Piano di difesa del settore elettrico

PIANO DI DIFESA DEL SETTORE ELETTRICO
Principali interventi realizzati

Nell’area Programmazione dell’esercizioPredisposizione di piani e programmi per l’esercizio del sistema elettrico. è stata migliorata l’efficacia della
programmazioneDefinizione dei piani di utilizzo, in un determinato orizzonte temporale, dei mezzi di produzione e trasmissionedisponibili, al fine di soddisfare il fabbisogno energetico nel rispetto della qualità e continuità del servizio. settimanale in particolare per quanto concerne la valutazione di adeguatezza e sicurezza del Sistema Elettrico permettendo di migliorare il raccordo con la programmazione giornaliera.
Il processo di delibera del piano annuale è stato razionalizzato attraverso l’adozione di nuovi criteri di selezione delle indisponibilità e la rivisitazione delle tempistiche. Sono stati inoltre individuati gli interventi di razionalizzazione del processo di gestione delle indisponibilità che, una volta realizzati, consentiranno di ottimizzare il raccordo tra le fasi di programmazione e di manutenzioneOperazioni e interventi finalizzati al mantenimento o al ripristino dell’efficienza e del buon funzionamento degli impianti elettrici, tenuto conto dell’eventuale decadimento delle prestazioni. e degli interventi.
Importanti risultati sono stati conseguiti in ambito della previsione della generazione eolica, della gestione della crisi idrica, della programmazione dell’estero e del disaster recovery del processo di programmazione/mercato. In tutti questi ambiti la finalizzazione degli strumenti informatici a supporto ha permesso di attivare nuovi modelli/criteri gestionali volti a migliorare l’efficacia del processo.

Nell’area Controllo in linea si registra il consolidamento del nuovo sistema denominato SCTI (Sistema di ControlloInsieme di sistemi di calcolo, linee di trasmissione dati e apparati che rendono possibile il controllo,in sicurezza ed economia, dell’intero sistema elettrico. Sistema di Supervisione e Acquisizione dati (SCADA) Sistema computerizzato per il controllo della produzione e trasmissione, con funzioni di acquisizione dati e di interfaccia uomo-macchina, per presentare i dati agli operatori dei centri di controllo. e Teleconduzione Integrato) grazie alla finalizzazione delle funzioni a supporto e all’estensione del perimetro di rete direttamente osservato per oltre 10.000 MW di potenza installata. Il nuovo sistema è stato inoltre rafforzato grazie alla finalizzazione del progetto disaster recovery sia nella componente centrale sia nelle componenti periferiche.

Nell’area Sistemi di Protezione e Regolazione prosegue il potenziamento del sistema di distacco preventivo automatico dei carichi (EDA), in particolare è stata completata l’attività di asservimento al sistema degli impianti di pompaggio, sono stati finalizzati gli aspetti contrattuali relativi all’installazione di sistemi di rilevazione eventi sulla rete francese, ed è stata completata la prima fase del progetto nuovo BME consistente in un significativo ammodernamento del sistema sia tecnologico che funzionale. I sistemi di regolazione registrano anche avanzamenti nei piani di installazione di reattanze shunt strumentali sia alla regolazione di tensione, sia alla riaccensioneInsieme di attività coordinate da Terna con l’obiettivo di rialimentare un sistema elettrico dopo un black-out..

Nell’area Controllo del transitorio di frequenzaRappresenta il numero di oscillazioni per secondo, in cui il valore di una grandezza alternata, per esempiola tensione, varia dalla polarità positiva alla polarità negativa. Si misura in Hertz (Hz). prosegue il potenziamento dei sistemi di distacco automatico del carico, la revisione delle regolazioni e le protezioni dei principali impianti termoelettrici e il monitoraggioInsieme di azioni per individuare l'attuale stato di funzionamento di un sistema elettrico.Numero medio di disalimentazioni per utente di rete (N)Il numero medio di disalimentazioni per utente della rete direttamente connesso alla RTNè definito dalla seguente formula: Numero medio di disalimentazioni per utente= Dove la sommatoria è estesa a tutte le disalimentazioni accadute nel periodo e/o nell’anno solare e nell’area, e dove: • Ui è il numero di utenti coinvolti nella i-esima disalimentazione considerata • Utot è il numero totale degli utenti direttamente connessi alla RTN durante l’anno solare. Ui Utot n i=1 periodico delle prove di load rejection.

