementi

FIGURA 6.28

della semisbarra guasta

Istogramma dei valori dell’indice di resilienza per le contingenze che manifestano un rischio non nullo di disalimentazione. SB_ABAV211 SSB2_SMSV211_PP SSB2_CARV211_PP SSB2_SATV211_PP SSB2_ABAV211 SSB1_ABAV211 SSB2_ALAV211_PP 0

System resilience to ctgs (dt = 10 minute) dB (Level Resilience = 1)

CARV211 = Sottostazione a 220 kV di Cardano SMSV211 = Sottostazione a 220 kV di S. Massenza

ALAV211 = Sottostazione a 220 kV di Ala ABAV211 = Allacciamento a 220 kV presso Bolzano SATV211 = Sottostazione a 220 kV di S. Antonio

Resilienza del sistema elettrico 161

È possibile effettuare confronti dei livelli di rischio e resilienza al variare: ■■ ■■ ■■ ■■ ■■

delle tipologie di minaccia; dell’intensità delle minacce; dell’estensione geografica delle minacce; della vulnerabilità dei componenti; dello stato iniziale del sistema elettrico.

La Figura 6.29 mostra gli indicatori di rischio LOL globali (espressi in dB, sulla base 10-15, a causa della grande escursione fra valori massimi e

TABELLA 6.2

Caratteristiche degli scenari di minaccia.

Nome Scenario

Descrizione

Tempesta di neve 1

Tempesta di neve moderata con vento fino a 35 m/s e precipitazioni moderate

Tempesta di neve 2

Tempesta di neve intensa con vento fino a 35 m/s e precipitazioni intense

Tempesta di vento 1

Tempesta di vento moderata con venti fino a 35 m/s

Tempesta di vento 2

Tempesta di vento intensa con venti fino a 45 m/s

Ghiacciamento 1

Ghiacciamento moderato

Ghiacciamento 2

Ghiacciamento intenso

Inquinamento 1

Inquinamento modesto

Inquinamento 2

Inquinamento moderato

Inquinamento 3

Inquinamento intenso

Fulmini

Tempesta di fulmini intensa

Terremoto 1

Terremoto intenso

Terremoto 2

Terremoto catastrofico

Frane 1

Frane dovute a terremoto intenso

Frane 2

Frane dovute a terremoto catastrofico

Sabotaggio 1

Attivisti contro obiettivi multipli + standard protezioni fisiche

Sabotaggio 2

Professionisti contro obiettivi multipli + standard protezioni fisiche

Sabotaggio 3

Attivisti contro obiettivi multipli + protezioni fisiche rinforzate per linee aeree

Sabotaggio 4

Attivisti contro obiettivi multipli + protezioni fisiche ridotte per sottostazioni

Alluvione 1

Alluvioni catastrofiche (max 5 m). Apparecchiature della sottostazione rialzate

Alluvione 2

Alluvioni intense (max 4 m). Apparecchiature della sottostazione rialzate

Contatto alberi 1

Manutenzione moderata del taglio alberi + altezza attesa dell’albero = 24 m

Contatto alberi 2

Manutenzione accurata del taglio alberi + altezza attesa dell’albero = 24 m

Contatto alberi 3

Manutenzione accurata del taglio alberi + altezza attesa dell’albero = 26 m

Incendio

Max temp. 500 °C nella sottostazione

Invecchiamento 1

100 000 ore di funzionamento

Invecchiamento 2

200 000 ore di funzionamento

162

Il contributo di RSE: studi e strumenti

minimi) per gli scenari considerati. I risultati mostrano un’elevata sensibilità degli indici di rischio all’intensità delle minacce e al livello di carico. In generale, il rischio dipende in modo complesso dai suoi fattori influenti e solo un approccio quantitativo come quello presentato può mettere in evidenza queste dipendenze. Le minacce hanno diverse modalità di interazione: alcune minacce sono localizzate, quindi colpiscono relativamente pochi componenti; ■■ altre minacce sono più estese, quindi è probabile che coinvolgano più componenti (linee, trasformatori, sbarre). Lo stato iniziale del sistema elettrico è rilevante sia per la configurazione (componenti in servizio, topologia di rete), sia per il punto di lavoro (in particolare, i valori dei flussi di potenza): ■■

■■

il livello di magliatura della rete incide sull’impatto delle contingenze: una rete poco magliata favorisce il verificarsi di scatti in cascata; un punto di lavoro con ampi margini di sicurezza è meno soggetto a instabilità e cascading: la perdita di un collegamento poco carico comporterà una variazione dei flussi relativamente poco severa; il punto di lavoro, inoltre, può avere impatto sulla stessa vulnerabilità dei componenti: per evitare il ghiacciamento è positivo che la corrente sia elevata, rispetto al flashover con alberi è preferibile una corrente bassa13.

