Il progetto “Anno 2000” nel gruppo Enel

1. Il progetto “Anno 2000”nel gruppo Enel

2. Gli obiettivi • Garantire la continuità e la sicurezza del servizio elettrico • Limitare le conseguenze di eventuali disservizi • Contribuire ad una corretta informazione dell’opinione pubblica

3. Il gruppo di progetto • Il comitato di vertice del progetto è presieduto dal Direttore dei Sistemi Informatici e comprende 9 coordinatori di progetto (uno per ciascuna delle strutture principali dell’Enel) • Partecipano ai lavori del comitato di vertice anche la Segreteria Legale e le Relazioni Esterne

4. L’auditing del progetto • Il progetto è sottoposto a controllo da parte dell’auditing interno dell’Enel • La certificazione delle metodologie utilizzate in tutte le fasi del progetto e della loro corretta applicazione è stata affidata a CESI S.p.A. (Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano) • Anche l’auditing interno ed il CESI partecipano ai lavori del comitato di vertice

5. La metodologia • La definizione di “conformità all’anno 2000” adottata è quella del British Standard Institution, che costituisce uno standard de facto • Viene anche riconosciuto ed utilizzato il concetto di “2000 readiness”, ossia la capacità del sistema di comportarsi correttamente pur non essendo completamente conforme • Il piano di contingency viene realizzato secondo la metodologia del NERC (North American Electric Reliability Council), adattata da CESI alle specificità dell’Enel

6. La metodologia (cont.) Le fasi del progetto: • inventario dei sistemi e delle applicazioni informatiche con individuazione della loro criticità ai fini della continuità del servizio; interpello dei fornitori • valutazione della conformità, sulla base delle dichiarazioni dei fornitori e/o dei risultati delle prove; definizione della eventuale strategia di intervento, che può consistere nell’adeguamento, nel contenimento mediante retrodatazione o altre tecniche, nella sostituzione • adeguamento e collaudo, secondo un piano temporale che privilegia i sistemi e le applicazioni informatiche maggiormente critici • diffusione sul territorio degli adeguamenti certificati

7. I numeri del progetto • 29 milioni di clienti • 86.000 dipendenti • 57 GW di potenza installata • 54.000 km di linee AAT ed AT, 1.000.000 km di linee MT e BT • 1.800 cabine primarie, 400.000 cabine secondarie • 3 CED, 1.100 reti locali

8. I sistemi critici • nella Produzione: • 15 posti di teleconduzione • 800 tra protezioni elettriche, sistemi elaborazione blocchi, sistemi di controllo integrato, sistemi di regolazione, di supervisione e di comando, sistemi automatici bruciatori • nella Trasmissione: • 13 sistemi di teleconduzione • 1.000 tra protezioni digitali, apparati di teleoperazione ed automatismo, sistemi di contabilizzazione energia • Centro Nazionale di Controllo, 8 centri di controllo regionali • nella Distribuzione • 16 sistemi di telecontrollo (100 terminali operativi) • 11.000 pannelli di protezione digitali linee AT ed MT • 12.000 gruppi di misura e controllo

9. I sistemi critici (cont.) • nelle Telecomunicazioni: • 10.500 apparati di telecomunicazione della rete di supporto al telecontrollo e alla telegestione • 3.000 apparati delle reti della telefonia operativa mobile e fissa • 2.500 nodi di commutazione della rete IP Intranet e della rete TD X.25 e Frame Relay • 1.300 centralini della rete della telefonia gestionale • nell’Informatica: • 3 CED, 1.100 reti locali • 600 applicazioni di informatica gestionale • 55.000 tra stazioni di lavoro e serventi

10. Le interconnessioni • L’UCTE emette raccomandazioni al fine di armonizzare le procedure delle società elettriche nazionali nell’esercizio della rete elettrica europea interconnessa • Le raccomandazioni UCTE in occasione del “cambio di millennio” prevedono: • massimo livello di interconnessione tra le reti delle diverse nazioni • ridotti flussi di potenza • Le interconnessioni con terzi produttori nazionali non sono critiche per il servizio elettrico, salvo situazioni locali che sono oggetto di particolare valutazione

11. I tempi • Le prime attività sono state svolte a metà 1997 • Tutti i sistemi di massima criticità ai fini del servizio elettrico (apparati di protezione, sistemi di telecontrollo e telegestione e loro rete TLC di supporto) sono, alla data, conformi o “ready” (certificazione completata ad aprile 1999) • Gli altri sistemi rilevanti per il servizio saranno certificati conformi entro settembre 1999 • Per i sistemi a bassa criticità le attività termineranno entro novembre 1999 • Il piano di contingency coprirà il periodo fino al marzo 2000

12. Il piano di contingency La metodologia CESI - NERC • Il piano: • l’analisi dei rischi operativi, in base alla probabilità stimata ed all’impatto di eventi dannosi di fonte interna o esterna • l’analisi degli scenari “più probabili” e “peggiori credibili” e l’identificazione delle misure di mitigazione del danno • la preparazione generale (identificazione di ruoli, risorse, regole, azioni generali) e la stesura del piano • La localizzazione del piano: • la suddivisione delle attività tra strutture centrali e territoriali dell’Enel • il monitoraggio centrale delle azioni svolte dal territorio

13. Il piano di contingency (cont.) • Il comitato di crisi costituirà un punto di coordinamento centralizzato ed assicurerà un canale comunicativo ufficiale, sia all’interno del gruppo Enel che verso l’esterno • La ridondanza della generazione, ottenuta aumentando il numero di gruppi di produzione connessi in rete, garantirà un ampio margine di riserva disponibile • Il livello delle scorte di combustibile sarà aumentato per fronteggiare eventuali ritardi negli approvvigionamenti • Le raccomandazioni dell’UCTE riflettono lo sforzo congiunto delle principali aziende elettriche europee per massimizzare l’affidabilità della rete di trasmissione

14. Il piano di contingency (cont.) • Il “Piano di Emergenza per la Sicurezza del Servizio Elettrico”, già predisposto ed utilizzato in passato dall’Enel, razionalizza la distribuzione dell’energia nel caso di serio deficit di potenza sulla rete di trasmissione • Il presidio umano verrà rafforzato laddove potrebbe rendersi necessario (controllo manuale di impianti con bypass degli automatismi; squadre di pronto intervento) • L’ “early warning”, cioè il monitoraggio di quanto accade in Oceania ed Estremo Oriente nelle ore che precedono la fine d’anno in Italia, potrà offrire qualche ora di preavviso per interventi urgenti