Nell’area Riaccensione del sistema i principali interventi sono stati concentrati sul rafforzamento strutturale dell’infrastruttura di telecomunicazioni strumentale a controllo, conduzione e difesa del sistema elettrico. In particolare è stata avviata la realizzazione di un backbone in fibra ottica proprietario e di un sistema di telecomunicazioni basato su rete a onde convogliate digitali; è stata completata l’estensione della sicurezza perimetrale (firewall) a tutta la rete di backbone; è stato realizzato il doppio collegamentoInsieme di elementi della Rete costituito dalla linea di trasmissione e dagli stalli agli estremi della stessa,inclusi i relativi organi di sezionamento circuitale. La classificazione dei collegamenti per livelli di tensioneviene effettuata facendo riferimento alla tensione nominale. La lunghezza del collegamentoè, di norma, la lunghezza della linea che costituisce il collegamento stesso. in fibra ottica tra le due sedi di disaster recovery ed è stata rafforzata l’infrastruttura di telecomunicazione presso le stazioni elettriche.

Per l’area Monitoraggio e sicurezza infrastrutture, sono proseguiti gli interventi di installazione degli apparati per il monitoraggio dei fenomeni elettrici sulla rete; è stata completata la predisposizione del Security Operation Center, ed è stata avviata la realizzazione di un sistema di controllo intrusione e videosorveglianza stazioni per quelle considerate potenzialmente a maggior rischio e di tutela della sicurezza fisica nei Centri di Controllo e Teleconduzione di Terna.

Principali interventi programmati

Nell’area della Programmazione dell’esercizio i programmi sono orientati al completamento del processo di razionalizzazione avviato nel corso del 2007 ovvero alla rivisitazione dei processi e miglioramento degli strumenti a supporto del processo di programmazione. Ulteriori ambiti di miglioramento saranno indirizzati verso l’ottimizzazione degli strumenti a supporto della verifica di compatibilità degli scioperi e la gestione dei vincoli di sistema. Ci si attende inoltre un affinamento del processo relativo alla previsione della generazione eolica e un’estensione del perimetro di applicazione e un consolidamento delle procedure di gestione per quanto concerne il disaster recovery del processo di programmazione/mercato.

Nell’area del Controllo in linea, tra gli obiettivi sostanziali vi sono il miglioramento del sistema di controllo in linea (SCTI) che comprende l’ulteriore allargamento della visibilità della rete rilevante italiana, il completamento della visibilità della rete francese e di conseguenza l’applicazione di algoritmi di stima dello stato e sicurezza idonei, la finalizzazione del nuovo processo/strumento a supporto del data engineering e la razionalizzazione dei sistemi di archiviazione per permettere una migliore efficacia nell’attività di ricostruzione/analisi disservizi.

Nell’area Sistemi di protezione e regolazione prioritari sono gli interventi sui sistemi di difesa e alcuni studi sulle strategie di difesa del sistema elettrico. Per quanto riguarda i sistemi l’obiettivo è di completare l’attività di rilevazione eventi su rete francese “asserviti” al sistema EDA-Estero ed estendere la realizzazione del nuovo sistema BME a tutto il Sud Italia. Gli studi principali invece riguarderanno la valutazione delle strategie di suddivisione del sistema in isole e l’adozione di alleggerimento di carico basato su relè di tensione.

Nell’area Riaccensione del sistema proseguirà il rafforzamento strutturale dell’infrastruttura di telecomunicazioni strumentale a controllo, conduzione e difesa del sistema elettrico, anche in condizioni di crisi elettrica, attraverso l’estensione del backbone in fibra ottica proprietario e del sistema di telecomunicazioni basato su onde convogliate digitali; la sicurezza perimetrale (firewall); il rispetto dei programmi di esecuzione delle prove di riaccensione. Inoltre si prevede di rafforzare le procedure di gestione ed esercizio della nuova infrastruttura di rete attraverso la rivisitazione delle procedure e l’adozione di strumenti a supporto.

Nell’area Monitoraggio e sicurezza delle infrastrutture gli obiettivi fondamentali riguardano l’avvio del Security Operation Center, l’estensione del Sistema di Controllo intrusione e videosorveglianza stazioni. Prioritari risultano altresì interventi di avanzamento delle installazioni in stazione e remotizzazione per il monitoraggio funzionale dei fenomeni elettrici e la diagnostica evoluta da remoto.

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