Occorre peraltro ricordare che, per esigenze di esercizio, in condizioni di basso carico è generalmente adottata una configurazione meno magliata di rete rispetto alle condizioni di carico elevato14, per cui un aspetto positivo per la sicurezza (il basso carico) è compensato da uno negativo (la minore magliatura), e viceversa. Per questo, il rischio globale presenta valori elevati per alcune minacce in condizioni di carico elevato, e di basso carico per altre minacce. I risultati delle simulazioni mostrano l’importanza di analizzare le minacce che colpiscono lo stato corrente del sistema. Il notevole contributo al rischio di sistema delle contingenze multiple dipendenti per 13 Lo stato operativo ha anche un impatto di lungo termine sull’invecchiamento

dei componenti. 14 Pratica abituale presso i gestori di rete di trasmissione, per evitare

innalzamenti eccessivi della tensione. Resilienza del sistema elettrico 163

Il contributo di RSE: studi e strumenti

FIGURA 6.29

Rischio globale di perdita di carico (LOL) espressa in dB per condizioni di esercizio ad alto e basso carico e per i 26 scenari di minaccia considerati.

Tempesta di neve 1 Tempesta di neve 2 Tempesta di vento 1 Tempesta di vento 2 Ghiacciamento 1 Ghiacciamento 2 Inquinamento 1 Inquinamento 2 Inquinamento 3 Fulmini Terremoto 1 Terremoto 2 Frane 1 Frane 2 Sabotaggio 1 Sabotaggio 2 Sabotaggio 3 Sabotaggio 4 Alluvione 1 Alluvione 2 Contatto alberi 1 Contatto alberi 2 Contatto alberi 3 Incendio Invecchiamento 1 Invecchiamento 2

100

120

140

160

180

dB (base = 10-15) Alto carico Basso carico

alcune minacce (ad esempio, “Tempesta di vento 1” per alto carico di rete) dimostra che il criterio di sicurezza convenzionale N-1 sottovaluta il livello effettivo di rischio. Si vede quindi come la valutazione degli indicatori globali di rischio LOL permette di quantificare i benefici di diversi tipi di contromisure adottate dai TSO: gli scenari “Contatto alberi 1” e “Contatto alberi 2” confrontano due procedure di manutenzione boschiva del tracciato delle linee aeree AAT.

164

Esigenze per il futuro e barriere La resilienza dei sistemi è una proprietà relativamente nuova nel panorama scientifico e applicativo nazionale e internazionale. Anche se una definizione condivisa di resilienza è ancora lontana, gli elementi principali che la caratterizzano sono già ben inquadrati e diverse metodologie sono in corso di sviluppo per la loro quantificazione, con l’obiettivo di migliorare la resilienza del sistema elettrico. Tuttavia, la strada per una piena integrazione del concetto di resilienza nella pianificazione e nell’esercizio della rete è appena iniziata e molte barriere devono ancora essere superate. Le incertezze previsionali richiedono metodologie di analisi che presentano significativi oneri computazionali. Inoltre, nell’analisi della resilienza occorre considerare la dinamica del sistema (tramite simulazioni nel dominio del tempo): la complessità della risposta del sistema ai disturbi (anche per la presenza di nuove tecnologie quali FACTS, convertitori HVDC e generatori connessi via convertitori elettronici) e i ridotti margini di sicurezza di esercizio richiedono il superamento delle analisi puramente statiche anche in ambiente in linea. Le perturbazioni più gravi nascono da cause molto eterogenee costituite da eventi multipli poco frequenti, cioè con bassa probabilità di accadimento. Occorre sviluppare e tenere aggiornati, anche in linea e almeno per le minacce di origine meteo, dei modelli probabilistici dei guasti esogeni ed endogeni. Parallelamente è necessario disporre di un database degli eventi, verosimili e inverosimili, accaduti o possibili, con la loro probabilità di accadimento reale e stimata. Il criterio di sicurezza N-1, comunemente adottato dagli operatori di rete, può non risultare sufficiente nei casi di esercizio in cui il sistema è vicino alle sue capacità prestazionali per qualche componente. È necessario simulare degli scenari di guasti N-k, cioè con k componenti guasti, rimanendo nelle ipotesi di eventi verosimili sia pur con bassa probabilità, calcolando per ogni scenario la probabilità totale di accadimento ed associando le conseguenze alla fine della fase transitoria simulata dinamicamente. La complessità delle combinazioni di eventi è difficile da modellizzare e, a causa dell’esplosione combinatoria, richiede tecniche evolute di selezione (filtering) per ridurre l’ampiezza dell’analisi. A causa dell’alto numero di contingenze multiple (N-k) e dell’elevata severità di alcune di esse, non è economicamente conveniente, o persino tecnicamente fattibile, rendere il sistema elettrico robusto rispetto a tutte le possibili contingenze e, quindi, l’approccio deterministico non può essere applicato sistematicamente per migliorare le performance del sistema. Già oggi gli operatori, in caso di informazioni che non permettono una valutazione deterministica, agiscono sulla base della propria esperienza e percezione dello stato del sistema elettrico, in funResilienza del sistema elettrico 165

Esigenze per il futuro e barriere

zione del filtro sulle informazioni effettuato dal sistema di controllo, della loro valutazione sulla verosimiglianza degli eventi e del rischio associato alla situazione, dove il rischio è inteso come la combinazione fra la probabilità di eventi sfavorevoli, e la severità delle conseguenze. La prospettiva è quella di adottare metodi di tipo probabilistico, basati sul rischio, in grado di combinare gli aspetti di probabilità e severità e pertanto adatti per trattare contingenze estreme. Analogamente, anche un processo più strutturato per la valutazione della sicurezza si può basare su valutazioni quantitative, o anche qualitative, ma non soggettive, degli indici di rischio di esercizio, per il quale uno stato di funzionamento è accettabile se i suoi indici di rischio sono inferiori a opportune soglie. Il dettaglio modellistico richiesto per le analisi deve essere sufficientemente approfondito, il che contrasta con la difficoltà di reperimento delle informazioni sullo stato di funzionamento, i modelli dei componenti e dei sistemi e i dettagli di configurazione. In questo caso, lo sforzo deve essere soprattutto nella identificazione dello stato di funzionamento del sistema elettrico, che ha maggiore influenza sulla corrispondenza con la realtà dei risultati delle simulazioni. Ai fini dell’esercizio in sala controllo, queste informazioni dovrebbero essere raccolte in un sistema centralizzato per essere direttamente monitorate dall’operatore e per alimentare le funzioni di valutazione avanzata della sicurezza e della resilienza: per formare una visione più completa del sistema nel suo ambiente e per individuare più precisamente le situazioni a rischio di eventi multipli indipendenti ed eventi dipendenti con causa comune.

166

In conclusione La maggiore frequenza degli eventi meteo estremi e le crescenti incertezze di previsione (a causa della forte penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili) sono driver fondamentali per migliorare i criteri finora adottati per la gestione del sistema e per una estensiva applicazione del concetto di resilienza, ma nel contempo costituiscono anche le principali barriere all’applicazione di metodologie avanzate. Per far fronte, infatti, alle accresciute esigenze di continuità del servizio elettrico nell’attuale contesto di utilizzo della rete occorre introdurre nuovi approcci per la gestione del sistema. È necessario anzitutto focalizzare l’attenzione sulle contingenze multiple e sulle relative cause, sviluppando un’adeguata modellistica e strumenti di supporto all’operatore per segnalare tempestivamente le situazioni di accresciuta probabilità di disservizi generalizzati. Questa monografia ha inteso illustrare lo stato dell’arte sulla resilienza del sistema elettrico. È stata proposta una definizione di resilienza, analizzate le molteplicità di cause di degrado del sistema, proponendone una classificazione e un’analisi, e sono stati presentati i principi di un approccio basato sul concetto di rischio per la sua valutazione e per il suo miglioramento. Per la maggior parte i risultati presentati sono frutto delle ricerche svolte da RSE nell’ambito della RdS, e di diversi progetti UE in cui RSE ha avuto ruoli significativi. L’applicazione di questi concetti, metodi, strumenti ai contesti operativi del controllo in tempo reale è certamente significativa ma non può che essere graduale. Oltre ad affinare le tecniche, serve modificare i criteri di pianificazione ed esercizio finora adottati includendo la rilevazione di uno stato completo del sistema elettrico considerando previsioni e dati storici sulle minacce, l’individuazione dei parametri dei modelli con il grado di dettaglio richiesto, la definizione di criteri di controllo, preventivo e correttivo, e di nuovi piani di difesa. Si deve prevedere la realizzazione di un sistema centralizzato di gestione delle informazioni e lo sviluppo di modelli probabilistici accurati delle cause di guasto, da alimentare con informazioni aggiornate in tempo reale incominciando da quelle meteorologiche. Agli scenari di contingenza deve essere associata una probabilità di accadimento e valutata la possibile risposta del sistema elettrico. L’elaborazione degli andamenti degli indici di rischio può contribuire a individuare e giustificare le scelte strategiche per lo sviluppo della rete e per le risorse da destinare all’ingegneria degli impianti e alla loro manutenzione. Tutto ciò fa capire quanto sia ancora lunga la strada per una completa assimilazione del concetto di resilienza nei contesti di pianificazione e di esercizio della rete. L’obiettivo finale è di poter identificare le tipoloResilienza del sistema elettrico 167

In conclusione

gie piĂš adeguate di interventi (robustezza dei componenti, ridondanze nella rete, schemi di difesa, capacitĂ di ripristino), in accordo a valutazioni costi-benefici, per migliorare i livelli di servizio.

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Lista degli acronimi Acronimo

Significato

AAT

Altissima Tensione (>150 kV)

AEEGSI

Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico

Alta Tensione (superiore a 30 kV e fino a 150 kV)

CBA

Cost-Benefit Analysis

CEI

Comitato Elettrotecnico Italiano

CENELEC

Comité Européen de Normalisation Électrotechnique

CIGRE

Conseil International des Grands Réseaux Électriques

DMS

Distribution Management System

DSO

Distribution System Operator

EMS

Energy Management System

European Norm

ENS

Energy Not Served

ENSR

ENS di riferimento

ENTSO-E

European Network of Transmission System Operators for Electricity

Generazione Distribuita

HVDC

High Voltage Direct Current (corrente continua in alta tensione)

ICT

Information and Communication Technologies

IEC

International Electrotechnical Commission

INGV

Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia

LoL

Loss of Load

Media Tensione (superiore a 1 kV e fino a 30 kV)

PESSE

Piano di Emergenza per la Sicurezza del Sistema Elettrico

RdS

Ricerca di Sistema elettrico

SCADA

Supervisory Control And Data Acquisition

RTN

Rete di Trasmissione Nazionale

SPS

Special Protection System

TSO

Transmission System Operator

VENF

Valore dell’Energia Non Fornita

Resilienza del sistema elettrico 175

RSEview RIFLESSIONI SULLâ&#x20AC;&#x2122;ENERGIA

“Questa monografia, ormai la nona della collana RSEview, tratta di un argomento inusuale nel nome e forse ignoto ai più, ma che più di altri si impone e si imporrà all’attenzione di chi di energia si occupa. Resilienza. La resilienza entra in campo quando le condizioni operative del sistema sono lontane dalla ordinarietà e chiama a raccolta tutte le risorse possibili cui il sistema può attingere per garantire l’adempimento delle proprie funzioni. E allora, il concetto di resilienza si allarga a servizi e funzionalità che possono integrare gli aspetti di progettazione propri del sistema. Un ulteriore fascino legato al tema della resilienza è che offre una terza via alla semplicistica visione che per rendere un sistema più sicuro sia necessario farlo più robusto e più ridondante”. dalla premessa di Stefano Besseghini, Presidente e Amministratore Delegato RSE

RSE SpA - Ricerca sul Sistema Energetico - sviluppa attività di ricerca nel settore elettro-energetico, con particolare riferimento ai progetti strategici nazionali, di interesse pubblico generale, finanziati con il Fondo per la Ricerca di Sistema. Fa parte del Gruppo GSE SpA, interamente a capitale pubblico.

RSE implementa attività congiunte con il sistema della pubblica amministrazione centrale e locale, con il sistema produttivo, nella sua più ampia articolazione, con le associazioni e i raggruppamenti delle piccole e medie imprese e le associazioni dei consumatori.

RSE promuove e favorisce lo sviluppo delle professionalità di domani promuovendo tutte le occasioni di supporto allo svolgimento di attività di formazione e divulgazione legate ai temi di ricerca svolti. L’attività di ricerca e sviluppo è realizzata per l´intera filiera elettro-energetica in un´ottica essenzialmente applicativa e sperimentale, assicurando la prosecuzione coerente delle attività di ricerca in corso e lo sviluppo di nuove iniziative, sia per linee interne sia in risposta a sollecitazioni esterne.

RSE dispone di un capitale umano che rappresenta un patrimonio unico di competenze ed esperienze, la cui difesa e sostegno rappresenta una condizione necessaria per consentire lo sviluppo di politiche di innovazione in un settore di enorme rilevanza per il Sistema Paese come quello energetico.

ISBN 978-88-943145-0-2

9 788894 314502